Расчет технико-экономических показателей ТГУ.

   Удельный расход пара

, кг/кВт*ч                    (1.29)

Полный расход теплоты

Расход теплоты на выработку электроэнергии

Q_Э=Q_ТГУ

Q_Э=470691,2, кДж/с

Абсолютный электрический КПД

                                               (1.30)

Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

                              (1.31)

Тепловая нагрузка ПГУ

Q_ПВ=Z_ПВ(h₀-t_пв)+D_пп*Δh_пп                                          (1.32)

Q_ПВ=163*(3511,7-1013)+143,7*500,6

Q_ПВ=479224,32, кДж/с

КПД трубопроводов

                                          (1.33)

КПД блока по производству электроэнергии брутто

η^э_ст = η_э * η_тр * η^б_пгу = 0,43*0,98*0,9252 = 0,38     (1.34)

Расход натурального топлива для одного ПГУ:

В_к = Q_пв/(Q_р^н*η_пгу)= 479224,32 / (18090*0,9252)= 29 кг/ сек (104,4 т /ч) (1.35)

Расход условного топлива:

В_у=(Q_р^н*В_к)/Q_у=(18090*29)/29310=17,8 кг/ сек (64,08 т /ч)                     (1.36)                        

    Удельный расход натурального топлива:

b_н=(В_к/N_э)*3600=(29/203000)*3600=514 гр/кВтч                                      (1.37)                              

    Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:

b_э=0,123/η_э=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 (D_ПГУ) и исходя из полученного значения (D_ПГУ) выбрать котлоагрегат. На блочных КЭС паропроизводительность котла (кг/с) выбирается по максимальному расходу пара на турбину (D_ТГУ) с учетом расхода на собственные нужды (0,02D_ТГУ) и общего запаса по пару (0,03D_ТГУ):

D_ПГУ= D_ТГУ1,05   (1.39)

D_ПГУ=160,7*1,05

D_ПГУ=168,73 кг/с или 607,4 т/ч

На выходе из котла давление пара р_пе, МПа и температура пара t_пе, ◦С, должны быть выше, чем перед турбиной на величину потерь давления и температуры в паропроводах:

р_пе=(1,04-1,06)р₀        (1.40)

t_пе=(1,01-1,02)t₀        (1.41)

р_пе=1,06р₀      р_пе=1,05*12,7        р_пе=13,33 МПа

t_пе=1,02t₀   t_пе=1,02*565      t_пе=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 (П_п-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                  S^р=0,6%        Углерод              С^р=46,6%

Водород            Н^р=3,4%       Кислород            О^р=5,9%

Азот                   N^р=1,8%      Зольность            А^р=28,7%

Влажность        W^р=13,0%

Низшая теплота сгорания Q_н^р=18090 кДж/кг

Выход летучих веществ V=41,5%

Объем воздуха и продуктов сгорания

V_о^н=4,87 м³/кг           V_RO^н=0,87 м³/кг

V_NO^н=3,86 м³/кг         V_H2O^н=0.62 м³/кг

V_OГ^н=5,35 м³/кг   

Коэффициент избытка воздуха вверху топки α_m=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

α_ух=1,2+0,05+0,06+0,03+0,02

α_ух=1,36

Энтальпия воздуха и продуктов сгорания:

при 100˚С h_r^o=745 h_в^o=646               при 200˚С h_в^o=1511 h_в^o=1298

Температура уходящих газов - t_ух=130 ◦С

h_r^o =745+(1511-745/100) (130-100)= 974,8 кДж/кг (1.42)

h_в^o =646+(1298-646/100) (130-100)= 841,6 кДж/кг (1.43)

Энтальпия уходящих газов при I_ух=130 ◦С

h_ух =974,8+(1,36-1) 841,6= 1277,8 кДж/кг  (1.44)

Температура холодного воздуха - t_хол=30◦С

Энтальпия холодного воздуха

h_ух =(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:

η_пгу^бр=100-∑q=100-7,48 (1.48)

η_пгу^бр=92,52%

Расход натурального топлива на котел В_к при номинальной нагрузке:

В_к=  кг/с=104,4 т/ч. (1.49)

Подача холодного воздуха дутьевыми вентиляторами (для одного парогенератора)

 м³/сек. (1.50)