Расчет принципиальной тепловой схемы при номинальном режиме

 

Схема барабанного парового котла приведена на рисунке

 

 

 

Рисунок 2 – Схема барабанного парового котла

 

Баланс пара и воды

Расход пара на турбину составляет 1 и определяю по формуле

α0=1= α1+ α2+ α3+ αд+ α4+ α5 + α6+ α7+ αк+αвс+ αнс+αп (1)

1 Утечки пара и конденсата принимаю 1% и определяю по формуле

αут = α0*1% (2)

αут = 0,01

2 Расход пара на продувку принимаю 1,5% и определяю по формуле

αпр = α0*1,5% (3)

αпр = 0,015

3 Доля расхода пара на эжекторы

αэж= α0*0,5% (4)

αэж= 0,005

4 Доля расхода пара на уплотнения

αупп= α0*0,5% (5)

αупп= 0,005

5 Расход питательной воды определяю по формуле

αпв = α0+ αут + αпр +αупп +αэж= 1,03 (6)

αпв = 1+0,005+0,015+0,005+0,005 = 1,03

 

График расширения пара в турбине приведен на рисунке 3

Рисунок 3 – График расширения пара в турбине

Таблица 3 - Параметры пара и воды

 

№ отбора     Точка отбора Пар Насыщенный пар Питательная вода
  рi , МПа   ti , 0С   hi, кДж/ кг   ∆,% МПа   pнi, МПа   tнi 0С   hнi, кДж/ кг   ∆t, 0С   tп, 0С   hпi, кДж/ кг
– – – – – – – –
– 0’ 12,35 – – – – – – –
ПВД1 4,41 4,06 252,9 1098,9
ПВД2 2,55 2,346 222,9 956,4 925,6
ПВД3 1,27 1,168 194,5 825,7 806,7
  ДПВ 1,27 0,7 164,1 –
ПНД4 0,39 0,359 141,7 596,9 572,7
ПНД5 0,098 0,0902 98,18 403,2 93,2 390,4
ПНД6 0,033 0,03 68,68 287,6 63,7 266,8
ПНД7 0,003 0,031 23,77 99,68 18,8 78,66
К К 0,0028 0,0028 21,5 90,24 16,5 69,25
   

 

 

 

Таблица 4 - Расчёт группы ПВД

 

  Теплообменник   Расчётное уравнение Доля греющего пара
Группа ПВД ПВД №1 α 1(h1 – h1н) = α пв(h1п – h2п)(1/ηп) α1 = (α пв(h1n – h2n)) / (ŋп(h1 – h1н)) α1 = (1,03(1051,2 – 925,5))/(0,99(3250-1098))   0,0607
ПВД №2 α 2(h2 – h2н) + α др1(h1н – h2н) = αпв(h2n – – h3n)(1/ηп) α2 =(αпв(h2n-h3n)(1/ηп)-α др1(h1н-h2н))/(h2-h2н)(1/ηп) α 2 = (1,03(925,5-80,7)-0,0607(1098-956,5))/ /(3142-956,5)0,99   0,0525  
ПВД №3 α 3(h3-h3н) + (α др1 + αдр2)(h2н-h3н) =αпв* *(h3n-hпн)(1/ηп) α 3 =(αпв(h3n-hпн)-(α др1 +α др2)(h2н-h3н))/(h3-h3н) ηп α3 = (1,03(806,7 – 735,5)–(0,0607 +0,0525)(956,5-825,7))/(2987-825,7)0,9   0,0277

где α1 – доля расхода пара на ПВД №1

h1 – энтальпия ПВД №1

h1н – энтальпия насыщения ПВД №1

h1n – энтальпия на выходе из ПВД №1

h2n – энтальпия на выходе из ПВД №2

ηп– кпд

αпв – доля расхода питательной воды

α2 – доля расхода пара на ПВД №2

h2 – энтальпия ПВД №2

h2н – энтальпия насыщения ПВД №2

h3n – энтальпия на выходе из ПВД №3

a3 – доля расхода пара на ПВД №3

h3 – энтальпия ПВД №3

h3н – энтальпия насыщения ПВД №3

hпн – энтальпия на выходе из питательного насоса

 

Таблица 5 – Расчет деаэратора питательной воды

 

  Теплообменник   Расчётное уравнение Доля греющего пара
Деаэратор       Уравнение материального баланса: αд + αк+αвып1+αдр1+αдр2+ αдр3 =αпв αк = αпв -αд -αдр1+αдр2+αдр3- αвып1 αк =1,03-αд -0,0607-0,0525-0,027-0,0046 αк = 0,88-αд=0,88-0,029 Уравнение теплового баланса: αдhд+ αдhд+(αдр1+αдр2+αдр3)h3н + αвып1 hвып1= αпвhпв(1/η) αдhд +(0,88-αд)h4п +(αдр1 +αдр2+αдр3)*h3н+αвып1hвып1 =αпвhпв αд= (αпвhд-0,88h4п-(αдр1+αдр2+αдр3)*h3н *αвып1hвып1)/ /(hд-h 4п)*η αд=(1,03*694-0,88*572,7-0,14*825,7-0,0046*2696) /(2967– 572,7)*0,99     0,851     0,029

 

где αд – доля расхода пара на деаэратор

αк – доля расхода пара на конденсатор

hд – энтальпия деаэратора

h4n – энтальпия на выходе из ПНД №4

 

 

Таблица 6 - Расчёт группы ПНД

Теплообменник Расчётное уравнение Доля греющего пара
Группа ПНД   ПНД №4 α4(h4 – h4н) = aк(h4n-h5n)(1/ηп) α4 = (aк(h4n-h5n))/(ηп (h4-h4н)) α5 = (0,851(572,7–390,4))/(0,99*(2775–596,9))   0,071
ПНД №5 Уравнение материального баланса для точки смешивания αк = α'к+ α дрвс α'к = αк - αдрвс α'к=0,851- α5=0,851-0,14 Уравнение теплового баланса α 5 (h5-5н)+ αдр4(h4н–h5н)= α'к(h5n–h6n)(1/ηп) α 5= α'к (h5n-h6n)-αдр 4(h4н-h5н)) /(h5-h5н) ηп α 5=0,711 (390,4-266,8)- 0,071(596,9– 403,27) / (2580– 403,27)*0,99 ПНД №6 Уравнение материального баланса для точки смешивания (α 4 + α 5 + α6) + α1к + α нс = α2 к α1к = α2 к-( α 4 + α 5 + α6) -α нс α1к =0,082 - α6=0,082-0,0075     0,711     0,0034   0,0745

 

 

Продолжение таблицы 6

 

  Уравнение теплового баланса α6 (h6-h6н)+(α 4 + α 5+ α 6)(h5н-h6н)= α1к(h6н-h7н)*(1/ηп) α6(h6-h6н) + (α4 + α5 + α6)(h5н-h6н) = = (0,075-α6)(h6п-h7п)(1/ηп) α6=(0,054- α6)( h6п-h7п)- (α4 + α5+α6)(h5н-h6н)/ /(h6-h6н) ηп α6=(0,075- α6)(266,8-78,6)-(α6+0,077+0,008)* (403,24-287,64)/(2453-287,64)*0,99 2332,6 α6=17,6     0,0075
ПНД №7 α 7(h7-hдн)= α1 к(h7п-hкн) (1/ηп) α 7= α1 к(h7п-hкн) /(h7-hдн) ηп α7=0,0745(78,66-69,25)/0,99(2221-99,68)   0,0003

 

где a 4 – доля расхода пара на ПНД №4

h4 – энтальпия ПНД №4

h4н – энтальпия насыщения ПНД №4

h4n – энтальпия на выходе из ПНД №4

h5n – энтальпия на выходе из ПНД №5

a 5– доля расхода пара на ПНД №5

h5 – энтальпия ПНД №5

h5н – энтальпия насыщения ПНД №5

h6n – энтальпия на выходе из ПНД №6

a 6 – доля расхода пара на ПНД №6

h6 – энтальпия ПНД №6

h6н – энтальпия насыщения ПНД №6

h7n – энтальпия на выходе из ПНД №7

a 7 – доля расхода пара на ПНД №7

h7 – энтальпия ПНД №7

h7н – энтальпия насыщения ПНД №7

hкн – энтальпия на выходе из конденсатора

a1 к – доля расхода пара на конденсатор

 

Таблица 7 - Расчет сепаратора непрерывной продувки

 

Теплообменник Расчетное уравнение Численное значение
РНП     Расчет I ступени Уравнение материального баланса α'пр= αпр- αвып1 =0,01-0,00466 Уравнение теплового баланса αпр hпр ηсеп= αвып1 hс1+ α'пр h1пр1 αпр hпр ηсеп= αвып1 hвып1+ αпр h1пр1- αвып1 h1пр1 αвып1= αпр (hпр - h1пр1)/( hвып1- h1пр1) αвып1=0,01(1632,8-667,5)/(2757-667)0,99     0,00543   0,0046
Расчет II ступени Уравнение материального баланса α"пр= α'пр- α вып2 =0,00543-0,00053 Уравнение теплового баланса α'пр h'пр ηсеп= αвып2 h вып2+ α"пр h"пр α'пр h'пр ηсеп= α вып2 h вып2+ + α'пр h"пр- a вып2h'пр α вып2= (α'пр h'пр ηсеп - α'пр h"пр) / /( h вып2- h"пр) αвып1= a'пр(h'пр ηсеп- h"пр)/( h вып2h"пр) αвып1=0,00534(667*0,99-439)/ /(2757,4-483)     0,005     0,00053

Таблица 8 - Определение давления пара в верхнем и нижнем теплофикационном отборе

Теплообменник Расчетное уравнение Численное значение
      Количество теплоты, отпускаемой с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение, Qотоп=285 ГДж/кг. Qвс = Qнс = 0,5 Qотоп = 142,5 ГДЖ/кг Уравнение теплового баланса для верхнего и нижнего подогревателя Двс (h5-hн)η= Qвс Двс= Qвс*106 /(h5-h5н)η= 142,5*106/(2580-403,27)*0,99=66,13т/ч αвс = Двс / Д0 = 65,2/470 Днс (h6-hн)η= Qвс Двс= Qнс*106 /(h6-h6н)η= 142,5*106/(2453-287,64)*0,99=66,4т/ч αнс = Днс / Д0 = 66,13/468   αвс=0,141 αнс=0,142

