Расчет показателей тепловой экономичности для

ЭНЕРГОБЛОКА

 

• Расход пара турбогенераторной установкой:

• Расход теплоты турбогенераторной установкой:

• КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии:

• Расход пара на входе в конденсатор:

• Паровая нагрузка парогенератора:

Уточняем КПД котла по эмпирической зависимости:

• Тепловая нагрузка парогенератора:

Где

КПД транспорта теплоты

• КПД энергоустановки по отпуску теплоты

• Ориентировочный расход натурального топлива

Оценка расхода электроэнергии на собственные нужды.

6.1.1.На тягодутьевые установки

(6.2)

где =1,3 - коэффициент запаса; - удельный расход

электроэнергии при работе ТЭУ на угле; - паропроизводительность

парогенератора.

6.1.2.На пылеприготовительное оборудование

Тип пылесистем - молотковые мельницы ММТ-2000/2590/730 с мельничными вентиляторами ВМ-160/850-У с промежуточными бункерами.. При останове одной

мельницы другие должны обеспечивать: при двух мельницах на парогенератор – не

менее 60% номинальной паропроизводительности.

Требуемая производительность одной мельницы ≥ 132⋅0,6 = 79,2 т/ч. Выбираем

молотковую мельницу ММТ-2000/2590 с производительностью 79,2т/ч.

Расход электроэнергии, кВт:

(6.3)

где - при сжигании бурых углей.

6.1.3.На сетевые установки

(6.4)

где кВт - номинальная теплофикационная нагрузка (см. рис.1.1);

- коэффициент теплофикации.

6.1.4.На циркуляционные, конденсатные и дренажные насосы

(6.5)

где =6,817 кг/с; = 0,14 кВт ⋅ ч / тводы; = 0,4 кВт ⋅ ч / тконденсата;

- кратность охлаждения для испарительной градирни.

6.1.5.На питательные насосы

(6.6)

где =1,056⋅ =1,056⋅170,41=179,9кг/с - расход питательной воды;

=10^{-3 м 3} / кг - удельный объем воды;

=1,4⋅ =1,4⋅12,8=17,92 МПа - расчетное давление, развиваемое питательным

насосом;

=0,96; = 0,98; =0,98; =0,85 - КПД соответственно

электродвигателя, гидромуфты, редуктора, насоса

 

 

Показатели тепловой экономичности энергоблока.

• Коэффициент затрат электроэнергии на собственные нужды

• КПД ТЭУ по отпуску электроэнергии

• Удельный расход условного топлива по отпускаемой электроэнергии

• Удельный расход условного топлива по отпускаемой теплоте

• Уточнение расхода натурального топлива

 

 

ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОТ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЭС

 

При работе ТЭС некоторые компоненты продуктов сгорания топлива (зола,

окислы серы и азота), сбрасываемые в атмосферу с дымовыми газами, вредно

воздействуют на окружающую среду. Это воздействие может быть уменьшено

снижением концентраций вредных компонентов в окружающей среде путем серо-

азотоочистки и золоочистки дымовых газов (в электрофильтрах, имеющих КПД

0.99) и рассеивания газов в атмосфере с помощью дымовых труб.

Расчет дымовой трубы.

7.1.1. Принимается скорость газа в устье трубы = 25 м / с

7.1.2. Расход натурального топлива при номинальной нагрузке (см. выше):

B =38,2 кг / с

7.1.3.Расчитываем выброс в атмосферу золы и недогоревших частиц топлива (г/с) при

очистке дымовых газов в электрофильтрах:

(7.1)

где =4,7%- зольность топлива на рабочую массу; = 2%, = 0,9- величины

механического недожога и коэффициента уноса при сжигании бурых углей в топке

с твердым шлакоудалением.

7.1.4. Оцениваем максимальное количество окислов серы (г/с), выбрасываемых с

дымовыми газами в атмосферу:

(7.2)

где = 0,2%- содержание серы на рабочую массу топлива (табл.3.1[1]), =0,8.

