Расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока

Введение
1.Тепловая схема энергоблока
2.Параметры пара и воды турбоустановки
3.Материальные балансы пара и воды
Протечки из уплотнений турбины
Регенеративные подогреватели высокого давления.
Питательная установка
Деаэратор питательной воды.
(1,0+0,008—0,002) + (0,0016+
Установка предварительного подогрева котельного воздуха (калориферы).
Сетевая подогревательная установка.
Подогреватели низкого давления (ПНД):
Расширитель дренажа греющего пара калориферов (Р).
Контроль материального баланса пара и конденсата
4.Энергетическое уравнение и определение расходов пара и воды.
5.Энергетические показатели энергоблока.
Литература.

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
Питательная установка
Определяем долю отбора пара на приводную турбину :
« = 1.0-1.1(32,4-0,7)
Доля расхода пара третьего отбора α3= αn3 +αт.п +αут3=0,09823
Деаэратор питательной воды.
Уравнение материального баланса:
(αп.в+αу.вз—αу.в2) + (αд.у+αэ.у) = (α1+α2+α3) +αу1,2+αр.к+αкд+α4;
(1,0+0,008—0,002) + (0,0016+
0,0008) =(0,04529+0,07726+0,09823)+0,001 +0,0023+αкд+α4;
α4= 0,7843-αкд.
Уравнение теплового баланса
(αп.в+αу.вз—αу.в2)* h4’ +(αд.у+αэ.у) *h4"=
= (α1+ α 2+ α пз)*hдрз+ α у1,2*hу1,2+ α р.к*hр.к+ α Кд*h5+ α 4*h4;
(1,0+0,008-0,002)*697+ (0,0016+0,0008)*2762,9 = =(0,04529+0,07726+0,09823)*741,9+0,001 * 3010+0,0023 * 3352+акд *640,8+
+α4*3199
Решая систему уравнений получаем α кд=0,786; α 4=0,015.
Рис. 3.2. Расчетная схема деаэратора питательной установки энергоблока 800 МВт
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 βр=1,18; тогда Dо=1,175*2107*103=2474*103 кг/ч.
Рассчитываем тепловую нагрузку парового котла :
Qnк= 1,0*2474*103*(3306-1161)+(1-0,04529-0,07726*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°С; pоп.пп.к =3,7 МПа ,tоп.пп.к=280°С; pп.пп.к = 3,35 МПа, tп.пп.к = 540°С; hп.вПК=hп.в,с учетом потерь тракта.
Расход натурального топлива на паровой котел определяем по прямому балансу, приняв КПД ηп.к=0,92:
Вр=Qп.к/Qнр/ηп.к =6682,3/15660/0,92 = 463,81* 103 кг/ч.
Тепловой баланс калориферов:
Qв=Qкал=(βкал+βрец)*Lо*Вр*(tв”*cв”-tв’*cв’)=Dкал*(h5-h5’)*ηп
где L0 =5,5 — теоретически необходимое количество воздуха, кг/кг. Избыток котельного воздуха за калориферами принимаем βКал=1,28. Доля рециркуляции воздуха для поддержания положительной температуры воздуха перед калориферами зависит от температуры наружного воздуха.. Коэффициент βрец определяем из уравнения смешения потоков горячего и холодного воздуха перед дутьевым вентилятором (ДВ):
βрец=βкал*(t’в-tн.в)/( t”в- t’в )= 0,15;
Qкал=(1,28+0,157)*5,5*463,81*10-3*(50*10057-1/1,0028)=180,66 ГДж/кг;
Dкал=180,66/0,99/(3063-640,8)*106=75,346*103 кг/ч;
αкал= Dкал/ Do(к)=75,346/2474=0,0304
Сетевая подогревательная установка.
Расход сетевой воды
Gc.„ =
Тепловой баланс верхней ступени установки (ВС):
Gс.в *(hn.c—hн.c) = Dв.с *(h5—h5') ηп;
219*103*(547-251)= Dв.с *(3063-640,8)*0,997
Dв.с =15 446 кг/ч;
αв.с=0,0062.
Тепловой баланс нижней ступени сетевой установки (НС):
Gс.в *(hn.c—hодб) = Dн.с *(h6—h6') ηп+ Dв.с *(h5—h5') ηп;
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 *(hодб –hо.c) =( Dн.с+ Dв.с )*(h6—hдр) ηп;
219*103*(hодб-251)=( Dн.с+ 15446 )*(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, αнс= 0,004.
Подогреватели низкого давления (ПНД):
ПНД5(рис. 3.3): доля расхода пара на ПНД5 :
Доля расхода пара пятого отбора α5 = α п5+ α в.с+ α кал=0,0756.
ПНД6 и СМ: уравнение теплового баланса для П6:
αкд *(hв6—hсм) = αп6 *q6*ηп6+ αп5*(hдр5—hдр6) *ηп6 ;
0,768*(504,8- hсм) =αп6 *2459,4*0,997*0,39*(547,7-419,6)* 0,997;
Уравнение материального баланса для СМ:
(αкд+αув2) hсм = (αп5+ αп6) hдр6+ αк7 hв7 ,
где αк7=αкд+αу.в2—αп5—αп6;
(0,768 +0,002) hсм = (0,039+ αп6) *419,6 + (0,768+0,002—0,039—ап6) *377,0.
Из совместного решения уравнений получаем, исключая hсм ,
αп6 = 0,043, αК7=0,6842.
Доля расхода пара шестого отбора α6= αп6+αн.с+αу.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:
αкал=0,0304=αрп+αрдР.
Уравнение теплового баланса:
αкалh5'=αpnhp”+ αpдрhp’;
0,0304 – 640,8=αpn* 2676,5+αpдр * 417,2.
Решаем совместно оба уравнения и получаем: αpn =0,003; αpдр =0,027.
ПНД7 и ОУ1: уравнение материального баланса для П7:
αK7=α7+αy.B3+αpn+αK8.
0,6842=α7+0,008+0,003+ αK8.
Уравнение теплового баланса
αK7hB7=α7h7+αy.B3hy.B3+ αpnhp”+ αK8hв.o.y1
0,6842 * 377,0=α7*2719+0,008* 326+0,003 *2676,5+ αK8
Уравнение теплового баланса для ОУ1:
αK8 (hв.o.y1-hB8) — αо.y1 (ho.y1 – h’o.y1) ηп;
αK8 (hв.o.y1-249,3) =0,001 (2800—450)*0,998.
Решаем совместно систему уравнений; исключая величину hв.o.y1, получаем α7=0,027; αK8= 0,689.
ПНД8 и ОУ2: уравнение материального баланса для П8:
αк8=α8+αк=0,689
Уравнение теплового баланса:
αк8hв8 = α8h8+αкhв.о.у2;
0,689 * 249,3=α8 * 2545+ αкhв.о.у2
Уравнение теплового баланса для ОУ2:
αк(hв.о.у2- h'K) = (αэ.у+α0.у2)(ho.у2 — h’o.у2 )ηп+ αп.пс.к.р (hп.п — h’o.y2 ) ηп +
+αoс.к.р (ho— h,o.y2) ηп ;
αк(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
α8=0,033, αк=0,658.
Контроль материального баланса пара и конденсата
Пропуск 'пара в конденсатор:
αкп= αо – αр.к- αос.к.р - αп.пс.к.р- αy1- αy2- αy3- αy4- αy5- αy6 +αтд.у- αо.y2 -Σ αi-Σ αу.т = 1-0,0023-0,0004-0,0003-0,0006-0,0004-0,0006-0,0004-0,0003-0,0003+0,0014-0,002-[0,04529-0,07726-(0,0598+0,03843)-0,01500-(0,039+0,0304+0,0062)- (0,0430+0,004)-
-0,028—0,033] -0,015=0,559.
Поток конденсата из конденсатора:
αк(п)= αкп + αд.в + αpдр+ αв.c + αн.c + αкт.п + αо.y2 + αэ.y2 + αос.к.р + αп.пс.к.р + αо.y1 =
= 0,5596 + 0,015 + 0,027 + 0,0064+ 0,004 + 0,03834 + 0,002 + 0,0008 + + 0,0004 + +0,0003 + 0,001 = 0,659,
где
αкт.п = αт п + αд " = 0,0062 + 0,0002 = 0,0064.
Погрешность сведения материального баланса
что допустимо.
Энергетическое уравнение и определение расходов пара и воды.
Энергетическое уравнение турбоустановки представлено в табличной форме (табл. 4.1).
Таблица 4.1.
Цилиндр турбины Отсек турбины (на процессе расширения пара) Доля пропуска пара через отсек aj Теплоперепад пара в отсеке Hij, кДж/кг Внутренняя работа на 1 кг свежего пара aJHiJ, кДж/кг           ЦВД 0'-1 0,9946 326 324,2396 1-2o 0,94931 55 52,21205 ЦСД 2-3 0,87225 135 117,75375 3-4 0,77534 198 153,51732 4-5 0,76034 136 103,40624 5-6 0,68464 184 125,97376 ЦНД 6'-7 0,63784 160 102,0544   7-8 0,60984 174 106,11216   8-К 0,57484 140 80,4776 ΣαjHj=1165,74688
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,
D1 = 112,138 *103 кг/ч D2 = 191,296 *103 кг/ч D3 = 144,796 *103 кг/ч Dт.п = 95,153 *103 кг/ч D4 = 37,140 *103 кг/ч D5 = 96,812 *103 кг/ч Dкал = 75,270 *103 кг/ч Dв.с = 15,351 *103 кг/ч D6 = 103,992 *103 кг/ч Dн.с = 9,904 *103 кг/ч D7 = 69,328 *103 кг/ч D8 = 81,708 *103 кг/ч Dкп = 1629,208 *103 кг/ч Dд.в = 37,140 *103 кг/ч Dп.п. = 2159,691 *103 кг/ч
Все параметры тепловой схемы определены, приступаем к расчету энергетических показателей энергоблока.

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= 28895 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:
βв=Qв/Qту=180,723/6652,727=0,02716
βт=Qот/Qту=65/6652,727=0,01015
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*106/29308=249,72* 103 кг/ч;
Вн=7318,729*106/15660=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

Литература.
Рыжкин В.Я. «Тепловые электростанции» 1987г.
2
2о
0
0’
2
6
3
1
4
5
6’
7
8
К