Расчет принципиальных тепловых схем энергетических установок ТЭС, страница 9

В системах с пылевым бункером производительность мельниц (т/ч) выбирается по формуле с учетом связей системы отдельных парогенераторов по пыли

                                                                            

где  – коэффициент запаса (для ШБМ принимается равным 1,1; для установок с ММ и МВС, при двух мельницах – 1,35; при трех – 1,2; при четырех – 1,1);  – число установленных котлов;  – расход топлива на парогенератор при номинальной нагрузке, т/ч;  – число мельниц.

                                                                      

где  = 27 кВт·ч/т – при сжигании бурых углей; = 30 кВт·ч/т – при сжигании каменных углей.

3. На сетевые установки (привод сетевых и других насосов) (кВт)

                                                                                                      

4. На циркуляционные, конденсатные и дренажные насосы (кВт)

                                         

где  = 0,14 кВт·ч/т воды;  = 0,4 кВт·ч/т конденсата;  – кратность охлаждения, равная отношению расхода охлаждающей конденсатор воды к пропуску пара в конденсатор;  =40…50 для прудов-охладителей;  = 30…40 для испарительной градирни;  = 15…20 – для оборотных систем с вентиляторными градирнями.

Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощности турбоагрегата устанавливают два, три или даже четыре конденсатных насоса; один из них является резервным.

Производительность рабочих насосов определяется максимальным расходом конденсата турбины (по условиям летнего периода) с учетом подвода в конденсатор или смеситель перед входом в насос дренажей, химически очищенной воды в конденсатор и т.п.

Напор конденсатных насосов определяется по формуле

                                            

где  – высота подъема воды от уровня в конденсаторе до уровня в деаэраторе, м;  – суммарное гидравлическое сопротивление во всасывающей и нагнетательной линиях, включая сопротивление подогревателей низкого давления, МПа.

5. На питательные насосы расход электроэнергии определяется следующим образом. Рассчитывается количество питательной воды при максимальной нагрузке энергоблока с запасом не менее 5 %. На энергоблоках мощностью до 210 МВт в качестве привода питательного насоса применяют электродвигатели, на энергоблоках 300 МВт и выше – турбопривод.

Вследствие высоких требований к надежности работы питательных насосов обычно предусматривается резерв. На энергоблоках с давлением 13 МПа мощностью до 210 МВт устанавливается один рабочий и один резервный насосы с производительностью каждого, равной 100 % полного расхода воды, или два по 50 % без резерва.

На энергоблоках К–300–240 и Т–250–240 устанавливают по одному рабочему питательному насосу 100 % производительности с приводом от паровой турбины и один пускорезервный электронасос на 50 % полного расхода питательной воды.

Для энергоблоков 500, 800 МВт устанавливают по два турбонасоса на 50 % производительности с резервированием подвода пара к приводным турбинам.

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 (0,95…0,97), гидромуфты (0,99), редуктора (0,98).

6. На вентиляторы «сухой» градирни (кВт)

                                                        

где  = 0,023 кВт·ч/т охлаждающего воздуха;

                                                

 – расход воздуха через «сухую» градирню.

Коэффициент затрат электроэнергии на собственные нужды

                                                                                                

Оцениваем КПД парогенератора

·  при работе парогенератора на газе:

                                            

·  для угольных парогенераторов:

                                            

Удельный расход условного топлива по отпускаемой электроэнергии (кг/кВт·ч)

                                                                              

и по отпускаемой теплоте (кг/кВт·ч теплоты)

                                                

3. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЙ СРЕДЫ ОТ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЭС

Общие сведения

При работе ТЭС некоторые компоненты продуктов сгорания топлива (зола, окислы серы азота), сбрасываемые в атмосферу с дымовыми газами, вредно воздействуют на окружающую среду. Это воздействие может быть уменьшено снижением концентраций вредных компонентов в окружающей среде путем серо- и азотоочистки и золоочистки дымовых газов (в электрофильтрах, имеющих КПД  = 0,98…0,99) и рассеивания газов в атмосфере с помощью дымовых труб.

Расчет дымовых труб

Современные ТЭС проектируются с многоствольными (трех-четы­рех­стволь­ны­ми) дымовыми трубами. Присоединенная к одному стволу мощность составляет 500...800 МВт.

Расчет дымовой трубы ведется по следующему алгоритму.

1. Принимается скорость газа  в устье трубы 25…30 м/с.

2. Определяется расход натурального топлива (кг/с) при номинальной нагрузке всех котлоагрегатов ТЭС:

                                       

где ,  – удельные расходы условного топлива i-го энергоблока на отпущенные электроэнергию и теплоту.

3. Рассчитывается (только для твердого топлива) суммарный выброс (из всех труб) в атмосферу золы и недогоревших частиц топлива (г/с) при очистке дымовых газов в электрофильтрах (имеющих КПД  = 0,98...0,99):

                                              

где  – зольность топлива на рабочую массу, принимается по табл. 3.1.

Величина механического недожога , и коэффициента уноса  принимается: при сжигании каменных углей в топках с твердым шлакоудалением  = 2 %,  = 0,9; в топках с жидким шлакоудалением  = 1,5 %,  = 0,6; при сжигании бурых углей – соответственно  = 0,5,  = 0,9;  = 0,4,  = 0,6.

4. Оценивается максимальное (без учета улавливания  золой) количество окислов серы (г/с), выбрасываемых с дымовыми газами в атмосферу:

                                                          

где  – содержание серы на рабочую массу топлива (табл. 3.1)  = 0,8 – КПД очистки газов от окислов серы.