Некоммерческое акционерное общество  

Алматинский институт энергетики и связи

Кафедра тепловых энергетических установок

 

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЭС

Методические указания к выполнению курсовой работы

для магистрантов специальности 6М0717 – Теплоэнергетика

 

 

Алматы 2010 г. 

СОСТАВИТЕЛИ: А.А Кибарин, Т.В.Ходанова. Методические указания к выполнению курсовой работы для магистрантов специальности 6М0717 – Теплоэнергетика.

Содержание

 

1	Общие положения	5
1.1	Цели и задачи курса «Проектирование ТЭС»	5
1.2	Задачи курсовой работы	5
1.3	Обьем и характер курсовой работы	6
1.4	Требования к оформлению расчетно-пояснительной записки	6
1.5	Порядок защиты курсовой работы	6
1.6	Задание на курсовую работу	6
2	Общие теоретические сведения о расчете тепловой схемы двухконтурной комбинированной энергоустановки	10
3	Методика расчета двухконтурной комбинированной энергоустановки	17
	Список литературы	27

 

Принятые сокращения

 

ТЭС – Тепловая электрическая станция

ТЭЦ – Тепловая электрическая централь

КЭС – Конденсационная электрическая станция

ПТУ – Паротурбинная установка

ПГУ – Парогазовая установка

ГТУ – Газотурбинная установка

КПД – Коэффициент полезного действия

ГПК – Газовый подогреватель конденсата

КУ – Котельная установка

НД – Низкое давление

ВД – Высокое давление

ПСУ – Паросиловая установка

ПТ – паровая турбина

ЛМЗ – Ленинградский механический завод

ЧНД – Часть низкого давления

ЧВД – Часть высокого давления

ЦВД – Цилиндр высокого давления

ЦНД – Цилиндр низкого давления

ПН – Питательный насос

ПП – Пароперегреватель

ИСП – Испаритель

ЭК – Экономайзер

 

 

 

1 Общие положения

 

1.1 Цели и задачи курса «Проектирование ТЭС»

Курс "Проектирование ТЭС» является завершающим в блоке дисциплин по специальности 6М0717 Теплоэнергетика (магистратура), и поэтому получение знаний по методам расчета тепловых схем ТЭС, выработка навыков анализа вариантов инженерных решений и умение ориентироваться в справочно-нормативной документации важны для будущего магистра-теплоэнергетика.

Дисциплина «Проектирование ТЭС» базируется на знаниях и умениях, приобретенных студентами при изучении курсов: Физика, Высшая математика, Техническая термодинамика, Механика жидкости и газа, Тепломассообмен, Теплоэнергетические системы и энергоиспользование, Вспомогательное оборудование ТЭС, Реализация технологических процессов на ТЭС.

Задачей курса является знакомство магистрантов с методиками расчета тепловых сетей, конденсационных блоков и теплоэлектроцентралей, которые являются основой при проектировании ТЭС и тепловых сетей, а также компоновками оборудования ТЭС и выбором промышленной площадки.

 

В результате изучения курса студенты должны:

-      Знать: технологию производства пара на ТЭС и ТЭЦ; методы расчета принципиальной схемы КЭС и ТЭЦ; компоновки главного корпуса станций; принципы построения генерального плана ТЭС.

-      Уметь: выполнять расчет тепловых схем КЭС и ТЭЦ с различным составом оборудования; анализировать технико-экономические показатели ТЭС; разрабатывать и выполнять мероприятия по повышению экономичности ТЭС.

 

1.2 Задачи курсовой работы

Задачами курсовой работы являются:

-         Закрепление и углубление знаний и навыков, полученных на лекциях, практических занятиях, в лаборатории и на производственной практике по расчетам тепловых схем, являющимся основой при проектировании ТЭС.

-         Развитие навыков использования справочных данных, стандартов, типовых инструкций и т.п.

-         Подготовка студентов к выполнению диссертации.

 

 

 

1.3 Обьем и характер курсовой работы

Курсовая работа состоит из расчетно-пояснительной записки, содержащей задание к курсовой работе, оглавление, основную часть (тепловой расчет двухконтурной комбинированной энергоустановки, необходимые расчетные графики, таблицы, эскизы), краткое описание основного оборудования, схемы, список использованной литературы.
К расчетно-пояснительной записке прилагаются схемы:  двухконтурной ПГУ с двумя котлами-утилизаторами, тепловая диаграмма, процесс расширения пара в турбине.

 

1.4 Требования к оформлению расчетно-пояснительной записки

Расчетно-пояснительная записка является одной из форм технологической документации, а потому должна оформляться в соответствии с требованиями СТ НАО 103521910-03-2007. Степень точности расчетов в расчетно-пояснительной записке должна быть обеспечена до трех знаков.

Графический материал (тепловая диаграмма, процесс расширения пара в турбине) должен быть представлен на миллиметровке.

Все замечания руководитель курсовой работы делает непосредственно в пояснительной записке при ее просмотре. После проверки записки преподавателем, студент должен внести все необходимые исправления до защиты курсовой работы.

 

1.5 Порядок защиты курсовой работы

Защита курсовой работы проводится на заседании комиссии из 2-3 преподавателей кафедры с обязательным участием руководителя курсовой работы. Без подписи руководителя курсовой работы на титульном листе записки работа комиссией не рассматривается.

