Расчет тепловой турбины К-800-240-5, страница 2

Давление пара перед приводной турбиной должно быть 1,0…1,5 МПа. Падение давления в патрубке отбора до приводной турбины принимается 10 %. Тип приводной турбины: противодавленческая. КПД принимается 

Относительный расход пара на турбопривод:

где    - повышение энтальпии в питательном насосе снижает подогрев питательной воды в ПВД;

         - относительный расход питательной воды;

          – падение энтальпии пара в приводной турбине;

               

Коэффициенты недовыработки пара.

Расчет ведется для отборов из ЧВД в турбине с промежуточным перегревом пара.

где энтальпии:  - отборного пара на первый подогреватель;

                           - пара за ЧВД;

                           - пара на выходе из ЧНД (входе в конденсатор);

 - теплопадение пара в турбине с промперегревом;

                           – энтальпия свежего пара перед турбиной.

Расход пара в отборах:

Коэффициент регенерации:

Уточним расход пара через турбину и в отборы турбины:

3 Расчет технико-экономических показателей и выбор котлоагрегата.

Мощность турбопривода

Расход пара и теплоты турбогенераторной установкой:

                 

Пропуск пара в конденсатор:

 

где   - сумма относительных отборов пара из турбины;

Тепловая нагрузка парогенератора:

 

  - паровая нагрузка котла

Расход питательной воды:

3.1 Выбор котлоагрегата

По расходу пара D = 2977,6 т/ч и места расположения КЭС    (г. Новосибирск, Кемеровская область)  выбираем типоразмер парогенератора с котлом  Пп-950-225 (ТПП-312А) [1] предназначен для выработки перегретого пара. Топливо: каменный уголь. Котел Пп-950-225 (ТПП-312) Котел прямоточный, пылеугольный с естественной циркуляцией, П-образной однокорпусной компоновкой.

Техническая характеристика:

номинальная паропроизводительность: D=1000 т/ч;

давление пара на выходе из котла: P=140 бар;

температура перегретого пара: t_ПП=545 ⁰С;

температура питательной воды: t_ПВ=277 ⁰С;

температура уходящих газов: t_УХ=134 ⁰С;

КПД (брутто): η=92,4 %.

Характеристики топлива:

   - низшая теплота сгорания топлива;
      - зольность топлива;

  - теоретический объём воздуха;

           - содержание серы;

- теоретический объём продуктов сгорания.

     Скорость газов в устье трубы принимается равной 25…30 м/с:

Определим расход топлива:

3.2 Расход электроэнергии на собственные нужды

ü  на тягодутьевые установки, кВт:

где   - коэффициент запаса мощности электродвигателя,

         (при работе на угле) – удельный расход электроэнергии кВт/ч пара;

ü  на пылеприготовительное оборудование, кВт:

где  - при ожигании каменных углей;

         - расход топлива на парогенератор при номинальной нагрузке [т/ч];

где  - коэффициент запаса для разлома каменных углей шаровыми барабанными мельницами;

         - число установленных котлов;

         - число мельниц;

         - расход пара на парогенератор при номинальной нагрузке.

ü  на циркуляционные, дренажные и конденсатные насосы, кВт:

где  - для воды;

         - для конденсата;

         - кратность циркуляции охлаждающей воды для испарительной градирни [30..40]

Коэффициент затрат электроэнергии на собственные нужды:

КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии:

КПД транспорта теплоты:

        КПД парогенератора, работающего на угле:

КПД энергоустановки по отпуску электроэнергии:

 

КПД энергоустановки по отпуску теплоту:

 

Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию

    и отпускаемой теплоте:

4.Защита окружающей среды от вредного воздействия ТЭС. Расчет дымовой трубы.

Расход натурального топлива при номинальной нагрузке:

Суммарный выброс золы и недогоревших частиц топлива:

где -  величина механического недожога (твёрдое топливо, твердое шлакоудаление);

        -  величина уноса;

        - коэффициент очистки золоуловителей.

Максимальный выброс оксидов серы:

где  - коэффициент очистки газов от окислов серы;

Максимальный выброс оксидов азота:

где    - поправочный коэффициент [1, стр.22, табл. 6]

         - при сжигании твердого топлива;

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосфере.

  - коэффициент для Сибири;

         - при выбросах золы;

        - коэффициенты, учитывающие условия выхода

 газовоздушной смеси из устья дымовой трубы;

         - суммарное число стволов (суммарная нагрузка на один ствол составляет 500…800 МВт);

          - коэффициент запаса по производительности для твердого топлива;

          - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах для твердого топлива;

Недогоревшее топливо, зола:   

Окислы серы ():   

Окислы азота (): 

Температура удаляемых газов при сжигании углей и мазута:

Средняя температура самого жаркого месяца в Новосибирске:

Фоновые концентрации вредных веществ:

Суммарный объёмный расход газов:

Множитель при выбросе золы:

Множитель при выбросе окислов серы и азота:

Минимально допустимая высота дымовой трубы при выбросах золы и недогоревших частиц топлива:

Минимально допустимая высота дымовой трубы при выбросах оксидов серы и азота:

Высота  дымовой трубы принимается стандартной большей из двух полученных значений. Тогда   

Диаметр устья дымовой трубы:

Стандартный диаметр устья дымовой трубы:

Заключение.

В настоящей работе был произведен расчет КЭС на базе турбины К-800-240 состоящий из частей: расчета тепловой схемы, расчета технико–экономических показателей и выбора котлоагрегата, оценки вредных выбросов.

Были построены процессы, протекающие в энергоблоке в P- S и h-S координатах. С помощью этих построений было произведено распределение регенеративного подогрева питательной воды. После этого был произведен расчет тепловой схемы энергоблока: определение относительных расходов на каждый из подогревателей высокого и низкого давления, деаэратор. В результате расчета тепловой схемы был найден расход пара на турбину на расчетном режиме. Во второй части был произведен выбор основного оборудования. Турбина питается паром от трех котлов  Пп-950-255 (ТПП-312А), в качестве топлива используется кемеровский каменный уголь. Были определены удельные расходы условного топлива на производство электрической и тепловой энергии. Расход натурального топлива на один блок составил  

Также были вычислены выбросы в атмосферу оксидов азота и углекислого газа.  Была определена высота дымовой трубы, обеспечивающая безопасные концентрации вредных веществ в приземном слое: Н=150 м.

Список использованных источников

1. №3695, Тепловая часть электрических станций. Методическое пособие, Новосибирск, 2009

2.  Паротурбинные энергетически установки. Отраслевой каталог- М.1994

3. Белинский С.Я., Липов Ю.М. Энергетические установки электростанций. – М.: Энергия, 1974.

4. Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков В.В., Гептина Т.А. Расчет тепловой экономичности паротурбинного энергоблока на основе энергетического и эксергетического балансов. Методические указания к расчетно-графическому заданию, Новосибирск, НГТУ, 1998.

Расход пара в отборы турбины: