Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока

Санкт — Петербургский государственный политехнический университет Кафедра Промышленной теплоэнергетики Дисциплина «ИСТОЧНИКИ И СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ» (ТЭС) ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ Тема: Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока Исходные данные:

1. Прототип — Энергоблок с турбиной К-800−240−5 ЛМЗ

2. Начальное давление — 23,4 МПа

3. Начальная температура — 535 0С

4. Давление на входе в промежуточный пароперегреватель -3,75 МПа

5. Давление на выходе из промежуточного пароперегревателя -3,30 МПа

6. Температура на входе в промежуточный пароперегреватель -285 0С

7. Температура на выходе из промежуточного пароперегревателя — 535 0С

8. Конечное давление в конденсаторе — 4 кПа

9. Температура питательной воды — 260 0С

10. Электрическая мощность — 790 МВт.

г. Санкт — Петербург. 2011 г.

Содержание Введение

1. Тепловая схема энергоблока

2. Параметры пара и воды турбоустановки

3. Материальные балансы пара и воды

3.1 Протечки из уплотнений турбины

3.2 Регенеративные подогреватели высокого давления.

3.3 Питательная установка

3.4 Деаэратор питательной воды.

3.5 Установка предварительного подогрева котельного воздуха (калориферы).

3.6 Сетевая подогревательная установка.

3.7 Подогреватели низкого давления (ПНД):

3.8 Расширитель дренажа греющего пара калориферов (Р).

3.9 Контроль материального баланса пара и конденсата

4. Энергетическое уравнение и определение расходов пара и воды.

5. Энергетические показатели энергоблока.

Введение

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему (ПТС), показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается в схеме условно 1 раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линий, т. е. каждый элемент данного рода показывают в ПТС 1 раз.

Принципиальная тепловая схема конденсационной электрической станции (КЭС) ввиду блочной структуры электростанции является, как правило, ПТС энергоблока. В ее состав, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят: регенеративные подогреватели высокого и низкого давления, деаэратор питательной воды, трубопроводы отборного пара к подогревателям, питательная установка, включающая обычно питательные и бустерные насосы и их привод, конденсатные и дренажные насосы, блочная обессоливающая установка. При термической водоподготовке в схему включают испарительную установку. На первых энергоблоках КЭС принято устанавливать сетевую подогревательную установку для отопления зданий жилого поселка и служебных помещений электростанций.

Для мощных энергоблоков характерно использование паротурбинных приводов питательных насосов, а для котлов под наддувом и приводных паровых турбин воздуходувок. Во вновь проектируемых турбоустановках первые два ПНД после конденсатора — смешивающего типа для повышения надежности и экономичности схемы. В связи с этим число ступеней конденсатных насосов увеличивается до трех.

В зависимости от вида сжигаемого топлива в тепловую схему включают: калориферную установку предварительного подогрева котельного воздуха на отборном паре или с использованием горячего конденсата ПНД; линии отвода пара на разогрев топлива и на его предварительную подсушку.

При составлении ПТС решают вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или с дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа, об использовании в деаэраторах питательной воды постоянного или скользящего давления и выборе этого давления, об использовании протечек пара из уплотнений роторов турбины, стопорных и регулирующих клапанов, протечек уплотнений питательных и бустерных насосов в системе регенератиного подогрева воды.

Основная цель расчета ПТС проектируемого конденсационного энергоблока (электростанции) заключается в определении технических характеристик теплового оборудования (расходов пара, воды и топлива) и энергетических показателей энергоблока (электростанции) и его частей (КПД и удельных расходов теплоты и топлива).

1. Тепловая схема энергоблока Прототипом рассчитываемой тепловой схемы является энергоблок 800 МВт, состоящий из прямоточного котла П-67 ЗиО производительностью 2650−103 кг/ч, предназначенного для работы на буром угле Березовского месторождения КАТЭК, и одно-вальной конденсационной турбоустановки ЛМЗ К-800−240−5 сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара (рис. 1.1).

Турбина имеет пять цилиндров. Свежий пар с параметрами 23,4 МПа, 535 °C через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении 3,75 МПа и температуре 285 °C. После промежуточного перегрева пар (3,30 МПа, 535 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет рк, ср = 4,0 кПа. Расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока задана 790 МВт.

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два — из ЦВД, четыре — из ЦСД и два — из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в охладителях уплотнений ОУ2 и ОУ1, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД. Пароохладитель ПВД3 включен по схеме Виолен. Все ПВД и ПНД (поверхностного типа) имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара.

