Обоснование выбора Ку
Выбор парового котла осуществляется согласно нормам технологического проектирование тепловых электрических станций. Выбор осуществляется согласно следующим данным:
1. Тип турбоустановки К-800-240
2. Тип котла – прямоточный
3. Начальные параметры пара
давление 23,54 МПа
температура 540 °С
4. Вид топлива – Бурый уголь
5. Тип привода питательного насоса – турбинный
Согласно исходным данным выбираем паровой котёл: В количестве двух на турбину.
Пп-2650-25-545 БТ
Производительность 2650 т/ч
Температура пара на выходе 540 °С
Ширина в осях колон – 24 м
Глубина в осях колон – 33 м
Высота в осях колон – 106,4 м
Компоновка котла Т – образная
Температура подогрева воздуха – 322 °С
Температура уходящих газов – 163 °С
Температура питательной воды – 270 °С
КПД (брутто) – 91,9 %
Тип воздухоподогревателя – ТВП
Масса легированной стали – 7727/750 т
Общая масса металла – 19610 т
Масса каркаса – _________
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Содержание практической работы
1. Обоснования выбора котельной установки
2. Составление расчетной тепловой схемы энергоблока и её краткое описание
3. Определение давлений пара в верхних и нижних отопительных отборов турбины
4. Построение процесса расширения пара в турбине в is– диаграмме
5. Определение расчетных параметров пара и воды турбоустановки
6. Определение расхода пара на подогреватель сетевой воды
7. Расчёт Сепаратов не прерывной продувки
8. Расчёт расхода греющего пара на элементы тепловой схемы
9. определение мощности турбины и энергетических балансов турбоустановки
10. Определение основных энергетических показателей энергоблока
11. Список используемой литературы
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Исходные данные
1. Тип турбоустановки К-800-240
2. Котёл – прямоточный
3. Вид топлива – Бурый уголь
4. Установленная Электрическая мощность турбоагрегата – 800 МВт
5. Начальные параметры свежего пара перед турбиной: Давление – 23,54 МПа, Температура – 540 °С
6. Давление отработавшего пара – 0,0034 МПа
7. Температура питательной воды – 274 °С
8. Параметры пара после промежуточного перегрева, давление – 3,24 МПа, Температура – 540 °С
9. Относительно внутренний КПД цилиндров
10. КПД дросилирование пара
11.Давление пара в отборах
На ПВД – 8 = 6,06 МПа
На ПВД – 7 = 3,77 МПа
На ПВД – 6 = 1,63 МПа
На деаэратор = 1,069 МПа
На ПНД – 4 = 0,578 МПа
На ПНД – 3 = 0,28 МПа
На ПНД – 2 = 0,113 МПа
На ПНД – 1 = 0,021 МПа
12. Давление пара в отборе на трубопровод – 1,63 МПа
13. Давление пара отработавшего в трубапроводе – 0,0034 МПа
14. Внутренний относительный КПД ПН – 85%
15. Температурный график теплоситей 130 – 70 °С
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Построение процесса расширения пара в турбине is– диаграмме.
Начальная точка процесса расширения пара находится по начальным параметрам пара:
Р0= 23,54 МПа
t0= 540°С
i0= 3317 кДж/кг
С учётом процесса дросселирования в ЦВД:
Р´0 = Р0* Р´0 = Р0* = 23.54 * 0.95 = 22.363
Строится процесс расширения пара в ЦВД:
Р2 = 3,77 МПа
i´2 = 2859 кДж/кг
Располагаемый тепловой перепад в ЦВД:
= i0 – i2 = 3317 – 2859 = 458 кДж/кг
Полезно использованный тепловой перепад в ЦВД:
= * =458 * 0,85 = 389,3
Энтальпия пара второго отбора:
i2= i0– i2= 3317 – 389,3 = 2927,7 кДж/кг
Точка О´ находится по параметрам промежуточного перегрева пара:
Рпп = 3,24 МПа
tпп= 540 °С
С учётом процесса дросселирования в ЦСД Р´пп находится:
Р´пп = Рпп * Р´пп = 3,24 * 0,85 = 2,757 МПа
Строится процесс расширения пара в ЦСД:
Р6= 0,28 МПа
i´6 = 2895 кДж/кг
i´0= 3523 кДж/кг
Располагаемый тепловой перепад в ЦСД:
= i´0– i´6 = 3523 – 2895 = 628 кДж/кг
Энтальпия пара шестого отбора находится следующим образом:
i6 = i´0– i6= 3523 – 521,24 = 3001,75 кДж/кг
Р3 = 1,63 МПа
Р4 = 1,069 МПа
Р5 = 0,578 МПа
Строится процесс расширения пара:
Рк = 0,0034 МПа
i´к = 2265 кДж/кг
Располагаемый тепловой перепад в ЦНД:
= i6 – i´к = 3001 – 2265 = 736 кДж/кг
Полезно использованный тепловой перепад:
= * = 736 * 0,7 = 515,2 кДж/кг
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Энтальпия пара в конце процесса расширения находится по формуле:
iк= i7– iк= 3001 – 515,2 = 2485,8кДж/кг
Определение расчётных параметров пара и воды турбоустановки:
tк при Р в конденсаторе
Рк = 0,0034 МПа
tк= 26,2 °С
Температура за ПНД – 4 принимается по условию необходимого подогрева:
t4= tдн– t4= 164 – 14 = 150 °С
= 10 ÷ 20 °С
Нагрев основного конденсата в каждом ПНД по условию равномерного подогрева:
°С
Температура основного конденсата за ПНД – 1,2,3:
t1 = tк+ t1 = 26,2 + 30,95 = 57,15 °С
t2 = t1+ t1= 57,15 + 30,95 = 88,1 °С
t3 = t2+ t1= 88,1 + 30,95 = 119,05 °С
Энтальпия основного конденсата за ПНД – 1,2,3,4:
= С * t1= 4,19 * 57,15 = 239,458 кДж/кг
= С * t2 = 4,19 * 88,1 = 369,139 кДж/кг
= С * t3= 4,19 * 119,05 = 498,819 кДж/кг
= С * t4= 4,19 * 150 = 628,5 кДж/кг
С = 4,19
Энтальпия питательной воды за ПВД – 8 определяется по Рпн и tпв:
Рпн = 34 МПа
tпв= 274 °С
= 1182 кДж/кг
Энтальпия питательной воды в деаэраторе:
= = 697,1 кДж/кг
Повышение энтальпии воды в питательном насосе:
= кДж/кг
Энтальпия питательной воды после питательного насоса:
= 697 + 43,107
Повышение энтальпии в каждом ПВД по условию равномерного подогрева:
= кДж/кг
Энтальпия питательной воды за ПВД – 6,7
= 740,107 + 147,297 =887,464 кДж/кг
= 887,404 + 147,297 = 1034,70 кДж/кг
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Количество тепла отданное паром отборов в каждом подогревателе:
= i1 – τ1 = 3020 – 1219,5 = 1800,5 кДж/кг
= i2 – τ2 = 2927,7 – 1072,8 = 1854,9 кДж/кг
= i3 – τ3 = 3420 – 858,6 = 2561,4 кДж/кг
= i5 – τ5 = 3140 – 664,7 = 2475,3 кДж/кг
= i6 – τ6 = 3001 – 551,4 = 2449,6 кДж/кг
= i7 – τ7 = 2860 – 428,84 = 2431,16 кДж/кг
= i8– τ8 = 2660 – 255,89 = 2404,11 кДж/кг
Количество тепла, отданное каждым кг конденсата греющего пара при его каскадном сливе из подогревателя с более высоким давлением греющего пара, основному конденсату или питательной воде в рассматриваемом подогревателе:
∆τ12 = τ1 – τ2 = 1219,5 – 1072,8 = 146,7 кДж/кг
∆τ23 = τ2 – τ3 = 1072,8 – 858,6 = 214,2 кДж/кг
∆τ56 = τ5 – τ6 = 664,7 – 551,4 = 113,3 кДж/кг
∆τ67 = τ6 – τ7 = 551,4 – 428,84 = 122,56 кДж/кг
∆τ78 = τ7 – τ8 = 428,84 – 255,89 = 172,95 кДж/кг
Расчет расхода греющего пара на элементы тепловой схемы.
Расход свежего пара на турбину принимается за единицу D0= 1, остальные потоки
пара воды выражаются в долях от D0.
Расход питательной воды Dпв= D0 + Dут
Разделив это выражение на D0, получим αут= Dут/ D0= 0,01 – величина утечки.
Доля расхода питательной воды: αпв = 1 + 0,01 = 1,01
Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса:
αтп =
hна= νср× (Рвых – Рвыхп) × 103 = 0,0011 (34 – 2,2) ×103 = 34,98 кДж/кг
Нiтп = Н0тп × ηоiтп= 935 × 0,8 = 748 кДж/кг
Н0тп = i0тп– iктп = 3420 – 2485 = 935 кДж/кг
ηоiтп= 0,77 – 0,785 – внутренний относительный КПД приводных турбин типа Р;
ηоiтп= 0,8 – 0,815 – внутренний относительный КПД приводных турбин типа К;
ήн = 0,8 – КПД насоса;
ηнтп = 0,98 – КПД турбопривода.
Доля расхода пара на ПВД – 8
ή1 = 0,99 – КПД подогревателей, показывает долю тепла пара отбора, пошедшего на
подогрев нагреваемой среды.
