35
12
1149,7-1056,8 2936-1056,8 η=1,06 1047,5-861,6
2 1 3
( ) 1056,8-861,6 3373-861,6 0,98=1,06 861,6-698,5
1
2986-1149,7 0,98=1,06 1134,5-1047,5
По результатам решения системы уравнений
1
2
3
0,051;
0,104;
0,058;
Деаэратор питательной воды
Расчетную схему по основному деаэратору представим на рис. 2.6.
эж д
,h
1 2 3 др3
,h
д4
,h
ок в5
,h
пв д
,h
Рис. 2.6. Схема деаэратора
Уравнения теплового и материального баланса деаэратора:
1 2 3 др3 д 4 ок см пв д эж д
1 2 3 д ок пв эж
α α α h +α h +α h =α h +α h
α α α α α α α
(2.71)
Давление р
д
=0,58 МПа.
36
д
ок 5
д ок
0,051 0,104 0,058 861,6+α 3157
+α h = 1,06 664,8+0,005 2755 0,99
0,051 0,104 0,058
α α 1,06 0,005
в
По ходу решения системы уравнений получаем:
д
α
=0,0085
α
ок
=0,843
Расчёт атмосферного деаэратора:
Схема основного деаэратора на рис. 2.7.
Рис. 2.7. Расчетная схема деаэратора
Уравнения материального и теплового баланса деаэратора:
дв дв2 да 5 дв2 д эж д
дв да дв2 эж
α h +α h =α h +α h
α α α α
(2.72)
Давление р
д
=0,1 МПа.
да дв2
да дв2
0,012 47,6 4,19+α 2870,6= α 417,4 0,99
α 0,012 α
По ходу решения системы уравнений получаем:
да
α
=0,001
37
дв2
α
=0,013
Расчет подогревателей низкого давления
Расчетная схема по подогревателям низкого давления изображена на
рис. 2.8.
Рис. 2.8. Схема группы ПНД
Система подогревателей по низкому давлению включает в себя
подогреватели П5 и П6, зоны ПО и ОД.
На линии основного конденсата имеется две точки смешения.
Температура по основном конденсату на входе в первый
теплообменник низкого давления вычисляется с учетом нагрева в охладителе
уплотнений и эжектора.
Нагрев основного конденсата в ОУ выбираем равным
оу
Δt = 1 3 °С
, а
в ОЭ
оэ
Δt = 3 5 °С
. Принимаем
оу
Δt =3°С
и
оэ
Δt =4°С
.
Таким образом, повышение энтальпии при нагреве основного
конденсата в ОУ и ОЭ
ок оу оэ р
Δh = Δt Δt с , кДж/кг,
(2.73)
где
р
кДж
с 4,19
кг К
– теплоемкость воды.
ок
Δh = 3 4 4,19 29 кДж/кг.
38
Энтальпия основного конденсата на входе в первый подогреватель
низкого давления
ок к ок
h h h 101 29 130 кДж/кг,
(2.74)
где
кк
hfр 130 кДж/кг
– энтальпия воды на линии насыщения по
давлению в конденсаторе
Уравнения материального и теплового баланса для группы
подогревателей:
5 ок 1
3039-615,5 = 602,2-h
см
(2.75)
ок см1 ок6 5 6
ок ок6 5 6
h 477,3 490
(2.76)
56 ок6 см2
615,15 490 2870,6 419 = 477,3-h
ок6 см2 ок7
ок6 ок7
h 352,8 0,0148 419,6
0,0148
(2.77)
ок7 ок8 7 и
ок7 ок8 7
352,8 232,6 2693 710,2
0,0132
По результатам расчета получаем:
57
6
ок*
см1 см2
0,043; 0,034;
0,037;
0,66;
h 478,5 кДж/кг; h 354,2 кДж/кг.
39
2.1.5. Проверка материального баланса рабочего тела в схеме
Расход пара в конденсатор:
со стороны пара:
1 1 0,402 0,598
кj
(2.78)
со стороны воды для этого же расхода можно записать выражение
вида:
*
к ок слива
(2.79)
*
ок
- относительный расход основного конденсата на входе в группу
ПНД (
*
ок
=
''
ОК
),
слива
- сумма относительных расходов, сливаемых в конденсатор:
.
слива тп эж упл
0,045 0,017 0,062
(2.80)
0,66 0,062 0,598
к
.
Относительная ошибка:
' 0,598 0,598
100 100 0 2%
0,598
кк
к
к
. (2.81)
2.1.6. Определение расхода пара на турбину и абсолютных расходов
рабочего тела
Расход пара на турбину определяются по формуле:
)y1(H
10N
G
jjгмi
3
э
0
, (2.82)
где все входящие величины определены ранее.
40
0,051 0,772 0,149 0,741 0,058 0,617 0,0217 0,486
0,043 0,414 0,045 0,311
0,034 0,203 0,015 0,105 0,232
jj
y
1 0,758
jj
y
3
0
750 10
572,4
1643 0,985 0,768
G
кг/с.
00
0
0
' 572,4 571
100 100 0,2%
572,4
GG
G
G
(2.83)
Значит расчет выполнен верно.
Правильность расчета расходов можно определить по расчетной
электрической мощности:
гмjотбjкiЭ
HHGN
)('
0
, (2.84)
0,051 375 0,149 425 0,058 629 0,0217 845
0,043 963 0,045 1131
0,034 1309 0,015 1471 349,8
отб j
Н
' 571 1644 0,598 349,8 0,985 749676
Э
N кВт
' 750000 749676
100 100 0,07%
750000
ЭЭ
э
Э
NN
N
N
<1%, (2.85)
расчет верен.
Мощность турбопривода питательного насоса:
0
1,06 571 34
20998
0,98
а
пв н
тп
н
Gh
N кВт
(2.86)
41
2.1.7. Расчет показателей тепловой экономичности
В данном разделе ВКР необходимо выполнить расчет показателей
экономической эффективности рассматриваемой паротурбинной установки, в
соответствии с отпуском электро и тепловой энергии всем внешним
абонентоам [34].
Тепловая мощность ПГУ,
МВт
пппппвпгпг
hhhGQ
)(
00
, (2.87)
где
0
h
,
пв
h
,
'
пр
h
- энтальпия пара при входе в турбину, питательная вода
при входе в парогенератор и продувочная вода, кДж/кг (из выполненных
выше расчетов
0
3361 /h кДж кг
;
1134,5 /
пв
h кДж кг
;, т.к. в схеме отсутствует
продувка);
пг
,
пр
- относительные расходы пара из ПГУ и воды после продувки (
1.060
пг
,
0
пр
, т.к. в схеме отсутствует продувка);
пп
- относительное количество пара в промежуточном
пароперегревателе, которое вычисляется по формуле
0 1 2
( ) 1 (0,051 0,104) 0,845
пп П П
(2.88)
пп
h
- удельное повышение энтальпии в промежуточном
пароперегревателе (
ПП
- 692 /
пп КЦВД
h h h кДж кг
).
571 1,060 3361 1134,5 0,845 641 1657
пг
Q МВт
.
Расчетная тепловая мощность турбоустановки,
МВт
пппппвуплтуту
hhhGQ
00
, (2.89)
где
р
,
р
h
- энтальпия пара и его относительный расход в расширителе
продувки (так как его нет в схеме, то
0
р
)
42
571 ( 1 0,04 3361 1134,5 0,845 641) 1631 .
ту
Q МВт
Тепловая мощность установки на отопление,
МВт
п
сп
от
т
Q
Q
, (2.90)
сп
от
Q
- тепловая мощность сетевых подогревателей:
100
сп
от
Q МВт
;
п
= 0,98 – КПД сетевых теплообменников
100
102
0.98
т
Q МВт
.
Тепловая мощность установки для выработки электроэнергии
составляет,
МВт
:
1631 102 1529
э
ту ту т
Q Q Q МВт
. (2.91)
КПД установки для выработки электроэнергии:
Э
ту
ТП
э
ту
Q
NN
Э
, (2.92)
750000 20998
0,504
1529000
Э
ту
КПД трубо, паропроводов, которые связывают парогенерирующую
установку с турбиной:
1529
0,923
1657
ту
тр
пг
Q
Q
. (2.93)
КПД блока по отпуску электроэнергии (нетто):
нсПГУтр
э
ту
э
c
k
.
1
, (2.94)
43
где
нс
k
.
- удельный расход электроэнергии на собственные нужды
электростанции, принимаем для ТЭС наи газообразном топливе
нс
k
.
=
0,020..0,040 (выбираем
нс
k
.
=0,04);
ПГУ
- КПД ПГУ; для парового котла ТЭС
ПГУ
=0,92, принимаем по
данным таблицы 3 [2;c.38].
0,504 0,923 0,92 1 0,04 0,410
э
c
.
Удельный расход условного топлива:
123 123
300
0,410
отп
э
э
с
b
г.у.т.
.
/(кВтч). (2.95)
КПД блока по отпуску теплоты:
0,92 0,923 0,98 0,846
т
c ПГУ тр п
. (2.96)
Удельный расход условного топлива по отпуску тепловой энергии на
ТЭС:
34.1 34,1
40,31
0,846
отп
т
т
с
b
г.у.т. (2.97)
2.2. Выбор оборудования пароводяного тракта
Питательный насос
Максимальная подача питательного насоса
V = 1,05 G
пв
· v 3600 = 1,05 571 0,0011 3600 = 2374 м
3
/ч (2.98)
здесь удельный объем воды
v = f (Р
пн
, t
д
) = f (0,58 МПа, 157,5
о
С) = 0,0011 м
3
/кг. (2.99)
Принимаем к установке два насоса расчетной мощностью по 50%
каждый типа ПЭ780-200.
Его характеристики представлены в таблице 2.4.
44
Таблица 2.4
Характеристики питательного насоса
Пода
ча V,
м
3
/ч
Нап
ор
Н, м
Допустимы
й
кавитацион
ный запас,
м
Частот
а
вращен
ия n,
об/мин
Мощно
сть N,
кВт
КПД
насо
са, %
Завод-
изготовитель
7800
2030
12
2985
8000
75
«Насосэнергом
аш»,
г.Бердянск
Выбираем пускорезервный насос на нагрузку 50% типа ПЭ780-200.
Конденсатный насос первого подъема
Расчетная подача конденсатных насосов определяется как
D
к
=(1,11,2)·D
к
мах
, где D
к
мах
– максимальный расход пара в конденсатор.
D
к
мах
= 341 кг/с;
V = G
к
· v 3600 = 1,1·341 0,0010 3600 = 1350 м
3
/ч (2.100)
Принимаем к установке три (один резервный) конденсатных насоса
типа КсВ1000-95. Его характеристики представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Характеристики конденсатного насоса
Подача
V, м
3
/ч
Напор
Н, м
Допустимый
кавитационный
запас, м
Частота
вращения
n, об/мин
Мощность
N, кВт
КПД
насоса,
%
Завод-изготовитель
1000
95
2,5
1000
342
76
ПО
«Насосэнергомаш»,
г.Сумы
Сетевые насосы
Расчетная подача сетевых насосов
V = G
св
· v 3600 = 79,3 0,0010 3600 = 285,48 м
3
/ч (2.101)