Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции, страница 2

Отработанный в ЦНД пар, в зависимости от режима работы паровой турбины, поступает в конденсатор ПТУ либо в подогреватели сетевой воды (после 21 и 23 ступеней) и конденсатор ПТУ. В конденсатор подводится химобессоленная вода (нормальный и аварийный добавок). Отсос воздуха из конденсатора паровой турбины осуществляется одним основным пароструйным эжектором, второй находится в резерве. При работе в конденсационном режиме, образующийся в конденсаторе конденсат, откачивается конденсационными электронасосами, при работе в теплофикационном режиме образующийся в ПСГ конденсат откачивается сливными насосами ПСГ и одним конденсационным электронасосом из конденсатора паровой турбины. Конденсат проходит систему очистки конденсата блочной обессоливающей установки и поступает в деаэратор. Из деаэратора питательная вода ПЭН НД и ПЭН ВД подаётся в пароводяной тракт котла-утилизатора.

ПГУ 230 МВт предназначена для работы в базовом и полупиковом режимах.

2.1 Построение процесса расширения пара

Принимаем потери давления на участке паропровода между котлом и турбиной 5 %, потери в регулирующих клапанах ЦВД – 4 %, в перепускных трубах – 2 %, относительный внутренний КПД – 0,82.

Турбина имеет два теплофикационных отбора (таблица 2.1). Суммарный расход перегретого пара из котла-утилизатора складывается из расхода пара из контуров высокого и низкого давлений за вычетом расхода пара на деаэратор:

По условиям работы котла-утилизатора начальные параметры пара составляют  Давление в конденсаторе:

Таблица 2.1 – Давление пара в отборах турбины

По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме (рисунок 2.1). Пар из части низкого давлени КУ смешивается в паровой турбине с основным потоком пара. Потоки смешиваются, имея примерно равные параметры, поэтому принимаем, что смешение этих потоков никак не отражается на hs-диаграмме процеса расширения.

Рисунок 2.1 – Процесс расширения в hs-диаграмме

Состояния пара и воды занесём в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 – Состояние пара и воды

Номер	Пар			Конденсат		Вода
	Р, МПа	t(x), °С	h, кДж/кг	tН, °С	h, кДж/кг	, °C	РВ, МПа	hВ, кДж/кг
0	8,0	490	3380	–	–	–	–	–	–
0'	7,72	490	3380	–	–	–	–	–	–
СМ	0,72	202	2845	–	–	–	–	–	–
1	0,169	113	2698	–	–	–	–	–	0,37
1'	0,159	113	2698	113	474	–	–	–	–
2	0,069	84,5	2656	–	–	–	–	–	0,35
2'	0,059	84,5	2656	84,5	356	–	–	–	–
Д	0,6	202	2845	159	666	157	–	670	–
k	0,0097		2300	24	101	–	–	–	–

При этом величина коэффициентов недовыработки рассчитывалась по формуле:

Поскольку из условия обеспечения максимальной тепловой экономичности ПГУ ГТУ должна работать с номинальной мощностью, а, следовательно, с номинальными расходом выходных газов и расходом пара из котла-утилизатора, расход пара на паровую турбину определяется из расчета котла-утилизатора и является заданным для расчета турбины.

Потери рабочего тела на электростанции можно разделить на внутренние и внешние. Внутренние потери включают:

– внутренние утечки пара (участок паропровода между котлом и турбиной);

– потери с непрерывной продувкой из барабанов котлов.

Внешние потери рабочего тела отсутствуют, так как турбина не имеет производственного отбора.

Примем:

–  – доля непрерывной продувки;

–  – доля утечек пара и конденсата.

Доля расхода пара из концевых уплотнений турбины 0,02.

Тогда:

– расходы пара на турбину из контуров котла-утилизатора высокого и низкого давления (с учетом подачи части пара из нижнего контура в деаэратор высокого давления):

– расход питательной воды:

– расход пара на турбину с учетом уплотнений: