Расчёт тепловой схемы конденсационного энергоблока. Прототип-Энергоблок с турбиной к-800-240-5 ЛМЗ

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.3.7 Тепловой баланс калориферовQв=Qкал=(βкал+βрец)*Lо*Вр*(tв”*cв”-tв’*cв’)=Dкал*(h5-h5’)*ηпгде 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=0,03043.8 Сетевая подогревательная установкаРасход сетевой водыТепловой 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)*0,997Dв.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)*0,998Значение hдр=335 кДж/кг принято при Рдр=0,15 МПа и tдр=80°С. Из совместного решения уравнений определяем, исключая hодбDн.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.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 балансаαK7*hB7=α7h7+αy.B3hy.B3+ αpnhp”+ αK8hв.o.y10,6842 * 377,0=α7*2719+0,008* 326+0,003 *2676,5+ αK8Уравнение 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 величинуhв.o.y1, получаем α7=0,027; αK8= 0,689.ПНД8 и ОУ2: уравнение материального баланса для П8:αк8=α8+αк=0,689Уравнение теплового баланса:αк8hв8 = α8h8+αкhв.о.у2;0,689 * 249,3=α8 * 2545+ αкhв.о.у2Уравнение 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, получаемα8=0,033, αк=0,658.3.9 Контроль материального баланса пара и конденсатаПропуск '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,гдеαкт.п= αт п + αд " = 0,0062 + 0,0002 = 0,0064.Погрешность сведения материального балансачто допустимо.4 Энергетическое уравнение и определение расходов пара и водыЭнергетическое уравнение турбоустановки представлено в табличной форме (табл. 4.1).Таблица 4.1.Цилиндр турбиныОтсек турбины (на процессе расширения пара)Доля пропуска пара через отсек ajТеплоперепад пара в отсеке Hij, кДж/кгВнутренняя работа на 1 кг свежего пара aJHiJ, кДж/кгЦВД0'-10,9946326324,23961-2o0,949315552,21205ЦСД2-30,87225135117,753753-40,77534198153,517324-50,76034136103,406245-60,68464184125,97376ЦНД6'-70,63784160102,05447-80,60984174106,112168-К0,5748414080,4776ΣαjHj=1165,74688Определяем расход свежего пара на турбину:Погрешность предварительной оценки расхода пара на турбину составляетчто допустимо.Удельный расход пара на турбину :Определяем потоки пара и воды, выраженные в долях D0,D1=112,138*103 кг/чD2=191,296*103 кг/чD3=144,796*103 кг/чDт.п=95,153*103 кг/чD4=37,140*103 кг/чD5=96,812*103 кг/чDкал=75,270*103 кг/чDв.с=15,351*103 кг/чD6=103,992*103 кг/чDн.с=9,904*103 кг/чD7=69,328*103 кг/чD8=81,708*103 кг/чDкп=1629,208*103 кг/чDд.в=37,140*103 кг/чDп.п.=2159,691*103 кг/чВсе параметры тепловой схемы определены, приступаем к расчету энергетических показателей энергоблока.Энергетические показатели энергоблока1. 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)Nет.п.п.и= 2476*103*1,1*(32,4-04)/3600/0,83= 28895 кВт.3. Расход теплоты турбоустановки на выработку электроэнергииQэтy = 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 электроэнергииэту=3600/qэту=3600/7823,963=0,46016. Абсолютный электрический КПД турбоустановкиату =3600*790*103/6652,727=0,42757. 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 теплотытр=6652,727/6733,231=0,988.9. Количество теплоты топлива на паровой котелQc=6733,231 *106/0,92=7318,729 ГДж/ч.10. КПД энергоблокагде доли отбора теплоты на калориферы и на отпуск теплоты равны:βв=Qв/Qту=180,723/6652,727=0,02716βт=Qот/Qту=65/6652,727=0,01015КПД энергоблока неттосн=0,40258(1-0,05)=0,3824где эс.н=0,05.12. Удельный расход теплоты энергоблока неттоqсн =3600/0,3824=9414 кДж/ (кВт • ч).13. Часовые расходы условного и натурального топливаВу=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 неттоbун= 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=540 °С,рп.п=3,3 МПа, tп.п=535°C, 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=0,3824ЛитератураРыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учеб.для вузов/ В.Я. Рыжкин; Под. ред. В.Я. Гиршфельда. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоавтомиздат, 1987.Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара./ С.Л. Ривкин, А.А Александров. - М.: Энергоатомиздат, 1984.. Цыганок А.П., Михайленко С.А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. - Красноярск: ПИ СФУ, 1991. 119 с.. Шулбаев А.Л., Курсовой проект по ТЭС, - Красноярск: ПИ СФУ, 2012. 54 с.. Дьяков А.Ф., Российская энергетика и прогнозы ее интеграции с энергосистемами других стран//А.Ф. Дьяков - Электрические станции, 1995.. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: Учеб.для вузов//Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. М.: Энергоавтомиздат, 1995. 345с.. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ.ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. 2-е изд., перераб. М.: Энергоавтомиздат, 1989.Бойко, Е.А., Деринг, И.С., Охорзина, Т.И. Котельные установки и парогенераторы: Учебное пособие. – Красноярск: ПИ СФУ, 2005. 97с.. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые электрические станции: Учебное пособие. - Красноярск: ПИ СФУ, 2005. 300 с.Размещено на Allbest.ru