· С.К. ЦВД αск=0,002
· Р.К. ЦВД αрк=0,0028
· С.К. и Р.К. ЦСД αск рк=0,0003
· Передние камеры переднего и заднего уплотнений ЦВД αуп=0,0043
· Отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД αуп=0,0043
· Отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД в охладитель уплотнений αуп=0,001
· Отвод пара из первых камер переднего и заднего уплотнений ЦСД αуп=0,0003
· Из коневых уплотнений в охладитель уплотнений αуп=0,002
Уравнение парового баланса концевых уплотнений
αду=αрк+αсрпп+αуп
αду=0,0028+0,00030,0043=0,0074
ДОЛИ РАСХОДОВ ПАРА:
Регенеративные отборы пара выражают обычно в долях расхода свежего пара
αr=Дr/Дпв Дпв=1,015*736,110=747,2
ПВД-8 αпвд-8=(48,61 / 747,2)=0,0651
ПВД-7 αпвд-7=(60,56 / 747,2)=0,0610
ПВД-6 αпвд-6=(30,28 / 747,2)=0,0405
ПТН αптн=(34,17 / 747,2)=0,0457
Д αд=(0,556 / 747,2)=0,00074
ПНД-4 αпнд-4=(24,72 / 747,2)=0,0331
ПНД-3 αпнд-3=(26,11 / 747,2)=0,0349
ПНД-2 αпнд-2=(30,56 / 747,2)=0,0409
ПНД-1 αпнд-1=(24,17 / 747,2)=0,0323
К αк=(393,33 / 747,2)=0,526
Собственные нужды αсн=(2778 / 747,2)=0,0371; Dсн=100т/ч;
Общественные нужды αсн=(25,0 / 747,2)=0,0335; Dсн=90т/ч;
Сетевые подогреватели αсп=((9,17+4,72) / 747,2)=0,0186; Dсп=13,89 т/ч;
αосновной=0,00632; αпиковый=0,0123;
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС И УТОЧНЕНИЕ РАСХОДОВ ПАРА НА ТУРБИНУ.
αo’-1=αo-αoк-αрк-1/2(αу1+αoу1) = 0,9925
α1-2=αo’-1-αпвд-8 = 0,9274
α2’-3=α1-2-1/2(αу1+αoу1)-αпвд-7-αск+αсрпп-αсн = 0,8084
α3-4=α2’-3-αпвд-7-αптн-αсн = 0,6887
α4-5=α3-4-αд = 0,6880
α5-6=α4-5-αпнд-4-αпик = 0,6426
α6-7=α5-6-αпнд-3 = 0,6077
α7-8=α6-7-αпнд-2-αосновн = 0,5605
α8-К=α7-8-αпнд-1 = 0,5282
Hi=[кДж/кг] - теплоперепад пара в отсеке;
Hi*αi=[кДж/кг] – внутренняя работа на 1кг свежего пара;
Hi0’-1=ho-h1=3323-3044=279; Hi0’-1*αo’-1=276,91
Hi1-2= h1-h2=3044-2940=104; Hi1-2*α1-2=96,45
Hi2’-3= hпп-h3=3543-3341=202 Hi2’-3*α2’-3=163,3
Hi3-4= h3-h4=3341-3241=100 Hi3-4*α3-4=68,87
Hi4-5= h4-h5=3241-3082=154 Hi4-5*α4-5=109,39
Hi5-6= h5-h6=3082-2927=155 Hi5-6*α5-6=99,60
Hi6-7= h6-h7=2927-2775=152 Hi6-7*α6-7=92,37
Hi7-8= h7-h8=2775-2628=147 Hi7-8*α7-8=82,39
Hi8-К= h8-hК=2628-2593=35 Hi8-К*α8-К=18,49
∑Hi=1333; ∑Hi*αi=1107,77
Расход пара на турбину:
Do=Wэ/(∑αj*Hij*ηм*ηг)=
=800*103/(1107,77*0,996*0,992)=730,9 кг/с=2631 т/ч;
Удельный расход на турбину:
do=Do/(Wэ+Wтп); кг/кВт*ч, где
Wтп=(Dпв*υср*(pн-рв)*103)/ηн=(747,2*0,0011*(31-0,7)*103)/0,833=29897кВт;
do=(730,9*36)/(800+29,897)*103*10=3,17 кг/кВт*ч;
Расход добавочной воды:
Dдв=αдв*Do=0.015*730,9=10,96 кг/с;
Погрешность предварительной оценки расхода пара на турбину:
δDo=(2631*103-2650*103)*100/2650*103=0.01 < 0,5%, что допустимо.
