Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В нашей стране большое внимание уделяется дальнейшему развитию энергетики, как важнейшей отрасли народного хозяйства страны. Энергетика является одной из главных движущих сил технического прогресса и повышения эффективности производства.

В условиях напряженного топливно-энергетического кризиса, а так же учитывая почти 80% уровень выработки своего ресурса энергетического оборудования страны, одним из наиболее реальных способов снижения потребности в органическом топливе для производства электрической (в основном) и тепловой энергии является строительство атомной электростанции. В учет обоснования строительства идет так же то, что мощная атомная электростанция предназначена для работы в базовом режиме, а это условие вполне осуществимо при единой энергетической системе большинства стран СНГ, что позволит также иметь резерв мощности в случае останова блока.

Газотурбинная надстройка проектируемой атомной электростанции на основе ГТУ фирмы «АВВ» позволит иметь современное маневренное оборудование, способное быстро набирать нагрузку по электроэнергии, а также получить значительную экономию ядерного топлива (продолжительность работы реактора на одной загрузке топливом) на первых этапах строительства. По окончании строительства станции установка ГТУ позволит получать электроэнергию и теплоту на блоке с конденсационной турбиной К-220-44 без установки реактора и парогенераторов.

Особенностью ГТУ фирмы «АВВ», которые предлагается установить, является наличие промежуточного подогрева газов в двух последовательно расположенных камерах сгорания. Добавление разработанных «АВВ» экологически чистой технологии сжигания топлива обеспечивает достижение оптимальных решений для удовлетворения существующих и перспективных требований по экономичности и защите окружающей среды.

1.Обоснование строительства и выбор основного оборудования

1.1 Выбор основного оборудования комбинированной АЭС

В соответствии с величинами электрических нагрузок и с учетом блочной схемы строительства АЭС принимаем следующий состав основного оборудования:

Реактор ВВЭР-1000 для турбоустановки К-1000-60/1500 производства ХТЗ мощностью 1000 МВт.

Выбираем газотурбинную установку GT-26 (240 МВт) общей мощностью 240 МВт и турбоустановку К-220-44 без первой ступени ЦВД мощностью 200 МВт.

1.2 Расчет капиталовложений и определение годового расхода топлива

Рассмотрим два варианта строительства:

I) комбинированная АЭС мощностью 1440 МВт

II) КЭС мощностью 1500 МВт

Вариант I

Принимаем удельные капиталовложения в строительство станции:

1) для АЭС k=2600 у.е./кВт

2) для ГТУ k=700 у.е./кВт

3) для турбины К-220-44 k=900 у.е./кВт

Мощности электростанции

1) Мощность АЭС с ВВЭР-1000 - 1000 МВт

2) Мощность ГТУ GT-26 - 240 МВт

3) Мощность блока с К-220-44 - 200 МВт

Капиталовложения

1) KАЭС=2,6·109 у.е.

2) Kгту =0,168·109 у.е.

3) KК-220=0,18·109 у.е.

Определим капиталовложения в АЭС с ГТУ

K= K 1+ K 2+ K 3=(2,6+0.168+0.18)·109=2,948·109 у.е.

Удельные капиталовложения в комбинированную АЭС

Удельный расход топлива на ГТУ определим из выражения

, где

згту=0,585 (по данным фирмы АВВ Kraftwerk, в условиях использования в комбинированном цикле)

Потребность реактора в обогащенном ядерном топливе блока 1000 МВт

, где

K-средняя глубина выгорания K=40·103 МВт·сут/т

hуст=7000 часов

зс=0,33-КПД атомной станции

Потребность реактора в условном топливе блока 1000 МВт

, где

68·109 кДж/кг - теплотворная способность ядерного топлива с учетом образования неделящихся изотопов.

Определим потребность ГТУ в условном топливе

Вариант II

Выбираем блоки К-300-240 в количестве пяти штук на газомазутном топливе.

Капиталовложения в блоки (табл.5 [6]):

головной - K1 К-300=62·106 у.е.,

последующие - K2К-300= 33,6·106 у.е. .

Общая мощность блоков КЭС: NКЭС=5300=1500 МВт.

Для данной мощности КЭС:

Ра =3,1 % - норма амортизации (табл.7 [6]),

зсг=2000 у.е./год - заработная плата, среднегодовая,

kшт=0,37 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.9 [6]),

расход электроэнергии на собственные нужды ?Эсн=3% (табл.10 [6]).

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K1 К-300+4K2К-300 =(62+433,6).106=196,4.106 у.е.

Постоянные издержки КЭС:

И*КЭС пост==

=1,3(1,2196,4106+0,3715002103) = 10,9·106 у.е./год

Число часов использования мощности КЭС hКЭС=5500 ч/год.

Количество электроэнергии, вырабатываемой за год:

ЭК=NКЭСhКЭС=15005500=8250000 МВтч/год

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс= ЭК (1-Эсн/100)=8250000(1-3/100)=8106 МВтч/год

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=ah+rЭэк+r'(Э-Ээк),

где Э-Ээк=ЭК(Nном-Nэк)/Nном,

где =0,95 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Nэк=280 МВт - экономическая мощность турбины;

Nном=300 МВт - номинальная мощность турбины;

r=2,17 - относительный прирост при NЭК ;

r'=2,21 - относительный прирост при N>NЭК ;

a=47,3 - расход теплоты на холостой ход.

Э-Ээк=0,958250000.(300-280)/(5300)=104500 МВтч/год

Ээк=NЭКhКЭС=280.5500=1540000 МВтч/год

Qт=47,35500+2,171,54.106+2,21.104500=3832895 МВтч/год =

= 13798422 ГДж/год.

Принимаем число пусков блока в году n=1. Пусковой расход топлива:

Вп= 155 т у.т./пуск.

Годовой расход топлива на блок:

Вбл=QTbКА+Впn=137984220,037+1551= 510697 т.у.т./год.

Годовой расход топлива на КЭС:

ВКЭС=5Вбл=5510697= 2553485 т.у.т./год.

Удельный расход топлива на электроэнергию:

bээ=ВКЭС/ЭКЭС = 2553485/ 8002500=0,319 т у.т./(МВтч) =0,319 кг у.т./(кВтч).

Переменные годовые издержки КЭС:

И*КЭСпер=B КЭСЦт у.т.= 255348565= 166,781106 у.е./год.

1.3 Определение издержек и приведенных затрат на АЭС

Вариант I

Постоянные издержки АЭС с ГТУ

, где

где Ра =5% - норма амортизации

Зср=2000 у.е./год - среднегодовая заработная плата,

kшт=1 чел./МВт - штатный коэффициент

Переменные годовые издержки при ценах на условное топливо

для ГТУ Цгту=80 у.е./тут

для АЭС Цаэс=8 у.е./тут

Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание электрических сетей

Итс=0,08Ктс; ИЛЭП=0,04КЛЭП

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП

lтс=10 км; lЛЭП=50 км

Удельные капиталовложения

Ктс=4·106 у.е./км; Клэп=0,6·106 у.е./км

Издержки тепловых и электрических сетей

Итс=0,08·4·106·10=3,2·106 у.е./год

Илэп=0,04·0,6·106·50=1,2·106 у.е./год

Приведенные затраты

Вариант II

Капиталовложения в КЭС:

Кр=ККЭС+КрТС+КрЛЭП = (196,4 +54+8,4)·106 = 258,8·106 у.е.

где КрТС=0,9 КТС=0,960=54·106 у.е. - капиталовложения в тепловые сети

КрЛЭП КЛЭП= 0,56106 200 = 112,0·106 у.е.

Соответственно издержки на тепловые сети:

ИрТС=0,075 КрТС=0,07554= 4,05·106 .у.е./год.

ИЛЭП=0,034 КЛЭП=0,03484,0= 3,81 ·106.у.е./год.

Приведенные затраты:

Зр=ЕнКр+ИКЭСпост+Икотпост+ ИКЭСпер+Икотпер+ИрТС+ИЛЭП=

=0,12258,8+10,9+166,7 +4,05+3,81 = 216,52·106 у.е./год.

Оптимальным, т.е. более предпочтительным для строительства, является вариант с наименьшими приведенными затратами. Разность приведенных затрат в 3..5% говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).

В данном проекте наименьшие приведенные затраты у схему КЭС, которые составляют 216,25·106 у.е./год, против 1,06·109 у.е./год. Однако специфика АЭС такова, что для более , для более точного сравнения необходимо произвести сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.4 Расчет экономических затрат на реализацию данной схемы

Сравним затраты на установку ГТУ и расходы на топливо и прибыль от увеличения количества отпускаемой электроэнергии.

1) Затраты на установку ГТУ: Согласно данным фирмы «ABB Kraftwerk» затраты на установку газовой турбины GT-26 составляют:

kуд=700 у.е./кВт. NГТУ=240000 кВт.

ЗГТУ= NГТУ·kуд=240000·700=168·106 у.е./кВт

2) Затраты на топливо:

Вгту=7,95 кг/с ; с=0,787 кг/м3:

Вгту=7,95·0,787=6,26 м3/с=22523,9 м3/час;

Зт-вогту= Вгту·Цт-во=22523,9·1500·80=2.7·106 у.е./год;

3) Прибыль от увеличения мощности паровых турбин:

Ппт=ДNээ·Цээ

Ппт=145018·1500·0,04=8.7·106 у.е./год

4) Прибыль от установки генераторов ГТ:

ПГТ=NГТУ·hуст·Цээ

ПГТ=240000·1500·0,04=14.4·106 у.е./кВт

Определим за какой срок окупится установка ГТУ:

Суммарная прибыль (чистая), т.е. с учетом затрат на топливо:

ПУ= Ппт+ ПГТ-Зт-во=8.7·106+14.4·106-2.7·106=20.4·106 у.е./год

Окупаемость установки ГТУ за 1й год:

З'ГТУ=ЗГТУ- ПУ =168·106-20.4·106=147.6·106

Срок окупаемости ГТУ:

лет

Таким образом, установка ГТУ окупается за 8 лет. Если принять средний срок службы ГТ примерно равным 9 лет, то суммарная прибыль от внедрения данной схемы, без учета увеличения затрат на топливо и ремонты составит:

Из вышеприведенных расчетов очевидно, что утилизация теплоты уходящих газов выгодна. Несмотря на высокие затраты на установку газовых турбин, которые составляют порядка 168·106 у.е., возможна полная их окупаемость.

1.5 Расчёт NPV

Вариант I

Стоимость основных фондов:

Сбоф=KАЭС=2,948·109 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

Слоф=0,05Сбоф= 0,052,948·109 = 147,4·106 у.е.

Пусть первая турбоустановка введена в работу на третий год.

Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=3,,23):

Прi=ЦнээЭАЭС - Ипост-- Ипер + Иа=

=308760000-0,112·109 - 0,152·109 +0,283109= 412106 у.е.,

Пр3=Прi= 107106 у.е.

Капиталовложения распределены следующим образом: 50% - год 0,

25% - год 1, 25% - год 2. Исходя из этого капиталовложения по годам:

К0=0,5Сбоф=0,52,948·109 = 1,474·109 у.е.

К1=К2=0,25Сбоф=0,25·2,948·109 = 0,737·109 у.е.

К323= 0 ·106.у.е.

К24= -Слоф= 147,4·106 у.е.

Расчётный срок работы оборудования Т=100/Ра=100/5=20лет.

Вариант II

Стоимость основных фондов:

Сбоф=ККЭС =194,4 ·106 у.е.

Ликвидная стоимость основных фондов:

Слоф=0,05Сбоф=0,05·194,4 ·106 = 9,72·106 у.е.

Пусть первая турбоустановка введена в работу на второй год, вторая - на третий, третья - на четвёртый, четвёртая и пятая на пятый год строительства.

Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=5,,32):

Прi=ЦнээЭКЭС + ЦнтэQкот --+=

=308106 -(10,9106 +166,7106)+6,02106= 68,42106 у.е., где

Иа= KКЭС =194,4 =6,02·106 у.е.

Пр2=Прi/5=68,42106/5=13,68106 у.е.,

Пр3=Пр22=13,681062= 27,37106 у.е.,

Пр4;5=Пр23=13,681063= 41,05106 у.е..

Капиталовложения распределены следующим образом: 50% - год 0,

25% - год 1, 25% - год 2. Исходя из этого капиталовложения по годам:

К0=0,5Сбоф=0,5194,4·106 = 97,2·106 у.е.

К1=К2=0,25Сбоф=0,25·194,4·106 =48,6·106

К331=0 .у.е.,

К32= -Слоф= -9,72·106 у.е.

Расчётный срок работы оборудования Т=100/Ра=100/3,1= 32 года.

1.6 Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере

Расчётная формула NPV, у.е.:



Согласно расчётам на компьютере получаем следующие зависимости, представленные в графическом виде:

Рис.1.1. Зависимость NPV от ставки дисконтирования d

Из анализа графиков можно сделать следующий вывод:

для проектируемой комбинированной АЭС IRR=13%, для сравниваемой КЭС аналогичной мощности IRR=27%. Очевидно что строительство конденсационной станции более выгодно, однако при низкой ставке дисконтирования строительство комбинированной АЭС может оказаться более предпочтительным.

2.РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА

Исходные данные для расчета:

турбина имеет 7 регенеративных отборов; мощность турбины N=1000 МВт; начальные параметры Р0=6.5 МПа, t0=275.6 °C; давление в конденсаторе Рк=5кПа;

2.1 Определение параметров пара при отборах в отдельных цилиндрах турбины

Р0=6,5 Мпа; t0=275,6 0С; hад=2776 кДж/кг;

По температуре питательной воды tпв=220 0С определим:

P1=6,1 Мпа , h1д=2765 кДж/кг

P2=3.816 МПа , h2д=2708 кДж/кг , x=0,96 ;

P3=2,363 МПа , h3д=2647 кДж/кг , х=0,93 ;

P4=1,522 МПа , h4д=2596 кДж/кг , x=0,91 ;

P5=0,957 МПа , h5д=2551 кДж/кг , x=0,89 ;

P6=0,55 МПа , h6д=2959 кДж/кг , t=250 0C ;

P7=0,284МПа , h7д=2833 кДж/кг ,t=190 0C ;

P8=0,13 МПа , h8д=2705 кДж/кг ,t=118 0C ;

P9=0,0544 МПа , h9д=2577 кДж/кг ,x=0,97 ;

P10=0,194 МПа , h10д=2450 кДж/кг ,x=0,94;



рис.1 Процесс расширения пара в турбине К-1000-65

Температура после промперегрева (после сепаратора пароперегревателя СПП) tпп=250 0C. Принимаем потери в регулирующих клапанах 3 %, в перепускных трубах 2 %, ; относительный внутренний КПД: , ,.

2.2 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации

Уточняем давление в подогревателях:

;

где: -- потери давления в паропроводах отборов.

Температура воды в подогревателях:

; где:

- температурный напор, принимаем 4°С в ПВД, 2°С в ПНД.

Принимаем давление воды в ПНД 1,5 МПа, в ПВД:

.

Коэффициент недовыработки отборов:

табл.1.Параметры пара и воды по отборам турбины.

N	Пар	Конденсат	Вода	YОТБ	ОТБ
	t(x), С	Р, ата	h, ккал/кг	tН, °С	h', кДж/кг	tВ, °C	РВ, ата	hВ, ккал/кг
0	1	60,2	662	--	--	--	--	--	--	--
0'	0,995	58,4	662	--	--	--	--	--	--	--
1	0,92	25	633	--	--	--	--	--
П1	0,92	23,5	633	219,7	225,0	214,7	75,3	220	--	0,06
2	0,892	15,3	614	--	--	--	--	--	--	--
П2	0,89	14,4	614	195,4	198,7	190,4	75,3	194	--	0,06
3	0,873	9,6	600	--	--	--	--	--	-	-
Д	0,873	9,0	600	174,5	176,5	174,5		176,5	--	0,02
4	0,859	6,5	589	--	--	--	--	--
3	0,859	6,1	586	159,2	160,0	156,2	18	157,5		0,05
4'	250	5,92	703
ТП ПН	250	-	703							0,026
5	185	2,73	678	--	--	--	--	--
П4	185	2,57	678	127,7	128,1	124,7		125,3	--	0,02
6	130	1,35	652	--	--	--	--	--
П5	130	1,27	652	105,9	106	102,9	18	103,2	--	0,02
7	0,994	0,685	631,5	--	--	--	--	--
П6	0,994	0,644	631,5	88,9	88,9	88,9		88,9	--	0,027
8	0,964	0,273	604	--	--	--	--	--	--	--
П7	0,964	0,257	604	65,2	65,2	65,2		65,2	--	--
К	0,914	0,052	560	--	--	--	--	--	--	--

2.3 Составление баланса пара и воды

Принимаем расход пара на турбину Gт . Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД

Go=Gт+Gпрупл=Gт+0,02Gт=1,02Gт.

Паровая нагрузка парогенератора

Gпе=Go+Gут=1,02Gт+0,0121,02Gт=1,0322Gт.

Расход питательной воды

Gпв=Gпе+Gпр=1,0322Gт+0,0051,0322Gт=1,0374Gт.

Приведенный расход продувочной воды

G`пр=Gпр-Gp=0,003Gт.

Расход добавочной воды

Gдоб=Gут+G`пр+Gпотпр.

2.4 Расчет ПВД

рис.2. Расчетная схема ПВД

Расчетная схема ПВД (для всей группы ЦВД)

Если деаэратор включен по предвключенной схеме, то охладитель дренажа нижнего ПВД не дает эффекта. В этом случае можно выключить этот ОД из работы и соответственно hдр2=h'п2

hохj- энтальпия пара на выходе из ОПП j-го подогревателя

1) hjox=f(Pj; (tнj+250C)

где Pj-давление в отборе, tнj+25 -температура охлаждающей воды.

tнj-температура насыщения при давлении в отборе.

2) h12=h'д+Дhпн

Повышение энтальпии воды в питательных насосах:

Дж/кг.

3) h12=176.5+2.1=178.6 ккал/кг

4) hдрj=Срв·tдрj

5) tдрj= tоп2(j+1)+дtод , дtод=10 0С

6) tдр1=t22оп+10=190,4+10=200,40С

7) tдр2=t12+дtод tдр2=1860С

В реальных схемах пар с уплотнений отсасывается на ПВД, на Д (уплотнения штоков регулирующих клапанов), на ПС, ДУ, ПНД. Примем условно, что на ПВД будут отсасываться 1/3 пара из уплотнений, 1/3 пара на Д (с энтальпией h0) и 1/3 на ПС и ОУ, с энтальпией равной энтальпии в линии подачи пара на деаэратор (hд).

пв(hоп21-hоп22)=1(hох1-hдр1) п, п=0,98

Размещено на http://www.allbest.ru/

рис.3 Схема теплового баланса СПП

X= Dвхпп+Dc=бчвдвых

X·h4 зc= Dвхпп·hc+Dch'c

Отсюда

где h'c и h''c=hc при p=pспп=0.58 Мпа

Dc=Dчвдвых-Dппвх=X-0.856X=0.168X

зспп=0,98

Dппвх=0,832Х , бппвх=0,832Х

Dc=0.168X, бc=0.168X

Баланс для ПП:

Gпв=Gт+Gуплпр+Gут+Gпр+Gпп

Gпв=Gт+0,015 Gт+0,01(Gт+0,015 Gт+ Gпп)+0,005(Gт+0,015 Gт+0,01(Gт+0,015 Gт+ Gпп)+ Gпп)+ Gпп) Gпв=Gт(1+0,015+0,01+0,01·0,015+0,005+0,005·0,015+0,005·0,01+0,005·0,01·0,015)+Gпп(0,01+0,005·0,01+0,005+1)= 1,03 Gт+1,015 Gпп=1,03 Gт+0,104Х

Gпв=1,03 Gт+0,104Х

бпв=1,03 Gт+0,104Х

Тепловой баланс для П1

Тепловой баланс для П2



отсюда

т.е.

2.5 Расчёт теплообменных аппаратов

2.5.1 Расчет расширителя непрерывной продувки

Так как турбина имеет только регенеративные отборы, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки .

Gпр-Gр, hp`

Принимаем давление в барабане

hпр=h'бар=298.6 ккал/кг

Принимаем КПД расширителя р=0,98.

h'p=179.4 ккал/кг h”p=662.9 ккал/кг

2.5.2 Расчёт деаэратора питательной воды

рис. 5. Расчётная схема деаэратора питательной воды.

2.5.3 Расчет сетевой установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

рис.6. Схема сетевой установки

Принимаем равномерный подогрев сетевой воды по ступеням по темепратурному графику 130/70 (t2(Б3)=130 0C, t2(Б2)=110 0C ,t2(Б1)=90 0C

кг/с

Аналогичным образом, составив тепловые балансы для деаэратора и подогревателей П4, П5, П6, П7-конденсатор, находим:

Таким образом

отсюда

(в долях)

Значит можно записать:



Уравнение мощности турбины:

Х=0,790Gт-18,6=1316,5 кг

Уточненный расчет П7:

Погрешность определения мощности составляет 0,5%.

3. Технико-экономический вариантный расчет ПГ, обогреваемого водой под давлением

В примере показана последовательность выполнения и основные результаты технико-экономического расчета по выбору оптимальной скорости теплоносителя ПГ с водным теплоносителем, производящего сухой насыщенный пар. Конструкционная схема ПГ аналогична схеме, представленной на рисунке.

Параметры теплоносителя и рабочего тела, а также тепловая мощность ПГ соответствуют таковым для АЭС с реактором ВВЭР-ЮОО.

3.1 Исходные данные: паропроизводительность ПГ D>=400 кг/с; параметры пара: P2=6,4 МПа; t"2=ts=279,8°С;

температура питательной воды: t'2=220°С;

параметры теплоносителя: Р1=16 МПа;t'1=322°C; t”1=288°С.

3.2 Принципиальная тепловая схема ПГ

В выбранной конструкционной схеме ПГ питательная вода подается в опускной участок контура естественной циркуляции. Здесь она смешивается с водой, отсепарированной в циклонных сепараторах, поступает в нижнюю часть теплопередающей поверхности, нагревается до температуры кипения и кипит. Получение сухого насыщенного пара осуществляется в сепарационных устройствах. Принципиальная тепловая схема ПГ представлена на рис

3.3 Конструкционная схема

ПГ представлена на рис.; описание конструкции на стр.

3.4 Тепловая мощность ПГ; расход теплоносителя; t-Q-диаграмма

Принимаем величину продувки ПГ: Dnp=0,005D

Тепловая мощность ПГ:

Qпг=Qэ+Qи=(D+0,005D) (i's -- iпв)+Dr=

=(400+0,005·400)(1236-944,9)+400·1542,8 = 736·103 кДж/с;

Qэ=118.103 кДж/с;

Qи = 618.103 кДж/с.

Расход теплоносителя:

Рассмотрим расчет температуры рабочего тела при смешении питательной воды с водой контура естественной циркуляции ПГ. Если kц=Dц/D-- кратность циркуляции контура, то уравнение смешения двух потоков воды может быть записано следующим образом:

Dцiц=DiПВ+(Dц-D)is';

или

kцiц=iПВ+(kц-1) is'

отсюда

iц=( iПВ+(kц-1)·is')/ kц

Кратность циркуляции в ПГ, схема которого показана на рис., изменяется от 4 до 8-10. Принимаем (с последующей проверкой) kц = 6, тогда

кДж/кг, а t'2ц=270°С

Температура теплоносителя на выходе из испарительного участка t''1и. Теплосодержание воды на выходе из испарительного участка:

кДж/кг, а t”1и=293.8 °С

t-Q-диаграмма ПГ представлена на рис. Вертикальная линия (t'2,t'2ц) изображает процесс повышения температуры при смешении питательной воды с водой контура естественной циркуляции. При построении зависимости t1=f(Q) необходимо учитывать изменение теплоемкости теплоносителя.

3.5 Материал труб теплопередающей поверхности, корпуса, коллектора теплоносителя. Выбор диаметра и расчет толщины стенки труб и камер коллектора

Трубы теплопередающей поверхности изготовляются из стали ОХ18Н10Т.

Для изготовления элементов коллектора используется сталь 10ГН2МФА, плакированная со стороны, омываемой теплоносителем, сталью ОХ18Н10Т.

Для изготовления элементов корпуса ПГ используется сталь 22К.

В примере представлен расчет одного варианта ПГ с наружным диаметром труб dn=14·103 м=14 мм.

Расчетное давление теплоносителя:

P1р = 0,9·1,25, P1 = 0,9·l,25·16=18 МПа = 1,83 кгс/мм2.

Расчетная температура стенки трубы (для входного по теплоносителю сечения) :

tpст=(1/2)(tвст+ tнст)=(1/2){[t'1-(k/б1)(t'1-ts)]+

+[ts+(k/б2) (t'1-ts)]}

где tнст и tвст - соответственно температура наружной и внутренней поверхностей стенки трубы; k, б1 и б2 - соответственно коэффициент теплопередачи и коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя к стенке и от стенки к рабочему телу. На данном этапе расчета k, б1 и б2 принимаем (с последующей проверкой): k/б1 = 0,2 и k/б2=(0,10=0,15). Тогда tpcт = (1/2) (322--0,2·42,2)+ (279,8 + + 0,12·42,2) =299,5°С. Принимаем tpcт =3000С.

