Реферат: Анализ экономических показателей ТЭС (ДВ регион)
(использующейся на ТЭЦ-2 г. Владивостока)
Паровая турбина Т-100-130 Уральского тубромеханического завода номинальной мощностью 100 тыс. кВт при n – 3000 об/мин рассчитана для работы с конденцацией пара и одно-, двух- и трехступенчатым подогревом воды в сетевой подогревательной установке и в специально выделенном пучке конденсатора.
Расчетные параметры свежего пара Р0 = 12.75 МПа (130 кг/см2 ), t0 = 565 0 C, номинальный расход охлаждающей воды 4.45 м3 /с (16000 м3 /ч). Турбина выполнена трехцилиндровой с 25 ступенями. В цилиндре высокого давления (ЦВД) 9 ступеней, цилиндр среднего давления (ЦСД) имеет 14 ступеней (10-23), цилиндр низкого давления (ЦНД) 2 ступени (24-25). Турбина имеет семь отборов, в том числе два регулируемых, отопительных (после 21-й и 23-й ступеней) и пять нерегулируемых (после 9, 11, 14, 17, и 19-й ступеней).
Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рисунке. Подогрев основного конденсата и питательной воды осуществляется последовательно в охладителе эжектора (ЭЖ), сальниковом холодильнике (СХ), сальниковом подогревателе (СП), подогревателях низкого давления П1, П2, П3, П4, деаэраторе с давлением 0.589 МПа (6 кг/см2 ) и в трех подогревателях высокого давления П5, П6, П7. Подогреватели высокого давления имеют встроенные охладители пара и дренажа. Слив конденсата из подогревателей высокого давления – каскадный в деаэратор. Слив конденсата из ПНД4 в ПНД2 – каскадный, а из ПНД2 конденсат подается дренажным насосом в линию основного конденсатора за ПНД2. Слив конденсата из ПНД1, СП, СХ, ПЭ осуществляется в конденсатосборщик конденсатора.
Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях ПСВ1 и ПСВ2 (двухступенчатый подогрев). Кроме того, для подогрева сетевой воды может быть использован специально выделенный теплофикационный пучок в конденсаторе (ТФК). В этом случае схема подогрева воды трехступенчатая.
Сетевой подогреватель №1 (ПСВ1) обогревается паром нижнего отопительного отбора (после 23-й ступени) и по пару не отключается. Сетевой подогреватель №2 (ПСВ2) питается паром верхнего отопительного отбора (после 21-й ступени). Конденсат греющего пара из ПСВ1 сливным насосом перекачивается в линию основного конденсатора за ПНД1, а из ПСД2 – в линию основного конденсатора за ПНД2.
Расход сетевой воды через сетевую установку составляет 417-1390 кг/с (1500-5000 т/ч) и должен быть одинаковым через оба сетевых подогревателя при их одновременной работе.
Максимальный расход пара на турбину 127.5 кг/c (460 т/ч). Номинальная нагрузка отборов – 186 МВт (160 Гкал/ч), что соответствует расходу пара ~ 86.2 кг/с (310 т/ч). Для модернизированной турбины Т-100/120-130-3 максимальный расход пара на турбину составляет 485 т/ч, отопительная нагрузка отборов 214 МВт (186 Гкал/ч). При использовании пучка конденсатора (ТФК) максимальная нагрузка регулируемых отборов при номинальной мощности 100 МВт расход пара на турбину составляет 100 кг/с (360 т/ч), максимальный пропуск пара через отсек 22, 23-й ступени не должен превышать 86.2 кг/с (310 т/ч). Пределы регулирования давления: в верхнем теплофикационном отборе 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс/см2 ); в нижнем теплофикационном отборе 0.049-0196 МПа (0.5-2.0 кгс/см2 ) [15, 18].
5 - Теория горения твердого топлива
Горение твердого топлива проходит через ряд стадий, накладывающихся друг на друга: прогрев, испарение влаги, выделение летучих и образование кокса, горение летучих и кокса. Определяющей является стадия горения кокса, т.е. углерода, т.к. углерод является главной горючей составляющей почти всех натуральных твердых топлив, кроме того, стадия горения кокса продолжительнее всех остальных (может занимать до 90% всего времени, необходимого для горения). Все стадии горения требуют затрат теплоты (иногда до 20-25% сгорания топлива). Процесс горения описывается следующими уравнениями реакций [3, 6]:
С + О2 = СО2 (5.1)
2С + О2 = 2СО (5.2)
С + СО2 = 2СО (5.3)
2СО + О2 = 2СО2 (5.4)
- первые три – гетерогенные, последняя – гомогенная.
Во время горения частицы твердого топлива с диаметром d обдуваются газом, имеющим плотность p со скоростью w0 .
Это создает силу давления набегающего потока на частицы:
Pc = C(pd2 /4)(w2 0 /2)p (5.5)
где С – коэффициент, зависящий от критерия рейнольдса.
Если сила тяжести частиц G>PC , то имеем плотный (неподвижный) слой в слоевых топках, если G<PC , то взвешенный слой в камерных (факельных или циклонных). Возможен и промежуточный режим псевдоожиренного (кипящего) слоя, когда соблюдается условие G<PC , но после прохождения слоя скорость газов падает до значения wоп , поскольку свободное течение увеличивается; соответственно уменьшается и сила аэродинамического давления до Pn <G; в итоге имеем PC <G<Pn .
Рассмотрение структуры горящего слоя позволяет составить более детальную картину процесса горения. Под слоем свежего топлива находится горящий кокс. После подогрева поступившего топлива происходит испарение влаги и выделение летучи. Одновременно с выделением летучих образуется кокс, опускающийся в нижний слой взамен выгоревшего в нем кокса. С раскаленных кусочков кокса каплями вниз стекает шлак, затвердевая на колосниковой решётке, откуда периодически его удаляют.
В нижней части кокса одновременно образуются оба окисла углерода СО2 и СО. Эту зону называют окислительной зоной.
К концу окислительной зоны концентрация кислорода снижается до 1-2%, а СО2 достигает максимума. Над окисленной зоной находится восстановительная зона, в которой кислород практически отсутствует.
Углекислый газ здесь взаимодействует с раскаленным углеродом с образованием окиси углерода, что приводит к уменьшению содержимого углекислого газа и увеличению окиси углерода по высоте восстановительной зоны.
В восстановительной зоне возможно также эндотермическая реакция разложения водяных паров с образованием еще одного горючего компонента – водорода. Образование горючих газов из топлива (СО, Н) составляет процесс газификации топлива.
Температура в окислительной зоне резко возрастает по высоте и достигает максимума там, где наибольшая концентрация СО2 . В восстановительной зоне температура меньше чем в окислительной (реакция взаимодействия СО2 с раскаленным С – эндотермическая) [9, 6, 4].
Знание структуры горящего слоя оказывает реальную помощь при проектировании и выборе типа котла для сжигания органического топлива.
6 – Расчет экономических показателей
Термический КПД цикла для теплоэлектроцентрали определяется как отношение полезной работы к подведенной теплоте. Поскольку на ТЭЦ значительная часть теплоты используется не для производства механической работы, то и термический КПД при этом снижается.
Начальные параметры для расчета технико-экономических показателей ТЭЦ:
hТР =71.2%;
hПК =63.3%;
QС =21100000 кДж;