Расчет энергоблока электрической мощностью 50 МВт с теплокафиционной турбиной Т-50/60-130

6. Определение коэффициентов недовыработки.

Коэффициент недовыработки у_i по каждому отбору определяется по формуле:

                                                                              (6.1)

h₀ = 3520кДж/кг; h_к = 2238кДж/кг

D_i = a_i ·D₀                                                                              (6.2)

                                                                            Таблица 4

Отбор	уi	ai	aiуi	Di; кг/с
ПВД6	0,739	0,046	0,0340	2,85
ПВД5	0,688	0,043	0,0296	2,67
ПВД4	0,574	0,042	0,0241	2,60
Д	0,574	0,037	0,0212	2,29
ПНД3	0,388	0,044	0,0171	2,73
ПНД2	0,294	0,011	0,0032	0,68
ПНД1	0,185	0,013	0,0024	0,81
ТВ	0,388	0,303	0,1176	18,76
ТН	0,294	0,286	0,0841	17,74

Сводная  таблица коэффициентов отборов.

Расход пара идущего в конденсатор:

D_K = D₀ - SD_i                                                                         (6.3)

D_K = 62-(2,85+2,67+2,60+2,29+2,73+0,68+0,81+18,76+17,74) = 10,87кг/с.

7. Действительный расход пара на турбину.

Расход пара на турбину:

                                                               (7.1),

где:

 = 0,97 – КПД электромеханический;

 = 50МВт – номинальная мощность;

 = h₀ – h_K = 3520-2238 = 1282кДж/кг – теплоперепад турбины;

S = 0,0340+0,0296+0,0241+0,0212+0,0171+0,0032+0,0024+0,1176+0,0841 = 0,3333.

кг/с.

Абсолютная погрешность:

(7.2);  .

Данное значение погрешности  допустимо при расчетах.

8. Выбор парогенератора.

D_пв = (1+a_уп+a_ут+a_пр)×D₀                                                        (8.1)

D_пв = (1+0,02+0,015+0,015)×62 = 65,1кг/с.

D_пв = 234т/ч.

Выбираем котельный агрегат:

Очередь ТЭЦ 3ТА+2КА

3 турбины: Т-50/60-130

N = 50МВт;

Р₀ = 13МПа;

t₀ = 565С⁰;

D₀ = 234т/ч;

t_{пв =}  230C⁰;

P_K = 5кПа.

2 котла: Е-420-140ТМ (ТП-81)

D_пе = 420т/ч;

P_пе = 13,8МПа;

t_пе = 570С⁰;

Топливо: Ирша-Бородинский бурый уголь;

КПД на Ирша-Бородинском буром угле h^бр = 93,8;

t_пв = 230С⁰;

Производительность котлов:

SD_пе = 2×420=840т/ч.

Расход пара на турбины:

SD₀ = 234×3 = 702т/ч.

9. Расход электроэнергии на собственные нужды:

Оцениваем расход энергии на СН для одного котла и одной турбины.

1)  на тягодутьевые установки, кВт:

N_TD = b_TD × y_TD × D_пе,                                                                     (9.1)

где:

b_TD = 1,3 – коэффициент запаса;

y_TD = 3 – удельный расход электроэнергии, кВт×ч/т пара при работе на буром угле;

N_TD = 1,3×3×420 = 1638 кВт.

2)  на сетевые установки:

N_су = 0,35×,                                                        (9.2)

где:

 = 80000кВт – номинальная теплофикационная нагрузка, кВт;

= 0,6 коэффициент теплофикации;

N_су = 0,35×кВт.

3)  на циркнасосы, конденсатные и дренажные насосы, кВт:

N_цн = 3,6×D_K(g_цн×m_охл+g_кд),                                                             (9.3)

где:

D_K = 10,87гк/с – пропуск пара в конденсатор;

g_цн = 0,14кВт×ч/т воды;

gкд = 0,4кВт×ч/т конденсата;

m_охл = 45 – для испарителей градирни; - кратность охлаждения.

N_цн = 3,6×10,87(0,14×45+0,4) = 262кВт.

4)  на питательные насосы; кВт:

N_пн = ,                                                                    (9.4)

где:

= 0,96 – КПД электродвигателя; = 0,98 гидромуфты;

= 0,98 – КПД редуктора; = 0,83 – КПД питательного насоса;

= 65,1кг/с – расход питательной воды;

- расчетное давление, развиваемое питательными насосами;

 = 1,3×Р₀ = 1,3×12,8 = 16,64МПа;

= 0,0011911м³/кг;

N_пн = кВт.

