Расчет тепловой схемы блока

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА

1. Описание принципиальной тепловой схемы блока К-500−240.

Турбоагрегат К-500−240 — одновального типа с четырьмя выхлопами в двух цилиндрах низкого давления. Начальные параметры пара 23,5 МПа и 560 0С; конечное давление 3,43 МПа. Промежуточный перегрев пара до 5650С производится при давлении 3,9/3,5 МПа/ от 3200 при номинальной мощности/. Котел — прямоточного типа.

Конденсат турбины подогревается последовательно в пяти регенеративных подогревателях низкого давления, а деаэраторе 0,685 МПа и в трех подогревателях высокого давления (состоящих из двух параллельно включенных групп). Турбина имеет девять отборов пара; деаэратор питается паром из четвертого отбора. Конечная температура питательной воды около 270 0С. У подогревателей высокого давления пароохладители пара и дренажа; предусматривается установка выносных пароохладителей на линиях третьего, четвертого и пятого отборов пара после промежуточного его перегрева.

Между конденсатными насосами и регенеративными подогревателями низкого давления включены вспомогательные охладители пара из эжекторов и уплотнений турбины. Имеется двухступенчатая сетевая подогревательная установка для отопления жилого поселка и помещений электростанции. Подготовка добавочной воды котлов производится в испарительной установке. При химическом обессоливании добавочную воду можно подавать в конденсатор турбины.

Дренаж ПВД сливается каскадно в главный деаэратор.

Дренаж ПВД № 5 сливается каскадно в ПНД № 6, из него суммарный дренаж насосом перекачивается в линию главного конденсата.

Для привода рабочих питательных насосов применены паровые турбины. Одновальный Турбоагрегат 500 МВт с четырьмя выхлопами имеет мощность близкую к предельной по размерам выхлопов и выходных потерь. Поэтому целесообразно применение схемы включения приводной турбины питательного насоса с самостоятельным конденсатором. Приводная турбина питается паром из четвертого отбора давлением 0,999 МПа. Перед рабочим питательным насосом включен вспомогательный бустерный насос, соединенный с ним посредством редуктора. Пускорезервные насосы имеют электропривод.

Блок 500 МВт предназначается для установки на электростанциях, использующих дешевые угли открытых разработок.

При отключении последнего по ходу воды ПВД предусматривается отбор пара на сушку топлива при давлении около 9 ат в количестве до 90 т/ч без снижения мощности турбоагрегата и до 125 т/ч со снижением ее. Для подогрева воздуха предусматривается отбор пара в количестве 30 т/ч, для подогрева растопочного мазута — 10 т/ч.

При номинальной мощности турбоагрегата 500 МВт и гарантийном режиме (отборы пара на сушку топлива, подогрев воздуха, испарители и сетевые подогреватели отключены) расход пара на турбину равен 1400 т/ч. Коэффициент полезного действия турбины при этом режиме составляет: ЦВД 87,5%, ЦСД 91,5% и ЦНД (без учета выходных потерь 7 ккал/кг) 88,0%. Коэффициент полезного действия приводной турбины питательного насоса 82,0%, расход пара на нее 80 т/ч, ее мощность 17,0 МВт. Расчетный удельный расход тепла на турбоустановку 1840 ккал/кВт. ч., соответствующий электрический КПД 46,7%.

2. Параметры пара и воды Начальное давление пара перед турбиной 23,5 МПа, начальная температура пара 540 0С, температура промежуточного перегрева пара 5400С, давление промежуточного перегрева пара 3,63 МПа.

Параметры пара регенеративных отборов. МПа/ 0С.

Температура питательной воды 265 0С.

Температура охлаждающей воды 12 0С.

Давление отработанного пара 3,5 кПа.

Расход охлаждающей воды 52 000 м3/ч.

Расход свежего пара при номиналь;

ной нагрузке 1650 т/ч.

Удельный расход тепла при номи;

нальной нагрузке 7730 кДж/кВт. ч Число выхлопов пара Давление (МПа) и количество отбираемого пара (т/ч):

ПВД № 9 5,74/100/

ПВД № 8 4,07/143/

ПВД № 7 1,70/77/

Деаэратор 1,10/34,4/

ПНД (ПВД) № 5 0,52/46,4/

ПНД № 4 0,29/44,4/

ПНД № 3 0,16/34/

ПНД № 2 0,08/71/

ПНД № 1 0,02/29/

Температура питательной воды после регенеративного подогрева 2700С

3. Распределение подогрева между ПВД

tпв, iпв

П1

Рn1

tпв2

iпв2

Рпп П2

0,686 МПа

tн, iн

Р3 t?', i?'

П3

ПН

iпн Повышение энтальпии в ПН:

(2.1)

Энтальпия воды за ПН:

(2.2)

(2.3)

МПа;

МПа;

МПа;

(2.4)

(2.5)

(2.6)

(2.7)

(2.8)

(2.9)

(2.10)

4. Распределение подогрева между ПНД

П5 П6 П7 П8 П9 оу оэ

0,686 МПа

t_k5 t_k6 t_k7 t_k8 t_k9 t_koy

t_g1 i_g1 i_koy

Принимаем нагрев в деаэраторе

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

(2.16)

(2.17)

5. Баланс основных потоков пара и воды Производительность котлоагрегата:

(2.18)

Расход питательной воды:

Количество добавочной воды DДВ подаваемой в систему питания котлов, определяется потерями пара и конденсата на станции.

(2.19)

(2.20)

Расход на уплотнения

6. Турбопривод питательного насоса котлоагрегата Мощность турбины питательного насоса.

(2.21)

DПВ — расход питательной воды в кг/ч;

(2.22)

VВ — удельный объем воды при tнас в деаэраторе, м3/кг;

Расход пара на турбину определяется из уравнения энергетического баланса:

(2.23)

(2.24)

(2.25)

7. ПВД с охладителем пара и конденсатора.

tПВ1 = tПВ

iПВ1 = iПВ

DП1; i1

оп1

iОП1 i’ПВ1

П1

ОК1

DП1 tПВ2; iПВ2

iок1

оп2 DП2; i2

iОП2 i’ПВ2

П2

ОК2

tПВ3; iПВ3

DП1+DП2

iОК2

оп3 DП3; i3

iОП3 i’ПВ3

П3

DП1+DП2+DП3

ОК3 iОК3

tg; DПВ

t’g ПН

Уравнение теплового баланса подогревателей, условно включающих основную поверхность нагрева.

ПВД 1: (2.26)

(2.27)

(2.28)

ПВД 2:

(2.29)

(2.30)

ПВД 3:

(2.31)

(2.32)

Уравнение теплового баланса охладителей пара.

ПВД 1:

(2.33)

(2.34)

ПВД 2: (2.35)

(2.36)

ПВД 3:

(2.37)

(2.38)

Окончательные значения расходов пара на подогреватели находим из уравнения теплового баланса подогревателя в целом:

ПВД 1:

(2.39)

(2.40)

ПВД 2:

(2.41)

(2.42)

ПВД 3:

(2.43)

(2.44)

8. Расчет деаэратора 0,686 МПа.

?отб4; i4

?вып

iвып

?ок; iок

0,686 МПа

ПН ?пв iпв Уравнение материального баланса.

(2.45)

(2.46)

Уравнение теплового баланса.

(2.47)

9. Водоподогревательная установка сетевой воды

ВС tВС2; iВС2 tПС

?П2

ОТ

iП2

tПС1 i’ВС

НС iПС1

СН

?П1

iП1

i’ПС

VСВ

tОС

iОС Уравнение теплового баланса.

(2.49)

(2.50)

(2.51)

(2.52)

10. Расчет ПНД.

?П1 ?П6 ?П7 ?П8 ?П9

Ротб5; i5 Ротб6 i4 Ротб7 i3 Ротб8 i2 Ротб9;i1 оэ

iотб5 iотб4

tк5 iк7 iок2

i'5 iок3

i'3 i'2

эн

П5 П6 П7 П8 П9 ОЭ

П5 П6

Ротб5;?п5;i5 Ротб6;?п6;i6

iоп5 iоп6

СМ

?ок;iк5 iк6 iк7

i’к5 i’к6

ig6

i’п;?п6 ?6

?п5; ig5

(2.51)

(2.52)

П 5:

(2.53)

(2.54)

(2.55)

(2.56)

П 6:

(2.57)

(2,58)

?п7

Ротб7

i7

П7

СМ2

iк7 iк8

iп7 ig7 iсп

?сп

(2.59)

(2.60)

?оэ i’к

iоэ ?'к

t1; i1 см4

(2.61)

(2,62)

турбоагрегат котельный пар вода

iоу ?оу

i2 i1

(2.63)

(2.64)

?п8 ?п9

i8 iп9

см3

iК8 iК9 i2

ig7; ?П7

?оу;

(2.68)

11. Энергетический баланс и расход пара на турбоагрегат Расход пара на турбину:

(2.69)

Удельный расход пара на турбину:

(2.70)

12. Расходы пара и воды: (кг/с)

(2.71)

(2.72)

(2.73)

(2.74)

(2.75)

(2.76)

(2.77)

(2.78)

(2.79)

(2.80)

(2.81)

(2.82)

Количество пара, поступившего на промежуточный перегрев:

(2.83)

Паровая нагрузка:

(2.84)

Расход пара на турбопривод:

(2.85)

Расход добавочной воды:

(2.86)

(2.87)

Расход пара на турбину:

(2.88)

— коэффициент недовыработки отборов.

Для отборов до ПП:

(2.89)

Для отборов после ПП:

(2.90)

(2.91)

13. Определение показателей тепловой экономичности энергоблока.

Полный расход тепла на турбоустановку:

(2.92)

Расход тепла турбоустановки на производство энергии:

(2.93)

(2.94)

Удельный расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии с учетом работы турбопривода питательного насоса (без учета собственного расхода электроэнергии).

(2.95)

Удельный расход тепла турбоустановки без учета работы турбопривода питательного насоса.

(2.96)

КПД брутто турбоустановки по производству электроэнергии:

(2.97)

КПД нетто турбоустановки:

(2.98)

Тепловая нагрузка парогенератора:

(2.99)

КПД теплового потока (транспорта тепла тербопроводов):

(2.100)

Часовой расход тепла энергоблоком:

(2.101)

Удельный расход тепла на производство электрической энергии.

(2.102)

КПД брутто блока по производству электроэнергии:

(2.103)

КПД блока нетто:

(2.104)

Удельный расход тепла нетто:

(2.105)

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию:

(2.106)

14. Выбор основного тепломеханического оборудования Выбор оборудования производим на основе результатов расчета тепловой схемы блока.

1. Принимаем турбину типа К-500−240−3.

Техническая характеристика:

Завод — изготовитель ХТГЗ Мощность тыс. кВт:

Номинальная — 500

Максимальная — 535

Номинальные параметры свежего пара до и после промперегрева:

Давление, МПа — 23,5/3,63

Температура, 0С — 540/540

Количество отборов для регенерации Давление (МПа) и количество отбираемого пара (т/ч):

ПВД № 9 5,74/100/

ПВД № 8 4,07/143/

ПВД № 7 1,70/77/

Деаэратор 1,10/34,4/

ПНД (ПВД) № 5 0,52/46,4/

ПНД № 4 0,29/44,4/

ПНД № 3 0,16/34/

ПНД № 2 0,08/71/

ПНД № 1 0,02/29/

Температура питательной воды, 0С 265

Начальная температура охлаждаю;

щей воды, 0С 12

Давление в конденсаторе, кПа 3,5

Расход охлаждающей воды, тыс. м3/ч через конденсатор 2×25,7

Номинальный расход свежего пара, т/ч 1650

Гарантийный удельный расход тепла, кДж /кВт.ч/ 7714

Количество цилиндров 4

Формула проточной части:

ЦВД IP + 9

ЦСД I I

ЦНД 2х5

Количество выхлопов 4

Длина лопатки последней ступени, мм 1050

Средний диаметр последней ступени, мм 2550

Суммарная торцевая площадь выхлопов, м2 36,63

Масляного блока 52

Длина турбины, м 29,2

Длина турбины с генератором, м 45,4

Масса наиболее тяжелой части

турбины, т:

для монтажа 100

для эксплуатации 43

2. Характеристика котлоагрегата Подольского завода им. С. Орджоникидзе.

Тип: Пп — 1650−255 (II-57−1).

Год выпуска головного образца 1972

Номинальная производительность, т/ч 1650

Давление пара на выходе, МПа:

Первичное 25,02

Вторичное 3,92

Температура, 0С:

перегретого пара 545/545

питательной воды 277

уходящих газов (расчетная) 125

после калориферов 30

воздуха на выходе в воздухо;

подогреватели 30

горячего воздуха 326

Тип топочного устройства камерное Потери от химической /механической

неполноты сгорания, % 0,5/1,5

Расчеты КПД брутто, % 92,0

Объем топочной камеры, м3 9660

Теплонапряжение топочного объема, кДж/ /м3.ч/ 477 .103

Поверхность нагрева, м2:

топки (эффективная радиационная) ширмового и конвективного паро;

нагревателей: 6190

первичного 6199

вторичного 6699

переходной зоны или З МТ 9236

водяного экономайзера 9212

теплообменника 1708

воздухоподогревателя 233 000

Расчетное сопротивление котла, кПа:

По газам (собственно котел с

воздухоподогревателем) 1,55

воздухоподогревателя 0,54

горелки 0,17/1,40

Габаритные размеры, м:

Котла по осям колонн:

глубина 24,0

ширина (по фронту) 36,0

Котельной ячейки:

глубина 45,0

ширина (по фронту) 36,0

верхняя отметка котла, м 63

Вес металла на 1 кг пара, кг/кг 4,73

3. Основное котельно-вспомогательное оборудование

1. Система пылеприготовления индивидуальная с прямым вдуванием и воздушной сумкой.

2. Тип мелющего устройства и мощность привода, кВт — ММТ-2600×2550×590; 1600.

3. Тип дымососа и мощность привода, кВт — ДОД-43,3200.

4. Тип дутьевого вентилятора и мощность привода, кВт — ВДОД 31,5; 2500.

5. Тип дымососа и мощность привода, кВт — Д-15,5×2У; 125.

6. Тип и число золоулавливающих устройств — электрофильтры (1 компл.).