 

Таблица 9-Расчет подогревателей сырой воды

 

Теплообменник Расчетное уравнение Численное значение
ПСВ       αсв = αпрневоз + αут = 0,196+0,01=0,206 Дпрневоз =0,5Дпр = 0,5*51,3=26,65 αпрневоз = 92,35/470 Уравнение теплового баланса для подогревателя сетевой воды αпрвоз (hпрвозв-h' првозв)= αсв (h'св-hсв)1/η αсв=( αсв (h'св-hсв)1/η)/ (hпрвозв-h' првозв) =0,2(335,2-230)/(125,7-20,95)0,99   0,2

Таблица 10- Расчет вакуумного деаэратора подпитки котлов

 

Теплообменник Расчетное уравнение Численное значение
  Уравнение материального баланса αдкв=αхов+αпсв+ αдкв4 αдкв=0,1+0,197+ αдкв4 Уравнение теплового баланса αховhхов+ αпсвhпсв+ α дкв4h дкв4= α дквhдкв 1/η αховhхов+ αпсвhпсв+ α дкв4h дкв4=(0,4 + αд кв4) hдкв 1/η α дкв4= (0,297hдкв - αховhхов- αпсвhпсв )/( h дкв4-hдкв)η=(0,297*2580-0,01*20,95-0,197*230)/(2580-694)0,99       0,121     0,384  

Таблица 11- Расчет деаэратора подпитки теплосети

 

Теплообменник Расчетное уравнение Численное значение
Уравнение материального баланса αптс= αхво- aвып2 αптс = 0,0134-0,0,1 hхво = 30 0*4,19=125,7 кДж/кг hптс = 70 0 *4,19= 293,3 кДж/кг Уравнение теплового баланса αвып2 h вып2+ αхвоhхво= αптсhптс hдкв вып2 (h5 вып2-hптс )= αхво (hптс- hхво)1/η αхво= αвып2 (hвып2-hптс)/( hптс- hхво) η= =0,1(2453-125,7)/(2453-694)0,99     0,0034     0,0134

 

αр0 =α1+ α2+ α3+ αд+ α4+ α5+ α6+ α7+ αк = 0,0607+ 0,0525 + 0,0272 + 0,029++0,071+0,034+0,0076+0,003+0,029+0,141+0,142=1

Таблица 12 – Материальный баланс турбоустановки

 

Точка процесса Номер подогревателя Доля пара на подогреватель; αi Коэффициент недовыработки электро энергии; yi Мощность потока пара; αi уi
ПВД №1 0,0607 0,77 0,0467
ПВД №2 0,0525 0,69 0,0362
ПВД №3 0,0272 0,568 0,0156
Деаэратор 0,029 0,56 0,0165
ПНД №4 0,071 0,41 0,0291
ПНД №5 0,034 0,28 0,00952
ПНД №6 0,0076 0,187 0,00142
ПНД №7 0,0003 0,015 0,0000045
к Конденсатор 0,0749 1,6 0,12
  åαiуi=0,275

 

Расход пара через турбину Д0, в кг/с, определяю по формуле

Д0 = 1 / (1 – ∑αiуi)((Nэ103) / (Нi ηэм) + увс Двс + унс Днс)) ( 7 )

где Нi – располагаемый теплоперепад турбины

увс – доля расхода пара в ВСП

Двс – расход пара на ВСП

унс – доля расхода пара в НСП

Днс – расход пара на НСП

Д0 =1/(1–0,275)((80*103)/(1350*0,99)+18,36*0,28+18,4*0,187)=132,17кг/с=475,8т/ч

Таблица 13 – Энергетический баланс турбоустановки

 

Точка процесса Номер подогревателя Расход пара на подогреватель; Дi (кг/с) Тепловой перепад в отборе; ∆hi (кДж/кг) Мощность потока пара; Nэi (кВт)
ПВД №1 7,89
ПВД №2 6,83 2758,7
ПВД №3 3,52 2052,16 2175,9
ДПВ 3,77
ДКВ 25,65 14804,41
ПНД№4 9,23 7081,72
ВСП 18,33   17602,3 4244,53
ПНД№5 4,42
НСП 18,46   20048,1 1072,99
ПНД№6 0,988
ПНД№7 0,039 51,3
К 9,74
  åNэi=83384,4

 

 

Мощность на зажимах генератора Nэ , в кВт, определяю по формуле

Nэ=Ni*ηэм ( 8 )

где Nэi – сумма мощностей потоков пара в турбине

ηэм - электромеханический кпд

Nэ=83384,4*0,99=82550,56 кВт

Погрешность мощности потока пара ∆, в %,определяю по формуле

∆ = (N рэ – N тэ) / N рэ * 100 % ( 9 )

∆ = (82550,56– 80000) / 82550,56* 100% = 0,31%

 

3 Выбор типа, единичной мощности и количества установленных паровых котлов.

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго для ТЭЦ с поперечными связями с преобладающей тепловой нагрузкой применяются секционные схемы.

Производительность и число энергетических котлов выбираются по максимальному расходу пара машинным залом с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3%. Для электростанции этого типа в случае выхода из работы одного энергетического котла, оставшиеся в работе энергетические котлы должны обеспечивать максимально длительный отпуск пара на производство и отпуск пара на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха; при этом для ТЭС без пром. перегрева пара применяются блочные схемы (котел- турбина).

Производительность котла подсчитывается с запасом 3% и учетом расхода на собственные нужды.

Производительность котла Дк , в т/ч определяю по формуле

Дк = (1 + α +β) * Дm max (10)

где α, β – запас по производительности, расход на собственные нужды в долях от Дm max, α = 0,03; β = 0,01

Дк = (1 + 0,03 + 0,01) *468= 491,4 т/ч

По давлению и температуре перегретого пара выбираем тип котла

ТГМ-444, производительностью перегретого пара 1184,6 т/ч.

Максимальный расход пара при номинальных параметрах пара для четырех турбин ДТЭЦ , в т/ч, определяю по формуле

ДТЭЦ=4*ДТ (11)

ДТЭЦ =4*468=1872 т/ч

 

 

Количество котлов nk, в шт, определяю по формуле

nk= ДТЭЦ/Дк (12)

nk =1872/468=4шт

Для обеспечения всех 4турбин необходимым количеством пара устанавливаем 4 котла. На станции необходимо установить еще 1 резервный котел, который включается при выходе из строя или останове одного из основных котлов.

 

Таблица 14 - Техническая характеристика котельного агрегата

 

Наименование Размерность Величина
Типоразмер –  
Заводская марка – ТГК-444
Паропроизводительность т/ч
Расчетный кпд при работе на мазуте % 94,6
Температура перегретого пара 0С
Температура питательной воды 0С
Температура уходящих газов 0С
Верхняя отметка м
Габариты: Ширина по осям колонн Глубина по осям колонн   м м 13,7

 

 

Описание котла ТГМ-444

 

Котлоагрегат ТГМ-444 предназначен для работы на газе и мазуте в блоке с теплофикационной турбиной ПТ-80/100-130. газомазутный однокорпусный малогабаритный котлоагрегат выполнен на газоплотных цельнокованых панелей и имеет трехходовую компоновку поверхностей нагрева, состоящих последовательно из вихревой камеры горения, камеры охлаждений, горизонтально соединенного газохода, опускного и подъемного газоходов.

Принятая компоновка поверхностей нагрева с нижним расположением выходного коллектора, перегревателя и верхним выводом позволила создать компактную компоновку.

Топочная камера состоит из горизонтальной цилиндрической камеры горения и призматической камеры охлаждения.

Пароперегреватель состоит из экранов горизонтальных, опускного и подъемного газоходов, топочных ширм и ширмо-конвективных лементов опускного и подъемного газоходов.

Ширмо-конвективный пароперегреватель состоит из двух частей расположенных в опускном и подъемном газоходах. Пароперегреватель состоит из секций, представленных сочетанием цельнокованых панелей вертикальных ширм, и соединены с накладными змеевиками, образующие двухрядные шахматные змеевики.

Пароперегреватель подъемного газохода выполнен из 12 секций, в каждой из которых трубы ширм переходят в трубы конвективных змеевиков.

Пароперегреватель опускного газохода имеет 12 секций, ширмы и змеевики конвективной части которых имеют самостоятельные коллекторы.

Регулирование температуры перегрева пара осуществляется путем 2 впрысков «собственного конденсата». Первый впрыск производится за топочными ширмами, второй- перед ширмо-конвективным пароперегревателем подъемного газохода.

Воздушный экономайзер расположен в подъемном газоходе над ширмо конвективным пароперегревателем и состоит из змеевиков, расположенных в шахматном порядке. Воздухоподогреватель расположен в не здании котельной.

 

4 Выбор системы топливного хозяйства ТЭС на основном топливе

Таблица 15 – Химический состав газа

Топливо поступает по газопроводу «Архангельск-Ухтинск»

 

 

Состав газа по объему, % Qcн , ккал./ м3 Плотность, кг/м3 (при 0оС и 760 мм.рт.ст.
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 и более тяжелые N2 H2S
91,4 4,1 0,6 0,6 - 0,2 0,7 0,883

 

 

Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции приводится на рисунке

 

 

 

1 — цистерна;

2 — лоток приемно-сливного устройства;

3 — фильтр-сетка;

4 —приемный резервуар;

5—перекачивающий на­сос (погружного типа);

6—основной резервуар;

7—насос пер­вого подъема;

8 — основной подогреватель мазута;

9— фильтр тонкой очистки мазута;

10 — насос второго подъема;

11 — регу­лирующий клапан подачи мазута к горелкам;

12—насос рецир­куляции;

13 — фильтр очистки резервуара;

14 — подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара;

15—подогрева­тель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка.

Рисунок 4 Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции:

Описание схемы мазутного хозяйства берется

Мазут доставляется на ТЭС главным образом по железной дороге (в отдельных случаях—водным пу­тем и по трубопроводам).

Основные элементы мазутного хозяйства — приемно-сливное устройство, мазутохранилище, мазутная на­сосная, установки для ввода жидких присадок, трубо­проводы и арматура. Для разогрева и слива мазута из цистерн мо­гут применяться как сливные эстакады с разогревом мазута «открытым» паром или горячим мазутом, так и закрытые сливные устройства — тепляки. Тип слив­ного устройства выбирается на основании технико-экономического расчета.

Разогретый мазут сливается из цистерн в межрель­совые лотки, выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляется в приемную емкость, перед которой должны устанавливаться грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков укладывают паровые трубы.

Приемно-сливное устройство рассчитывают на при­ем цистерн грузоподъемностью 50, 60 и 120 т.

Вместимость приемной емкости основного мазуто­хозяйства должна составлять не менее 20% вместимо­сти устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из прием­ной емкости мазут перекачивается насосами погружного типа в мазутохранилище.

Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогре­вают циркуляционным способом по отдельному специ­ально выделенному контуру. Возможно применение местных паровых разогревающих устройств. В конту­ре циркуляционного разогрева мазута предусматрива­ется по одному резервному насосу и подогревателю.

В основном и растопочном мазутных хозяйствах схе­ма подачи мазута в котельное отделение может быть одно- или двухступенчатой в зависимости от требуемо­го давления перед форсунками.

В насосной основного мазутного хозяйства предусмат­ривается по одному резервному подогревателю и филь­тру тонкой очистки.

Мазут из основного мазутохозяйства подается к котлам по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рецир­куляции.

Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах должна быть установлена запорная арматура на расстоянии 10-50м от мазутонасосной.

Величина приемной емкости основного мазутного хозяйства принимается не менее 20%-ой емкости цистерн, устанавливаемых под разгрузку, а перекачивающие насосы должны обеспечить перекачку мазута не более чем за 5 часов. Перекачивающие насосы должны иметь резерв.

Схема подачи мазута в основном и растопочном мазутохозяйствах принимается в зависимости от требуемого давления перед форсунками. Давление мазута перед форсунками с механическим распыливанием принимается 2МПа или 3.5-4МПа, с паровым распыливанием – от 0.4 до 1МПа.

Подогреватели мазута устанавливаются после 1 ступени мазутных насосов, схема установки подогревателей мазута и фильтров тонкой очистки должна предусматривать работу любого подогревателя и фильтра с любым насосом 1 и 2 ступени.

 

 

5 Выбор оборудования тепловой схемы ТЭС

5.1 Выбор регенеративных подогревателей (ПВД и ПНД)

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата и питательной воды определяются числом имеющихся у турбин для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя.

Регенеративные подогреватели низкого давления принимаются как поверхностного так и смешивающего типа. Число их определяется технико-экономическим обоснованием. Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва.

Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной.

Согласно комплектующего оборудования система регенерации турбины ПТ 80/100-130/13 включает следующие типы регенеративных подогревателей:

ПВД №3 – ПВ-425-230-25-I

ПВД №2 – ПВ-425-230-34-I

ПВД №1 – ПВ-425-230-50-I

Таблица 16-Основные характеристики подогревателей высокого давления

Типоразмер ПВ-425-230-25-I ПВ-425-230-34-I ПВ-425-230-50-I
Площадь поверхности теплообмена,м2   полная зоны ОП зоны ОК             41,5
Номинальный расход воды, кг/с 152,8 152,8 152,8
Расчетный тепловой поток, МВт 12,8 20,7 19,6

 

Продолжение таблицы 16

Максимальная температура пара, °С
Гидравлическое сопротивление, МПа 0,2 0,2 0,41
Габаритные размеры, мм высота диаметр корпуса      
Масса, т сухого заполненного водой   27,9 37,5   30,0 39,6   38,1 39,2

 

ПНД №7– ПН-200-16-7-I

ПНД №6– ПН-200-16-7-I

ПНД №5– ПН-130-16-10-II

ПНД №4– ПН-130-16-9-III

Таблица 17 – Техническая характеристика ПНД

Типоразмер ПН-200-16-7-I ПН-130-16-10-II ПН-130-16-9-III
Площадь поверхности теплообмена, м2
Номинальный массовый расход воды, кг/с 97,2 63,9   63,9  
Расчетный тепловой поток, МВт 10,2 7,3 7,3
Максимальная температура пара, °С

 

Продолжение таблицы 17

 

Гидравлическое сопротивление; МПа 0,069 0,088 0,088
Габаритные размеры, мм Высота Диаметр    
Масса, т Сухого Заполненного водой   6,0 10,6   3,9 7,0   3,9 7,0

5.2 Выбор деаэраторов

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

На каждый блок устанавливается, по возможности, один деаэратор. Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен

обеспечивать работу не блочных электростанций в течение не менее 7 минут.

Максимальный расход питательной воды Дпв , в т/ч, определяю по формуле

Дпв=(1+a+β)*n*Дкном (13)

где a, β- соответственно расход питательной воды на продувку, пар на собственные нужды котла в долях от производительности котла.

Дпв=(1+0,015+0,015)*1*500=525 т/ч

Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака VБДП , в м3, определяю по формуле

VБДП =τмин* ν* Дпв/60 (14)

где ν- удельный объем воды

VБДП =3,5*1,1*525/60= 33,68 м3

Выбираю деаэратор типа ДП-50М-2 с деаэраторным баком БДП-65 повышенного давления с полезной вместимостью 65 м3 для одной колонки общей производительностью 500 т/ч.

 

Таблица 18-Основные характеристики деаэратора повышенного давления

 

Характеристика Единица измерения Численное значение
Марка   ДП-500М-2
Номинальная производительность кг/с 138,9
Рабочее давление МПа кгс/см2 0,59
Давление, допустимых при работе предохранительных клапанов кгс/см2 7,5
Пробное гидравлическое давление кгс/см2
Рабочая температура °С
Диаметр колонки мм
Высота колонки мм
Масса колонки кг
Масса колонки заполненной водой кг -
Геометрическая емкость колонки м3 8,5

Таблица 19 – Характеристика аккумуляторного бака

 

Характеристика Единица измерения Численное значение
Для каких колонок предназначен - ДП-50М-2
Полезная емкость м3
Геометрическая емкость м3
Максимальная длина м
Масса т 16,95
         

5.3 Выбор питательных насосов.

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго Для электростанций, включенных в энергосистему, с общими питательными трубопроводами, суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную производительность всех установленных котлов. Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а находится на складе.

Исходные данные:

На ТЭЦ установлены котлы ТКГ-444, турбины ПТ-80/100-130/13.

Известен расход питательной воды Дпв=525 т/ч, температура tпв=2510С.

Давление питательного насоса

Рпн = Рвых-Рвх = 17,3-0,718 = 16,58

Давление на выходе из насоса Рвых , в МПа, определяю по формуле

Рвых=Рб+ΔРПК+Рс+(ρн*Нн/102) (15)

где Рб- давление в барабане МПа, определяю по формуле

Рб=Рок+ΔРпп (16)

Рб =13,7+0,8=14,5 МПа

ΔРПК- давление МПа, определяю по формуле

ΔРПК=0,08* Рок (17)

ΔРПК =14*0,08=1,12 МПа

Рс- давление сопротивления МПа, определяю по формуле

Рс=Рклп+Ртр +Рпвд +Рэк (18)

где Рклп- сопротивление клапана питания, 0,1 МПа

Ртр- сопротивление трубопроводов от насоса до котла, 0,3 МПа

Рпвд- сопротивление подогревателей высокого давления, 0,35 МПа

Рэк- сопротивление экономайзера котла, 0,35 МПа

Рс=0,1+0,15+0,92+0,35=1,52 МПа

ρн-средняя плотность воды в нагнетательном тракте

Нн- высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, 24 м

Рвых=14,5+1,1+1,52+(24*0,909/102)=17,3 МПа

Давление на входе в насос Рвх , в МПа, определяю по формуле

Рвх=Рд-ΔРсвх+(Нв*ρв/102) (19)

где Нв- высота столба воды на всасывающей стороне насосов, 15м

ρв- плотность воды, 0,9 м3/ч

ΔРсвх- сопротивление водяного тракта до входа в питательный насос, 0,01МПа

Рд- давление в деаэраторе, 0,596 МПа

Рвх=0,596-0,01+(15*0,9/102)=0,718 МПа

Расчетное давление насоса Рнас , в МПа, определяю по формуле

Рнас= Рвых- Рвх (20)

Рнас =17,3-0,718=16,58 МПа

Расход питательной воды Дпв , в т/ч, определяю по формуле

Дпв= Дпв * Vпв (21)

где Vпв= 1,05 м3/т- объем питательной воды

Дпв= 525*1,05= 551,25 т/ч

По расчетным значениям Рнас= 16,58 МПа, Дпв=551,25 т/ч выбирается насос ПЭ-580-185.

 

Таблица 20 - Основные характеристики питательных насосов

 

Типоразмер Подача, м3/ч Напор, м Допустимый кавитацион ный запас, м Частота вращения, об/мин Мощность, кВт КПД, % Давление на входе в насос, МПа
ПЭ-580-185

 

Для проектируемой ТЭС устанавливаю 4 питательных насоса марки ПЭ-580-185, 3 из которых основные по 1 на турбину и 1 резервный, для всей станции, храниться на складе.

 

5.4 Выбор подогревателей сетевой установки

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго производительность основных подогревателей сетевой воды выбирают по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных

отборов.

Номинальная тепловая нагрузка отопительных отборов турбины

Днс =66,4 т/ч и Двс= 66,13 т/ч

При давлениях в верхнем отборе 0,169 Мпа, в нижнем 0,0845 Мпа и температуре в верхнем подогревателе 111°С, в нижнем 93°С.

Расход сетевой воды

ДТЭЦсв = Qтэц*103/с(tпр- tобр) (22)

 

ДТЭЦсв=285*103/4,19(140-40)=2448,7 т/ч

В соответствии с исходными данными и расчетом выбираю для пректируемой станции ПСГ-1300-3-8-1.

Таблица 21 – Основные характеристики подогревателей сетевой воды

 

типоразмер Расчетные параметры Расчетный тепловой поток Габаритные размеры, мм Масса, кг
пар вода
Давление, МПа Номинальный расход, кг/с Давление, МПа Максимальная температура на входе, 0С Номинальный расход, кг/с Скорость в трубах, м/с Гидравлическое сопротивление водяного пространства, м.вод.ст Длина Диаметр корпуса
ПСГ-1300-3-8-1 0,03-0,25 29,2 0,88 555,5 1,70 4,2 64,0

5.5 Выбор насосной установки для подогрева сетевой воды

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго Сетевые насосы принимаются как индивидуальные, так и групповые.