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ И ЭНЕРГОБЛОКА
1. Полный расход тепла на турбоустановку при t=tв+4; Iнв=1195,6
Qту=Do*(io-iпв)+Dпп+(iтупп-iотупп)=
=730,9*(3323+1195,6)+551,67*(3543-2940)=1888 МВт;
2. Удельный расход тепла на турбоустановку:
qту=(Gту/Wэ+Wтп)=1888/(800+29,897)=2,27
3. КПД турбоустановки по производству электроэнергии:
ηтуэ=1/qту=1/2,27=0,44;
4. Абсолютный КПД турбоустановки
ηтуа=Wэ/Qту=800/1888=0,42;
5. Тепловая нагрузка парогенератора
Qпг=Dпг*(iпг-iпв)+Dпп+(irпп-iroпп), где
Pгопп=Pпп-αрпаропровод; tгопп=tпп-αtпаропровод; iгопп=iпп-потери;
Pгпп=Pпп+αрпаропровод; tгпп=tпп+αtпаропровод; iгпп=iпп+потери
Pпг=Pо+αрпаропровод; tпг=tо+αtпаропровод; iпп=iо-потери
αрпаропр=5-10%; αtпаропр=3 oC; Dпт= Dпв;
Pгопп=3,6Мпа; tгопп=284 oC; iгопп=2932,0 кДж/кг;
Pгпп=3,5Мпа; tгпп=545 oC; iгпп=3552,6 кДж/кг;
Pпг=25,5Мпа tпг=545 oC; iпг=3315,0 кДж/кг;
Qпг=747,2*(3315,0-1195,6)+551,67*(3552,6-2932,0)=1926 МВт;
6. КПД действия транспорта тепла:
ηтр=Qту/Qпг=1888/1926=0,9803
7. Расход тепла топлива:
Qc=Qпг/ηпг=1926/0,925=2082 МВт; (ηпг принимаем 92,5%)
8. КПД брутто энергоблока:
ηэс=(Wэ+Wтп)/Qc=(800+29,897)/2082=0,3986
9. Удельный расход тепла на энергоблок:
qэс=1/ηэс=1/0,3986=2,509
10. КПД нетто энеогблока
ηнэс= ηэс(1-Эсн),
где собственный удельный расход электроэнергии принят 3%;
ηнэс=0,3986*(1-0,03)=0,3866
11. Удельный расход условного топлива на энергоблок
вну=34,12/ηнэс=34,12/0,3866=88,25 г/мДж.
ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
4.1 Выбор ПТН.
Производительность ПН определяется максимальным расходом питательной воды с запасом не менее 5%.
Qпв=1,08*2650=2862 т/ч;
Объёмный расход питательной воды:
Q’пв=Qпв/ρпв; м3/ч
ρпв=907,3 кгс/см2; Qпв=286,2/907,3*103=3154,4 м3/ч
Расчётный напор ПН превышает давление пара перед турбиной на 25-30% (из-за потерь давления по тракту) т.е.
Рпп=1,35*Ро=1,35*23,54=31,8 Мпа
Мощность на валу ПН:
Nпн= Qпн*Pпн/36,72*ρв*ηн, где
Qпн- производительность насоса
ρв- удельный вес воды
ηн-КПД насоса
Nпн=(3154,4*318)/(36,72*907,3*0,82)=36,7 МВт
Выбираем на блок:
2ПН ПН-1500-350
2БН ПД-1600-180
2ПТ ОК-18ПУ-800
2 редуктора Р-1А
При выходе из строя одного насоса оставшийся может обеспечить 60% производительности котла.
Основные технические характеристики приводной турбины:
Номинальная мощность, МВт 17,5
Номинальная частота вращения, об/мин 4665
Регулируемый диапазон оборотов, об/мин 2658-6098
Номинальные параметры пара перед СК:
-давление, Мпа 14,74
-температура, оС 432
Давление в конденсаторе, Мпа 0,007
Температура охлаждающей воды, оС 15/33
Расход пара через СК, кг/с 20,64
Широкий диапазон частот вращения приводной турбины обеспечивает работу блока в режиме скользящего начального давления в диапазоне нагрузок 64-30%. Парораспределение дроссельное, включает в себя С.К. и два дроссельных Р.К.
Установка предварительного БН позволяет повысить надежность работы ПН и снизить высоту размещения деаэратора.
Слив конденсата из конденсаторов приводных турбин производится в конденсатор главной турбины. Откачивают конденсат КС-125-55(2 на блок).
ВЫБОР КЭН
1. Конденсаторы. Конденсаторная группа состоит из двух продольно расположенных конденсаторов типа 800 КЦС-4 последовательным проходом охлаждающей воды двумя параллельными потоками. При выключении одного потока нагрузки турбины определяется температурой выхлопных частей, которая не должна превышать 60 оС.
Техническая характеристика конденсатора 800 КЦС-4
Количество пара, конденсируемого в конденсаторе №1, кг/с 204,2
№2, кг/с 195,8
Удельная паровая нагрузка, кг/м2 35
Активная длина трубок, м 11,93
Число труб, шт 39232
Диаметр труб, мм 28/26
Поверхность теплоотдачи, м2 41200
Число ходов воды, 1
Расчётная температура воды, оС 12
Расход охлаждающей воды в расчётном режиме, м3/с 20,28
2. КН. На блок устанавливают 3 насоса по 50% производительности.каждый. Два рабочих и один резервный.
Расчётная производительность:
Qк1=1,2*Dкmax=1,2*1415,9=1699,2 т/ч;
Qк2=1,2*(1415,9+110)=1831,1 т/ч
Qк3=1,2*(1831,1+87)=2301,7 т/ч
Выбираем насосы
I ступень КСВ-1000-95 3шт;
II ступень КСВ-1000-95 3шт;
III ступень КСВ-1500-140 3шт
3. Циркуляционные насосы. Согласно НТП устанавливаются в блочных насосных станциях; на каждый корпус конденсатора – один ЦН при этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача равна расчётному. Общий расход циркводы на блок с учётом расходов на маслоохладители, газоохладители и т.д.
Gцв=1,07* Gц=1,07*73000=78110 м3/ч
Выбираем на блок 2 осевых насоса типа Оп 10-145.
Технические характеристики:
Подача, м3/ч 25920-39960
Напор, м.вод.ст. 15,3-12,8
Допустимый кавитационный запас, м.вод.ст. 11-13
Частота вращения, об/мин 365
Потребляемая мощность, кВт 1350-1680
КПД насоса, % 8087
Подача насосов регулируется изменением угла поворота лопастей, а также частоты вращения электродвигателя.
Расход охлаждающей воды – 80000 м3/ч
Относительные величины расхода воды на технические нужды станции:
· Конденсация пара – 92,5%
· Охлаждение газа и воздуха турбоагрегата и крупных электродвигателей – 4%
· Охлаждение масла турбоагрегата и ПТН 2,5%
· Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов – 1%
4. Эжектора. Для отсоса паровоздушной смеси предусмотрены водоструйные эжектора типа ЭВ-7-1000, обеспечивающие нормальный процесс теплообмена в конденсаторах. Устанавливается 3 эжектора на блок (один резервный). Расход воды на каждый эжектор 1000 м3/ч.
Эжектора ПС-1 обеспечивает отсос паровоздушной смеси из сальникового подогревателя. ПС-220. Эжекторная установка турбопривода питательных насосов включает по два водоструйных эжектора на каждый конденсатор. Тип ЭВ-8-230 (эжектора цирксистемы).