Расчет тепловой схемы комбинированной парогазовой установки электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АВИАЦИОННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет авиационных двигателей, энергетики и транспорта

Кафедра авиационной теплотехники и теплоэнергетики

1103.2.ТЭТ.013ПЗ

ПОЯСИТЕЛЬАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

по дисциплине «Комбинированные парогазовые установки»

Расчет тепловой схемы комбинированной ПГУ электростанции

Студент Иванова Д.В.

Консультант Полещук И.З.

Уфа 2018



План-график

Выполнения курсовой работы

№ п/п	Наименование этапа работ	Трудоёмкость выполнения, час	% к общей трудоёмкости выполнения	Срок предъявления консультанту
1	Получение и согласование задания	1	2	3 неделя
2	Разработка технического предложения	6	12	5 неделя
3	Проведение расчетов	18	36	6 неделя
4	Разработка технического проекта, его анализ	7,7	15,4	9 неделя
5	Оформление графических материалов	9	18	10 неделя
6	Составление и оформление пояснительной записки и подготовка к защите	8	16	11 неделя
7	Защита	0,3	0,6	11 неделя
8	Итого	50	100	-



Оглавление

Аннотация

Введение

1. Обзор научно-технической литературы на тему: газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии. Преимущества и недостатки

2. Принципиальная тепловая схема ПГУ в составе ПТУ, КУ, и ГТУ

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе паротурбинной установки Т-110/120-130

2.2 Описание газотурбинной установки ГТЭ-45-3М

3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭС на базе паровой турбины Т-110/120-12,8/0,5

3.1 Построение графика теплофикационной нагрузки, температурного и расходного графика для паротурбинной установки типа Т-110/120-130

3.2 Расчёт мощности турбины и параметров эффективности паротурбинной установки при tн=-10 ?

3.3 Расчёт мощности турбины и параметров эффективности паротурбинной установки при tн=-5 ?

3.4 Расчёт мощности турбины и параметров эффективности паротурбинной установки при tн=-15 ?

4. Термодинамический расчет ГТУ на режиме, отвечающем номинальному режиму работы ТЭС с паровой турбиной

5. Аналитический расчет вариантов тепловых схем комбинированной энергетической установки

5.1 Тепловая схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла без дожигания топлива

5.2 Тепловая схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла и дожиганием топлива

5.2.1 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания в энергетическом котле комбинированной энергоустановки

5.2.2 Показатели углеводородных топлив, принятых к применению в расчетах

5.2.3 Расчет полиномов для энегетического котла с дожиганием топлива

5.2.4 Расчет тепловой схемы КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла и дожиганием топлива

5.3 Тепловая схема КПГУ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку энергетического котла с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха

5.3.1 Расчет полиномов для энергетического котла с дожиганием топлива и подводом дополнительного воздуха

5.3.2 Расчет удельных параметров энергетического котла с дожиганием топлива и дополнительным подводом воздуха

5.4 Анализ вариантов тепловых схем КПГУ по показателям тепловой экономичности

5.5 Тепловой баланс КПГУ

Заключение

Список литературы

Приложения

парогазовой электрический энергия теплоэлектроцентраль



Аннотация

В данной курсовой работе был произведен выбор тепловой схемы комбинированной парогазовой установки (КПГУ). При этом паровой контур ПТУ на базе турбины типа Т-110/120-130 надстраивается газовым контуром ГТУ - ГТЭ-45-3М. Расчет схемы комбинированной парогазовой установки производился на режиме, соответствующем номинальному для базовой установки (ПТУ), т.е. при температуре наружного воздуха равной -100С.

Для выбора тепловой схемы КПГУ предлагается предварительно последовательно рассчитать следующие схемы:

1. КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ в топке парового котла без дожигания топлива: при этом генерация пара в энергетическом котле осуществляется только за счет теплоты выхлопных газов;

2. КПГУ с дожиганием топлива: для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в топке энергетического котла;

3. КПГУ с дожиганием топлива и вдувом воздуха, когда вместе с дополнительным топливом в энергетический котел поступает дополнительное количество воздуха.

Главным критерием выбора схемы КПГУ служит теплопроизводительность энергетического котла, которая должна быть равной потребной.



Введение

Курсовая работа посвящена расчету различных тепловых схем комбинированных парогазовых установок. Применение комбинированных парогазовых установок (КПГУ) является перспективным направлением развития в энергетике с точки зрения повышения эффективности выработки энергии. Радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных установок тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с генерацией пара при помощи уходящих газов ГТУ в специальных котлах-утилизаторах или реконструированных паровых котлах.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура. Зато отвод тепла в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в одной парогазовой установке (ПГУ) высокотемпературного подвода в ГТУ и низкотемпературного отвода тепла в конденсаторе паровой турбины.

Также помимо высоких значений КПД, преимуществами ПГУ являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, по сравнению с паровыми энергоблоками близкой мощности), возможность сооружения за короткое время (2 года), вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций на работу по комбинированному циклу.



1. Обзор научно-технической литературы на тему: газотурбинные и парогазовые технологии производства электрической и тепловой энергии. Преимущества и недостатки

Двадцатое столетие отмечено постоянным совершенствованием технологического процесса ТЭС. В настоящее время в конденсационном режиме они отпускают электроэнергию с КПД (нетто) до 38--40 %. Дальнейшее улучшение их экономичности ограничивается технологическими сложностями и повышенными требованиями к конструкционным материалам при изготовлении котельного и турбинного оборудования, связанными с повышенными давлением и температурой рабочего тела, особенностями использования водяного пара. Передовые ТЭС работают с начальными параметрами 24 МПа и 550 °С при умеренной средней температуре рабочего тела при подводе теплоты в эквивалентный цикл Карно. Для ТЭС сравнительно просто решается задача снижения средней температуры рабочего тела при отводе теплоты из цикла при соответствующей температуре циркуляционной воды конденсатора.

Газотурбинный двигатель, самый «молодой» в череде тепловых двигателей, сочетает в себе роторный принцип работы со сжиганием топлива в самом агрегате, что роднит его как с паровой турбиной, так и с двигателем внутреннего сгорания. Это делает его компактным и позволяет легко подключать к электрогенераторам ТЭС. Первая энергетическая газотурбинная установка была создана в 1939 г. на фирме «Браун-Бовери» (Швейцария). Применение в ГТУ горячих газов значительно упрощает задачу повышения средней температуры рабочего тела при подводе теплоты в цикл Брайтона, но при этом сложнее решается задача снижения температуры рабочего тела при отводе теплоты из цикла. Последняя достигает 550--600 °С, имея тенденцию к увеличению с ростом начальной температуры газов. Лучшие энергетические ГТУ отпускают электроэнергию с КПД (нетто), равным 40--42 %.

