5

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит страниц, рисунков, таблиц, источников, 3 приложения.

ТУРБОУСТАНОВКА, КОНДЕНСАТОР, РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ, ЭЖЕКТОР, ПРОМЫШЛЕННЫЙ ОТБОР, ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЙ ОТБОР, ДРЕНАЖ, ДЕАЭРАТОР, КОТЕЛЬНЫЙ АГРЕГАТ, ПИТАТЕЛЬНЫЙ НАСОС.

Объектом работы является проектируемая тепловая электрическая станция в городе Нерюнгри. По заданным тепловой нагрузке и доле промышленного отбора необходимо:

Выбрать основное оборудование станции;

Рассчитать режим работы станции (расчёт регенеративной схемы и определение технико-экономических показателей);

Выбрать вспомогательное оборудование.

В ходе работы был выполнен расчет режима работы станции по методу последовательных приближений, основанном на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его уточнением. Выбрано основное и вспомогательное оборудование.

Содержание

Введение

1. Характеристика района размещения ТЭЦ

1.1 Характеристика г. Нерюнгри

1.2 Характеристика источника водоснабжения

1.3 Характеристика топлива

2. Выбор основного оборудования ТЭЦ

2.1 Выбор типа и количества турбин

2.2 Краткая характеристика выбранных турбин

2.3 Выбор типа и количества парогенераторов

2.4 Выбор и загрузка ПВК

3. Расчет тепловой схемы турбины Т-116/125-12,8

3.1 Исходные данные тепловой схемы с турбиной Т-116/125-12,8

3.2 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

3.3 Расчет сетевой подогревательной установки

3.4 Определение предварительного расхода пара на турбину

3.5 Расчет теплофикационного пучка и определение давления в конденсаторе турбины при расчетном режиме

3.6 Уточнение расхода пара на турбину при расчетном режиме

3.7 Расчет сепараторов непрерывной продувки

3.8 Расчет регенеративной схемы

3.9 Технико-экономические показатели

4. Выбор вспомогательного оборудования котельного и турбинного цехов

4.1 Выбор питательных насосов

4.2 Выбор основных деаэраторов

4.3 Выбор деаэраторов для подпитки теплосети

4.4 Выбор циркуляционных насосов

4.5 Выбор сетевых насосов

4.6 Выбор дренажных насосов сетевых подогревателей

4.7 Выбор дренажного насоса первого по ходу воды ПНД

4.8 Выбор конденсатных насосов

4.9 Мазутное хозяйство ТЭЦ

4.10 Выбор мельниц

4.11 Выбор бункеров сырого угля

4.12 Выбор воздуходувных машин

4.13 Выбор золоулавливающей установки

4.14 Расчёт дымовой трубы

4.15 Выбор системы водоснабжения

5. Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список используемой литературы

Приложения

Введение

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств.

Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях. Большинство городов России снабжаются именно ТЭС. Широкое развитие в энергетике России получила теплофикация - централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. На базе теплоты из регенеративных отборов на ТЭЦ вырабатывается комбинированным методом дополнительное количество электрической энергии, составляющее на современных ТЭЦ с высокими начальными параметрами примерно 15-20% комбинированной выработки на базе внешнего потребления.

В энергетической программе основными направлениями развития теплоснабжения страны предусматриваются сооружение ТЭЦ средней и малой мощности на принципиально новых технологиях сжигания топлива (ПГУ и ГТУ ТЭЦ с внутрицикловой газификацией угля и на газе) и к внедрению современных котельных с новыми экологически чистыми технологиями сжигания топлива (со стационарным, циркулирующим и расширяющимся кипящим слоем), а также современного котельного оборудования на ТЭЦ (котлоагрегаты с вихревыми и кольцевыми топками) с усовершенствованными системами очистки газов (фильтры-эмульгаторы).

Представляется целесообразным рассматривать следующие основные технические направления в теплоснабжении: создание и освоение нового котельного оборудования для ТЭЦ на твердом топливе производительностью 420 т/ч и более, в первую очередь, котлов с кипящим слоем и парогазовых установок с внутрицикловой газификацией твердого топлива; разработку и внедрение в газопотребляющих районах, автоматизированных источников тепла на природном газе (котельные, ПГУ и малые ГТУ ТЭЦ и т.п.); разработку и внедрение автоматизированных паровых котлов низкого давления с кипящим слоем производительностью 100-300 т/ч и менее для замены мелких неэкономичных котельных; широкое внедрение новых конструкций (бесканальных прокладок, опор «качающегося» типа и т.п.)

В перспективе на крупных промышленных комбинатах, расположенных в центральных районах страны, при производственном и бытовом теплопотреблении более чем 1500 МВт будут применяться АТЭЦ, для которых не требуется подача больших масс топлива из восточных районов страны. При АТЭЦ исключается загрязнение окружающей среды продуктами сгорания органического топлива крупных населенных пунктов.

В заключение следует подчеркнуть, что полувековой опыт развития теплофикации в России полностью себя оправдал, и этот прогрессивный способ комбинированного производства тепловой и электрической энергии в обозримой перспективе будет являться одним из основных направлений развития энергетики нашей страны.

1. Характеристика района размещения ТЭЦ

1.1 Характеристика города нерюнгри

Табл.1.1

Нерюнгри. Ближайшие города. Расстояния в км. по карте (в скобках по автодорогам) + направление.
1	Тында (Амурская область)	168 (228)	Ю
2	Алдан	218 (284)	С
3	Томмот	272 (363)	С
4	Сковородино (Амурская область)	302 (403)	Ю
5	Зея (Амурская область)	364 (712)	ЮВ

Город расположен на северных отрогах Станового хребта, близ Амуро-Якутской автомобильной дороги. Ж.д. станции: грузовая - Беркакит, пассажирская - Нерюнгри. Аэропорт.

Город расположен в климатическом районе с вечно - мерзлыми грунтами. Расчетная температура наружного воздуха - 55 0С. Продолжительность отопительного сезона с 1 сентября по 1 июля - девять месяцев в году. водоснабжение турбинный цех подогревательный

По климатическим условиям территории Нерюнгринского района отнесена к "Крайнему Северу и приравненным к ним территориям".

Город Нерюнгри расположен в сейсмически активном районе. Расчетная сейсмика 7-8 баллов по шкале Рихтера. В год происходит до 250 землетрясений силой от 1 до 3 баллов.

Город республиканского значения Нерюнгри с подчинёнными территориями как особая административно-территориальная единица образован 6 ноября 1975 г. Расположен на юге республики Саха-Якутия. Географические координаты города Нерюнгри: 56°40' северной широты и 124° 10' восточной долготы. Город Нерюнгри расположен на правом берегу реки Чульман (левый приток реки Тимптон), в 70 км от её впадения в реку Тимптон (правый приток реки Алдан); на северных отрогах Станового хребта с абсолютными высотами 800-850 м. Территория, подчинённая администрации города Нерюнгри, на западе граничит с Мирнинским, на севере - с Алданским улусами; на юго-востоке - с Хабаровским краем, на юге - с Амурской и на юго-западе - с Читинской областями.

