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: tПП=545 0С;
температура питательной воды: tПВ=277 0С;
температура уходящих газов: tУХ=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:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.