Расчет тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ в городе Магнитогорск

       Д  – декарбонизатор;

       ФСД  – фильтр смешанного действия.

Выбор данной схемы обоснован требованиями к воде, поступающей из природного водоисточника. Данный способ эффективен, загрязненная вода освобождается от грубодисперсных и коллоидных примесей, тем самым предотвращаются отложение накипи, унос солей паром, коррозия металлов, а также загрязнение обрабатываемых материалов при использовании воды в технологических процессах.

Сырая вода поступает  в осветлитель, в котором проводится известкование воды совместно с коагуляцией. При обработке воды методами коагуляции, известкования выделяется твердая фаза в виде хлопьев, аморфных или кристаллических осадков.

Коагулированная вода из осветлителя поступает в бак  коагулированной воды, откуда насосами подается на механические фильтры. В механических фильтрах происходит очистка от механических примесей.

Осветленная вода поступает  на Н – катионитные фильтры 1 ступени, после чего последовательно на анионитные фильтры 1 ступени и на декарбонизатор. Затем вода подается на Н – катионитные фильтры 2 ступени, после чего Н – катионированная вода поступает на анионитные фильтры 2 ступени, в фильтр смешанного действия и собирается в баки обессоленной воды.

Назначением Н – катионирования является удаление всех катионов из воды с заменой их на ионы водорода. Таким образом в Н – катионитных фильтрах производится удаление катионов Са²⁺, Мg²⁺, Na⁺. Анионирование производится с целью удаления анионитов из воды, т. е. удаления анионов Сl^-, SO₄^2-, HSiO₃^-. А хвостовые воды после Н – катионитных фильтров 1 ступени используются для подпитки теплосети. Двухступенчатая схема катионирования и анионирования позволяет производить достаточно глубокое удаление катионов и анионов.

В декарбонизаторах происходит удаление из воды угольной кислоты.

В фильтре смешанного действия производится окончательное  удаление проскоков анионов и  катионов воды. В ФСД, в качестве загрузки засыпается как катионит, так и анионит.

После баков обессоленной воды очищенная вода подается в турбинный цех. /2/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Расчет тепловой схемы турбины  ПТ – 135/165-130/15

4.1 Исходные данные

 

1. Принимаем номинальную электрическую мощность турбины

Nэ = 135 МВт.

2. Начальные параметры пара:

Р₀= 12,75 МПа; t₀=555 С ( = 3487 кДж/кг ).

3. Давление в конденсаторе турбины = 3,6 кПа.
4. Давление регулируемых отборов пара:       промышленного Р_ПР= 1,47 МПа;      

отопительных     верхнего Р_от=0,177 МПа;

         нижнего Р_от=0,092 МПа.

5. Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:      

а) технологический пар  из промышленного отбора с 

D_пр =D_пр*m_пр=88,9*0,623=55,38 кг/с. Конденсат пара на ТЭЦ возвращается в количестве 60% от отпущенного количества пара    D_ок=0,60*D_пр=0,60*55,38=33,23 кг/с. Температура возвращаемого конденсата t_ОК = 100⁰С.

б) горячая вода на отопление  и коммунально-бытовые нужды. Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и  пиковый водогрейный котел. Количество отпускаемой теплоты из отборов турбины Q_отб= Q_отб *m _отб =128*0,85=108,8 МВт.

6. Температурный график тепловой сети в расчетном режиме

= 150/70 С

7. Тип парогенератора – барабанный (параметры пара: = 13,8 МПа;

= 560 С).

8. Температура питательной воды = 232 С .
9. Коэффициент продувки парогенератора = 1,5% , где -расход пара из парогенератора (брутто). /3/
10. Внутристанционные потери пара и конденсата α_ут=1,6%D_т для промышленно-отопительных ТЭЦ /10/
11. Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов: двухступенчатый сепаратор и теплообменник для подогрев химически очищенной воды.
12. Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые)-7.
13. Давление в деаэраторе = 0,588 МПа.
14. Схема приготовления добавочной воды парогенератора – химводоочистка. Восполнение потерь конденсата осуществляется в конденсаторе турбины.
15. Температура химически очищенной  воды = 25 С.
16. Подогрев воды  в сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем равным = 20 С  (i=83,9 кДж/кг)
17. Недогрев воды в подогревателях высокого давления =8,4 кДж/кг, а в подогревателях низкого давления = 21 кДж/кг.
18. Коэффициент полезного действия теплообменников = 0,98.
19. Электромеханический к.п.д. генератора = 0,98.
20. Параметры пара в отборах и расходы пара в уплотнениях, сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем по заводским данным:

а) в ПВД3 поступает  пар из уплотнений в количестве Dупл = 1,33 кг/с с энтальпией   =3280 кДж/кг;

б) количество пара, поступающего из концевых уплотнений турбины в конденсатор Dку = 0,011 кг/с;

в) количество пара, поступающего в  сальниковый подогреватель из уплотнений турбины Dсп = 1,795 кг/с;

г) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы Dэж = 0,654 кг/с.

21.   Принимаем потери  давления пара на пути от  турбины до регенеративных подогревателей 7% от давления в отборе; потери  давления пара на пути от  турбины до сетевых подогревателей 7%. /11/

22.Принимаем потерю давления  на паровпуске 5% и потерю давления в пароперепускных трубах между цилиндрами 5%.

23. Потери пара из деаэратора  вместе с выпаром не учитываются  вследствие своей малости 2-5 кг  на 1 т деаэрируемой воды.

24. КПД:

=80% /14/

=87% /14/

=71% /14/

Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-135/165-130/15 представлена на рисунке 1.

 

Рисунок 1. - Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-135/165-130/15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.  - Процесс расширения пара в проточной части турбины

ПТ-135/165-130/15 на i-s диаграмме

 

 

4.2 Расчет сетевой подогревательной  установки

 

Установка для подогрева  сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котел (ПВК). Через встроенные пучки конденсатора может пропускаться либо циркуляционная, либо подпиточная вода. Подвод сетевой воды во встроенные пучки не предусмотрен, так как при большом давлении на выхлопе, которое может иметь место при высокой температуре обратной сетевой воды, рабочие лопатки последних ступеней турбины ПТ-135-130/15, имеющие значительную длину, работать не могут. /12/

Расчет сетевой установки  производится на максимум отопительной нагрузки. Принимаем температурный график теплосети = 150/70 С.

 

Количество отпускаемой  теплоты :

Q_Т = ;                (1)

Q_Т = = 209,23 МВт.

Расход сетевой воды:

,                        (2)

i_ПР = 633 кДж/кг – энтальпия прямой сетевой воды (t_ПР =150 ⁰С);

i_ОБР = 294,3 кДж/кг – энтальпия обратной сетевой воды (t_ОБР =70 ⁰С).

617,74 кг/с.

Температура сетевой  воды в после верхнего сетевого подогревателя:

,                (3)

111,6 °°С  ( = 468,088 кДж/кг).

Принимаем равномерный  подогрев воды в сетевых подогревателях, тогда температура воды на выходе из первого сетевого подогревателя:

     (4)

 

Принимаем недогревы:

- в нижнем сетевом  подогревателе  °°С,

- в верхнем сетевом подогревателе °°С.

   Температура дренажа на выходе из нижнего сетевого подогревателя:

                                                                             (5)

90,8 + 5 = 95,8.

Температура дренажа  на выходе из верхнего сетевого подогревателя:

                                                                     (6)

= 111,6 + 3 = 114,6 °°С.

            По найденным температурам находим  соответствующие им давления и энтальпии на линии насыщения:

 

0,086 МПа,  _400,01 кДж/кг.

0,166 МПа,           480,64 кДж/кг.

            С учетом потерь давления в тракте от отбора до сетевого подогревателя, определяем давления пара в отборах турбины и энтальпии греющего пара на входе в сетевые подогреватели:

Р₆ = 0,177 МПа;  Р₇ = 0,092МПа;

кДж/кг;   кДж/кг.

Теперь находим расходы  пара в сетевые подогреватели.

Расход пара на сетевой подогреватель  нижней ступени:

=                                ₍₇₎

24,09 кг/с.

Расход пара на сетевой  подогреватель верхней ступени:

=                            ₍₈₎

24,68 кг/с.

Тепловая нагрузка сетевых  подогревателей

= * ,                    (9) 

=579,13*86,85 = 53,65 МВт.

= * ,                   (10)

=579,13*86,93 = 53,70 МВт.

 

4.3 Определение предварительного расхода  пара на турбину

 

Оценочный расход пара на турбину определим по формуле: 

= ( + + + ). /4/           (11)

=1,16 - коэффициент регенерации               /3/.

=135 МВт – электрическая мощность  турбины.

H_i=1233.1 кДж/кг – располагаемый теплоперепад турбины

Находим коэффициенты недовыработки  мощности.

Коэффициент недовыработки  мощности промышленного отбора: = ;        /4/            (12)

= - использованный теплоперепад пара производственного отбора;

=3487 – 3002= 485 кДж/кг.

= = 0,61

Коэффициенты недоиспользования  мощности отопительных отборов: = ,               /4/                             (13)

    = ,   /4/            (14)

h_ОТ1 = - использованный теплоперепад пара нижнего теплофикационного отбора;

h_ОТ1= 3487 – 2672,3 = 814,7 кДж/кг.

h_ОТ2 = - использованный теплоперепад пара верхнего теплофикационного отбора;

h_ОТ2= 3487 – 2700,5 = 786,5 кДж/кг.

= = 0,339;

= = 0,362.

Оцениваем расход пара на турбину:

=1,16*( +0,61*55,38+0,339*24,09+0,362*24,68)=187,37 кг/с.

Параметры основных элементов схемы  приведены в таблице 5.

 

 

 

 

 

                                                                                                  

 

  

Таблица 5. - Параметры основных элементов схемы.

Наименование  величин	Элементы схемы
	ПВД1	ПВД2	ПВД3	Деаэ-ратор	ПНД4	ПНД5	ПНД6	ПНД7	Конден- сатор	СП2	СП1
Давление  отборного пара, МПа	3,38	2,26	1,47	1,39	0,512	0,256	0,177	0,092	0,0036	0,177	0,092
Энтальпия пара, кДж/кг	3190	3095	3002,0	3002,0	2833	2717	2700,5	2672,3	2253,9	2700,5	2672,3
Давление  в подогревателе,МПа	3,14	2,10	1,37	0,588	0,476	0,238	0,198	0,095	-	0,198	0,095
Энтальпия кон- Денсата грею-щего пара кДж/кг	1049,8	907,46	825,6	667,1	624,28	531,94	488,58	408,35	-	488,58	408,35
Энтальпия воды на выходе,кДж/кг	992	899,06	817,2	689,3	603,28	510,94	467,58	387,35	113,82	468,08	381,15
Энтальпия воды на входе, кДж/кг	899,06	817,2	689,3	603,28	Нах-ся в ходе расчета из ур-ний смешения			197,7	-	381,15	294,3
Энтальпия дренажа пара, кДж/кг	940,96	859,1	731,2	-	624,28	531,94	488,58	408,35	-	488,58	408,35
Использованый Теплоперепад, кДж/кг	324,5	415,1	485	485	678,5	777	786,5	814,7	1233,1	786,5	814,7