Проверка по материальному балансу
(1.23)
Dm=156,8 кг/с
(1.24)
что допустимо.
Невязка по энергетическому балансу
Nэ=203000 кВт
D1290,7+D2392+D31563+D32563+D4714,3+D5931,7+D61090,8+D71333,3+ Dк1638,2
1976,76+3998,4+1182,3+1970,5+4857,24+20963,25+5781,24+4266,56+157758,66
202754,91 кВт
(1.25)
что допустимо.
Расход пара на турбогенераторную установку
Dпгу =Dт(1+αуп+αэж) (1.26)
DТГУ=156,8*(1+0,02+0,005)=160,7 кг/с
Расход пара от парогенераторной установки
Dпгу =Dт(1+αуп+αэж + αут) (1.27)
DПГУ=156,8*(1+0,02+0,005+0,015)=163 кг/с
Расход питательной воды из ПВД на парогенератор
Zпв = Dпгу+ Zнп = Dт(1+αуп+αэж + αут + αнп) (1.28)
ZПВ=156,8*(1+0,02+0,005+0,015+0)=163 кг/с
Таблица 1.7
Таблица расходов пара по потокам
Поток | Формула | Расход, кг/с |
Свежий пар от ПГУ | Dт(1+αуп+αэж + αут) | 163 |
Свежий пар на ТГУ | Dт(1+αуп+αэж) | 160,7 |
Пар из 1 отбора | D1 | 6,8 |
Пар из 2 отбора | D2 | 10,2 |
Пар из 3 отбора | D31+ D32 | 5,6 |
Пар из 3 отбора ПЗ | D31 | 2,1 |
Пар из 3 отбора в ПТПН | D32 | 3,5 |
Пар из 4 отбора в ГД | D4 | 6,8 |
Пар из 5 отбора | D5 | 22,5 |
Пар из 6 отбора | D6 | 5,3 |
Пар из 7 отбора | D7 | 3,2 |
Пар в конденсатор | Dк | 96,3 |
Пар на ПУ | Dт αуп | 3,14 |
Пар на ЭЖ | Dт αэж | 0,78 |
Пар на промперегрев | Dтαпв-(D1+D2) | 143,7 |
|
|
Расчет технико-экономических показателей ТГУ.
Удельный расход пара
, кг/кВт*ч (1.29)
Полный расход теплоты
Расход теплоты на выработку электроэнергии
QЭ=QТГУ
QЭ=470691,2, кДж/с
Абсолютный электрический КПД
(1.30)
Удельный расход тепла на выработку электроэнергии
(1.31)
Тепловая нагрузка ПГУ
QПВ=ZПВ(h0-tпв)+Dпп*Δhпп (1.32)
QПВ=163*(3511,7-1013)+143,7*500,6
QПВ=479224,32, кДж/с
КПД трубопроводов
(1.33)
КПД блока по производству электроэнергии брутто
ηэст = ηэ * ηтр * ηбпгу = 0,43*0,98*0,9252 = 0,38 (1.34)
Расход натурального топлива для одного ПГУ:
Вк = Qпв/(Qрн*ηпгу)= 479224,32 / (18090*0,9252)= 29 кг/ сек (104,4 т /ч) (1.35)
Расход условного топлива:
Ву=(Qрн*Вк)/Qу=(18090*29)/29310=17,8 кг/ сек (64,08 т /ч) (1.36)
Удельный расход натурального топлива:
bн=(Вк/Nэ)*3600=(29/203000)*3600=514 гр/кВтч (1.37)
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:
bэ=0,123/ηэ=0,123/0,43=286 гр/кВтч (1.38)
Выбор оборудования для энергоблока К-200-130 ЛМЗ
|
|
Выбор парогенератора
Тип парового котла определяется главным образом выбранными параметрами мощностью и типом турбины, а так же топливом и режимами работы тепловой электростанции.[2]
Согласно методике выбора парогенератора следует рассчитать требуемую паропроизводительность (DПГУ) и исходя из полученного значения (DПГУ) выбрать котлоагрегат. На блочных КЭС паропроизводительность котла (кг/с) выбирается по максимальному расходу пара на турбину (DТГУ) с учетом расхода на собственные нужды (0,02DТГУ) и общего запаса по пару (0,03DТГУ):
DПГУ= DТГУ1,05 (1.39)
DПГУ=160,7*1,05
DПГУ=168,73 кг/с или 607,4 т/ч
На выходе из котла давление пара рпе, МПа и температура пара tпе, ◦С, должны быть выше, чем перед турбиной на величину потерь давления и температуры в паропроводах:
рпе=(1,04-1,06)р0 (1.40)
tпе=(1,01-1,02)t0 (1.41)
рпе=1,06р0 рпе=1,05*12,7 рпе=13,33 МПа
tпе=1,02t0 tпе=1,02*565 tпе=576,3 ◦С
Топливо: каменный уголь Кузнецкого бассейна.
Марка топлива: Г, промпродукт.
В соответствии с полученными параметрами пара, мощностью и типом турбины, а так же выбранным видом топлива и режимами работы тепловой электростанции наиболее подходящим является одна из модификаций котла П-65 (Пп-660-140) - прямоточный котел.[4]
Для энергоблока выбран 1 прямоточный парогенератор с расходом пара 660 т/ч.
Описание котлоагрегата П-65: прямоточный котел типа П-65 спроектирован и изготовлен Подольским машиностроительным заводом, рассчитан на сжигание каменных углей и природного газа и предназначен для работы в блоке с паровой турбиной мощностью 160-240 МВт. Котлоагрегат выполнен однокорпусным в П-образной компоновке в газоплотном исполнении с регенеративно вращающимся воздухоподогревалем.
Основные данные по котлоагрегату:
паропроизводительность 660 т/час
давление острого пара 140 кгс/см2
температура острого пара 570 ◦С
расчетный КПД при работе на каменном угле 90,3%
ширина котла по осям колонн 19000 мм.
глубина котла по осям колонн 19500 мм.
высота котла по каркасу 40300 мм.
Характеристики топлива
Состав топлива на рабочую массу:
Сера Sр=0,6% Углерод Ср=46,6%
Водород Нр=3,4% Кислород Ор=5,9%
Азот Nр=1,8% Зольность Ар=28,7%
Влажность Wр=13,0%
Низшая теплота сгорания Qнр=18090 кДж/кг
Выход летучих веществ V=41,5%
Объем воздуха и продуктов сгорания
Vон=4,87 м3/кг VROн=0,87 м3/кг
VNOн=3,86 м3/кг VH2Oн=0.62 м3/кг
VOГн=5,35 м3/кг
Коэффициент избытка воздуха вверху топки αm=1,2
Присосы воздуха в газоход:
в топке=0,05, в пароперегревателе=0,06, в поворотной камере=0,03,
в экономайзере=0,02,
Коэффициент избытка воздуха уходящих газов
αух=1,2+0,05+0,06+0,03+0,02
αух=1,36
Энтальпия воздуха и продуктов сгорания:
при 100˚С hro=745 hвo=646 при 200˚С hвo=1511 hвo=1298
Температура уходящих газов - tух=130 ◦С
hro =745+(1511-745/100) (130-100)= 974,8 кДж/кг (1.42)
hвo =646+(1298-646/100) (130-100)= 841,6 кДж/кг (1.43)
Энтальпия уходящих газов при Iух=130 ◦С
hух =974,8+(1,36-1) 841,6= 1277,8 кДж/кг (1.44)
Температура холодного воздуха - tхол=30◦С
Энтальпия холодного воздуха
hух =(646/100)*30= 193,8 кДж/кг (1.45)
Потери тепла:
от химического недожога q3=0%
от механического недожога q4=1,5%
с уходящими газами (1.46)
в окружающую среду q5=0,46%
с физическим теплом шлака q6=0,0015%
Сумма потерь ∑q= q2+ q3+ q4+ q5+ q6=5,52+0+1,5+0.46+0.0015=7,48% (1.47)
КПД парогенератора брутто:
ηпгубр=100-∑q=100-7,48 (1.48)
ηпгубр=92,52%
Расход натурального топлива на котел Вк при номинальной нагрузке:
|
|
Вк= кг/с=104,4 т/ч. (1.49)
Подача холодного воздуха дутьевыми вентиляторами (для одного парогенератора)
м3/сек. (1.50)