Расчет тепловой тубины К-500-240

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   52000 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

 

    t_пв, i_пв     

П₁

          Р_n1

 

t_пв2

i_пв2

 Р_пп

П₂

      0,686 МПа

t_н, i_н

 Р₃      t_∂’, i_∂’

П₃

ПН

 

 

   i_пн

 

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 D_ДВ 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)

D_ПВ – расход питательной воды в кг/ч;

        (2.22)

V_В – удельный объем воды при t_нас 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.

 

 

    t_ПВ1 = t_ПВ

   i_ПВ1 = i_ПВ

 

        D_П1; i₁

  оп1       

i_ОП1                   i’_ПВ1

П₁

 

 

 

           ОК1 

 

 

      D_П1         t_ПВ2; i_ПВ2

      i_ок1

 

        

   оп2    D_П2; i₂

 

         i_ОП2              i’_ПВ2

П₂    

 

 

       

 ОК2

 

 

             t_ПВ3; i_ПВ3

D_П1+D_П2

   i_ОК2

 

            оп3       D_П3; i₃

 i_ОП3             i’_ПВ3

П₃

 

D_П1+D_П2+D_П3

 

  ОК3  i_ОК3

 

 

      t_g; D_ПВ 

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.

 

 

α_отб4; i₄   

α_вып

i_вып

 

      α_ок; i_ок

 

0,686 МПа

 

ПН     α_пв  i_пв

              

 

 

 

 Уравнение материального  баланса.

      (2.45)

      (2.46)

 

Уравнение теплового баланса.

 (2.47)

 

 

 

 

 

 

9. Водоподогревательная  установка сетевой воды.

 

 

(2.48)  

     ВС      t_ВС2; i_ВС2     t_ПС      

α_П2        

  ОТ   

i_П2

 

        t_ПС1  i’_ВС

       НС      i_ПС1

      СН

α_П1

i_П1

i’_ПС

V_СВ

t_ОС

i_ОС

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Уравнение теплового  баланса.

   (2.49)

       (2.50)

   (2.51)

   (2.52)

 

10. Расчет ПНД.

 

 

  α_П1    α_П6       α_П7        α_П8        α_П9     

 Р_отб5; i₅   Р_отб6 i₄    Р_отб7 i₃       Р_отб8 i₂      Р_отб9;i₁     оэ

  i_отб5       i_отб4      

 

 

 

t_к5      i_к7            i_ок2

       i’₅          i_ок3

i’₃      i’₂

эн

П5  П6  П7     П8      П9   ОЭ

 

 

 

 

 

 

 

  П5           П6

Р_отб5;α_п5;i₅     Р_отб6;α_п6;i₆

i_оп5       i_оп6

      СМ

α_ок;i_к5              i_к6          i_к7

 

    i’_к5           i’_к6

  i_g6

       i’_п;α_п6         α₆

 

α_п5; i_g5

 

(2.51)

  (2.52)

П 5:

       (2.53)

        (2.54)

      (2.55)

         (2.56)

П 6:

     (2.57)

    (2,58)

 

       α_п7

    Р_отб7

     i₇

П7

СМ2

      i_к7                i_к8

 

 

 

     i_п7     i_g7         i_сп

α_сп

 

         (2.59)

 (2.60)

 

 

     α_оэ   i’_к

       i_оэ   α’_к

 

t₁; i₁     см4

 

 

          

   

 

   (2.61)

       (2,62)

 

i_оу   α_оу

 

 

i₂          i₁

 

 

 

     (2.63)

          (2.64)

 

       α_п8        α_п9

       i₈         i_п9

 

    см3

i_К8            i_К9         i₂

 

 

     i_g7;  α_П7        

α_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      2х25,7

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        2^х5

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     233000

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^х2550^х590; 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^х2У; 125.

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