Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800

1 ВЫБОР ТИПА И КОЛЛИЧЕСТВА

ТУРБИН И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

На дипломное проектирование для покрытия электрической и тепловой нагрузок необходимо выбрать турбину К800240. На ГРЭС установлено четыре турбины.

1.1 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ

1.1.1 Начальные параметры пара

=23,5Мпа

=540С

1.1.2 Давление пара после промперегрева

=3,34Мпа

=540С

1.1.3 Конечное давление пара

=0,0034МПа

1.1.4 Температура питательной воды

=274С

1.1.5 Давление пара в нерегулируемых отборах

P₁=6,05МПа

Р₂=3,78МПа

Р₃=1,64МПа

Р₄=1,08МПа

Р₅=0,59МПа

Р₆=0,28МПа

Р₇=0,11МПа

Р₈=0.02Мпа

1.1.6 Максимальный расход пара на турбину

=2650 т/ч

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

1.2 ВЫБОР ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

Паропроизводительность котельной установки определяется по максимальному расходу пара через турбину с учётом запаса и собственных нужд.

где:  максимальный расход пара через турбину

=2650 [Т/ч]

 собственные нужды

=0,03

 запас

=0,02

[Т/ч]

Выбираем котёл типа Пп-2650-255ГМ.

Технические характеристики котла.

Паропроизводительность =2650 [Т/ч]

Давление перегретого пара Pпп=25МПа

Давление промежуточного перегрева P=3,62МПа

Температура перегретого пара tпп=545 C

Расход пара через вторичный пароперегреватель

[Т/ч]

Температура питательной воды tпв=274C

Энтальпия пара =3324 [кДж/кг]

Энтальпия питательной воды =1148,06 [кДж/кг]

Энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель =2928[кДж/кг]

Энтальпия пара на выходе из вторичного пароперегревателя

=3544[кДж/кг]

Для данной ГРЭС выбираем четыре котла Пп-2650-255ГМ, по одному на каждый блок.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2. ОПИСАНИЕ СХЕМЫ СТАНЦИИ

ГРЭС установлена в городе Кировске. Основное топливо ГРЭС тАУ газ. Резервное тАУ мазут. Электрическая мощность =3200 МВт. Тепловая нагрузка ГРЭС =1900 ГДж/ч.

На ГРЭС установлено четыре турбины типа К-800-240. начальные параметры пара ГРЭС =23,5 Мпа; =540В°С. Параметры пара после промперегрева: =3,34Мпа; =540В°С. ГРЭС выполнена блочной. Максимальный расход пара на 1 блок равен 2650 т/ч. На каждую турбину устанавливается котел типа Пп-2650-255ГМ. Каждый турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей, один из которых основной, а другой пиковый. Нагрев сетевой воды в сетевой установке производится до 150В°С в зимнее время года. Система ГВС закрытая. Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из четырёх ПНД и трёх ПВД, в которых производится нагрев основного рабочего тела до температуры питательной воды =274В°С. Основной конденсат и питательная вода нагреваются в регенеративных подогревателях паром из отборов турбины. Дренажи ПВД-8 и ПВД-7 каскадно сливаются в смеситель. Дренаж ПВД-6 поступает в ПНД-4. Каскад дренажей ПНД завершается в смешивающем ПНД-2. Пар после прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор. Для каждой турбины устанавливается конденсатор типа 800 КЦС-2 ( 3 шт. ) , где пар конденсируется и конденсатным насосом подается в регенеративную систему.

Питательный насос установлен с турбоприводом.

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ДРЕНАЖЕЙ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА ПОСЛЕ ПВД И ПНД

Принять потери давления в трубопроводе отборного пара =5%;

Недогрев на ПВД и ПНД-5С;

Недогрев в смесителе-10С;

2.1.1 Температура и энтальпия основного конденсата в системе регенеративного подогрева низкого давления.

Энтальпия конденсата при давлении в конденсаторе

^{=0,3410-2 МПа;кДж/кг;}

=26С

Температура основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4; соответственно:

=60С; =102С; =128С; =155С;

Энтальпия основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4 соответственно:

^кДж/кг

^кДж/кг

^кДж/кг

^кДж/кг

2.1.2 Температура и энтальпия питательной воды в системе регенеративного подогрева высокого давления.

