Меню

Как определить мощность тэц

Теплообменные аппараты и приборы в легкой промышленности

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Энергетическими показателями являются: КПД ТЭЦ, общий расход топлива, удельный расход топлива, тепловая мощность, КПД котлоагрегата, отопительный коэффициент и некоторые другие.

Если показатели относятся к выработанной энергии, то их обозначают индексом брутто, если к энергии, отпущенной потребителю, то их обозначают индексом нетто.

Коэффициент полезного действия ТЭЦ, обозначаемый nтэц, находят по формуле

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Общий расход топлива В (кг/с) на ТЭЦ определяют по формуле

Энергетические показатели источников теплоснабжения

В крупных системах теплоснабжения количество вырабатываемой энергии измеряется в ГДж или МВт/ч (1 МВт/ч = 3,6 ГДж). Топливо переводят в условное. Согласно принятой в энергетических расчетах методике общий расход условного топлива Вух (кг/ч) на ТЭЦ

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Удельный расход условного топлива ВЕ (кг) на выработку 1 ГДж электрической энергии на ТЭЦ рассчитывают по формуле

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Удельный расход условного топлива BQ (кг) на выработку 1 ГДж теплоты на ТЭЦ рассчитывают следующим образом:

Энергетические показатели источников теплоснабжения

При раздельном энергоснабжении предприятия подача электроэнергии осуществляется от КЭС, а тепловой — от котельной.

Для котлов ТЭЦ тепловая мощность может быть определена по формуле

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Тепловую мощность парового котла (МВт) определяют по его электрической мощности

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Коэффициент полезного действия (КПД) котлоагрегата nк бр брутто определяют как отношение полезноиспользуемой теплоты Qпол в котельной установке к располагаемой теплоте сгорания топлива Qрасп

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Обычно располагаемая теплота Qрасп равна Q р н, но в общем случае

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Полезно использованная теплота Qnoл — теплота, которую получило рабочее тело в котле на 1 кг сжигаемого топлива:

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Расчеты для определения nк бр упрощаются, если использовать метод обратного баланса

Энергетические показатели источников теплоснабжения

где qu q2, q2, q4, q$ — потери теплоты соответственно с уходящими газами (4 — 7 %), при химическом (0 —1,5 %) и механическом (0,5 —5 %) недожоге, от наружных поверхностей через облицовку котлоагрегата (0,3—1 %), с физическим теплом шлаков, удаляемых из топки (0 —2 %).

Потери теплоты при химическом д2 и механическом д2 недожоге топлива зависят от его вида, а потери теплоты при охлаждении наружных поверхностей котлоагрегата д4 — от паропроизво- дительности котла.

Потери теплоты д2 (%) паровых котлов паропроизводительно- стью 75 т/ч и выше в зависимости от вида топлива составляют: антрацит 4 — 6, полуантрацит 3 — 4, тощие угли 1,5 — 2, каменные угли 1 — 1,5, бурые угли, торф 0,5 — 1.

Потери теплоты от охлаждения наружных поверхностей котлоагрегата q4 (%) в зависимости от расхода пара D (т/ч) составляют:

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Потери теплоты q5 от шлакоудаления рассчитывают по формуле

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Наибольшими потерями, определяющими nк бр , являются потери теплоты с уходящими газами qu которые зависят от многих факторов. По упрощенной зависимости их рассчитывают по формуле:

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Теоретический объем воздуха на 1 кг или на 1 м 3 сжигаемого топлива V в = 0,263 Q Р Н + 0,007 W p , где Q р н, принимается в МДж/кг.

Удельная теплоемкость воздуха с = 1,32 + 0,122 (t — 100)/1000, кДж/(м 3 • К) при t= 100-1200°С, а при t = 1200-2300°С — с = = 1,46 + 0,092(/ — 1200)/1000, кДж/(м 3 -К).

Значения t yx , ayx, приведены в табл. 6.

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Для ускоренного расчета nк бр (%) парового котла можно принять равным: 0,90 — 0,91 — для антрацита и полуантрацита; 0,91 — для тощих углей и торфа; 0,92 — для каменных и бурых углей и сланцев; 0,93 — для мазута; 0,94 — для газа.

Читайте также:  Мощность очистных сооружений водоотведения

В приведенных выше формулах не учитываются потери теплоты в тепловых сетях. Эти потери можно рассчитывать при помощи КПД тепловой сети nт с. При снабжении потребителей теплотой от местных котельных расход топлива определяется только выработкой теплоты, так как тепловые сети не учитываются. Средние значения КПД котельных и тепловых сетей следующие:

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Сопоставление расходов топлива в районных и местных котельных показывает, что теплоснабжение от районных котельных энергетически выгоднее:

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Работу источников тепловой энергии можно оценить с помощью отопительных коэффициентов, характеризующих количество теплоты, отнесенной к затраченной на ее получение энергии.

Для ТЭЦ отопительный коэффициент равен 5 — 6, для котельных — 2.

Пример 1. Расчет КПД котлоагрегата nк бр и расхода топлива.

