Главная | Обратная связь

СОСТАВЛЕНИЕ УПРОЩЕННОЙ ПТС И ЕЁ РАСЧЁТ

Кафедра «Тепловые электрические станции»

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

По дисциплине «Турбины ТЭС и АЭС»

На тему «Расчет паровой турбины К-200-130»

 

 

Выполнил:

студент ЗФ, 4 курс,

группа № 2, спец. 140101

Лямзин А.А.

 

 

Проверил: Авинов В.В.

 

Самара 2012

 

 

Содержание

 

1. Цели и задачи проекта
2. Исходные данные
3. Выбор прототипа и его изучение

4. Составление упрощенной ПТС и ее расчет

4.1. Построение процесса расширения пара в турбине в iS - диаграмме

4.2. Определение параметров в отборах, подогревателях

4.3. Определение долей отборов

4.4. Определение расходов пара, воды и тепла

 

 

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПРОЕКТА

Основной целью курсового проектирования является закрепление знаний, полученных на лекционных, практических и лабораторных занятиях по курсу « Турбины ТЭС и АЭС».

При выполнении курсового проекта ставятся следующие задачи:

изучение тепловой схемы современного энергоблока с последующим расчётом;

детальное ознакомление с современными методами тепловых и прочностных расчётов, в том числе с применением ЭВМ;

изучение конструктивных особенностей основных элементов современных паровых турбин;

знакомство с некоторыми проблемными вопросами проектирования, доводки и эксплуатации современных паровых турбин;

закрепление навыков грамотного и аккуратного оформления расчётно-пояснительной записки и графической части проекта.

 

ИСКОДНЫЕ ДАННЫЕ ПО ПРОЕКТУ

Исходные данные для выполнения курсового проекта: К-200-130

номинальная мощность турбоагрегата = 291 МВт;

начальное давление пара 20.6 МПа;

начальная температура пара 551°С;

температура промперегрева 551°С;

конечное давление пара 0,004 МПа;

температура питательной воды 261°С;

давление в деаэраторе 0,6 МПа.

Кроме этого в задании на проектирование указывается тип турбины, цилиндр турбины для проектирования и вычерчивания

 

ВЫБОР ПРОТОТИПА

По заданным значениям номинальной мощности агрегата, начального давления Ро и начальной температуры tо подбирается прототип турбоустановки, имеющей значения параметров, близкие к заданным.

Принципиальная тепловая схема для теплового расчета К-200-130 приведена на рис. 1.

t₀ p₀

ЦВД ЦСД ЦНД

P_пп^/

Р_к

П.П. Р_пп^//

П. Г. Д

 

ПЭН КЭН

П2

П8 П7 П6 П4 П3 ПС П1

СлН в конденсатор

Турбина имеет три цилиндра: ЦВД, ЦСД, ЦНД, причем последний выполнен двухпоточным. Парораспределение свежего пара — сопловое при наличии одновенвеечной регулирующей ступени. После ЦВД предусмотрен промежуточный перегрев пара. Турбина имеет восемь отборов: два — из ЦВД, четыре — из ЦСД и два — из ЦНД.

Нагрев питательной воды и конденсата осуществляется в восьми регенеративных подогревателях: трех ПВД, четырех ПНД и деаэраторе. Последний питается паром из самостоятельного отбора, причем предусмотрена возможность перевода деаэратора при пониженных нагрузках турбины на питание из отбора на ПВД П6.

Питательный насос имеет электропривод.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей осуществляется по каскадной схеме: из подогревателей высокого давления — последовательно в деаэратор, из ПНД П4 в ПЗ, затем в П2. Из последнего - сливным насосом дренаж подается в трубопровод за П2. Из подогревателя П1 и расположенного за ним сальникового подогревателя дренаж сливается в основной конденсатор.

Подогреватели П8, П7, П6 и П4 выполнены с охладителями пара и охладителями дренажа. Пар из уплотнений турбины направляется последовательно в деаэратор, ПНД П2 и в сальниковый подогреватель.

 

СОСТАВЛЕНИЕ УПРОЩЕННОЙ ПТС И ЕЁ РАСЧЁТ

Тепловой расчет делится на такие последовательные этапы.

1. Построение процесса расширения пара в турбине в is-диаграмме включает в себя определение параметров на входе и выходе из всех цилиндров турбины и построение идеальных и реальных процессов расширения пара в них.

2. Определение параметров в отборах и подогревателях состоит в нахождении температур, давлений и энтальпий пара в отборах турбины, давлений и температур насыщения в подогревателях, температур и энтальпий питательной воды и конденсата по всему тракту регенеративного подогрева.

3. Составление тепловых балансов подогревателей проводится последователь- но для всех подогревателей, начиная с верхнего. На основе балансов определяются доли расхода пара в отборах и подогревателях, доли расхода воды по тракту подогрева.

4. Определение расходов пара, воды и тепла включает оценку распределения теплопадений по отсекам турбины, нахождение расхода пара на турбину и в отборах, расхода тепла и КПД турбоустановки.

Тепловая электрическая станция (ТЭС) представляет собой энергетическую установку, служащую для преобразования теплоты, выделяемой при сжигании органического топлива (угля, нефти, газа и др.), в электрическую энергию.

По технологической структуре ТЭС делятся на блочные и неблочные. При блочной структуре ТЭС каждая ее турбина питается паром только от относящегося к ней парогенератора (моно-блок), иногда от двух парогенераторов (дубль-блок). Тепловые электрические станции, представляющие собой совокупность отдельных энергоблоков, являются более дешевыми и простыми в управлении и автоматизации. Современные конденсационные электростанции (начиная с мощности турбоагрегата 150 МВт и выше), как правило, с промежуточным перегревом пара, имеют блочную структуру.

Конденсационные электростанции (КЭС) с начальным давлением 9 МПа и ниже и ТЭЦ с давлением 13 МПа и ниже не имеют промежуточного перегрева и отличаются неблочной структурой, при которой магистрали свежего пара и питательной воды являются общими для всех парогенераторов.

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции включает основное (парогенератор, турбина, генератор) и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, с помощью которого осуществляется преобразование тепла в электрическую энергию. При одинаковых энергоблоках с блочной структурой ПТС станции сводится к принципиальной тепловой схеме энергоблока. При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые турбоустановки и одинаковые парогенераторы, ПТС также сводится к принципиальной тепловой схеме одного агрегата.

Рассмотрим принципиальную тепловую схему энергоблока ТЭС на примере паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара (рис. 1).

Острый перегретый пар с параметрами Р_о, t_o из парогенератора (ПГ) по паропроводу направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины, где расширяется до давления Р_пп. После ЦВД пар отводится в промежуточный пароперегреватель (ПП), расположенный в ПГ, где температура его увеличивается за счет теплоты сгоревшего топлива, как правило, до температуры острого пара t_o. Вторично перегретый пар с давлением Р¢¢_ПП и температурой t_o поступает в цилиндр среднего давления (ЦСД) турбины и из него в цилиндр низкого давления (ЦНД), который на схеме (рис. 1) выполнен двухпоточным. Во всех цилиндрах турбины происходит расширение пара, сопровождающееся понижением давления и температуры. При этом в турбине осуществляется преобразование потенциальной энергии пара в механическую энергию вращения ротора, которая через вал передается в электрогенератор (ЭГ), где преобразуется в электрическую энергию.

После турбины пар с давлением Рк направляется в конденсатор К, где отдает свое тепло охлаждающей циркуляционной воде и при этом сам превращается в воду-конденсат. Последний конденсационными насосами (КН) подается в регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД) П1, П2, ПЗ и П4, в которых нагревается паром, отбираемым из ЦНД и ЦСД турбины. После П4 конденсат направляется в деаэратор (Д), где освобождается от агрессивных газов и дополнительно нагревается. Из деаэратора конденсат подается в питательный электронасос (ПЭН), откуда с повышенным давлением прокачивается через подогреватели высокого давления ,(ПВД) П6, П7 и П8, где подогревается паром, отобранным из турбины, и с температурой t_П.В направляется в парогенератор.

Рассмотрим структуру тепловой схемы блока.

В основное оборудование входят парогенератор и турбоагрегат, паропроводы свежего пара и промежуточного перегрева.

Парогенераторы бывают с естественной циркуляцией (барабанные) и прямоточные. Первые применяются только при докритических давлениях пара, вторые — как при докритических, так и при сверхкритических.

Турбоагрегат состоит из турбины, разделенной, как правило, на несколько цилиндров (последние могут иметь два и более потоков пара), и электрогенератора, связанного с ней через вал. Мощность агрегата и начальные параметры острого пара указываются в ГОСТ 3618—81.

Промежуточный перегрев пара вводится для повышения тепловой экономичности энергоблока и, кроме того, для повышения надежности и экономичности работы части низкого давления турбины, так как при этом уменьшается влажность пара, проходящего через последние ступени ЦНД.

Регенеративная установка турбоагрегата служит для подогрева конденсата и питательной воды отборным паром турбины. Этот подогрев значительно повышает тепловую экономичность энергоблока благодаря тому, что тепло конденсации пара регенеративных отборов не теряется в конденсаторе, а передается конденсату и питательной воде, возвращаемым в цикл.

Установка состоит из поверхностных подогревателей низкого и высокого давления, охладителей эжекторов, сальниковых подогревателей, трубопроводов отборов, трубопроводов конденсата греющего пара, сливных насосов.

Подогреватели подразделяются на поверхностные и смешивающие. В подогревателях поверхностного типа конденсат или питательная вода прокачивается по стальным или латунным трубкам, расположенным в общем цилиндрическом корпусе, а греющий пар омывает трубки снаружи, конденсируясь при этом на поверхности трубок.

В подогревателях смешивающего типа питательная вода или конденсат непосредственно соприкасаются с греющим паром. Причем пар конденсируется при температуре насыщения, соответствующей давлению в подогревателе, и, отдавая воде тепло, нагревает ее практически до температуры насыщения. Поэтому с точки зрения тепловой экономичности смешивающие подогреватели обеспечивают наибольший эффект от регенерации. Недостаток их заключается в том, что для каждого такого подогревателя необходима установка перекачивающего насоса, чтобы подогретая вода могла поступать в последующие элементы схемы с повышенными давлениями. Применяются смешивающие подогреватели в основном в качестве подогревателей низкого давления.

На отечественных тепловых электростанциях ПНД служат для подогрева воды, поступающей в деаэратор, а ПВД — для подогрева воды после питательных насосов. И те и другие подогреватели — чаще всего поверхностного типа. В тепловых схемах станций смешивающими подогревателями являются деаэраторы.

Подогрев конденсата, дренажей и добавочной воды с низкой температурой перед деаэратором необходим для того, чтобы средняя температура воды, поступающей в колонку деаэратора, была на 10—15°С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению деаэратора. При этом условии обеспечивается максимальное удаление газов из воды.

Подогреватели низкого давления с водяной стороны находятся под сравнительно низким давлением, создаваемым конденсатными насосами и равным 0,69—2,45 МПа. Давление питательной воды или конденсата должно превышать давление греющего пара, чтобы избежать парообразования и гидравлических ударов в трубных системах.

Подогреватели высокого давления с водяной стороны находятся под давлением воды питательных насосов; в условиях отечественных ТЭС давление воды составляет от 5,9 до 39,3 МПа, температура — от 150 до 270°С.

С целью повышения тепловой экономичности процесса передачи тепла от отборного пара к питательной воде и конденсату, ПВД и верхние (по пару) ПНД выполняют состоящими из трех частей: охладителя пара (ОП), собственно подогревателя (СП) и охладителя дренажа (ОД). В ОП осуществляется охлаждение перегретого отборного пара и дополнительный нагрев воды после собственно подогревателя, так что температура ее доводится до величины, на 2—3°С ниже температуры насыщения. При отсутст­вии ОП этот недогрев составляет ~5°С.

В собственно подогревателе греющий пар конденсируется; температура его на выходе равна температуре насыщения при данном давлении. В охладителе дренажа за счет передачи тепла питательной воде происходит снижение температуры конденсата греющего пара на 13—15°С, благодаря чему уменьшается вытеснение нижележащих отборов и соответственно увеличивается эффект от регенерации. Охладители пара и охладители дренажа могут выполняться как выносными, так и встроенными в корпус подогревателя.

При наличии промежуточного перегрева пара один из подогревателей целесообразно питать паром из холодной нитки промперегрева. Причем нагрев воды в этом подогревателе должен быть гораздо большим (в 1,5—1,8 раза), чем в остальных подогревателях. А охладитель дренажа этого подогревателя должен снижать температуру до величины, на 35—40°С ниже температуры насыщения в подогревателе (у остальных подогревателей — на 13—15°С). Эти условия обеспечивают увеличение тепловой экономичности турбоустановки.

В тракт низкого давления регенеративного подогрева наряду с ПНД включаются вспомогательные подогреватели: охладители эжекторов, сальниковые охладители, сальниковые подогреватели (СП, см. рис. 1). Все они являются рекуперативными теплообменными аппаратами, в которых основному конденсату передается тепло конденсации отработавшего пара пароструйных эжекторов и пара, отсасываемого из конечных и промежуточных камер концевых уплотнений турбины.

Через вспомогательные подогреватели пропускается только часть основного конденсата во избежание их повышенного гидравлического сопротивления.

Для удаления конденсата греющего пара (дренажа) из поверхностных подогревателей используется каскадная схема слива, при которой дренаж последовательно сливается из каждого подогревателя в соседний, имеющий меньшее давление. Из ПВД слив, как правило, осуществляется в деаэратор. Из ПНД дренаж сливается последовательно во второй (по ходу основного конденсата) подогреватель П2, забирается оттуда сливным насосом (СН, см. рис. 1) и подается в линию основного конденсата за П2. Из П1 и вспомогательных подогревателей дренаж сливается в конденсатор, где он деаэрируется и вместе с основным турбинным конденсатом может пропускаться через конденсатоочистку для освобождения от продуктов коррозии.

Протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины из различных отсеков уплотнений отводятся обычно в один из ПВД, в деаэратор, в один из ПНД и в сальниковый подогреватель (СП).

Деаэрационная установка предназначена для удаления из питательной воды растворенных в ней агрессивных газов (кислорода и углекислого газа), вызывающих коррозию оборудования.

Деаэрация осуществляется при нагреве воды до температуры кипения, соответствующей давлению парогазовой среды над поверхностью воды.

Деаэрационная установка состоит из деаэрационных колонок смешивающего типа, расположенных над баками-аккумуляторами питательной воды, системы трубопроводов воды, греющего пара, уравнительных трубопроводов (по пару и воде) и др.

Включение деаэратора в тепловую схему осуществляется двумя способами: в качестве самостоятельной ступени регенеративного подогрева воды, как показано на схеме (рис. 1), или в виде предвключенного деаэратора. В последнем случае деаэратор присоединяют через дроссельный регулирующий клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу воды ПВД.

При самостоятельном отборе на деаэратор предусматривается возможность перевода его при пониженных нагрузках турбины на питание из отбора с более высоким давлением.

Независимо от схемы включения, давление в деаэраторе обычно поддерживается постоянным при любой нагрузке турбины (равным 0,588 или 0,686 МПа) путем регулирования подвода пара к деаэрационной колонке.

Питательная установка включает в себя питательные турбо- и электронасосы, трубопроводы питательной воды и вспомогательное оборудование: бустерные насосы, системы маслоснабжения, охлаждения подшипников и двигателей, уплотнения сальников. Установка служит для питания парогенератора питательной водой.

При мощности турбоагрегата 150—200 МВт может применяться как электро-, так и турбопривод питательного насоса. При меньших мощностях применяется, как правило, электропривод, при больших — турбопривод, который может выполняться практически на любые требующиеся мощности и просто решает проблемы быстроходности и регулирования оборотов.

Турбину привода целесообразно питать паром из отбора главной турбины после промежуточного перегрева. Турбопривод может быть конденсационным (в этом случае выхлоп осуществляется в собственный конденсатор привода с давлением 0,004 — 0,007 МПа) и противодавленческим, при котором пар из турбопривода направляется в один из подогревателей низкого давления.

Выбор типа турбопривода определяется, в основном, топливом: при дорогом топливе выгоднее применить конденсационный турбопривод, при дешевом — противодавленческий. Кроме того, при конденсационной приводной турбине можно обойтись без пускорезервного питательного насоса с электроприводом, который необходим в случае противодавленческого привода при пуске блока.

Бустерный насос имеет электропривод и создает подпор на входе воды в питательный насос.

Система основного конденсата включает в себя конденсатные насосы, блочную обессоливающую установку, конденсатопроводы, линии рециркуляции конденсата. Конденсатные насосы (КН, см. рис. 1) служат для удаления основного конденсата турбины из конденсатора и перекачивания его через подогреватели низкого давления в деаэратор.

Для приготовления добавочной воды с целью ввода ее в цикл в большинстве случаев применяется химическое обессоливание с подачей добавочной воды в конденсатор турбины.