История теплоэнергетики характеризуется своеобразным соревнованием между паросиловыми и газотурбинными установками и их термодинамическими циклами. Отсутствие соответствующих технологий не позволяло использовать продукты сгорания органического топлива в качестве рабочего тела, а водяной пар применялся как промежуточное рабочее тело. Параллельное развитие газовых и паровых термодинамических циклов не привело к антагонизму. Удалось максимально использовать их положительные свойства, создав комбинированную парогазовую установку. В ней теплота выхлопных газов ГТУ в значительной мере используется в паровой ступени объединенного термодинамического цикла Брайтона--Ренкина. В конденсационном режиме лучшие энергетические ПГУ отпускают электроэнергию с КПД (нетто), составляющим 60 % и более.[1].

Широкое применение на ТЭС получили ГТУ с разомкнутым (открытым) циклом, в которых сжигается высококачественное органическое топливо: преимущественно природный газ, реже жидкое газотурбинное топливо или высококачественный мазут. Основными элементами технологической схемы одновальной энергетической ГТУ (рисунок 1) являются: осевой компрессор ОК, камера сгорания КС, газовая турбина ГТ, электрогенератор ЭГ, комплексное воздухоочистительное устройство КВОУ и др. В некоторых случаях для повышения температуры и давления природного газа, сжигаемого в КС, используют подогреватели топлива ПТл и дожимной топливный компрессор ДК. [1].



Рисунок 1- Принципиальная тепловая схема (а), термодинамический цикл Брайтона в Т, s-диаграмме (б) и баланс энергии (в) одновальной энергетической ГТУ открытого типа: - удельная теплота, подводимая к циклу и отводимая от него; 2t, 4t - точки состояния рабочего тела в идеальном процессе; - количество теплоты, подводимой к ГТ

Простейшие тепловые схемы энергетических ГТУ приведены на рисунке 2. Применяются одновальные (см. рисунок 2, а) либо многовальные (см. рисунок 2, в) установки, а также ГТУ со свободной силовой ГТ (ТНД) (см. рисунок 2, г) в тех случаях, когда авиационный газотурбинный двигатель (ГТД) переводится в энергетическую ГТУ. [1].



Рисунок 2- Простейшие тепловые схемы газотурбинных установок открытого типа: КНД, КВД - компрессоры низкого и высокого давлений; ТВД; ТНД - газовые турбины высокого и низкого давлений; КС-1, КС-2 - камеры сгорания первой и второй ступеней; Тл - топливо;

Для повышения экономичности газотурбинных установок используют ГТУ с регенерацией теплоты выхлопных газов ГТ, что позволяет сэкономить топливо, но усложняет конструкцию установки (см. рисунок 2, б). Промежуточное охлаждение воздуха между ступенями компрессора уменьшает потребляемую им мощность, а двухступенчатый подвод топлива в камерах сгорания газовых турбин высокого и низкого давлений увеличивает вырабатываемую энергию. Возможны и другие технические решения, например промежуточный перегрев газа в ступенях газовой турбины.

Предлагаемые различными российскими и зарубежными фирмами энергетические ГТУ можно условно разделить на ГТУ малой и средней мощности (до 25-30 МВт). Они обычно создаются на базе ГТД, а их тепловые схемы (см. рисунок 2,в,г). Энергетические ГТУ большой мощности (70-300 МВт) обычно выполняют одновальными, иногда используя регенерацию (см. рисунок 2, а, б). [1].

Рисунок 3- Принципиальная тепловая схема отопительной ГТУ-ТЭЦ

Способы повышения экономичности ГТУ:

Существует рад способов повышения экономичности ГТУ:

1) за счет применения регенерации тепла отработавших в турбине газов;

2) путем ступенчатого сжатия воздуха с промежуточным его охлаждением;

3) путем применения ступенчатого расширения с промежуточным подогревом рабочего газа;

4) путем создания сложных и многовальных установок, что дает возможность повысить экономичность ГТУ особенно при работе на частичных нагрузках;

5) путем создания комбинированных установок, работающих по парогазовому циклу с поршневыми камерами сгорания;



Рисунок 4 Универсальная тепловая схема ГТУ-ТЭЦ

К достоинствам газотурбинных установок можно отнести:

1)Главным преимуществам ГТУ является ее компактность. В ГТУ отсутствует паровой котел, - сооружение достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного помещения.

2)ГТУ не требует охлаждающей воды. Как следствие, в ГТУ отсутствует конденсатор и система технического водоснабжения с насосной установкой и градирней. В результате все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности газотурбинной электростанции гораздо меньше.

3)Важным преимуществом ГТУ является ее маневренность, определяемая малым уровнем давления, и следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжений и деформаций.

Недостатки газотурбинных установок:

1)Для того, чтобы установка давала полезную мощность, начальная температура газа перед турбиной должна быть больше 550 °С, т.е., весьма высокой. Это вызывает определенные трудности при практическом выполнении газовых турбин, требуя, как специальных весьма жаростойких материалов, так и специальных систем охлаждения наиболее высокотемпературных частей.

2)На привод компрессора расходуется до 50 -- 70 % мощности, развиваемой турбиной. Поэтому полезная мощность газотурбинной установки гораздо меньше фактической мощности газовой турбины.

3)В газотурбинных установках исключено применение твердого топлива по обычной схеме. Наилучшие виды топлива для ГТУ -- природный газ и качественное жидкое (керосин). Мазут же требует специальной подготовки для удаления шлакообразующих примесей.

4)Единичная мощность газотурбинной установки ограничена. На конец XX века она составляет 120-150 МВт. Это обусловлено большими габаритными размерами установки из-за невысокого начального давления газа перед турбиной -- до 25 кгс/см2 и его гораздо меньшей работоспособности по сравнению с водяным паром.

В середине XX в. в России и за рубежом началось практическое внедрение в энергетику различных типов ПГУ, использующих в своих тепловых схемах энергетические ГТУ. Это позволило значительно повысить экономичность производства электроэнергии, впервые увеличить КПД (нетто) в конденсационном режиме более 50 % и постоянно повышать это значение.