7.1.5.Суммарное количество окислов азота, выбрасываемых в атмосферу (с учетом

систем подавления окислов азота):

(7.3)

где =0,4 - КПД систем подавления окислов азота при сжигании твердого топлива;

=0,6- поправочный коэффициент (принимается по табл. 3.2 [1]); = 0,01-

коэффициент для твердого топлива;

7.1.6. Определяем минимально допустимую высоту дымовой трубы (при которой

максимальная концентрация каждого вредного вещества не должна превышать

соответствующую ПДК, определяемую по табл. 3.3[1]):

• При выбросах золы и недогоревших частиц топлива:

(7.4)

(7.5)

где z =1- число стволов; A = 200 - коэффициент для Сибири; F =1(при выбросе

окислов серы и азота) и F = 2 (при выбросе золы); n =1, m = 0,9 (для принятых в

расчетах ).

Суммарный объемный расход газов:

(7.6)

где = 1,05 – коэффициент по производительности; =1,55 - коэффициент избытка

воздуха в уходящих газах перед дымовой трубой;

= 5,01 м³ / кг - теоретический

объем продуктов сгорания; = 4,26 м³ / кг - теоретическое количество воздуха,

необходимое для сгорания;

Для ТЭЦ в г. Новосибирск =-17,1⁰С- средняя температура самого холодного месяца.

ПДК_А = 0,5 мг / м - предельно допустимая концентрация золы по табл. 3.3 [1].

• При выбросах окислов серы и азота

По табл. 3.3 [1]: ; ;

7.1.7. Высота дымовой трубы выбирается наибольшей из рассчитанных в п.6 значений

7.1.8. Полученное значение H = 87,8м округляется в большую сторону до

стандартного типоразмера.

Принимаем H = 90 м.

7.1.9. Рассчитываем диаметр ствола трубы

округлив до стандартного значения, получим: =5,4 м

7.1.10. Оцениваем расстояние, на котором наблюдается максимальная концентрация

вредных примесей у поверхности земли.

 

 

Заключение

В курсовом проекте был проведен расчет энергоблока мощностью 180 МВт с турбиной Т-180/210-130. В первой части работы была рассчитана тепловая схема ТЭУ: построены графики тепловых нагрузок, диаграммы процесса работы рабочего тела в турбине в p-h, h-s диаграммах, определены параметры воды и пара в тепловой схеме, составлены энергетические балансы регенеративных подогревателей.

Во второй части определены технико-экономические показатели:

· расход натурального топлива: В = 38,2 кг/с;

· коэффициент затрат энергоблока на собственные нужды К_сн = ;

· КПД энергоустановки по отпуску электроэнергии ;

· КПД энергоустановки по отпуску тепла ;

· удельный расход условного топлива по отпускаемой электроэнергии ;

· удельный расход условного топлива по отпускаемой теплоте .

В третьей части произведена оценка вредного воздействия выбросов в атмосферу. Выбросы золы, оксидов серы, окислов азота в атмосферу составили , , . В результате определен типоразмер дымовой трубы: H = 90 м, d₀ = 5,4 м. Расстояние, на котором наблюдаются максимальная концентрация вредных примесей у поверхности земли: 1800 м.

 

 

Список используемой литературы

 

1. Расчеты тепловых схем ТЭС. Г. В. Ноздренко, В. М. Гурджиянц, Ю.В. Овчинников, Ю. И. Шаров. Методические указания/ НЭТИ.- Новосибирск. 1991.

2. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки / А.Д.Трухний, Б.В., Б.В. Ломакин. – 2-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

3. Паротурбинные энергетические установки: Отраслевой каталог/ Центральный научно-исследовательский институт технико-экономических исследований по тяжелому и транспортному машиностроению.- М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1994.

4. Слайд-лекция «Порядок расчета подогревателей» /НГТУ. - Новосибирск.2009.