При защите магистрант должен сделать краткое сообщение о выполненной им работе и ответить на вопросы членов комиссии.

 

1.6 Задание к курсовой работе

Задание к курсовой работе выдается индивидуально каждому магистранту, согласно варианту журнала группы.  

Во всех заданиях к курсовой работе приводятся следующие исходные данные: состав и характеристики основного оборудования ПГУ, давления в контурах котельных установках, давление в конденсаторе турбины и т.д.

 

Исходные данные:

Тепловая схема ПГУ (см. рисунок 1.1) для всех вариантов включает в себя следующие элементы:

-     две ГТУ. Типы, мощность Nэ^ГТУ, расход газов Gг, температура θ_d и энтальпия h_d уходящих газов за ГТУ, абсолютный электрический КПД ГТУ ηэ^ГТУ, теплофизические свойства газов, а также параметры окружающей среды (барометрическое давление и температура) ГТУ представлены по вариантам в таблице 1.2;

-     два котла – утилизатора, питающих паротурбинную установку (давление в контурах КУ даны в таблице 1.1);

-     паротурбинная установка кон­денсационного типа (электрическая мощность турбины будет определена в результате расчета, давление в конденсаторе р_к представлено в таблице 1.1, допустимая влажность пара в конце процесса расширения в турбине принята для всех вариантов у_к < 10 %);

-     деаэратор (давление представлено в таблице 1.1).

 

Таблица 1.1 – Исходные данные для расчета двухконтурной комбинированной энергоустановки

№ варианта	Количество и тип установки	Темпера-тура наружного воздуха, °С	Давление наружного воздуха, Па	Давление в конденса-торе, кПа	Допусти-мая влаж-ность, %.	Давление в контурах КУ, МПа		Давление в деаэраторе
						ровд	ронд
1	2* ГТУ-12П	15	105	5	10	5	0,5	0,5
2	2* ГТУ-16П	16	105	5	10	5	0,5	0,5
3	2* ГТУ-25П	18	105	5	10	5	0,5	0,5
4	2* ГТЭ-45П	15	105	5	10	5	0,5	0,5
5	2* ГТЭ-65П	15	105	3,5	10	5	0,5	0,5
6	2* ГТЭ-80П	18	105	3,5	10	7	0,7	0,7
7	2* ГТЭ-170П	16	105	3,5	10	7	0,7	0,7
8	2* ГТЭ-250П	15	105	3,5	10	7	0,7	0,7
9	2* ГТЭ-150	18	105	3,5	10	7	0,7	0,7
10	2* ГТЭ-100	18	105	3,5	10	7	0,7	0,7
11	2* ГТЭ-35	18	105	3,5	10	5	0,5	0,5
12	2*ГТЭ -115	15	105	5	10	7	0,7	0,7
13	2*ГТЭ-50	18	105	3,5	10	7	0,7	0,7
14	2*ГТГ-15	16	105	3,5	10	5	0,5	0,5
15	2*ГТУ-18	15	105	3,5	10	5	0,5	0,5
16	2*GT 35	18	105	5	10	7	0,7	0,7
17	2*V 64.3	16	105	5	10	7	0,7	0,7
18	2*V 84.2	15	105	5	10	7	0,7	0,7
19	2*V 94.2	18	105	5	10	7	0,7	0,7
20	2*GT 10	18	105	3,5	10	5	0,5	0,5

 

Таблица 1.2 - Параметры энергетических газотурбинных установок

№ варианта	Тип	NГТУ, МВт	ηГТУ, %	ηе, %	t мах,°С	t вых,°С	Gв, кг/с	Gг, кг/с	εк
1	ГТУ-12П	12	34,5	-	1079	470	46,8	47,7	15,8
2	ГТУ-16П	16	37,5	-	1143	466	57 ,0	58,1	19,6
3	ГТУ-25П	25	26,1	-	1225	441	82,8	84,4	30,0
4	ГТЭ-45П	45		35,7	1250	544	126,4	128,8	15,6
5	ГТЭ-65П	65	-	35,7	1250	544	186,4	190,0	15,6
6	ГТЭ-80П	80	-	36,7	1280	543	217,1	221,4	17,5
7	ГТЭ-170П	170	-	36,3	1250	547	515,0	525,0	15,0
8	ГТЭ-250П	250	-	37,7	1300	544	608,0	620,0	17,5
9	ГТЭ-150	161	31,5		1100	485	630,0	641,9	13
10	ГТЭ-100	105	28,5		750	540	460,0	468,7	26
11	ГТЭ-35	31	23,5		770	460	215,0	219,1	6,6
12	ГТЭ -115	115	32,0		1100	480	485,0	495,8	13
13	ГТЭ-50	50		36,5	1240	540	135,4	139,8	15,8
14	ГТГ-15	16,3		30,0	863	365	81,5	97,8	12,8
15	ГТУ-18	18	31		1020	437	85,8	103,0	19,5
16	GT 35 (АВВ)	16,9	32,0		960	375	76,3	91,5	13
17	V 64.3 (Siemens)	62,5	35,3		1160	531	160,5	192,0	16,1
18	V 84.2 (Siemens)	109	34		1060	544	315,0	360,0	11
19	V 94.2 (Siemens)	157	34,4		1060	537	424,0	509,0	11,3
20	GT 10 (АВВ)	24,6	34,2		1112	534	65,8	79,0	14

 

В результате расчета тепловой схемы должны быть получены:

-параметры пара и воды по всему тракту (давления, температуры, влажность, энтальпии и расходы);

-количество тепла, подведенного к воде (пару) в отдельных элементах одного котла;

-тепловая диаграмма КУ;

-процесс расширения пара в турбине, КПД отсеков паровой турбины и ее мощность, внутренний относительный КПД;

-технико-экономические показатели ПГУ.

График выполнения курсовой работы для магистрантов представлен в таблице 1.3.

 

Таблица 1.3 - График выполнения курсовой работы

№ п/п	Этап	Неделя
1	Выдача задания	1
2	Консультация №1	2
3	Консультация №2	3
4	Консультация №3	4
5	Консультация №4	5
6	Консультация №5	6
7	Сдача расчета тепловой схемы двухконтурной комбинированной энергоустановки	7
8	Защита курсовой работы	8

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема двухконтурной ПГУ
с двумя котлами – утилизаторами

2 Общие теоретические сведения о расчете тепловой схемы двухконтурной комбинированной энергоустановки

 

2.1  Выбор опорных точек схемы

Перед расчетом схемы ПГУ (см. рисунок 2.1) необходимо выбрать некоторые опорные точки, определяемые либо надежностью, либо термодинамическими условиями. Одним из основных параметров при двухконтурной ПГУ является температура пара на выходе из контура высокого давления, генерируемого КУ. Чем она больше, тем выше КПД паротурбинного цикла и меньше конечная влажность. Поэтому ее следует выбирать максимально возможной, но, естественно, меньше температуры уходящих газов ГТУ t_d. При этом с уменьшением разности δt^вд = θ_d – t₀
(см. рисунок 2.1) увеличивается поверхность пароперегревателя. Обычно принимают δt^вд = 40 ¸ 50 °С. Аналогичным образом выбирается температура пара, генерируемого контуром низкого давления; иногда ее приходится выбирать путем нескольких итераций.

Второй опорной точкой является температура питательной воды t_пв на входе в КУ. Исключение коррозии выходных поверхностей КУ диктует иметь t_пв на уровне 60°С. Ее повышение приводит к увеличению температуры уходящих газов КУ θ_ух и снижению КПД КУ, а следовательно, всей ПГУ.

Третьей опорной точкой является давление в деаэраторе и способ его питания. Чаще всего для этой цели используется пар, генерируемый КУ.

После выбора опорных точек необходимо во всех узловых точках схемы навести известные к началу расчета значения параметров (давления, температуры, энтальпии, влажности, расходов). При этом целесообразно в качестве неизвестных принять расходы пара обоих контуров G_n^вд и G_n^нд, a расходы в других точках схемы выразить в долях от этих величин с помощью соотношений материального баланса.

 

2.2 Тепловой расчет котла-утилизатора

Располагая параметрами уходящих газов ГТУ, свежего пара и температурой питательной воды, можно приступить к расчету КУ, целью которого является определение параметров пара, воды и газа по его тракту и количества теплоты, передаваемой в отдельных элементах котла-утилизатора, что позволит в дальнейшем определить их поверхность и выбрать конструктивные формы. При расчете КУ любого типа необходимо учитывать, что тепло передается от горячих газов ГТУ к воде и пару, и поэтому температура газов θ_d всегда выше, чем температура воды и пара. Вместе с тем, чем меньше разность этих температур (температурный напор), тем эффективнее передается тепло от газов в паротурбинный контур.

Минимальных значений температурные разности достигают
(см. рисунок 2.1) в так называемых пинч-тачках (pinch - сужение, заклинивание) и обозначаются δt_эк. Обычно принимают δt_эк=8 ¸15 °С, хотя в отдельных случаях минимальный температурный напор δt_эк может принимать и большее значение.

 

Рисунок 2.1 – Тепловая диаграмма двухконтурной ПГУ
         (деаэратор и рециркуляция питательной воды не показаны)

 

 

Методика расчета двухконтурной схемы котла-утилизатора

 

В многоконтурной схеме расход питательной воды в КУ не является постоянным по тракту. На входе в котел он максимален, что способствует уменьшению потерь с уходящими газами, а на выходе - минимален, что позволяет перегреть пар до расчетной температуры t₀.

Расчет двухконтурного котла-утилизатора ведется последовательно: сначала рассчитывается контур высокого давления (далее ВД), а затем - низкого давления (далее НД).

Для расчета контура ВД заданы (или выбраны ранее): температура свежего пара контура высокого давления t₀ = t₀^вд; давление в контуре р₀ = р₀^вд (что позволяет определить энтальпию свежего пара); расход газов G_r и их температура θ_d на выходе из ГТУ; энтальпия питательной воды h_эк^вд на входе в экономайзер высокого давления.

Из уравнений теплового баланса совокупной поверхности пароперегревателя и испарителя и отдельно экономайзера высокого давления имеем:

                               G_г * (I_d – I_эк^вд) = G_п^вд * (h₀^вд – h_эк^вд),                       (2.1)

                                

                                  G_г * (I_эк – I_ух^вд) = G_п^вд * (h_эк^вд – h_эк ^нд).                             (2.2)

 

Из уравнений (2.1 и 2.2) определяется расход пара, генерируемый контуром высокого давления:

                                 

                                  G_п^вд  = G_г * (I_d – I_эк^вд) / (h₀^вд – h_эк ^вд)                               (2.3)

 

и энтальпия уходящих газов контура высокого давления:

 

                                   I_ух^вд = I_эк^вд - G_п^вд*(h_эк^вд – h_эк ^нд) / G_г,                              (2.4)

 

позволяющая определить температуру уходящих газов θ_ух^вд, которая является начальной температурой газов для контура низкого давления  θ_о^нд.

Совершенно аналогично определяются расход пара контура низкого давления и энтальпия уходящих газов КУ и тепло, передаваемое в каждом из его элементов. После этого следует построить тепловую диаграмму КУ - зависимость температуры рабочих сред в его элементах от относительных значений передаваемого тепла (см. рисунок 2.1).

 

 

 

 

 

2.3 Расчет процесса расширения пара в паровой турбине и определение электрической мощности

 

2.3.1 Выбор параметров последней ступени турбины и числа цилиндров

При выборе типа паровой турбины прежде всего определяются ее характеристики: число цилиндров и их состав. Поскольку ПТУ утилизационных ПТУ не имеют системы регенерации, суммарный объемный расход, проходящий через последнюю ступень будет равен:

 

                                       Gν_S  = (G₀^вд  +  G₀^нд) * ν_z                                        (2.5)

 

где G₀^вд и G₀^нд - количество пара, поступающего в части высокого и низкого давления турбины;

v_z - конечный удельный объемный расход пара.

Для определения размеров последней ступени турбины целесообразно использовать опытные характеристики готовых последних ступеней, например ЛМЗ. Это позволит при некоторых отступлениях от них гарантировать возможность ее технического исполнения. Выбрав одну из имеющихся ступеней, определяют для нее по графику оптимальное значение (G*ν_z)_опт и число выходов:

 

                                               i = G * ν_S / (G * ν_z)_опт.                                   (2.6)

 

Число выходов округляется до ближайшего целого числа.

При i=1 паровая турбина выполняется одноцилиндровой, однопоточной, состоящей из ЧВД (часть высокого давления) и ЧНД (часть низкого давления). При i = 2 ее надо выполнить из двух цилиндров: ЦВД (цилиндр высокого давления) и одного двухпоточного ЦНД (цилиндр низкого давления).

 

2.3.2 Размещение камеры смешения

На следующем этапе расчетов оценивают необходимость выделения отдельной камеры в ЧВД, в которой смешивается пар из контура низкого давления в количестве G_о^нд и пар, прошедший ЧВД, в количестве G_о^вд.
Для этого оценивается объемный расход, приходящийся на один поток в ЧНД, который определяется по формуле:

 

                                     (G * v)₀^чвд = (G₀^вд +  G₀^нд) * ν_о^нд  / i                              (2.7)

 

где ν_о^нд - удельный расход пара, взятый по параметрам на выходе из контура низкого давления.

Величина (G*v)₀^чвд сравнивается с объемным расходом пара (G*v)_0, выполненных ЧНД. Если они близки, то это означает, что камера смешения должна располагаться либо перед ЧНД (в одноцилиндровой турбине), либо отсутствовать вовсе (пар из контура низкого давления КУ должен подаваться непосредственно в паровпуск ЦНД). Если, как это обычно бывает, (G*v)₀^чвд  существенно меньше G*v₀, то в ЧВД необходимо разместить камеру смешения за несколько ступеней до ЧНД.

 

2.3.3 Выбор типа парораспределения

Выбор типа парораспределения ПТУ в составе ПГУ определяется не только требованиями работы при переменных нагрузках, но и условиями работы КУ в частности, надежностью работы поверхностей нагрева. Наиболее экономичный режим работы ПТУ в составе ПТУ это - режим скользящих параметров пара за контурами ВД и НД. Поэтому для паровых турбин ПГУ предпочитают дроссельное парораспределение с фактическим режимом работы на скользящем давлении. В некоторых случаях используют сопловое парораспределение, однако для этого необходимо специальное обоснование.

 

2.3.4 Расчет процесса расширения пара в паровой турбине

Расчет процесса расширения пара в турбине ведется с использованием относительных внутренних КПД отсеков ее проточной части. Для их определения рекомендуется использовать соотношения, приведенные в разделе 6.4 [3]. Рассчитав процесс расширения пара ВД от состояния перед стопорным клапаном (см. точка 0 на рисунке 2.2) до давления пара в камере смешения (точка «А»), определяют в ней энтальпию h_к^вд, температуру t_к^вд при известном давлении p_о^вд. Точка «В» соответствует параметрам пара на выходе из контура низкого давления КУ. Для определения состояния пара в камере смешения h_см (см. точка «0₁» на рисунке 2.2) используется уравнение смешения:

 

                            G_о^вд *h_к ^вд + G_о^нд *h₀ ^нд = (G_о^вд  + G_о^нд)*h_см                   (2.8)

 

Далее рассчитывается процесс расширения пара в ЧНД по рекомендациям (раздел 6.4 [3]), в результате чего определяется конечная точка процесса «К» и параметры в ней (см. рисунок 2.2). При этом необходимо удовлетворить условию допустимой влажности у_к, которая зависит от длины лопатки последней ступени. Для длинных лопаток конденсационных турбин она не должна превышать 7-8 %.

 

 

 

 

                                                                          р₀^вд

                                                                            О       h₀^вд

                                                                                        

                       

                           

 

 

                                                                     В     р₀^нд    

                                                                                         О₁            h₀^нд              

                                                                       h_к^вд    А                                                       h_см

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                    р_к 

                                                                        К                h_к

                                                                                  у_к                 

 

 

 

Рисунок 2.2 – Процесс расширения пара в паровой турбине
двух давлений ПГУ

 

2.3.5 Расчет экономических показателей ПТУ, ПСУ и ПГУ

При определении мощности паровой турбины и КПД ПТУ необходимо учесть, что η_oi^ЧВД, η_oi^ЧНД отличаются и расход через ЧВД и ЧНД также различен. Внутреннюю мощность паровой турбины можно определить из соотношения:

 

                            N_i^ПТ = Н_i^чвд G_о^вд  + Н_i^чнд (G_о^вд + G_о^нд)                         (2.9)

 

где Н_i^чвд - использованный теплоперепад ЧВД;

Н_i^чнд -  использованный теплоперепад ЧНД (см. рисунок 2.2).

Электрическая мощность ПТУ определяется формулой:

 

                                             N_э^ПТ  = N_i^ПТ η_мех η_э.г,                                (2.10)

где η_мех и η_э.г - КПД механический и электрического генератора соответственно.

Суммарная электрическая мощность ПГУ:

 

                                           N_э^ПГУ = N_э^ГТУ + N_э^ПТУ                                 (2.11)

 

где N_э^ГТУ - суммарная мощность всех ГТУ.

 

Абсолютный электрический КПД ПТУ равен:

 

                                             η_э^ПТУ = N_э^ПТУ / Q_ку                                                           (2.12)

 

где Q_ку = Gг*(I_d – I_ух) - теплота, подведенная в КУ.

 

Абсолютный электрический КПД ПСУ:

 

                                               η_э^ПСУ = η_э^ПТУ η_ку,                                    (2.13)

 

Абсолютный электрический КПД ПГУ определяется по соотношению:

 

                                      η_э^ПГУ = η_э^ГТУ + (1- η_i^ГТУ)* η^ПСУ                       (2.14)

или

 

                             η_э^ПГУ = N_э^ПГУ / Q_кс = N_э^ПГУ / (N_э^ГТУ / η_э^ГТУ)               (2.15)

 

где Q_кс - количество теплоты, подведенной в камере сгорания ГТУ.

 

Схема КУ, показанная на рисунке 2.1, включает только основные принципиально необходимые элементы. Полная схема имеет деаэратор, питаемый паром из контура низкого давления или из паровой турбины; газоконденсатного подогревателя (далее ГПК), нагревающий конденсат перед его подачей в деаэратор и охлаждающий уходящие таза котла, смеситель, обеспечивающий необходимую температуру конденсата перед подачей его в КУ. Во всех этих случаях необходимо составить конкретные уравнения теплового и материального баланса и решить их.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Методика расчета двухконтурной комбинированной энергоустановки

 

Тепловая схема (см. рисунок 3.1) для всех вариантов расчета включает в себя две одинаковые ГТУ, два одинаковых КУ с ГПК, деаэратор и паровую турбину с конденсацией отработавшего пара. Деаэратор питается паром из коллектора, к которому присоединены трубопроводы контуров низкого давления обоих КУ. Каждая из двух параллельно работающих ГТУ сбрасывает выхлопные газы в собственный КУ. Потоки перегретого пара, выходящие из контуров высокого давления двух КУ, смешиваются в общем коллекторе и подаются к паровой турбине. Потоки пара вышедшие от контура низкого давления также перемешиваются друг с другом и подаются в камеру смешения, расположенную перед ЧНД.

          Уходящие газы ГТУ представляют собой смесь атмосферного воздуха и чистых продуктов сгорания. Зависимость энтальпии газов от температуры, показанная на рисунке 3.2, получена по методам, изложенным в [4].

При проведении расчетов предложено пренебречь падением давления вследствие гидравлического сопротивления тракта КУ, а также увеличением энтальпии и температуры воды при повышении ее давления в насосах.

 

3.1  Расчет котла-утилизатора

Исходя из схемы (см. рисунок 3.1), составим уравнения теплового и материального баланса, соответствующие различным элементам КУ. Так для совокупных поверхностей пароперегревателя и испарителя высокого давления одного КУ уравнение теплового баланса имеет вид:

                         

                            G_г*(I_d – I_эк^вд) = G_п^вд * (h₀^вд – h_эк^вд)                                         (3.1)

 

где G_г - расход газов, покидающих одну ГТУ; I_d - энтальпия газов, покидающих ГТУ; h₀^вд - энтальпия пара на выходе из перегревателя высокого давления КУ при р₀^вд и t₀^вд; h_эк^вд  - энтальпия воды на выходе из экономайзера высокого давления (в состоянии насыщения при давлении р₀ ^вд).

Выбрав температурный напор δt_эк (п. 2.2), определяем температуру газов:

                           

                                       θ_эк^вд = (t_s + δt_эк), ^оС.                                              (3.2)

По θ_эк^вд определяем энтальпию газов перед экономайзером высокого давления I_эк^вд (см. рисунок 3.2).

Далее из уравнения (3.1) определим расход пара высокого давления, генерируемый одним КУ:

 

                             G_п^вд  = G_г * (I_d – I_эк^вд) /(h₀^вд – h_эк ^вд), кг/с.                         (3.3)

 

 

 

Рисунок 3.2 – Диаграмма зависимости энтальпии уходящих газов
ГТУ от температуры

 

Тепловой баланс экономайзера контура высокого давления:

 

                          G_г * (I_эк^вд – I_ух^вд) = G_п^вд * (h_эк^вд – h_д)                            (3.4)

 

где h_д - энтальпия питательной воды, поступающей из деаэратора (определяется по давлению в деаэраторе р^д);

I_ух^вд - энтальпия газов, покидающих теплообменники контура ВД (энтальпия газов за экономайзером контура высокого давления), которая определяется по формуле:

 

                        I_ух^вд = I_эк^вд - G_п^вд * (h_эк^вд – h_д) / G_г , кДж/кг.                     (3.5)

 

По  I_ух^вд  (см. рисунок 3.2) определяется температура газов θ_ух^вд.

Для совокупных поверхностей пароперегревателя и испарителя контура низкого давления КУ тепловой баланс:

 

                               G_г*(I_ух^вд – I_гпк) = G_п^нд*(h_о^нд – h_эк^нд)                          (3.6)

 

где I_гпк - энтальпия газов на входе в ГПК определяется исходя из температуры по рисунку 3.2:

 

                                           θ₀^нд = (t_s + δt ^нд), °С                                        (3.7)

где δt ^нд - температурный напор в «пинч-точке» (рекомендуемое значение δt^нд = 15¸20°С).

По θ₀^нд определяем I_эк^нд (см. рисунок 3.2).

Энтальпия пара на выходе из контура низкого давления (h_о^нд) определяется по давлению в контуре р_о^нд и температуре:

 

                                             t_о^нд = θ_ух^вд - δt_о^нд ,°С                                       (3.8)

 

где δt_о^нд - температурный напор (рекомендуемое значение δt_о^нд  = 30°С).

Энтальпия воды в барабане контура низкого давления h_б^нд определяется в состоянии насыщения при давлении р_о^нд.

Из уравнения (3.6) определяем расход пара через контур низкого давления КУ:

                             G_п^нд = G_г*(I_ух^вд – I_гпк) / (h_о^нд – h_б^нд), кг/с.                      (3.9)

 

По температуре питательной воды на входе в ГПК (t_пв = 60 °С) определяем энтальпию h_пв.

Если считать, что нагрев конденсата в ГПК и деаэраторе осуществляется примерно равномерно, то температура воды за ГПК будет равна t_гпк = 110 °С. По данной температуре определим энтальпию воды за ГПК h_гпк..

Из уравнения теплового баланса для деаэратора:

 

      [2*(G_п^вд  + G_п^нд) – G^д] * h_гпк + G^д * h_о^нд = 2(G_п^нд + G_п^вд) * h_д             (3.10)

 

найдем расход пара на деаэратор по формуле:

 

                G^д = 2(G_п^нд + G_п^вд) * (h_д - h_гпк)/(h_о^нд - h_гпк), кг/с.                      (3.11)

 

Уравнение теплового баланса для точки смешения потоков конденсата из конденсатора и линии рециркуляции будет выглядеть следующим образом:

 

[2*(G_п^нд  + G_п^вд) – G^д] *h_к + G^р h_гпк = [2*(G_п^нд  + G_п^вд) – G^д + G^р] *h_пв                  (3.12)

 

где h_к - энтальпия конденсата в состоянии насыщения при р_к .

 

Из (3.12) найдем расход рециркуляции:

 

              G^р = [2*(G_п^нд  + G_п^вд) – G^д] * (h_пв - h_к) / (h_гпк - h_пв), кг/с.             (3.13)

 

Из уравнения теплового баланса для ГПК:

                G_г*(I_гпк – I_ух) = (G_п^вд  + G_п^нд – G^д/2 + G^р/2)*(h_гпк -h_пв)                    (3.14)

 

найдем энтальпию уходящих газов КУ:

 

         I_ух = I_гпк – (G_п^вд + G_п^нд – G^д/2 + G^р/2) * (h_гпк -h_пв)  / G_г, кДж/кг      (3.15)

По I_ух найдем температуру уходящих газов θ_ух (см. рисунок 3.2).

КПД КУ определим по формуле:

                                        η_ку = (I_d - I_ух) / (I_d - I_а)                                        (3.16)

где I_а – энтальпия наружного воздуха при t_нв.

Тепло, отданное газами ГТУ в паротурбинный цикл, определяется по формуле:

                               Q_газ = 2*G_г* (I_d - I_ух), кВт.                                         (3.17)

 

Тепло, полученное паром, определяется по формуле:

 

       Q_пар=2*G_п^вд*h_о^вд + (2*G_п^нд - G^д)*h_о^нд - [2*(G_п^вд  + G_п^нд) - G^д] * h_к, кВт.   (3.18)

 

Разница в величинах Q_газ и Q_пар не должна превышает 0,03 %.

 

Далее будем считать, что тепловая мощность одного КУ равна среднему значению Q_ку = (Q_газ + Q_пар) /2, кВт.

 

Тепло, подводимое к воде (пару) в отдельных элементах одного КУ, определяется по формулам:

-     для ГПК:

                    

                  Q_гпк = (G_п^вд + G_п^нд – G^д/2 + G^р/2) * (h_гпк-h_пв), кВт;                 (3.19)

 

-     для испарителя низкого давления:

 

                                      Q_исп^нд = G_п^нд  * r^нд ,  кВт                                       (3.20)

где r^нд - теплота испарения, определяемая по давлению р₀^нд;

 

-     для пароперегревателя низкого давления:

 

                                   Q_пп ^нд = G_п^нд  * (h_о^нд - h^”_s^нд), кВт                              (3.21)

 

где h^”_s^нд - энтальпия насыщенного пара при давлении р₀^нд;

 

-     для экономайзера высокого давления:

 

                                  Q_эк^вд = G_п^вд * (h_эк^вд – h_д), кВт                                   (3.22)

 

-     для испарителя высокого давления:

 

                                        Q_исп^вд = G_п^вд  * r^вд , кВт                                      (3.23)

 

где r^вд - теплота испарения, определяемая по давлению р₀^вд;

 

-     для пароперегревателя высокого давления:

 

                                      Q_пп ^вд = G_п^вд * (h_о^вд -h^”_s^вд), кВт                             (3.24)

где h^”_s^вд - энтальпия насыщенного пара при давлении р₀^вд.

Далее определяются соответствующие относительные величины:

                                               q _гпк = Q_гпк / Q_ку ,

   q _исп^нд = Q_исп^нд  / Q_ку ,

q _пп ^нд = Q_пп ^нд  / Q_ку ,

                                               q _эк^вд = Q_эк^вд  / Q_ку ,                                       (3.25)

 q _исп^вд = Q_исп^вд  / Q_ку ,

q _пп ^вд = Q_пп ^вд / Q_ку .

 

Завершающим этапом расчета котла-утилизатора является построение тепловой диаграммы КУ (схема показана на рисунке 3.3).

 

      t,θ, ^оС

 

              δt_о^вд

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                     

Рисунок 3.3 – Тепловая диаграмма КУ

 

3.2 Приближенный расчет паровой турбины

Расчет внутреннего относительного КПД паровой турбины проводится по приближенным формулам в два этапа.

1)       Определяем КПД части высокого давления (до смешения с потоком пара из контура низкого давления КУ) η_oi^вд, а также параметры потока пара на входе в камеру смешения, затем параметры пара в камере смешения.

2)       Рассчитаем внутренний относительный КПД η_oi^нд части низкого давления (от камеры смешения до конденсатора).

Схематично процесс расширения пара в турбине в h-s -диаграмме показан на рисунке 3.4.

Пусть паровая турбина выполнена с дроссельным парораспределением. Тогда η_oi^вд можно оценить по приближенной эмпирической формуле из [3] для группы ступеней малой веерности:

 

     η_oi^вд = (0,92 - 0,2/(2*G_п^вд * ν_ср ))*(1 + Н_о^вд – 7*10²) / 2*10⁴) * k_вл     (3.26)

где ν_ср = (ν_{0 *} ν_z)^0,5, м³/кг;

Н_о^вд - располагаемый теплоперепад группы ступеней;

k_вл = 1 (группа ступеней работает перегретым паром).

Используя h-s - диаграмму, найдем удельный объем пара на входе в турбину ν₀ и удельный объем пара на выходе из ЧВД ν_z.

Использованный теплоперепад определяется по формуле:

 

                                       Н_i^вд = Н_{о *} η_oi^вд , кДж/кг                                      (3.27)

Энтальпия пара на выходе из ЧВД:

 

                                      h_к^вд =  h_о^вд – H_i^вд , кДж/кг                                     (3.28)

Энтальпия пара перед ЧНД определяется по формуле:

 

h_см^нд = (2*G_п^вд * h_к^вд + (2*G_п^нд - G^д) * h₀^нд) / (2*(G_п^вд + G_п^нд) -G^д), кДж/кг      (3.29)

                                                               

                                                                   

                                                                                        

                       

 

                           

 

 

 

 

 

                                                                   

 

 

 

Рисунок 3.4 – Пример построения процесса расширения пара
в турбине двух давлений

По h_см^нд и р_о^нд определяем температуру t_о^нд .

Расчет КПД ЧНД проводится по эмпирической зависимости из [3]:

 

                 η_oi^нд = 0,87 * (1+ (Н_о^нд – 400) / 10⁴) * k_вл - DН_вс / Н_о^нд             (3.30)

 

где Н_о^нд - располагаемый теплоперепад ЧНД;

DН_вс - потери с выходной скоростью, которые можно найти по эмпирической формуле из [3]:

 

                     DН_вс = 0,5*10^-3 ((G_к* ν_z) / Ω)² * (1 - (0,1 / (θ_z -1))                 (3.31)

 

где θ_z =d_z/l_z, определяется по графикам (см. рисунок 3.5) для стандартных ступеней ЛМЗ.

Определяем длину рабочей лопатки последней ступени l_z, рассчитав объемный расход пара на выходе из ЧНД:

 

G_S*ν_к = (2 * (G_п^вд + G_п^нд) - G^д) * ν_к,  м³/с                 (3.32)

 

где ν_к - удельный объем пара, определяется по h-s диаграмме по давлению р_к и известных начальных параметрах пара на входе в ЧНД.

Принимаем двухпоточную конструкцию ЦВД, тогда объемный расход на один поток составляет (G_S*ν_к)/2. Исходя из полученной величины объемного расхода на один поток, по графикам (см. рисунок 3.5) выберем стандартную лопатку производства ЛМЗ длиной l_z и корневым диаметром d_z, которой будет соответствовать потеря с выходной скоростью DН_вс (см. рисунок 3.5, а).

Коэффициент, учитывающий влияние влажности рассчитывается по формуле:

                            k_вл = 1 - 0,4 * (1 –γ_вл) * ( γ_о + γ_z ) * ( Н_о^вл / Н_о^гр)                     (3.33)

 

где Н_о^гр = Н_о^нд, Н_о^вл  - располагаемый теплоперепад в зоне влажного пара (по h-s - диаграмме), влажность в начале процесса γ_о = 0, в конце процесса расширения задаемся в первом приближении γ_z = 0,1;

коэффициент γ_вл = 0,1 (см. [3]).

КПД ЦНД определяется по формуле:

 

                     η_oi^нд  = 0,87 * (1 + (Н_о^нд – 400) / 10⁴ ) * k_вл - DН_вс / Н_о^нд .        (3.34)

 

Использованный теплоперепад ЦНД определяется по формуле:

 

                                           Н_i^нд = Н_о η_oi^нд , кДж/кг.                                    (3.35)

Тогда энтальпия пара в конце процесса расширения будет равна:

                                  

                                        h_к^нд = h_см^нд - Н_i^нд , кДж/кг.                                  (3.36)

Пo h-s- диаграмме определяем влажность γ в конце процесса расширения пара.

Внутренняя мощность паровой турбины определяется по формуле:

    N_i^ПТ = 2 * G^вд * Н₀^вд * η_oi^вд  + (2*(G^вд + G^нд) - G^д) * Н₀^нд * η_oi^нд, кВт.       (3.37)

Располагаемая мощность паровой турбины определяется по формуле:

                 N₀^ПТ = 2*G^вд * Н₀^вд + (2* (G^вд + G^нд) - G^д) * Н₀^нд , кВт.               (3.38)

Мощностной относительный внутренний КПД паровой турбины определяется по формуле:

                                       η_oi^пт = N_i^ПТ / N₀^ПТ.                                                (3.39)

         D Н_вс, кДж/кг

 

       80

 

       70

 

       60

 

 

       40

 

       30

 

       20

 

       10

 

         0

                     0                  1000               2000                 3000         G*n_к , м³/с

 

а) потери с выходной скоростью D Н_вс в зависимости от G*n_к

              h_оi

 

              0,8

 

               0,7

 

               0,6

 

               0,5

 

               0,4

 

               0,3

 

                       0              1000           2000              3000          4000         G*n_к , м³/с

 

б) КПД последней ступени:

 

1 – l _z=550 мм, d_к = 1350 мм;  2 – l _z=755 мм, d_к = 1350 мм;

3 – l _z=755 мм, d_к = 1520 мм;  4 – l _z=960 мм, d_к = 1520 мм;

    5 – l _z=1000 мм, d_к = 1800 мм;  6 – l _z=1200 мм, d_к = 1800 мм.

 

Рисунок 3.5 – Выходные характеристики ЦНД

со стандартными лопатками ЛМЗ

3.3 Определение экономических показателей ПГУ

 

Абсолютный внутренний КПД ПТУ определяется по формуле:

 

                                          η_i^ПТУ= N_i / Q_ку                                                     (3.40)

 

Абсолютный электрический КПД ПСУ определяется по формуле:

 

                                 η_э^ПСУ =  η_i^ПТУ * η_ку * η_м * η_эг                                        (3.41)

 

где η_м - механический КПД (по [3], η_м= 0,99), η_эг - КПД электрогенератора ПТУ (по [3], η_эг = 0,98).

 

Электрическая мощность ПГУ определяется по формуле:

 

                            N_э^ПГУ = 2 * N_э^ГТУ + N_i^ПТ * η_м * η_эг , МВт                       (3.42)

 

Тепло, подведенное в камеры сгорания ГТУ, определяется по формуле:

 

                                  Q_кc = 2*N_э^ПГУ / η_э^ГТУ,  МВт                                      (3.43)

 

Абсолютный электрический КПД ПГУ определяется по формуле:

 

                                        η_э^ПГУ = N_э^ПГУ / Q_кc                                               (3.44)

 

 

Список литературы 

1. Буров В.Д. Цанев С.В, Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. - М., МЭИ, 2002 г.

2. Трухний А.Д., Петрунин С.В. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа. - М.: МЭИ, 2001 г.

3. Пячугян И.Л., Цветков А.М., Снмкни М.С. Особенности  проек­тирования паровых турбин ЛМЗ. - Теплоэнергетика. - 1993. – 21 с.

4. Шегляев А.Л. Паровые турбины.- М.: Экергоатомиздэт, 1993. - 384 с.

5. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др. Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. - Л.: Машкностроевие, 1989. - 543 с.

6. Качан А.Д., Яковлев В.В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС. - М.: Высшая школа, 1982. - 318 с.

7. Рнвкин СЛ., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980. - 424 с.