В ПГУ теплота подводится к рабочему телу (газу) при высокой температуре продуктов сгорания органического топлива, а отводится в конденсаторе в области низких температур конденсации водяных паров. В энергетике применяется ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Наибольшее распространение получили ПГУ с котлом-утилизатором, работающие в конденсационном или теплофикационном режиме. Их экономичность возрастает при использовании в схемах более совершенных и экономичных ГТУ.[1].

Рисунок 3-Простейшая тепловая схема (а) и цикл Брайтон -Ренкина в Т, S-диаграмме парогазовой установки с котлом-утилизатором: -удельная теплота газа и пара, отводимая из цикла.

Принцип классификации ПГУ:

1)Разделение комбинированных установок следует осуществлять, прежде всего, по принципу использования теплоты высокого потенциала, т.е. теплоты сгорания топлива. Если основная часть теплоты приходится на паровой контур, то такие установки называют парогазовыми (ПГУ). В том случае, когда топливо вводится в основном в газовый контур используют термин газопаровые установки (ГПУ).

2) Все комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами по принципу взаимодействия рабочих тел можно объединить в две основные группы :

-контактные схемы, в которых происходит смешение перед расширением продуктов сгорания топлива в турбине или в камере сгорания ГТУ с пароводяным рабочим телом;

-раздельные схемы, в которых пароводяное и газообразное рабочие тела движутся по самостоятельным трактам (контурам), взаимодействуя лишь посредством теплообмена в аппаратах поверхностного типа.

Типы ПГУ:

Можно выделить четыре основных типа парогазовых установок

1) с высоконапорным парогенератором (ВПГ);

2) с низконапорным парогенератором (НПГ) без дожигания и с дожиганием топлива ;

-сбросные ПГУ

3) с котлом утилизатором (КУ) без дожигания и с дожиганием топлива:

-с одноконтурным котлом-утилизатором (без дожигания и с дожиганием топлива);

-с двухконтурным котлом-утилизатором (без дожигания и с дожиганием топлива);

-с котлом-утилизатором, имеющем одну, две или три камеры дожигания

4) комбинированная ПГУ контактного типа.

Особенности типов ПГУ:

1)В первом типе ПГУ парогенератор совмещен с камерой сгорания газового контура, и все топливо сгорает при высоком давлении.

2)Во втором типе ПГУ отходящие после турбины газы сбрасываются в топку обычного котла, где используются для сжигания топлива. Поскольку дымососы у таких котлов отсутствуют, то давление газа в нем оказывается незначительно выше атмосферного.

3)В третьем типе ПГУ отходящие после турбины газы направляются в газовый подогреватель питательной воды, где утилизируется теплота продуктов сгорания. Термическая эффективность таких установок пониженная, поэтому они обычно используются в качестве маневренных блоков, предназначенных для работы в переменной части графика электрических нагрузок.

4)В четвертом типе ПГУ производят ввод дополнительного пароводяного рабочего тела в продукты сгорания ГТУ, что приводит к повышению удельной мощности установки.

Рисунок 4-Основные схемы бинарных и монарных ПГУ

а - ПГУ с ВПГ; б - ПГУ с НПГ; в - ПГУ с КУ; г - ПГУ контактного типа. ГТ - газовая турбина; ВПГ - высоконапорный парогенератор; К - компрессор; Э - экономайзер; ПТ - паровая турбина; НПГ - обычный котлоагрегат; КС - камера сгорания; КУ - котел-утилизатор; Т - турбина на парогазовой смеси.



Рисунок 5-Тепловая схема ПГУ содноконтурным КУ (а) и процесс теплообмена в котле в Q, T-диаграмме (б):Пе- пароперегреватель; И - испаритель; Эк - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата;--охлаждение газов в КУ; -повышение температуры пароводяногорабочего тела; -недогрев на входе в пароперегреватель; - минимальный недогрев в испарителе

Преимущества ПГУ с НПГ:

1)высокая термическая эффективность, поэтому они рассматриваются в основном как базовые;

2)высокая надежность, так как может быть обеспечена изолированная работа газового и парового контуров;

3)переход с комбинированной работы на индивидуальную организуется за короткое время и не требует прекращения работы;

4)возможность автономной работы позволяет существенно сократить время создания электростанции. При строительстве новой ПГУ газовый контур может быть включен в эксплуатацию значительно раньше завершения строительства всей ПГУ;

5)отсутствует необходимость в значительных переделках в ГТУ, используемых для газового контура, что позволяет применять уже отработанные, выпускаемые промышленностью ГТУ;

6)возможно использование двух видов топлива: высококачественного жидкого или газообразного в газовом контуре и низкокачественного жидкого или твердого топлива в паровом контуре. Доля низкокачественного топлива значительна и достигает 70-75 %.

Преимущества ПГУ с ВПГ:

1)более высокие экономические показатели по сравнению с ПГУ сбросного типа

2)в них достижимы более высокие КПД и удельная мощность газового контура;

3)обеспечивают существенное понижение удельных капитальных затрат, обусловленное сокращением размеров парогенератора;

4)для ВПГ паропроизводительностью 450 т/ч по сравнению сПСУ получено уменьшение: по расходу топлива на 6-8%, по металлоемкости ВПГ - в 2,5 раза, по удельным капитальным затратам - на 8%;

5)вследствие пониженных металлоёмкости и объёмов пароводяного тракта высоконапорные парогенераторы в 10-20 раз быстрее реагируют на изменение нагрузки, чем паровые котлы;

6)промежуток времени от растопки ВПГ до получения рабочих параметров пара в 4,5 раза меньше, чем в ПСУ;

7)устойчивая минимальная нагрузка ВПГ не превышает 10% полной. Для ПГУ с ВПГ сохраняется перспектива использования в установках с внутрицикловой газификацией топлива.

В базовом варианте тепловой схемы ПГУ сбросного типа в паровом котле отсутствует воздухоподогреватель. Общее количество газов, которые проходят через поверхности нагрева котла, увеличивается на 30-40%, а их температура за котлом (т.е за водяным экономайзером) составляет около 300. Для охлаждения этих газов до температуры 120 в конвективной шахте котла устанавливают газоводяные ТОВД и ТОНД, в которых нагревается часть конденсата и питательной воды, отводимой из системы регенерации ПТУ. При этом соблюдаются ограничения по максимальному расходу пара в конденсатор и предельной электрической нагрузке генератора ПТУ. Завод-изготовитель ПТ (ЛМЗ) рекомендует следующие максимальные значения пропуска пара в конденсаторы: для ПТУ типа К-800-240 - 420 кг/с; К-300-240 - 210 кг/с; для К-210-130 - 125 кг/с.

В качестве примера на рис.5 приведена тепловая схема ПГУ сбросного типа с использованием модернизированной ПТУ типа К-225-130 и ГТУ V64.3. в этой схеме для снижения температуры выходных газов ГТУ и повышения содержания в них окислителя предусмотрена присадка внециклового (наружного) воздуха в газоход перед горелками парового котла, который составляет 35% от общего количество газов ГТУ (по ISO).В данной схеме в конвективной шахте котла установлены теплообменники высокого и низкого давления. В них поступает 50-70% основного конденсата в обвод ПНД и около 35% питательной воды в обвод ПВД..



Рисунок 5-Принципиальная тепловая схема ПГУ сбросного типа использованием ГТУ типа с использованием ГТУ типа V64.3 (Simens) и ПТУ типа К-225-130 (ЛМЗ)(ТОВД, ТОНД - теплообменники высокого и низкого давления, расположенные в дополнительной конвективной шахте парового котла; Д - деаэратор; ДВ - дутьевой вентилятор присадки воздуха к выходным газам ГТУ; КН, ДН, ПН - соответственно конденсатный, дренажный и питательный насосы)

Тепловые схемы пылеугольных ПГУ сбросного типа

При проектировании тепловых схем сбросных ПГУ для энергоблоков необходимо дифференцировать виды энергетического топлива и учитывать специфику работы ПГУ. Выходные газы ГТУ могут поступать:

-в систему пылеприготовления;

-в горелки энергетического парового котла вместе с угольной пылью;

-в сбросные сопла топки энергетического парового котла;

Режим совместной работы парового котла и ГТУ (т.е. режим ПГУ) следует рассматривать как основной. При этом необходимо учитывать возможность работы установки в переменных режимах, а основное внимание при разработке тепловых схем сбросных ПГУ необходимо уделять возможности совместного функционирования паро- и газотурбинных частей установки.

В отдельных случаях, когда в компоновке парового котла сохраняются воздухоподогреватель и дутьевой вентилятор, последний можно использовать при пуске ГТУ в качестве стартового устройства, раскручивающего ротор установки до необходимой устойчивости частоты вращения. Когда ГТУ остановлена, дутьевой вентилятор и воздухоподогреватель используют при автономной работе паросилового энергоблока. Можно выделить несколько вариантов тепловых схем пылеугольных ПГУ с подачей выходных газов ГТУ прежде всего в систему пылеприготовления парового котла.

Запроектирована газотурбинная надстройка к паросиловому энергоблоку с подачей выходных газов ГТУ первоначально в одноконтурный КУ, в котором генерируется технологический пар (параметры пара: 2,5 МПа и 350 °С) в количестве около 20 кг/с (для внешнего потребителя). Уходящие газы КУ при температуре около 270 °С направляются в горелки энергетического парового котла и частично (через газовый распределительный шибер - ГРШ) в его конвективную шахту за основным экономайзером. В этой шахте установлены также теплообменник ВД для подогрева питательной воды после деаэратора и теплообменник НД для нагрева части основного конденсата в обвод ПНД. Температура уходящих газов парового котла при этом может быть снижена приблизительно до 200 °С (рис. 11.6).



Рисунок 6- Тепловая схема пылеугольного энергоблока ПГУ сбросного типа

Парогазовые установки сбросного типа на газомазутном топливе продолжительное время находится в эксплуатации на ГРЭС в Республике Молдова.



Рисунок 7-Тепловая схема перевода газомазутного энергоблока 300 МВт в режиме работы ПГУ сбросного типа

Ярко выраженными преимуществами ПГУ являются следующие:

1)Парогазовая установка - самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии

2)Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель

3)ПГУ имеет умеренную стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровых турбин и системы технического водоснабжения.

4)ПГУ имеет существенно меньший строительный цикл. ПГУ, особенно одновальные, можно вводить поэтапно. Это упрощает проблему инвестиций.

5) Короткие сроки возведения (9-12 месяцев).[2].

Недостатки парогазовых установок

1)Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.

2)Ограничения на типы используемого топлива. Как правило, в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного -- дизельное топливо. Применения угля в качестве топлива возможно только в установках с внутрицикловой газификацией угля, что сильно удорожает строительство таких электростанций. Отсюда вытекает необходимость строительства недешевых коммуникаций транспортировки топлива -- трубопроводов.

3)Сезонные ограничения мощности. Максимальная производительность в зимнее время.

Объединяя паротурбинную и газотурбинную установки общим технологическим циклом получают парогазовую установку (ПГУ), КПД который существенно выше, чем КПД отдельно взятых паротурбинной и газотурбинной установок.



2. Принципиальная тепловая схема ПГУ в составе ПТУ, КУ, и ГТУ

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе паротурбинной установки Т-110/120-130

В данной работе представлена принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе турбоустановки Т-110/120-130.

Продольный разрез данной турбины представлен в Приложении А.

График теплофикационной нагрузки, расходный и температурный графики сетевой воды представлен в Приложении Б.

Принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки Т-110/120-130 представлена в Приложении В.

Турбина имеет семь отборов, из которых два последних - теплофикационные. Система регенеративного подогрева состоит из трёх ПВД, деаэратора (присоединенного к третьему отбору турбины по предвключённой схеме) и четырёх ПНД. Кроме того, как и обычно, в системе имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений ПУ1 и ПУ2 и паре ПЭ. Все ПВД имеют встроенные ОП и ОД. Подогреватель низкого давления П3 имеет вынесенный ОД.

В энергоблок Т-110/120-130 входит четыре подогревателя низкого давления: ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4. Также в схему входят сальниковый подогреватель и вакуумный охладитель уплотнений.

Система регенеративного подогрева турбины предусматривает подогрев основного конденсата и питательной воды последовательно в охладителях основных эжекторов (ОЭ), охладителе эжектора отсоса пара из уплотнений (ОУ), сальниковом подогревателе (СП), четырёх подогревателях низкого давления (ПНД), деаэраторе (0,6МПа) и трёх подогревателях высокого давления (ПВД). Регенеративный подогреватель ПВД-7 питается паром из выхлопа ЦВД. На подогреватель ПВД-5 и деаэратор пар поступает из отбора №3 из ЦСД. Подогреватель ПНД-2 питается паром верхнего отопительного отбора, а подогреватель ПНД-1 - паром нижнего отопительного отбора.

ПВД по принципу работы относятся к поверхностным. Питательная вода прокачивается по трубной системе, а греющий пар омывает трубки (спирали) и конденсируется на их поверхности. Температура плёнки конденсата на трубках независимо от состояния пара (перегретый или насыщенный) приблизительно равна температуре насыщения пара при соответствующем давлении в паровом пространстве подогревателя. При передаче тепла от пара к воде в поверхностных подогревателях температура подогреваемой воды всегда ниже температуры насыщения пара вследствие термического сопротивления стенки трубки и загрязнений на внутренней и наружной её поверхности. Величина недогрева, т.е. разность температуры насыщения греющего пара и температуры воды на выходе из подогревателя обычно 2-60С. Недогрев воды в подогревателях определяет эффективность их работы. Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор. Имеется возможность слива дренажа из ПВД-6 непосредственно в деаэратор, а также возможность слива дренажей ПВД в ПНД-4. Дренаж ПНД-4 сливается в ПНД-3, а оттуда совместно с дренажом ПНД-3 сливным насосом подаётся в линию основного конденсата между этими подогревателями. Дренаж ПНД-2 сливается на всас дренажного насоса ПСГ-2. Дренаж ПСГ-2 подаётся насосом в линию основного конденсата между ПНД-3 и ПНД-2. Дренаж ПНД-1 сливается в корпус ПСГ-1. Дренаж ПСГ-1 подаётся насосом в линию основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-1. В конденсатор поступают дренажи сальникового подогревателя и охладителей эжекторов. Существует линия рециркуляции основного конденсата через охладители эжекторов, сальниковый подогреватель и клапан управления рециркуляцией в конденсатор.

Конденсат из конденсатора турбины подаётся конденсатными насосами через охладители эжекторов, сальниковый подогреватель, клапан управления рециркуляцией и группу ПНД в деаэратор. Питательная вода из деаэратора поступает к питательному насосу, который подаёт её в паровой котёл через группу ПВД. Пар из уплотнений турбины и её арматуры подаётся в ПВД-7, ПНД-4 и сальниковый подогреватель. Паровоздушная смесь из концевых камер уплотнений отсасывается эжектором уплотнений.

В нижней части каждого конденсатора турбины размещена дополнительная поверхность охлаждения (около 18% основной поверхности), названная встроенным теплофикационным пучком, использующим тепло отработавшего пара для подогрева сетевой или подпиточной воды. Встроенные пучки имеют независимые водяные камеры, через которые можно пропускать сетевую или циркуляционную воду в зависимости от тепловой нагрузки турбины. При работе турбины в теплофикационном режиме и закрытой регулирующей диафрагме, когда пропуск пара в конденсатор минимальный, конденсация пара осуществляется только за счёт поверхности встроенных пучков и подача циркуляционной воды в конденсаторы может быть частично или полностью прекращена, что уменьшает расход энергии на собственные нужды.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор воды из реки. Вода поступившая из реки подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 350С, затем пройдя химическую очистку поступает в деаэратор 0,12 МПа. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды, используется теплота пара из шестого отбора. Пар из этого отбора поступает в (ПОВ), а так же в деаэратор 0,12 МПа, конденсат из ПОВ поступает в деаэратор 0,12 МПа.

В схеме турбоустановки предусмотрен ступенчатый подогрев сетевой воды во встроенном пучке конденсатора, сетевых подогревателях ПСГ-1 (пар берётся из нижнего теплофикационного отбора за 23-й ступенью) и ПСГ-2 (пар берётся из верхнего теплофикационного отбора за 21-й ступенью). В схеме предусматривается применение пиковых водогрейных котлов для подогрева сетевой воды до 150 оС. В зимнее время для подогрева воды можно использовать также встроенный в конденсатор выделенный пучок. При такой схеме подача циркуляционной воды в конденсатор прекращается, и давление в нём несколько возрастает. Однако теплота отработавшего пара при этом полностью используется. В летний период сетевая вода подогревается лишь паром второго теплофикационного отбора.

Пар со штоков уплотнений идет в деаэратор 0,6 МПа. Из крайних камер уплотнений сухой насыщенный пар отсасывается в сальниковый холодильник (СХ), конденсат которого направляется в бак нижних точек (БНТ). Из СХ конденсат идет в атмосферный деаэратор и насосом вместе с добавочной водой направляется в конденсатор. Пар со средних камер уплотнений направляется подогреватель сальниковый (ПС). Конденсат из ПС и ПЭ направляется в конденсатор.

Для нормальной работы основных эжекторов ПС-50 и БО-90 предусмотрена рециркуляция конденсата.

В схеме предусмотрены расширитель продувочной воды из котла. В расширитель поступает пароводяная смесь, которая разделяется в нем на относительно чистый пар, отводимый в деаэратор Д-6 ата, и воду (сепарат или концентрат), с которой выводится примеси (соли и т.п.), удаляемые из парогенератора с продувочной водой. После расширителя первой ступени, пар поступает в деаэратор 0,6 МПа, а вода из первой ступени поступает во вторую. Выпар второй ступени поступает в деаэратор 0,12МПа, а вода поступает охладитель выпара а после в деаэратор 0,12 МПа.

Таким образом, в отопительный период подогрев сетевой воды может осуществляться по трёхступенчатой схеме. Использование тепла отработавшего пара турбины для подогрева сетевой воды при теплофикационном режиме даёт возможность повысить экономичность теплофикационной установки.

В представленной таблице 2.1 показаны номинальные параметры паротурбинной установки на базе паровой турбины Т-110/120-130.



Тaблицa 2.1-Номинальные пaрaметры турбоустaновки Т-110/120-130

	Т-110/120-130
1. Мощность, МВт номинальная максимальная 2. Начальные параметры пара: давление, МПа температура, єС 3. Тепловая нагрузка, МВт 4. Расход свежего пара, т/ч номинальный максимальный 5. Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах, МПа в верхнем в нижнем 6. Температура воды, єС питательной охлаждающей 7. Расход охлаждающей воды, т/ч 8. Давление пара в конденсаторе, кПа	110 120 12,75 555 203 441 460 0,06-0,25 0,05-0,2 229 20 16000 5,3

2.2 Описание газотурбинной установки ГТЭ-45-3М

Газотурбинная установка ГТЭ-45-3М изготавливается на НПО «Турбоатом», г.Харьков, Украина. Предназначена для выработки электроэнергии в составе парогазовой установки с высоконапорным парогенератором и в составе парогазовой установки со сбросом газов в котел или с подогревом отработавшими газами питательной воды, а также в качестве автономной ГТУ с утилизацией или без утилизации тепла уходящих газов.[4].

ГТЭ-45-3М может использоваться в базовом, полупиковом и пиковом режимах.

Газотурбинная установка выполнена одновальной по простой схеме и включает в себя осевой компрессор, турбину, систему автоматического регулирования, управления и защиты, устройство тиристорного пуска с использованием генератора в качестве привода, аппаратуру контроля и сигнализации, систему топливоподачи, систему маслоснабжения.

Турбина и компрессор имеют общий корпус. Роторы компрессора и турбины, соединенные между собой жесткой муфтой, имеют три опоры. В собранном виде турбина и компрессор образуют единый транспортабельный блок - турбокомпрессорную группу.

Камера сгорания автономной ГТУ - кольцевая прямоточного типа, оснащена 18 комбинированными двухтопливными горелками. Форсунки двухступенчатые, механического распыла.

Компрессор шестнадцатиступенчатый. Входной направляющий аппарат выполнен с поворотными лопатками.

Ротор компрессора дискобарабанного типа, сварен из трех частей. Хвостовые соединения лопаток зубчикового типа выполнены в осевом направлении по дуге окружности.

Турбина имеет четыре ступени. Сопловые лопатки 1-, 2- и 3-й ступеней полые, литые, лопатки 4-й ступени штампованные. Сопловые лопатки 1-й ступени дефлекторного типа с конвективным охлаждением.

Выхлоп из турбины осевой, с развитым диффузором. Ротор турбины комбинированного типа: откованные заодно с хвостовиками диски 3- и 4-й ступеней сварены между собой, а диски 1- и 2-й ступеней насадные.

Рабочие лопатки соединяются с дисками замками “елочного” типа, выполненными по дуге окружности. Рабочие лопатки 1-, 2- и 3-й ступеней выполнены с удлиненной ножкой.[5].

Рабочие лопатки соединяются с дисками замками “елочного” типа, выполненными по дуге окружности. Рабочие лопатки первой, второй и третьей ступеней выполнены с удлиненной ножкой.

Основные характеристики ГТЭ-45-3М приведены в таблице 2.2.



Таблица 2.2- Основные характеристики ГТЭ-45-3М

Эффективная мощность, МВт	57,7
КПД, %	30,0
Степень повышения давления в компрессоре ГТУ	8,2
Температура газа на выходе из камеры сгорания, К	1123
Температура газа за ГТУ, К	721
Расход рабочего тела через двигатель, кг/c	303,3
Частота вращения ротора, об/мин	3000



3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭС на базе паровой турбины Т-110/120-12,8/0,5

3.1 Построение графика теплофикационной нагрузки, температурного и расходного графика для паротурбинной установки типа Т-110/120-130

Исходные данные:

Температура наружного воздуха: .

График теплофикационной нагрузки - 150/70.

Номинальная мощность Т-110/120-130- 203МВт.

Согласно характеристикам турбиныТ-110/120-130. Построение температурного графика:

Для точки t=-35(наиболее возможная самая низкая температура в России) отмечаем температуры прямой и обратной сетевой воды. Так же для точки t=3 отмечаются температуры прямой и обратной сетевой воды для нужд горячего водоснабжения (из температурной карты берем значения температуры магистралей при .

Полученные в результате точки соединяются прямыми линиями, линии температур воды на ГВС продолжаются горизонтально от 3 до 30°С.

Оптимальное значение для теплофикационных турбоагрегатов составляет 0,55--0,60, примем .График теплофикационной нагрузки строится в соответствии с графиком температурной нагрузки 150/70.

Рассчитаем теплоту, отпускаемую пиковым водогрейным котлом (ПВК):



Где - максимальные теплофикационные нагрузки сетевых подогревателей и пикового водогрейного котла (ПВК) соответственно.

Отсюда

Тогда теплота, отпускаемая тепловому потребителю, равна

-

Расход сетевой воды в теплофикационном контуре вычислим по формуле:

где температура сетевой воды в подающей линии;

- температура сетевой воды в обратной линии.

и найдем из температурной карты среднесуточных температур в тепловых сетях и отопительных системах при

Принимая качественный график регулирования расхода сетевой воды. Так как на отрезке от -35 до 3°С регулирование качественное, количество сетевой воды остается неизменным - проводится горизонтальная линия.

Рассчитаем для построения графика теплофикационной нагрузки:

и найдем из температурной карты среднесуточных температур в тепловых сетях и отопительных системах при

Соединяем точки и прямой линией, которую продолжаем до 8°С. От точки проводим горизонтальную линию до пересечения с линией тепловой мощности ТЭЦ. Точка пересечения является температурой номинального режима (включения в работу пикового водогрейного котла).Точка включения в работу ПВК соответствует температуре .

При система отопления отключается и затраты тепловой мощности необходимы только для обеспечения горячего водоснабжения (ГВС) поэтому Рассчитаем расход сетевой воды на ГВС:

Расход сетевой воды на нужды горячего водоснабжения определяется в первую очередь потребностью на нее потребителем, однако, согласно некоторым источникам может приниматься как 15% от максимального расхода сетевой воды, по данному расходу определяется тепловая мощность на нужды ГВС:

Рассчитаем температуру в верхнем сетевом подогревателе:

70+0,55(150-70)= 114. 

Последним пунктом проводится линия для температуры сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя. Она строится как среднее значение для температур обратной сетевой воды

Рассчитаем значения при разных :

Точка включения в работу ПВК соответствует температуре номинального режима для заданных начальных параметров -10.

Строим график теплофикационной нагрузки, температурный и расходный график (ПРИЛОЖЕНИЕ Б).

3.2 Расчёт мощности турбины и параметров эффективности паротурбинной установки при

Исходные данные для расчета:

Таблица 3.1 - Параметры пара и воды для парогенератора (ПГ)

Тип парогенератора	КЕ-14
Давление свежего пара на выходе из ПГ		Из характеристик котла	12,8	МПа
Температура свежего пара на выходе из ПГ		Из характеристик котла	555	0С
Энтальпия свежего пара на выходе из ПГ		Из характеристик котла	3486,5	кДж/кг
Температура питательной воды (на входе в ПГ)		Из характеристик котла	234	0С
Процент непрерывной продувки барабана котла		Зависит от солесодержания котловой воды	0,3	%
Давление в барабане котла		Из характеристик котла	13,8	МПа
Энтальпия воды в барабане котла (продувочная вода)		по давлению в барабане котла	1563	кДж/кг
Энтальпия воды в расширителе непрерывной продувки 1		по давлению в деаэраторе (ДПВ)	670,5	кДж/кг
Энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки 1		по давлению в деаэраторе (ДПВ)	2756,1	кДж/кг
Энтальпия воды в расширителе непрерывной продувки 2		по давлению в деаэраторе (ДКВ)	2683,1	кДж/кг
Энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки 2		по давлению в деаэраторе (ДКВ)	439,3	кДж/кг

Таблица 3.2- Параметры пара в турбоустановке

Расход пара на турбину		(для tН = -100С)	133,33	кг/с
Начальное давление пара			12,75	МПа
Начальная температура пара			555	0С
Давление пара поступающего в конденсатор			0,0056	МПа
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины		(0,015 - 0,02)	0,02	-
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД7		Принимаем	0,2	-
Коэффициент утечек пара через уплотнения турбины, которые направляются в ПВД4		Принимаем	0,3	-
Коэффициент утечек пара через штоки клапанов		(0,6 - 0,7)	0,6	-
Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ		Принимаем	0,460872	кг/с
Теплота пара из уплотнений		Принимается	2000	кДж/кг
Потери давления от отбора №6 до верхнего сетевого подогревателя		Принимаются	0,18	-
Потери давления от отбора №7 до нижнего сетевого подогревателя		Принимаются	0,13	-



Таблица 3.3 - Сетевая подогревательная установка

Коэффициент теплофикации		0,55	-
Температура окружающей среды		-10	0С
Отопительная нагрузка отборов турбины	По графику тепловой нагрузки	203	МВт
Отопительная нагрузка ТЭЦ	По графику тепловой нагрузки	203	МВт
Нагрузка на пиковый водогрейный котел		0	МВт
Температура подающей сетевой воды	По графику тепловой нагрузки	95,3	0С
Энтальпия подающей сетевой воды		399,307	кДж/кг

Таблица 3.4 - Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Сетевая вода
Недогрев в подогревателе 0С	3,6	3,4
Температура на входе , 0С	51,7	73,5
Энтальпия на входе , , кДж/кг	216,623	307,965
Температура на выходе , 0С 0C	73,5	95,3
Энтальпия на выходе , , кДж/кг	307,965	399,307
Подогрев в подогревателе, кДж/кг	91,342	91,342
Конденсат греющего пара
Температура насыщения , 0С	77,1	105,6
Энтальпия при насыщении , кДж/кг	324,458	413,614
Давление в подогревателе МПа	0,0419	0,097

Таблица 3.5-Параметры пара и воды для (начало)

Точка процесса	Р, МПа	t,	h,	P', МПа		,
0	12,75	555	3487	-	-	-
0'	12,367	553,51	3487	-	-	-
1	3,319	375,16	3168,488	3,05348	234,8404	1013,034
2	2,279	328,46	3082,618	2,3477	220,64	946,59
3	1,219	258,01	2953,11	1,1719	186,9	793,75
ДПВ	1,219	258,01	2953,11	0,588	158,04	667,08
4	0,569	183,2	2815,26	0,5142	152,89	644,76
5	0,292	132,61	2709,41	0,3172	135,44	596,64
6	0,091	96,99	2544,83	0,1424	109,8	460,5
ДКВ	0,091	96,99	2544,83	0,117	104,05	436,22
7	0,043	77,6	2453,129	0,0532	82,87	347
К	0,0034	25	2241,85	-	25	104,84

Таблица 3.5- Параметры пара и воды для (окончание)

Точка процесса				,
0	-	-	-	-	-	-
0'	-	-	-	-	-	-
1	1	16,5	233,8404	1008,286	97,836	2155,454
2	2	17	212,7842	910,45	134,306	2163,011
3	2	17,5	182,9291	776,144	105,643	2168,072
ДПВ	0	0,588	158,8324	670,501	44,408	2282,631
4	5	1,92	148,5731	626,093	101,887	2167,596
5	5	2,08	124,7991	524,206	148,444	2163,874
6	5	2,22	89,7133	375,762	60,7	2148,017
ДКВ	0	-	104,7883	439,299	-	2105,533
7	5	2,36	70,5912	295,494	65,494	2136,676
К	0	-	25	104,84	-	2131,563

Таблица 3.6 - Основные параметры тепловой схемы ТЭЦ

...

Параметр	Обозначение	Значение	Размерность
Расход сетевой воды		1111,205	кг/с
Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель		47,922	кг/с
Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель		44,078	кг/с
Расход греющего пара на ПВД-7		5,614	кг/с
Расход греющего пара на ПВД-6		8,247	кг/с
Расход греющего пара на ПВД-5		5,786	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 3 на ДПВ		1,514	кг/с
Расход пара на подогреватель очищенной воды (ПОВ)		0,318	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 6 на ДКВ		0,111	кг/с
Расход греющего пара на ПНД-4		4,527	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 5 на ПНД-3		6,072	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 6 на ПНД-2		1,122	кг/с
Расход греющего пара из отбора турбины 7 на ПНД-1		0,234	кг/с
Поток конденсата		5,006	кг/с
Расход пара в конденсатор		5,116
Полный расход теплоты на турбоустановку		361,44	МВт
		1300,1	ГДж/ч
Расход теплоты на отопление (по турбоустановке)		204,02	МВт
		733,86	ГДж/ч
Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии		155,056	МВт
		557,736	ГДж/ч
КПД по производству электроэнергии

Подобные документы

• Расчет экономической эффективности установки экономайзера на котельной хлебозавода

  Расчет принципиальной тепловой схемы. Расчет расширителя (сепаратора) непрерывной продувки. Расчет расходов химически очищенной и сырой воды. Определение количества котлоагрегатов, устанавливаемых в котельных. Тепловой баланс котельного агрегата.
  
