Выбор теплоэнергетического оборудования для ТЭЦ

Продолжение таблицы 17

Энтальпия пара на выходе из промежуточного пароперегревателя, iвыхпром	кДж/кг	2703,6845
Энтальпия пара на выходе из промежуточного пароперегревателя, iвхпром	кДж/кг	2697,793

 

 

6.1 Определение объема дымовых газов

 

 

Расчет объемов продуктов сгорания для твердых и жидких топлив производится в м3 на 1 кг рабочего топлива и на 1м3 сухого газа при нормальных условиях. Объемы воздуха и продуктов сгорания при сжигании твердых и жидких топлив определяются для нормальных условий по следующим формулам:

Теоретический  объем воздуха, необходимый  для сжигания 1 кг топлива:

 

 м3/кг (3)

 м3/кг

 

Теоретический объем азота в продуктах сгорания:

 

 м3/кг (4)

 м3/кг

 

Объем трехатомных газов в продуктах сгорания:

 

 м3/кг (5)

 м3/кг

 

Теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания:

 

 м3/кг (6)

 м3/кг

 

При α>1 полный объем водяного пара в продуктах сгорания:

 

м3/кг (7)

м3/кг

 

Полный объем дымовых газов:

 

м3/кг (8)

м3/кг

 

 

6.2 Определение энтальпии продуктов сгорания

 

 

Энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов сгорания определяются по формулам:

кДж/кг  (9)

кДж/кг

 

 кДж/кг  (10)

 кДж/кг

 

Энтальпия сухих трехатомных продуктов сгорания определяется по средней теплоемкости углекислоты, что считается допустимым, так как объем окиси серы в продуктах сгорания незначителен, то есть:

 кДж/кг (11)

 кДж/кг

Энтальпия золы учитывается, если комплекс , и подсчитывается по формуле:

 

 кДж/кг (12)

Так как

кДж/кг

 

Полная энтальпия дымовых газов с учетом избытка воздуха определяется по формуле:

 

 кДж/кг (13)

 кДж/кг

 

6.3 Определение к.п.д. парогенератора

 

 

Из уравнения теплового баланса ,% к.п.д. агрегата брутто будет определяться:

 

,% (14)

%

 

Потери тепла с уходящими из парогенератора газами определяется по формуле:

 

,%    (15)

%

 

Химический недожог , т.к. при сжигании твердого топлива химический недожог обычно принимается равным нулю.

Потери тепла от механической неполноты сгорания топлива %.

Потери тепла от наружного охлаждения парогенератора а %.

Потери теплоты с физическим теплом шлаков определяются по формуле:

,% (16)

%

 

 

6.4 Определение расхода топлива парогенератором

 

 

Расчетный расход топлива определяется:

 

, кг/с     (17)

кг/с

 

Расход топлива, подаваемого в топку, определяется по формуле:

 

, кг/с     (18)

 кг/с

 

Полезно использованное в парогенераторе тепло определяется по формуле:

 

, кДж/с   (19)

 кДж/с

 

Величина не учитывается, т.к. парогенератор прямоточный.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

На основании анализа и расчетов в курсовой работе были решены следующие задачи:

1. Исходя из энергетических нагрузок, вида, параметров и режимов теплового потребления выбраны шесть турбин типа К-800-240-5 для ГРЭС-2400.
2. Изображена принципиальная тепловая схема паротурбинной установки, которая включает в себя оборудование пароводяного тракта с технологическими связями, как между его элементами, так и с другим оборудованием электростанции.
3. Для турбины К-800-240-5 на основании данного топлива, мощности ГРЭС выбран парогенератор Пп-2650-25-545/542 БТ.
4. Изображена структурная схема ГРЭС – 2400 МВт, состоящая из турбин, парогенераторов с пароперегревателями и электрогенераторов.
5. Выбрано вспомогательное оборудование, входящее в состав турбинной установки.
6. Определен расчетный расход топлива для парогенератора Пп-2650-25-545/542 БТ для ГРЭС-2400.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      Список использованной литературы

 

1. Дукенбаев К., Нурикен Е. Энергетика Казахстана. Алматы, 2004. – 312с.
2. Тепловые и атомные электрические станции. Справ. под общей ред. Григорьева В.А. и Зорина В.М. М., Энергоатомиздат, 1991. – 588с.
3. Паротурбинные установки для ТЭС и АЭС. М., ЦНИИТЭИЖМАШ., 1994.– 181с.
4. Бойко Е.А. Устройство и конструкционные характеристики энергетических котельных агрегатов. Справочное пособие. Красноярск, ИПЦ КГТУ, 2003. – 232 с.
5. Зах Р.Г. Котельные установки. М., Энергия, 1968. – 354 с.
6. Федорович Л.А., Быков А.П. Выбор тепломеханического оборудования ТЭС. М., МЭИ, 1999. – 48 с.
7. Тепловые и атомные электрические станции. Справ. под общей ред. Клименко А.В., Зорина В.М.. М.,  ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1989. – 605 с.
8. Соловьев Ю.П. Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций. М., Энергоатомиздат, 1983. – 200с.
9. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М., Энергия, 1967. – 400с.
10. Вукалович М.П., Ривкин С.Л., Александров А.А. Таблицы Теплофизических свойств воды и водяного пара. – М., Издательство стандартов, 1969. – 408с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение А

 

Продольный разрез турбины К-800-240-5 (1 часть)

 

 

Продольный разрез турбины К-800-240-5 (2 часть)

 

 

 

Продольный разрез турбины К-800-240-5 (3 часть)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение B

 

Продольный разрез котла Пп-2650-25-545/542 БТ (П-67).

 

Поперечный разрез котла Пп-2650-25-545/542 БТ (П-67).