Другие предметы \ Энергетические установки электростанций

Расчет принципиальных тепловых схем энергетических установок ТЭС, страница 5

Типоразмер парогенератора		Паропроизводительность, т/ч	Параметры		Мощность энергоблока, МВт	Основной вид топлива	КПД, %	Тип компоновки
По ГОСТ 3619–76	Заводская маркировка	Паропроизводительность, т/ч	Давление, МПа	Температура, °С	Мощность энергоблока, МВт	Основной вид топлива	КПД, %	Тип компоновки
Еп–500–140ГМ	ТГМ–444	500	13,8	560	–	Газ, мазут	96,4 96,3	П–образная
Еп–640–140ГМ	ТГМ–104	640	13,8/2,18	570/570	200	Газ, мазут	93,1 92,5	–
Еп–670–140ГМ	ТГМЕ–206	670	13,8/2,18	545/545	200	Газ, мазут	94,9 94	П–образная
Пп–950–255	ТПП–312	950	25/3,62	565/570	300	Каменный уголь	92,4	П–образная однокорпусная
Пп–950–255Ж	ТПП–312А	1000	25/3,62	545/545	300	Каменный уголь	92,4	П–образная однокорпусная
Пп–950–255ГМ	ТГМП–114	950	25/3,62	565/570	300	Газ, мазут	91,7 94
Пп–950–255ГМ	ТГМП–324	950	25/3,62	565/565	300	Газ, мазут	94,7 95,2	П–образная однокорпусная
Пп–1800–255ГМ	МПМ–501	1800	25/3,62	545/545	500	Мазут	92,6	П–образная газоплотная полупиковая
ПП–1800–255М	ТПМ–501	1800	25/3,62	545/545	500	Мазут	92,6	П–образная газоплотная полупиковая
Пп–2650–255ГМ	ТГМП–204	2650	25/3,62	545/545	800	Газ, мазут	94,4	П–образная однокорпусная
Пп–640–140	Пк–40–1	640	13,8	570/570	200	Каменный уголь	90,3	П–образная двухкорпусная
Пп–640–140ГМ	Пк–47–3	640	13,8	570/570	299	Газ	92,6	П–образная двухкорпусная
Пп–950–255	Пк–39–2	950	25	545/545	300	Экибастузский уголь	–	Т–образная
Пп–950–255ГМ	Пк–41–1	950	25	545/545	300	Газ, мазут	92	П–образная
Пп–1600–255Ж	П–49	1600	25	565/565	500	Назаровский уголь	93,1
Пп–1600–255	П–57–1	1600	25	545/500	500	Экибастузский уголь	91,8	Т–образная однокорпусная
Пп–2650–255	–	2650	25	545/545	800	Экибастузский уголь		Т–образная однокорпуснаягазоплотная
Е–320–140ГМ	БКЗ–320–140ГМ	320	13,8	560	–	Газ, мазут	93,8 92	П–образная
Е–320–140	БКЗ–320–140ПТ–4	320	13,8	560	–	Ирша–бородинский уголь	91,2	П–образная
Е–320–140	БКЗ–320–140ПТ–5	320	13,8	560	–	Назаровский уголь	90	П–образная
Е–420–140	БКЗ–420–140–5	420	13,8	560	–	Экибастузский уголь	90,5	Т–образная
Е–420–140	БКЗ–420–140–6	420	13,8	560	–	Азейский уголь	92	П–образная
Е–420–140	БКЗ–420–140–6	420	13,8	560	–	Азейский уголь	92,7	П–образная
Е–420–140Ж	БКЗ–420–140ПТ–2	420	13,8	560	–	Канско–ачинские угли	91,2	П–образная
Е–420–140ГМН	БКЗ–420–140ГМ2	420	13,8	560	–	Газ, мазут	94,7 93,5	П–образная
Е–420–140ГМ	БКЗ–420–140ГМ	420	13,8	560	–	Газ, мазут	93,8 92,2	П–образная
Е–640–140Ж	БКЗ–640–140ПТ–1	640	13,8	545	200	Назаровский уголь	92,5	П–образная

6. Рассчитывается годовой отпуск теплоты

где ; – минимальная нагрузка (при температуре воздуха 8 °С; – продолжительность отопительного периода (рис.1.1, кривая 1);

– средняя за отопительный период температура наружного воздуха (табл 1.1); n – показатель степени: .

7. Рассчитывается годовой отпуск теплоты основными источниками теплоты

8. Выбирается расчетный режим работы энергоустановок. На этом режиме с достаточной степенью точности должны определяться среднегодовые удельные расходы топлива на отпускаемую энергию (обычно выбирается несколько характерных для эксплуатации ТЭУ в течение года режимов работы, что, очевидно, невыполнимо при ограниченном объеме проекта).

За расчётный (с некоторой погрешностью) принимается режим при среднегодовых:

· рабочей электрической нагрузке

· и тепловой нагрузке отборов i-й турбины

где – годовая выработка электроэнергии; – число часов использования установленной мощности.

Для выбранной тепловой нагрузки с помощью рис. 1.1 определяются расчетные температуры прямой и обратной сетевой воды.

Давление промперегрева (на основании рекомендаций технико-экономических исследований) можно оценить по выражению или по табл. 1.5; выбирается и обосновывается температура промперегрева . Потеря давления в системе промперегрева принимается равной , поэтому давление на выходе из части высокого давления (ЧВД) турбины (на входе в промперегреватель) .

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Скачать файл