Методические указания к семестровой работе

Семестровая работа - основной вид самостоятельной работы, предназначенный для углубления и закрепления знаний студентов по завершаемому курсу "Тепловые электрические станции и трубопроводы"

Основная цель работы - научить студентов применять те­оретические знания в решении задач, возникающих при проектировании, выборе основного и вспомогательного обо­рудования ТЭС, а так же самостоятельно пользовался специаль­ной справочной литературой.

1 СОДЕРЖАНИЕ И ОБЪЕМ РАБОТЫ

В семестровой работе предлагается рассчитать тепловую схему ТЭЦ с турбиной ПT-I35/I65-I30/I5 и двумя котлами типа E-420-140. Варианты заданий предложены в приложении табл. l.

При выполнении проекта необходимо:

1.1 Составить расчетную тепловую схему турбины.

1.2 Построить температурный график тепловой сети.

1.3 Построить график тепловых нагрузок по продолжитель­ности.

1.4 Построить рабочий процесс расширения пара в турбине в диаграмме и составить таблицу рабочих параметров пара и во­ды в характерных точках.

1.5 Составить и решить уравнения материального и тепло­вого балансов для элементов тепловой схемы, определив потоки пара и воды.

1.6 Уточнить материальный и энергетический баланс турбо­агрегата.

1.7 Определить основные показатели тепловой экономичнос­ти ТЭЦ.

1.8 Выполнить специальный вопрос, в качестве которого рекомендуется выполнить поверочный тепловой, гидравлический и прочностной расчеты одного из элементов тепловой схемы (тип элемента согласовывается с руководителем проекта).

1.9 Начертить развернутую схему турбоагрегата (1 лист) и рассчитанный в специальном вопросе теплообменник (1 лист).

Расчетно-пояснительная записка объемом 30-35 листов. Графическая часть выполняется на листах формата А-1.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНИЮ СЕСТРОВОЙ РАБОТЫ.

2.1. Краткое описание тепловой схемы.

На рис.2.1 приведена принципиальная тепловая схема. Под­питка теплосети осуществляется по следующей схеме: сырая вода проходит встроенный пучок (ВП), газоохладители (ГО), генерато­ра смешивается с сырой водой подпитки котлов и направляется в подогреватель сырой воды (ПСВ), подогреваясь в них до темпера­туры (35-40)°С поступает на отчистку в химический цех, при этом вода охлаждается на 5 °С и 25 % от расхода воды использу­ется на собственные нужды. Очищенная вода поступает в вакуум­ный деаэратор, где за счет рециркуляции сетевой воды из пря­мой магистрали подогревается до температуры воды в обратной магистрали.

Подпитка котлов представляет собой другую схему: сырая рода проходит охладитель непрерывной продувки (0П), смешива­ется с основным потоком сырой поды перед ПСВ и направляется на обессоливание в ХВО. Хим. обессоленная вода предварительно дегазируется в вакуумном деаэраторе подпитки котлов, после чего сливается в линии основного конденсата после ПНД-7.

При расчете тепловой схемы необходимо пользоваться неко­торыми заводскими данными общими для всех вариантов, а также рядом допущений и упрощений.

2.2. Общие данные и рекомендуемые допущения:

2.2.1. Начальные параметры пара

Р_о=12,74 МПа t_o=550 ^оС

2.2.2. Параметры свежего пара за котлом

Р_о=13,72 МПа t_o=555 ^оС

2.2.3. Давление в деаэраторе

Р_д=0,588 МПа

2.2.4. Давление в одноступенчатом расширителе непрерывной продувки (РНП)

Р_РНП=0,586 МПа

2.2.5. Величина неприрывной продувки

=1,5 %

2.2.6. Давление в барабане

Р_б=15,1 МПа

2.2.7. Внутристанционные потери пара и конденсатора

=1,3 %

2.2.8. Доля расхода пара на собственные нужды

=1,2 %

2.2.9. Доля пара из уплотнений турбины в ПВД-3

= 0,6 %

Энтальпии пара можно принять как энтальпии пара из 1-го отбора.

2.2.10. Доля пара из уплотнения в сальниковый подогреватель

=0,8 %

Энтальпии пара можно принять равной энтальпии пара 4-го отбора.

2.2.11. Доля пара из деаэраторов основного цикла на основные эжекторы и эжекторы уплотнений.

=0,3 %.

2.2.12.Потери давления в паропроводах от турбины до ре­генеративных подогревателей принимается Р_п 8 %, а до сете­вых подогревателей Р_сп 5 % - от давления в отборе.

2.2.13.Давление питательной воды после питательного на­соса принять

Р_пн =15,8 МПа

2.2.14.Величина подогрева воды в ПВД с учетом встроен­ных охладителей пара (ПО) принимается

=2 ^оС

для сетевых подогревателей и 1ШД

= 4 ^оС

= 4 ^оС.

2.2.15.Температурный напор во встроенных охладителях дренажа (ОД) принимается

=8 ^оС.

2.2.16.Коэффициент полезного действия всех теплообменников принять

2.2.17.Механический КПД

2.2.18. КПД электрогенератора

.

2.3. Построение температурного графика тепловой сети

В качестве базовых температур в прямой и обратной магист­ралях рекомендуется принять 150 °С и 70 °С. На оси абцисс, как показано на рис.2.2., необходимо отложить диапазон температур +18 ^оС – t_н. Oт исходной точки (+18 °С; +18 °С) провести прямые линии. ОП и ОМ, характеризующие соответственно изменение температуры сетевой воды в прямой и обратной магистрали. Затем построим линию Г - Г - минимальной температуры воды в обратной магистрали (в проекте принять 42 °С), провести вер­тикальный отрезок Г-А, потом А-А - линию минимальной темпера­туры воды в пряной магистрали. Линия Б-Б проводится параллель­но А -А по середине между А -А и Г -Г. Линии ДВ, ЕН проводятся параллельно ОМ. Остается соединить точки Б и Е. На построенном температурном графике необходимо отметить заданную температуру сетевой воды в обратной магистрали -. t_oс и определить на со­ответствующих линиях температуры сетевой воды на выходе из нижнего сетевого подогревателя t_спн и верхнего сетевого по­догревателя t_СПВ.

2.4. Определение давления пара в теплофикационных отборах.

Давление пара в сетевых подогревателях определяется по температуре насыщения, которая вычисляется через недогрев воды:

По таблицам насыщения водяного пара / 4 / определяется давление в СПВ - Р_спв и СПН - Р_спн.

Давление в отборах № 6 и № 7 будет соответственно

, МПа

, МПа.

2.5. Построение процесса расширения пара в турбине в диаграмме и составление сводной таблицы параметров пара и воды.

Проточная часть турбины условно разделена на три части с заданными внутренними относительными КПД. При построении процесса принять дросселирование пара в регулируемых отборах 10 %.

На рис.2.3. изображен примерный рабочий процесс с необ­ходимыми в расчете теллоперепадами и энтальпиями.

, Р₃=1,47 МПа

Процесс расширения пара в турбине

Для теплового расчета удобнее все параметры представить в сводной таблице 2.1. При заполнении строки №6 - температу­ра воды на выходе из подогревателя определяется с учетом недогрева

.

Давление питательной воды после ПВД оценивается из уче­та гидравлического сопротивления ПВД Р_пвд=0,25 МПа и дав­ления после питательного насоса Р_пн=17,6 МПа. Аналогично рассчитывается давление основного конденсата, который перекачивается конденсатным насосом с давлением Р_кн =1,6 МПа сопротив­ление одного ПНД можно принять 0,1 МПа, а группы охладителей эжекторов и сальникового подогревателя Р_эо= Р_сп= 0,12 МПа.

Рисунок 2.3.- Процесс расширения пара в турбине

Температура дренажа на выходе из охладителя дренажа (10-й пункт) заполняется для ПВД и ПНД-4. Остальные ПНД не имеет встроенных ОД.

Коэффициент недовыработки электроэнергии определяется как

.

2.6. Расчет теплофикационной установки.

Целью расчета является определение загрузки теплофикаци­онных отборов, пар из которых используется на подогрев подпиточной воды теплосети в ПСВ и сетевых подогревателях. Для этого необходимо определить:

2.6.1.Расход сетевой воды

, кг/с

2.6.2.Расход воды на горячее водоснабжение

, кг /с

температура холодной воды принимается 5 °С, а горячей 65 °С.

2.6.3. Тепловая нагрузка СПВ

, кВт

Параметры

обозна­чение

размерность

Элементы тепловой схемы

ПВД1

ПВД2

ПВД3

деаэратор

ПНД4

ПНД5

ПНД6

ПНД7

СПВ

СПН

конденсатор

I.Давление пара в отборе 2.Давление пара в подогре­вателе 3.Энтальпия пара 4.Температура насыщения 5.Энтальия дренажа 6.Темлература воды после подогревателя 7.Давление воды после подогревателя 8.Энтальпия воды после подогревателя 9.Температура дренажа на выходе ОД 10.Энтальпия дренажа на вы­ходе ОД 11.Использованный теплоперепад пара из отбора 12.Коэффициент недовыработки э.э. отбора

Р Ро   i   tн i'   tв   Рв   iв   tдр   iдр   h     У

МПа МПа   кДж/кг °С кДж/кг °С   МПа   кДж/кг °С   кДж/кг кДж/ кг   -

2.6.4. Тепловая нагрузка СПН

, кВт

2.6.5.Нагрузка ПВК

, кВт

2.6.6.Расход пара из верхнего теплофикационного отбора на СПВ

, кг/с

2.6.7. Расход пара на СПН

, кг/с

2.6.8. Расход свежего пара на турбину предварительно:

, кг/с

где -коэффициент, учитывающий наличие регенеративных отбо­ров в первом приближении принимается 1,15-1,20.

2.6.9. Паропроизводительность котельных агрегатов

, кг/с.

2.6.10.Расход питательной воды

, кг/с.

Для расчета расхода пара на ПСВ предварительно делается оценка потерь конденсата основного цикла одной из которой является продувочная вода из расширители непрерывной продув­ки (РНП)

2.6.11. Расход продувочной воды

, кг/с.

2.6.12. Коэффициент сепарации РНП

;

где i_ка - энтальпия котловой воды, определяется по / 4 / при давлении в барабане Р_б;

- энтальпии насыщения пара и воды при давлении Р_рнп.

Рисунок 2.3 – Схема РНП

2.6.13. Количество пара, образующего в РНП и поступающего в деаэратор (ДСП)

,кг/с

2.6.14. Количество продувочной воды из РНП

, кг/с

2.6.15. Количество хим. обессоленной воды, идущей на вос­полнение потерь основного цикла

, кг/с

где - потери конденсата на производстве

, кг/с

2.6.16. Расход сырой воды для восполнения потерь основного цикла (с учетом 25 % на собственные нужды ХВО)

, кг/с

2.6.17. Температура сырой воды на выхода ив ОП определяется из решения уравнения теплового баланса для ОП

Рисунок 2.4 – Схема ОП

Температура продувочной воды, сливаемой в ПЗУ принять 60 °С..

2.6.18. Расход подпиточной воды теплосети

где - утечки теплосети, принять 0,3% от общего расхода сетевой воды.

2.6.19.Расход сырой воды на подпитку теплосети с уче­том 25 % на нужды ХВО

.

2.6.20.Температура сырой воды на выходе из встроенного пучка (нагрузка встроенного пучка принимается предварительно (20-25_)10³ кВт)

, ^оС

2.6.21. Температура сырой воды на выходе из газоохладителей (ГО)

, ^оС

где - тепловая нагрузка ГО

, кВт.

2.6.22. Температура сырой воды перед ПСВ. Поскольку сырая вода подпитки теплосети и котлов перед ПСВ сливается в один поток, эта температура определяется из уравнения теплового баланса смесителя

,

, ^оС

Рисунок 2.5 –Схема смесителя

2.6.23. Расход пара из верхнего теплофикационного отбо­ра на ПСВ

, кг/с

где -температура воды, поступающей на очистку по услови­ях работы фильтров принимается 35-40 °С.

2.6.24. Расход воды из прямой магистрали на деаэрации подпиточной воды теплосети определяется из уравнения тепло­вого баланса вакуумного деаэратора подпитки теплосети.

Рисунок 2.6 – Схема вакуумного деаэратора

где -температура хим. очищенной воды; ^оС.

2.6.25. Дополнительный расход пара на СПВ для подогрева рециркуля-

ционного потока

, кг/с

2.6.26. Дополнительный расход пара на СПН

, кг/с

2.6.27. Расход пара из верхнего теплофикационного отбо­ра на вакуумный деаэратор подпитки основного цикля определя­ется аналогично п.26.24.

температуру воды на выходе из деаэратора принять t_ВД =70-75 °С

Рисунок 2.7 –Схема ВД

2.6.28 Расход пара из верхнего теплофикационного от­бора, без учета ПНД-6

кг/с

, кг/с.

Теперь необходимо скорректировать расход свежего пара на турбину по П.2.6.8 и расход питательной воды по п.2.6.10.

2.7. Расчет регенеративной схемы.

2 7.1. Определение расхода пара на ПВД производится на основе решения уравнений теплового баланса.

Рисунок 2.8 – Схема ПВД

где - коэффициент рассеяния тепла в окружавшую среду

i_ПН - энтальпия питательной воды, на выходе из ПН

,

где -подогрев в питательном насосе

, кДж/кг

- давление воды, создаваемое высотой расположения де­аэратора, 2100 кПа

- средний удельный объем воды, м³/кг

- КПД насоса, принять равным 0,82

- КПД электродвигателя, принять равным 0,98

2.7.2. Расчет деаэратора (Д)

В расчете Д требуется найти количество основного конденсата D_кн, поступающего на деаэрацию и рас­ход греющего пара D_д . Эти пото­ки определяются решением системы двух уравнений материального теп­лового балансов

Рисунок 2.9 – Схема деаэратора

где - расход пара на эжектора основные и уплотнений;

- расход дренажа из ПВД.

2.7.3. Расчет группы ПНД и смесителей

При составлении уравнений теплового баланса для ПНД сле­дует обратить внимание на количество основного конденсата, проходящего через данный подогреватель, в отличие от ПВД оно меняется из-за наличия смесителей.

Рисунок 2.10 – Схема ПНД и смесителей

ПНД-4

СМ3

ПНД-5

СМ2

ПНД-6

СМ1 .

.

где

где - расход деаэрированной подпиточной воды основного цикла.

Решая систему уравнений для ПНД и СМ определяются расходы пара D₄, D₅, D₆ и энтальпии основного конденсата за СМ i_см3, i_см2, i_см1.

При определении энтальпии конденсата на выходе из СП, ЭУ и ОЭ необходимо принять удельную теплоту греющего пара

, кДж/кг

, кДж/кг

Составлял уравнения теплового баланса для СП, и ЭУ и ОЭ и ПНД-7

определяет расход пара на ПНД-7.

.

Уточнение расхода пара в конденсатор

Рисунок 2.11 – Схема конденсатора

, кг/с

2.8. Энергетический баланс.

При выполнении этого этапа необходимо вспомнить все рас­считанные ранее элементы тепловой схемы. Итак, все потоки па­ра и воды определены. Правильность расчетов определяется схо­димостью энергетического баланса, для оценки которого преж­де всего необходимо уточнить расход пера на турбину

, кг/с

где - доля пара из i-того отбора.

При вычислении не забудьте, что из 3-го отбора пар кроме ПВД-3 направляется на производство и деаэратор, а из 6-го - на ПСВ, ВД подпитки котлов, СПВ и ПНД-6 и из 7-го на ПНД-7 и СПН.

Затем уточняется энергетический баланс - заданная элект­рическая мощность - 135 МВт, должна равняться сумме мощностей развиваемых каждым отбором и конденсационным потоком:

, кВт

где N_i - мощность, развиваемая паром i-го отбора

, кВт

например для отбора № 6:

, кВт

Отклонение от заданной мощности должно удовлетворять ус­ловно:

.

При превышении 0,5 % необходимо уточнить расходы в отбор, пропорционально произведение , а. тепловую схему не
пересчитывать на новый расход пара на турбину. Тепловой расчет
заканчивается оценкой показателей работы турбоустановки.

2.9. Технико-экономические показатели

2.9.1. Полный расход тепла на турбоустановку

, кВт

2.9.2. Расход тепла производственному производителю

, кВт

2.9.3. Отпуск тепла теплофикационному потребителю

, кВт

2.9.4.Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии

, кВт

2.9.5. Абсолютный электрический КПД турбоустановки

2.9.6. Удельный расход тепла на производство электроэнергии

, кДж/(кВт*ч)

2.9.7. Тепловая нагрузка котельного агрегата

, кВт

2.9.8. КПД трубопроводов

2.9.9. Абсолютный электрический КПД ТЭЦ

2.9.10. Абсолютный КПД ТЭЦ по отпуску тепловой энергии

2.9.11. Удельный расход условного топлива на производство

электроэнергии

, кг/(кВт*ч).

2.9.12.Удельный расход условного топлива на производство отпуск тепловой энергии

, кг/(кВт*ч).

Тестовые задания по дисциплине

«Тепловые электрические станции и трубопроводы»

Дата добавления: 2015-06-27