КЭС 6х300 МВт (электрическая станция)

3. Тепловая часть

3.1. Принципиальная тепловая схема электрической станции и ее расчет

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного

технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего

тела электростанции. На паротурбинной электрической станции эта схема

включает: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и

конденсатором. Принципиальная тепловая схема включает также насосы для

перекачки рабочего тела (теплоносителя), как-то: питательные насосы котлов,

испарителей и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин,

регенеративных подогревателей.

Основное и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в

принципиальной тепловой схеме линиями трубопроводов для воды и пара в

соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке.

В принципиальной тепловой схеме несколько одинаковых агрегатов и

установок изображаются одним агрегатом или установкой; резервное

оборудование в эту схему не включают; в ней показывают лишь принципиальные

связи (коммуникации) между оборудованием и арматуру, необходимые для

осуществления основного технологического процесса.

Блок 300 МВт используется с одноступенчатым промежуточным перегревом

пара. Турбоагрегат К-300-240 ЛМЗ имеет три цилиндра; цилиндр среднего

давления состоит из ЦСД и ЦНД, рассчитанной на пропуск одной трети расхода

пара в конденсатор; цилиндр низкого давления - двухпоточный. Начальные

параметры пара 24,5 МПа, 545 оC, промежуточный перегрев пара при давлении 4

МПа при температуре 545 оC, конечное давление 0,0036 МПа. Котел

прямоточного типа. Предусмотрено восемь регенеративных отборов пара из

турбины. В схему включены: три регенеративных подогревателя высокого

давления; деаэратор 0.69 МПа, питаемый паром из четвертого отбора; два

регенеративных подогревателя низкого давления поверхностного типа и два

регенеративных подогревателя низкого давления смешивающего типа. Из ПВД

дренаж сливается каскадно в деаэратор, из ПНД № 5 и 6 - в ПНД №7. Имеется

подогреватель уплотнений. Паровоздушная смесь конденсатора турбины

отсасывается пароструйным эжектором.

В этой установке применен турбинный привод рабочего питательного насоса

с питанием приводной турбины паром из отбора №3 и с отводом отработавшего

пара в конденсатор.

Пуско-резервный насос половинной производительности имеет привод от

электродвигателя. Добавочная вода после глубокого химического обессоливания

поступает в конденсатор турбины. Принятые параметры регенеративных отборов

по ступеням турбоустановки приведены в табл. 3.1.

Расчет производиться в соответствии с методикой описанной в [1].

3.1.1. Процесс расширения пара в турбине с промежуточным перегревом

Определение энтальпии по заданным значениям давления и температуры

свежего пара. В соответствии с [2] энтальпия свежего пара :

[pic]

Потери давления в стопорных регулировочных клапанах составляют 5 %.

Следовательно давление пара с учетом этих потерь:

[pic],

где [pic] - давление свежего пара, МПа.

По заданному давлению промежуточного пара с помощью “ h,s - диаграммы

для водяного пара “ [2] определена энтальпию пара на входе в промежуточный

перегрев для идеального процесса в ЦВД:

[pic]

Теплоперепад срабатываемый в ЦВД для этого случая:

[pic],

где [pic] - энтальпия свежего пара, кДж/кг; [pic] - энтальпия пара на

входе в промежуточный перегрев для идеального процесса в ЦВД, кДж/кг;

Итак:

[pic]

Реальный теплоперепад (с учетом потерь):

[pic]

Следовательно реальная энтальпия равна:

[pic]

Температура на выходе из пароперегревателя котла составит:

[pic] oC

Давление с учетом потерь:

[pic]

Соответственно энтальпия пара на выходе из пароперегревателя составит:

[pic]

Энтальпия на выходе из ЦСД для идеального случая составит :

[pic]

Энтальпия на выходе из ЦНД, а также на входе в конденсатор:

[pic]

Все энтальпии определены с помощью “ h,s - диаграммы для водяного пара

“ (диаграмма) на которой построен процесс расширения пара в турбине.

диаграмма прилагается.

Окончательно суммарный теплоперепад срабатываемый в турбине:

[pic]

3.1.2. Расчет турбопривода

По заданному значению давления пара в отборе 3 определена с помощью

диаграммы энтальпия пара:

[pic]

Давление с учетом потерь в стопорном клапане, составляющих 5 %:

[pic]

Давление на выходе из турбопривода:

[pic]

3.1.3 Расчет подогревателей

Температура дренажа с учетом недогрева воды в ПВД составит:

[pic]oC

С помощью таблиц термодинамических свойств воды и пара [11] определены

давление и энтальпия в регенеративном подогревателе:

[pic]

Давление греющего пара в точке отбора с учетом потерь:

[pic]

По диаграмме найдена энтальпия греющего пара:

[pic]

Определение параметров пара, дренажей и воды для подогревателя П2.

Давление в отборе задано и составляет:

[pic]

Энтальпия греющего пара:

[pic]

Давление в подогревателе с учетом потерь:

[pic]

По значению давления определенны энтальпия и температура с помощью [2]:

[pic]

Температура воды за подогревателем: [pic]

[pic]oC

Энтальпия воды за П2 определена по известному значению давления:

[pic]

В питательном насосе происходит нагрев за счет сжатия, следовательно

увеличивается энтальпия. Давление на выходе насоса выбирается с запасом от

давления свежего пара:

[pic]

Давление на входе питательного насоса равно давлению в деаэраторе.

Итак:

[pic]

Окончательно рост энтальпии питательной воды в питательном насосе за

счет сжатия:

[pic]где v - удельный объем воды, [pic]; [pic] - КПД насоса, о.е.;

Для подогревателя уплотнений турбины задались значениями:

[pic]oC

[pic]

Для поддержания давления в деаэраторе постоянным при колебаниях

нагрузки турбины:

[pic]

3.1.4. Материальный баланс потоков тепловой схемы

3.1.4.1. Введение

Относительный расход пара в турбину:

[pic]

Относительный расход перегретого пара из котла:

[pic]

Добавочная вода для восполнения утечек равна величине утечек:

[pic]

3.1.4.2. Расчет пара на подогреватели

Подогреватель П1 расположен непосредственно перед котлом, следовательно

относительный расход воды через подогреватель будет равен относительному

расходу перегретого пара:

[pic]

Энтальпия воды за регенеративным подогревателем определены по известным

значениям температуры и давления:

[pic]

Ранее была найдена энтальпия за подогревателем П2, которая естественно

равна энтальпии на входе в подогреватель П1:

[pic]

Энтальпия пара в отборе турбины также была ранее определена:

[pic]

Значение энтальпии дренажа было найдено ранее:

[pic]

КПД подогревателя принято равным:

[pic]

Относительный расход пара из первого отбора определяется из уравнения

теплового баланса:

[pic]

Так как подогреватель П1 поверхностного типа относительная величина

дренажной воды будет равна относительной величине расхода пара из отбора:

[pic]

Аналогично находятся относительные величины расходов для всех

подогревателей и деаэратора. Кроме уравнений теплового баланса для

подогревателей смешивающего типа, подогревателя уплотнений и деаэратора

используются уравнения материального баланса. Результаты расчета сведены в

табл. 3.2.

Таблица 3.2.

Относительные расходы воды через подогреватели

|Подогреват| | |

|ель |[pic] |[pic] |

|П1 |0,066741 |0,06741 |

|П2 |0,112932 |0,179673 |

|П3 |0,032912 |0,212585 |

|П4 (К) |0,026851 |0,775564 |

|П5 |0,036886 |0,036886 |

|П6 |0,035867 |0,072752 |

|П7 |0,031237 |0,671574 |

|П8 |0,032819 |0,63755 |

Расчет расхода пара на турбопривод питательного насоса. Принят

механический КПД турбонасоса равным 0,99. Теплоперепад срабатываемый в

турбоприводе определен по диаграмме:

[pic]

Увеличение энтальпии питательной воды за счет сжатия в насосе было

рассчитано ранее:

[pic]

Окончательно расход пара на турбопривод питательного насоса:

[pic]

3.1.4.3. Проверка правильности расчета материального баланса потоков

тепловой схемы

Проверка правильности расчета производится с помощью сведения баланса

пара, идущего в конденсатор. Рассматриваются два пути.

Идя “сверху” в конденсатор

[pic]

Идя “сверху” от турбины:

[pic]

Очевидно, что погрешность значительно меньше допустимой

(0,1%),следовательно для дальнейшего расчета принимаются рассчитанные

значения относительных расходов.

3.1.5. Определение расхода пара

3.1.5.1. Определение расхода пара на турбину

Для определения расхода пара на турбину использован метод расчета

мощности по отсекам турбины. Энергетическое уравнение турбоустановки

представлено в табличной форме (табл. 3.3.).

Таблица 3.3.