Применение смешивающих ПНД вертикальной конструкции потребовало установки трех ступеней конденсатных насосов.

Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора и включающий редуктор для понижения частоты вращения бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, а дренажи ПНД5 и ПНД6 — в смеситель после ПНД7; дренажи ОУ1 и ОУ2 поступают в основной конденсатор.

Греющий пар для двухступенчатой сетевой установки отбирается из пятого и шестого отборов турбины. Конденсат этого пара каскадно сливается в охладитель дренажей ОДБ, а затем в конденсатор.

Установка предварительного подогрева котельного воздуха состоит из энергетических калориферов, установленных за дутьевыми вентиляторами котла. Греющий пар отбирается из пятого отбора, а его конденсат направляется в специальный расширитель дренажа.

Потери пара и воды энергоблока? ут= 0,015 условно отнесены к потокам отборного пара и восполняются обессоленной добавочной водой из химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор турбины с температурой 40 оС.

Принята следующая схема использования протечек из главной турбины (рис. 1.2) из питательной установки энергоблока: из стопорных и регулирующих клапанов ЦВД протечки направляются частично в «горячую» нитку промежуточного перегрева (?с.к), частично в деаэратор (?р.к); из стопорных и регулирующих клапанов ЦСД протечки поступают в деаэратор (); из концевых уплотнений стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД протечки отсасываются в охладитель уплотнений ОУ2.

Протечки первых камер уплотнений ЦВД поступают в деаэратор (?У1;?У2); из вторых камер ЦВД — в охладитель уплотнений ОУ1 (?о.у1); к концевым уплотнениям ЦВД, ЦСД и трех ЦНД подводится пар из деаэратора питательной воды (?тд.у); из концевых уплотнений всех цилиндров пар отсасывается паровым эжектором (поток пара? э. у из деаэратора) в охладитель уплотнений ОУ2 (?о.у2). На концевые уплотнения приводной турбины питательного насоса также подают пар из деаэратора (), а отсос пара из этих уплотнений поступает в охладитель уплотнений приводной турбины ОУ (?о.у) (рис. 1.3). Протечки воды из первых камер питательного насоса направляются в деаэратор (?у.в1), из концевых камер этого насоса— в ПНД7 (?у.в3). За конденсатным насосом третьей ступени КН III отбирают часть основного конденсата (?у.в2) на концевые уплотнения питательного насоса.

Рис. 1.1. ПТС пылеугольного энергоблока с турбоустановкой К-800−240−5 ЛМЗ: КН ТП — конденсатный насос турбопривода; ВС, НС — верхний и нижний сетевые подогреватели; О ДБ — охладитель дренажей сетевых подогревателей; СН — сетевой насос; Р — расширитель дренажей калорифера Рис 1.2. Схема уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов и концевых уплотнений турбины турбоустановки К-800−240−5: СК, РК — стопорные и регулирующие клапаны Рис. 1.3. Схема концевых уплотнений питательной установки энергоблока 800 МВт: БН, ПН—бустерный и питательный насосы; Р — редуктор понижения частоты вращения БН Под тремя ЦНД турбины установлен продольный (аксиальный) конденсатор с перегородкой по пару, позволяющей осуществлять двухступенчатую конденсацию пара, вследствие чего имеют место разные конечные давления пара рк1<�рк2. Ступенчатая конденсация пара позволяет получить более глубокий вакуум при исходной температуре охлаждающей воды. Конденсат пара переливается из первой секции конденсатора во вторую, а затем поступает к конденсатному насосу первой ступени. Воздух из конденсаторов главной и приводной турбин отсасывается водяными эжекторами.

2. Параметры пара и воды турбоустановки На рис. 2.1. показана схема процесса работы пара турбоустановки в h, S-диаграмме; в табл. 2.1 приведены КПД отсеков главной турбины и приводной турбины питательного насоса. Температура регенеративного подогрева питательной воды задана 260оС; с учетом дополнительного подогрева в охладителе пара третьего отбора, включенного по схеме Виолен, она равна 265 °C.