Принимаю групповую установку сетевых насосов. При групповой установке 3-х и менее рабочих сетевых насосов дополнительно устанавливается 1 резервный насос, при установке 4-х рабочих сетевых насосов и более резервные насосы не устанавливаются.

Подачу сетевых насосов определяю по расчетному расходу сетевой воды

ДТЭЦсв =2448,7 т/ч

В связи с упрощенной конструкцией сетевых подогревателей давление в подогревателях ограничено 0,75 Мпа; требуемое давление воды в тепловых сетях 1,8-2,2 Мпа поэтому применяю двухступенчатую перекачку сетевой воды. Напор сетевых насосов I ступени определяю по условиям преодоления гидравлического сопротивления сетевых подогревателей и создание необходимого кавитационного запаса на всасе насоса второй ступени

Н Icт =2*ΔНcп+ hкв (23)

Н Icт=4,2*2+10 =18,4

ΔНcп – сопротивление сетевого подогревателя

 

Напор сетевого насоса II ступени выбираю по требуемому давлению в сетевых сетях.

По количеству расхода воды выбирают 5 насосов для первой ступени СЭ-500-70-16 и 5 насосов для второй ступени СЭ-500-140

 

Таблица 22 – Основные технические характеристики насосов для подогрева сетевой воды

 

Типоразмер Подача, м3/ч Напор, м Давление на входе в насос, МПа Частота вращения, об/мин Мощность N, КВт КПД, % Завод- изготовитель
СЭ-500-70-16 1,57 ПО «Насос энергомаш»
СЭ-500-140 1,57

5.6 Выбор дренажных насосов

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго дренажные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на 1 ступени подогрева. Подача рабочих насосов 1 и 2 ступеней подогрева выбирается по суммарному расходу пара в отбор åДот =132,53т/ч

Используя данные расчета расхода пара в отопительные отборы турбины устанавливаем конденсатные насосы марки КсД-140-140 на I ступень один рабочий и один резервный насос. На II ступень подогрева устанавливаю один рабочий такой же марки.

 

Таблица 23 – Основные технические характеристики конденсатных насосов

 

Типораз мер Подача, м3/ч Напор, м Допустимый кавитационный запас, м Частота вращения, об/мин Мощность насоса, кВт КПД, % t конденсата °С
КсД-140-140 1,6

 

Устанавливаем конденсатные насосы марки КсД-140-140 по одному на каждую ступень и 1 резервный насос той же марки на 1 степень.

6 Выбор схемы главных паропроводов ТЭС. Определение типоразмеров паропроводов

 

Схема главных паропроводов представлена на рисунке

Рисунок 5 – Схема главных паропроводов ТЭС

 

Установленная запорная арматура позволяет вывести в ремонт котел и турбину , отключив их согласно правилам технической безопасности двумя запорными органами.

К переключательной линии подключен РОУ для подачи пара на собственные нужды. Схема построена так, чтобы исключить выход из строя всей станции из за отказа одного запорного органа и при необходимости позволяет выделить блок-, котел-турбина или отключит переключательную магистраль для ремонта. К главным паропроводам подсоединяется главная растопочная линия по которой при растопке котла до его подключения к переключательной линии подводится пар.

По нормам технологического проектирования применяю моно-блок, блок с однокорпусными котлами.

Расчетный внутренний диаметр паропровода dр , в м, определяю по формуле

dр = 0,595 √ДV/с (24)

где Д- массовый пропуск среды

V -удельный объем среды

с- скорость потока

dр =0,595* √500*0,0272/60=0,283 м

 

Таблица 24 – Основные типоразмеры паропроводов

Размеры труб, мм Масса 1 м трубы, кг Марка стали Технические условия на поставку труб
Условный проход Ду Наружный диаметр и толщина стенки Дn х S Внутренний диаметр Дв
377 х 45 15ПС ТУ 14-3-460-75

 

 

7 Выбор схемы питательных трубопроводов. Определение диаметра трубопровода

 

Схема питательных трубопроводов представлена на рисунке 6

1 – паровой котел

2 – подогреватели высокого давления

3 – питательный насос

4 - деаэратор

Рисунок 6- Схема питательных трубопроводов

 

Диаметр трубопроводов на всасывающей стороне dр , в м, определяю по формуле

dр = 0,595√ ДV/с (25)

dр =0.595*√ 525*0.0011/5=0,369 м

Диаметр трубопроводов на нагнетательной стороне dр , в м определяю по формуле

dр = 0,595√ ДV/с (26)

dр =0.595*√ 525*0.001166/5 =0,208 м

Согласно расчету выбираю следующие типоразмеры трубопроводов на всасывающей и нагнетательной сторонах

Таблица 25 – Характеристика питательных трубопроводов

 

Расчетные участки Размеры труб, мм Масса 1 м трубы, кг Марка стали Технические условия на поставку труб
Условный проход, Ду Наружный диаметр и толщина стенки, Дну Внутренний диаметр Дв
От насосов к ПВД 373*20 133,34 15ГС ТУ-14-3-460-75
От деаэратора на всос насосов 426*7 72,3 Углеродистая сталь марки 20 и 10

8 Определение потребности ТЭС в технической воде

Выбор системы охлаждения и источника водоснабжения производиться в зависимости от места сооружения ТЭС.

Суммарный расход воды на установленных турбинах рассчитывается по летнему режиму работы при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия летних тепловых нагрузок, т.к. в летний период пропуск пара в конденсатор наибольший, а температура охлаждающей воды наивысшая.

Для электростанций с блочными связями с турбинами ПТ расходы охлаждающей воды принимаются по среднему летнему режиму отборов пара на производство, но не ниже 60% от расхода воды при конденсационном режиме. Во всех случаях для первых двух турбин с производственным отбором расчетные расходы принимаются по конденсационному режиму Wкпт, в м3/ч, определяю по формуле

Wкпт=2*Wк+0,6* Wк(nт-2) (27)

где Wк- расчетный расход охлаждающей воды при конденсационном режиме турбоагрегата типа ПТ по техническим данным завода-изготовителя

Wкпт=4*8000+0,6*8000(4-2)=25600 м3/ч

Потребность в технической воде Wтех. вод ,в т/ч определяю по формуле

Wтех. вод = 4*Wк+Wго + Wмо + Wподш (28)

где Wго -расход охлаждающей воды на газоохладители, в м3/ч, определяю по формуле

Wго =0,035 * Wк (30)

Wго = 0,035 * 8000 = 280 м3/ч

Wмо -расход охлаждающей воды на маслоохладители, в м3/ч, определяю по формуле

Wмо =0,02 * Wк (31)

Wмо = 0,02 *8000 =160 м3/ч

 

Wподш -расход охлаждающей воды на подшипники, в м3/ч, определяю по формуле

Wподш = 0,005 * Wк (32)

Wподш = 0,005 *8000= 40 м3/ч

Wтех. вод =4*8000+40 +160+280=32480 м3/ч=9,02 м3/с

Водоизмещение реки Северная Двина равно 3490 м3/с. Для прямоточного водоснабжения необходимо в 50-60 раз больше воды, чем требуется электростанции. Т.к. это условие выполняется, то я выбираю прямоточное водоснабжение блочного типа.

Схема прямоточного водоснабжения представлена на рисунке 7

1 – береговая насосная

2 – напорные трубопроводы

3 – конденсаторы турбины

4 – закрытые отводные каналы

5 – сооружение для регулирования уровня воды в закрытом отводящем канале

6 – открытый отводящий канал

7 – водовод обогрева водоприемника

Рисунок 7- Схема прямоточного водоснабжения блочного типа

 

На ТЭЦ с блочными связями при прямоточном водоснабжении насосы устанавливают в береговых насосных.

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго на каждый корпус или поток конденсатора устанавливается один насос, при этом число насосов на турбину не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на блок.

Wтв.бл = Wтв/nбл (33)

Wтв.бл = 328480/4 = 8480 м³/ч

Dцн = Wтв.бл/2 (34)

Dцн = 8480/2 = 4280 м³/ч

 

Согласно принятых норм выбираю циркуляционные насосы ОВ5-55К в количестве двух штук на одну турбину ПТ-80/100-130/13.

Таблица 26-Основные технические характеристики осевых насосов

Типоразмер Стандарт или ТУ Подача м3/ч Напор Допустимый кавитационный запас м.вод.ст. Частота вращения об/мин Потребляемая мощность КВт КПД %
ОВ5-55К ТУ-26-06-990-76 3768-6444 12,2-10 9,3-13,3 154-220

 

9.Выбор оборудования конденсационной установки

Конденсационная установка включает в себя: конденсатор, конденсационные насосы, эжекторы, циркуляционные насосы. Эжекторы применяют как пароструйные, так и водоструйные.

Конденсатор и эжектор входит в теплообменное оборудование, комплектующее турбину и типы их всегда указываются в перечне оборудования, поставляемого с турбиной.

Согласно комплектующего оборудования в комплекте с турбиной поставляются конденсаторы типа 80-КЦС в количестве одна штука ,и один резервный на турбину, и эжектор типа ЭП-3-700-1 в количестве двух штук на одну турбину.

 

Конструктивные характеристики конденсаторов турбины ПТ-80/100-130/13 приведены в таблице 27

Таблица 27- Конструктивные характеристики конденсаторов турбины

ПТ-80/100-130/13

Показатель Размерность Значение
Типоразмер турбины   ПТ-80/100-130/13
Поверхность охлаждения м2
Температура охлаждающей воды оС
Расход охлаждающей воды м3/ч
Гидравлическое сопротивление конденсатора   КПа   39,1

 

Основные технические характеристики эжекторов типа ЭП-3-700-1 приведены в таблице 28

Таблица 28- Основные технические характеристики эжекторов

Тип эжектора Расход не концентрирован ных газов, кг/ч Давление парогазо вой смеси на входе, МПа Расход рабочего пара, к/ч Дав ление рабо чего пара, МПА Площадь поверх ности холо дильни ка, м² Расход охлаждающей воды, т/ч Массакг
ЭП-3-700-1 0,0035 0,35