Расчёт принципиальной тепловой схемы энергоблока 800 МВт

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:

Р_пп = 3,24 МПа

t_пп = 540 °С

С учётом процесса дросселирования в ЦСД Р´_пп находится:

Р´_пп = Р_пп *                                         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:

Р_к = 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:

i_к = i₇ –                                                i_к = 3001 – 515,2 = 2485,8кДж/кг

Определение расчётных параметров  пара и воды турбоустановки:

t_к  при Р в конденсаторе

Р_к = 0,0034 МПа

t_к = 26,2 °С

      = = 109,78 кДж/кг

Температура за ПНД – 4 принимается по условию  необходимого подогрева:

t₄ =  t_д^н –           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 = t_к +                                                 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 Р_пн и t_пв:

Р_пн = 34 МПа

     t_пв = 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 D_пв = D₀ + D_ут

Разделив это выражение на D₀, получим α_ут = D_ут / D₀ = 0,01 – величина утечки.

Доля расхода питательной воды: α_пв = 1 + 0,01 = 1,01

Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса:

α_тп  =

h_н^а = ν _ср× (Р_вых – Р_вых^п) × 10³ = 0,0011 (34 – 2,2) ×10³ = 34,98 кДж/кг

Н_i^тп = Н₀^тп × η_оi^тп = 935 × 0,8 = 748 кДж/кг

Н₀^тп = i₀^тп – i_к^тп  = 3420 – 2485 = 935 кДж/кг

η_оi^тп = 0,77 – 0,785 – внутренний относительный КПД приводных турбин типа Р;

η_оi^тп = 0,8 – 0,815 – внутренний относительный КПД приводных турбин типа К;

ή_н = 0,8 – КПД насоса;

η_н^тп = 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

α_к  - 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 α_к^/ .

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:

Q_ПСП = 0,25 × Q_уст = 0,25 × 35 = 8,75 МВт

        Q_уст = 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:

D_к = D₀ – (D₁ + D₂ + D₃ + D_д + D₄ + D₅ + D_псп +D₆ +D_осп + D₇ + D_тп + D₈)

D_к  = 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 N_i^I = D₁ × (i₀ – i₁) = 62,484 × (3317 – 3020) = 18557,748 кВт

Второго отбора N_i^II = D₂ × (i₀ – i₂) = 55,709× (3317 – 2927) = 21726,51кВт

Третьего отбора N_i^III = D₃  × [ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₃)]   

        N_i^III = 33,877 × [ (3317 – 2927) + (3523 – 3420) = 16701,361 кВт   

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

Четвертого отбора N_i^IV = D₄ ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₄)]    

N_i^IV = 6,022 ×[ (3317 – 2927) + (3523 – 3290)] = 3751,706 кВт   

Пятого отбора N_i^V = (D₅ + D_псп) ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₅)]

        N_i^V = (31,844 + 3,57) × [ (3317 – 2927) + (3523 – 3140)] = 27375,022 кВт

Шестого отбора N_i^VI = (D₆ + D_осп) ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₆)]    

N_i^VI = (30,715 + 10,655) × [ (3317 – 2927) + (3523 – 3001)] = 37733,088 кВт

         Седьмого отбора N_i^VII = D₇ ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₇)]    

        N_i^VII 21,003× [ (3317 – 2927) + (3523 – 2860)] = 22116,159 кВт

Восьмого отбора N_i^VIII = D₈ ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₈)]

N_i^VIII = 28,231 × [ (3317 – 2927) + (3523 – 2660)] = 35373,443 кВт

Мощность потока пара турбопривода N_i^тп = D_тп ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i₀^тп) + (i_к^тп – i_к)]

N_i^тп = 45,169 × [ (3317 – 2927) + (3523 – 3420)] = 22268,317 кВт

Мощность конденсационного потока: N_i^к = D_к ×[ (i₀ – i₂) + (i₀^/ – i_к)]   кВт

Сумма мощностей потоков пара в турбине:

N_i =  N_i^I + N_i^II + N_i^III + N_i^IV + N_i^V + N_i^VI + N_i^VII + N_i^VIII + N_i^тп + N_i^к

N_i = 18557,748 + 21726,51 + 16701,361 + 3751,706 + 27375,022 + 37733,088 +

22116,159 + 35373,443 + 22268,317 + 604820,832 = 810424, 569 кВд 

Мощность на зажимах генератора:

N_э =  N_i × η_эм  кВт, η_эм = 0,98

N_э = 810424,569 × 0,98 = 794215,52 кВт

Допустимая погрешность расчета не более 1%.

Определение основных энергетических показателей энергоблока.

1. Полный расход тепла на турбоустановку:

с промежуточным перегревом пара

  кВт

где D_пп = D₀ – D₁ – D₂  кг/с – расход пара через промежуточный пароперегреватель:

2. Расход тепла на сетевые подогреватели:

  кВт

3. Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии:

  кВт

         кг/с

       кДж/кг

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

4. Удельный расход турбоустановкой на производство электроэнергии:

  кг/с

 кВт

 кг/с

5. КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

6. Расход тепла топлива:

кВт

7. КПД энергоблока (брутто):

8. КПД энергоблока (нетто):

Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок:

         г/МДж

93,224 Г/МДж = 335,606 Г/кВт  ч

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

Рассчитать паропроводы и питательные трубопроводы для энерго – блока с турбиной К – 800 – 240.