Параметры пара и воды приведены в табл. 2.2, где приняты следующие обозначения: р, t, х, h —давление, температура, степень сухости и энтальпия пара; рr— давление пара перед подогревателями системы регенерации; tsr, h’r, , hдрr — температура и энтальпия конденсата при насыщении для давления рr, энтальпия дренажа греющего пара; ?r — недогрев воды в регенеративном подогревателе с учетом пароохладителя; рвr, tBr, hBr — давление, температура и энтальпия воды после регенеративных подогревателей; ?r — подогрев воды в ступени регенерации, включая собственно подогреватель (зона конденсации пара), пароохладитель и охладитель дренажа; qr — теплота, отдаваемая греющим паром в ступени регенерации.

Точка О' процесса работы пара отвечает его состоянию перед регулирующей ступенью ЦВД, точки 2° и 2 — параметрам пара до и после промежуточного перегрева. Приняты следующие потери давления пара: в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД — 3%, в тракте промежуточного перегрева, включая стопорные и регулирующие клапаны ЦСД, — 14%, в ресиверах пара между ЦСД и ЦНД— 2%, в паропроводах отборного пара — 5—8%. Давления пара до и после приводной турбины питательного и бустерного насосов приняты: р0т. п=1,67 МПа, ркт. п=5 кПа; энтальпии пара соответственно равны h0т. п = = 3400кДж/кг, hкт. п,=2439 кДж/кг.

Температуры воды в сетевой подогревательной установке следующие: на входе 60, — между подогревателями 90, на выходе 130 °C. Отпуск теплоты на отопление принят равным- 65 ГДж/ч. Давление сетевой воды 0,8 МПа.

Температуры котельного воздуха до и после калориферной установки приняты:

tB'= 1 °C, tB" =50°C; температура наружного воздуха tн. в= -5°С.

Таблица 2.1.

* Без учета потери с выходной скоростью (hв.с. кДж/кг).

** В зоне работы иа перегретом паре.

Таблица 2.2.

* С учетом подогрева воды в ПН.

* * Без учета подогрева воды в СМ.

*** С учетом потери с выходной скоростью пара.

**** С учетом охлаждения пара в пароохладителе ПОЗ.

Построение процесса работы пара в турбине в h, S-диаграмме (рис. 2.1) и составление табл. 2.2 осуществлялось одновременно. В первую очередь строится процесс работы пара в ЦВД и ЦСД. Учитывались значения 0i цилиндров ЦСД и ЦСД, (табл. 2.1). По известной температуре воды за последним ПВД (П1), равной tв1=260 оС определены параметры пара в первом отборе турбиныts1= tв1+2=260+2=262 оС; p'1=f (ts1)=4,849 МПа, p1= p'1*1,08 = 5,104 МПа, hв1=f (p'1; tв1)=1134 кДж/кг Параметры воды за предпоследним ПВД (П2) определены по давлению пара до промежуточного перегрева: p2= 3,75 МПа; p'2= p2*0,95 = 3,563 МПа; ts2=f (p'2)=243,6 оС, tв2= ts2−2=241,6 оС, hв2=f (p'2; tв2)=1049 кДж/кг. Недогрев воды в регенеративном подогревателе с учетом пароохладителя принят? r =2оС.

В данной тепловой схеме деаэратор работает при постоянном давлении в 0,7МПа. Это позволяет определить подогрев воды в питательном и бустерном насосах энергоблока :

а также энтальпию воды за питательной установкой

hв.п.н=hв4+?п.н=697+41=738 кДж/кг.

В тепловой схеме турбоустановки пароохладитель ПВДЗ (ПЗ) включен по схеме Виолен, поэтому принимаем ?2?3 0,5* (hв2— hв.п.н)=0,5*(1049—738)=161кДж/кг.;

hв3 = hв2- ?2= 1049−161=888 кДж/кг.

Далее определяем параметры пара в третьем отборе турбоустановки:

tв3=f (Рв3; hв3)=205,3 оС; ts3= tв3+4=205,3+4=209,3 оС; p'3=f (ts3)=1,88 МПа, p3= p'3*1,08 = 2,03 МПа.

Подогрев воды в остальных ступенях распределим по геометрической прогрессии, определив методом последовательных приближений ее показатель m=1,4 :

Рис. 2.1. Процесс работы пара в главной турбине и турбоприводе турбоустановки К-800−240−5

Для шести оставшихся ступеней подогрева воды получаем:

Энтальпия конденсата определяем по давлению насыщения

h’к = f (p'к=0,004)= 121,7КДж/кг, Определяем последовательно:

?7=m* ?8=1,4*127,6=127,7

?6=m* ?7=1,4*127,6=127,8

?5=m* ?6=1,4*127,6=127,9

?4=m* ?5=1,4*127,6=128,0

?3=m* ?4=1,4*127,6=128,1

Параметры воды и пара в подогревателях и пара в отборах турбины определяем, используя значения? i. Учитываем принятые значения недогрева воды, давление воды и потери давления пара в турбинах.

Определяем параметры воды и пара в ПНД (П8) и отборе турбины 8:

Недогрев воды в смешивающем подогревателе составляет ?8=0°С. Энтальпия воды за П8 составит hв8=h'8=h'к+ ?8=121,7+127,6=249,3 кДж/кг. Давление пара в подогревателе р8' =20,0 кПа определяем по значению h'8 из таблиц теплофизических свойств пара и воды и температуру воды в нем tв8 = ts8=59,7oC. Давление пара в отборе турбины находим с учетом потерь на тракте подогреватель — турбина:

р8=1,08 р8'=22,0 кПа.

Определяем параметры воды и пара в ПНД (П7): по аналогии с П8 имеем:

?7 = 0;

hв7= h'7=hв8+ ?7=249,3+127,7 =377,0 кДж/кг;

р7'=70,0 кПа; tв7 = ts7=90,1oC ;

р7=1,08р7'=76,0 кПа.

Определяем параметры воды и пара в ПНД (П6):

Энтальпия воды за поверхностным подогревателем равна:

hв6=hв7+ ?6=377,0+127,8 =504,8 кДж/кг;

турбоустановка подогреватель калорифер котельный Давление воды в ПНД принято рв6= 1,5 МПа;

По давлению и энтальпии воды определяем температуру воды за ПНД из таблиц теплофизических свойств: tв6=120,2°С.

Недогрев воды в ПНД принят ?6:=3 °С. Температура и давление насыщения греющего пара в ПНД соответственно равны:

ts6= tв6 + ?6 = 120,2+3=123,2 °С; р6' = 220 кПа.

Давление пара в отборе турбины определяем с учетом потерь на тракте подогреватель — турбина р6=1,08р6'=238 кПа.

Определяем параметры воды и пара в ПНД (П5): по аналогии с П6 имеем:

Энтальпия воды за поверхностным подогревателем равна:

hв5= hв6+ ?5=504,8+127,9 =632,7 кДж/кг;

Давление воды в ПНД принято рв5= 1,2 МПа;

По давлению и энтальпии воды определяем температуру воды за ПНД из таблиц теплофизических свойств: tв5=149,9°С;

Недогрев воды в ПНД принят ?6:=2 °С. Температура и давление насыщения греющего пара в ПНД соответственно равны:

ts5= tв5 + ?5 = 149,9+2=151,9 °С; р5' = 501 кПа.

Давление пара в отборе турбины определяем с учетом потерь на тракте подогреватель — турбина р5=1,08р5'=541 кПа.

Определяем параметры воды и пара в ПНД (П4): по аналогии с П8 имеем:

?4 = 0;

hв4= h'4=hв5+ ?4=632,7+128,0 =760,7 кДж/кг;

р4'=0,989 МПа; tв5 = ts5=179,4oC ;

р4=1,08р4'=1,068 МПа.

Энтальпия воды за ПВД (ПЗ) равна hв3= hв4+?3=760,7+128,1=888,8 кДж/кг, что соответствует ранее полученному hв3. Таким образом, показатель m подобран верно, распределение подогрева воды выполнено.

Уточняем подогрев воды в деаэраторе при его работе на постоянном давлении р4' = =0,7 МПа и h4'=hв4=697 кДж/кг, т. е. ?4= hв4- hв5=697—632,7=64,3 кДж/кг;

Подогрев основного конденсата в деаэраторе составит? t=tв4-tв5=165−149,9=15,1°С, С учетом подогрева воды в питательном насосе:

?3= hв3- hв.п.н =888,3—738,1= =150,2 кДж/кг.

Проверяем местоположение индифферентной точки на h, S-диаграмме процесса расширения пара в ЦСД. Определяем КПД условной конденсационной турбины, состоящей из одного ЦВД:

где доля расхода пара на подогреватели П1 и П2 согласно (П.З) и (11.3а) определяется по принятому балансу расхода питательной воды при условии? п. в=?о=1,0:

;

;

Определяем теплоперепад от начала процесса расширения пара в ЦСД до индифферентной точки :

НИ=iЦВД*(hп.п-hoп.п)*(1-?1-?2)=0,174*(3532−2928)*(1−0,4529−0,77 260)=92,22 кДж/кг.

Используя значение НИ, получаем следующие параметры индифферентной точки: hи= hп. п—Ни=3532—92,22=3439,78 кДж/кг; рИ= = 2,40 МПа>р3, что подтверждает допустимость принятого распределения подогрева питательной воды между второй и третьей ступенями.

Уточняем процесс работы пара в ЦНД турбины, закончив его для ЦСД в точке 6 процесса (р6=0,238 МПа). Давление пара на входе в ЦНД р6'=0,98*р6=0,233 МПа.

Процесс расширения пара в ЦНД до среднего значения конечного давления рк=4,0 кПа строим первоначально по для перегретого пара. Затем вводим поправку на работу в зоне влажного пара:

где поправочный коэффициент

kвл=1-?*(у0+ук)/2=1−0,87*(0+0,074)/2=0,9678. (11.38)

Коэффициентом ?=0,87 учтено влияние средней влажности пара на значение. Поправочный коэффициент kвл определяем с учетом начальной у0=0 и конечной ук =0,074 влажностей пара.

По построению определяем:

=2880—2252= =628 кДж/кг; hксух=2650 кДж/кг; Hавл. цнд=2650—2320=330 кДж/кг.

Далее определяем положение точек процесса работы пара за ЦНД без учета и с учетом потери с выходной скоростью:

hк°=2375 кДж/кг и hK=hK°+hв.c= 2375+30= 2405 кДж/кг.

Заканчиваем составление процесса работы пара и таблицы параметров пара и воды построением рабочего процесса в приводной турбине питательного и бустер-ного насосов.

Таким образом, в данном разделе определены параметры состояний водяного пара в ступенях турбины, построен процесс работы пара в главной турбине и турбоприводе турбоустановки К-800−240−5 в h, S-диаграмме (рис. 2.1), составлена сводная таблица параметров пара и воды в турбоустановке (таблица 2.2.), выполнено оптимальное распределения регенеративного подогрева воды между ступенями.

3. Материальные балансы пара и воды Для энергоблоков с прямоточным котлом полагают, что его паровая нагрузка (в долях) равна? п. к=?п.в=1,0 Доля расхода добавочной воды в конденсатор главной турбины? д. в=?ут=??Вн=0,015.

3.1 Протечки из уплотнений турбины Протечки из уплотнений турбины (рис 1.2) приняты равными: из первых камер стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД? с. к=0,003, ?oр.к =0,002, ?п.пр.к= 0,0003; из концевых камер тех же клапанов ?°с.к.р=0,0004, ?п.пс.к.р =0,0003, ?р.к=0,0023; отвод пара из первых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД? y1 = 0,0006, ?y2 =0,0004; отвод пара из вторых камер этих уплотнений? у3=0,0006, ?у4= 0,0004; отвод пара из первых камер уплотнений ЦСД? у5=?у6=0,0003; из концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и трех ЦНД в охладитель уплотнений ОУ2 отводится? о. у2=0,002.

3.2 Расход пара на эжектор отсоса из уплотнений? э. у=0,0008

Протечки пара из концевых уплотнений турбопривода ПН? о. у=0,0004 направляются в собственный охладитель уплотнений, а затем в конденсатор. Из деаэратора питательной воды в предпоследние камеры уплотнений турбины и приводной турбины направляется пар при давлении 0,1 МПа в количестве

?д.у = ?тд.у + ?т.пд .у = 0,0014 + 0,0002 = 0,0016.

В тепловой схеме учтены протечки воды питательного насоса: из первых камер в деаэратор питательной воды? у. в1=0,008; из концевых уплотнений в ПНД (П7) ?у.в3= =0,008. За конденсатным насосом КН III отбирается конденсат на уплотнения питательного насоса в количестве? у. в2 =0,002.

3.3 Регенеративные подогреватели высокого давления Ранее были определены доли расхода пара на ПВД1 и ПВД2 (рис. 3.1) ?1=0,4 529, ?2=0,7 726, а также подогрев воды в питательном и бустерном насосах? п. н=41 кДж/кг.

Определяем долю расхода пара на ПВД3:

где q3o=h3о—hдр3=2953−741,9=2211,1 кДж/кг.

Энтальпию пара h3° на входе в зону конденсации ПВДЗ после пароохладителя, включенного по схеме Виолен, определяем при h3° = tB1+?no=260+10=270 °С при р3°= 0,98р3= 1,99 МПа.

Тепловой баланс пароохладителя ПВДЗ:

?n.B (hп.в.—hв1)= ?п3 (h3-h3o)пз;

1,0 (hп.в— 1134.5) = 0,0598 (3397 —2953)*0,994.

Получаем значение энтальпии питательной воды за турбоустановкой

hп.в= 1161 кДж/кг. При рп. в=28,9 МПа конечное значение температуры питательной воды tn. в=265°C.

Рис. 3.1. Расчетная схема группы ПВД и питательной установки энергоблока 800 МВт

3.4 Питательная установка Определяем долю отбора пара на приводную турбину :

" = 1.0−1.1(32,4−0,7)

Доля расхода пара третьего отбора ?3= ?n3 +?т.п +?ут3=0,9 823

3.5 Деаэратор питательной воды Уравнение материального баланса:

(?п.в+?у.вз—?у.в2) + (?д.у+?э.у) = (?1+?2+?3) +?у1,2+?р.к+?кд+?4;

(1,0+0,008—0,002) + (0,0016+

0,0008) =(0,4 529+0,7 726+0,9 823)+0,001 +0,0023+?кд+?4;

?4= 0,7843-?кд.

Уравнение теплового баланса

(?п.в+?у.вз—?у.в2)* h4' +(?д.у+?э.у) *h4″ =

= (?1+? 2+? пз)*hдрз+? у1,2*hу1,2+? р. к*hр.к+? Кд*h5+? 4*h4;

(1,0+0,008−0,002)*697+ (0,0016+0,0008)*2762,9 = =(0,4 529+0,7 726+0,9 823)*741,9+0,001 * 3010+0,0023 * 3352+акд *640,8+

+?4*3199

Решая систему уравнений получаем? кд=0,786;? 4=0,015.

Рис. 3.2. Расчетная схема деаэратора питательной установки энергоблока 800 МВт

3.6 Установка предварительного подогрева котельного воздуха (калориферы) Предварительно определяем предполагаемый расход пара на турбину:

Принимаем с последующим уточнением коэффициент, учитывающий увеличение расхода пара за счет регенерации? р=1,18; тогда Dо=1,175*2107*103=2474*103 кг/ч.

Рассчитываем тепловую нагрузку парового котла :

Qnк= 1,0*2474*103*(3306−1161)+(1−0,4 529−0,7 726*2474*103 *(3543−2915)= =6682,3 ГДж/ч, Для определения энтальпии свежего пара и пара промежуточного перегрева у котла hпе, hп.пп.к и hоп.пп.к принимаем, следующие параметры этого пара:

рпе = 24,9 МПа, tпе = 540 °C; pоп.пп.к =3,7 МПа, tоп.пп.к=280°С; pп.пп.к = 3,35 МПа, tп.пп.к = 540 °C; hп. вПК=hп.в, с учетом потерь тракта.

Расход натурального топлива на паровой котел определяем по прямому балансу, приняв КПД? п. к=0,92:

Вр=Qп.к/Qнр/?п.к =6682,3/15 660/0,92 = 463,81* 103 кг/ч.

3.7 Тепловой баланс калориферов

Qв=Qкал=(?кал+?рец)*Lо*Вр*(tв"*cв"-tв'*cв')=Dкал*(h5-h5')*?п где L0 =5,5 — теоретически необходимое количество воздуха, кг/кг. Избыток котельного воздуха за калориферами принимаем? Кал=1,28. Доля рециркуляции воздуха для поддержания положительной температуры воздуха перед калориферами зависит от температуры наружного воздуха. Коэффициент? рец определяем из уравнения смешения потоков горячего и холодного воздуха перед дутьевым вентилятором (ДВ):

?рец=?кал*(t'в-tн.в)/(t"вt'в)= 0,15;

Qкал=(1,28+0,157)*5,5*463,81*10−3*(50*10 057−1/1,0028)=180,66 ГДж/кг;

Dкал=180,66/0,99/(3063−640,8)*106=75,346*103 кг/ч;

?кал= Dкал/ Do (к)=75,346/2474=0,0304

3.8 Сетевая подогревательная установка Расход сетевой воды

Тепловой баланс верхней ступени установки (ВС):

Gс.в *(hn.c—hн.c) = Dв. с *(h5—h5') ?п;

219*103*(547−251)= Dв. с *(3063−640,8)*0,997

Dв.с =15 446 кг/ч;

?в.с=0,0062.

Тепловой баланс нижней ступени сетевой установки (НС):

Gс.в *(hn.c—hодб) = Dн. с *(h6—h6') ?п+ Dв. с *(h5—h5') ?п;

219*103*(547- hодб)= Dн. с *(2879−517,6)*0,997+15 446*(3063−640,8)*0,998;

Тепловой баланс охладителя дренажей (ОДБ):

Gс.в *(hодбhо.c) =(Dн.с+ Dв. с)*(h6—hдр) ?п;

219*103*(hодб-251)=(Dн.с+ 15 446)*(2879−335)*0,998

Значение hдр=335 кДж/кг принято при Рдр=0,15 МПа и tдр=80°С. Из совместного решения уравнений определяем, исключая hодб

Dн.с =9896 кг/ч, ?нс= 0,004.

Подогреватели низкого давления (ПНД):

ПНД5(рис. 3.3): доля расхода пара на ПНД5 :

Доля расхода пара пятого отбора ?5 =? п5+? в. с+? кал=0,0756.

ПНД6 и СМ: уравнение теплового баланса для П6:

?кд *(hв6—hсм) = ?п6 *q6*?п6+ ?п5*(hдр5—hдр6) *?п6 ;

0,768*(504,8- hсм) =?п6 *2459,4*0,997*0,39*(547,7−419,6)* 0,997;

Уравнение материального баланса для СМ:

(?кд+?ув2) hсм = (?п5+ ?п6) hдр6+ ?к7 hв7 ,

где ?к7=?кд+?у.в2—?п5—?п6;

(0,768 +0,002) hсм = (0,039+ ?п6) *419,6 + (0,768+0,002—0,039—ап6) *377,0.

Из совместного решения уравнений получаем, исключая hсм ,

?п6 = 0,043, ?К7=0,6842.

Доля расхода пара шестого отбора ?6= ?п6+?н.с+?у.в2 =0,047.

Рис. 3.3. Расчетная схема группы ПНД турбоустановки энергоблока 800 МВт Расширитель дренажа греющего пара калориферов (Р).

Принимаем давление пара в расширителе рр=0,10 МПа; h’p=417,2 кДж/ кг; h" р=2676,5 кДж/кг. Уравнение материального баланса:

?кал=0,0304=?рп+?рдР.

Уравнение теплового баланса:

?калh5'=?pnhp"+ ?pдрhp';

0,0304 — 640,8=?pn* 2676,5+?pдр * 417,2.

Решаем совместно оба уравнения и получаем: ?pn =0,003; ?pдр =0,027.

ПНД7 и ОУ1: уравнение материального баланса для П7:

?K7=?7+?y.B3+?pn+?K8.

0,6842=?7+0,008+0,003+ ?K8.

Уравнение теплового баланса

?K7hB7=?7h7+?y.B3hy.B3+ ?pnhp"+ ?K8hв.o.y1

0,6842 * 377,0=?7*2719+0,008* 326+0,003 *2676,5+ ?K8

Уравнение теплового баланса для ОУ1:

?K8 (hв.o.y1-hB8) — ?о.y1 (ho.y1 — h’o.y1) ?п;

?K8 (hв.o.y1−249,3) =0,001 (2800—450)*0,998.

Решаем совместно систему уравнений; исключая величину hв.o.y1, получаем ?7=0,027; ?K8= 0,689.

ПНД8 и ОУ2: уравнение материального баланса для П8:

?к8=?8+?к=0,689

Уравнение теплового баланса:

?к8hв8 = ?8h8+?кhв.о.у2;

0,689 * 249,3=?8 * 2545+ ?кhв.о.у2

Уравнение теплового баланса для ОУ2:

?к (hв.о.у2- h’K) = (?э.у+?0.у2)(ho.у2 — h’o.у2)?п+ ?п.пс.к.р (hп.п — h’o.y2) ?п +

+?oс.к.р (ho— h, o. y2) ?п ;

?к (hв.о.у2- 121,3) = (0,0008 + 0,002)*(2750−420)*0,999 + 0,0003*(3543−420)*0,999 + +0,0004 (3309−420)* 0,999.

Решаем совместно систему уравнений, исключая величину hв.о.у2, получаем

?8=0,033, ?к=0,658.

3.9 Контроль материального баланса пара и конденсата Пропуск 'пара в конденсатор:

?кп= ?о — ?р.к- ?ос.к.р — ?п.пс.к.р- ?y1- ?y2- ?y3- ?y4- ?y5- ?y6 +?тд.у- ?о.y2 -? ?i-? ?у.т = 1−0,0023−0,0004−0,0003−0,0006−0,0004−0,0006−0,0004−0,0003−0,0003+0,0014−0,002-[0,4 529−0,7 726-(0,0598+0,3 843)-0,1 500-(0,039+0,0304+0,0062) — (0,0430+0,004);

— 0,028—0,033] -0,015=0,559.

Поток конденсата из конденсатора:

?к (п)= ?кп + ?д.в + ?pдр+ ?в.c + ?н.c + ?кт.п + ?о.y2 + ?э.y2 + ?ос.к.р + ?п.пс.к.р + ?о.y1 =

= 0,5596 + 0,015 + 0,027 + 0,0064+ 0,004 + 0,3 834 + 0,002 + 0,0008 + + 0,0004 + +0,0003 + 0,001 = 0,659,

где

?кт.п = ?т п + ?д «= 0,0062 + 0,0002 = 0,0064.

Погрешность сведения материального баланса что допустимо.

4 Энергетическое уравнение и определение расходов пара и воды Энергетическое уравнение турбоустановки представлено в табличной форме (табл. 4.1).

Таблица 4.1.

Определяем расход свежего пара на турбину:

Погрешность предварительной оценки расхода пара на турбину составляет что допустимо.

Удельный расход пара на турбину :

Определяем потоки пара и воды, выраженные в долях D0,

Все параметры тепловой схемы определены, приступаем к расчету энергетических показателей энергоблока.

5 Энергетические показатели энергоблока

1. Полный расход теплоты на турбоустановку :

Qтy=2476*10−3*(3309−1134)+2159*10−3*(3532−2915)-37,1*10−3 *(1134−167,5)= 6652,727 ГДж/ч.

2. Эффективная мощность приводной турбины ПН по (11.25)

Nе т.п.п.и = 2476*103*1,1*(32,4−04)/3600/0,83= 28 895 кВт.

3. Расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии

Qэтy = Qтy — Qот — Qкал = 6407,004- 65 -180,656= 6407,004 ГДж/ч, где Qкал =Qв=Dкал (h5—h'5) п=75,270*10−3*(3063−640,8)*0,99=180,656 ГДж/ч.

4. Удельный расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергии :

5. КПД турбоустановки по выработке электроэнергии эту=3600/qэту=3600/7823,963=0,4601

6. Абсолютный электрический КПД турбоустановки ату =3600*790*103/6652,727=0,4275

7. Тепловая нагрузка парового котла :

Qпк=2476*10−3*(3306−1134)+2159*10−3*(3542−2915)= 6652,727 = 6733,231 ГДж/ч.

Энтальпии свежего пара и пара промежуточного перегрева были уточнены ранее при расчете установки предварительного подогрева котельного воздуха (калориферов).

8. КПД транспорта теплоты тр=6652,727/6733,231=0,988.

9. Количество теплоты топлива на паровой котел

Qc=6733,231 *106/0,92=7318,729 ГДж/ч.

10. КПД энергоблока где доли отбора теплоты на калориферы и на отпуск теплоты равны:

?в=Qв/Qту=180,723/6652,727=0,2 716

?т=Qот/Qту=65/6652,727=0,1 015

11. КПД энергоблока нетто сн=0,40258(1−0,05)=0,3824

где эс. н=0,05.

12. Удельный расход теплоты энергоблока нетто

qсн =3600/0,3824=9414 кДж/ (кВт * ч).

13. Часовые расходы условного и натурального топлива Ву=7318,729*106/29 308=249,72* 103 кг/ч;

Вн=7318,729*106/15 660=467,35* 103 кг/ч;

где QHp=15 660 кДж/кг.

14. Удельный расход условного топлива нетто

bун= 123/0,3824=321,7 г/(кВт-ч).

Вывод: Для типового энергоблока К-800−240−5 ЛМЗ с исходными параметрами Ро=23,4 МПа, tо=535, роп. п=3,75 МПа, tоп. п=540оС, рп. п=3,3МПа, tп. п=535оC, рк=4кПа, tпв=260оС, Nэ=790 МВт определены технические характеристики теплового оборудования (расходы пара, воды и топлива) и его энергетические показатели (КПД и удельных расходов теплоты и топлива).КПД энергоблока нетто составил сн=0,3824

1. Рыжкин В. Я. «Тепловые электростанции» 1987 г.