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Доля расхода пара на ПВД – 7
Доля расхода пара на ПВД – 6
Доля расхода пара на деаэратор
αк — величина потока основного конденсата после ПНД в долях от расхода
пара на турбину.
Доля расхода пара на ПНД – 4
Доля расхода пара на ПНД – 3
Доля расхода пара на ПНД – 2
Через ПНД – 2 идет поток основного конденсата в долях:
В результате решения системы двух уравнений находятся α7 и αк/.
Доля расхода пара на ПНД – 1
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Расчет коэффициентов недовыработки мощности паром отборов
(с промежуточным перегревом пара).
Коэффициент недовыработки мощности паром 1-го отбора, идущего на ПВД – 8
Коэффициент недовыработки мощности паром 2-го отбора, идущего на ПВД – 7
Коэффициент недовыработки мощности паром 3-го отбора, идущего на ПВД – 6
Коэффициент недовыработки мощности паром отбора, идущего на деаэратор
Коэффициент недовыработки мощности паром 4-го отбора, идущего на ПНД – 4
Коэффициент недовыработки мощности паром 6-го отбора, идущего на ПНД – 3
Коэффициент недовыработки мощности паром 7-го отбора, идущего на ПНД – 2
Коэффициент недовыработки мощности паром 8-го отбора, идущего на ПВД – 1
Коэффициент недовыработки мощности паром отбора, идущего на турбопривод
Расчет расхода пара на турбину
кг/с
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
Сумма произведений долей расхода пара в отборы на коэффициенты недовыработки мощности этими отборами:
Определение расхода пара на подогреватели сетевой воды.
Расход пара на пиковый сетевой подогреватель, подключенный к 5-му отбору,
при покрытии ПСП 25% теплофикационной нагрузки:
QПСП= 0,25 × Qуст= 0,25 × 35 = 8,75 МВт
Qуст= 35 МВт для турбины К-800-240
кг/с
Расход пара на основной сетевой подогреватель, подключенный к 6-му отбору:
кг/с
Расходы пара в отборы.
на ПВД – 8 кг/с
на ПВД – 7 кг/с
на ПВД – 6 кг/с
на деаэратор кг/с
на ПНД – 4 кг/с
на ПНД – 3 кг/с
на ПНД – 2 кг/с
на ПНД – 1 кг/с
На турбопривод кг/с
Конденсационный поток пара для турбины типа К:
Dк= D0– (D1+ D2+ D3+ Dд+ D4+ D5+ Dпсп+D6+Dосп+ D7+ Dтп+ D8)
Dк = 752,827 — (62,484+55,709+33,877+6,022+31,844+8,75+30,715+10,659+21,003+
+43,688+45,169+28,231) =423,544 экг/с
Определение мощности турбины и энергетический баланс турбоустановки.
Турбина типа К с промежуточным перегревом пара:
Мощность потоков пара в турбине:
Первого отбора NiI= D1× (i0– i1)= 62,484 × (3317 – 3020) = 18557,748 кВт
Второго отбора NiII= D2× (i0– i2) = 55,709× (3317 – 2927) = 21726,51кВт
ТретьегоотбораNiIII= D3 × [(i0– i2) + (i0/ – i3)]
NiIII= 33,877 ×[(3317 – 2927) + (3523 – 3420)= 16701,361 кВт
лист
изм
Лист
№ докум
подпись
дата
ЧетвертогоотбораNiIV= D4 ×[(i0– i2) + (i0/ – i4)]
NiIV= 6,022×[(3317–2927) + (3523– 3290)] = 3751,706 кВт
ПятогоотбораNiV= (D5 + Dпсп) ×[(i0– i2) + (i0/ – i5)]
NiV= (31,844 +3,57) × [(3317–2927) + (3523– 3140)] = 27375,022 кВт
ШестогоотбораNiVI= (D6 + Dосп) ×[(i0– i2) + (i0/ – i6)]
NiVI= (30,715 + 10,655) × [(3317 – 2927) + (3523 – 3001)] = 37733,088 кВт
СедьмогоотбораNiVII= D7 ×[(i0– i2) + (i0/ – i7)]
NiVII21,003× [(3317 – 2927) + (3523 – 2860)] = 22116,159кВт
ВосьмогоотбораNiVIII= D8 ×[(i0– i2) + (i0/ – i8)]
NiVIII= 28,231× [(3317 – 2927) + (3523 – 2660)] = 35373,443 кВт
Мощность потока пара турбопривода Niтп= Dтп×[(i0– i2) + (i0/– i0тп) + (iктп– iк)]
Niтп= 45,169 × [(3317 – 2927) + (3523 – 3420)] = 22268,317 кВт
Мощность конденсационного потока: Niк= Dк×[(i0– i2) + (i0/– iк)] кВт
Сумма мощностей потоков пара в турбине:
Ni= NiI+ NiII+ NiIII+ NiIV+ NiV+ NiVI