При t= 300°С для стали ОХ18Н10Т номинальное допускаемое напряжение равно [ун] = 12 кгс/мм2.

Коэффициент прочности для труб ц=1.

Расчетная толщина стенки

Прибавка к толщине стенки на минусовый допуск: C1 = 0,11 (д-С) =0,11·0,993=0,108 мм. Прибавка на утонение стенки за счет коррозии: С2=0. Прибавка по технологическим соображениям: С3=0. Прибавка на утонение стенки изогнутой части трубы (для расчета предварительно задаем д=1,4 мм), овальность принимаем равной а=12%:

; дp=0.993+0.33=1.323 мм.

Принимаем толщину стенки труб теплопередающей поверхности д> дp ;

д=1,4 мм=1,4·10-3м.

Внутренний диаметр трубы: dB = dH-2 д=14-2·1,4=11,2 мм=11,2·10-3м.

Площадь живого сечения трубы: fтр = [р/4](dB)2= (3,14/4) (11,2·10-3)2= 9,8510-5 м2.

Для всех вариантов внутренний диаметр камер принимаем равным dвк = 1,26 м.

Расчетная температура стенки камер: tpcт>t'1=330°С

Номинальное допустимое напряжение для стали 10ГН2МФА при температуре 330°С: [уH]=19,6 кгс/мм2.

Расположение отверстий в камерах для завальцовки труб теплопередающей поверхности - шахматное ; диаметр отверстия d0=dH+0,2= 14,2 мм.

Продольный шаг расположения отверстий: S1K>2dH=30 мм.

Поперечный шаг по окружности внутренней поверхности: S2K = 26 мм.

Число отверстий в поперечном ряду: n2k=рdвк/ S2K =153.

Предварительно задаемся толщиной стенки камер: д'K=190 мм.

Средний диаметр камер: dCK=dBK+ д'K = 1450 мм.

Поперечный шаг по средней окружности:

S2K.C = S2K. dCK/dBK = 26·1,45/1,26 = 30 мм.

Коэффициенты прочности камер в различных направлениях: в продольном

ц1= (S1K -d0)/ S1K = (30--14,2) /30 = 0,526;

в поперечном

ц2=2(S2K.C -d0)/ S2K.C =2(30--14,2) /30= 1,052;

в диагональном

(при m= S2K.C /S1K= 30/30=l и a= S1K /2=15 мм

Коэффициент прочности камер: ц = ц3=0,366.

Расчетная толщина стенки камеры:

при С=1 мм; =186 мм.

Принимаем толщину стенки камер коллектора теплоносителя дK=190 мм= 0,19 м.

Наружный диаметр камер:

dHK=dBK+2дK=1,26+2·0,19=1,64 м

3.6 Конструкция пучка труб теплопередающей поверхности

Полученные в пп. 1.2-1.5 данные являются общими для всех вариантов, различающихся скоростью теплоносителя в трубах. Данные, определяющие конструкцию теплообменного пучка, различны для разных вариантов, так как зависят от скорости теплоносителя в трубах.

В рассматриваемом варианте ПГ теплопередающая поверхность набирается из винтовых змеевиков, располагающихся в кольцевом объеме между коллектором и корпусом ПГ и образующих концентрические слои навивки с коридорным расположением в объеме.

Рассматривается вариант, в котором слои навивки разделены на три группы: в группе 1, примыкающей к коллектору, каждый слой навивки образуется трубами одного поперечного ряда камер; в группе II, следующей за первой, каждый слой навивки образован трубами двух поперечных рядов; в группе III в каждый слой заведены 3 ряда труб.

Если nсл-число слоев навивки, то

nсл= nI + nII + nIII .

В рассматриваемом варианте принято

nI = nII = nIII = (1/3) nсл.

Если n1K - число поперечных рядов труб в камере и каждый слой навивки формируется из одного поперечного ряда труб, то имело бы место следующее соотношение: nсл = n1K.

При принятом соотношении между числом рядов в слоях и числом слоев в группах имеем

1nI + 2nII + 3nIII=n1K

или

1nI + 2nI + 3nI=n1K

Отсюда nI = nII = nIII=1/6n1K, nсл=1/2(n1K).

При подсчете общего количества труб теплопередающей поверхности необходимо учитывать, что к камере коллектора следует приварить по образующей шесть пластин для создания системы дистанционирования трубного пучка, т. е. в каждом поперечном ряду четном и нечетном фактическое число труб будет меньше и составит nф2K-3

Вариантные расчеты выполнены для трех значений скорости теплоносителя в трубах:

вариант 1 w=З м/с;

вариант 2 w=4 м/с;

вариант 3 w=5 м/с.

Таблица 1.6.1 Характеристики пучка труб теплопередающей поверхности ПГ
Наименование величины	Обозначение и расчетная формула	Вариант
		1	2	3
Скорость теплоносителя на входе в трубы, м/с	w1вх(принята)	3,5	4,5	5,5
Удельный объем теплоносителя при t'1 м3/кг	v' (приложение I)	1.48·10-3	1.48·10-3	1.48·10-3
Расчетное число труб теплопередающей поверхности	n'=Gv1вх/(w1вхfтр)	17100	13300	10880
Расчетное число поперечных рядов в камере	n'1K = n'/n2K	114	88,5	72.5
Число поперечных рядов в камере	n1К (принято в расчете)	114	90	72
Число труб теплопередающей поверхности	n = n1К· nф2K	17100	13500	10800
Число слоев навивки	nсл = 0,5n1К	57	45	36
Число слоев навивки в группах I -- III	nI = nII = nIII = (1/3) nсл.	19	15	12
Номера первого и последнего слоя (m-го) навивки в группах (ni)	nI1	1	1	1
	nIm	19	15	12
	nII1	20	16	13
	nIIm	38	30	24
	nIII1	39	31	25
	nIIIm	57	45	36
Номера первого и последнего (p-го) поперечного ряда камеры, образуюещего группу I-III слоев навивки	nI1'	1	1	1
	nIp'	19	15	12
	nII1'	20	16	13
	nIIp'	57	45	36
	nIII1'	114	90	72
	nIIIp'	57	45	Ј36
Диаметр первого слоя навивки, м	dI1=dнкам+2(0,04+3,5dH)	1,82	1,82	1,82
Шаг между слоями навивки, м	S2сл=1.5dH	0,021	0,021	0,021
Диаметр 1-го и последнего слоев навивки	dI1	1,12	1,12	1,12
	dIm	2,576	2,408	2,282
	dII1	2,618	2,45	2,324
	dIIm	3,374	3,038	2,756
	dIII1	3,416	3,080	2,828
	dIIIm	4,172	3,668	3,290
Внутренний диаметр обечайки трубного пучка, м	dв об= dIIIm+ S2сл	4,19	3,69	3,31
Толщина обечайки, м	доб	0,006	0,006	0,006
Наружный диаметр обечайки, м	dн об=dв об+2 доб	4,202	3,702	3,322
Средний диаметр меж трубного пространства, м	dср=1/2(dI1+dIIIm)	2,996	2,744	2,555
Живое сечение межтрубного пространства, м	fМП=рdcp· nIIIm(S2сл-dH)	3,76	2,72	2,02
Число трубок в слоях навивки групп I - III	nTI=n2k-3	150	150	150
	nTII=2(n2k-3)	300	300	300
	nTIII=3(n2k-3)	450	450	450
Шаг между трубками по окружности 1-го и последнего сдоев навивки группы, мм	s'i=рdi/nT,i
	si1	37,4	37,4	37,4
	sIm	52,8	49,5	46,9
	sII1	26,9	25,1	23,9
	sIIm	34,6	31,2	28,6
	sIII1	23,4	21,1	19,3
	sIVm	29,6	25,1	22,5

В табл. представлены характеристики пучка труб теплопередающей поверхности ПГ для вариантов 1--3.

3.7 Определение площади теплопередающей поверхности и длины труб испарительного участка ПГ

Исходные данные: QИ = 618·103 кДж/с; t'1и = t'1 = 322°C; t''1и = 293.8 °С; t2и =ts= 279.8 °С.

Коэффициент теплопередачи рассчитываем для входного и выходного по теплоносителю сечений испарительного участка

Для выходного сечения испарительного участка получены следующие значения коэффициента теплопередачи:

вариант 1: k" = 5,6 кВт/(м2·К);

вариант 2: k" = 5,89 кВт/(м2·К);

вариант 3: k"==6,15 кВт/(м2-К).

Расчет и значение коэффициента теплопередачи, площади теплопередающей поверхности, длины труб испарительного участка ПГ представлены в табл.

3.8 Определение площади теплопередающей поверхности экономайзерпого участка ПГ

Исходные данные: Qэ= 118·103 кДж/с; t1э' =t”1и=293,8°С; t1э''= t1''= 288°С; t'2э= 270°C (см. п. 1.4); t2э''=ts= 279,8°C. При расчете не учитывалось кипение недогретой до ts воды.

Коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя к стенке и от стенки к рабочему телу рассчитывались как средние для участка по средним температурам теплоносителя и рабочего тела.

Коэффициент геплоперадачи во входном сечении испарительного участка
№	Наименование величины	Обозначение и расчетная формула	Вариант
			1	2	3
1	Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке рассчитывается по формуле (6.4) при Сt =1 и Сl =1. еиз=1+1.8(dв/Rг)=1+1,8·10-2=1. Определяющая температура t10=t'1=322 0C
1.1	Физические параметры теплоносителя при t=322 0C	v'1·103, м3/кг м'1·105, Па·с л'1·103 кВт/(м·К) Pr'1	1,48 8,36 0,515 1.12	1,48 8,36 0,515 1.12	1,48 8,36 0,515 1.12
.2	Скорость теплоносителя		3,5	4,42	5,53
1.3	Число Рейнольдса		3,17·105	4.10s	5,02·105
1.4	Коэффициент теплоотдачи	бэ1, кВт/(м2·К)	25,3	30,7	36,8
1.5	Термическое сопротивление	(м2·К)/кВт	3.96·102	3.26·102	2,72·102
2	Термическое сопротивление стенки и окисных пленок
2.1	Температура стенки принимается ориентировочно с последующей проверкой: tст = t2+(1/3)Дtб = 279,8 + (1/3) (322 -- 279,8) =295°С'
2.2	Коэффициент теплопроводности стали ОХ18Н10Т при t = 295°С: лСт= 18,8·10-3 кВг/(м·К)
2.3	Термическое сопротивление стенки: RCT = дст / лСT =1,4·10-3/18,8·10-3 = = 7, 45·10-2 м3·К/кВт
2.4	Термическое сопротивление окисных пленок; 2Rок =1,5·10-2 м2·К/кВт
3	Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к кипящей воде рассчитывается методом последовательных приближений. В качестве первого значения удельного теплового потока может быть принята величина q'<Дtб/ (R'1 + Rст + 2Rок) В таблице представлены окончательные результаты расчета б'2.
3.1	Удельный тепловой поток	q' (принимается)	2,9·105	З·1О5	3.2·105
3.2	Коэффициент теплоотдачи	б'2 = 8,22·q0.7 ·103 кВт/(ма-К)	54,9	56,1	58,6
3.3	Коэффициент теплопередачи	k' кВт/(м2·К)	6,76	7,12	7,45
3.4	Удельный тепловой поток	q''= k'(t'l-ts)·103, Вт/м2	2,86·105	З.01·105	3,15·105
3.5	Отношение q'/q"	--	1,015	0,996	1,01
3.6	Так как отношение принятого и рассчитанного значений теплового потока находится в интервале 0,95< q'/q" < 1 ,05, то считаем полученные значения б2 и k окончательными
3.7	Коэффициент теплопередачи во входном сечении испарительного участка	k' (см. п. 3.3), кВт/(м2-К)	6,76	7,12	7,45

Средняя температура теплоносителя:

tср1э= (1/2) (t'1э + t"1э) = (l/2) (293,8+ 288) = 290,9°С.

Средняя температура рабочего тела:

tср2э = (1/2) (t'2э + t"2э)= (1/2) (270 + 279,8) = 274,9°С.