Энергетическое уравнение турбоустановки

|ы |j | | |пара [pic] |

|ЦВД |1 |[pic] |[pic][pic] |312 |

|ЦВД |2 |[pic] |[pic][pic] |79,486785 |

|ЦСД |3 |[pic] |[pic][pic] |162,807343 |

|ЦСД |4 |[pic] |[pic][pic] |92,234465 |

|ЦСД |5 |[pic] |[pic][pic] |149,49923 |

|ЦСД |6 |[pic] |[pic][pic] |106,550297 |

|ЦНД |7 |[pic] |[pic][pic] |107,341133 |

|ЦНД |8 |[pic] |[pic][pic] |75,225202 |

|ЦНД |9 |[pic] |[pic][pic] |108,075597 |

Сумма [pic]

Расход пара в голову турбины (механический КПД генератора принят равным

0,975):

[pic]

3.1.5.2. Определение расхода пара на все потребители

Расход пара на потребителя определяется с помощью рассчитанных ранее

относительных расходов пара на потребители и абсолютного расхода пара в

голову турбины. Для подогревателя П1:

[pic]

Аналогично для остальных потребителей. Полученные данные сведены в

табл. 3.4.

Таблица 3.4.

Расход пара и воды.

|Название потребителя |Расход пара, [pic], кг/с |

|Подогреватель П1 |17,346407 |

|Подогреватель П2 |29,351704 |

|Подогреватель П3 |8,553926 |

|Подогреватель П4 |6,978735 |

|Подогреватель П5 |9,586765 |

|Подогреватель П6 |9,321937 |

|Подогреватель П7 |8,118787 |

|Подогреватель П8 |8,529868 |

|Турбопривод |12,45454 |

|Конденсатор |141,866053 |

|Расход питательной воды |263,80457 |

Мощность питательного насоса:

[pic]

3.1.6. Определение энергопоказателей блока

3.1.6.1. Расход теплоты на турбину

Относительный расход пара через пароперегреватель

[pic]

Абсолютный расход пара через пароперегреватель:

[pic]

Энтальпия питательной воды равна энтальпии за регенеративным

подогревателем П1:

[pic]

Расход теплоты на турбину:

[pic]

3.1.6.2. Коэффициент полезного действия турбоустановки

КПД турбоустановки (без учета питательного насоса - КПД брутто)

определяется выражением:

[pic]

3.1.6.3. Коэффициент полезного действия блока и удельные расходы

топлива

Для станции на газу, КПД котлоагрегата:

[pic]

Теплота перегретого пара:

[pic]

КПД транспорта теплоты:

[pic]

КПД блока (станции):

[pic]

КПД блока нетто:

[pic][pic]

Удельный расход топлива

брутто:

[pic]ч)

нетто:

[pic]ч)

3.2. Выбор оборудования

3.2.1. Выбор котлоагрегата

На КЭС с промежуточным перегревом пара применяются блочные схемы котел

- турбина. Паропроизводительность энергетических котлов для таких

моноблоков согласно “Нормам технологического проектирования тепловых

электрических станций и тепловых сетей” выбирается по максимальному

пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и

запасом в размере 3 %.

Параметры котла определяется выбранным типом турбины. Так как станция

входит в энергосистему, то установка дополнительных котлов не

предусматривается.

[pic]

С помощью [3] выбран котел типа Пп-1000-25-545-ГМ (ТГМП-314).

Технические характеристики котлоагрегата приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5.

Параметры котлоагрегата

| |МПа | |оC | | |

|1000 |25 |545 |545 |газ, |93,82 |

3.2.2. Выбор вспомогательного оборудования

Выбор регенеративных подогревателей

Тип и мощность турбины предопределяет тип отдельных элементов

вспомогательного оборудования, так как завод - изготовитель турбины

поставляет ее вместе со вспомогательным оборудованием в комплекте.

Производительность и число регенеративных подогревателей для основного

конденсата определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов

пара. При этом каждому отбору соответствует один корпус. Регенеративные

подогреватели устанавливаются без резерва.

Основными параметрами выбора регенеративных подогревателей служат:

Пропускная способность, т/ч ;

давление греющего пара, МПа;

давление воды, МПа;

температура воды на входе и выходе подогревателя, оC;

Исходя из вышесказанного с помощью [3] выбрана группа ПВД:

П1 ПВ-1250-380-17-I

П2 ПВ-1700--380-45

П3 ПВ-1550-380-70

Подогреватели низкого давления

П5 ПН-550-26-7-Iнж

П6 ПН-550-26-7-Iнж

П7 ПНСГ-800-2

П8 ПНСГ-800-1

Все подогреватели устанавливаются в одну нитку.