Площадь 93,0 тыс. кв. км. Административный центр г. Нерюнгри, который от столицы республики г. Якутска находится на расстоянии: наземным путём -- 818 км, воздушным -- 670 км.

Рельеф горный. Большую часть занимает Алданское нагорье, на юге -- Становой хребет. Средняя температура января - 30…- 34 °С, июля +12…+14 °С. Осадков выпадает в год от 400-- 500 мм. до 600 мм. и более в горах. Крупные реки -- Алдан с притоками Тимптон, Чульман, и др. Крупное озеро -- Большое Токо.

Климат резко континентальный. Из почв в поясе горной тайги преобладают горные мерзлотно-таёжные, подзолистые, сильно щебенистые, каменистые. Встречаются полуболотные и мерзлотно-болотные почвы, формирующиеся в понижениях, а также каменистые россыпи и на кембрийских известняках развиты мерзлотно-таёжные дерново-карбонатные почвы.

Из растительного мира в основном преобладают лиственничные леса и редколесья с зарослями кедрового стланика. В бассейне реки Чульман, где на поверхность выходят юрские песчаники, произрастают сосновые леса и занимают плоские вершины увалов и верхние части склонов.

На рассматриваемой территории имеются месторождения каменного угля, железной руды, золота, молибдена, редких металлов, камнесамоцветного сырья, строительных материалов.

Административный центр г. Нерюнгри. Населённых пунктов 9, в том числе 1 город, 2 сельских населённых пунктов, 6 р.п., 2 наслега, 6 поселковых администраций. В настоящее время численность постоянного населения 107,9 тыс. чел., в том числе городского - 106,0, сельского - 1,9 (01.01.99 г.). Плотность населения 1,09 чел. на кв. км.

Основная часть населения (по переписи 1989 года) - русские (72,5%). Здесь также живут саха (1,3%), эвенки (0,8%), и другие национальности (25,4%). Средний возраст населения 31 год.

На территории горсовета развивается территориально-производственный комплекс по добыче коксующегося угля, Нерюнгринский угольный разрез, обогатительная фабрика, Нерюнгринская ГРЭС, домостроительный комбинат, производство стройматериалов, завод по ремонту горного оборудования и дорожной техники. На долю г. Нерюнгри приходится 97% добываемого угля, 24% золота. Действует железнодорожная линия БАМ-Тында-Беркакит-Угольная. Железнодорожные станции -- Беркакит, Золотинка, Нерюнгри-Угольная, Нерюнгри-Пассажирская. В составе горсовета имеются оленеводческо-промысловый совхоз “Золотинка” и совхозы “Нерюнгринский” и “Энергостроитель”, крестьянские хозяйства. Транспортные связи -- железнодорожный (Малый БАМ), автомобильный (Амуро-Якутская магистраль), воздушный. К услугам населения предприятия торговли и бытового обслуживания, типография, клубные учреждения, музеи, профтехучилища, филиалы Новосибирского института “Сибгипрошахт” и Якутского госуниверситета им. М. К. Аммосова, общеобразовательные, музыкальные, спортивные и художественная школы, спорткомплексы, стадионы. Учреждения здравоохранения и торговли.

6 ноября 2005 года город отметил 30-летний юбилей.

Температура воздуха

Табл 1.2

Месяц Абсолют. минимум Средний минимум Средняя Средний максимум Абсолют. максимум январь -61.0 (1936) -38.0 -34.8 -29.0 -6.0 (2007) февраль -56.9 (1946) -34.7 -30.1 -22.4 -1.2 (1960) март -49.8 (1954) -25.5 -18.4 -10.8 6.9 (1990) апрель -37.0 (1966) -12.7 -6.1 -0.1 17.6 (1943) май -21.6 (1946) -1.9 4.2 9.9 28.1 (2006) июнь -6.4 (1940) 5.5 12.2 19.5 34.6 (1954) июль -3.7 (1937) 9.3 15.6 22.6 34.8 (1954) август -12.2 (2000) 6.7 12.6 19.3 32.5 (1949) сентябрь -19.2 (1964) -0.2 4.3 10.5 24.7 (1959) октябрь -38.7 (1952) -12.2 -7.9 -2.0 17.7 (1950) ноябрь -50.8 (1952) -27.7 -23.7 -17.8 13.2 (1980) декабрь -57.9 (1952) -36.2 -32.5 -28.1 -1.8 (1981) год -61.0 (1936) -13.8 -8.7 -2.0 34.8 (1954)

1.2 Характеристика источника водоснабжения

Наименование источника - река Чульман. Планируемая система водоснабжения ТЭЦ - оборотная с градирнями. Химический состав воды взят по реке Лена.

Показатели качества воды, /2/

Название водоёма р. Лена

Место отбора пробыводы - Взвешенные вещества, мг/кг -

Сухой остаток, мг/кг -

Минеральный остаток, мг/кг -

Окисляемость по О₂, мг/кг -

Жесткость (Ж_О), мг-экв/кг 3,46

Жесткость (Ж_К), мг-экв/кг 2,42

Жесткость (Ж_НК), мг-экв/кг -

Содержание ионов и окислов, мг/кг

Ca²⁺ 47,2

Mg²⁺ 13,4

Na⁺+К 81,3

HCO₃^- 147,5

SO^2-₄ 61,9

Cl^- 116,6

NO₃^- -

NO₂^- -

SiO^2-₃ -

Al₂O₃+Fe₂O₃

1.2.1 Водоподготовка на ТЭЦ для подпитки котлов

Исходной является водой из реки Чульман. Исходя из качества исходной воды и из того, что электрическая станция проектируется с барабанными котлами, применяем двухступенчатую схему химического обессоливания с известкованием и коагуляцией. Обработка воды осуществляется по схеме

О Н₁ А₁ Н₂ Д А₂

ИК - М - Н1 - А1 - Н2 - Д - А2.

ИК - известкование воды совместно с коагуляцией среднекислым железом в осветлителе. В процессе известкования происходит снижение бикарбонатной щелочности воды, также уменьшается жесткость, солесодержание, концентрация грубодисперсных примесей, соединений железа и кремниевой кислоты. Под коагуляцией понимают физико-химический процесс слипания коллоидных частиц и образования грубодисперсной макрофазы с последующим ее выделением из воды.

М - механический фильтр. Предусмотрена подача воды на механические фильтры, минуя осветлитель, где происходит сложный процесс очистки воды от грубодисперсных примесей, происходящий при течении воды через пористую среду.

Н1 - Н-катионитные фильтры 1 ступени. Предназначены для удаления из обрабатываемой воды всех катионов кальция, магния, натрия с заменой на катион водорода.

А1 - анионитные фильтры 1 ступени. Служат для удаления из Н - катионированной воды анионов сильных кислот (соляной, азотной, серной).

Н2 - Н - катионные фильтры 2 ступени. Предназначены для поглащения только проскоков Na⁺.

Д - декарбонизаторы. Необходимы для удаления свободной углекислоты из обрабатываемой воды. Работают на принципе десорбции в условиях противотока воды и воздуха, подаваемого снизу специальным вентилятором.

А2 - анионитные фильтры 2 ступени. Предназначены для удаления анионов слабых кислот, в основном кремниевой кислоты.

Затем обессоленная вода собирается в баки обессоленной воды и насосами подается в турбинный цех.

1.2.2 Водоподготовка для подпитки тепловых сетей

Для того чтобы качество воды для подпитки тепловых сетей удовлетворяло нормам, необходима обработка воды. Обработка воды осуществляется по схеме: известкование совместно с коагуляцией сернокислым железом в осветлителе, фильтрование на механических фильтрах, умягчение воды Na-катионированием -

ИК - М - Na.

Подогретая сырая вода из главного корпуса поступает в осветлитель, где предусмотрено известкование воды совместно с коагуляцией сернокислым железом (FeSO₄*7H₂O) при температуре 301⁰С.

Коагулированная вода из осветлителя поступает в баки, откуда с помощью насосов коагулированной воды подается на механические фильтры. Осветленная на механических фильтрах вода поступает на Na-катионитные фильтры, где происходит удаление из обрабатываемой воды всех катионов кальция, магния с заменой на катион натрия.

Умягченная вода после катионитных фильтров собирается в баки химочищенной воды, откуда насосами химочищенной воды подается в деаэратор подпитки теплосети.

1.3 Характеристика топлива

Вид топлива- каменный уголь нерюнгринского угольного разреза. Филиал ОАО ХК «Якутуголь» Разрез «Нерюнгринский» является крупнейшим угледобывающим предприятием на Дальнем Востоке. Нерюнгринское месторождение каменного угля находится в Алдано-Чульманском угленосном районе Южно-Якутского угольного бассейна на территории Нерюнгринского района Республики Саха (Якутия) вблизи города Нерюнгри. / 1 / .

Характеристика топлива:

W^P =9,5%

A^P=12,7%

S^P=0,2%

C^P=66,1%

H^P=3,3

N^P=0,7%

O^P=7,5%

Q_H^P=37,7 МДж/кг

V=6,51 м/кг

V=1,23 м/кг

V=5,15 м/кг

V=0,59 м/кг

V=6,97 м/кг

Резервное топливо - мазут марки М-100 . Доставляется по железной дороге из города Комсомольск-на-Амуре. / 4 /.

Характеристика топлива:

с₄²⁰=0,922г/см³

Вязкость условная при 80^оС - 2,45 ВУ

S^p =0,89%

А^р =0,019%

Вода - 0,41

Механические примеси - 0,19%

Температура вспышки 112 ^оС

Температура застывания +11 ^оС

Q_H^С=40507 кДж/кг( 9675 ккал/кг).

2. Выбор основного оборудования ТЭЦ

2.1 Выбор типа и количества турбин

Исходные данные:

Тепловая нагрузка ТЭЦ Qтэц = 6500 ГДж/ч=1805,56 МВт.

Доля промышленной нагрузки = 0,4

Распределение тепловой нагрузки

Промышленная нагрузка Qпр = Qт(1)

Qпр = 0,4*6500 = 2600ГДж/ч=722,2 МВт.

Отопительная нагрузка Qот = Qтэц - Qпр(2)

Qот = 6500- 2600 = 3900ГДЖ/ч=1083,3 МВт.

Расход пара на промышленный отбор

Dпр = = /6/(3)

где - энтальпия пара промышленного отбора, при Рпр = 1,45 МПа, i_пр = 2923 кДж/кг; - энтальпия обратного конденсата, принимаем t_ок = 80⁰С

i_ок = 334,92 кДж/кг /5/.

Отопительная нагрузка отборов турбины:

Qотб = *Qот = 0,58*3900 =2262ГДж/кг=628,3 МВт, /5/. (4)

Принимаем коэффициент теплофикации = 0,58. выбрано таким, т.к. каменный уголь - дорогое топливо, а так же не блочная компоновка станции с разными турбинами менее экономична и нецелесообразна.

Варианты типа и количества турбин, обеспечивающих полученные нагрузки изложены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Вари-ант	Тип и кол-во турбин	Номинальный отбор	Загрузка отборов, %
		DПР, кг/с	QОТБ, МВт	DПР	QОТБ
1	1* ПТ-140/165-12,8/1,45-3 1* ПТ-140/165-12,8/1,45-3 1* ПТ-140/165-12,8/1,45-3 1*Т-116/125-12,8	93,05 93,05 93,05 --	139,2 139,2 139,2 213,44	100 100 100 --	100 100 100 98,7
2	1* Р-50/60-12,8/1,3 1* Р-100/105-12,8/1,45 1*Т-116/125-12,8 1*Т-116/125-12,8 1*Т-116/125-12,8	115,83 165 -- --	-- -- 213,44 213,44 213,44	99,3 99,3 -- -- --	-- -- 100 100 94,4
3	1* Р-50/60-12,8/1,3 1* Р-100/105-12,8/1,45 1*Т-175/210-12,8 1*Т-175/210-12,8	115,83 165 -- --	-- -- 313,9 313,9	99,3 99,3 -- --	-- -- 100 100,2

Выбираем 1 вариант: 3 турбины ПТ-140/165-12,8/1,45-3,все эти турбины несут номинальную промышленную нагрузку на номинальном режиме .

Коэффициент загрузки промышленного отбора турбины

=278,97 кг/с

= (5)

= = 0,999=1,0.

Для покрытия отопительной нагрузки выбираем одну турбину 1*Т-116/125-12,8 с отопительным отбором Qотб=213,44 МВт. /4/.

Коэффициент загрузки отопительного отбора

=628,3-3*139,2=210,7 МВт

(6)

к_ОТБ == 0,987

2.2 Краткая характеристика выбранных турбин

Таблица 2.2 - Данные по стационарным паровым турбинам, /7/

Тип турбины	Номи-нальная мощ-ность, МВт	Начальное давление МПа	Номи-нальная темпера-тура, С	Номиналь-ный расход пара на турбину кг/с	Давле-ние в отборах pпр и pот, Мпа	Номи-нальный отбор пара
ПТ-140/165-12,8/1,45-3	143	12,8	555	218,9	1,2-2,1 0,06-0,25 0,04-0,12	93,05 кг/с
1*Т-116/125-12,8	116	12,8	555	140,3	0,06-0,25 0,05-0,2	213,44 МВт

2.3 Выбор типа и количества парогенераторов

Номинальный расход пара на турбины, /7/:

ПТ-140/165-12,8/1,45-3 D_т=218,9 кг/с

1*Т-116/125-12,8 D_т=140,3 кг/с

D_т=3*218,9 +140,3 =797 кг/с

Количество пара, которое необходимо вырабатывать котлам:

D_K=D_T(1+K_CH)(1+K_nn)(7)

где K_CH - количество пара, идущего на собственные нужды, принимается 1,2%, /8/;

K_nn - потери пара в трубопроводах, принимается 1,3%, /8/;

D_T - количество пара, необходимое для турбин.

D_K=797(1+0,012)(1+0,013)=817,05 кг/с.

Номинальная производительность парогенератора Е - 420 - 13,8-560

Dпг = 116,7 кг/с, /8/

Количество парогенераторов Dт/Dпг = 817,05/116,7 = 7

Выбираем 7 парогенераторов Е-420-13,8-560 отечественного производства на все турбины. Котел вертикальный - водотрубный, с естественной циркуляцией ,однобарабанный, П - образной компоновки, с жидким шлакоудалением. Изготовителем котла является Барнаульский котельный завод

Коэффициент загрузки парогенераторов Dк/(7Dпг) = 817,05/(7*116,7) =1,0

Таблица 2.3 - Данные по паровому котлу Е-420-13,8-560 ГМН,/8/

Технологические параметры	Показатель
Используемое топливо	уголь
Номинальная паропроизводительность	116,7 кг/с
Максимальная паропроизводительность	125 кг/с
Давление пара на выходе из пароперегревателя	13,8 МПа
Температура перегретого пара	560 С
Температура питательной воды	230 С
Температура уходящих газов	129С
КПД (брутто) гарантийный	91%
температура горячего воздуха	418С
температура холодного воздуха	30ОС
Высота котла	40 м
Компоновка	П

2.4 Выбор и загрузка ПВК

Количество тепла, отпускаемого пиковыми водогрейными котлами (ПВК):

=- ;(8)

= 3900- 2262=1638ГДж/кг=455 МВт.

По тепловой мощности выбираем 4 пиковых водогрейных котла марки КВГМ-100 теплопроизводительностью 116 МВт, КПД 88,6 % /3/

Загрузка ПВК составляет:

(9)

.

Техническое описание водогрейного котла КВ-ГМ-100

Назначение.

I.Водогрейные стационарные котлы теплопроизводительностью 116,3 (100) МВт (Гкал/ч) предназначены для получения горячей воды давлением до 2,25 (22,5) МПа (кгс/см2) и номинальной температурой 150С, используемой в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.

II. Состав котла.

1. Котел теплопроизводительностью 116,3 (100) МВт (Гкал/ч) имеют П-образную компоновку.

Топочная камера экранирована трубами Ш60х3 мм с шагом S=64 мм, входящими в камеры Ш273х10 мм.

Конвективная поверхность нагрева котла состоит из трех пакетов, расположенных в вертикальной полностью экранированной шахте, набирается из U-образных труб Ш28х3 мм с шагом S=64 мм, S=40 мм.

Боковые стены конвективного газохода закрыты тубами Ш83х3,5 мм, с шагом S=128 мм и являются одновременно стояками конвективных полусекций.

С целью повышения газоплотности котла экранные трубы с внешней стороны обшиты стальным листом толщиной 2 мм.

2. Котлы этого типа в зависимости от теплопроизводительности и модификации оборудованы:

КВ-ГМ-100 - тремя газомазутными горелками РГМГ-30,

3. На котле КВ-ГМ-100 горелки устанавливаются на воздушном коробе котла, который крепится на фронтовом экране к горизонтальным коллекторам. Каждая горелка типа РГМГ имеет вентилятор первичного воздуха.Для горелки РГМГ-30 устанавливается вентилятор 30ЦС85. Рекомендуемый вентилятор центробежной дутьевой правого вращения ВДН-20 с производительностью Q=162500 м3/ч. и электродвигателем ДА 304-400У-6МУ1 n=1000 об/мин - один на все горелки. Рекомендуемый дымосос ДН-22х0,62ГМ с двигателем ДА304 450УК-8МУ1 n=750 об/мин.

4. Котлы работающие на мазуте, оборудуются устройством газоимпульсной очистки (ГИО) для удаления наружных отложений с труб конвективной поверхности нагрева. Газоимпульсная очистка основана на сжигании газовоздушной смеси в высокотурбулентном (взрывном) режиме с определенной частотой.

5. Фронтовой, промежуточный, задний экраны, а также боковые стены конвективного газохода опираются на портал. Нижние камеры указанных экранов имеют опоры. Опора расположенная посредине нижней камеры промежуточного экрана, является неподвижной.

6. Котел имеет облегченную обмуровку и теплоизоляцию. Обмуровочные и изоляционные материалы в поставку завода не входят.

7. Котел комплектуются устройством отбора проб пара и воды. Трубная часть котла поставляется предприятием-изготовителем транспортабельными блоками, (по согласованию с заказчиком возможна поставка рассыпью).

III. Комплектность.

Табл.2.4

	КВ-ГМ-100 основной режим с ГИО с горелкой РГМГ-30
Клапан 1213-6-0 Клапан 720-20-0А	6 3
Клапан Т-18Б-1 Клапан Т-20Б	2
Клапан Т-33Б Вентиль 998-20-0	1 24
Вентиль 998-20-Э Вентиль 1052-65-Э	6 2
Вентиль 1052-65-0 Вентиль 19 цс 63	3
Вентилятор 30 цс 85 Задвижка ЗЛК ПЭ Ду 150 с эл.привод.	3 6
Вентиль 588-10-0 Вентиль 597-10-0	2 1
ГИО: Вентиль 998-20-0	1
Вентиль 998-20-Э Вентиль 558-10-0	1 2
Клапан (870-20-Э) Вентиль 1052-65-Э	1
Клапан 1098-50-Э Блок управл. ГИО с клапан. ЕСПА	1 1
Кран шаровой 36,005 Вентиль Т2 6316-015-«НЗ»	3 1
ЗЗУ-4-700	1

3. Расчет тепловой схемы турбины Т - 116/125 - 12,8

3.1 Исходные данные тепловой схемы с турбиной Т -116/125 - 12,8

Электрическая мощность турбины: Nэ = 116 МВт,/7/.

Начальные параметры пара:

= 12,8 МПа; = 555С, /7/, = 3493 кДж/кг, /9/.

Номинальное давление в конденсаторе турбины: = 5,6 кПа. Т.к турбина работает по тепловому графику, и ЦНД работает с ограниченным вентиляционным пропуском пара, включаем теплофикационный пучок, через который пропускаем подпиточную воду теплосети. Давление в конденсаторе установится равным 4,8 кПа при температуре подпиточной воды 6°С. /7/.

Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:

Горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды.

Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котел и встроенный теплофикационный пучок.

Отопительная нагрузка на турбину = 210,7 МВт.

Температурный график сети в расчетном режиме: = 150/70С, /10/.

Параметры пара парогенератора: = 13,8 МПа; = 560С, /8/.

Температура питательной воды = 230С /7/

Коэффициент продувки парогенератора = 1,5%, где ^- расход пара из парогенератора (брутто), /8/.

Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов:

Одноступенчатый сепаратор.

Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения = 2%, где - расход пара из парогенератора (нетто), /8/.

Внутристанционные потери конденсата = 1,3%Dт, /8/.

Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые) - 7, /7/.

Давление в деаэраторе: = 0,6 МПа, /7/

Схема приготовления добавочной воды парогенератора - химводоочистка.

Температура химически очищенной воды: = 30С.

Недогрев воды в подогревателях высокого давления: = 2С, а в подогревателях низкого давления: = 5С

Коэффициент полезного действия теплообменников: = 0,98.

Электромеханический к.п.д. генератора: = 0,98

Принимаем по заводским данным:

количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы,

Dэж = 0,654 кг/с, с энтальпией пара iэж=2070 кДж/кг.

Принимаем по заводским данным потерю давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей в количестве 5% давления в отборе и 5% до сетевых подогревателей.

3.2 ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В h-s ДИАГРАММЕ

Производим предварительную оценку процесса в h, s-диаграмме.

Давление пара перед первой ступенью турбины:

Р_о^/ =0,96* Р_о = 0,96*12,8 = 12,288 МПа. (10)

Потери давления в выходном патрубке: Р_ВП = 0,05Р_К = 0,05 5,6 = 0,28 кПа. (11)

Давление на выходе из последней ступени:

кПа, /7/ (12)

Построим теоретический процесс расширения пара в турбине

(см. Приложение А)

Оцениваем внутренние относительные КПД цилиндров:

Регулирующая ступень:

, /7/

где =0,0294 м³/кг -удельный объем пара перед первой ступенью турбины.

G=140,3 кг/с- номинальный расход пара на турбину.

H=169 кДж/кг - располагаемый теплоперепад регулирующей ступени./7/

H=128,4 кДж/кг-используемый теплоперепад

ЦВД:

, /7/ (13)

где - средний удельный объём, (14)

н_н=0,045 м³/кг, н_к=0,082 м³/кг -начальный и конечный удельные объемы, /9/;

м³/кг

- средний расход пара через ЦВД, где (15)

G_H=140,3 кг/с, G₂ =G_H =140,3 кг/с -расходы пара через первую и последнюю ступень ЦВД; /рис. 3.1/

кг/с,

кДж/кг - располагаемый теплоперепад ЦВД, /9/.

Таблица 3.1 - Нерегулируемые отборы турбины, /23/

Номер отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Температура, С	Количество отбираемого пара, т/ч
1	ПВД 7	3,32	379	17,5+2*
2	ПВД 6	2,28	337	27,3
3	ПВД 5	1,22	266	16,9
	Деаэратор	1,22	266	6,6
4	ПНД 4	0,57	190	11,4+6,2*
5	ПНД3	0,294	133	2,2
6	ПНД2	0,204	--	7,0
7	ПНД 1	0,1	--	0,6

* Пар из уплотнений.

ЦСД:

Потери в перепускных трубопроводах между корпусами ЦВД и ЦСД:

Р=3,32-0,02*3,32=3,25МПа.

(16)

где- средний расход пара через ЦСД ; где G_H=140,3, кг/с,

= 140,3-5,42-7,58-4,69-1,83-49,98-49,72-4,89-0,61-1,944-0,17 =13,5 кг/с- расходы пара через первую и последнюю ступень ЦСД; /таблица 3.1/

кг/с,

- средний удельный объём,

н_н=0,09 м³/кг, н_к=1,55 м³/кг -начальный и конечный удельные объемы;

м³/кг;

кДж/кг - располагаемый теплоперепад ЦСД, /9/;

;

Поправка на влажность:

/7/ (17)

а_вл=0,8 - коэффициент, зависящий от системы влагоудаления, /7/;

у₁=0 - влажность в начале расширения, /9/;

у₂=0,095 - влажность в конце расширения, /9/.

.

ЦНД:

Потери давления в теплофикационном отборе:

Р=0,1-0,06*0,1=0,094.

Потери в перепускных трубопроводах между корпусами ЦСД и ЦНД:

Р=0,094-0,02*0,094=0,092МПа.

(18)

, (19)

где ?Н_вс- потери с выходной скоростью;/7/

Принимаем для последней ступени с лопатками:

l_Z=0,55м, d_Z=1,915м, /7/

-веерность последней ступени;/7/ (20)

м² - площадь, ометаемая рабочими (21)

ЦНД,/7/

м³/кг - удельный объем в конечной точке расширения, /9/;

кг/с - расход пара на выходе из ЦНД.

кДж/кг - располагаемый теплоперепад ЦНД, /9/

Поправка на влажность:

а_вл=0,8 - коэффициент, зависящий от системы влагоудаления, /7/;

у₁=0,055 - влажность в начале расширения, /9/;

у₂=0,162 - влажность в конце расширения, /9/.

.

Построим действительный цикл расширения пара в турбине (см. приложение А)

3.3 Расчет сетевой подогревательной установки

В расчете взяты уже уточненные значения расходов и энтальпий, полученные методом последовательных приближений.

Количество отпускаемой теплоты :

, /6/. (22)

Расход сетевой воды =, /6/ (23)

=632,2 кДж/кг при температуре t_пр=150 ⁰С и давлении Р=476,1 кПа, /12/ - энтальпия сетевой воды в подающем трубопроводе;

=293,4 кДж/кг при температуре t_ос=70 ⁰С и давлении Р=31,2 кПа, /12/ - энтальпия сетевой воды в обратном трубопроводе;

==1072,2 кг/с.

Температура воды на выходе из второго сетевого подогревателя:

/10/ (24)

Принимаем, что в СПУ подогрев осуществляется равномерно. Температура воды на выходе из первого сетевого подогревателя:

. (25)

93,2 °С

Принимаем недогревы : °С, °С, /13/

Температура дренажа на выходе из первого сетевого подогревателя:

/13/ (26)

t_cп1= 93,2 + 5 = 98,2=98 °С.

Температура дренажа на выходе из второго сетевого подогревателя:

,/13/ (27)

t_cп2=116,4 + 4 = 120,4=120 °С.

По давлениям находим энтальпии , /12/:

0,0943 МПа, 410,63 кДж/кг.

0,1985 МПа, 503,7 кДж/кг.

Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени

=, /6/ (28)

= =49,28 кг/с.

Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени

= (29)

= =49,41 кг/с.

Тепловая нагрузка подогревателей /6/ =*;=*, (30)

=1072,2*(93,2-70)*4,1985=104,5 МВт;

=1072,2*(116,4-93,2)*4,226 = 105,13 МВт.

3.4 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов =, /6/ (31)

= = 0,32.

=; (32)

= = 0,25.

Оценочный расход пара на турбину по формуле =

(++), /6/ (33)

Задаемся коэффициентом регенерации =1,15, /13/ =1,15*(+0,32*49,98+0,25*49,72) = 143,16 кг/с

Получили расход больше номинального, следовательно, необходимо уменьшить электрическую мощность турбины. Примем мощность равной 110 МВт.

=1,15*(+0,32*49,98+0,25*49,72) = 137,4 кг/с.

3.5 РАСЧЕТ ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО ПУЧКА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В КОНДЕНСАТОРЕ ТУРБИНЫ ПРИ РАСЧЕТНОМ РЕЖИМЕ.

Т.к турбина работает по тепловому графику и с ограниченным пропуском пара в конденсатор турбины, ее работа связана с работой теплофикационного пучка. Целесообразно для конденсации пара использовать только теплообменную поверхность теплофикационного пучка. Если подавать в него подпиточную воду теплосети, с температурой 5-20 ?С, то в большинстве случаев в конденсаторе поддерживается нормальный вакуум. Также можно использовать в теплофикационном пучке подачу обратной сетевой воды, однако по рекомендациям ПО ТМЗ при температуре обратной сетевой воды более 60 градусов сетевую воду пропускать нельзя, т.к. существует опасность недопустимого повышения давления в конденсаторе. При этом температура в выходном патрубке ЦНД увеличится. Это приведет к его разогреву, что может повлечь за собой расцентровку валопровода и вибрацию. Кроме того разогрев ротора грозит грозит возникновением осевых задеваний о статор турбины. /23/

Исходя из всего вышесказанного используем теплофикационный пучок для нагрева подпиточной воды теплосети.

Воду берем из реки Чульман.

Примем t=6°С. /13/

Основной пучок отключим, что сократит затраты на привод циркуляционных насосов. Расход подпиточной воды через конденсатор должен быть не менее 360 кг/с. /22/

Температура конденсации пара в конденсаторе турбины

, /11/ (34)

-теплота парообразования, КДж/кг. Примем =2418 КДж/кг при давлении в конденсаторе р=5,6 КПа.

m-кратность охлаждения. Примем m=35.

С=4,19-теплоемкость воды при температуре 6°С, КДж/кг*K.

=-разность между температурой воды на выходе и температурой пара (недогрев), °С. /11/ (35)

-нагрев циркулирующей воды в конденсаторе, °С. (36)

F=470 -поверхность охлаждения теплофикационного пучка, м.

G=6,79*35=237,65-расход циркулирующей воды( подпиточной) на один корпус конденсатора , кг/с.

G=m*,где =6,79-расход пара в конденсатор(уточненное значение после расчета регенеративной схемы),кг/с.

-средний коэффициент теплопередачи, Вт/(мК). /11/ (37)

a=0,75-коэффициент чистоты поверхности.

X=0,12а(1+0,15t)=0,171.

w=2,5-скорость воды в трубках,м/с.

d=22- внутренний диаметр трубок,мм.

Ф=1-коэффициент, учитывающий влияние числа ходов воды в конденсаторе.

Ф=0,979-коэффициент, учитывающий влияние паровой нагрузки конденсатора.

°С

=°С

=6+16,45+9,27=32°С.

Этой температуре соответствует давление в конденсаторе р=4,8 КПа.

3.6 УТОЧНЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ ПРИ РАСЧЕТНОМ РЕЖИМЕ

Уточним предварительный расход пара на турбину:

Давления отборного пара при расчетном режиме опредлим по формуле Стодолы-Флюгеля:

, (38)

где Р_ОО - давление в отборе при номинальном режиме,

Р_О1 - давление за группой ступеней при расчетном режиме,

Р_Z1 - давление за группой ступеней при расчетном режиме,

Р_ZО - давление в отборе при номинальном режиме.

=6,86 МПа

Р_ПВД7 =3,25 МПа; Р_ПВД6 =2,23 МПа; Р_ПВД5 =1,19 МПа ; Р_Д =1,19 МПа; Р_ПНД4 =0,56 МПа; Р_ПНД3=0,288 МПа; Р_ПНД2 =0,204 МПа; Р_ПНД1 =0,1 МПа;

Давление пара перед первой ступенью турбины:

Р_о^/ =0,96* Р_о = 0,96*12,8 = 12,288 МПа.

Потери давления в выходном патрубке: Р_ВП = 0,05Р_К = 0,05 4,8 = 0,24 кПа.

Давление на выходе из последней ступени:

кПа, /7/

Построим теоретический процесс расширения пара в турбине

(см. Приложение Б)

Оцениваем внутренние относительные КПД цилиндров: Регулирующая ступень:

, /7/

где =0,0294 м³/кг -удельный объем пара перед первой ступенью турбины.

G=137,4 кг/с- номинальный расход пара на турбину.

H=179 кДж/кг - располагаемый теплоперепад регулирующей ступени./7/

H=136,04 кДж/кг-используемый теплоперепад

ЦВД:

, /7/

где - средний удельный объём,

н_н=0,085 м³/кг, н_к=0,046 м³/кг -начальный и конечный удельные объемы, /9/;

м³/кг

кг/с,

кДж/кг - располагаемый теплоперепад ЦВД, /9/.

ЦСД:

кг/с,

- средний удельный объём,

н_н=0,091 м³/кг, н_к=1,61 м³/кг -начальный и конечный удельные объемы;

м³/кг;

кДж/кг - располагаемый теплоперепад ЦСД, /9/;

;

Поправка на влажность:

/7/

а_вл=0,8 - коэффициент, зависящий от системы влагоудаления, /7/;

у₁=0 - влажность в начале расширения, /9/;

у₂=0,094 - влажность в конце расширения, /9/.

.

ЦНД:

,

где ?Н_вс- потери с выходной скоростью;/7/

Принимаем для последней ступени с лопатками:

l_Z=0,55м, d_Z=1,915м, /7/

-веерность последней ступени;/7/

м² - площадь, ометаемая рабочими ЦНД,/7/

м³/кг - удельный объем в конечной точке расширения, /9/;

кг/с - расход пара на выходе из ЦНД.

кДж/кг - располагаемый теплоперепад ЦНД, /9/

Поправка на влажность:

а_вл=0,8 - коэффициент, зависящий от системы влагоудаления, /7/;

у₁=0,052 - влажность в начале расширения, /9/;

у₂=0,165 - влажность в конце расширения, /9/.

.

Построим действительный цикл расширения пара в турбине (см. приложение Б)

Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов

=, /6/

= = 0,335.

=;

= = 0,254.

Расход пара на турбину:

= (++) =

=1,15*(+0,335*49,72+0,254*49,56) = 137,8 кг/с

При дальнейшем расчете регенеративной схемы, при помощи метода последовательных приближений получим несколько измененные значения энтальпий для всех цилиндров турбины, а также уточненный расход пара на турбину, в отборы и в конденсатор. По этим значениям и построим приложение Б.

Регулирующая ступень:

=0,0294 м³/кг

G=137,96 кг/с

H=187 кДж/кг

H=142,5 кДж/кг

ЦВД:

н_н=0,048 м³/кг, н_к=0,084 м³/кг

м³/кг

кг/с,

кДж/кг

ЦСД:

кг/с,

н_н=0,093 м³/кг, н_к=1,6 м³/кг

м³/кг;

кДж/кг

;

ЦНД:

кг/с

нк=24 м³/кг;

кДж/кг

Построим действительный цикл расширения пара в турбине (см. приложение Б)

Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов

= = 0,34.

= = 0,258.

Расход пара на турбину:

= (++) =

=1,15*(+0,34*49,41+0,258*49,28) = 137,96 кг/с

3.7 Расчет сепараторов непрерывной продувки

Производительность парогенератора =+=(1+), /6/ (39)

=1,02*137,96= 140,7 кг/с

Расход пара на собственные нужды котельного отделения = , /6/ (40)

=0,02*137,96= 2,76 кг/с

3. Расход питательной воды

=+=(1+), /6/ (41)

= 1,015*140,7 = 142,8 кг/с

Расход продувочной воды

=, /6/ (42)

= 0,015*140,7 = 2,11 кг/с

Выпар из сепаратора =, /6/ (43)

==0,972кг/с,

где - энтальпия воды в барабане парогенератора при p = 15,5 МПа,

- энтальпия продувочной воды, сливаемой из сепаратора;

r- теплота парообразования при давлении =0,6 МПа, /12/ .

5.Оставшийся конденсат, мы либо сливаем в техническую канализацию, либо используем в качестве подпиточной воды теплосети (= 158,84С, /13/). Подогрев в охладителе непрерывной продувки ХОВ для подпитки котла не имеет смысла,т.к подпиточную воду мы вводим в конденсатор, где температура около 31°С

=- ; (44)

= 2,11 - 0,972 = 1,137кг/с.

6.Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор: ==++; (45)

=1,137+0,02*137,96+2,76= 6,7 кг/с

Таблица 3.2 - Таблица параметров основных элементов схемы.

Наименование величин	Элементы схемы
	ПВД1	ПВД2	ПВД3	Деаэра-тор	ПНД4	ПНД5	ПНД6	ПНД7	Конден-сатор	СП2	СП1
Давление отборного пара, МПа(номинальный режим)	3,32	2,28	1,22	1,22	0,57	0,294	0,204	0,1	0,0056	0,204	0,1
Давление отборного пара, МПа(неноминальный режим)	3,25	2,23	1,19	1,19	0,56	0,288	0,204	0,1	0,0048	0,204	0,1
Давление в подогревателе, МПа (с учетом потерь в паропроводах)	3,08	2,12	1,13	0,6	0,532	0,274	0,1985	0,0943		0,1985	0,0943
Энтальпия пара, кДж/кг	3173	3087,5	2962,5	2962,5	2825	2712,5	2672	2571	2252,3	2675	2573
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	1015,3	922,1	786,4	670,4	650,6	548,3	503,7	410,63		503,7	410,63
Энтальпия воды на выходе, кДж/кг	1005,4	912,8	777,7	670,4	628,7	527	483,3	389,6		487,6	389,6
Энтальпия воды на входе, кДж/кг	912,8	777,7	694,05	628,7	527	Находят в ходе расчёта		389,6	293,3
Энтальпия дренажа, кДж/кг	954,7	819,6	712,3		650,6	548,3	503,7	410,63		503,7	410,63
Использованный теплоперепад, кДж/кг	320	405,5	530,5	530,5	668	780,5	821	922	1240,7	818	920

Примечания к таблице 3.2

Т.к. в ПВД есть охладитель дренажа, то его энтальпия берется на 41,9 кДж/кг (9^оС) выше, чем энтальпия питательной воды на входе данного ПВД /5/. Для ПНД .

Энтальпия воды на входе в ПВД 3 определена с учетом повышения ее в питательном насосе (формула 48).

Давления отборного пара при расчетном режиме находим по формуле Стодолы-Флюгеля:

,

где Р_ОО - давление в отборе при номинальном режиме,

Р_О1 - давление за группой ступеней при расчетном режиме,

Р_Z1 - давление за группой ступеней при расчетном режиме,

Р_ZО - давление в отборе при номинальном режиме.

3.8 Расчет регенеративной схемы.

3.8.1 Расчет подогревателей высокого давления

1. Расход пара на ПВД1 /из уравнения теплового баланса для ПВД7/

; (46)

D1==6,082 кг/с.

2. Расход пара на ПВД2

; (47)

D2==8,31 кг/с.

3. Повышение энтальпии питательной воды в насосе

=, /6/ (48)

Принимаем давление питательной воды после питательного насоса

=1,15=1,15*15,5 = 17,8 МПа,=0,8.

Находим = 0,0011 , /12/

== 23,65 кДж/кг

4. Энтальпия питательной воды после питательного насоса

i_пн=670,4+23,65=694,05 кДж/кг (49)

5. .Расход пара на ПВД3

D3 =; (50)

D3 = =4,73 кг/с.

3.8.2 Расчет деаэратора

Материальный баланс деаэратора:

D₁ + D₂ + D₃ + Dсеп. + Dд + Dкд = Gпв + Gут + G_ВЫП +D; (48)

D=0,0035*142,8=0,5кг/с-пар на уплотнение.

Принимаем G_ВЫП 0, так как это значение пренебрежительно мало

6,082 +8,31+4,73+0,97+ Dд + Dкд = 142,8+2,76+0,5+0;

Dд + Dкд = 126кг/с.

Тепловой баланс деаэратора:

[Dд+(D₁ + D₂ + D₃) + Dсеп.] Ч+Dкд = (Gпв + Gут) , (51)

где - энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе;

[2962,5 Ч Dд + (6,082+8,31 + 4,73)712,3 + 0,97 Ч 2756,4] Ч 0,98 + Dкд Ч 628,7= (142,8+ 2,76) Ч 670,4+0,5Ч2756,4 ;

Решая уравнения находим:

4,61 Ч Dд + Dкд = 132,416;

Из совместного решения уравнений материального и теплового баланса деаэратора находим

Dд = 1,755 кг/с, Dкд = 124,32 кг/с.

3.8.3 Расчет подогревателей низкого давления

1. Расход пара на ПНД 4:

D₄ =; (52)

D₄ = = 5,8 кг/с.

2. Расход пара на ПНД 5:

D₅; (53)

D_{5*2120,9+581,5=3273,6+1151,2.}

D=1,8 кг/с

3. Расход пара на ПНД 6:

(54)

D2124,9+332,2=1689,4-93,7(D+D)+3581,2+552,3+(D+D)72,67.

D2145,93=-21,03 D+5490,7.

6. Расход пара на ПНД 7:

(55)

D2117,2+693,2+D91,2=1795,8-(D+D)99,6.

D2216,8=-190,8 D+1102,6.

Решая совместно систему уравнений для ПНД6 и ПНД7 получим:

D=2,56 кг/с;D=0,277 кг/с.

7.Расход пара на ПУ:

D (56)

iКДж/кг-энтальпия дренажа при 100°С.

D2290,6=15,1*(290-216).

D=0.5 кг/с.

8.Энтальпия перед ОЭ:

D(57)

0,654*1563,1=7,3i-909,86+1,154 i-525,4+6,67 i-833,75.

i=216 КДж/кг.

7. Расход пара в конденсатор:

(58)

9. Внутренняя мощность турбины

Ni = ; (59)

Ni =6,082*320+8,31*405,5+4,73*530,5+1,755*530,5+5,8*668+1,8*

*780,5+2,56*821+0,277*922+0,654*530,5+7,3*1240,7+49,41*818+49,28*920= 111,552 МВт.

11. Электрическая мощность турбогенератора

Nэ = Ni; (60)

Nэ = 111,552*0,98 = 109,321 МВт;

Дисбаланс мощности -Nэ =0,679 МВт, что составляет 0,6%.

12. Уточнение расхода пара на турбину

Дисбаланс расхода пара:

=К_РЕГ; (61)

=1,15=0,56 кг/с

= Dт-=137,96 +0,56 = 138,5 кг/с.

13. Уточнение значения коэффициента регенерации

=; (62)

==1,15;

3.9 Технико-экономические показатели

Удельный расход пара на турбину:

(63)



Удельный расход тепла на турбину

(64)

кДж/кВт ч;

Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

(65)

кДж/кВт ч;

Абсолютный внутренний КПД

; (66)

Абсолютный электрический КПД

(67)

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии:

(68)

кг/кВт ч

7. Удельный расход условного топлива на выработку тепла для внешнего потребителя:

(69)

- КПД котельной установки; =0,91 (табл.2.3)

- КПД транспорта теплоты; = 0,98 (принимаем /13/)

- КПД водогрейного котла, =0,886 /3/

кг/ГДж

4. Выбор вспомогательного оборудования

Так как существует набор стандартного оборудования, которым комплектуются турбины, производим установку в соответствии с заводской комплектацией.

Таблица 4.1 -Типовое теплообменное оборудование Т-116/125-12,8 ПО ТМЗ, /5/.

	Оборудование	Типоразмер	Завод-изготовитель
1	Конденсатор	КГ2-6200-2	ПО ТМЗ
2	Основной эжектор конденсационного устройства (с холодильником)	ЭП-3-2А (2шт.)	То же
<...

Подобные документы

• Расчет отсека ЦВД турбины К-500-240-4 ЛМЗ

  Расчет тепловой схемы турбоагрегата, величины расхода пара на турбину, регулирующей ступени, диска и лопаток последней ступени. Построение треугольников скоростей ступеней ЦВД. Изучение процесса расширения пара, технических показателей турбоустановки.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 04.04.2012
  

• АСР редукционной установки по давлению пара

  Описание редукционной установки. Анализ статических и динамических характеристик редукционной установки. Расчет регулирующего органа для регулирования расхода пара. Главные предохранительные клапаны. Принципиальная схема включения и регулирования.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 22.11.2010
  

• Паровая турбина для привода электрогенератора К-160–130

  Построение процесса расширения пара в турбине на H-s диаграмме. Расчет регенеративной схемы. Предварительный и детальный расчет паровой турбины. Расчеты деталей на прочность. Диаграмма резонансных чисел оборотов. Эскиз узла лопатки и Т-образного хвоста.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 01.08.2012
  

• Реакторный блок установки каталитического крекинга

  Процесс каталитического крекинга гидроочищенного сырья, описание технологической схемы. Физико-химические свойства веществ, участвующих в процессе. Количество циркулирующего катализатора, расход водяного пара. Расчет и выбор вспомогательного оборудования.
  
  курсовая работа [58,0 K], добавлен 18.02.2013
  

• Проект ректификационной установки непрерывного действия (ПЭ,ПАХП 000000 000 ПЗ)

  Технологическая схема ректификационной установки. Материальный баланс, расчет флегмового числа. Определение средних концентраций, скорости пара и высоты колонны. Гидравлический и тепловой расчет. Параметры вспомогательного оборудования для ректификации.
  
  курсовая работа [887,3 K], добавлен 20.11.2013
  

• 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 проточной части одноцилиндровой турбины

  Построение процесса расширения турбины. Определение экономической мощности и оценка расхода пара. Расчет нерегулируемых ступеней и их теплоперепадов. Нахождение предельной мощности и числа выхлопов. Оценка эффективных углов последних ступеней отсеков.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 13.02.2015
  

• Расчет сушильной установки

  Расчет необходимого расхода абсолютно сухого воздуха, влажного воздуха, мощности калорифера и расхода греющего пара в калорифере. Определение численного значения параметра сушки. Построение линии реальной сушки. Объемный расход отработанного воздуха.
  
  контрольная работа [131,8 K], добавлен 07.04.2014
  

• Тепловая мобильная станция

  Проект мобильной тепловой станции - универсального источника тепла, который может работать в круглосуточном режиме и устанавливаться вне помещения. Основные преимущества и технические характеристики станции. Технологические и экономические расчеты.
  
  контрольная работа [47,4 K], добавлен 09.10.2010
  

• 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
  

• Двухкорпусная выпарная установка

  Проектный расчет двухкорпусной выпарной установки непрерывного действия для сгущения томатной массы с барометрическим конденсатором. Расчет туннельной сушилки. Параметры пара по корпусам установки. Скорость движения пара в корпусе конденсатора.
  
  курсовая работа [388,1 K], добавлен 10.02.2012
  

• Технологический расчет колонны непрерывного действия

  Определение скорости пара и расчет диаметра ректификационной колонны. Построение кривых изобар пара и жидкости, зависимости диаграммы насыщенных паров от температуры, построение изобары. Расчет конденсатора-холодильника, диаметра штуцеров и кипятильника.
  
  курсовая работа [150,6 K], добавлен 25.09.2015
  

• Расчет цикла паротурбинной установки

  Для паротурбинной установки, работающей по обратимому циклу Ренкина можно определить работу, произведенную паром в турбине и затраченную на привод питательного насоса. Расчет теоретического расхода пара и тепла на выработку электроэнергии в цикле.
  
  практическая работа [74,4 K], добавлен 03.01.2009
  

• Проектирование многоступенчатой выпарной установки

  Классификация и выбор многоступенчатой выпарной установки (МВУ). Выбор числа ступеней выпаривания. Определение полезного перепада температур по ступеням МВУ. Поверхность теплообмена выпарных аппаратов. Определение расхода пара на первую ступень МВУ.
  
  курсовая работа [507,4 K], добавлен 27.02.2015
  

• Расчет нормализованного конденсатора

  Определение мольной доли компонентов в составе пара; температуры начала и конца конденсации пара; тепловой нагрузки конденсатора; расхода воды; температурного напора; теплофизических свойств конденсата, коэффициента теплопередачи и других показателей.
  
  контрольная работа [111,2 K], добавлен 23.07.2010
  

• Реконструкция сушильной машины ОАО "Архангельского ЦБК" с целью снижения расхода пара в сушильной части пресспата

  Процесс обезвоживания полотна на сушильной машине. Современные конструкции прессовых частей машин. Технология и оборудование для изготовления товарной целлюлозы. Расчет теплового баланса сушильной части пресспата и расхода пара на сушку целлюлозы.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 02.02.2013
  

• 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
  

• Расчет шпарильного чана для тушек птиц

  Расчет геометрических параметров шпарильного чана. Расчет расхода греющего пара. Вычисление количества теплоты, расходуемое на нагрев туш и потери теплоты с открытой поверхности воды в чане. Масса острого и глухого пара. Баланс и потери теплоты.
  
  курсовая работа [417,6 K], добавлен 05.04.2011
  

• 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 ректификационной установки

  Материальный баланс процесса ректификации. Расчет флегмового числа, скорость пара и диаметр колонны. Тепловой расчет ректификационной колонны. Расчет оборудования: кипятильник, дефлегматор, холодильники, подогреватель. Расчет диаметра трубопроводов.
  
  курсовая работа [161,5 K], добавлен 02.07.2011
  

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