Коэффициент затрат электроэнергии на СН для станции:

,                                                   (9.5)

где:

n – количество котлов;

m – количество турбин;

 = 50000кВт эл. мощность генератора;

.

10. Определение технико–экономических показателей.

Расход пара и тепла ТГ установкой:

Q_тг = D₀(1+a_упл)(h₀-h_пв),                                                         (10.1)

Q_тг =62×(1+0,02)(3520-963,0) = 161,7кг/с.

КПД ТГ установки по производству электроэнергии:

                                          (10.2)

Тепловая нагрузка парогенератора:

,                                                                       (10.3)

где:    

D_Е – паровая нагрузка парогенератора, кг/с;

Δh_ПГ – изменение энтальпии воды и пара в ПГ, кДж/кг;

D_Е= D₀·(1+α_упл+α_ут)=62·(1+0,02+0,015)=64,17 кг/с;

Δh_ПГ= h₀-h_П6=3520-963,0=2557 кДж/кг;

 МВт.

КПД транспорта  теплоты:

                                                        (10.4)

Коэффициент собственных нужд:

К_СН=0,071.

КПД по отпуску электроэнергии:

,                                                     (10.5)

где:

η_ПГ – КПД парогенератора, η_ПГ=0,938;

.

КПД по отпуску теплоты:

.                       (10.6)

Удельный расход условного топлива по отпускаемой эл/энергии:

кг/кВт·ч;                                       (10.7)

Удельный расход условного топлива по отпускаемой теплоте:

 кг/кВт·ч;                                       (10.8)

b_Т = 158 кг/Гкал.

11.   Защита окружающей среды

от вредного воздействия ТЭЦ.

При работе ТЭЦ на буром угле продукты сгорания азота выбрасываются в атмосферу дымовыми газами, вредно воздействуют на окружающую среду. Это воздействие может быть уменьшено снижением концентраций вредных веществ путем азотоочистки дымовых газов и рассеивания газов в атмосфере с помощью дымовых труб.

Расчет дымовых труб.

Скорость газа в устье труб принимается равной: ω₀=25…30м/с.

Определяется расход натурального топлива (кг/с) при номинальной нагрузке:

,                                          (11.1)

где:

b_Э, b_q – удельные расходы условного топлива на отпущенные электроэнергию и теплоту;

кг/с.

Находим суммарное количество окислов азота, выбрасываемых в атмосферу:

                      (11.2)

где:

β₁=0,8 – поправочный коэффициент;

β₂=0,01 – коэффициент при сжигании бурого угля;

η_NO2=0,8 – КПД азотоочисток;

,                                        (11.3)

где: k – коэффициент производительности  парогенератора.

.

Определяем минимально допустимую высоту дымовой трубы (при которой максимальная концентрация каждого вредного вещества не  должна превышать соответствующую ПДК, определяемую из таблицы ПДК, мг/м³).

ПДК(NO₂)=0,085мг/м³.

- при выбросах золы и недогоревших частиц топлива:

,                                                          (11.4)

,                                              (11.5)

где:

Z=3 – количество стволов;

А=200 – коэффициент Сибири;

F=1 – коэффициент выбросов SO₂ и NO₂;

F=2 – коэффициент выбросов золы;

С_Ф – есть 75% от соответствующей ПДК;

n=1; m=0,9.

Суммарный объемный расход газов υ, м³/с при нагрузке всех генераторов:

,                                 (11.6)

где:

k₃=1,05 – коэффициент запаса по производительности;

α_ух=1,55 – коэффициент избытка воздуха для твердых топлив;

V⁰=4,24 – для NO₂;

V_г⁰=4,98 – для NO₂;

t_Г=140⁰С – при сжигании углей и мазута;

Δt= t_Г-t^*_вз, где t^*_вз=-19⁰С – средняя температура для наиболее холодного месяца для ТЭЦ. Δt=140-(-19)=159⁰С.

м³/с.

.(SO₂); M=2,015.(NO₂ и SO₂).

м.

- при выбросах окислов серы и азота:

м.

Диаметр устья источника рассеивания (ствола трубы):

м,                                 (11.7)

По полученным значениям Н и d₀ определяется стандартная дымовая труба: