НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ МЭИ КАФЕДРА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

домашней работы 2

Дисциплина «Газотурбинные и парогазовые технологии на ТЭС»

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ

СХЕМЫ ДВУХКОНТУРНОЙ ПГУ-ТЭС

Макаревич Елена Владимировна,
к.т.н., доцент каф. «Тепловые электрические станции». Тел.: (495) 362-71-50,
E-mail:iufemia@mail.ru , MakarevichYV@mpei.ru

тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ электростанций, Изд-во МЭИ,

2000.
Методика расчета тепловых схем газотурбинных и парогазовых электростанций/ Цанев С.В., Буров В.Д., Соколова М.А., Торжков В.Е. – М.: Издательство МЭИ, 2004.- 48 с.
Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. – М.: Изд-во МЭИ, 2009.– 584 с.
Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.С. Земцов, А.С. Осыка; под ред. С.В. Цанева. — М.: Издательский дом МЭИ, 2011. — 428 c.
Выбор начальных параметров пара конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления : Учебное пособие по курсу "Парогазовые и газотурбинные установки электростанций" по направлению "Теплоэнергетика" / С. В. Цанев, В. Д. Буров, В. Е. Торжков, Моск. энерг. ин-т (МЭИ ТУ) . – М. : Изд-во МЭИ, 2004 . – 52 с.
Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов / Трухний А.Д. – М: Издательский дом МЭИ, 2013 – 648 с. ил.
Газотурбинные энергетические установки: учебное пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.С. Земцов, А.С. Осыка; под ред. С.В. Цанева. — М.: Издательский дом МЭИ, 2011.

Дополнительная литература:
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – М.: ЗАО «Энергосервис», 2003.
Повышение экологической безопасности тепловых электростанций / Абрамов А.И., Елизаров Д.П., Ремезов А.Н. и др.; Под ред. А.С. Седлова. М.: Изд-во МЭИ, 2001.
Паровые и газовые турбины. Сборник задач. /Под ред. Б.М. Трояновского, Г.С. Самойловича. - М.: Энергоатомиздат. 1987. А.Д. Трухний. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат. 1990.
Тепловые электрические станции. Учебник для вузов, В.Д.Буров, Е.В.Дорохов, Д.П.Елизаров и др. Под ред. В.М.Лавыгина, А.С.Седлова, С.В.Цанева. М.: Издательский дом МЭИ, 2009.
С.Л. Ривкин «Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив» / Справочник, Москва, Энергоатомиздат 1984, 104с.

сгорания 1 нм3 сухого газообразного топлива, м3/м3:
.
Объемный состав (м3/м3), продуктов

сгорания газообразного топлива может быть определен по следующим формулам:

,

– объемные содержания компонентов топлива, %;

– влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 м3 сухого газа, г/м3.
Принимаем 0 для всех топлив!

топлива:
Объемные доли продуктов сгорания:
Параметр  для газовой смеси известного состава

выражается уравнением:

Молекулярная масса продуктов сгорания:

.

СОСТАВЕ ПАРОГАЗОВОЙ ТЭС С ДВУХКОНТУРНЫМ КОТЛОМ-УТИЛИЗАТОРОМ

испарителя и т.д.) можно записать уравнение количества теплоты, передаваемой выхлопными

газами ГТУ пароводяному рабочему телу:

– расходы газов за ГТУ и пароводяного рабочего тела, кг/с;

– разности энтальпий, соответственно, газов и пароводяного рабочего тела, кДж/кг;

– средний коэффициент теплопередачи в «i-й» поверхности нагрева, [кВт/м2К];

– площадь «i-й» поверхности нагрева, м2;

– среднелогарифмический температурный напор в «i-й» поверхности нагрева, градус;

 – коэффициент сохранения теплоты в КУ ( = 0,995).

высокого и низкого давления с использованием «Q-t» диаграммы поверхностей нагрева

КУ

Предусмотреть установку ГВТО !!!

полной утилизации теплоты уходящих газов, принимаем минимальные температурные напоры на

«холодных» концах поверхностей нагрева испарителей ВД и НД: 1 и 2 в пределах 816 С. Это соответствует проведенным технико-экономическим расчетам и рекомендациям ведущих российских и зарубежных фирм и институтов. Расход пара в контурах ВД и НД рассчитывают по этим задаваемым напорам;

Контролируем температурный напор на горячем конце пароперегревателя ВД ПЕ  2030C; уменьшение величины ПЕ увеличивает металлоемкость пароперегревателя, его стоимость, аэродинамическое сопротивление котла-утилизатора. Вместе с тем, это позволяет повысить температуру перегретого пара. Давление пара и его температура являются «сопряженными» начальными параметрами, и их выбор должен обеспечить допустимую влажность пара в последних ступенях паровой турбины.
Контролируем температуру уходящих газов за КУ. С ее понижением улучшаются энергетические показатели ПГУ, но значительно увеличивается суммарная поверхность нагрева. Обычно добиваются того, чтобы:

 80100C при сжигании природного газа,

 120125oС при сжигании жидкого газотурбинного топлива.

Для предотвращения коррозии хвостовых поверхностей нагрева КУ принимают температуру конденсата на входе в котел 5560 С.

сопротивление пароперегревателя, что позволяет определить температуру насыщения в барабане котла-утилизатора,

принимаем 0,2-0,4 МПа :
задаемся температурным напором на «горячем» конце пароперегревателя (по исходным данным)
задаемся температурным напором на «холодном конце испарителя» :
задаемся некоторым запасом по температуре воды за экономайзером (защита от вскипания жидкости)

=(1,11,15)

;

Основные допущения и ограничения для контура НД:
гидравлическое сопротивление пароперегревателя, что позволяет определить температуру насыщения в барабане котла-утилизатора, принимаем 0,04-0,05 МПа :

ВД котла-утилизатора, определяем из соотношения (без учета продувки из барабана

ВД):

=(1,11,15)

Аналогично проводится расчет контура низкого давления

материального балансов деаэратора питательной воды и газового подогревателя конденсата КУ

(ГПК). Деаэратор питается обычно паром из коллектора НД котла, что позволяет оценить давление в деаэраторе :

(0,950,9)

При расчете деаэратора принимаем температуру воды за ГПК котла-утилизатора, чтобы обеспечить устойчивую работу деаэратора.

ГПК:

Д:

содержанием кислорода О2 < 10 мкг/кг. Деаэрацию можно осуществить в

конденсаторе, деаэраторе питательной воды или в обоих этих элементах тепловой схемы.

Возможны несколько технических решений:
создается водяной деаэраторный контур (испаритель деаэратора), где вырабатывается определенное количество пара. Давление в контуре определяется тепловой нагрузкой этого испарителя в зависимости от расхода и температуры газов перед ним. Работа деаэратора на пароводяной смеси может создать определенные трудности, что отражается на его конструкции;
питание паром деаэратора из магистрали пара низкого давления;
питание паром из отбора паровой турбины, что может снизить экономичность ПГУ.

с двухконтурным котлом-утилизатором (КУ) с газовым подогревателем конденсата (ГПК) и

газоводяным теплообменником (ГВТО). Предусмотреть деаэратор питательной воды, питательный насос, конденсатный насос, паротурбинную установку с конденсатором, а также насос рециркуляции воды на входе конденсата и сетевой воды в КУ;
Выполнить расчет теплофизических свойств газов ГТУ;
Выполнить расчет тепловых балансов элементов КУ с составлением Q,T – диаграммы теплообмена. Совместить эти расчеты с тепловым и материальным балансами деаэратора;
Заполнить таблицу 1.1 (Результаты теплового расчета КУ) и составить Q-t диаграмму.

СОСТАВЕ ПГУ-ТЭС
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ

КУ
С – сепаратор; ЦАД, ЦНД – соответственно цилиндр высокого и

низкого давления; 1-7 точки расчетов параметров пара в проточной части паровой турбины

Представление процесса расширения пара в проточной части паровой турбины, сходящей в состав ПГУ с КУ

его расширения, определены с учетом сопротивления стопорно-регулирующих клапанов.
Параметры пара

в точке «5» получены из баланса потоков среды (с учетом ее теплосодержания) со стороны расширяющегося в первой части ЦВД потока пара высокого давления (точка «2») и со стороны подводимого из котла-утилизатора пара низкого давления (точка «4»).
В интервале «5-6» процесс расширения пара определяют с учетом потерь от влажности, линия «6-7» характеризует процесс сепарации в сепараторе влаги.
На интервале «7 - ...к» процесс расширения пара в ЦНД построен также с учетом потерь от влажности пара и потери с выходной скоростью.

ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ ПРОЦЕССА

аналогичны паровым турбинам ТЭС. Они при меньшем располагаемом теплоперепаде за

счет более низких значений давления и температуры водяного пара на входе обычно выполняются двухцилиндровыми.


При этом для турбин двух давлений в цилиндре высокого давления выделяется проточная часть высокого (ЧВД) и среднего (ЧСД) давлений, разделение между которыми осуществляется камерой смешения. Поскольку к данным турбинам предъявляются высокие требования по экономичности, то они выполняются с дроссельным парораспределением, исключающим наличие регулирующей ступени. Большинство режимов эксплуатации осуществляются на основе скользящих параметров свежего пара.

Главной особенностью тепловой схемы паротурбинной установки ПГУ является отсутствие системы регенеративного подогрева конденсата и питательной воды. В этой связи в конструкциях паровых турбинах ПГУ не предусмотрена организация нерегулируемых отборов пара.
В тепловой схеме обычно присутствуют охладители пара из концевых уплотнений (ОУ) турбины.

ЦВД до смешения пара определяют по приближенной эмпирической формуле:
vСР =

0,5(v0 + vZ), м3/кг – средний удельный объем пара группы средней ступени Z в ЦВД до смешения, определяемый с использованием h,S – диаграммы;

, кДж/кг – располагаемое (изоэнтропийное) теплопадение группы ступеней Z ЦВД до смешения.

ВЛ – коэффициент учета влияния средней влажности на величину 0i в зависимости от конструкции проточной части (ВЛ = 0,10,2);
y0, yZ – влажность пара в начале и в конце группы ступеней Z.

Теплопадение пара в ЦВД до смешения, кДж/кг

2. Внутренний относительный КПД проточной части ЦНД определяют по приближенной эмпирической формуле:

Поправочный коэффициент влажности пара

«ЛМЗ»
Потери с выходной скоростью пара в зависимости от объемного расхода
КПД

последней ступени в зависимости от объемного расхода

влаги)
=0,250,30 МПа;
Давление в конденсаторе паровой турбины 4 –

5 кПа

Степень сухости пара после сепаратора влаги

Потери давления в стопорно-регулирующих клапанах на потоках пара высокого и низкого давления

Потери давления в ресиверах на тракте ЦВД - сепаратор – ЦНД

.

Целью расчета тепловой схемы паротурбинной установки в составе ПГУ является определение электрической нагрузки турбогенератора в соответствии с поступающим из котла паром

ПГУ-ТЭЦ:

,
Коэффициент использования теплоты топлива (брутто):

,
Удельный расход условного топлива

(брутто) на единицу вырабатываемой электроэнергии, г/(кВтч):

,

Удельный расход условного топлива (брутто) на единицу вырабатываемой тепловой энергии, кг/(Гкал):

,

КПД 0i ЧВД и ЧНД паровой турбины и построить процесс

расширения пара в ПТ в h,s-диаграмме. Составить энергетическое уравнение паротурбинной установки и определить ее электрическую мощность;

Определить энергетические показатели ПГУ-ТЭС (представить в виде таблицы):
общую электрическую мощность ПГУ-ТЭС;
общую тепловую мощность ПГУ-ТЭС;
коэффициент использования теплоты топлива;
КПД производства электроэнергии ПГУ-ТЭС брутто;
удельный расход условного топлива на единицу вырабатываемой электрической энергии ПГУ-ТЭС

ВЫПОЛНЕНИЕ КМ-4