|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Теплофикационный режимИсходные данные и тепловая схема энергоблока. электрическая мощность теплофикационного энергоблока 1000 MBт начальные параметры пара давление 150 бар температура 5300С давление конденсации 0,05 бар относительный расход пара в регулируемый теплофикационный отбор 0,4 вид топлива ИБ Топливо ИБ, задаваемое в таблице 2.1 - Канско-Ачинский бурый уголь QНР-15,7 МДж/кг(м³/кг)
Расчет тепловой экономичности паротурбинного энергоблока на основе метода энергобаланса. Конденсационный режим. На конденсационном режиме теплофикационный отбор отключен и Т =0. В алгоритмическом плане методика расчета тепловой экономичности энергоблока представляется в следующем виде.
Энтальпии в характерных точках цикла могут быть определены по диаграмме P, S и записаны в таблицу 3.1. Таблица 3.1 Параметры цикла
, где H=h0 - hK - теплоперепад на турбину H=3400-2780=620 NГ - мощность, кВт; yR=(hR - hK)/H=2780-2650\620=0.21 aR=(hПВ - hK´)/(hR - hK´) -коэффициент недовыработки и относительный расход пара из отбора турбины на деаэратор (для подогрева питательной воды); aR=(650-130)/(2780-130)=520/2650=0,196 точка R определяется на диаграмме P, S на пересечении изобары PД=PR с линией процесса расширения пара в турбине О, К; hЭМ=0,97...0,98 - электромеханический КПД турбогенератора. D0=100000\620(1-0.21*0,196)*0.98=171,644 кг/с
=171,644(3400-650)=472021Вт=472,02МВт Теплота, отводимая к циркводе в конденсаторе, кВт: =171,644(1-0,196)(2650-130)=346,026МВт Теплота регенеративного подогрева питательной воды в деаэраторе, кВт: =0,196*171,644(2650-650)=67282,88Вт=67,282МВт
,
=10*36,7(1-0,92)*10-3=29,36МВт где hК - КПД котла (принимается в расчетах на уровне 0,90...0,92 при работе на угле 6. Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:
=3,6*7,8*171,644=4,82МВт где yТД - удельный расход, (кВт·ч)/т, yТД=7,8 при работе на угле;
=3,6*27*10=0,972МВт где yТП=27 при сжигании бурых углей;
=3,6*7(1-0,196)171,644=3,477МВт где yЦН=6...7 для оборотных систем водоснабжения;
=0,14*150*171,64/0,83=4,34МВт где hЦН=0,82...0,85 - КПД насоса;
NСН=NТД+NТП+NЦН+NПН=4,82+0,972+3,477+4,34=13,609МВт
=0,086*0,212*0,92*0,83=0,139
где КПД собственных нужд =(100-13,609)/100=0,086 КПД транспорта тепла hТР принят равным единице; КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии =100/472,02=0,212
=0,123/0,139=0,885 По результатам расчетов строим схему энергобаланса (рис. 3.1 а). Теплофикационный режим. Для теплофикационного режима дополнительно учитывается отбор пара aT из турбины. Процесс конденсации этого пара в сетевом подогревателе на рис. 2.1 б показан линией R, Д.
=100/620(1-0.21*0.196- 0.21*0.157)0.98=177,73 где коэффициент недовыработки уТ=уR; =[(650-130)-0.196(650-130)]/(2780-130)=0.157
=0.157*177.73(2780-650)0.98=58,246квт где hСУ=0,97...0,98 - КПД сетевой установки.
=177,73(3400-650)-58,246/0,98=498,672квт. К циркводе в конденсаторе отводится, кВт: =177,73(1-0,196-0,157)(2650-130)=289,778. Теплота регенерации, кВт: =0,196*177,73(2780-650)=74,198квт.
=498,672*10-3/15,7*0,92=34,453
=34,453*15,7(1-0,92)*103=43,273квт.
=3,6*7,8*177,73=4,99квт. =3,6*27*34,453=3,348квт. =3,6*7(1-0,196-0,157)177,73=2,897квт =0,14*150*177,73/0,83=4,496квт Расход электроэнергии на насосы сетевой установки: =3,6*11*177,73*0,157=1,104, где удельный расход электроэнергии yСУ=10...11 (кВт·ч)/т; N СН= N ТД+ N ТП+ N ЦН+ N ПН+ N СУ=4,990+3,348+2,897+ 4,496+1,104=16,835
=0,83*0,92*1*0,2=0,153 , где КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии: =100/498,672=0,2 =(100-16,835)/100=0,83.
КПД по отпуску тепла: =0,92*1*0,98=0,9.
bN =0,123/η N =0,123*0,153=0,018 на отпускаемое тепло, кг.у.т./(кВтч тепла): bQ =0,123/η Q,=0,123*0,9=0,111 или на отпуск 1ГДж тепла bQ =34,2/η Q.
Поиск по сайту: |
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.01 сек.) |