Выбор деаэраторов питательной воды

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по

максимальному расходу воды.

На каждый блок устанавливается, по возможности, один деаэратор.

Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен

обеспечить работу блочных электростанций в течении пяти минут.

Для блока 300 МВт деаэратор с рабочим давлением 0,69 МПа

устанавливается в одну деаэрационную колонку типа ДП-1000, техническая

характеристика которой в соответствии с [3] приведена в табл. 3.6.

Таблица 3.6.

Параметры деаэратора

|т/ч |МПа | |мм | | |

|1000 |0,69 |164,2 |2432 |3150 |7100 |

Выбор питательного насоса

На блоках с закритическим давлением устанавливаются питательные насосы

с турбоприводами, один - подачей 100 % или два по 50 %.

Необходимое давление в напорном патрубке насоса:

[pic]

Номинальная паропроизводительность котла 1000 т/ч, а расход питательной

воды при максимальной нагрузке станции с запасом 5 - 8 %:

[pic]т/ч

Резервом служит электронасос производительностью 50 % полной подачи.

Основное назначение этого насоса - участие в операциях пуска и останова

блока, поэтому он называется пуско-резервным.

Для предотвращения кавитации и повышения надежности работы

высокобортных питательных насосов с турбоприводом между ними и деаэратором

устанавливают предвключенные низкооборотные бустерные насосы.

По подсчитанной необходимой производительности и необходимому напору с

помощью [3] подобраны:

питательный турбонасос - СВПТ-350-1350;

питательный электронасос - СВПЭ-320-550

Приводная турбина турбонасоса - Р-12-15П

Технические характеристики питательного турбонасоса и приводной турбины

приведены в табл. 3.7. и 3.8.

Таблица 3.7.

Параметры питательного турбонасоса

|ть, |ом патрубке,|об/мин |% |

|[pic]/ч |МПа | | |

|1350 |34,3 |5270 |83 |

Таблица 3.8.

Параметры турбины турбонасоса

|МПа |оC | | | |

|1,52 |450 |0,12 |114,12 |12,5 |

Выбор конденсатора и конденсатных насосов

Для турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ в соответствии с [3] ставится

конденсатор типа 300-КЦС-1. Основные характеристики конденсатора приведены

в табл. 3.9.

Таблица 3.9.

Техническая характеристика конденсатора

|Поверхность |Число ходов |Расход охлажденной |

|охлаждения, [pic] | |воды, [pic]ч |

|15400 |2 |36000 |

Для поддержания вакуума в качестве основных используются водоструйные

эжекторы типа ЭВ-4-1400; в качестве пусковых - пароструйные эжекторы типа

ЭП-1-600-3.

Конденсатные насосы служат для подачи конденсата через подогреватели

низкого давления в деаэратор. Они устанавливаются в две ступени. I ступень

- насосы подают воду через конденсатоочистку - блочную обессоливающую

установку, подогреватель уплотнений и регенеративный подогреватель

смешивающего типа П8. II ступень - насос подает воду через регенеративные

подогреватели поверхностного типа П5 и П6 в деаэратор. Для подачи воды из

подогревателя П8 через подогреватель П7 используется гравитационный

принцип. Подогреватель П8 должен быть установлен на [pic] метров выше

подогревателя П8. Эта высота определяется по выражению:

[pic] ,

где [pic]- необходимая разность давлений;

[pic] - плотность воды;

[pic]- ускорение свободного падения.

Итак

[pic] м

Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности

турбоагрегата устанавливается два, три или даже четыре конденсатных насоса,

один из них является резервным.

Мощность конденсатного насоса, кВт:

[pic]

где [pic] - расход конденсата, кг/с;

[pic] - расчетное давление, развиваемое конденсатным насосом, МПа;

z - количество конденсатным насосов;

[pic] - КПД насоса.

Результаты выбора конденсатных насосов с помощью [3] и приводных

двигателей в соответствии с [4] сведены в табл. 3.10.

Таблица 3.10.

Выбор конденсаторных насосов

|Ступень |1 |3 |

|Расход |166,08 |201,687 |

|конденсата, | | |

|кг/с | | |

|Разница |0,8 |1.072 |

|давлений до | | |

|насоса и после,| | |

|МПа | | |

|Мощность |95,911 |146,985 |

|насоса, кВт | | |

|Тип насоса |КсВ1000-95 |КсВ1500-120 |

|Номинальная |1000 |740 |

|частота | | |

|вращения, | | |

|об/мин | | |

|Тип приводного |АК-12-35-6У4 |АЗ-12-35-8У4 |

|двигателя | | |

|Мощность |250 |200 |

|двигателя, кВт | | |

В каждой ступени устанавливается два рабочих и один резервный насос.

Циркуляционные насосы

На турбины устанавливается два циркуляционных насоса

производительностью 50 %. Резервные циркуляционные насосы не используются.

Мощность циркуляционного насоса, кВт:

[pic]

где [pic] - расход циркуляционной воды, кг/с (принимается равным

расходу конденсата через конденсатор увеличенный в 70 раз);

[pic] - расчетное давление, развиваемое циркуляционным насосом,

МПа;

z - количество циркуляционных насосов;

[pic] - КПД насоса.

Итак:

[pic]

C помощью [3] выбраны два циркуляционных насоса типа Д12500-24 ,а к ним

в соответствии с [4] электропривод АКНЗ-2-17-48-12У3 мощностью 1000 кВт.

Дутьевые вентиляторы и дымососы

Крупные котлы оснащают двумя дымососами и двумя дутьевыми

вентиляторами. Отсос дымовых газов параллельно работающим дымососам и

подача воздуха должны обеспечивать полную производительность котла с

запасом 10 %. Один дымосос и один вентилятор должны обеспечивать не менее

половинной нагрузки котла.

Объемный расход холодного воздуха, подаваемый вентиляторами

определяется выражением:

[pic]

где [pic] - расчетный расход топлива, кг/с;

[pic] - теоретическое количество воздуха, необходимое для

сгорания 1 кг топлива, [pic];

[pic] - избыток воздуха в топке, о.е.;

[pic] - присос воздуха в топке, о.е.;

[pic] - перетечки воздуха в воздухоподогревателе, о.е.;

[pic] - температура холодного воздуха.

Итак:

[pic]

С учетом установки двух рабочих дутьевых вентиляторов расход воздуха

для одного вентилятора составит:

474372 [pic]ч:

Мощность, которая потребляется дутьевыми вентиляторами, кВт:

[pic]

где [pic]КПД машины;

H - напор создаваемый машиной, Па;

[pic] коэффициент запаса

z - количество вентиляторов.

После подстановки численных значений мощность вентилятора:

[pic] кВт

Таким образом, в соответствии с [3] выбирается по производительности

дутьевого вентилятора, равной 450 тыс. [pic]/ч вентилятор типа ВДН-24Х2-

11у, потребляемая мощность которого равна 650 кВт.

К вентилятору с помощью [4] подбирается асинхронный двигатель типа ДА3О-

2-17-44-8У1 с Pном = 800 кВт.

Объемный расход дымовых газов, который отводится дымососами,

определяется выражением:

[pic]

где [pic] - теоретический объем продуктов сгорания, [pic];

[pic] - коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

[pic] - температура газов у дымососа.

Итак:

[pic]

Мощность потребляемая дымососами, кВт:

[pic]

При подстановке численных значений:

[pic] кВт

Таким образом, по производительности дымососа, равной 958 тыс. [pic]/ч

с помощью [3] выбирается дымосос типа ДОД-41, потребляемая мощность

которого равна 1880 кВт.

К данному дымососу в соответствии с [4] выбирается асинхронный

двигатель типа АО2-21-39-16У1 мощностью 2000 кВт .

Окончательные результаты выбора вспомогательного оборудования сведены в

табл. 3.11.

Таблица 3.11.

Результаты выбора вспомогательного оборудования

| |двигателя | | |кВт |

|Конденсатный|АК-12-35-6У4|250 |2 |500 |

|Конденсатный|АЗ-12-35-8У4|200 |2 |400 |

|Циркуляционн|АКНЗ-2-17-48|1000 |2 |2000 |

|ый насос |-12У3 | | | |

|Дутьевой |ДАЗО-2-17-44|650 |2 |1300 |

|вентилятор |-8У1 | | | |

|Дымосос |АО2-21-39-16|2000 |2 |4000 |

| |У1 | | | |

Суммарная потребляемая мощность данного оборудования составляет 8200

кВт. С учетом мощности мелких потребителей расход электроэнергии на

собственные нужды составит:

[pic]

Или в процентах от мощности генератора 3,42 %. Предварительно принято

это значение для дальнейшего расчета.

МЕНЮ

КЭС 6х300 МВт (электрическая станция)

КЭС 6х300 МВт (электрическая станция)