Учебная работа. Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок

Введение

принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку. принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.

При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции.

В состав ПТС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, расширители и охладители продувочной воды парогенераторов барабанного типа, охладители пара эжекторных установок и уплотнений, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды.

ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.

На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

1. Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока

Применение парогазовых технологий обеспечивает повышение тепловой экономичности выработки электроэнергии и теплоты, экономию капитальных вложений в развитие энергосистемы, снижение металлоемкости энергетических установок.

При реконструкции и расширении тепловых электростанций могут применяться различные схемы газотурбинных надстроек паротурбинных установок.

В данном курсовом проекте рассмотрена схема дубль-блока, работающего на одну паровую турбину. В состав блока входят: газовая турбина SGT-600 и котел-утилизатор. Оба блока работают на паровую турбину ПР-6-3,4/1,0/0,1-1, обеспечивая каждый половину нагрузки турбины.

В схеме предусмотрен деаэратор питательной воды и деаэратор подпитки теплосети, расширители непрерывной продувки.

2. РАСЧЕТ тепловой СХЕМЫ

2.1 Расчет котлов-утилизаторов

Описание котла-утилизатора:

На ПГУ установлено два котла-утилизатора вертикального типа с естественной циркуляцией, без дополнительного дожигания. Основным видом топлива является природный газ, в качестве аварийного топлива предусмотрено дизельное топливо.

Котел-утилизатор оснащается системой автоматического регулирования, технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой автоматического контроля технологических параметров. Автоматизированная система управления и контроля котла являются подсистемой АСУТП ПГУ.

конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.

конструкция котла обеспечивает также условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.

Удаление уходящих газов после КУ происходит через индивидуальную дымовую трубу высотой 40 м диаметром устья 3,2 м.

Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора:

Для расчета нам необходимы следующие данные:

Основные характеристики ГТУ-25 по ISO:

электрический КПД hэГТУ = 0,34;

-расход выпускных газов Gг = 289,44т/ч = 80,4 кг/с;

температура выпускных газов t4 = 543°С;

мощность NГТУ = 24,77 МВт.

Расчеты проводились для газа в системе Белтрансгаз, объемный состав характеризуется следующими данными.

СН4- 98,3 %СО2- 0,1 %N2- 1,0 %

Для этого газа, при нормальных условиях, ρг=0,6839 кг/нм3, Qрн » 7976 ккал/нм3 = 33,42 МДж/нм3 = 49,01 Мдж/кг, при этом VВ0 = 10 м3/м3, L=16,51кг/кг.

Расход топлива в камеру сгорания ГТУ

кг/с .

В результате избыток воздуха в КС ГТУ

= 3,32

В зависимости от aкс и температуры газов в тракте КУ по данным [1, приложение 1] находилась их энтальпия.

Для проведения вычислений удобно составить расчетную схему котла-утилизатора с указанием поверхностей нагрева, изменения температуры и энтальпии сред в газовом и пароводяном трактах котла.

Табл.2.1 параметры пароводяного теплоносителя котла-утилизатора

.5:tпе=4400CPПЕ=3,7 МПаhПЕ=3312,09 кДж/кгт.4:t4= ts=2520CPи=4,07 МПаhи=2800,516 кДж/кгт.3:t3= ts=2520Chи=1092,918 кДж/кгт.2:t2= ts-80=2440CP2= Pи=4,07 МПаh2=1044,665 кДж/кгт.1:t1= tпв =1040Ch1=ср· tпв = 4,2·104= =435,76 кДж/кг

При этом по ходу газа последовательно установлены:

·пароперегреватель;

·испаритель;

·экономайзер;

·сетевой пучек(газовый водяной подогреватель) для подогрева сетевой воды.

Параметры пароводяной среды в КУ будем определять по [2].

исходными данными являются параметры пара перед турбиной: P0 = 3,4 МПа; t0=4350С;

PПЕ= 1,09·P0 = 1,09·3,4 = 3,7МПа; tПЕ=4400С; PИ=1,1· PПЕ = 1,1·3,7 = =4,07МПа; ts≈251,50C.Сведем в таблицу №2.1. основные параметры теплоносителя в КУ(см.выше).

Расход перегретого пара найдется из баланса испарительной и пароперегревательной поверхностей КУ:

;

следовательно:

При этом

hг.пп.= 583,5 кДж/кг (по tг=543 oC и α=3,32

tв.и.=tнасf(Рs)=251,5 0С; hв.и.=1092,92 кДж/кг

hп.пп=3312,09 кДж/кг (по tп.пп.=440oC и Р=40,7ата)

hг.и.=271 кДж/кг (по tг.и.= tв.и.+8 =252+8=260 oC)

Энтальпия газов на выходе экономайзера НД:

Где hпв.= hдпв+∆hпн=444 кДж/кг;(температура питательной воды 104°С);

Gпв=1,005Gп=1,005·11,09=11,15 кг/с;

Тогда

tг.эк.= hг.эк./ср=186,03/1,0365=179,48 0С;

Принимаем температуру уходящих газов равную 120°С, тогда hух.г.=123,66 кДж/кг.

Расход сетевой воды через сетевой пучок при нагреве воды от tос= 70°С до температуры tпс= 110°С находим из уравнения теплового баланса сетевого пучка:

Dсв × срв× (tпс — tос) = Gг ×( h12 — hух)×hохл,

Dсв = (Gг ×(hг.эк. — hух)×hохл)/ (срв× (tпс — tос))=

= (80,4 ×(186,03 — 123,66)×0,98)/ (4,187× (110 — 70))= 29,32 кг/с= 105,552 т/ч

количество тепла отпускаемого сетевым пучком:

Qсп= Dсв × срв× (tпс — tос)= 105,552×4,187× (110 — 70)= 4914,03 кДж/с = 4,226 Гкал/час

КПД котла утилизатора найдем из следующего соотношения:

2.2 Расчет тепловой схемы ПТУ в составе УПГУ

Расчет тепловой схемы турбины ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 в составе УПГУ произведем по следующим этапам:

2.2.1 Составление балансов основных потоков пара и воды

Расход пара на паровую турбину, с учетом потерь:

G0=Gп — Gут= 2·11,01 — 0,333 = 21,86 кг/c.

При этом

Gут=αутGп= 0,015·2·11,01=0,333 кг/c.

Для УПГУ с отборами на Производство αут= 0,015.

Расход пара через проточную часть турбины с учетом протечек через уплотнения:

Gт=G0 — Gупл = 21,86 — 0,437= 21,42 кг/c.

Где Gупл= αупл· G0= 0,02·21,86=0,437 кг/c.

Определим расход добавочной воды:

Gдв= Gут+Gпр+Gпот. вн.= 0,333+ 0,04 + 6,945 = 7,318 кг/c.

Gпот. вн — потери конденсата на производстве, принимаем αок= 0,5, тогда

Gпот. вн= Gпр(1- αок)=13,89·(1-0,5)=6,945 кг/c.

2.2.2 Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме

Турбина ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 имеет противодавление 0,11 МПа, регулируемый производственный отбор 1 МПа. основные характеристики турбины сведены в таблицу:

Табл. 2.2.1

ПоказателиПР-6-3,4/1,0/0,1-1Номинальная мощность, кВт6000Частота вращения ротора, об/мин3000Параметры свежего пара (рабочий диапазон):абсолютное давление, МПа3,4 (3,1-3,6)температура, °С435 (420-445)Ном. абсолютное давление пара за турбиной (рабочий диапазон), МПа0,12 (0,07-0,25)температура пара за турбиной, номинал (рабочий диапазон), °С136 (113-195)Регулируемый отбор, номинал (рабочий диапазон):абсолютное давление, МПа1,0 (0,8-1,3)температура при ном. давлении, °С298 (276-327)величина отбора, т/ч50,0 (0-50,0)Номинальный расход пара при режимес отбором, т/ч67,5без отбора, т/ч41,1Струйный подогреватель: производительность по пару, кг/ч1100Химически очищенная вода:номинальное давление, МПа0,З5макс. температура, °С40расход, м3/ч20Масляная система:емкость масляного бака, м33,0поверхность охлаждения маслоохладителей, м210х2ном. температура охлаждающей воды, °С20ном. расход охл. воды на маслоохладители, м3/ч20х2Монтажные характеристики:масса турбины, т29,8*масса ротора турбины, т3,25масса в/п корпуса с диафрагмами, т8,5масса поставляемого оборудования, т37,8высота фундамента турбины, м5,0

процесс расширения в hs — диаграмме

Рис. 2.1 Процесс расширения пара в турбине ПР-6-3,4/1,0/0,1-1

Табл.2.2.2 параметры расширения пара в основных точках

т.0:to=4350CPo=3,4 МПат.0:to= 4330CP’о=3,3 МПаho=3306.55 кДж/кгт.1:tотб=2980CРотб=1 МПаhадотб=3047,42 кДж/кгhотб=3094,06 кДж/кгт.2:t2=319,60CP2= 0,98 МПаh2=3094,06 кДж/кгт.3:tк= ts =99,60CРк = 0,1 МПах = 0,939hадк= 2537,4 кДж/кгhк=2637,6 кДж/кг

При построении приняли .

2.3 Расчет теплообменных аппаратов

.3.1 Расчет расширителя непрерывной продувки

Так как турбина работает с барабанными котлами, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки. Представленный на рис 2.2.

Gp, hp«

в Д

Gпр, hпр

Gпр-Gр= G’пр, hp`

Рис.2.2 Расширитель непрерывной продувки

давление в расширителе:

По Рр находим: кДж/кг, кДж/кг.

По давлению в барабане котла Рбар=4,07 МПа находим hпр=h`бар=1092,92 кДж/кг. Принимаем КПД расширителя hр=0,98.

тепловой баланс расширителя:

где Gпр :

Тогда:

.3.2 Расчет сетевого подогревателя

Найдем энтальпию пара за турбиной. Для этого примем ηoi=0,82, в 0-ой точке h0=3305,07 кДж/кг, s0=6,974 кДж/кг·0С.

Тогда

Хкад = (s0 — sk)/(sk-sk),

Xkад = (6,974 — 1,303) / (7,358-1,303) = 0,939;

hkад=hk+ Xkад·rk=417,436+0,939·2257,51= 2531,57 кДж/кг.

Найдем hk

hk =hотб — ηoi·( hотб- hkад)= 3094,06-0,82·(3094,06-2537,4)=2637,6 кДж/кг

Составив уравнение теплового баланса для сетевого подогревателя ТУ:

Примем температурный напор 50С, тогда tс1=ts-5=950С.

Где Gксп=Gт-Gотб.п.=7,53 кг/c.

тепловая нагрузка подогревателя:

2.3.3 Расчет деаэратора питательной воды

Расчётная схема деаэратора питательной воды:

Рис. 2.3 Деаэратор питательной воды

Составим уравнение материального баланса:

где Gхво= Gупл + 0,5Gкп-отб + Gупл + 2·Gпр

Уравнение теплового баланса:

Тогда

Где hк=437,44 кДж/кг, при температуре конденсата 1000С;

Решив систему уравнений получаем:

Gспк=7,37 кг/c; Gотб=0,1769 кг/c.

2.3.4 Расчет деаэратора подпитки теплосетей

Величина подпитки теплосетей:

Gпод=0,02·(Gcв.сп+2·Gcв.ку)=0,02·(156,4+2·29,32)=4,3 кг/с.

tпод= t0.4ата=75,80С.

tд=(110+95)/2=102,5 0С;

tв=320С.

Составим уравнения теплового баланса и материального:

Решая систему уравнений получаем:

Уравнение смешения для определения температуры на входе в сетевую установку tос имеет вид:

2.4 Расчет мощности турбоустановки

Мощность турбины

котел утилизатор пар вода

3. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ показателей УПГУ.

Определим электрический КПД ПТУ:

Где Qэ — расход теплоты на выработку электроэнергии, МВт;

Q0 — расход теплоты в свежем паре на турбоустановку, МВт;

Qтуп-отб — теплота отпускаемая промышленному потребителю, МВт;

Qспту — теплота отпущенная противодавлением, МВт.

Найдем Qтуп-отб, Qспту:

Тогда

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии паровой турбины

КПД нетто УПГУ по отпуску электроэнергии:

Удельные выработки на тепловых потоках от УПГУ:

удельная выработка на тепловом потреблении от турбины:

удельная выработка на паре промышленного отбора:

;

удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении для всей ПГУ в целом:

Расходы топлива для ГТУ

принимаем bтэ=170 кг у.т./Гкал. Тогда

;

расход условного топлива ГТУ:

;

расход топлива на выработку электроэнергии можно определить по формуле:

;

Тогда удельный расход топлива на выработку электроэнергии определим по:

;

При ΔЭсн=5% NнеттПГУ=52,611 МВт:

;

При Раздельной схеме энергоснабжения принимаем:КЭСээ=320 г у.т./ кВт·ч;кот =160 кг у.т./Гкал. В этом случае:

затраты топлива на выработку электроэнергии будут равны:

;

затраты топлива на выработку тепловой энергии:

;

общий расход топлива при раздельной выработке энергии:

.

4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды в барабан котла при максимальной мощности установки с запасом 5%:

МПа;

.

Выбираем питательный насос по [3,таблица 5] типа ПЭ-100-53.

4.2 Конденсатные насосы

Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

Выбираем два рабочих насоса 50% производительности и один резервный типа Кс-12-50 по [3, таблица 5,8].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была рассчитана тепловая схема утилизационной парогазовой установки, включающей котел-утилизатор, газовую турбину STG-600 и паровую турбину типа ПР-6-3,4/1,0/0,1-1 с противодавлением.основные характеристики турбины представлены в таблице № 2.2.1.

Был произведен укрупненный расчет КУ, расчет параметров пара в процессе расширения пара в турбине в основных точках. Полученные данные сведены в таблицы №2.1 и №2.2.2.

В следствии расчетов получили следующие показатели:

— удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил ;

КПД брутто по выработке электроэнергии: ;

КПД нетто УПГУ по отпуску электроэнергии: .

ЛИТЕРАТУРА

·Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок: методическое пособие по дипломному проектированию для студентов специальностей 1 — 43 01 04 «тепловые электрические станции», 1-53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами»/С. А .Качан. -Мн.:БНТУ, 2007.−130с.

·Таблица «Термодинамические свойства воды и водяного пара».

·Малюшенко В.В., Михайлов А.К. энергетические насосы: Справочное пособие. — М.: Энергоиздат, 1981. — 200 с., ил.

Учебная работа. Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок