Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-120/140-12,8, страница 3

Таблица 3. Коэффициенты недовыработки                                                           

ПВД7

ПВД6

ПВД5

ДА

ПНД4

ПНД3

ПНД2

ПНД1

ПСГ1

ПСГ2

αi

0,0507

0,0466

0,045

0,0247

0,0426

0,0396

0,0211

0,004

0,324

0,317

yi

0,736

0,673

0,565

0,565

0,449

0,396

0,26

0,172

0,172

0,26

αi yi

0,0373

0,032

0,0254

0,014

0,019

0,0157

0,0055

0,0007

0,056

0,082

Рассчитаем расход пара на турбину:

Расход пара на турбину  указанный заводом изготовителем:

Расхождение составляет:

 %   будем считать что для учебного проектирования такая погрешность допустима.

Выбор котлоагрегата.

Расход пара на турбогенератор:

                                                                                                   

кг/с.

Расход тепла турбогенераторной установки:     

.

Расход острого пара:

                                                   ,                                 

кг/с.

Количество отпускаемой теплоты (тепловую нагрузку котлоагрегата):

МВт.

Выбираем котёл Типа Еп-500-140ГМ, который предназначен для работы  на каменном угле. КПД котла 91%

Расчёт оборудования.

Часовой расход топлива:

,

где - низшая теплота сгорания условного топлива,

= 23,86 МДж/кг.

кг/с.

Расход электроэнергии на тягодутевые установки, кВт:

,

где βтд – коэффициент запаса, βтд =1,3; ψтд – удельный расход электроэнергии, кВтч/т пара, ψтд =6 при работе на угле; D – паропроизводительность парогенератора, т/ч.

кВт

Расход воздуха на парогенератор (производительность вентилятора), м3/с:

.

Расход газов на выходе из парогенератора (на входе в дымосос), м3/с:

,

где B – расчетный расход топлива, кг/с; V0 – теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания 1 кг топлива; V0г – теоретический объем продуктов сгорания при избытке воздуха α=1; tхв, tух – соответственно температура холодного воздуха и газов у дымососа, tхв=30°C, tух=145°C; αт – избыток воздуха в топке (αт =1,2…1,25); Δαт, Δαппу – присосы воздуха в топке (Δαт =0,05…0,1) и системе пылеприготовления (для пылесистемы с ММ Δαппу =0,04); Δαвп – пертечки воздуха в воздухоподогревателе (для регенеративных подогревателей – 0,2, а для трубчатых – 0,3 на каждую ступень); αд – коэффициент избытка воздуха перед дымососом, ориентировочно может быть принят равным αт+(0,45…0,55).

 м3/с;

 м3/с.

Перепад полных давлений ΔP по газовому и воздушному тракту можно ориентировочно принять ΔP=3000…4500 Па для газового тракта и ΔP=2500…5000 Па для воздушного тракта.

Расчетная производительность и расчетное давление тягодутевой машины:

, м3/с;

, Па;

где V – объем газов или воздуха, м3/с, ΔP – перепад полных давлений, Па; z – число тягодутевых машин на парогенератор; β1 и β2 – коэффициенты запаса по производительности и давлению, принимаются равными 1,1 и 1,2 соответственно.

, м3

, м3

 Па

 Па

Мощность электродвигателей тягодутевых машин, кВт:

где β3 – коэффициент запаса мощности электродвигателя, β3=1,1; ηтд – КПД тягодутевой машины на расчетном режиме, принимаем ηтд = 0,7.

 кВт

 кВт.

Расход электроэнергии на пылеприготовительное оборудование.

где - при сжигании каменных углей.

Производительность мельниц (т/ч) определяется по формуле:

где  - коэффициент запаса для установок с ММ при двух мельницах,

 - число установленных котлов,  - число мельниц.

.

Расход электроэнергии на сетевые установки.

 

Расход электроэнергии на циркуляционные, конденсатные и дренажные насосы

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, кВт.

где Dк – пропуск пара в конденсатор, кг/с,

1,7–коэффициент, учитывающий регенерацию;

      Nк – конденсационная мощность, МВт;

, МВт,

      где Nвн – внутренняя мощность, МВт;

    где NГ – мощность генератора, МВт.

Расход пара на сетевые подогреватели кг/с:

 кг/с

кг/с.

      NТ1 – электрическая мощность, вырабатываемая паром, отбираемым на 1-ом теплофикационном отборе, МВт;

      NТ2 – электрическая мощность, вырабатываемая паром, отбираемым на 2-ом  теплофикационном отборе, МВт.

Внутренняя мощность, МВт:

      hэл.м – электромеханический КПД турбоагрегата. Из паспорта турбины

hэл.м = 0,98.

 кВт

 кВт

 МВт

 МВт

кг/с

gцн = 0,14 кВт×ч на тонну воды; gкд = 0,4 кВт×ч на тонну конденсата; mохл – кратность охлаждения, равная отношению расхода охлаждающей конденсатор воды к пропуску пара в конденсатор, mохл = 35 для испарительной градирни;

кВт.

В качестве питательных насосов применяются насосы многоступенчатые центробежного типа. Мощность, потребляемая электродвигателем питательного насоса (кВт) при наличии гидромуфты и редуктора, рассчитывается по формуле:

,

где КПД электродвигателя (0,96); гидромуфты (0,98); редуктора (0,98); собственно насоса (0,84);

        удельный объем воды, ; Pпн=17,28 МПа; расход питательной воды,

,

Расход электроэнергии на вентиляторы  градирни (кВт):

,

где  охлаждающего воздуха; =3,5.

.

Коэффициент затрат электроэнергии на собственные нужды:

или в процентном выражении Ксн = 7,8%.

10. Расчёт КПД

Электрический КПД турбогенераторной установки:

КПД трубопроводов:

КПД собственных нужд:

КПД по отпуску э/э:

КПД по отпуску т/э:

Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии:

 кгу.т./кВтч

Удельный расход условного топливапо отпуску тепла:

 кгу.т./кВтч

 Расход натурального топлива при номинальной нагрузке

кг/с

Список использованных источников:

1.  Ривкин С. А., Александрова А. А. Теплофизические свойства воды и водяного               пара.    - М.: Энергия, 1980. - 424 с., ил.

2.  Термодинамические расчеты тепловых схем ТЭС. Методические указания. НГТУ.         Новосибирск, 2000.

3. Расчёты тепловых схем ТЭС. Методицеские указания. НГТУ. Новосибирск, 1991.