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Расход воды на продувку котла составляет 2,5 % паропроизводитель- ности. Топливом является природный газ, состоящий из СO2 = 7,5 %, СН4 = 0,03%, СО = 0,04%, Н2 = 0,03%, R02= 11,8%.

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Потери теплоты с уходящими газами, %, при V 0 В = 0,263 • 32 = 8,4 м 3 /м 3 ; С = 1,38 + 0,167(185 — 100)/1000 = 1,39 кДж/(м 3 * К); аух = 1,17; b = 25/185 = = 0,14 составляют

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Потери теплоты от химического недожога топлива, %, принимаем 92 = 0,3.

Потери теплоты на внешнее охлаждение, %, принимаем q4 = 1,2. КПД котлоагрегата, %, будет nк бр = 100 — (0,8 + 0,3 + 1,2) = 97,7. Расход топлива, м 3 /ч

Энергетические показатели источников теплоснабжения

Пример 2. Расчет годовой экономии топлива при повышении КПД промышленной котельной.

Энергетические показатели источников теплоснабжения

За счет уменьшения присоса холодного воздуха посредством уплотнения обмуровки и газопроводов, автоматизации процесса горения и сокращения потерь конденсата среднегодовой КПД котельной увеличился с 87 до 89 %.

Расход топлива в год составляет

Энергетические показатели источников теплоснабжения

При изменении КПД котельной годовая экономия топлива составит, т/ч,

Источник



Как выбирается мощность электростанции в целом и мощность отдельных турбоагрегатов? Чем ограничена максимальная мощность ТЭС и АЭС?

date image2015-04-01
views image1457

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

Сначала остановимся на выборе мощности станции в целом.

Установленная мощность электростанции – это сумма номинальных мощностей всех турбоагрегатов.

Покажем, что существует оптимальная величина мощности для данной электростанции. Действительно, с возрастанием мощности, с одной стороны, уменьшаются капитальные вложения на строительство станции, но, с другой стороны, увеличивается среднее расстояние до потребителей и, следовательно, величина потерь при транспортировке энергии.

Суммарная мощность электростанции определяется исходя из целого ряда факторов:

— имеющаяся потребность в электрической и тепловой энергии; для вновь сооружаемых станций учитывается также перспективный план развития экономики с учетом того, что ввод новых мощностей на ТЭС и АЭС должен быть опережающим по отношению к другим отраслям хозяйства;

— графики электрических и тепловых нагрузок; в связи с погодными условиями тепловая нагрузка может изменяться более резко, чем электрическая, поэтому тепловую мощность ТЭЦ выбирают не по максимальному отпуску теплоты, а по некоторому меньшему значению – с расчетом на то, что в наиболее холодное время будут дополнительно включены пиковые котлы;

Читайте также:  Мощность нагрузки выпрямленного тока

— необходимый резерв мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения при плановом или аварийном останове части оборудования; для электростанций, работающих изолированно, требуемая величина резерва больше, чем для входящих в энергосистему;

— расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды электростанции; он зависит от качества топлива, параметров рабочего тела, характеристик вспомогательного оборудования, типа системы техводоснабжения и др.;

— потери энергии в передающих сетях; величина этих потерь зависит от протяженности электрических и тепловых сетей и от качества энергии (для электроэнергии это напряжение и частота электрического тока, а для теплоты — параметры подаваемого пара и горячей воды).

В крупных энергосистемах целесообразно увеличивать мощности вновь сооружаемых ТЭС и АЭС, так как надежность энергоснабжения существенно не изменяется, а технико-экономические показатели улучшаются. Прежде всего это касается удельных капитальных затрат, т.е. стоимости одного установленного киловатта мощности.

Но рост мощности электростанции ограничен не только увеличением потерь при транспортировке энергии на более далекие расстояния, как было показано выше. Ограничения накладываются также экологическими условиями, топливоснабжением, водными ресурсами, размерами имеющейся территории и др.

Теперь поговорим о выборе мощности отдельных турбоагрегатов при заданной мощности станции в целом. Например, ГРЭС с суммарной мощностью 4800 МВт может состоять из четырех энергоблоков с турбинами К-1200-240 или шести блоков с К-800-240, шестнадцати с К-300-240 и т.д. Возможно также сочетание разных турбоустановок на одной и той же станции, например, на Запорожской ГРЭС общей мощностью 3600 МВт имеются 3 турбины по 800 и 4 по 300 МВт.

По-видимому, здесь, как и при выборе общей мощности электростанции, необходимо найти оптимальное решение.

Увеличение единичной мощности энергоблока приводит к экономии по многим составляющим затрат (удельная стоимость проектирования и строительства, основного и вспомогательного оборудования, контрольно-измерительной аппаратуры и средств автоматизации, расходы на обслуживающий персонал и т.д.).

Но есть и негативные последствия наращивания мощностей отдельных турбоагрегатов:

— величина и стоимость резерва при этом возрастают, поскольку мощности основных и резервных агрегатов должны в какой-то мере соответствовать друг другу;

— увеличение мощности энергоблоков означает уменьшение их количества; начиная с определенного уровня, это ведет к снижению надежности теплоэлектроснабжения потребителей, так как выход из строя одного турбоагрегата может значительно уменьшить рабочую мощность всей станции;

— наконец, укрупнение оборудования само по себе увеличивает его возможную аварийность, поскольку для однотипных агрегатов вероятность повреждения примерно пропорциональна массе; это особенно важно для таких тяжелых деталей как роторы турбин, изготовление которых требует высококачественных отливок весом в десятки тонн и более.

Источник

Установленная электрическая и тепловая мощность станции

Содержание

Краткое описание существующей части Алматинской ТЭЦ-2

1.1. Установленная электрическая и тепловая мощность станции

1.2. Описание тепловой схемы ТЭЦ-2

1.3. Выдача тепла от ТЭЦ-2

1.4. Состав основного оборудования ТЭЦ-2

1.5. Компоновка существующей части главного корпуса

1.6. Генеральный план ТЭЦ–2

1.7. Характеристика топлива

Выбор и описание основного оборудования ТЭЦ

2.1. Выбор турбоустановок

2.2. Выбор пиковых водогрейных котлов

2.3. Выбор энергетических котлов

3. Тепловой расчёт турбины Т-180/210-130-1 ЛМЗ

Читайте также:  Hg8245h как увеличить мощность

3.1. Расчет сетевой подогревательной установки

3.2. Расчет продувки

3.3. Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням

3.4. Определение параметров воды и пара в тепловой схеме

3.5. Расчет подогревателей высокого давления

3.6. Расчет деаэратора

3.7. Расчет подогревателей низкого давления

3.8. Определение мощности турбины на заднем режиме

Выбор вспомогательного оборудования

4.1. Выбор расширителей непрерывной продувки

4.2. Выбор деаэраторов питательной воды

4.3. Выбор питательных насосов

4.4. Выбор сетевых насосов

5. Специальный вопрос. Тепловой расчёт подогревателя высокого давления

5.1. Расчетная схема подогревателя

5.2. Тепловой расчет собственно подогревателя

5.3. Тепловой расчет охладителя пара

5.4. Тепловой расчет охладителя дренажа

Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

6.1. Анализ условий труда в турбинном цехе

6.2. Расчетная часть

6.2.1. Акустический расчет в турбинном цехе

6.2.2. Сосуды под давлением. Расчет предохранительных устройств

6.3. Вывод по разделу

Экономическая часть дипломного проекта

7.1. Определение себестоимости отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ-2

7.2. Расчетная часть

7.2.1. Определение эксплуатационных затрат

7.2.2. Расчет себестоимости отпуска энергии

7.3. Выводы по разделу

Введение

Целесообразность увеличения мощности станции обусловливается ростом энергетических нагрузок определенного района. Расширение действующей электростанции может явиться одновременно ее реконструкциейи служить для улучшения ее энергетических показателей.

В данном дипломном проекте «Реконструкция Алматинской ТЭЦ-2 с расчетом ПВД» планируется выбор основного оборудования для увеличения мощности станции, расчет тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования. В качестве специального вопроса выбран тепловой расчет подогревателя высокого давления, который сводится к определению величины поверхности нагрева подогревателя и его конструктивных размеров.

В разделе безопасности жизнедеятельности и охраны труда произведён акустический расчет в турбинном цехе, перечислены мероприятия по снижению уровня шума, произведен расчёт предохранительного устройства ПВД и приведены рекомендации по выбору предохранительных клапанов.

В экономическом разделе произведен расчет себестоимости отпуска электрической и тепловой энергиипосле расширения ТЭЦ.

Расширение действующей ТЭЦ-2 может обеспечить теплоснабжением Алатауский район г. Алматы, на территории которого формируется крупная перспективная зона с высокой плотностью тепловой нагрузки: зона размещения объектов Универсиады – 2017 года и объектов Программы «Доступное жилье-2020».

Краткое описание существующей части Алматинской ТЭЦ-2

Строительство Алматинской ТЭЦ-2 осуществлялось двумя очередями.В составе I очереди были введены три котла БКЗ-420-140-7С и три турбины
ПТ-80/100-130/13, в составе II очереди – четыре котла
БКЗ-420-140-7С, одна турбина Р-50-130/13 и две турбины Т-110/120-130-5.Кроме того, по отдельному рабочему проекту было начато строительство котельного агрегата №8 БКЗ-420-140-7С и бойлерной установки.

Установленная электрическая и тепловая мощность станции

Электрическая мощность ТЭЦ-2 составляет:

• установленная — 510 МВт;

• располагаемая — 361 МВт.

Тепловая мощность ТЭЦ-2 составляет:

• установленная — 1176 Гкал/ч, в том числе по турбинам — 1042 Гкал/ч;

• располагаемая — 750 Гкал/ч, в том числе по турбинам — 750 Гкал/ч.

Основными причинами ограничения электрической и тепловой мощности ТЭЦ-2 являются:

• сжигание непроектного топлива;

• неудовлетворительное состояние котлов и котельно-вспомогательного оборудования;

• недозагрузка отборов турбин;

• ограничение расхода подпиточной воды теплосети, которое диктуется нагрузкой горячего водоснабжения городских потребителей;

Источник

Adblock
detector