Температура питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно:

=199С; =243С; =274С

Энтальпия питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно:

=834 кДж/кг, =1018 кДж/кг, =1148 кДж/кг

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.2 РАiЕТ ПОВЫШЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ В ПИТАТЕЛЬНОМ НАСОСЕ

^[]

где:

удельный объем воды кг/м³;

^{давление питательной воды на входе и выходе из насоса [МПа];}

^{КПД насоса;}

С - теплоемкость воды [кДж/кг];

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.3 РАiЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ

Схема сетевой установки

, ^кДж/кг

В т/с

ПСП

Р_ВО=1,08МПа

^кДж/кг

^кДж/кг

ОСП

Р_НО=0,16МПа

^кДж/кг

^кДж/кг

В конденсатор

^{Из т/с}

Рис 2.1

Расход сетевой воды

^[т/ч]

Где:

- количество тепла из отбора

С - теплоемкость воды [кДж/кг];

^[т/ч]

^С

^С

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.3.1 Расход пара на пиковый сетевой подогреватель.

Расход пара на пиковый сетевой подогреватель, подключенный к четвертому отбору при покрытии ПСП 50%.

[ГДж/ч]

Где:

- количество тепла на пиковый сетевой подогреватель.

- количество тепла на блок.

ГДж/ч;

[т/ч]

=93,8 т/ч=26 кг/с

2.3.2 Расход пара на основной сетевой подогреватель.

Расход пара на основной сетевой подогреватель, подклю-ченный к шестому отбору.

;

ГДж/ч;

кг/c =96,4 т/ч=26,8 кг/c

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.4 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ

Процесс расширения пара разбиваем на три отсека:

 отсек: от начального давления пара до промежуточного

перегрева.

 отсек: от промежуточного перегрева до верхнего отопительного отбора.

 отсек: от верхнего отопительного отбора до конечного давления.

Значения по отсекам:

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.5 ПАРАМЕТРЫ ПАРА ИВОДЫ

Таблица 2.1

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.6 РАiЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА

Расход свежего пара на турбину принимаем за единицу Д₀=1, остальные потоки пара и воды выражаются в долях от Д₀

Расход питательной воды Д_пв=Д₀+Д_ут

Разделив это выражение на Д₀, получим _пв=1+_ут,

где: _ут=Д_ут/Д₀=0,01 тАУ величина утечек

_пв=1+0,01=1,01

Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса.

;

где: кДж/кг;

и - давление на выходе и входе питательного насоса

соответственно

=0,0011м/кг тАУ среднее значение удельного объёма

питательной воды

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

;

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.7 РАiЕТ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

Схема включения

подогревателей высокого давления

кДж/кг

С

ПВД-8

Д₁ кДж/кг

С В°С

кДж/кг кДж/кг

ПВД-7

Д₂ кДж/кг

В°С В°С

кДж/кг кДж/кг

В смеситель

ПВД-6

Д₃ кДж/кг

В°С

кДж/кг кДж/кг

В°С

Рис 2.3

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.7.1 Расход пара на ПВД-8

=0,081Д

2.7.2 Расход пара на ПВД-7

=

2.7.3 Расход пара на ПВД-6

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.8 РАiЕТ СМЕСИТЕЛЯ

Схема включения смесителя

Д₁+Д₂ Д₅

кДж/кг ПНД-4

Д_К2

ПВД-6 кДж/кг

Д₃

Д_ТП

кДж/кг

кДж/кг

В конденсатор

Рис 2.4

Энтальпия питательной воды за питательным насосом

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

кДж/кг

кДж/кг

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Расход основного конденсата за ПНД-4

тогда

кДж/кг

кДж/кг тАУ энтальпия питательной воды за питательным насосом.

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.9 РАiЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

Схема включения подогревателей низкого давления

ПНД-4 ПНД-3 ПНД-2 ПНД-1

кДж/кг кДж/кг кДж/кг

Д₅ Д₆ Д₇ Д₈

^{кДж/кгкДж/кг}кДж/кг кДж/кг

Дк

Д0

кДж/кгкДж/кг кДж/кг

Дк=1,02-Д1-Д2 Д3+Д5 Д3+Д5+Д6

Рис 2.5

2.9.1 Расход пара на ПНД-4

=0,036Д

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.9.2 Расход пара на ПНД-3

2.9.3 Расход пара на ПНД-2

2.9.4 Расход пара на ПНД-1

=-Д8

Д8==0,039Д

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ

2.10.1 Подсчет коэф. недовыработки мощности паром отборов.

Коэф. первого отбора на ПВД-8

Коэф. второго отбора на ПВД-7

Коэф. третьего отбора на ПВД-6

Коэф. четвертого отбора на ПСП

Коэф. пятого отбора на ПНД-4

Коэф. шестого отбора на ПНД-3 и ОСП

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Коэф. седьмого отбора на ПНД-2

Коэф. восьмого отбора на ПНД-1

Коэф. недовыработки мощности паром, идущим на турбопривод

2.10.2 Расход свежего пара на турбину.

Сумма произведений долей расхода пара в отборы на коэф. недовыработки мощности этими отборами

кг/с

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Таблица 2.2

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.2

отбор	Расход пара в долях, Д	y	yД	Расход пара Д, кг/с
1 ПВД-8	0,08	0,804	0,064	54,48
2 ПВД-7	0,1	0,746	0,0746	68,1
3 ПВД-6	0,039	0,618	0,024	26,55
3 Турбопривод	0,0505	0,549	0,0277	34,3
4 ПСП		0,546		6,72
5 ПНД-4	0,036	0,451	0,016	24,5
6 ОСП		0,354		6,9
6 ПНД-3	0,034	0,354	0,012	23,15
7 ПНД-2	0,044	0,249	0,011	31,32
8 ПНД-1	0,039	0,116	0,0046	27,5
Конденсатор				377,7
Всего				303,5

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.10.3 Определение расходов пара в отборы.

На: ПВД-8

ПВД-7

ПВД-6

Турбопривод питательного насоса

ПСП

ПНД-4

ОСП

ПНД-3

ПНД-2

ПНД-1

Конденсационный поток пара

кг/с

=681-54,48-68,1-26,55-34,3-24,5-23,15-31,32-27,5-26,8-26=377,7кг/с

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.11 ПРОВЕРКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ ПО БАЛАНСУ МОЩНОСТЕЙ

Мощность потоков пара в турбине:

первого отбора

второго отбора

третьего отбора

четвертого отбора

пятого отбора

шестого отбора

седьмого отбора

восьмого отбора

мощность потоков пара турбопривода

мощность конденсационного потока

сумма мощностей потоков пара в турбине

мощность на зажимах генератора

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ

Погрешность расчетов не превышает допустимую величину

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

3 Выбор вспомогательного

оборудования тепловой схемы станции

3.1 Выбор комплектного оборудования

3.1.1 Выбор конденсатора:

К-800КЦС-2 (3 штуки).

3.1.2 Выбор эжектора:

ЭВ-4-1100 (3 штуки)

3.1.3 Выбор маслоохладителей:

М-540 (3 штуки)

3.1.4 Выбор подогревателей схемы регенерации

По нормам технологического проектирования производительность и число подогревателей определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов пара при этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя (за исключением деаэратора).

Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной.

Табл.3.1

Подогреватели поверхностного типа

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

Табл.3.2

Подогреватели смешивающего типа

3.2 Расчёт и выбор конденсатных и питательных насосов оборудования теплофикационной установки.

3.2.1 Выбор конденсатных насосов

В соответствии с НТП конденсатный насос выбирается по максимальному расходу пара в конденсатор и соответствующему напору.

Где:

- расход пара на турбину

=2650 т/ч

- суммарный расход пара на регенеративные отборы

=1005т/ч

=1,1(2650-1005)=1809,5 т/ч

В соответствиями с рекомендациями [1] принимаются конденсатные насосы: КсВ-1000-95 (первый подъём)

ЦН-1000-220 (второй подъём)

Характеристики конденсатного насоса первой ступени

Подача V=1000 []

Напор H=95 [м]

Допустимый кавитационный запас 2,5м

Частота вращения n=1000 [оборотов/мин.]

Мощность N=342 [кВт]

КПД насоса =76%

Характеристики конденсатного насоса второй ступени

Подача V=1000 []

Напор H=220 [м]

Частота вращения n=2975 [оборотов/мин.]

Принимается три насоса: 2 в работе и один в резерве (на каждую ступень).

ДП 1005 495 ПЗ

N документа

3.2.2 Выбор питательных насосов

В соответствии с НТП питательные насосы на блоках СКД выбираются по подаче питательной воды и давлению.

Г

Вместе с этим смотрят:

11-этажный жилой дом с мансардой

14-этажный 84-квартирный жилой дом

16-этажный жилой дом с монолитным каркасом в г. Краснодаре

180-квартирный жилой дом в г. Тихорецке

2-этажный 3-секционный 18-квартирный жилой дом в г. Мирном