Проектирование новой тепловой электрической станции мощностью 800 МВт в г.Новосибирске, страница 11

      D_обв – расход питательной воды, кг/с, подаваемой в котел мимо регенеративных подогревателей с энтальпией h_обв;

      h_пе – энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

      h_п.в – энтальпия питательной воды, кДж/кг;

      D_н.п – количество насыщенного пара, кг/с, с энтальпией , отданного до перегревателя;

      D_пр – расход воды на продувку котла, кг/с, с энтальпией кипящей воды , при давлении в барабане;

      D_пп – расходы пара на входе в промежуточные перегреватели, кг/с, с начальной  и конечной  энтальпией;

       - расходы впрысков в промперегреватели с энтальпией ;

      Q_от.в – тепло воды, подогреваемой в котле и отдаваемой «на сторону», кВт;

      Q_изб – тепло избыточного (отдаваемого «на сторону») воздуха.

Расход свежего пара D_пе = 670 т/ч = 186,1 кг/с.

Расход питательной воды, подаваемой в котел мимо регенеративных подогревателей D_обв = 0.

Энтальпия перегретого пара h_пе = 3447,6 кДж/кг, при

             (3.15)

Энтальпия питательной воды h_п.в = 1077,3 кДж/кг.

Количество насыщенного пара, отданного до перегревателя, D_н.п = 0.

Расход воды на продувку котла D_пр = 2,8 кг/с.

Энтальпия воды в барабане = 1570,9 кДж/кг, при

                         (3.16)

Параметры пара на входе в промежуточный перегрев:

расход D_пп=D₀─D_П7─D_П6=177,1─12,67─11,39=153кг/с;

начальная энтальпия = 3092,9 кДж/кг;

конечная энтальпия = 3562,6 кДж/кг.

Впрыски в промперегреватели не производятся.

Вода «на сторону» не отдается.

Воздух «на сторону» не отдается.

Подставим данные в формулу (6.14):

Расход топлива, подаваемого в топку:

, кг/с;                                    (3.17)

 кг/с.

Расчетный расход топлива, вычисляемый с учетом механической неполноты сгорания найдем по формуле:

, кг/с;                                                      (3.18)

 кг/с.

ГЛАВА№4

Технико-экономические обоснования выбора основного и вспомогательного оборудования.

Основное и вспомогательное оборудование выбирается на основании расчета тепловой схемы и определения расходных и термодинамических параметров.

Технический прогресс в энергетике связан укрупнением агрегатов, что не приводит к ощутимому повышению их КПД и экономии топлива. Однако удельные капиталовложения на единицу вводимой мощности, а следовательно, и удельные расчетные затраты с увеличением мощности агрегатов снижаются. Это обусловлено тем, что с укрупнением агрегата размеры и стоимость оболочки (корпуса) возрастают медленнее (на один порядок), чем рабочий объем и мощность агрегата. Так же  с увеличением единичной мощности агрегата снижаются затраты на проектирование, монтаж, изготовление оборудования, строительство здания, контрольно-измерительные приборы, автоматические регулирующие устройства и т.д.

4.1. Выбор турбины

         Тип теплофикационных турбин выбирают исходя из энергетических нагрузок, вида, параметров и режимов теплового потребления.

На ТЭЦ с отопительной нагрузкой в городах устанавливают турбины типа Т с отопительными отборами.

Мощность турбоагрегатов ТЭЦ в энергосистемах принимают возможно более крупной, с учетом перспективы развития тепловых нагрузок района и потребления электроэнергии.

4.1.1. Техническое описание турбины

Основные технические данные.

Паровая турбина расчитана для работы при основных номинальных параметрах приведенных в таблице 4.1.

Основные номинальные параметры турбины                                Таблица 4.1

№п/п	Основные параметры	Т-180/210-130-1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11	N МВт D0 Т0 0С Р0 Мпа (кгс/см2) Рпп Мпа (кгс/см2) Тпп 0С Р1 Мпа (кгс/см2) Т1 0С Т1в 0С Dв м3/ч Q отб Гкал/ч	180 638 540 12,75 (130) 2,49 (25,4) 540 2,72 (27,7) 333 27 22000 260

          Острый парот котла по двум паропроводам диаметром 250 мм подводится к двум отдельно стоящим паровым коробкам, в которых расположены два клапана автоматического затвора (АЗВ). От этих клапанов по четырем