Исходные данные:                       

Р₀ = 25 МПа                                   4 – ре нитки паропровода

t₀ = 540 °С                                            

Р_пн = 34 МПа

t_пв  = 274 °С

Д_т = Д_к = 2650

Решение:

G =  Д_к = 662,5 = 184,02 кг/с

        v = 0,0124

C = 50 м/с

А₁ = 0,1

δ_доп = 72,5

Д_н = Д_в + 2 × S = 0,209 + 2 × 0,0478 = 0,304 м

+

Паропроводы выбираются по следующим данным:

Р₀ = 25 МПа        

t₀ = 540 °С    

Д_н = 0,304 м

S = 0,0478 м

Выбираем паропроводы сталь марки 15×1М1Ф,  с параметрами d_н × S = 245×38 , m = 2056 кг/м, d_у = 150 мм

Выбор питательного трубопровода:

G =  Д_к = 662,5 = 184,02 кг/с

        v = 0,0124

C = 5,5 м/с

Р₀ = 25 МПа        

t₀ = 540 °С    

Д_н = 0,304 м

S = 0,0478 м

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

Д_н = Д_в + 2S = 0,23 + 2 × 0,029 = 0,28 м

Р_пн = 34 МПа        

T_па = 274 °С    

Д_н = 0,28 м

S = 0,029 м

Выбираем паропроводы сталь марки 16 ГС,  с параметрами Д_н × S = 273×32,      m = 202,4 кг/м, d_у = 200 мм

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

Список литературы

1. Яблоков «Паровые и газовые турбины»

2. Трухний «Стационарные паровые турбины»

3. Шляхин «Паровые и газовые турбоустановки»

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

Министерство образования и науки РК

Аксуский колледж имени Жаяу Мусы

Практическая работа

Тема: Расчёт принципиальной тепловой схемы энергоблока 800 МВт

По предмету: ТЭС

                                                                       По специальности: 2201  гр Т – 31

Выполнил: Учащийся Набиев Е.М.

Проверил: Преподователь Яцкевич Т.В.

г.Аксу 2004

Характеристика Турбины К-800-240

ЛМЗ выпустил четыре модификации турбины мощностью 800 МВт, первая из которых принципиально отличается от последующих. Турбина К-800-240-1 (1968 г.) это двухвальный агрегат (в то время отсутствовали электрические генераторы мощностью 800 МВт) с частотой вращения обоих валов 50 1/с на начальные параметры 23,5 МПа и 560 ос и температуру промежуточного перегрева 565 °с.

Турбина устанавливается в блоке с прямоточным котлом производительностью 2650 т/ч.). (Характерной особенностью турбоустановки К-800-240- является

использование конденсационного турбопривод для двух питательных насосов без резервирования электронасосами. две приводные турбины ОК-18-ПУ (см. гл. 8) КТЗ мощностью 15,5 МВт, каждая с максимальной частотой вращения 77,5 1/с, питаются из первого отбора ЦСДс параметрами 1,52 МПа и 443 ос (при номинальной нагрузке главной турбины); в собственных конденсаторах приводных турбин поддержи- вается давление 5,9 кПа. При снижении нагрузки главной турбины ниже 30 % и на холостом ходу, когда давление в отборе главной турбины мало и не может быть обеспечена необходимая мощность приводной турбины, последняя получает пар из паропровода свежего пара через специальную редукционно-охладительную установку (БРОУ ТПН). При пуске блока приводные турбины снабжаются паром от постороннего источника.

Применение надежного конденсационного турбопривод позволило получить не только экономические выгоды [экономия составляет примерно 10 ккал/(кВт.ч) по сравнению с использованием приводной турбины с противодавлением и сбросом пара в отбор турбины], но и возможность работы питательных насосов независимо от главной турбины и даже отказаться от резервного пускового электронасоса, предусмотренного в турбоустановке К-800-240-2.

Кроме отбора пара на регенеративные подогреватели и турбину для привода питательного насоса значительное количество пара (сумме до 290 т/ч) отбирается для общестанционных нужд, для привода воздуходувок, на сетевые подогреватели и т. д.; при отсутствии этих отборов турбина может развивать мощность до 850 МВт.

В турбине К-800-240-3 реализована оригинальная система уплотнений и утилизации теплоты пара утечек уплотнений и штоков регулирующих и стопорных клапанов. Крайние камеры уплотнений всех цилиндров соединены общим коллектором, из которого пар направляется в охладитель пара уплотнений. При нормальной работе турбины пар на уплотнения ЦСД не подается, а пар из первых по ходу пара камер уплотнения этого цилиндра направляется на уплотнения ЦВД. При пусках и частичных нагрузках для уплотнений ЦВД и ЦСД подают пар от коллектора  куда пар поступает либо от штоков стопорных и регулирующих клапанов, либо от постороннего источника. Из промежуточных камер ЦВд пар направляется в сальниковый подогреватель. Все ЦНД уплотнены паром из коллектора , питаемого

от деаэратора

Штоки клапанов уплотнены аналогично; крайние камеры соединены

сальниковым подогревателем, вторые камеры штоков клапанов и внутренние камеры концевых уплотнений ЦВД — с коллектором.

Из первых камер штоков стопорных клапанов ЦВД пар поступает в «горячую» нитку промежуточного перегрева и оттуда в ЦСД.

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата

лист

изм

Лист

№ докум

подпись

дата