150155 (Влияние схем включения подогревателей энергоблока на тепловую эффективность подогрева), страница 4
Описание файла
Документ из архива "Влияние схем включения подогревателей энергоблока на тепловую эффективность подогрева", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "физика" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "курсовые/домашние работы", в предмете "физика" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "150155"
Текст 4 страницы из документа "150155"
Энергетическое уравнение турбоустановки в табличной форме
Цилиндр | Отсек турбины | Доля пропуска пара через отсек αj | Теплоперепад пара в отсеке Δhj, кДж/кг | Внутренняя работа на 1 кг свежего пара αj∙Δhj, кДж/кг |
ЦВД | 0 -1 | α01=α0 =1 | h0 - h1 =3345.1 – 3052= 293.1 | 322.8 |
1-2 | α12=1 -α1=1-0.05098=0.94902 | h1 - h2 =3052 – 2985.2= 66.8 | 40.02 | |
ЦСД | 2-3 | α23=α12-α2 = 0.94902- 0.11466= 0.83436 | hпп - h3 =3556.3 – 3316= 240.3 | 205.32 |
3-4 | α34=α23-α3-αД-αТП = = 0.83436- 0.04734- 0.02114- 0.04726= 0.71862 | h3 - h4 = 3316 – 3010= 306 | 98.25 | |
4-5 | α45=α34-α4= =0.71862-0.03232=0.6863 | h4 - h5 =3010 – 2876= 134 | 76.8 | |
5-6 | α56=α45-α5= =0.6863-0.03076=0.65554 | h5 - h6 =2876 – 2736.5= 139.5 | 88.41 | |
ЦНД | 6-7 | α67=α56-α6= =0.65554 - 0.02685=0.62869 | h6 - h7 =2736.5 – 2588= 148.5 | 109.07 |
7-8 | α78= α67 - α7= =0.62869 - 0.02905=0.59964 | h7 - h8 =2588 – 2468 = 120 | 95.16 | |
8-К | α8к= α78 – α8= =0.59964 - 0.02795=0.57169 | h8- hК =2468 – 2321.4= 146.6 | 101.35 |
1.4.1. Приведенный теплоперепад
Внутренняя работа турбины на 1 кг свежего пара -, где αj – доля пропуска пара через отсек, а Δhj – теплоперепад в отсеке.
Механический КПД турбины и КПД генератора
1.4.2. Расход пара на турбину
Удельный расход пара
Таблица 1.4.
Расходы пара в отборы турбины
Элемент схемы | =D/D0 | D, кг/c | Элемент схемы | =D/D0 | D, кг/c |
П1 | 0.05098 | 10.9 | П4 | 0.03232 | 6.9 |
П2 | 0.11466 | 24.4 | П5 | 0.03076 | 6.6 |
П3 | 0.04734 | 10.1 | П6 | 0.02685 | 5.7 |
Д | 0.02114 | 4.5 | П7 | 0.02905 | 6.2 |
ТП | 0.04726 | 10.1 | П8 | 0.02795 | 6 |
1.4.3. Полный расход теплоты на турбоустановку
1.4.4. Эффективная мощность турбопривода
1.4.5. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии
1.4.6. Абсолютный электрический КПД
1.4.7. Расход теплоты на станцию
Учитываем потери в трубопроводах и котельной установке
1.4.8. КПД станции (брутто)
1.4.9. КПД станции (нетто)
Доля электрической мощности, расходуемой на собственные нужды
1.4.10. Расходы топлива
Вид топлива - Ангренский бурый уголь, его низшая теплота сгорания
Расходы натурального и условного топлива
Удельный расход условного топлива нетто
Глава 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования
2.1. Выбор турбоустановки.
Мощность турбины КЭС выбирается в соответствии с мощностью блока. Принимаем за прототип турбоустановку К-330-240 производства Ленинградского металлического завода. Описание проектируемой турбины: трёхцилиндровая конденсационная турбина с промежуточным перегревом пара, тремя выхлопами в конденсатор и развитой системой регенеративного подогрева питательной воды. Система регенеративного подогрева питательной воды и основного конденсата состоит из 5 ПНД (2 – смешивающих, 3 – поверхностных), деаэратора и 3 ПВД. Турбина имеет восемь отборов: два – из ЦВД (один из которых, совмещён с «холодной» ниткой промперегрева); четыре – из ЦСД (деаэратор и турбопривод включены в 3-й отбор); два – из ЦНД.
Таблица 2.1.
Параметры проектируемой турбины К-250-240
Мощность номинальная, МВт | 250 |
Начальные параметры пара: | |
| 24,5 |
| 550 |
Параметры пара после промперегрева: | |
| 4,5 |
| 550 |
Номинальный расход свежего пара, кг/с (т/ч) | 213 (767) |
2.2. Выбор парового котла.
Выбор парового котла определяется, главным образом, выбранным типом турбины, суммарной мощностью и режимом работы ТЭС.
Исходными данными для выбора парового котла служат заданные параметры острого пара и промежуточного перегрева, температура питательной воды, тип топлива, а также полученный из расчета тепловой схемы расход пара в голову турбины:
На блочных КЭС производительность котла DПЕ, т/ч, выбирается по максимальному расходу пара в голову турбины D0 с учетом 5% расхода пара на собственные нужды:
Параметры пара на выходе из котла выше, чем перед турбиной, на величину потерь давления и температуры в паропроводах:
;
.
В качестве прототипа выбираем прямоточный котел марки Пп-1000-25-545/545 БТ (П-64) и составляем техническое задание на проектирование котла (табл.2.2.).
Таблица 2.2.
Параметры проектируемого котла
Номинальный расход свежего пара, т/ч | 805 | ||
Топливо | Ангренский бурый | ||
Начальные параметры пара: | |||
| 25,7 | ||
| 556 | ||
Параметры пара после промперегрева: | |||
| 4,5 | ||
| 556 | ||
Температура питательной воды, °С | 278 | ||
Высота котла, м | 66 | ||
Сопротивление, кПа | Hг | 4,48 | |
Hв | 4,11 | ||
Тип котла | Р |
Котел предназначен для работы в блоке с турбиной мощностью 250 МВт на низкокалорийных югославских лигнитах и бурых углях ангренского месторождения с широким диапазоном влажности (W=33-44%), зольности (Ар= 8-32%) и содержанием серы (S общ.) до 5,6%.
Котел сверхкритического давления с промперегревом, прямоточный, однокорпусный, закрытой Т-образной компоновки, работает под разряжением. Топочная камера открытая, прямоугольного сечения оборудована 24 щелевыми встречно расположенными горелками и полностью экранирована трубами, образующими выше горелок на боковых стенах газозаборные окна.
Для подогрева воздуха в отдельной шахте вне котла установлен каскадный трубчатый воздухоподогреватель, что исключает возможность коррозии и заноса труб воздухоподогревателя при работе на высокосернистом топливе.
Надежная, устойчивая работа топки котла и его бесшлаковочный режим обеспечиваются достаточно большой по сечению и объему топкой, трехъярусным расположением щелевых горелок по длинным сторонам топки и газовой сушкой топлива.
2.3. Выбор оборудования пылеприготовления.
П роцесс пылеприготовления состоит из следующих операций: предварительное грубое дробление угля до кусков размером 150 — 200 мм, улавливание металла, отделение щепы, грохочение и тонкое дробление до кусков размером не более 25 мм, сушка и размол до необходимой тонины.
Качество угольной пыли характеризуется тонкостью помола и влажностью. Показателем тонкости помола считается остаток (в %), полученный после просеивания пыли на сите с ячейками размером 90x90 мкм и обозначаемый как R90. Тонкость помола зависит от реакционной способности угля, характеризуемой выходом летучих фракций Vг; чем выше содержание летучих, тем грубее может быть помол и тем меньше затраты энергии на пылеприготовление.
Влажность пыли Wп влияет на производительность мельницы и экономичность сжигания. Недостаточное подсушивание приводит к забиванию пылепитателей и медленному возгоранию, излишнее может привести к самовозгоранию пыли и взрыву. Влажность пыли Wп нормируется в пределах 0,5 — 23 % в зависимости от свойств топлива.