Реконструкция противодавленческой турбины З-46(50)-90(130)/11 Ивановской ТЭЦ

Реконструкция противодавленческой турбины З-46(50)-90(130)/11 Ивановской ТЭЦ

Введение

Ивановская ТЭЦ - 2 входит в состав Ивановского филиала ОАО «ТГК - 6», созданного 1 марта 2007 г. на базе генерирующих объектов ОАО «Ивановская генерирующая компания».

ОАО «ТГК - 6» является основным поставщиком тепловой и электрической энергии в шести регионах Центральной части Российской Федерации. Основными активами ОАО «ТГК - 6» являются 15 тепловых электростанций и 4 котельных общей установленной мощностью 3140 МВт и 10,5 тыс. Гкал/час. Средний износ мощностей составляет 61%.

Миссией ОАО «ТГК - 6» является содействие развитию и стабильности регионов расположения Компании через формирование инфраструктуры, обеспечивающей надёжное и бесперебойное энергоснабжение с использованием новых экологически чистых технологий, для развития промышленности и муниципальных образований.

В соответствии с интересами акционеров ОАО «ТГК - 6» своей стратегической целью считает долгосрочную максимизацию стоимости Компании за счёт экстенсивного и интенсивного развития на рынках тепловой и электрической энергии, повышения эффективности деятельности и выхода на открытые рынки капитала.

В рамках долгосрочной стратегии развития ОАО «ТГК - 6» намерено сущест - венно модернизировать и оптимизировать производственные активы путём реализации инвестиционных проектов.

Одним из таких проектов является проект реконструкции Ивановской ТЭЦ-2, который предусматривает подключение к действующей турбине Р-50 нового цилиндра, работающего на теплоперепаде от давления производственного отбора до давления теплофикационного отбора и установку за турбиной нового ПСГ (изменяется тип турбины Р-50-90 на ПТР-65-90).

Выхлоп существующей турбины заведён на два общестанционных коллектора пара 8-13 ата диаметром 500 мм. Потребность в реконструкции возникла вследствие отсутствия крупных потребителей пара и, как следствие, низкой годовой загрузки турбоагрегата (в среднем не более 400 часов в году).

Реконструкция предполагает поставку ЦСД с сохранением имеющихся на станции турбины и оборудования турбоустановки. ЦВД остается на прежнем месте, на существующем фундаменте. Существующий передний блок турбины переносится вперёд на 5 метров и размещается на достраиваемой части фундамента ЦСД в передней части существующей турбины. Ротор ВД модернизируется для обеспечения возможности соединения его с полумуфтой РСД. Корпус подшипников №2 и №3, вкладыш подшипника №2 поставляются новые. В летний период при отсутствии теплофикационной нагрузки подогреватель сетевой воды горизонтального типа (ПСГ-1850) будет выполнять функции конденсатора, то есть охлаждать конденсирующийся пар циркуляционной водой с номинальной температурой 20 ⁰С при конденсационных режимах. Это позволит использовать турбину практически круглый год - при любых тепловых нагрузках, дополнительно увеличить степень её использования и эффективность работы станции.

Преимущества проекта:

обеспечение работоспособности турбины Р-46 (50) - 90 (130)/11 при низком уровне потребления пара промышленного отбора;

значительное улучшение технико-экономических показателей работы стан - ции, повышение конкурентоспособности бизнеса;

повышение надёжности станции, в том числе как теплоисточника (в условиях зимних ограничений по газу обеспечивается работоспособность на угле);

увеличение установленной электрической и тепловой мощности станции за счёт модернизации турбины с организацией Т-отбора с нагрузкой 172 Гкал/ч (в настоящий момент П-отбор - 195 Гкал/ч - после проекта П-отбор 60 Гкал/ч).

1. Описание Ивановской ТЭЦ - 2

.1 Общие сведения о станции

Станция находится в центральной части г. Иваново на правом берегу реки Уводь. Площадь промплощадки ТЭЦ составляет 23,3 га.

Строительство Ивановской ТЭЦ - 2 началось в 1949 году по проекту Всесоюзного государственного ордена Ленина проектного института «Тепло - электропроект». ТЭЦ сооружалась в четыре очереди и оснащалась оборудованием, отвечающим всем требованиям отечественного энергостроения того времени. Наличие опытных кадров строителей и монтажников способствовало скорейшему вводу ТЭЦ в число действующих.

ноября 1954 года был пущен турбогенератор №1. Последующие годы мощность станции возросла. В 1964 году она достигла проектного уровня.

С 1965 года началось ее расширение. В 1968 году установлены: пятый, самый мощный турбогенератор, седьмой энергетический котел, один водогрейный котёл, построена мазутная насосная.

В 1969 году со сдачей в эксплуатацию восьмого энергетического котла и второго водогрейного расширение станции закончилось.

Еще во время строительства ТЭЦ, а затем и в период ее расширения начался процесс совершенствования режимов и модернизации оборудования. На топливоподаче были реконструированы приводные и натяжные станции, транспортёрные ленты заменены на более широкие с увеличением скорости. В котельном цехе проведена реконструкция скрубберов с повышением КПД с 88% до 96%, осуществлен перевод котлов с торфа на сжигание подмосковного, а затем кузнецкого угля, освоено сжигание газа. В турбинном цехе была осуществлена реконструкция проточной части турбин №2, 3, 4, что позволило увеличить номинальную мощность каждой на 5 МВт. В электрическом цехе была проделана большая работа по внедрению средств автоматики в схемах питания собственных нужд ТЭЦ. В химическом цехе были реконструированы схемы подпитки котлов и теплосети с полной заменой бакового хозяйства, осуществлен перевод дренажных систем фильтров с пластмассовыми колпачками на щелевые из нержавеющей стали, что значительно повысило надежность химводоочистки. Все основное оборудование ТЭЦ оснащено тепловыми защитами, электронными регуляторами, электроприводами.

Весь тридцатипятилетний период работы ИвТЭЦ - 2 был нелегким. Пришлось осваивать сжигание целевого ряда топлив - торфа, подмосковного, кузнецкого, донецкого, силезского углей, мазута и газа. Длительное время ИвТЭЦ - 2 была основным источником теплоснабжения г. Иванова. И весь этот период коллектив ТЭЦ неизменно справлялся с поставленной задачей. В результате многолетней интенсивной эксплуатации основное оборудование электростанции к концу 70-х годов было в значительной мере изношено, требовалась коренная реконструкция. Пришло время обновления. В качестве основного вида топлива определился кузнецкий уголь. С 1977 года на котле №8 началась реконструкция по проекту перевода на сжигание кузнецкого угля. В 1978 году реконструкция была произведена на котле №7, в 1980 году - на котле №5. В 1980 году заменен турбо - генератор №1, в 1981 году - турбогенератор №2, в 1984 году - турбогенератор №3, в 1987 году - турбогенератор №4, после чего установленная мощность электростанции достигла 184 МВт.

В октябре 1989 года введен в работу новый газопровод и ГРП, что позволило увеличить сжигание газа, способствуя тем самым улучшению экологической обстановки в городе.

В настоящее время на станции ведётся реконструкция противодавленческой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11. Новая турбина будет типа ПТР - 65 - 8,8/0,12. По своим технико-экономическим показателям она будет существенно превосходить все имеющиеся на станции турбины на зимних режимах эксплуатации, а на летних режимах работы иметь показатели, сопоставимые с конденсационными турбинами.

Основные подразделения ТЭЦ:

. Цех топливоподачи; 

. Котельный цех;

. Турбинный цех;

. Электрический цех;

. Химический цех.

1.2 Цех топливоподачи

Основная цель деятельности ЦТП: своевременная и бесперебойная приёмка, обработка, подготовка и подача твёрдого и жидкого топлива в котельный цех.

В ведении цеха находятся следующие здания, сооружения и территория: здание разгрузочного корпуса; здание размораживающего корпуса; дробильный корпус с эстакадами 1,2 подъема; галерея 6-го транспортера; бункерная галерея; здание мазутной насосной; мазутные баки 1,2,3; эстакады разгрузки угля; здание механической мастерской; здание пожарной насосной; здание автоматизированной компрессорной станции; здание бытовых помещений на резервном складе; ремонтная мастерская на резервном складе; склад ГСМ; здание пожарной насосной на резервном складе; здание ж/д весов на резервном складе; автодороги на территории резервного склада топлива; территория резервного склада; пьезометрическая скважина №12; внешние сети фекальной и промышленной канализации; канализационные колодцы; сети пожарно-хозяйственного водопровода; сети отопления, горячего, холодного водоснабжения и канализации в зданиях и сооружениях, кроме производственных зданий в котельном, турбинном и химическом цехах; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.

Основные задачи цеха:

приёмка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;

своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива в котельный цех;

предотвращение загрязнения окружающей территории угольной пылью и брызгами нефтепродуктов;

контроль за полнотой разгрузки железнодорожных вагонов и цистерн;

подготовка первичной документации по претензионной работе по количеству и качеству;

бесперебойное обеспечение цехов станции сжатым воздухом;

поддержание в исправном техническом состоянии наружных сетей собственных нужд станции: пожарного и питьевого водопровода, канализации, отопления;

поддержание в исправном техническом состоянии сантехнических приборов в душевых и туалетах станции;

повышение производительности труда за счет совершенствования организации труда, внедрения автоматизации, механизации, передовых методов обслуживания и ремонта, снижения стоимости эксплуатационных расходов.

1.3 Котельный цех

Основные задачи цеха

Выполнение диспетчерского графика нагрузок и плана по выработке электрической и тепловой энергии.

Обеспечение надёжной безаварийной и экономичной работы всего закреп - ленного за цехом оборудования, поддержания оборудования в постоянной готовности к несению электрической и тепловой нагрузок.

Повышение производительности труда за счет совершенствования организации труда, внедрения механизации, автоматизации, передовых методов обслуживания и ремонта, снижения стоимости ремонтного обслуживания и эксплуатационных расходов.

Выполнение производственно-хозяйственных планов цеха.

Защита окружающей среды и людей от вредного влияния производства при выбросах с дымовыми газами.

Краткое описание котлоагрегатов

На станции установлено восемь барабанных парогенераторов с естественной циркуляцией: шесть - типа ТП - 170 и два - БКЗ - 220 - 100ф.

Станция имеет неблочную структуру, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов.

Парогенератор БКЗ - 220 - 100ф

Паровой котел БКЗ-220 Барнаульского котельного завода имеет следующие характеристики:

производительность по пару        - 220 т/час

рабочее давление в барабане        - 110 кгс/см²

давление перегретого пара - 100 кгс/см²

температура перегретого пара     - 510 ^оС

температура питательной воды    - 215 ^оС

Компоновка котла П - образная. Топка расположена в первом, восходящем газоходе. Во втором, нисходящем газоходе, расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, расположенные в рассечку. В верхнем горизонтальном газоходе расположен пароперегреватель.

Для приготовления угольной пыли на каждом к/а установлено по 3 бункера угля, 3 скребковых питателя топлива (СПТ), 3 молотковые мельницы (ММТ) с центробежными сепараторами пыли.

Котел оборудован 6-ю комбинированными пылегазовыми горелками, позволя - ющими в качестве основного топлива использовать как уголь, так и газ. В качестве растопочного топлива может использоваться мазут, для чего котел оборудован 4-я форсунками с паровым распыливанием мазута.

На котел установлено два механических шлакоудалителя (МШУ), два дутьевых вентилятора, два дымососа.

Очистка дымовых газов производится в газоочистительных установках - скрубберах.

Котел имеет один барабан. Для получения качественного пара применена схема двухступенчатого испарения и внутрибарабанные сепарационные устройства.

На котле установлен радиоционно-конвективный пароперегреватель. Радиационная часть пароперегревателя выполнена в виде ширмовых поверхностей нагрева, расположенных в топке, и труб потолочного пароперегревателя. Конвективные поверхности расположены в верхнем горизонтальном газоходе котла.

Регулирование температуры перегретого пара производится впрыском собственного конденсата в промежуточные камеры пароперегревателя.

В конвективной части котла смонтированы в рассечку двухступенчатый водяной экономайзер (гладкотрубный, стальной, неотключаемый, кипящего типа) и двухступенчатый воздухоподогреватель (трубчатый).

Парогенератор ТП - 170

Паровой котел ТП-170 Таганрогского котельного завода имеет следующие характеристики:

производительность по пару: 170 т/час;

рабочее давление в барабане: 110 кгс/см²;

давление перегретого пара: 100 кгс/см²;

температура перегретого пара: 510 ⁰С;

температура питательной воды перед к/а: 215 ⁰С.

Компоновка котла П - образная. Топка камерного типа расположена в первом восходящем газоходе. Во втором, нисходящем газоходе, расположены в «рассечку» водяной экономайзер и воздухоподогреватель. В верхнем горизонтальном газоходе расположены пароперегреватели конвективного типа и 2 ступени. К/а №1 - 6 предназначены для сжигания кузнецкого угля. Для приготовления угольной пыли на каждом к/а установлено по 3 бункера угля, 3 скребковых питателя топлива, 3 мельницы.

На котлоагрегатах установлены молотковые мельницы с тангециальньм подводом воздуха с сепараторами пыли шахтного типа.

В качестве растопочного топлива и для подсветки факела применяется мазут марки М-80, М-100. Каждый котел оборудован 4-мя мазутными форсунками с паровым распыливанием мазута, а ст. №5 оборудован 6-ю м/ф (разработка ОРГРЭС).

На котлах ст. №№2,3,4,6 имеются горелочные устройства (6 штук на каждый к/а) для сжигания природного газа. На к/а ст. №5 имеются 3 газовые горелки с 33У.

На каждом к/а установлено по два механических шлакоудалителя, два дутьевых вентилятора, два дымососа. Для очистки дымовых газов - по четыре газоочистительные установки. Котлоагрегат имеет два барабана, разделенных на отсеки для получения качественного пара. На к/а ст. №№1,2,3,4 двухступенчатая схема испарения, на к/а ст. №№5,6 - трехступенчатая с выносными циклонами. На к/а установлен двухступенчатый конвективный п/п.

Регулирование температуры перегретого пара производится поверхностным пароохладителем, установленным на входе пара в пароперегреватель. На котле ст. №5 установлен конденсатор собственного конденсата для регулирования температуры пара впрыском собственного конденсата.

В конвективной шахте к/а смонтированы в «рассечку» двухступенчатый водяной экономайзер (гладкотрубный, стальной, не отключаемый, кипящего типа) и двухступенчатый воздухоподогреватель (трубчатый).

Питательный трубопровод к/а имеет две линии питания (рабочую и резервную) с запорной и регулируюшей арматурой.

1.4 Турбинный цех

В ведении цеха находятся следующие здания сооружения и территория: главный корпус турбинного цеха; здание береговой насосной с гидротехническими сооружениями; здание маслохозяйства; градирня; здание (колодец) переключательного пункта циркуляционных водопроводов; здание хлораторной; сети технологического водоснабжения; здание аккумуляторной насосной подпитки теплосети; аккумуляторные баки №1,2; строительные конструкции эстакады трубопроводов от здания главного корпуса турбинного цеха до дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО; строительные конструкции эстакад трубопроводов выводов А, В, С теплосети и паропровода на ХБК до помещений узлов учета; сети отопления производственных зданий цеха; пьезометрические скважины №№8, 9, 10, 15, 18, 22, 24, 27, 28; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления; колодцы пожарных гидрантов, находящиеся на территории цеха.

В ведении цеха находится следующее оборудование, механизмы и сети.

В машинном зале:

- главные паропроводы высокого давления;

турбины №№1,2,4 мощностью 25 МВт, турбина №3 мощностью 46 МВт;

турбина №5 мощностью 60 МВт;

бойлерная установка с основными бойлерами №№1а, 2а, 2б, 3а, 3б, 4а, 4б, 5а, 5б и пиковыми бойлерами 1п, 2п, 3п, 4п, 5п;

растопочная РОУ 90/1,2-2,5 ата;

редукционно-охладительные установки: РОУ 90/1,2-2,5 ата №1 и БРОУ 90/8 - 13 ата №№2, 3, РОУ 8-13 /1,2-2,5 ата №3, 4;

деаэраторы 1, 2 ата №№1, 2, 3, 4 подпитки т/сети;

деаэраторы 1, 2 ата №№1, 2 подпитки котлов;

деаэраторы 6 ата №№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7;

трубопроводы низкого давления;

трубопроводы питательной воды до стены котельного цеха;

питательные электронасосы №№1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8;

насосы сырой воды подпитки котлов №№1, 2;

насосы сырой воды подпитки т. сети на ХОВ №№1, 2, 3, 4, 5;

насосы технической воды №№1, 2 на охлаждение подшипников;

пожарный насос установки автоматического пожаротушения кабельных каналов;

насосы п/тс №№1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10; ЦЭН №№7, 8 турбины №5;

конденсатные насосы бойлеров №№1-10;

сетевые насосы №№1-8;

сливные насосы систем регенерации турбин № №1, 2, 3а, 3б, 4, 5а, 5б;

насосы перекачки деаэрированной воды №№1, 2, 4 из деаэраторов п/к №№1, 2 в деаэраторы 6 ата;

конденсатные насосы турбин №№1а, 1б, 2а, 2б, 4а, 4б, 5а, 5б;

пусковые масляные насосы ТГ 1, 2, 3, 4, 5;

масляные электронасосы системы смазки турбин 1-5;

масляные насосы уплотнений генераторов №№1-5;

подогреватели типа БО-200: ХОВп/тс №№1, 3, 4, 6, сырой воды БСВ №№1, 2;

противопожарный водопровод;

трубопровод питьевой воды с отключающей арматурой;

трубопроводы водяного отопления с отключающей арматурой;

установка для амминирования питательной воды;

На территории станции:

- градирня;

напорные: левый, правый и №3 цирк. водоводы;

сливные левый, правый цирк. водоводы;

сифонные колодцы №1, 2, 3;

переключательный колодец с задвижками;

колодец опорожнения;

шандорные колодцы;

На береговой насосной и хлораторной:

- циркуляционные насосы №№1, 2, 3, 4;

дренажные насосы для опорожнения чистого и грязного отсеков;

вакуумные насосы №№1, 2;

вращающие сетки №№1-4;

приемные устройства береговой насосной №№1, 2;

переключательный колодец;

оборудование хлораторной установки;

трубопровод водяного отопления;

трубопроводы питьевой воды.

1.5 Химический цех

Химический цех служит для организации процессов водоподготовки и контроля за водно-химическим режимом работы оборудования электростанции.

В ведении цеха находятся следующие здания, сооружения и территория: здание химводоочистки; склад мокрого хранения соли; склад коагулянта; склад серной  кислоты; здание установки сбора и нейтрализации сбросных вод ХВО; здание насосной шламовых вод; здание насосной сточных вод; внешние сооружения ХВО 1-4 очереди; шатры-осветлители; баки химочищенной воды; здание экологической лаборатории; здание насосной серной кислоты; здание склада ёмкостей под кислоту и щёлочь; здание венткамеры ХВО; строительные конструкции эстакады трубопроводов от дороги между зданием кислородных баллонов и зданием ХВО вдоль здания ХВО до здания узла нейтрализации; сети отопления производственных зданий цеха; склад под боровом дымовой трубы №2; пьезометрические скважина №5; территория, автодороги и тротуары на промплощадке, согласно утверждённой схемы закрепления.

В ведении цеха находится следующее оборудование, механизмы и сети:

оборудование химводоочистки;

хозяйство химических реагентов;

баковое хозяйство;

оборудование и приборы химической лаборатории и экспресс-лаборатории;

узел сбора и нейтрализации сточных вод ВПУ.

1.6 Водоснабжение ТЭЦ - 2

Береговая насосная станция предназначена для забора речной воды из реки Уводь и подачи ее к потребителям: КЦ и ТЦ.              

Береговая насосная состоит из:

) Оголовка четырех водоподводящих каналов;

) Сороудерживающих решеток;

) Вращающихся водоочистительных сеток (4 шт.);

) Чистых отсеков сырой воды;

) Циркуляционных насосов (4 шт.);

) Переключательного колодца;    

) Дренажных приямков для сброса протечек воды (2 шт.);

) Дренажных насосов (2 шт.);

) Вакуумных насосов (2 шт.);

Каждый циркнасос имеет индивидуальный водоподводящий канал. Водоподводящие каналы начинаются с оголовка, состоящего из заграждения, плавающего на поверхности воды, четырех сороудерживающнх решеток на четырех ремонтных шандор для отключения каналов.

Плавающее заграждение состоит из цепочки щитов, прикреплённых к бакам (стальным бочкам) и защищает от попадания брёвен, досок в зону всасывания циркнасосов до берега на глубину 1,2 м от поверхности воды. Сороудерживающие решётки (по одной на каждый канал), представляют собой блок металлических пластин, расположенных под углом 10⁰ от вертикали, и служат для грубой очистки воды. Расстояние между пластинами 54 мм, толщина пластин 6 мм.

Вода из реки входит в водоподводящий канал, очищается на сороудерживаю щих решётках, проходит через трубопровод диаметром 1020 мм и попадает в железобетонную камеру (грязный отсек), находящуюся в здании БНС. Далее вода поступает в камеру Вр.С. Между грязным отсеком и камерой Вр.С установлена ремонтная шандора для отключения камеры Вр.С. Пройдя очистку от мелких предметов (рыба, водоросли, ракушки) на вращающейся сетке, вода направляется в чистый отсек (железобетонную камеру) и далее через трубопровод поступает на всас к ЦЭНу.

Для объединения чистых отсеков в перегородках между ними выполнены проёмы. С обеих сторон каждой из трёх перегородок установлены ремонтные шандоры для отключения чистых отсеков.

ЦЭНы перекачивают воду на общий коллектор, из которого вода поступает в два напорных циркводовода: левый и правый.

Для контроля уровня воды в реке на оголовке установлен поплавковый уровне - мер.

Для контроля степени загрязнения сороудерживающих решёток в грязном отсеке ЦЭН - 1,4 установлены поплавковые уровнемеры.

Для контроля степени загрязнения вращающихся сеток в чистых отсеках ЦЭН - 1,4 также установлены поплавковые уровнемеры.

Для отключения грязных и чистых отсеков служат шандоры. Чистые отсеки каналов могут сообщаться между собой.

Цирквода используется для охлаждения конденсаторов турбин, электродвигателей ПЭНов, подшипников насосов, масла, в схемах ГЗО, гидрозолоудаления и на подпитку теплосети и котлов.

Обслуживание оборудования береговой насосной станции производит дежурный слесарь ТЦ, а в его отсутствие СМ ТЦ или МОТО 5 гр.

Проектные горизонты воды в р. Уводь в месте водозабора:

номинальный: 97,5 м;

предельные: нижний - 94,8 м;

верхний - 98,4 м.

2. Тепловой расчёт паровой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11

.1 Определение ориентировочного расхода пара на турбину

Ориентировочный расход пара G (кг/с) (без учёта утечек через концевые уплотнения и штоки регулирующих клапанов) определяем по формуле:

где  - расчётная мощность турбогенератора, кВт.

Для агрегатов малой и средней мощности:

где N_Э - номинальная мощность;

H₀ = h₀ - h_кt = 3388,44 - 2832,49 = 555,95 кДж/кг - располагаемый тепловой перепад, определяемый по начальным параметрам Р₀ = 8,83 МПа, t₀ = 500 ⁰C  h₀ = = 3388,44 кДж/кг, s₀ = 6,6716 и Р_К = 1,08 МПа, s_кt = s₀ = 6,6716   h_кt = 2832,49 кДж/кг;

- внутренний относительный КПД турбины, [5], рис.I - 2, стр. 7;

 - механический КПД агрегата, [5], рис.I - 3, стр. 8;

 - КПД электрического генератора, [5], рис.I - 4, стр. 9.

Таким образом,

2.2 Построение ориентировочного рабочего процесса турбины

Определяем давление перед соплами первой ступени. Потери давления на впуске оцениваются в 3 ÷ 6%, следовательно:

 = (0,94 ÷ 0,97) · Р₀ = 0,95 · 8,83 = 8,39 МПа.

Определяем давление за последней ступенью турбины с учётом потери давления в выхлопном патрубке:

 = 1,08 · 1,091 МПа.

где Р_К = 1,08 МПа - давление в магистрали за турбиной;

λ = 0,04 - коэффициент местного сопротивления патрубка;

С_В = 50 м /с - скорость потока в выхлопном патрубке.

По известным  МПа и  МПа определяем тепловой перепад проточной части  3388,44 - 2845 = 543,44 кДж/кг.

Выбираем тепловой перепад регулирующей ступени. Так как в рассчитываемой турбине установлена одновенечная регулирующая ступень, принимаем  = 100 кДж/кг.

Оцениваем внутренний относительный КПД регулирующей ступени:

 0,795.

Построение ориентировочного процесса регулирующей ступени в
h - s диаграмме.

Внутренний тепловой перепад регулирующей ступени:

 кДж/кг.

Энтальпия пара на выходе из регулирующей ступени:

 кДж/кг.

Оцениваем экономичность нерегулируемых ступеней турбины:

где G_СР = 88,73 кг/с - средний расход пара через ЦВД;

V_СР =  м³/кг

средний удельный объём пара, протекающего через нерегулируемые ступени ЦВД;

V₁ и V₂ - удельный объём пара на входе и на выходе из группы рассматриваемых ступеней;

 = 450,12 кДж/кг - располагаемый тепловой перепад, приходящийся на нерегулируемые ступени, определяемый как отрезок изоэнтропы, проведённой из точки, характеризующей состояние пара после регулирующей ступени, до пересечения с изобарой .

Определение состояния пара за турбиной.

862 = 388 кДж/кг.

2920,94 кДж/кг.

Уточнение расхода пара на турбину.

Использованный теплоперепад всей турбины:

H_i = h₀ - h_к = 3388,44 - 2920,94 = 467,5 кДж/кг.

Внутренний относительный КПД турбины:

Уточнённый расход пара на турбину:

2.3 Ориентировочный расчёт регулирующей ступени

Задаёмся реакцией на ступень:

= 0,08.

Выбираем угол направления потока пара за соплами:

= 12⁰.

Выбираем отношение скоростей:

Условная теоретическая скорость, подсчитанная по всему располагае - мому теплоперепаду:

=  447,21 м/с.

Располагаемый тепловой перепад в соплах:

 кДж/кг.

Теоретическая скорость истечения из сопл:

= 428,95 м/с.

Окружная скорость на среднем диаметре регулирующей ступени:

 = 178,88 м/с.

редний диаметр ступени:

 =

Произведение степени парциальности на высоту сопловой решётки:

 =  = 1,37 см.

Оптимальная степень парциальности (для одновенечной регулирующей ступени):

Высота сопловой решётки:

 мм.

2.4 Определение размеров первой нерегулируемой ступени

Задаёмся реакцией на ступень:

= 0,1.

Выбираем угол направления потока пара за соплами:

= 12⁰.

Задаёмся величиной .

Поскольку размеры первой нерегулируемой ступени влияют в определённой степени на экономичность турбины, а также определяют число ступеней, выбор теплового перепада и размеров проточной части первой ступени проводится путём просчёта ряда вариантов. Расчёт сводим в таблицу 1.

Таблица 1

Например, для первого варианта расчёт ведётся следующим образом.

) Определяем условную (фиктивную) скорость:

= 223,61 м/с.

) Определяем окружную скорость на среднем диаметре:

 = 223,61 · 0,54 = 120,75 м/с.

) Определяем средний диаметр ступени:

 =

) Определяем теплоперепад, срабатываемый в соплах первой ступени:

 = (1 - 0,1) · 25 = 22,5 кДж/кг.

) Находим теоретическую скорость истечения из сопл:

= 212,13 м/с.

) Определяем произведение степени парциальности на высоту сопла:

 =  = 45,3 мм.

7) Приближённо оцениваем число ступеней турбины:

 =

По данным таблицы 1 строим график (рис. 2).

Как видно из графика, при z = 10,73  11 = 32,23 мм,= 0,916 м, = 36,25 кДж/кг.

2.5 Определение размеров и теплового перепада последней ступени турбины

Цилиндр высокого давления турбины будет выполняться с постоянным внутренним диаметром ступеней. Для этого достаточно спроектировать последнюю ступень турбины с таким расчётом, чтобы внутренний диаметр её был равен внутреннему диаметру первой ступени, т.е. из условия:

.

Для этого следует выбрать соответствующий тепловой перепад на последнюю ступень.

Эту задачу решаем графическим способом. Задаёмся рядом значений d_Z (от d^I до 1,3d^I), и для каждого варианта находим внутренний диаметр. Расчёт сводим в таблицу 2.

По данным таблицы 2 строим график (рис. 3), по которому находим искомые тепловой перепад и диаметр последней ступени.

Таблица 2

Как видно из графика (рис. 3), средний диаметр последней ступени d_Z = 0,989 м, её тепловой перепад -  кДж/кг.

2.6 Определение числа нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада

Для определения числа, размеров ступеней и их тепловых перепадов производим следующее графическое построение.

Берём в качестве базы отрезок прямой длиной 200 мм (рис. 4).

На концах этого отрезка в масштабе в качестве ординат откладываем диаметры первой и последней нерегулируемых ступеней. Соединяя концы этих отрезков, получаем линию предполагаемого изменения диаметров. При этом учитываем, что в ЦВД турбины пар расширяется незначительно, поэтому в качестве линии используем прямую.

На этом же графике наносим и кривую изменения х₀, причём значение этой величины для первой ступени ЦВД известны из ориентировочного расчёта этой ступени, а для последней ступени .

Полученные графики изменения диаметров и х₀ позволяют нанести кривую изменения тепловых перепадов.

Для этого в шести точках по длине базы определяем значения d и х₀, и для этих величин определяем тепловой перепад по формуле:

.

Например, для первой точки (d = 0,916 м):

 кДж/кг.

Средняя ордината под кривой будет являться средним тепловым перепадом, приходящимся на одну нерегулируемую ступень.

 кДж/кг,

где m - число отрезков, на которые разделена база.

По среднему тепловому перепаду определяем число нерегулируемых ступеней:

Для определения коэффициента возврата теплоты воспользуемся формулой Флюгеля:

,

где  - внутренний относительный КПД ЦВД турбины, полученный из ориентировочного расчёта;

 - располагаемый теплоперепад нерегулируемых ступеней;

z - число ступеней турбины, полученное из графика (рис. 2) при определении размеров первой нерегулируемой ступени;

k - коэффициент, зависящий от состояния пара; так как весь процесс расширения происходит в области перегретого пара k = 4,8 ∙ 10^-4.

Таким образом,

Уточняем коэффициент возврата теплоты:

Далее производим деление базы на z - 1 равных отрезков. На границах отрезков наносим номера ступеней, и из этих точек восстанавливаем перпендикуляры до пересечения с линиями диаметров и теплоперепадов. Результаты заносим в таблицу 3.

Таблица 3

Определяем невязку:

 кДж/кг.

Так как невязка имеет положительное значение, величину  прибавляем к тепловым перепадам всех ступеней. После корректировки тепловых перепадов уточнённые перепады также заносим в таблицу 3.

2.7 Подробный расчёт ступеней турбины

Расчёт регулирующей ступени

Расчёт сводим в таблицу 4.

Таблица 4

15              Теоретическая скорость выхода пара из решёток                ,

Турбина в целом

Внутренняя мощность ЦВД.

Электрическая мощность турбоагрегата.

N_Э = N_i ∙ η_М ∙ η_Г = 39946,1 ∙ 0,99 ∙ 0,986 = 38992,99 кВт.

Внутренний относительный КПД турбины.

3. Расчёт тепловой схемы паровой турбины Р - 46 (50) - 90 (130)/11

.1 Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины

Паровая турбина с противодавлением Р - 46 (50) - 90 (130)/11 предназначена для привода генератора типа ТВФ - 63 - 2 и для выработки пара на производственные нужды.

Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки представлена на рисунке 5. Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 12-ю ступенями давления. Ротор турбоагрегата вра - щается по часовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника, цельнокованный; с ротором генератора ротор турбоагрегата соеди - няется жёсткой муфтой.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Пар подводится к отдельно расположенному стопорному клапану, откуда по пароперепускным трубам поступает к 4-м регулирующим клапанам (РКВД) паровпускной части цилиндра турбины. Турбина на Р₀ = 130 ата снабжена также 5-м РКВД (обводным), который перепускает пар из камеры регулирующей ступени в камеру турбины за 4-й ступенью. Для настоящей турбины (на Р₀ = 90 ата) этот 5-й клапан заглушен.

Система регенеративного подогрева состоит из трёх ПВД и деаэратора (присоединённого к третьему отбору турбины по предвключенной схеме). Кроме того, в системе имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений и паре эжекторной установки.

Все ПВД (П - 3 ÷ П - 1) имеют встроенные охладители пара и охладители кон - денсата (дренажа). Слив конденсата из ПВД осуществляется каскадно в деаэратор Д - 6.

Для деаэрации питательной воды предусмотрен деаэратор на давление 6 ата; деаэрация добавочной воды и конденсата, возвращаемого с производства, производится в атмосферном деаэраторе (Д - 1,2).

Принят отпуск пара на производство непосредственно из отбора турбины с восполнением потерь химически очищенной водой.

Тепло продувочной воды котла используется в расширителе и охладителе непрерывной продувки.

Выпар Д - 6 используется в эжекторной установке или на уплотнение турбины; тепло выпара Д - 1,2 используется на подогрев химически очищенной воды.

В станционную установку химической очистки воды для приготовления добавки подаётся речная вода; подогрев её до температуры, определяемой технологией обработки (предочистки), производится в теплообменнике паром из производственного отбора турбины.

В системе предусмотрен дренажный бак, в который сливаются потоки: кон - денсат выпара деаэраторов, конденсат сальникового подогревателя; конденсат из дренажного бака дренажным насосом подаётся в Д - 1,2.

В таблице 5 представлены параметры пара в камерах нерегулируемых отборов в расчётном режиме.

Таблица 5

3.2 Баланс пара и воды

Принимаем для данного случая:

внутристанционные потери пара и конденсата в цикле 2% от расхода пара на турбину, то есть D_УТ = 0,02 ∙ D;

расход пара на эжекторную установку 0,5%, то есть D_ЭЖ = 0,005 ∙ D;

расход пара на концевые уплотнения в условном свежем паре 0,3%, т.е.
D_КУ = 0,003 ∙ D.

Тогда расход пара из котла:

D_К = D + D_УТ + D_ЭЖ + D_КУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) ∙ D = 1,028 ∙D.

Принимаем процент непрерывной продувки из котла - 1,5%, то есть:

D_ПРОД = 0,015 ∙ D_К = 0,015 ∙ 1,028 ∙ D = 0,01542 ∙ D.

Таким образом, расход питательной воды составит:

D_ПВ = 1,028 ∙ D + 0,01542 ∙ D = 1,04342 · D.

Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:

D_ДОБ = D_УТ + (1 - К) ∙ D_П + D_ВР,

где (1 - К) ∙ D_П - потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент возврата конденсата при этом составит К = 0,75.

D_ВР - количество воды, выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его расчёта:

D_ПР = β ∙ D_ПРОД,

D_ВР = (1 - β) ∙ D_ПРОД,

где β - доля пара, выделившегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки:

В этой формуле:

ct_КВ - энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при Р_БАР = 1,2 ∙ Р₀ = 1,2 ∙ 8,83 = 10,596 МПа → ct_КВ = 1434,59 кДж/кг;

ct_ВР - энтальпия воды в расширителе. Определяется по давлению в деаэраторе, куда он подключен с учётом потери давления в сепарационном устройстве расширителя и соединённых паропроводов в размере ~ 10%; при Р_РНП = 1,1 * Р_ДЕАЭР = 1,1 ∙ 0,5886 = 0,6475 МПа → ct_ВР = 683,47 кДж/кг;

h_ПР - энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять его влажность 3%, то

h_ПР = ct_ВР + 0,97 ∙ r = 683,47 + 0,97 ∙ 2076,32 = 2697,5 кДж/кг,

где r = 2076,32 кДж/кг - скрытая теплота парообразования при Р_РНП = 0,6475 МПа.

Тогда

D_ПР = 0,358 ∙ 0,01542 ∙ D = 0,00552 ∙ D.

D_ВР = (1 - 0,358) ∙ 0,01542 ∙ D = 0,0099 ∙ D.

3.3 Построение условного процесса расширения пара в турбине в
 h, s - диаграмме

Принимаем потерю давления в устройстве парораспределения цилиндра равной:

ΔР_ЧВД = 5%.

В таком случае давление пара перед соплами первой ступени составит:

 МПа;

С учётом этого значения потери давления строим условный процесс расширения пара в турбине в h, s - диаграмме (рис. 6).

Схема построения процесса:

по h, s - диаграмме:

) при Р₀ = 8,83 МПа и t₀ = 500 ⁰С: h₀ = 3388,44 кДж/кг; s₀ = 6,6716 кДж/(кг ∙ К);

при  = 8,39 МПа и h₀ = 3388,44 кДж/кг:  = 6,6933 кДж/(кг ∙ К).

) при Р₃ = 3,73 МПа и s_3А =  = 6,6933 кДж/(кг ∙ К): h_3А = 3143,27 кДж/кг → h₃ = h₀ - (h₀ - h_3А) ∙ = 3388,44 - (3388,44 - 3143,27) ∙ 0,823 = 3186,67 кДж/кг.

) при Р₂ = 2,1 МПа и s_2А = = 6,6933 кДж/(кг ∙ К): h_2А = 2993,46 кДж/кг → h₂ = h₀ - (h₀ - h_2А) ∙ = 3388,44 - (3388,44 - 2993,46) ∙ 0,823 = 3063,37 кДж/кг.

) при Р_К = 1,08 МПа и s_КА =  = 6,6933 кДж/(кг ∙ К): h_КА = 2842,88 кДж/кг → h_К = h₁ = h₀ - (h₀ - h_КА) ∙ = 3388,44 - (3388,44 - 2842,88) ∙ 0,823 == 2939,44 кДж/кг.

3.4 Определение параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам принципиальной тепловой схемы

При расчёте принимаем:

потери давления в паропроводах от турбины до регенеративных подогревателей:

падение давления греющего пара во встроенных пароохладителях ΔР_ОП == 1,5%;

недоохлаждение пара в охладителях пара против температуры насыщения Δt_ОП = 10 ⁰С;

недогрев воды в основной поверхности ПВД δt_НЕД = 5 ⁰С;

недоохлаждение конденсата греющего пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) Δt_ОД = 5 ⁰С;

гидравлическое сопротивление регенеративных подогревателей:

ПВД ~ 0,49 Мпа.

Деаэратор питательной воды

Параметры питательной воды после деаэратора устанавливаются исходя из условия, что охлаждение её в баке - аккумуляторе отсутствует. Поэтому за деаэратором имеем:

Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа;

t_ДЕАЭР = 158,09 ⁰С;

= 667,18 кДж/кг.

Параметры воды после питательного насоса

а) При Р₀ = 8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть Р_НАГН = 13,73 МПа;

б) Повышение энтальпии в насосе:

.

При Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине сопротивления тракта всасывания ΔР_ВС = 0,0098 МПа, давление на всасывающем патрубке насоса будет равно:

 0,775 МПа.

Удельный вес воды в насосе определяем по её средней температуре в насосе = 160 ⁰С и по среднему давлению:

При среднем значении η_Н = 0,78 найдём:

 кДж/кг.

Таким образом, энтальпия воды после питательного насоса составит:

ct_ПН =  +  = 667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.

При Р_НАГН = 13,73 МПа и ct_ПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет t_ПН = 160,5 ⁰С.

ПВД - 1

Питается паром из третьего отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

1,0152 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

1 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении  = 1 МПа:

= 179,88 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

=  + Δt_ОП = 179,88 + 10 = 189,88 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (1,0152 МПа, 189,88 ⁰С) = 2789,64 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

 =  - δt_НЕД = 179,88 - 5 = 174,88 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ1 = Р_НАГН -  = 13,73 - 0,49 = 13,24 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (13,24 МПа, 174,88 ⁰С) = 747,14 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К1 = t_ПН + Δt_ОД = 160,5 + 5 = 165,5 ⁰С.

сt_К1 = 699,6 кДж/кг (при = 1 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

 ⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара  = 2 ⁰С - принимаем.

ПВД - 2

Питается паром из второго отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

1,995 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

1,965 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении  = 1,965 МПа:

= 211,48 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

=  + Δt_ОП = 211,48 + 10 = 221,48 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (1,995 МПа, 221,48 ⁰С) = 2817,65 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

 =  - δt_НЕД = 211,48 - 5 = 206,48 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ2 = Р_ПВ1 -  = 13,24 - 0,49 = 12,75 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,75 МПа, 206,48 ⁰С) = 885,77 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К2 = t₁ + Δt_ОД = 176,88 + 5 = 181,88 ⁰С.

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

 ⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара  = 3 ⁰С - принимаем.

ПВД - 3

Питается паром из первого отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

3,5808 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

3,527 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении  = 3,527 МПа:

= 242,98 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

=  + Δt_ОП = 242,98 + 10 = 252,98 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (3,5808 МПа, 252,98 ⁰С) = 2830,44 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

 =  - δt_НЕД = 242,98 - 5 = 237,98 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ3 = Р_ПВ2 -  = 12,75 - 0,49 = 12,26 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,26 МПа, 237,98 ⁰С) = 1029,04 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К3 = t₂ + Δt_ОД = 209,48 + 5 = 214,48 ⁰С.

сt_К3 = 918,55 кДж/кг (при = 3,527 МПа).

Найденные параметры пара, питательной воды и конденсата (дренажа) регенеративных подогревателей помещаем в таблицу 7.

3.5 Расчёт подогревателей высокого давления

На рисунке 7 представлена расчётная схема для подогревателей высокого давления турбины.

Для определения расхода пара составляем уравнения теплового баланса в соответствии с расчётной схемой.

I участок:

.

II участок:

.

III участок:

.

Значения коэффициентов, учитывающих потери тепла в подогревателях К₃, К₂ и К₁ принимаем равными:

К₃ = 1,008; К₂ = 1,007; К₁ = 1,006.

I участок:

II участок:

III участок:

После подсчётов:

1)      1911,89 · D₃ + 246,32 · D₂ = 144,42 · D_ПВ;

2)      2045,81 · D₂ + 149,8 · D₁ + 146,71 · D₃ = 139,6 · D_ПВ;

)        2090,04 · D₁ + 72,24 · (D₂ + D₃) = 62,11 · D_ПВ.

Упрощаем её:

1)      D₂ + 7,76 · D₃ = 0,586 · D_ПВ;

2)      D₁ + 13,66 · D₂ + 0,98 · D₃ = 0,932 · D_ПВ;

)        28,93 · D₁ + D₂ + D₃ = 0,86 · D_ПВ.

Решим систему уравнений по правилу Крамера.

) Вычисляем определитель матрицы системы, разлагая его по первой строке:

Так как он не равне нулю, то система уравнений имеет единственное решение.

) Вычисляем определители:

) По формулам Крамера находим решение системы уравнений:

Подогрев питательной воды в охладителях пара устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.

ОП - 3:

t₃ = 243,08 ⁰С (Р_ПВ3 = 12,26 МПа).

ОП - 2:

t₂ = 209,84 ⁰С (Р_ПВ2 = 12,75 МПа).

ОП - 1:

t₁ = 175,75 ⁰С (Р_ПВ1 = 13,24 МПа).

Проверка правильности выполненных расчётов по тепловым балансам ПВД в целом:

П - 3:

П - 2:

П - 1:

Невязки незначительны. Поэтому

D₃ = 0,0676 · D_ПВ = 0,0676 · 1,04342 · D = 0,0705 · D;

D₂ = 0,0615 · D_ПВ = 0,0615 · 1,04342 · D = 0,0642 · D;

D₁ = 0,0253 · D_ПВ = 0,0253 · 1,04342 · D = 0,0264 · D.

Расход пара на турбину:

Удельный электрический расход пара на турбину:

Коэффициенты недовыработки отборов:

Таким образом,

D = 8,222 · 46000 + 0,0705 · D · 0,550624 + 0,0642 · D · 0,276013 = 378212 ++ 0,038819 · D + 0,01772 · D

Определяем расходы пара на регенеративные подогреватели:

D₃ = 0,0706 · D = 0,0705 · 111,355 7,851 кг/с;

D₂ = 0,0644 · D = 0,0642 · 111,355 = 7,149 кг/с;

D₁ = 0,0264 · D = 0,0264 · 111,355 = 2,94 кг/с;

ΣD = 17,94 кг/с.

Количество питательной воды, проходящей через ПВД турбины:

3.6 Расчёт деаэратора Д - 6

Примем подогрев воды в деаэраторе равным 10 ⁰С. Температура питательной воды на выходе из него соответствует температуре насыщения при давлении в нём Р_Д = 0,589 МПа и составляет t_Д = 158,11 ⁰С. Тогда температура воды на входе в деаэратор равна t_ПХОВ = 148,11 ⁰С, что соответствует энтальпии  =
= 624,05 кДж/кг.

Расход конденсата, сбрасываемого из ПВД:

D_ПВД = D₁ + D₂ + D₃ = 17,94 кг/с.

Принимаем , тогда

Количество питательной воды, поступающей в Д - 6 из подогревателя ХОВ, определяем из уравнения материального баланса деаэратора:

Расход пара на деаэратор определяем из уравнения теплового баланса:

Принимаем коэффициент, учитывающий потери тепла в Д - 6, К_ДЕАЭР = 1,006, а влажность пара, выходящего из деаэратора - 3%, тогда

= h^| + х · r = 667,3 + 0,97 · 2088,46 = 2693,11 кДж/кг.

После преобразования получим:

Тогда

3.7 Расчёты по подготовке добавочной воды в цикле ПТУ

Подогреватель химически очищенной воды

Питается паром из третьего отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

1,044 МПа.

Расход пара на подогреватель определяем из уравнения теплового баланса:

Охладитель непрерывной продувки

Принимаем η_П = 0,98.

Ориентировочный расход пара производственному потребителю:

Количество добавочной воды, вводимой в цикл, оцениваем приближённо (без учёта расхода пара на Д - 1,2 и ПСВ из третьего отбора):

 = 0,0299 ∙ D + 0,25 ∙  = 0,0299 ∙ 111,583 + 0,25 ∙ 83,76 = 24,28

Составляем уравнение теплового баланса:

 = 44,15  44 ⁰С.

Подогреватель сырой воды

Питается паром из третьего отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

0,9936 МПа.

Принимаем расчётную температуру охлаждающей воды

Для создания оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается

Количество исходной воды для ХВО при расходе на собственные нужды 12%:

24,28 = 27,19 кг/с.

Расход пара на подогреватель найдём из уравнения теплового баланса:

при η_П = 0,98,

Расчёт деаэратора добавочной воды Д - 1,2

Количество конденсата, идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д - 1,2 в дренажный бак:

Количество конденсата, поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д - 1,2:

Ориентировочное количество конденсата, возвращаемого с производства:

Расход пара на станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса деаэратора с охладителем выпара (при  = 1,005):

Для проверки правильности полученных результатов составим уравнение материального баланса для Д - 1,2:

 >

Используя метод последовательного приближения, находим уточнённый рас - ход пара промышленному потребителю:

Тогда уточнённое количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки составит:

= 0,0299 ∙ D + 0,25 ∙ D_П = 0,0299 ∙ 111,355 + 0,25 ∙ 80,03 = 23,34 кг/с.

Количество конденсата, возвращаемого с производства:

Уточнённый расход пара на Д - 1,2:

Таким образом,

3.8 Энергетические показатели ПТУ

1) Удельный расход пара на турбину:

) Полный расход тепла на турбоустановку:

3) Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

) Полный расход тепла на производственные потребители.

Здесь ct_К - энтальпия возврата конденсата с производства, ct_ОБР =  - энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у потребителя тепла.

) Расход тепла на выработку электроэнергии на турбоустановке.

) КПД ПТУ по выработке электроэнергии.

) Расход тепла на паровой котёл.

Здесь  определена при Р_К = 9,81 МПа и

) КПД транспорта теплового потока ПТУ.

) КПД ПТУ по выработке электроэнергии брутто.

где η_ПК = 0,92 - КПД парового котла.

) КПД ПТУ по отпуску тепловой энергии (брутто).

где η_Т = 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.

) Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.

12) Удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении.

4. Расчёт тепловой схемы паровой турбины ПТР - 65/70 - 90/11 в теплофикационном режиме с отбором «П» и двухступенчатым отбором «Т»

.1 Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины

турбина тепловой паровой

Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки представлена на рисунке 8.

Турбина ПТР - 65/70 - 90/11 представляет собой двухцилиндровый агрегат, состоящий из установленного на станции цилиндра высокого давления (серийный ЦВД турбины Р - 50 - 130, модернизированный под параметры 90 ата, 500 ⁰С) и оппозитно установленного ЦСД.

Перегрузочный клапан ЦВД демонтирован.

ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 12 ступеней давления. Парораспределение сопловое.

Ротор высокого давления - гибкий, соединён с ротором генератора жёсткой муфтой. Все диски ротора откованы заодно с валом.

Цилиндр среднего давления сварной конструкции.

Ротор среднего давления - жёсткого типа, цельнокованный с насадными дис - ками двух последних ступеней.

В камере теплофикационного отбора перед 6 - ой ступенью ЦСД установлена поворотная диафрагма.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями.

Отсосы из уплотнений нового ЦСД направляются в охладители существующей схемы уплотнений.

Сохраняется схема питания охладителей химочищенной водой.

Пар выхлопа ЦСД направляется на подогреватель сетевой воды (ПСГ - 1850).

При реконструкции турбины типа Р - 46 (50) - 90 (130)/11 сохраняется сущест - вующая система регенерации высокого давления и производственный отбор из выхлопа ЦВД.

Для подачи конденсата греющего пара из сетевого подогревателя (ПСГ) в станционные деаэраторы 6 ата устанавливаются конденсатные насосы и организуются два отбора из ЦСД на подогреватели низкого давления для обеспечения подогрева конденсата греющего пара, направляемого в деаэратор.

Деаэрация добавочной воды и конденсата, возвращаемого с производства, производится в атмосферном деаэраторе (Д - 1,2).

Принят отпуск пара на производство непосредственно из отбора турбины с восполнением потерь химически очищенной водой.

Тепло продувочной воды котла используется в расширителе и охладителе непрерывной продувки.

Выпар Д - 6 используется в эжекторной установке или на уплотнение турбины; тепло выпара Д - 1,2 используется на подогрев химически очищенной воды.

Принята закрытая система теплоснабжения, подпитка теплосети осуществляется из станционной химводоочистки (водой после Д - 1,2); на подпитку в этом случае возможно направлять и продувочную воду (при отсутствии в ней шлама).

В станционную установку химической очистки воды для приготовления добавки подаётся речная вода; подогрев её до температуры, определяемой технологией обработки (предочистки), производится в теплообменнике паром из теплофикационного отбора турбины.

В системе предусмотрен дренажный бак, в который сливаются потоки: кон - денсат выпара деаэраторов, конденсат охладителей пара уплотнений; конденсат из дренажного бака дренажным насосом подаётся в Д - 1,2.

В таблице 8 представлены параметры пара в камерах нерегулируемых отборов в данном режиме.

Таблица 8

Примем следующие исходные данные для расчёта:

Р₀ = 8,83 МПа; t₀ = 500°C; Р_К = 0,0675 МПа; D_П = 80 т/ч; ;

; ; Q_Т = 60 МВт; .

4.2 Баланс пара и воды

турбина тепловой паровой

Принимаем для данного случая:

внутристанционные потери пара и конденсата в цикле 2% от расхода пара на турбину, то есть D_УТ = 0,02 ∙ D;

расход пара на эжекторную установку 0,5%, то есть D_ЭЖ = 0,005 ∙ D;

расход пара на концевые уплотнения в условном свежем паре 0,3%, т.е. D_КУ = 0,003 ∙ D.

Тогда расход пара из котла:

D_К = D + D_УТ + D_ЭЖ + D_КУ = (1+ 0,02 + 0,005 + 0,003) ∙ D = 1,028 ∙D.

Принимаем процент непрерывной продувки из котла - 1,5%, то есть:

D_ПРОД = 0,015 ∙ D_К = 0,015 ∙ 1,028 ∙ D = 0,01542 ∙ D.

Таким образом, расход питательной воды составит:

D_ПВ = 1,028 ∙ D + 0,01542 ∙ D = 1,04342 · D.

Количество добавочной воды, направляемой в цикл станции из станционной химводоочистки:

D_ДОБ = D_УТ + (1 - К) ∙ D_П + D_ВР,

где (1 - К) ∙ D_П - потеря пара и конденсата у промышленных тепловых потребителей ТЭЦ. Основными потребителями пара являются текстильные фабрики. Коэффициент возврата конденсата при этом составит К = 0,75. Тогда при заданном расходе пара D_П = 22,22 кг/с имеем (1 - К) ∙ D_П = (1 - 0,75) ∙ 22,22 == 5,56 кг/с.

D_ВР - количество воды, выходящей из расширителя непрерывной продувки, определяемое в результате его расчёта:

D_ПР = β ∙ D_ПРОД,

D_ВР = (1 - β) ∙ D_ПРОД,

где β - доля пара, выделившегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки:

В этой формуле:

ct_КВ - энтальпия котловой воды, определяемая по давлению в барабане; при Р_БАР = 1,2 ∙ Р₀ = 1,2 ∙ 8,83 = 10,596 МПа → ct_КВ = 1434,59 кДж/кг;

ct_ВР - энтальпия воды в расширителе. Определяется по давлению в деаэраторе, куда он подключен с учётом потери давления в сепарационном устройстве расширителя и соединённых паропроводов в размере ~ 10%; при Р_РНП = 1,1 * Р_ДЕАЭР = 1,1 ∙ 0,5886 = 0,6475 МПа → ct_ВР = 683,47 кДж/кг;

h_ПР - энтальпия влажного насыщенного пара, выходящего из расширителя. Если принять его влажность 3%, то

h_ПР = ct_ВР + 0,97 ∙ r = 683,47 + 0,97 ∙ 2076,32 = 2697,5 кДж/кг,

где r = 2076,32 кДж/кг - скрытая теплота парообразования при Р_РНП == 0,6475 МПа.

Тогда

D_ПР = 0,358 ∙ 0,01542 ∙ D = 0,00552 ∙ D.

D_ВР = (1 - 0,358) ∙ 0,01542 ∙ D = 0,0099 ∙ D.

D_ДОБ = D_УТ + (1 - К) ∙ D_П + D_ВР = 0,02 ∙ D + 5,56 + 0,0099 ∙ D = 0,0299 ∙ D + 5,56.

4.3 Построение условного процесса расширения пара в турбине в h, s - диаграмме

Принимаем потери давления в устройствах парораспределения цилиндров равными:

ΔР_ЧВД = 5%;

ΔР_ЧСД = 10%;

ΔР_ЧНД = 15%.

В таком случае давление пара перед соплами первой ступени соответствующего отсека составит:

 МПа;

 МПа;

МПа.

С учётом этих значений потерь давления строим условный процесс расширения пара в турбине в h, s - диаграмме (рис. 9).

Схема построения процесса:

по h, s - диаграмме:

) при Р₀ = 8,83 МПа и t₀ = 500 ⁰С: h₀ = 3388,44 кДж/кг; s₀ = 6,6716 кДж/(кг ∙ К); при  = 8,39 МПа и h₀ = 3388,44 кДж/кг:  = 6,6933 кДж/(кг ∙ К).

) при Р_П = 1,08 МПа и s_3А =  = 6,6933 кДж/(кг ∙ К): h_3А = 2842,88 кДж/кг → h₃ = h₀ - (h₀ - h_3А) ∙ = 3388,44 - (3388,44 - 2842,88) ∙ 0,823 = 2939,44 кДж/кг;

при  = 0,972 МПа и h₃ = 2939,44 кДж/кг:  = 6,9324 кДж/(кг ∙ К).

) при Р_Т = 0,12 МПа и s_1А =  = 6,9324 кДж/(кг ∙ К): h_1А = 2545,31 кДж/кг → h₁ = h₃ - (h₃ - h_1А) ∙ = 2939,44 - (2939,44 - 2545,31) ∙ 0,857 = 2601,67 кДж/кг;

при  = 0,102 МПа и h₁ = 2601,67 кДж/кг:  = 7,1527 кДж/(кг ∙ К).

) при Р_К = 0,0675 МПа и s_КА =  = 7,1527 кДж/(кг ∙ К): h_КА = 2535,51 кДж/кг → h_К = h₁ - (h₁ - h_КА) ∙ = 2601,67 - (2601,67 - 2535,51) ∙ 0,647 = 2558,86 кДж/кг.

Из построения условного процесса расширения пара в турбине получаем значения энтальпий пара в отборах:

4.4 Определение параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам принципиальной тепловой схемы

При расчёте принимаем:

потери давления в паропроводах от турбины до регенеративных подогревателей:

падение давления греющего пара во встроенных пароохладителях ΔР_ОП == 1,5%;

недоохлаждение пара в охладителях пара против температуры насыщения Δt_ОП = 10 ⁰С;

недогрев воды в основной поверхности ПВД δt_НЕД = 5 ⁰С;

недоохлаждение конденсата греющего пара в охладителях конденсата (охладителях дренажа) Δt_ОД = 5 ⁰С;

гидравлическое сопротивление регенеративных подогревателей:

ПВД ~ 0,49 МПа.

ПНД ~ 0,098 МПа.

Температура конденсата после ПСГ

Повышением энтальпии в конденсатном насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ПНД - 1:

t_К = 89,01 ⁰С; = 373,96 кДж/кг (при t = 89,01 ⁰С, Р_К.Н. = 1,568 МПа).

Температура основного конденсата после ПНД - 1

Питается паром из пятого отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

 0,1104 МПа.

Температура конденсата, сливаемого из ПНД - 1, равна температуре насыщения, так как ПНД - 1 не имеет охладителя конденсата:

При = 0,1104 МПа →  = 102,43 ⁰С, = 429,42 кДж/кг.

Тогда температура конденсата после ПНД - 1 составит:

t₁ =  - δt_НЕД = 102,43 - 5 = 97,43 ⁰С;

= 409,29 кДж/кг (при при  МПа; t = 97,43 ⁰С).

Температура основного конденсата после ПНД - 2

Питается паром из четвёртого отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

 0,3069 МПа.

Температура конденсата, сливаемого из ПНД - 2, равна температуре насыщения, так как ПНД - 2 не имеет охладителя конденсата:

При = 0,3069 МПа →  = 134,31 ⁰С, = 564,83 кДж/кг.

Тогда температура конденсата после ПНД - 2 составит:

t₂ =  - δt_НЕД = 134,31 - 5 = 129,31 ⁰С;

= 544,13 кДж/кг (при  МПа; t = 129,31 ⁰С).

Деаэратор питательной воды

Параметры питательной воды после деаэратора устанавливаются исходя из условия, что охлаждение её в баке - аккумуляторе отсутствует. Поэтому за деаэратором имеем:

Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа;

t_ДЕАЭР = 158,09 ⁰С;

= 667,18 кДж/кг.

Параметры воды после питательного насоса

а) При Р₀ = 8,83 МПа давление на нагнетании насоса должно быть Р_НАГН = 13,73 МПа;

б) Повышение энтальпии в насосе:

.

При Р_ДЕАЭР = 0,5886 МПа, высоте его установки над осью насоса 20 м и нормативной величине сопротивления тракта всасывания ΔР_ВС = 0,0098 МПа, давление на всасывающем патрубке насоса будет равно:

 0,775 МПа.

Удельный вес воды в насосе определяем по её средней температуре в насосе = 160 ⁰С и по среднему давлению:

При среднем значении η_Н = 0,78 найдём:

 кДж/кг.

Таким образом, энтальпия воды после питательного насоса составит:

ct_ПН =  +  = 667,18 + 18,22 = 685,4 кДж/кг.

При Р_НАГН = 13,73 МПа и ct_ПН = 685,4 кДж/кг температура воды будет t_ПН = 160,5 ⁰С.

ПВД - 3

Питается паром из третьего отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

1,0152 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

1 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении  = 1 МПа:

= 179,88 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

=  + Δt_ОП = 179,88 + 10 = 189,88 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (1,0152 МПа, 189,88 ⁰С) = 2789,64 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

 =  - δt_НЕД = 179,88 - 5 = 174,88 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ3 = Р_НАГН -  = 13,73 - 0,49 = 13,24 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (13,24 МПа, 174,88 ⁰С) = 747,14 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К3 = t_ПН + Δt_ОД = 160,5 + 5 = 165,5 ⁰С.

сt_К3 = 699,6 кДж/кг (при = 1 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

 ⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара  = 2 ⁰С - принимаем.

ПВД - 4

Питается паром из второго отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

2,147 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

2,115 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении  = 2,115 МПа:

= 215,22 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

=  + Δt_ОП = 215,22 + 10 = 225,22 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (2,147 МПа, 225,22 ⁰С) = 2819,93 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

 =  - δt_НЕД = 215,22 - 5 = 210,22 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ4 = Р_ПВ3 -  = 13,24 - 0,49 = 12,75 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,75 МПа, 210,22 ⁰С) = 902,49 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К4 = t₃ + Δt_ОД = 176,88 + 5 = 181,88 ⁰С.

сt_К4 = 771,91 кДж/кг (при = 2,115 МПа).

Температуру питательной воды за подогревателем находим по формуле:

 ⁰С,

где подогрев воды в охладителе пара  = 3 ⁰С - принимаем.

ПВД - 5

Питается паром из первого отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

3,6 МПа.

Давление в корпусе подогревателя:

3,546 МПа.

Температура насыщения воды в подогревателе при давлении  = 3,546 МПа:

= 243,29 ⁰С.

Температура пара после пароохладителя с учётом его недоохлаждения:

=  + Δt_ОП = 243,29 + 10 = 253,29 ⁰С.

Энтальпия пара после пароохладителя:

= f (,) = f (3,6 МПа, 253,29 ⁰С) = 2830,5 кДж/кг.

Температура питательной воды перед охладителем пара:

 =  - δt_НЕД = 243,29 - 5 = 238,29 ⁰С.

Давление воды в трубной системе подогревателя с учётом гидравлического сопротивления:

Р_ПВ5 = Р_ПВ4 -  = 12,75 - 0,49 = 12,26 МПа.

Энтальпия питательной воды перед охладителем пара:

= f (12,26 МПа, 238,29 ⁰С) = 1030,48 кДж/кг.

Температура и энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя, с учётом его недоохлаждения:

t_К5 = t₄ + Δt_ОД = 213,22 + 5 = 218,22 ⁰С.

сt_К5 = 935,67 кДж/кг (при = 3,546 МПа).

4.5 Расчёт подогревателей высокого давления

На рисунке 10 представлена расчётная схема для подогревателей высокого давления турбины.

Для определения расхода пара составляем уравнения теплового баланса в соответствии с расчётной схемой.

I участок:

.

II участок:

.

III участок:

.

Значения коэффициентов, учитывающих потери тепла в подогревателях К₅, К₄ и К₃ принимаем равными:

К₅ = 1,008; К₄ = 1,007; К₃ = 1,006.

I участок:

II участок:

III участок:

После подсчётов:

) 1894,83 · D₅ + 258,33 · D₄ = 129,01 · D_ПВ;

) 2048,02 · D₄ + 149,8 · D₃ + 163,76 · D₅ = 156,44 · D_ПВ;

) 2090,04 · D₃ + 72,31 · (D₄ + D₅) = 62,11 · D_ПВ.

Упрощаем её:

) D₄ + 7,33 · D₅ = 0,499 · D_ПВ;

) D₃ + 13,67 · D₄ + 1,093 · D₅ = 1,044 · D_ПВ;

) 28,9 · D₃ + D₄ + D₅ = 0,859 · D_ПВ.

Решим систему уравнений по правилу Крамера.

) Вычисляем определитель матрицы системы, разлагая его по первой строке:

Так как он не равен нулю, то система уравнений имеет единственное решение.

) Вычисляем определители:

3) По формулам Крамера находим решение системы уравнений:

Подогрев питательной воды в охладителях пара устанавливаем по уравнениям тепловых балансов.

ОП - 5:

t₅ = 242,73 ⁰С (Р_ПВ5 = 12,26 МПа).

ОП - 4:

t₄ = 213,76 ⁰С (Р_ПВ4 = 12,75 МПа).

ОП - 3:

t₃ = 176,39 ⁰С (Р_ПВ3 = 13,24 МПа).

Проверка правильности выполненных расчётов по тепловым

балансам ПВД в целом:

П - 5:

П - 4:

П - 3:

Невязки незначительны. Поэтому

D₅ = 0,0586 · D_ПВ = 0,0586 · 1,04342 · D = 0,0611 · D,      t₅ = 242,73 ⁰С,

D₄ = 0,0698 · D_ПВ = 0,0698 · 1,04342 · D = 0,0728 · D,      t₄ = 214,21 ⁰С,

D₃ = 0,0253 · D_ПВ = 0,0253 · 1,04342 · D = 0,0264 · D,      t₃ = 175,75 ⁰С.

В этом случае:

отличаются несущественно от

4.6 Расчёт деаэратора Д - 6

Из приведённых выше расчётов имеем:

D_ПВД = D₃ + D₄ + D₅ = 0,0264 · D + 0,0728 · D + 0,0611 · D = 0,1603 · D.

Принимаем , тогда

Количество питательной воды, поступающей в Д - 6 из ПНД - 2, определяем из уравнения материального баланса деаэратора:

Расход пара на деаэратор определяем из уравнения теплового баланса:

Принимаем коэффициент, учитывающий потери тепла в Д - 6, К_ДЕАЭР = 1,006, а влажность пара, выходящего из деаэратора - 3%, тогда

= h^| + х · r = 667,3 + 0,97 · 2088,46 = 2693,11 кДж/кг.

После преобразования получим:

Тогда

Прежде чем рассчитывать ПНД, выполним тепловой расчёт установки нагрева добавочной воды, подаваемой в цикл.

4.7 Расчёт бойлерной

Расход сетевой воды через сетевые подогреватели при Q_М = 60 МВт и принятой системе теплоснабжения:

 кг/с.

Принимаем утечки в системе теплоснабжения в размере 2% от количества циркулирующей воды.

Добавок на восполнение утечек:

W_УТ = 0,02 · W_СВ = 0,02 · 236,82 = 4,74 кг/с.

При нагрузке «горячего» водоснабжения 15% от общей, абсолютное её значение:

Q_Г.В. = 0,15 · Q_М = 0,15 · 60 = 9 МВт.

Общее количество воды на горячее водоснабжение:

 кг/с.

Общее количество подпиточной воды, направляемой в деаэратор подпитки в систему:

D_Д.В. = D_ДОБ + W_УТ + W_Г.В. = 0,0299 · D + 5,56 + 4,74 + 35,52 = 0,0299 *
* D + 45,82.

Давление в корпусе основного подогревателя:

0,1104 МПа.

Температуры конденсации пара при данном давлении:

Принимаем температурную разность теплоносителей δt_СП = 3 ⁰С, тогда температура сетевой воды после основного бойлера составит: .

При принятой системе теплоснабжения температура сетевой воды после пикового бойлера должна составлять  С учётом температурной разности теплоносителей определяем температуру конденсации пара:  133 ⁰С. По данной температуре находим давление в корпусе пикового подогревателя Р_БП = 0,2953 МПа.

Тепловая нагрузка на сетевые подогреватели:

 МВт.

 МВт.

Расход пара на пиковый подогреватель:

 кг/с.

Расход пара на основной подогреватель:

 кг/с.

В этих уравнениях энтальпии конденсата греющего пара, сливаемого из подогревателей найдены по соответствующим давлениям в них.

4.8 Расчёты по подготовке добавочной воды в цикле ПТУ

Подогреватель сырой воды

Питается паром из пятого отбора.

Давление в корпусе подогревателя:

0,1104 МПа.

Энтальпия конденсата, сливаемого из подогревателя при данном давлении:

Принимаем расчётную температуру охлаждающей воды

Для создания оптимального режима предочистки (коагуляции) принимается

Количество исходной воды для ХВО при расходе на собственные нужды 12%:

(0,0299 · D + 45,82) = 0,03349 · D + 51,32.

Расход пара на подогреватель найдём из уравнения теплового баланса:

при η_П = 0,98,

Охладитель непрерывной продувки

Принимаем η_П = 0,98.

Составляем уравнение теплового баланса:

Принимаем предварительное значение расхода пара на турбину при заданных тепловых нагрузках D = 110 кг/с, тогда

 = 42,03  42 ⁰С.

Расчёт деаэратора добавочной воды Д - 1,2

Количество воды, направляемой в цикл и на подпитку теплосети из станционного деаэратора Д - 1,2, определяем из уравнения материального баланса этого деаэратора:

Принимаем , тогда

Количество конденсата, идущего из охладителя выпара станционного деаэратора Д - 1,2 в дренажный бак:

Количество конденсата, поступающего из дренажного бака в станционный деаэратор Д - 1,2:

Окончательно:

а также количество воды, идущей в цикл станции и на подпитку теплосети из Д - 1,2:

Расход пара на станционный атмосферный деаэратор определяем из уравнения теплового баланса деаэратора с охладителем выпара (при  = 1,005):

Согласно приведённым выше расчётам, имеем и «выпар» из станционного деаэратора:

И, наконец, из уравнения теплового баланса определяем расход пара на деаэратор:

После преобразований получим:

Тогда

4.9 Расчёт подогревателей низкого давления

Расчётная схема для ПНД турбины представлена на рисунке 11.

П - 2

Уравнение теплового баланса:

Здесь

В последней формуле:

Имеем

П - 1

Уравнение теплового баланса:

Имеем

Окончательно, расход пара на ПНД - 2:

Расход пара на ПНД - 1:

4.10 Подсчёт расходов пара в отборах турбины и расхода пара в ПСГ

Расход пара в отборы.

D_I = D₅ = 0,0611 · D;

D_II = D₄ = 0,0728 · D;

D_III = D₃ ++ D_П + D_БП = 0,0264 · D + 0,0419177 · D + 22,22 + 13,11 = 0,0683177 · D + 35,33;

D_IV = D₂ = ;

D_V = D₁ + + D_БО + D_ПСВ = + 0,004365046 · D + + 6,188713524 + 13,04 + 0,001973 · D + 3,0233 = 0,015124791 · D + 21,37324495.

Σ D_ОТБ = 0,26811639 · D + 56,04875537.

Расход пара в ПСГ турбины.

D_ПСГ = D - Σ D_ОТБ = D - 0,26811639 · D - 56,04875537 = 0,731884 · D -
- 56,048755.

По балансу потоков конденсата в системе регенерации:

Значения D_ПСГ и  близки друг к другу, что подтверждает правильность выполненных расчётов.

Определим расход пара на турбину из уравнения:

.

Удельный расход пара на турбину:

Значение

d_Э · N_Э = 4,446 · 65 · 10³ = 288990 кг/ч = 80,275 кг/с.

Значение можно найти после определения коэффициентов недовыработки:

у₅ · D_I = 0,75825 · 0,0611 · D = 0,046329 · D;

у₄ · D_II = 0,6261 · 0,0728 · D = 0,04558 · D;

у₃ · D_III = 0,45876 · (0,0683177 · D + 35,33) = 0,031341 · D + 16,2079908;

у₂ · D_IV = 0,28102 · = 0,014268 · D -

0,183925;

у₁ · D_V = 0,0516 · (0,015124791 · D + 21,37324495) = 0,000780439 · D +

+ 1,102859439;

= 0,138298 · D + 17,126925.

Таким образом,

D = 80,275 + 0,138298 · D + 17, 126925

Абсолютные расходы пара в отборах:

D_I = 0,0611 · D = 0,0611 · 113,03 = 6,906133 кг/с;

D_II = 0,0728 · D = 0,0728 · 113,03 = 8,228584 кг/с;

D_III = 0,0683177 · D + 35,33 = 0,0683177 · 113,03 + 35,33 = 43,05194963 кг/с;

D_IV =  = 0,050773899 · 113,03 - 0,654489583 = 5,084484221 кг/с;

D_V = 0,015124791 · D + 21,37324495 = 0,015124791 · 113,03 + 21,37324495 = 23,0828 кг/с.

Σ D_ОТБ = 86,353950851 кг/с.

D_ПСГ = 0,731884 · D - 56,048755 = 0,731884 · 113,03 - 56,048755 = 26,676094 кг/с.

D = Σ D_ОТБ + D_К = 86,353951 + 26,676094 = 113,03 кг/с.

Проверка результатов по балансу мощностей.

 = = К · ,

где К =

Таким образом, получаем

N_I = К · D_I · Н_i5 = 0,00097614 · 6,906133 · 200,55 = 1,351978277 МВт;

N_II = К · D_II · Н_i4 = 0,00097614 · 8,228584 · 310,18 = 2,491443301 МВт;

N_III = К · D_III · Н_i3 = 0,00097614 · 43,0519496 · 449 = 18,86910381 МВт;

N_V = К · D_V · Н_i1 = 0,00097614 · 23,0828 · 786,77 = 17,72753657 МВт.

 = 43,400343638 МВт.

N_ПСГ = К · D_ПСГ · Н_iПСГ = 0,00097614 · 26,676094 · 829,58 = 21,60193336 МВт.

N_Э = N_ПСГ + = 43,400343638 + 21,60193336 = 65,002276998 МВт (невязка ничтожна, N_Э = 65 МВт).

Проверка значения расхода пара в ПСГ.

Расход пара, определённый по балансу потоков конденсата в системе регенерации:

ΔD_К =

Невязка, отнесённая к расходу пара на турбину:

δD_К =

Расходы пара на регенеративные подогреватели.

Подогреватель ПВД №5       D₅ = 0,0407 · D = 0,0611 · 113,03 = 6,906133 кг/с;

ПВД №4    D₄ = 0,0501 · D = 0,0728 · 113,03 = 8,228584 кг/с;

ПВД №3    D₃ = 0,0675 · D = 0,0264 · 113,03 = 2,983992 кг/с;

Деаэратор                   

кг/с;

ПНД №2   

D₂ = 0,050773899 · D - 0,654489583 =

= 0,050773899 · 113,03 - 0,654489583 = 5,084484 кг/с;

ПНД №1

Расходы теплоносителей по другим элементам тепловой схемы.

Расход пара на деаэратор Д - 1,2:

Расход пара на подогреватель сырой воды.

Количество питательной воды, подаваемой в котёл.

D_ПВ = 1,04342 · D = 1,04342 · 113,03 = 117,93776 кг/с.

4.11 Расчёт подогревателя сетевой воды

Коэффициент, учитывающий потери тепла в подогревателе, принимаем равным К_ПСГ = 1,003. Температурный напор в подогревателе - δt = 4 ⁰С.

Температура конденсата при Р_К = 0,0675 МПа: t_К = 89 ⁰С, следовательно, температура сетевой воды на выходе из подогревателя будет составлять .

При температуре обратной сетевой воды t_ОБР = 70 ⁰С, определяем из уравнения теплового баланса её расход через подогреватель:

4.12 Энергетические показатели ПТУ

1) Удельный расход пара на турбину:

) Полный расход тепла на турбоустановку:

) Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

4) Полный расход тепла на производственные потребители.

Здесь ct_К - энтальпия возврата конденсата с производства, ct_ОБР =  - энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у потребителя тепла.

) Расход тепла на отопление.

) Расход тепла на выработку электроэнергии на турбоустановке.

) КПД ПТУ по выработке электроэнергии.

) Расход тепла на паровой котёл.

Здесь  определена при Р_К = 9,81 МПа и

) КПД транспорта теплового потока ПТУ.

) КПД ПТУ по выработке электроэнергии брутто.

где η_ПК = 0,92 - КПД парового котла.

) КПД ПТУ по отпуску тепловой энергии (брутто).

где η_Т = 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.

) Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.

) Удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении.

) Удельный расход теплоты брутто.

4.13 Оценка экономической эффективности реконструкции

Предполагается, что реконструируемая турбина ПТР - 65/70 - 90/11 будет замещать выработавшую свой ресурс турбину типа ПТ - 60 - 90.

Экономический эффект от реконструкции будем определять исходя из большей тепловой экономичности новой турбины на теплофикационных режимах работы по сравнению с турбиной ПТ - 60 - 90.

Данные по турбине ПТ - 60, необходимые для расчёта, получены в отделе ПТС и планово-экономическом отделе ИвТЭЦ - 2 для режима работы с номинальной электрической нагрузкой и тепловой нагрузкой отборов аналогичной принятой для расчёта тепловой схемы турбины ПТР - 65/70 - 90/11:

годовая выработка электроэнергии: W_ГОД = 197390 тыс. кВт · ч;

удельный расход теплоты брутто:

КПД котельного цеха: η_КЦ = 88,23%;

в качестве топлива будет использоваться кузнецкий уголь с низшей теплотой сгорания  цена угля по состоянию на конец 2015 г.: Ц_УГЛЯ= 1869,73 т.н.т.

Удельный расход теплоты брутто для турбины ПТР - 65/70 - 90/11 на теплофикационном режиме работы рассчитан в п. 4.12 и составляет:

Капитальные вложения в реконструкцию составляют: К_РЕК = 127200000 руб.

Цена тонны условного топлива:

Рассчитываем экономический эффект:

Оцениваем срок окупаемости:

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос о реконструкции паровой турбины типа Р - 46 (50) - 90 (130)/11.

Выполнены: тепловой расчёт реконструируемой турбины, а также расчёт тепловых схем турбины до (Р - 46 (50) - 90 (130)/11) и после реконструкции (ПТР - 65/70 - 90/11).

Проведённый расчёт показал, что новая турбоустановка имеет высокую тепловую экономичность в теплофикационном режиме работы. На основании этого в экономической части определён экономический эффект от эксплуатации новой турбоустановки, замещающей турбину ПТ - 60 - 90, выработавшую свой ресурс. Высокая экономичность новой турбины позволяет окупить проект за 3 года.

Список использованной литературы

1. ГОСТ 12.1.003 - 83 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

2. ГОСТ 12.1.005 - 88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

3. ГОСТ 12.1.012 - 90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования.

. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник. - М.: Энергоиздат, 1982.

. Капелович Б.Э. Тепловой расчет паровых турбин - М.: Энергия, 1976.

. Мошкарин А.В., Чухин И.М. Расчет тепловых схем ТЭС. - Иваново: ИЭИ, 1985.

. Охрана труда в машиностроении: Учебник для машиностроительных вузов /
/ Е.Я. Юдин, С.В. Белов, С.К. Баланцев и др. - М.: Машиностроение, 1983.

. Ривкин С.П., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1981.

. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.:Энергия, 1976.

. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. - М.: Высшая школа, 2003.

. СН 2.2.4.548 - 96. Гигиенические требования к микроклимату помещений.

. СН 2.2.4/2.1.8.562 - 96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых и общественных зданий и на территории жилой застройки.

. СН 2.2.4/2.1.8.566 - 96. Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий.

. Соколов А.К. Безопасность и экологичность в дипломном проектировании: Учебное пособие / ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический уни - верситет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2009.

. Стерман Л.С., Тевлин С.А., Шарков А.Т. Тепловые и атомные электрические станции. - М.:Энергоиздат, 1982.

. Техническая документация ИвТЭЦ - 2.

. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоиздат, 1990.

18. Чернов К.В. Задачи и алгоритм выполнения раздела выпускной квалификационной работы по безопасности и экологичности: Методические указания. - Иваново, 2009.

. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.