Определяем коэффициенты теплоотдачи, коэффициент теплопередачи, площадь теплопередающей поверхности и длину труб экономайзерного участка испарителя

Коэффициент теплопередачи, площадь теплопередающей поверхности, длина труб испарительного участка
Наименование величины	Обозначение и расчетная формула	Вариант
		1	2	3
Отношение k'/k" Cредний коэффициент теплопередачи, кВт/(м2·К) Больший температурный напор,°С Меньший температурный напор, °С Среднелогарифмический температурный напор испарительного участка, °С Расчетная площадь теплопередающей поверхности, м2 Расчетная длина труб участка, м Расчетная длина одной трубы участка испарителя, м	kИ=l/2(k' + k") Дtиб = t1' - ts Дtим= t1n' - ts Дtиср	1,207 6,18 42,2 14 25,7 3,89·103 98,2·103 5,75	1,218 6,5 42,2 14 25,7 3,7-103 93,4-103 6,92	1,211 6,8 42,2 14 25,7 3,54-103 89.3·103 8,27

Коэффициенты тсплээтдачи, коэффициент теплопередачи и площадь теплопередающей поверхности экономайзерного участка ПГ
№	Наименование величины	Обозначение и расчетная формула	Размерность	Вариант
				1	2	3
1	Коэффициент теплоотдачи oт теплоносителя к стенке определяется расчетом по методике, изложенной в п. п. 1.1-1.5 табл.; получены следующие значения коэффициента теплоотдачи б1Э:
1.1	Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы	б1Э	кВт/(м2-К)	23 , 1	28	33,3
2	Термическое сопротивление стенки и окисных пленок
2.1	Термическое сопротивление стенки	Rстэ	м2·К/кВт	7.57·10-2	7.57·10-2	7,57·10-2
2.2	Термическое сопротивление окисных пленок	2Rок	м2·К/кВт	1,5·10-2	1,5·10-2	1,5·10-2
3	Теплоотдача от стенки трубы к рабочему телу происходит в условиях поперечного обтекания коридорно расположенных винтовых змеевиков с углом атаки ц<90°. Для оценки величины угла атаки ц предварительно получены геометрические характеристики пучка труб при условии l=(1,3-1,4) lри.Оценен угол навивки змеевиков в. Средний угол навивки змеевиков для рассматриваемых вариантов вариант 1: в cp=55° вариант 2: в ср=45° вариант 3: в ср=40°
3.1	Физические параметры воды при t = 274,9°С	v2э м2э л2Э Рг2э	М3/кг Па·с кВт/ (м·К) --	1.315·10-3 2, 8·10-5 5,84·10-4 0,87	1.315·10-3 2, 8·10-5 5,84·10-4 0,87	1.315·10-3 2, 8·10-5 5,84·10-4 0,87
3.2	Скорость воды в межтрубном пространстве		м/с	0,833	1,16	1,56
3.3	Число Рейнольдса		_	9,05·104	1,26·105	1,7·105
3.4	Угол атаки	ц = 90-в	град	35	45	50
3.5	Коэффициент	ец	-	0,72	0,83	0,88
3.6	Коэффициент теплоотдачи	б2э	кВт/(м2·К)	10,7	14,7	17,9
4	Коэффициент теплопередачи	kэ	кВт/(м2-К)	4,39	5,11	5,65
5	Средний температурный напор
5.1	Больший температурный напор	Дtб=t''1э-t''2э	°С	18	18	18
5.2	Меньший температурный напор	Дtм=t'1э-t''2э	°С	14	14	14
5.3	Отношение Дtб /Дtм			1,28	1,28	1,28
5.4	Средний температурный напор	Дtсрэ	°С	16	16	16
6	Площадь теплопередающей поверхности экономайзерного участка (расчетная)		м2	1,68·103	1,45·103	1,3·103

3.9 Площадь теплопередающей поверхности, длина и масса труб ПГ

Данные расчета представлены в табл. Коэффициент запаса теплопередающей поверхности принимается равным k3= 1,125. Масса 1 пог.м. трубы 14X1,4 равна

ml= 0,349 кг/м.

Площадь теплопередающей поверхности, длина и масса труб ПГ
Наименс вание величины	Обозначение и расчетная формула	Вариант
		1	2	3
Площадь (расчетная) теплопередающей поверхности ПГ, м2	Hp=Hpи+Hpэ	5,57·103	5,15·103	4,84·103
Площадь теплопередающей поверхности ПГ, м?	H=1.125Hp	6,96·103	6,44 ·103	6,05 ·103
Длина труб ПГ, м	L=H/рdcp	158,9 ·103	145.9 ·103	137 ·103
Длина одной трубы, м	l =L/n	9,3	10,8	12.7
Масса труб, т	Mтр =Lml ·103	55,5	50,8	47.8

3.10 Конструкционные характеристики пучка труб ПГ

Особенностью конструкции змеевиков данного ПГ является неодинаковая длина прямых участков труб, которая зависит от расстояния от коллектора до данного слоя навивки. Последовательность выполнения и результаты расчета представлены в табл.

Наименование величины	Обозначение и расчетная формула	Вариант
		1	2	3
Шаг между трубами в 1-м слое навивки, м	SI1 -- принят	0,016	0,020	0,022
Шаг навивки 1-го слоя труб, м	SHI1 =SI1n2k	2,45	3,06	3,37
Угол навивки 1-го слоя	вI1=arctg(SHI1/рdI1)	23°10'	28°10'	30°30'
Длина одного витка, м	lI1= рdI1/cos вI1	6,25	6,46	6,63
Длина навитой части трубы 1-го слоя, м	lI1=l-2(0.04+3.5dн)	9,22	10,72	12,62
Число витков 1-го слоя навивки	zI1=lI1/l'I1	1,47	1,66	!,9
Высота 1-го слоя навивки, м	hнI1=zI1· SHI1	3,6	5,13	6,4
Расстояние по оси камеры от 1-го ряда до j-о, м:	hkj=(1/2)s1k(j-1)
до последнего ряда I группы		0,27	0,21	0,165
до второго ряда 11 группы		0,3	0,24	0,195
до последнего ряда II группы		0,84	0,66	0,525
до третьего ряда III группы		0,885	0,705	0,57
до последнего ряда III группы		1,695	1,335	1,065
Высота навивки в i-м слое, м	hнi=hнI1+2hkj
i=nI1; j=n'Ip		4,14	5,55	6,73
i=nII1; j=n'II1		4,2	5,61	6,79
i=nIIm; j=nIIp		5,28	6,45	7,45
i=nIII1; j=nIII1		5,37	6,54	7,54
i=nIIIm; j=nIIIp		6,99	7,8	8,53
Длина прямых участков труб в i-м cлое навивки, м:	lпрi=di-dнк
i=nIm		0,956	0,785	0,662
i=nII1		0,998	0,830	0,704
i=nIIm		1,754	1,418	1,166
i=nIII1		1,796	1,46	1,208
i=nIIIm		2,552	2,048	1,67
Длина изогнутых участков труб в f-м слое, м:	lвi=l-lпрi
i=I m		8,344	10,012	12,038
i=II 1		8,302	9,97	1 1 , 996
i=II m		7,574	9,382	11,534
i=III 1		7,504	9,34	11,492
i=III m		6,748	8,752	11,03
Угол навивки в i-м слое, ...

Подобные документы

• Система регенерации на тепловой электростанции

  Термодинамические основы регенеративного подогрева питательной воды на тепловой электростанции (ТЭС). Основные преимущества многоступенчатого регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды. Технические особенности системы регенерации.
  
  реферат [1,2 M], добавлен 24.03.2010
  

• Тепловой расчет турбины К-1200-240

  Турбина К-1200-240, конструкция проточной части ЦВД. Предварительное построение теплового процесса турбины в h-S диаграмме. Процесс расширения пара в турбине. Основные параметры воды и пара для расчета системы регенеративного подогрева питательной воды.
  
  контрольная работа [1,6 M], добавлен 03.03.2011
  

• Тепловой расчет подогревателя питательной воды низкого давления (ПНД)

  Назначение регенеративных подогревателей питательной воды низкого давления и подогревателей сетевой воды. Использование в качестве греющей среды пара промежуточных отборов турбин для снижения потерь теплоты в конденсаторах. Повышение термического КПД.
  
  курсовая работа [886,6 K], добавлен 23.10.2013
  

• Расчет принципиальной тепловой схемы и технико-экономических показателей работы энергоблока

  Процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме. Баланс основных потоков пара и воды. Определение расхода пара на приводную турбину. Расчет сетевой подогревательной установки, деаэратора повышенного давления. Определение тепловой мощности энергоблоков.
  
  курсовая работа [146,5 K], добавлен 09.08.2012
  

• Расчет тепловой схемы турбины К-800-240

  Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.
  
  курсовая работа [93,6 K], добавлен 05.12.2012
  

• Проект конденсационной электростанции

  Параметры и тепловая схема блока электростанции. Определение энтальпии в отборах и суть процесса расширения пара. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды. Проектирование топливного хозяйства. Тепловой баланс сушильно-мельничной системы.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 31.01.2013
  

• Расчёт паровой турбины К-500-240

  Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 19.03.2012
  

• Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

  Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2014
  

• Строение и принцип действия электростанции

  Технологическая схема электростанции. Показатели ее тепловой экономичности. Выбор начальных и конечных параметров пара. Регенеративный подогрев питательной воды. Системы технического водоснабжения. Тепловые схемы и генеральный план электростанции.
  
  реферат [387,0 K], добавлен 21.02.2011
  

• Расчет электрических нагрузок турбины электростанции

  Оценка расширения пара в проточной части турбины, расчет энтальпий пара в регенеративных отборах и значений теплоперепадов в каждом отсеке паровой турбины. Оценка расхода питательной воды, суммарной расчетной электрической нагрузки, вырабатываемой ею.
  
  задача [103,5 K], добавлен 16.10.2013
  

• Расчет показателей паротурбинной установки с регенерацией

  Эффективность цикла преобразования тепла в работу. Предварительное построение теплового процесса расширения пара в турбине в h-s-диаграмме. Расчет экономичности турбоустановке с регенеративным подогревом питательной воды по сравнению с конденсационной.
  
  курсовая работа [887,9 K], добавлен 16.07.2013
  

• Расчет водоподготовительной установки КЭС

  Выбор источника водоснабжения, анализ показателей качества исходной воды. Расчет предочистки и декарбонизатора. Анализ расхода воды на собственные нужды. Методы коррекции котловой и питательной воды. Характеристика потоков конденсатов и схемы их очистки.
  
  курсовая работа [447,6 K], добавлен 27.10.2011
  

• Источники энергии

  Гидравлическая электростанция (ГЭС) как комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. Характеристика тепловой электростанции (ТЭС). Особенности работы атомной электростанции (АЭС).
  
  контрольная работа [32,5 K], добавлен 10.11.2009
  

• Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

  Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011
  

• Проект конденсационной электростанции 450 мВт в г. Назарово

  Принципиальная схема турбины К-150-130 для построения конденсационной электростанции. Расчёт параметров воды и пара в подогревателях, установки по подогреву воды, расхода пара на турбину. Расчёт регенеративной схемы и проектирование топливного хозяйства.
  
  курсовая работа [384,4 K], добавлен 31.01.2013
  

• Регенеративный подогрев питательной воды на паротурбинных установках

  Влияние систем регенеративного подогрева питательной воды на экономичность паротурбинных установок. Системы топливоснабжения мазутной ТЭЦ; основные свойства и сжигание мазута. Устройство и технологическая схема мазутного хозяйства: резервуары, станции.
  
  контрольная работа [1,1 M], добавлен 03.05.2014
  

• Расчет подогревателя высокого давления для турбинной установки Т-110120-130

  Краткое описание тепловой схемы турбины Т-110/120–130. Типы и схемы включения регенеративных подогревателей. Расчет основных параметров ПВД: греющего пара, питательной воды, расход пара в подогреватель, охладителя пара, а также охладителя конденсата.
  
  курсовая работа [340,5 K], добавлен 02.07.2011
  

• Атомная электростанция

  Принцип работы атомной электростанции, ее достоинства и недостатки. Классификация по типу реакторов, по виду отпускаемой энергии. Получение электроэнергии на атомной электростанции с двухконтурным водо-водяным энергетическим реактором. Крупнейшие АЭС РФ.
  
  презентация [886,7 K], добавлен 22.11.2011
  

• Проектирование ТЭЦ

  Расчет тепловых нагрузок на отопление сетевой и подпиточной воды, добавочной воды в ТЭЦ. Загрузка турбин, котлов и составляется баланс пара различных параметров для подтверждения правильности подбора основного оборудования. Выбор паровых турбин.
  
  курсовая работа [204,3 K], добавлен 21.08.2012
  

• Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок

  Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.
  
  курсовая работа [192,9 K], добавлен 25.12.2012
  

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