Цель работы: рассчитать принципиальную тепловую схему (с деаэраторным подогревом питательной воды) теплофикационного энергоблока на основе метода энергетического и эксергетического балансов. Определить энергетические и эксергетические потери при работе энергоблока на конденсационном и теплофикационном режимах. Сравнить энергетические и эксергетические показатели эффективности. По результатам расчетов построить диаграммы энергетических и эксергетических балансов.

Исходные данные и тепловая схема энергоблока.

электрическая мощность теплофикационного энергоблока 1000 MBт

начальные параметры пара

давление 150 бар

температура 530⁰С

давление конденсации 0,05 бар

относительный расход пара в регулируемый теплофикационный отбор 0,4

вид топлива ИБ

Топливо ИБ, задаваемое в таблице 2.1 - Канско-Ачинский бурый уголь

Q_Н^Р-15,7 МДж/кг(м³/кг)

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

Расчет тепловой экономичности паротурбинного энергоблока на основе метода энергобаланса.

3.1 Конденсационный режим.

       На конденсационном режиме теплофикационный отбор отключен и Т =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 конденсатном 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 t_ПВ=f(Р_Д) и давлении Р₀. Процессы в конденсатном и питательном насосах принимаются в расчетах изоэнтальпийными. Состояние отработавшего пара после турбины находится на изобаре Р_К, по энтальпии этого пара h_К=h₀-(h₀-h_KS)_T, где _T - КПД паровой турбины (_T =0,83...0,85).

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

Таблица 3.1

Параметры цикла

Характерные точки цыкла
	O	R	К	К′	КН	Д	ПН	КS
S	6.5	6.75	8.3	0.47	0.47	1.9	1.9	6.5
H	3400	2780	2650	130	130	650	650	1920
t	530	159	33	33	33	159	159	33
Р	150	6	0.05	0.05	6	6	80	0.05

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

,

где H=h₀ - h_K  теплоперепад на турбину

H=3400-2780=620

N_Г  мощность, кВт;

y_R=(h_R - h_K)/H=2780-2650\620=0.21

_R=(h_ПВ - h_K´)/(h_R - h_K´) коэффициент недовыработки и относительный расход пара из отбора турбины на деаэратор (для подогрева питательной воды);

_R=(650-130)/(2780-130)=520/2650=0,196

точка R определяется на диаграмме P, S на пересечении изобары P_Д=P_R с линией процесса расширения пара в турбине О, К; _ЭМ=0,97...0,98  электромеханический КПД турбогенератора.

D₀=100000\620(1-0.21*0,196)*0.98=171,644 кг/с

3. Теплота, расходуемая на выработку электроэнергии, кВт:

=171,644(3400-650)=472021Вт=472,02МВт

Теплота, отводимая к циркводе в конденсаторе, кВт:

=171,644(1-0,196)(2650-130)=346,026МВт

Теплота регенеративного подогрева питательной воды в деаэраторе, кВт:

=0,196*171,644(2650-650)=67282,88Вт=67,282МВт

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

,

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

=10*36,7(1-0,92)*10^-3=29,36МВт

где _К  КПД котла (принимается в расчетах на уровне 0,90...0,92 при работе на угле

6. Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:

• на тягодутьевые установки:

=3,6*7,8*171,644=4,82МВт

где _ТД  удельный расход, (кВт·ч)/т, _ТД=7,8 при работе на угле;

• на топливоприготовление

=3,6*27*10=0,972МВт

где _ТП=27 при сжигании бурых углей;

• на циркуляционные, конденсатные насосы

=3,6*7(1-0,196)171,644=3,477МВт

где _ЦН=6...7 для оборотных систем водоснабжения;

• на питательные насосы

=0,14*150*171,64/0,83=4,34МВт

где _ЦН=0,82...0,85 - КПД насоса;

• суммарный расход электроэнергии, кВт:

N_СН=N_ТД+N_ТП+N_ЦН+N_ПН=4,82+0,972+3,477+4,34=13,609МВт

7. КПД по отпуску электроэнергии:

=0,086*0,212*0,92*0,83=0,139

Рис. 3.1 Схемы энергобалансов a. Конденсационный режим б. Теплофикационный режим

где КПД собственных нужд

=(100-13,609)/100=0,086

КПД транспорта тепла _ТР принят равным единице; КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии =100/472,02=0,212

7. Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию, кг.у.т./(кВтч):

=0,123/0,139=0,885 По результатам расчетов строим схему энергобаланса (рис. 3.1 а).