Исходные данные и тепловая схема энергоблока

Заданы:

•электрическая мощность теплофикационного энергоблока (табл. 2.1);

•начальные параметры пара (давление и температура);

•давление конденсации;

•относительный расход пара в регулируемый теплофикационный отбор (для теплофикационного режима);

•вид топлива (бурый, каменный уголь, газ);

Для примера в таблице 2.1 представлен вариант исходных данных. Дадим им краткую характеристику.

Теплофикационный энергоблок имеет одну и ту же электрическую мощность - 50 МВт при работе на теплофикационном и конденсационном режимах. Принципиальная тепловая схема представлена на рис. 2.1 Топливо в количест-

ве В кг/с после системы топливоподготовки поступает к горелкам котла. Дымовые газы из котла после системы очистки с помощью дымососов отводятся в дымовую трубу. Воздух, необходимый для горения топлива подается в топку котла дутьевым вентилятором. В котле расположены парогенерирующие поверхности. Прегретый пар после котла подается с температурой 540 ОС и давлением 130 бар в паровую турбину, после которой отработавший пар конденсируется при давлении 0,05 бар в конденсаторе. Тепло конденсации отводится к циркуляционной охлаждающей воде, подаваемой в конденсатор циркуляционными насосами. Конденсат конденсатными насосами подается к деаэратору, где за счет пара, отбираемого из турбины осуществляется как деаэрация питательной воды, так и ее подогрев до температуры конденсации отборного пара (при давлении в деаэраторе 6 бар, принятом в расчетах). После деаэратора, вода подается питательным насосом в котел. Часть элекроэнергии, вырабатываемая электрогенератором, равная затратам на собственные нужды энергоблока, через трансформатор собственных нужд подводится к электродвигателям вспомогательных механизмов. Отпуск электроэнергии потребителям осуществляется через повышающие трансформаторы. Для снабжения теплофикационных потребителей из отбора турбины в количестве αТ подается пар. В расчетах принято, что конденсат этого пара полностью возвращается от потребителей и отводится в деаэратор.

Топливо КУ, задаваемое в таблице 2.1 - Кузнецкий уголь (см. табл. 2.2).

6

S

Рис. 2.1 Принципиальная тепловая схема (а) и цикл (б) теплофикационного энергоблока

1 - система топливоподготовки; 2 - котел; 3 - система очистки дымовых газов; 4 - дымосос; 5 - дымовая труба; 6 - дутьевой вентилятор; 7 - паровая турбина; 8 - электрогенератор; 9 - трансформатор собственных нужд; 10 - повышающий трансформатор; 11 - потребитель электроэнергии; 12 - конденсатор; 13 - циркуляционный насос системы технического водоснабжения; 14 - конденсатный насос; 15 - деаэратор; 16 - питательный насос; 17 - отбор пара на деаэратор; 18 - теплофикационный отбор пара; 19 - потребители тепла; 20 - сетевая установка; 21 - сетевой насос

7

Методика расчета тепловой экономичности паротурбинного энергоблока на основе метода энергобаланса

Конденсационный режим.

На конденсационном режиме теплофикационный отбор отключен и αТ =0. В алгоритмическом плане методика расчета тепловой экономичности

энергоблока представляется в следующем виде.

1.Строится цикл (рис.2.1) энергоблока О, К, К′, КН, Д, ПН:

ПН...О - изобарный процесс генерирования пара; О...К - расширение пара в турбине; К...К′ - конденсация отработавшего пара; К′...КН - процесс в кондесатном насосе; КН...Д - подогрев воды в деаэраторе; Д...ПН - процесс в питательном насосе. Состояние в точке ПН определяется как состояние питательной воды - ПВ при температуре питательной воды tПВ=f(РД) и давлении Р0. Процессы в конденсатном и питательном насосах принимаются в расчетах изоэнтальпийными. Состяние отработавшего пара после турбины находится на изобаре РК, по энтальпии этого пара hК=h0-(h0-hKS)ηT, где ηT - КПД паровой турбины (ηT

=0,83...0,85).

Энтальпии в характерных точках цикла могут быть определены по диаграмме P, S и записаны в таблицу 3.1.

2.Определяется расход перегретого пара на турбину, кг/с:

относительный расход пара из отбора турбины на деаэратор (для подогрева питательной воды); точка R определяется на диаграмме P, S на пересечении изобары PД=PR с линией процесса расширения пара в турбине О, К; ηЭМ=0,97...0,98 - электромеханический КПД турбогенератора.

3.Теплота, расходуемая на выработку электроэнергии, кВт:

QЭ = D0 (h0 −h ΠΒ ).

Теплота, отводимая к циркводе в конденсаторе, кВт:

QΚ = D0 (1−αR )(h Κ −h Κ′ ).

Теплота регенеративного подогрева питательной воды в деаэраторе, кВт:

QR = αR D0 (h R −h ΠΒ ).

4.Расход топлива на котел, кг/с (м3/с):

8

где ηК - КПД котла (принимается в расчетах на уровне 0,90...0,92 при работе на угле и - 0,94...0,95 при работе на газомазутном топливе).

5.Теплота толплива, не используемая в котле, кВт:

QG = ΒQΗΡ (1−ηΚ )10−3 .

6. Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт: - на тягодутьевые установки ΝТД = 3,6ψ ТДD0 ,

где ψТД - удельный расход, (кВт ч)/т, электроэнергии (с учетом коэффициента запаса), ψТД=4 при работе на газомазутном топливе; ψТД=7,8 при работе на угле; - на топливоприготовление ΝΤΠ = 3,6ψ ΤΠΒ,

где ψТП=27 при сжигании бурых углей; ψТП=30 - при сжигании каменных углей; - на циркуляционные, конденсатные насосы ΝЦ Н = 3,6ψ Ц Н(1- αR )D0 ,

где ψЦН=6...7 для оборотных систем водоснабжения;

-на питательные насосы ΝΠΗ = 0,14P0D 0 ηΠΗ ,

где ηПН=0,82...0,85 - КПД насоса;

-суммарный расход электроэнергии, кВт:

NСН=NТД+NТП+NЦН+NПН.

7.КПД по отпуску электроэнергии:

ηΝ = (ΝΓ103 −ΝСН)(ΒQΗΡ )= ηСНηΚηΤΡηΤΓ ,

где КПД собственных нужд ηСН = (ΝΓ −ΝСН10−3 )ΝΓ ; КПД транспорта тепла ηТР принят равным единице; КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии ηΤΓ = (ΝΓ103 )QЭ .

8. Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию, кг.у.т./(кВт ч):

b= 0,123ηΝ .

9.По результатам расчетов строим схему энергобаланса (рис. 3.1 а).

Теплофикационный режим

Для теплофикационного режима дополнительно учитывается отбор пара αТ из турбины. Процесс конденсации этого пара в сетевом подогревателе на рис. 2.1 б показан линией R, Д.

1.Расход пара на турбину, кг/с:

D 0 = Η(1− yR αRΝ−Γ yΤαΤ )ηЭМ ,

где коэффициент недовыработки уТ=уR;

αR = [(h ΠΒ − h Κ′ )−αΤ (h Д − h Κ′ )](h R − h Κ′ ).

2.Тепло, отпускаемое потребителям тепла, кВт:

QΤ = αΤD 0 (h R −h Д )ηСУ ,

где ηСУ=0,97...0,98 - КПД сетевой установки.

9

3.Теплота, расходуемая на выработку электроэнергии, кВт:

QЭ = D 0 (h 0 −h ΠΒ )−QΤ ηСУ .

К циркводе в конденсаторе отводится, кВт:

Рис. 3.1 Схемы энергобалансов

QΚ = D 0 (1−αR −αΤ )(h Κ −h Κ′ ).

Теплота регенерации, кВт:

QR = αR D 0 (h R −h ΠΒ ).

4.Расход топлива на котел, кг/с (м3/с):

Β=10−3 (QЭ +QΤ ηСУ)(QΗΡ ηΚ ).

5.Неиспользованное в котле тепло, кВт:

QG = ΒQΗΡ (1−ηΚ )103 .

6.Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:

ΝТД = 3,6ψ ТДD 0 ; ΝΤΠ = 3,6ψ ΤΠΒ; ΝЦ Н = 3,6ψ Ц Н(1−αR −αΤ )D 0 ;

ΝΠΗ = 0,14Ρ0D 0 ηΠΗ ;

Расход электроэнергии на насосы сетевой установки:

ΝСУ = 3,6ψ СУD 0αΤ ,

где удельный расход электроэнергии ψСУ=10...11 (кВт ч)/т; Суммарный расход электроэнергии:

NСН=NТД+NТП+NЦН+NПН+NСУ.

10