  курсовая работа [240,5 K], добавлен 03.11.2009
  

• Проектирование дизельной установки для танкера

  Выбор и описание энергетической установки. Расчет эффективной мощности главных двигателей танкера. Построение индикаторной диаграммы и определение параметров, характеризирующих рабочий цикл. Описание тепловой схемы и основных систем дизельной установки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 15.03.2020
  

• Расчет кипятильника ректификационной установки

  Расчет и подбор кипятильник ректификационной установки и его тепловой изоляции. Особенности процесса ректификации, описание его технологической схемы. Схема конструкции аппарата. Выбор оптимального испарителя, расчет толщины его тепловой изоляции.
  
  курсовая работа [409,8 K], добавлен 04.01.2014
  

• Расчет, конструирование и составление теплового баланса установок для тепловой обработки строительных материалов и изделий

  Состав бетонной смеси. Выбор и обоснование режима тепловой обработки. Определение требуемого количества тепловых агрегатов, их размеров и схемы. Составление и расчет уравнения теплового баланса установки. Составление схемы подачи теплоносителя по зонам.
  
  курсовая работа [852,2 K], добавлен 02.05.2016
  

• Проектирование котельной промышленного предприятия

  Описание котельной и ее тепловой схемы, расчет тепловых процессов и тепловой схемы котла. Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по газоходам, расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, потерь теплоты, КПД топки и расхода топлива.
  
  дипломная работа [562,6 K], добавлен 15.04.2010
  

• Расчет расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, общественных зданий

  Расчет теплового пункта, выбор водоподогревателей горячего водоснабжения, расчет для данного населенного пункта источника теплоснабжения на базе котельной и выбор для нее соответствующего оборудования. Расчёт тепловой схемы для максимально-зимнего режима.
  
  курсовая работа [713,9 K], добавлен 26.12.2015
  

• Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения

  Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.
  
  дипломная работа [364,5 K], добавлен 03.10.2008
  

• Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ

  Описание тепловой схемы промышленной электростанции. Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины. Составление тепловых балансов по ПВД и определение расхода пара из отборов турбины.
  
  курсовая работа [606,6 K], добавлен 07.08.2013
  

• Порядок производства работ по горизонтальному направленному бурению

  Работы по устройству тепловой сети, трубопровода горячего водоснабжения и узла учета тепловой энергии, теплоносителя и горячей воды методом ГНБ с помощью установки Vermeer 16х20А. Назначение и состав бурового раствора. Устройство тепловой камеры УТ2.
  
  курсовая работа [658,2 K], добавлен 23.03.2019
  

• Схемы автоматизации

  Автоматизация процессов тепловой обработки. Схемы автоматизации трубчатых печей. Схема стабилизации технологических величин выпарной установки. Тепловой баланс процесса выпаривания. Автоматизация массообменных процессов. Управление процессом абсорбции.
  
  реферат [80,8 K], добавлен 26.01.2009
  

• Расчет тепловой схемы парогазовой установки утилизационного типа

  Определение теплофизических характеристик уходящих газов. Расчет оптимального значения степени повышения давления в компрессоре газотурбинной установки. Расчет котла-утилизатора, построение тепловых диаграмм котла. Процесс расширения пара в турбине.
  
  курсовая работа [792,5 K], добавлен 08.06.2014
  

• Расчет тепловой схемы газотурбинной установки

  Схемы, циклы и основные технико-экономические характеристики приводных и энергетических газотурбинных установок. Расчет зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления при различных значениях начальных температур воздуха и газа турбинных установок.
  
  курсовая работа [4,2 M], добавлен 25.12.2013
  

• Разработка объемного гидропривода машины

  Разработка принципиальной гидравлической схемы. Тепловой расчет гидропривода. Расчет и выбор гидроцилиндра, гидронасоса, гидроаппаратов и гидролиний. Выбор рабочей жидкости. Расчет внешней характеристики гидропривода. Преимущества гидравлического привода.
  
  курсовая работа [88,8 K], добавлен 23.09.2010
  

• Расчет теплоэнергетического оборудования котельных

  Определение тепловых нагрузок и расхода топлива производственно-отопительной котельной; расчет тепловой схемы. Правила подбора котлов, теплообменников, баков, трубопроводов, насосов и дымовых труб. Экономические показатели эффективности установки.
  
  курсовая работа [784,4 K], добавлен 30.01.2014
  

• Разработка комбинированной энергетической установки

  Предварительный тепловой расчет турбины, значение теплоперепада в ней. Расчет газовой турбины. Описание спроектированной паротурбинной установки. Система газификации угля. Производство чистого водорода. Экономическая эффективность проектируемой турбины.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 17.09.2011
  

• Разработка тепловой установки для тепловлажностной обработки бетона

  Устройство и принцип работы автоклава. ТВО бетона при избыточном давлении. Технологический и теплотехнический расчет тепловой установки. Расчет подачи пара (теплоносителя). Системы автоматического регулирования процесса тепловой обработки в автоклавах.
  
  курсовая работа [386,0 K], добавлен 19.10.2010
  

• Установка ПГУ-325

  Технология производства электрической и тепловой энергии на современных паротурбинных электростанциях. Тепловая схема электростанции. Основой повышения тепловой экономичности электростанции было и является совершенствование её паросилового цикла.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 17.02.2009
  

• Расчет печи и процессов горения

  Методы использования тепловых вторичных ресурсов, установки для внешнего теплоиспользования. Принципиальные схемы использования теплоты производственной воды, тепловые аккумуляторы. Расчет процесса горения в топке, тепловой нагрузки и расхода топлива.
  
  курсовая работа [727,1 K], добавлен 21.06.2010
  

• Проектирование судовой опреснительной установки

  Исследование проблемы снабжения судов пресной водой. Описание тепловой схемы опреснительной установки. Ознакомление с результатами теплового расчёта греющей батареи. Рассмотрение схемы жалюзийного сепаратора. Изучение особенностей выбора насосов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2019
  

• Проектирование производственно-отопительной котельной

  Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов. Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов. Определение часового и годового расхода топлива. Выбор тягодутьевых устройств. Охрана окружающей среды.
  
  дипломная работа [253,2 K], добавлен 16.11.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам