Реконструкция котельного отделения Стерлитамакской ТЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация

Введение

1. Общая характеристика ТЭЦ

2. Краткая характеристика района и его энергоснабжение

3. Генеральный план промплощадки, компоновка главного корпуса

3.1 Генеральный план промплощадки

3.2 Компоновка главного корпуса

3.2.1 Машинный зал

3.2.2 Деаэраторное отделение

3.2.3 Котельное отделение

4. Топливное хозяйство

4.1 Мазутное хозяйство

4.1.1 Мазутонасосная

4.1.2 Управление, автоматизация и контроль мазутного хозяйства

4.2 Газовое хозяйство

5. Мощность и типы основного оборудования

6. Расчет тепловой схемы турбины Т-110-130

6.1 Описание паровой турбины Т-110-130

6.1.1 Конструкция турбины

6.2 Описание тепловой схемы турбины Т-110-130

6.3 Расчет тепловой схемы турбины Т-110-130

6.3.1 Определение давления пара в регулируемых отборах

6.3.2 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

6.3.3 Баланс пара и воды

6.3.4 Расчет расширителя непрерывной продувки

6.3.5 Расчет сетевых подогревателей

6.3.6 Расчет схемы водоподготовки подпитки теплосети

6.3.7 Расчет схемы водоподготовки станции

6.3.8 Определение повышения энтальпии воды в питательном насосе

6.3.9 Тепловой расчет подогревателей высокого давления системы регенерации

6.3.10 Тепловой расчет деаэратора 0,6 Мпа

6.3.11 Тепловой расчет группы ПНД

6.3.12 Определение расходов пара в отборах

7. Выбор вспомогательного оборудования

7.1 Выбор конденсатора

7.2 Выбор регенеративных подогревателей

7.3 Выбор деаэратора 0,6 МПа

7.4 Выбор питательного насоса

7.5 Выбор конденсатных насосов

7.6 Выбор циркуляционных насосов

7.7 Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

7.8 Выбор сетевых насосов

7.9 Выбор подогревателей сетевой воды

7.10 Выбор эжектора

7.11 Выбор деаэраторов атмосферного типа

8. Техническое водоснабжение

9. Охрана окружающей среды

10. Теплогидравлический расчет котла ТГМ-84

10.1 Описание котельного агрегата

10.2 Описание расчетной схемы котла ТГМ-84

11. Безопасность и экологичность проекта

12. Технико-экономический расчет

12.1 Определение себестоимости тепловой и электрической энергии отпускаемой Стерлитамакской ТЭЦ

12.2 Топливо на технологические нужды

12.3 Вода на технологические нужды

12.4 Основная и дополнительная заработная плата производственного (вахтенного) персонала

12.5 Отчисления на социальное страхование с заработной платы (единый социальный налог)

12.6 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

12.7 Расходы по подготовке и освоению производств (пусковые расходы)

12.8 Цеховые расходы

12.9 Общестанционные затраты

12.10 Определение экономической эффективности реконструкции энергоустановки

13. Спецзадание

13.1 Топка, ширмовый п/п, поворотная камера

13.2 Конвективный пароперегреватель

13.3 Водяной экономайзер

13.4 Участок от водяного экономайзера до регенеративного ВЗП

13.5 Регенеративный воздухоподогреватель

13.6 Участок от РВП до дымососа

13.7 Тракт дымосос-выход в атмосферу

13.8 Трение на участке котел - дымовая труба - выход в атмосферу

13.9 Суммарное сопротивление установки

13.10 Самотяга

13.11 Выбор дымососа и электродвигателя

13.12 Аэродинамический расчет дутья

Список литературы

Реферат

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте разработан один из возможных вариантов реконструкции промышленно-отопительной Стерлитамакской ТЭЦ мощностью 511 тыс. кВт., расположенной в городе Стерлитамаке и работающей на газообразном топливе. На примере оборудования последней очереди ТЭЦ рассчитаны тепловая схема с турбиной Т-110-130 и паровой котел ТГМ-- 84 (Е-420/140 ГМ). Выполнен расчет технико-экономических показателей ТЭЦ. Дано описание газового и мазутного хозяйства, топливно-транспортного хозяйства,

В разделе «Охрана труда» излагаются некоторые мероприятия по охране труда, ее организация и противопожарные мероприятия.

В разделе спецзадания проведен анализ выбора вспомогательного оборудования (дымососа) при совместном сжигании природного газа и нефтешлама в условиях изменения аэродинамического сопротивления газового тракта котлоагрегата.

ВВЕДЕНИЕ

За последнее десятилетие (1999-2009 гг.) суммарное теплопотребление в России снизилось на 15,1%, теплопотребление в промышленном секторе уменьшилось более чем на 21,3%, в жилищно-коммунальном оно возросло на 9,8%, а паление теплопотребления в сельскохозяйственном секторе превысило 13%. электростанция конденсатор теплогидравлический котел

Действующие теплофикационные установки ТЭЦ и ГРЭС основного производителя тепловой энергии в России - РАО «ЕЭС России» и АО- энерго обладают потенциалом в 3,3 млрд. ГДж/год и могут обеспечить покрытие тепловых нагрузок промышленного и жилищно-коммунального секторов крупных городов с учетом продолжающегося жилищного строительства в районах действующих теплофикационных систем. При их своевременном техническом перевооружении, модернизации и реконструкции производство тепла может быть доведено до 4,4 млрд. ГДж/год,

В 2009 г. отпуск тепла от всех теплоисточников систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) России оценивался в 8,74 млрд. ГДж„ в том числе от теплофикационных установок ТЭС-2,8 млрд. ГДж.

В этом же году отпуск тепла от всех СЦГ 19 ведущих европейских стран, по которым имеется достаточная информация, составил всего 4,37 млрд. ГДж. В таких странах, как Германия, Греция, Дания, Италия, Нидерланды и Финляндия теплофикационные системы составляют не менее половины мощности СЦТ,

Отмечая несомненные успехи развития теплофикации в СССР, следует заметить, что на практике так и не удалось добиться проектно ожидаемой отдачи от внедрения этой технологии теплоснабжения. Поэтому в силу ряда причин теплоснабжающее хозяйство СЦТ России оказалось в весьма сложном положении:

· инвестиции в развитие этой области были недостаточны;

· энергооборудование ТЭЦ и городских котельных в большинстве случаев физически и морально устарели, многие отработали свой ресурс;

· реконструкция и ремонты из-за недостатка средств многие годы носили

· «косметический характер»;

· объемы технического перевооружения не всегда предусматривали внедрение новых энергосберегающих технологий при производстве тепла;

· теплоизоляция трубопроводов тепловых сетей, выполненная, как правило, из некондиционных материалов, почти повсеместно частично или полностью пришла в негодность, в результате чего потери в 2-5 раз превышают проектные;

· практически все теплоснабжающее хозяйство СЦТ не отвечают современным нормативам по качеству и надежности теплоснабжения;

· актуальнейшие задачи энергоснабжения и энергоиспользования в тепло снабжающем хозяйстве решаются разрозненно и бессистемно.

С переходом к рыночной экономике энергосбережение, оставаясь важным звеном государственной стратегической политики в области хозяйствования и экономии топливно-энергетических ресурсов, становится также актуальным средством повышения устойчивости в конкретной борьбе за рынки сбыта тепловой энергии. Наиболее значимое направление энергосбережения в условиях теплоснабжения городов - это экономия топлива во всех звеньях теплофикационных систем: в источниках тепла, тепловых сетях и в теплофикационных системах в целом.

В 2009 г. специалистами ВНИПИ Энергопрома был полностью обновлен созданный ранее банк разработок и предложений по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению, энергосбережению и интенсификации энергоиспользования в СЦТ. Обработано около 100 технических решений, включая новейшие научно-технические и конструктивные проработки. В настоящее время разрабатывается концепция реконструкции 136 действующих ТЭЦ,

Второе направление - проекты, связанные с освоением новых технологий, новых типов энергоисточников в населенных пунктах, где ТЭС отсутствуют, путем вытеснения морально и физически стареющих городских котельных и создания АО СЦТ с новыми, полностью автоматизированными модульными малыми ТЭК (МТЭЦ),

Длительное использование в СССР и за рубежом турбин малой мощности показало их высокую надежность (коэффициент готовности 0,995) при минимальном количестве обслуживающего персонала.

Наиболее эффективны МТЭЦ с газотурбинными установками. В Сибири и на Дальнем Востоке уже давно успешно эксплуатируются МТЭЦ мощностью 2,5-12 МВт.

За рубежом МТЭЦ особенно распространены в Финляндии и Германии. В последнее время они стали применяться и в странах с теплым климатом.

Третье направление - проекты, связанные с повышением эффективности тепловых сетей. В настоящее время в России находится в эксплуатации 260 тыс.км. тепловых сетей, в странах Европы 142 тыс.км.

Особо следует выделить проекты, связанные с восстановлением изоляции на действующих теплопроводах. Это позволит в несколько раз сократить сверхнормативные тепловые потери.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЭЦ

ТЭЦ расположена в городе Стерлитамаке республики Башкортостан и входит в энергосистему АО «Башкирэнерго», Установленная мощность ТЭЦ составляет 511 тыс. кВт. Электрической и тепловой энергии, отпускаемых с ТЭЦ, снабжаются промышленные предприятия и жилой массив города, электроэнергия также передается по линиям 110 кВ в Энергосистему.

Строительство ТЭЦ начато в 1953 г. и осуществлялось в две очереди по проекту Московского отделения «Теплоэнергопроект».

Техническим проектом первой очереди предусматривалась мощность 150 тыс. кВт с установкой турбоагрегатов мощностью по 25 тыс. кВт. И котлоагрегатов типа ТГТ-230 с параметрами острого пара Р = 90 ата и t = 500 °С, Основным видом топлива предусматривался местный бурый уголь.

В связи с задержкой строительства топливоподачи пуск электростанции был осуществлен на мазуте, но в дальнейшем газ был принят как основной вид топлива. Первые агрегаты были введены в эксплуатацию в 1957 г., последние в 1970 г.

По проекту 1 очереди были установлены два турбогенератора ВПТ - 25 - 3 мощностью по 25 МВт., один турбогенератор ВПТ - 25 - 4, два котлоагрегата ТП - 230 - 2 и один ГП - 41 производительностью по 230 т/ч.

В связи с быстрым ростом электрических и тепловых нагрузок нефтехимических предприятий города, в 1959 г, МО ТЭП было разработано новое задание по которому дальнейшее расширение ТЭЦ осуществлялось более крупными агрегатами на параметры пара с Р = 130 ата и t = 565°С.

По проекту 2 очереди установлены два турбогенератора ВПТ- 50- 3, четыре турбогенератора Р - 50 - 130/13 мощностью по 50 МВт, один-турбогенератор Р - 6 - 90, семь котлоагрегатов ТГМ - 84 производительностью по 420 т/ч, три пиковых водогрейных котла ПТВ-100 и ПТВМ-100.

За период эксплуатации ТЭЦ был выполнен целый ряд работ по модернизации основного и вспомогательного оборудования с целью повышения единичной мощности агрегатов и увеличения надежности его работы.

За счет модернизации топочных устройств и сепарации барабанных котлов ТП-230-3 и ТП-41 их производительность была увеличена до 250 т/ч. Была выполнена модернизация отбора двум турбинам Пт-25-3 с увеличением их мощности до 30 МВт. Была проведена модернизация турбин ВПТ-50-3 на тип ПТ-60. На котлоагрегатах ТГМ-84 была выполнена реконструкция конвективных пароперегревателей, выполнена схема «прокалки» РВП котлов, реконструкция горелочных устройств с установкой мощных газомазутных горелок.

Проведенные работы повысили паропроизводительность котельной на 60 т/ч, увеличили установленную мощность станции на 30 МВт и обеспечивают в течении длительного времени работу агрегатов ТЭЦ с номинальной нагрузкой.

Особенность режима работы ТЭЦ - максимальная нагрузка котельного оборудования в течение всего года.

Таблица 1. Основные технико-экономические показатели ТЭЦ

№ п/п	показатель	размерность	величина
1.	Выработка электроэнергии	млн. КВт/ч	3642
2.	Отпуск тепловой энергии	тыс.Гкал	12536
	а. с технологическим паром		10818
	б. с горячей водой		1718
3.	Удельный расход условного топлива
	а. на отпущенную электроэнергию	Гр.у.т/КВт.ч	314,8
	б. на отпущенную тепловую энергию	Кг.у.т/Гкал	166,35
4.	Расход электроэнергии на собственные нужды
	а. на выработку электроэнергии	%	7
	б. на выработку тепловой энергии		18,7
5.	Установленная мощность	Мвт	511
	Паропроизводительность котлов	т/ч	3690
6.	Коэффициент использования установленной мощности	%	68
7.	Топливо: газ	%	48
	мазут	%	52
8.	Удельная численность промышленно-производственного персонала	чел/МВт	0,383

2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА И ЕГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Площадка строительства ТЭЦ располагается на правом берегу реки Белой в промышленном районе города Стерлитамака. Климат района умеренно-континентальный. Расчетная температура наружного воздуха дл; отопительного периода - 28 °С. Средняя температура отопительного сезона - 5 °С, продолжительность его 217 суток. Температура самого холодного месяца. - 11,2 °С, самого теплого + 21,6 °С. Нормативная глубина промерзания грунта составляет 1,5 м., средняя продолжительность безморозного периода составляет 147 дней в году. Преобладающее направление ветров - южное и юго - западное. Скоростной напор ветра - 35 кг/м.

Промышленный район является районом наиболее крупных предприятий города: заводы «Синтетический каучук», цементный, химический, опытно - химический, производственное объединение «Сода», а также часть жилого массива города.

При расширении мощностей заводов, особенно химзавода, увеличится потребление электрической и тепловой энергии. Проектируемое расширение ТЭЦ предназначается для обеспечения растущих потребителей в городе.

По балансу электрической мощности в районе ТЭЦ в1995 году имелся дефицит активной мощности до 80 МВт. К 1999 году он увеличился до 100 МВт. Расширение Стерлитамакекой ТЭЦ турбиной Т-110-130 позволит устранить дефицит электрической мощности, который будет покрываться дополнительным электрооборудованием.

Таким образом, расширение Стерлитамакекой ТЭЦ обеспечит:

1. Централизованное теплоснабжение растущих потребителей промышленного района, обеспечит ежегодную экономию топлива 200 т.у.т;

2. Экономию капитальных затрат на расширение существующих и сооружение новых производственных и отопительных котельных;

3. Увеличение электрической мощности РЭУ АО «Башкирэнерго» на 110 МВт;

4. Улучшение санитарных условий района вследствие замены малых котельных теплоэлектроцентралью;

5. Экономию рабочей силы.

Основным видом топлива для ТЭЦ принят природный газ, а также мазут М-100 и М-40, поступающий из г. Салавата железнодорожным путем в количестве 28 цистерн в зависимости от потребления мазута.

Выбранная для строительства ТЭЦ площадка, а также условия водоснабжения, топливоснабжения, транспортные условия не ограничивают возможность дальнейшего расширения станции.

3. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ПРОМПЛОЩАДКН. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА

3.1 Генеральный план промплощадки

В данном случае принята правая компоновка главного корпуса с обращением постоянного торца в сторону мазутного хозяйства. Открытое распредустройство, располагается со стороны машзала главного корпуса с выходом ЛЭП вдоль ограды промплощадки. Пиковая котельная располагается слева от главного корпуса. Служебный корпус и объединенный вспомогательный корпус располагаются со стороны постоянного торна главного корпуса. Привязка складов реагентов позволяет наиболее. просто решить его связь с химводоподготовкой и химводоочисткой. За пиковой котельной располагается ремстройцех, маслохозяйство, ацетиленокислородная станция и площадка для материалов.

Водоотвод с основной части территории производится закрытой канализацией, из района мае л о хозяйства и временного торца главного корпуса - открытыми каналами.

Сеть внутриплощадочных дорог состоит из кольцевой дороги вокруг главного корпуса и подъездов к зданиям. Подвод железнодорожных путей предусматривается к главному корпусу с временного торца к складу реагентов. По этому же пути обеспечивается проезд к разгрузочным площадкам и маслохозяйству. Все технические трубопроводы, проложенные на открытом воздухе, прокладываются на эстакадах, что обеспечивает их обслуживание и строительство.

Промышленные стоки сбрасываются в отводящие канаты с устройством насосной станции на случай высоких вод.

Отвод замазученных вод с территории мазутохозяйства решается закрытой канализацией на очистные сооружения, предусматривается совместное сжигание замазученных стоков вместе с нефтешламом в топочных номерах энергетических котлов.

К основным зданиям и сооружениям предусматриваются асфальтобетонные тротуары, для организованного отдыха трудящихся ТЭЦ перед служебным корпусом предусмотрена волейбольная площадка и зеленый массив типа городского сквера. Предусмотрено широкое использование зеленых насаждений в местах отдыха, вдоль автодорог, высевание газонов.

3.2 Компоновка главного корпуса

Компоновка главного корпуса правая, сомкнутая, здание трех пролетное. Главный корпус принят по типу ТЭЦ-350, состоит из параллельно расположенных машинного зала пролетом 39 метров, деаэраторного отделения пролетом 12 метров, котельного отделения пролетом 27 метров.

Расположение турбоагрегатов - поперечное. Дымососы, дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели установлены в закрытом помещении пролетом 21 метр, примыкающем к котельному отделению.

Каркас состоит из сборного железобетона с заполнением стеновых проемов пенобетонными панелями на высоте 8 метров, отметка конденсационного пола принята +1,6 метра, отметка зольного помещения 0,00 м.

3.2.1 Машинный зал

Машинное отделение имеет подвальное помещение высотой 3,4 метра, в котором размещаются технические трубопроводы. Для обслуживания основного и вспомогательного оборудования устанавливается мостовой кран грузоподъемностью 125/20 т. Компоновка всех турбоагрегатов принята типовой. Между турбинами располагаются питательные насосы и другое вспомогательное оборудование. В постоянном торце машзала расположены (на отметке -1.8 м.) насосы баков запаса конденсата.

3.2.2 Деаэраторное отделение

Деаэраторное отделение имеет перекрытия на отметках +1,6 м.; 6,9 м.; 15,25 м.; 22,2 м. На отметке +1,6 м, расположено распредустройство собственных нужд 6 кВ и аккумуляторные батареи. На отметке + 8 м. расположены щиты управления. На отметке 22,2 м. расположены деаэраторы 1,2 ата и 6 ата.

3.2.3 Котельное отделение

Зольный пол котельной находится на отметке + 0,00 м. Котлы устанавливаются фронтом а сторону ряда «В» деаэраторного отделения. Шаг ячейки составляет 24 метра. Имеется два мостовых крана грузоподъемностью 50/10 т.

В постоянном торце на нулевой отметке устанавливаются промывки с насосами и насос отмывки регенеративных воздухоподогревателей.

4. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО

4.1 Мазутное хозяйство

Мазутное хозяйство предназначено для приема мазута в резервуары хранения, подготовки к сжиганию и подачи мазута в котельную на Ново- Стерлитамакскую ТЭЦ и производственное объединение «Сода».

В мазутном хозяйстве имеются следующие участки:

· парк буферных емкостей (мазутохранилище);

· мазутонасосная (топливные, дренажные, конденсатные насосы);

· подогреватели мазута и дизтоплива;

· дизельная насосная;

· мазутопроводы «Салават-Стерлитамак-ТЭЦ»;

· пароконденсатопроводы, водопроводы и канализация;

· средства пожаротушения, мазутопроводы;

· приемно-сливное устройство.

В мазутное хозяйство поступает мазут марки М-100, М-40, топливо принимается через сливную эстакаду, из цистерн, или по трубопроводу с НПЗ, Со сливной эстакады мазут по сливным лоткам стекает в подземные резервуары откуда перекачивается погружными насосами (20 НА-22хЗ) в основные резервуары. Максимальный уровень заполнения резервуаров 10 метров, максимальный уровень откачки расходного резервуара - 2 метра. Для хранения 15-ти суточного запаса мазута на ТЭЦ предусмотрено мазутохранилище с тремя емкостями по 10000 м³, а также две емкости для дизтоплива по 3000 м³.

Каждый резервуар оборудован устройствами для приема, подогрева и выдачи мазута, приборами для измерения уровня, температуры мазута, пробоотборными точками. Для осмотра резервуаров на их перекрытиях расположены смотровые люки, предусмотрена также установка измерительных и контрольных приборов. Для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой, на его перекрытии имеются, вентиляционные патрубки, дыхательный клапан.

4.1.1 Мазутонасосная

Для подготовки мазута к сжиганию и подачи его к котлам сооружена мазутонасосная, в которой размещается оборудование для разогрева и подачи мазута в котельное помещение ТЭЦ. Мазутонасосная представляет из себя одноэтажное здание, в котором размещены:

· насосное отделение;

· помещение щита управления;

· распределительный электрический щит;

· вентиляционные установки;

· бытовые помещения.

Насосное отделение имеет две отметки обслуживания, В заглубленной его части (отметка - 1,75 м,) размещены мазутные насосы первого подъема, насосы рециркуляции мазута, конденсатные, дренажные и насосы загрязненных мазутных дренажей. На отметке 0,00 метра размешены мазутные насосы второго подъема, фильтры тонкой очистки мазута, как и насос щелочного раствора для промывки подогревателей.

Снаружи, вдоль стен и торца, мазутонасосной установлены подогреватели мазута, фильтры отстоя резервуаров, резервуары для сбора конденсата, как загрязненных мазутных дренажей. Паромазутопроводы проложены на эстакадах высотой 6 метров. Все мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе и в не отапливаемых помещениях, имеют паровые спутники в общей с ними изоляции. На мазутопроводах применяется только стальная арматура с нержавеющими уплотняющими поверхностями.

Для разогрева мазута в подогревателях, в резервуарах и в приемных емкостях используется пар давлением 0,8 - 1,3 МПа с температурой 200 - 250 °С. Конденсат пара подвергается контролю и очистке мазута и используется в цикле станции.

Температура мазута в котельном отделении должна быть не ниже 130°С, влажность не более 5%, давление после подогревателей 28 кгс/см²,

4.1.2 Управление, автоматизация и контроль мазутного хозяйства

Основной объем технологического контроля, автоматического регулирования, управления и сигнализации сосредоточен не щитах управления мазутонасосной и мазутослива.

Щит управления мазутонасосной расположен в отдельном помещении а здании мазутонасосной, С этого щита осуществляется контроль и управление механизации, регулирующей и запорной арматурой мазутонасосной. Контроль технических параметров осуществляется приборами, расположенными на панелях ЩУМ,

Работа мазутонасосной в нормальных эксплуатационных условиях автоматизирована и не требует эксплуатационного персонала. В случае нарушения нормальной работы мазутонасосной на щит управления подается сообщенный сигнал «Неисправность мазутонасосной», расшифровка его осуществляется на ЩУМ. Щит управления сливом размешен в отдельном помещении на территории приемно-сливного устройства. На этом щите размещаются приборы указателей положения уровня в приемных емкостях, дублирующие приборы контроля уровня в основных резервуарах мазутохранилища, а также аппараты управления механизмами сливного устройства.

4.2 Газовое хозяйство

Газовое хозяйство состоит из ГРТТ производительностью 350 тыс.м³/час, двух газопроводов от ГРП к котельному цеху и распределительного газопровода, расположенного в котельном цехе

В ГРП расположено следующее оборудование;

Задвижка на входе в ГРП; три задвижки на линиях редуцирования перед клапанами; клапаны-регуляторы давления газа: шумогасители; предохранительные клапаны; задвижки на выходе линий редуцирования.

На газопроводе - отводе к котлу последовательно расположены: две задвижки с эл. приводом; фланец для установки заглушки; клапан-отсекатель; задвижка перед регулятором давления; регулятор давления; ПЗК и задвижка с электроприводом перед горелкой.

5. МОЩНОСТЬ И ТИПЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Согласно проекту последней очереди Стерлитамакской ТЭЦ, тепловому графику и электрической мощности, определенной из условий необходимости покрытия дефицита электрической и тепловой энергии для производств химической промышленности, выбираем следующее оборудование:

· турбину Т-110-130;

· котел паровой ТТМ-84.

Таблица 1. Основные технические характеристики паровой турбины Т-110-130

1.	Завод изготовитель	ТМЗ
2.	Номинальная мощность. МВт	110
3.	Максимальная мощность, МВт	120
4.	Давление острого пара, МПа	12,75
5.	Температура острого пара, оС	540
6.	Регулируемые отборы пара, МПа
	верхний отопительный отбор	0,059/0,245
	нижний отопительный отбор	0,049/0,196
7.	Максимальный расход пара, т/ч	485
8.	Число оборотов пара на регенерацию	7
9.	Давление отработанного пара, МПа	0,0035
10.	Температура охлаждающей воды, оС	20
11.	Расход охлаждающей воды, м3/ч	16000
12.	Число корпусов	3
13.	Число ступеней	25
14.	Число выхлопов	2
15.	Общая масса турбины, т	378
16.	Температура питательной воды, оС	232

Таблица 2. Характеристика котлоагрегата ТГМ-84 (Е-420-140ГМ)

1.	Вид топлива	газ-мазут
2.	Год выпуска головного образца	1962
3.	Номинальная производительность, т/ч	420
4.	Давление острого пара, кгс/см2	140
5.	Температура перегретого пара, оС	550
6.	Температура питательной воды, оС	230
7.	Температура уходящих газов, оС	156/128
8.	Температура горячего воздуха, оС	260
9.	Тип топочного устройства - призматическая с фронтовым расположением горелок
10.	Потери от химического недожога, %	0,5
11.	Расчетный КПД брутто, %	92,6
12.	Теплонапряжение топочного объема,	174*103
13.	Площадь поверхностей нагрева, м2
	топка (эффективная радиационная)	721
	пароперегреватель	2715
	экономайзер	5350
	воздухоподогреватель	25630
14.	Сопротивление по газовоздушному тракту, Па	0,18*104
15.	Сопротивление по воздушному тракту, Па	0,4*104
16.	Габаритные размеры котла по осям колонн глубина,
	глубина, м.	13,9
	ширина, м.	15,4
17.	Верхняя отметка котла, м.	31,5

6. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБИНЫ Т-110-130

6.1 Описание паровой турбины Т-110-130

Паровая турбина с теплофикационными отборами пара предназначена для привода электрогенератора ТВВ-120-2 с частотой вращения ротора 3000 об/мин и отпуска тепла для нужд на отопление, горячее водоснабжение и вентиляцию, Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах:

1. Номинальная электрическая мощность N_иом = 110 МВт

2. Номинальная тепловая нагрузка Q_ном = 180 Гкал/ч

3. Максимальный расход пара До = 485 т/ч

4. Давление острого пара перед АСК Р₀ = 12,8 МПа

5. Температура острого пара t₀ = 540 °С.

Максимальная электрическая мощность установки 120 МВт обеспечивается при номинальных параметрах пара и полностью отключенной регенерации, выключенных отопительных отборах пара. Максимальная тепловая нагрузка отопительных отборов с учетом использования тепла пара, поступающего в конденсатор при работающем теплофикационном пучке, равна 184 Гкал/ч. Турбина имеет два отопительных отбора пара - верхний и нижний, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды. Отборы имеют следующие пределы регулирования:

· верхний- 0,059 / 0,245 МПа,

· нижний - 0,049 /0,196 МПа.

Регулирование давления в отопительных отборах поддерживается: в верхнем - при включенных двух отопительных отборов, в нижнем - при включенном одном нижнем отопительном отборе.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды до температуры 232°С. Данные по регенеративным отборам приведены в таблице.

Предусмотрена возможность работы турбины по тепловому графику с минимальным пропуском пара в конденсатор, с конденсацией этого пара сетевой или подпиточной водой, подаваемой во встроенные пучки конденсатора.

Допускается длительная работа турбины при следующих значениях параметров:

· давление острого пара Р₀ = 12,3/13,3 МПа;

· температура острого пара t₀ = 545 / 560 °С.

· температура охлаждающей воды t_B =33°С.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и построен па работу при частоте 50 Гц. Турбина имеет устройство для ускоренного расхолаживания низко потенциальным паром с Р = 0,76 / 1,25 МПа и t = 260 / 280°С и ускоренного расхолаживания воздухом, имеется возможность пуска турбины паром указанных параметров. Для сокращения времени прогрева и улучшения качества пуска турбины предусмотрен паровой разогрев фланцев и шпилек ЦВД.

В зависимости от режима работы турбины она позволяет поддерживать в заданных пределах частоту вращения ротора, электрическую нагрузку, температуру сетевой воды, температуру подпиточной воды на выходе из встроенного пучка конденсатора.

Турбина оборудована системами защиты и сигнализации, которые позволяют осуществлять дистанционное управление и обеспечивать надежную работу турбины.

6.1.1 Конструкция турбины

Турбина трехцилиндровая с двухпоточным цилиндром низкого давления. Проточная часть цилиндра высокого давления состоит из колеса Кертиса и восьми ступеней давления. Цилиндр выполнен однопоточным, одностенным. Давление за ЦВД при номинальном теплофикационном режиме составляет 3,3 МПа. Из ЦВД нет отборов пара, что упрощает его конструкцию.

Благодаря небольшим диаметрам ступеней, высоты рабочих лопаток позволяют получить низкие концевые потери. Этому в значительной мере способствуют также малые радиальные зазоры бандажных уплотнений. ЦВД, несмотря на применение колеса Кертиса, имеет при четырех открытых клапанах внутренний относительный КПД. ЦВД равный 0,8.

Ротор ЦВД - цельнокованый, опирается на два подшипника, что дает возможность избежать низкочастотной вибрации для столь легкого ротора. Муфта - жесткая. Комбинированный подшипник между ЦВД и ЦСД воспринимает осевое давление от всего ротора, что стало возможным благодаря высокой степени уравновешенности осевых сип в каждом цилиндре.

Концевые лабиринтовые уплотнения - безвтулочные, так как при использовании втулок, возможно их ослабление при их быстром разогреве, уплотняющие гребни находятся со стороны ротора.

В цилиндре среднего давления размещены 14 ступеней давления. Этот цилиндр наиболее конструктивно сложный из-за больших объемов расходов отбираемого пара. Пар отводится в расположенные под турбиной горизонтальные подогреватели сетевой волы, а также в регенеративные подогреватели питательной воды (отборы после второй, пятой, восьмой и десятой ступеней).

Проточная часть состоит из двенадцати ступеней значительно большего диаметра, чем в ЦВД и при высотах рабочих лопаток достаточных для достижения высокого внутреннего КПД. Первые восемь ступеней, работающих на перегретом паре, имеют з = 0,88,

Передняя часть ЦСД - литая, выходная часть - сварно-литая. Вес ступени расположены в обоймах, необходимых для образования камер отбора. В ЦСД нет распределительных органов, что упростило его конструкцию. Первые двенадцать дисков откованы заодно с валом, а два следующих диска - насадные.

ЦСД опирается на корпус среднего подшипника и примыкающий выходной патрубок ЦНД.

Главная особенность цилиндра низкого давления - наличие поворотных дроссельных диафрагм, по одной в каждом потоке. Протечки через зазоры в этих диафрагмах обеспечивают минимальное количество пара, необходимое для охлаждения. Благодаря двухпоточной конструкции цилиндра размеры диафрагм уменьшены.

Ротор ЦНД соединен с ротором ЦСД и ротором генератора полугибкими лифтами, чтобы ослабить влияние возможных небольших расцентровок при сильном нагреве ЦНД.

При работе по теплофикационному трафику с пониженным вакуумом поворотная диафрагма устанавливается на упор, так как в случае сброса тепловой нагрузки при включенном встроенном пучке давление в конденсаторе может достичь опасного значения, при котором возможна поломка лопаток последних ступеней.

6.2 Описание тепловой схемы турбины Т-110-130

Свежий пар поступает от котла в машинный зал по одной нитке пара- провода 300 мм. Для прогрева главного паропровода перед ГПЗ врезана линия продувки с ревизионником, позволяющим контролировать процесс прогрева паропровода.

Главная паровая задвижка обеспечивает надежное отключение турбины от паровой магистрали во время ремонтов и длительных остановок агрегата, выполняет функции дополнительной защиты в аварийных ситуациях, когда не произошло надежного закрытия стопорного и регулирующего клапанов. ГПЗ имеет байпас, через который возможен пуск турбины, а также обвод на промывочное устройство, позволяющее проводить промывку турбины.

Конденсаторная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухоотделяющие устройства, конденсатные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой. Установка обеспечивает конденсацию поступающего в нее пара, создание разряжения в выхлопных патрубках турбины и сохранение конденсата в цикле турбоустановки.

Конденсаторная группа состоит из двух конденсаторов. В каждом конденсаторе поверхность охлаждения разделена на 3 пучка: два основных (боковые) и один встроенный (средний).

Конденсат из корпусов конденсаторов стекает в два сборника конденсата. Оба сборника соединены между собой.

Сливы конденсата из расширителя конденсатора и из расширителя высокого давления выполнены параллельно в оба сборника конденсатора.

Поверхность каждого конденсатора образована прямыми трубками, развальцованными с обеих сторон в трубных досках. Охлаждающая вода подается и отводится из трубной системы каждого пучка отдельно. Циркуляционная вода проходит через встроенные и основные пучки в два хода, сетевая вода через встроенные пучки - в один ход и подпиточная вода - в четыре хода. Для производства соответствующих переключений имеется система трубопроводов с необходимой арматурой.

Циркуляционная вода, кроме конденсаторов, подается также в газо-, масло- и воздухоохладители турбины, генератора, возбудителя.

Для откачки конденсата из сборников конденсата установлены конденсатные насосы, которые имеют один регулирующий клапан, управляемый совместно с клапаном рециркуляции регулятором уровня.

Воздухоотделяющее устройство конденсационной установки включает в себя два основных трехступенчатых и один пусковой одноступенчатый эжектор, которые отсасывают паровоздушную смесь либо из каждого основного пучка конденсаторов, а через них и из встроенных пучков, либо только из встроенных пучков непосредственно. Эжекторы питаются деаэраторным паром с расчетным давлением 0,49 МПа для основных эжекторов и 0.44 МПа - для пусковых. Расход пара на каждый основной эжектор составляет 850 кг/ч, а на пусковой - 1100 кг/ч.

Регенеративная установка включает в себя холодильники основных эжекторов и эжектора уплотнений, сальниковый подогреватель, четыре подогревателя низкого давления (ПНД), деаэратор, три подогревателя высокого давления (ПВД), сливные насосы и трубопроводы с необходимой арматурой.

Основной конденсат нагревается последовательно в холодильниках основных эжекторов и эжектора отсоса из уплотнений, сальниковом подогревателе, в ПНД, деаэраторе и ПВД.

Греющий пар для ПНД, деаэратора и ПВД отбирается из турбины. На всех линия подачи пара к ПНД установлены обратные клапаны с принудительным закрытием. Из линии подачи пара к ПНД - 3 выполнен отвод для отбора пара в атмосферный деаэратор под ниточной воды.

Конденсат греющего пара из ПНД № 1, 2, 3 в зависимости от режима работы может либо сливаться в расширитель конденсатора, либо откачиваться сливными насосами в линию основного конденсата.

Установка отдельных насосов для откачки конденсата греющего пара из ПНД № 2 и 3 определяется тем, что в турбине могут иметь место такие режимы, когда перепад давления между ПНД № 2 и 3, а также между ПНД-2 и 1 недостаточен для каскадного слива конденсата. За сливными насосами установлены peгулирующие клапаны, управляемые регуляторами уровня. Из ПНД-4 конденсат греющего пара через регулирующий клапан сливается каскадом в ПНД № З, при необходимости он также может направляться в расширитель дренажей конденсаторов.

Воздух, выделяющийся в ПНД отводится из ПНД № 4, 3 и 2 каскадом, а затем в конденсаторы, из ПНД №1 воздух удаляется в конденсаторы непосредственно.

После ПНД основной конденсат направляется в деаэратор. Пар на деаэратор подается, из отбора на ПВД № 5 при высоких нагрузках, или же из отбора на ПВД № 6 три низких нагрузках, когда давление в отборе на ПВД №5 недостаточно.

Из деаэратора питательная вода подается в ПВД питательным насосом. Аварийное отключение в ПВД предусмотрено только одновременное для всей группы.

ПВД представляет собой поверхностные пароводяные теплообменники вертикального типа со встроенными пароохладителями и охладительными дренажа.

Греющий пар на ПВД № 5, 6, 7 подается из нерегулируемых отборов турбины соответственно за 14,11 и 9 ступенями.

При полной, и близкой к ней, нагрузках конденсат греющего пара, через регулирующие клапаны, сливается из ПВД каскадно в деаэратор. При снижении нагрузки на турбину конденсат греющего пара из ПВД №5 направляется в ПВД № 4, а в деаэратор сливается конденсат греющего пара из ПВД № 6,7. При дальнейшем снижении нагрузки, когда давление в ПВД №6 недостаточно для слива конденсата в деаэратор, весь конденсат из трех ПВД направляется в ПВД №

Установка для подогрева сетевой полы включена в объем обшей схемы турбоустановки. В нее входят два горизонтальных сетевых подогревателя, насосы, подкачивающие конденсатные и сетевые трубопроводы и необходимая арматура.

Обратная сетевая вода поступает к трем подкачивающим насосам, подающим воду к сетевым подогревателям. По водяной стороне сетевые подогреватели выполнены четырехходовыми, рассчитаны на давление 0,78 МПа и на максимальный пропуск воды 4500т/ч.

Сетевая вода, пройдя подогреватели, подается к сетевым насосам, которые подают ее в линию прямой сетевой воды.

Для откачки конденсата греющего пара из сборников конденсата установлены конденсатные насосы. Для ПСГ №1 установлены два насоса, один из которых является резервным. Из ПСГ №1 конденсат направляется в линию основного конденсата после ПНД № 1. Для ПСГ № 2 установлен один конденсатный насос. При неисправности насоса конденсат через гидрозатвор сливается в корпус ПСГ № 1. При нормальном режиме конденсат насосом направляется в линию после ПНД-2.

6.3 Расчет тепловой схемы турбины Т-110-130

Исходные данные:

Номинальная мощность - 110МВт

Давление острого пара - 12,8 МПа

Температура свежего пара - 550 ⁰С

- Температура питательной воды - 232 ⁰С

- Пределы регулирования давления пара в теплофикационных отборах:

· верхний / 0,059 0,245 МПа

· нижний / 0,049 0,196 МПа

Давление в конденсаторе - 5,4 МПа

6.3.1 Определение давления пара в регулируемых отборах

Определим температуру воды за сетевыми подогревателями. При

температурном графике 150/70 и d_ТЭЦ = 0,5 имеем

t₂ = t_обр + (t_пр - t_обр) ^. d_ТЭЦ = 70 + (150 - 70) ^. 0,5 = 110 ^оС.

При двухступенчатом подогреве сетевой воды оптимальным является

равное повышение температуры воды в подогревателях. Следовательно

температура сетевой воды после первого бойлера будет равна:

Недогрев в подогревателях примем равным 5 оС. Тогда температура

конденсата пара за подогревателями с учетом подогрева будет равна:

По этим температурам определим давление и энтальпии греющего пара

в подогревателях.

Потерю давления в трубопроводах от камер отбора до сетевых

подогревателей примем равной ?Р = 8%.

Следовательно, давление в камерах теплофикационных отборов

турбины будет равно:

Давление в камере первого отбора останется без изменений, а давление

в остальных отборах определим по формуле Флюгеля.

Дп.о.о., Ри.о., Рх.о. - расчетные значения величин расхода пара через

отсек, давление пара в отборах.

Таблица 1. Расчетные значения давления пара в отборах турбины

Номер отбора	Т	II	III	IV	V	VI	VII
Давление пара, МПа	3,32	2,28	1,22	0,57	0,294	0,098	0,037

Определим давление пара в отборах. При неизменном расходе пара

будем иметь:

6.3.2 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме

Потерю давления при дросселировании на паровпуске принимаем:

?Р_ЦВД = 5%; ?Р_ЦСД= 8; ?_РЦН = 30%.

Коэффициенты полезного действия отдельных цилиндров турбины:

з^ЦВД_oi = 86%; з^ЦСД_oi = 88%; з^ЦНД_oi = 40%.

С учетом потерь давления при дросселировании, имеем:

Р'₀ = 12,8 ^. 0,95 = 12,16 МПа;

Р'₁ = 3,32 ^. 0,92 = 3,05 МПа;

Р'₇ = 0,0913 ^. 0,7 = 0,064 МПа;

По известным величинам Ро и tо определим энтальпию острого пара:

i_о = 3486 кДж/кг

При Р₁ = 3,32 МПа и S = const : i_1а = 3090 кДж/кг

i₁ = 3486 - (3486 - 3090) ^. 0,86 = 3145 кДж/кг

При Р₇ = 0,091 МПа и S = const : i_7а = 2448 кДж/кг

i₇ = 3145 - (3145 - 2448) ^. 0,88 = 2532 кДж/кг

При Р_К = 0,0054МПа и S = const : i_Ка = 2196 кДж/кг

i₁ = 2532 - (2532 -2196) ^. 0,4 = 2398 кДж/кг

По известным величинам потерь в отсеках и при дросселировании

строим процесс расширения пара в турбине.

Таблица 2. Давление и энтальпии пара в отборах турбины

ОТБОР	ДАВЛЕНИЕ, МПа	ЭНТАЛЬПИЯ, кДж/кг	ТЕМПЕРАТУРА, оС
I	3,32	3145	365
II	2,285	3082	328
III	1,23	2958	262
IV	0,59	2820	187
V	0,332	2726	-
VI	0,183	2636	-
VII	0,091	2532	-

6.3.3 Баланс пара и воды

Расход пара на эжекторы принимаем в размере Д_ЭЖ = 0,005 ^. Д

Расход пара на уплотнение турбины Д_УПЛ = 0,005 Д

Величина потерь конденсата Д_УТ = 0,016 ^. Д

Д - расход пара на турбину.

Расход пара из котла:

Д_ка = Д + Д_ут + Д_упл + Д_эж

Д_ка = Д + 0,016 ^. Д + 0,005 ^. Д + 0,005 ^. Д = 1,026 ^. Д.

Величину продувки принимаем в размере 1,5%

Д_пр = Д_ка ^. в_пр = 1,026 ^. 0,015 = 0,01539 ^. Д.

Количество питательной воды:

Д_пв = Д_ка + Д_пр = 1,026 ^. Д + 0,01539 ^. Д = 1,04139 ^. Д.

6.3.4 Расчет расширителя непрерывной продувки

Принимаем двухступенчатую схему РНП. При этом РНП первой

ступени связан по пару с деаэратором 0,6 МПа, второй - с деаэратором

0,12 МПа.

Давление в РНП I ступени принимаем 0,66 МПа.

При этом:

Давление в РНП II ступени принимаем 0,15 МПа

При давлении в барабане котла Р_b = 15 МПа.

i_кв = 1610,2 кДж/кг; t_кв = 342,16 ^оС.

Количество пара, образующегося в РНП - 1:

где - теплосодержание пара выпара

х - степень сухости пара, принимаем равной 98%

Количество воды, удаляемой из РНП-1:

Количество пара, образующегося в РНП-2

Количество воды, удаляемой из РНП-2:

6.3.5 Расчет сетевых подогревателей

Отопительная нагрузка турбины Q_m = 550 ГДж/ч

Определим расход воды через сетевые подогреватели

Уравнение теплового баланса нижнего сетевого подогревателя:

При давлении пара в НСП Р_НСП = 0,0846 МПа имеем:

Из уравнения теплового баланса определим расход пара на НСП:

Уравнение теплового баланса верхнего сетевого подогревателя:

При Р_всп = 0,169 МПа;

Отсюда определим расход пара на ВСП:

6.3.6 Расчет схемы водоподготовки подпитки теплосети

Количество добавленной воды в систему теплосети принимаем в

размере 5 %: G_д.в. = G_с.в. ^. 0,05 = 3281,623 ^. 0,05 = 164,081 Т/ч.

Потерю давления от камеры отбора до ПХО-2 принимаем 8%, потерю

давления в подогревателе - 2%.

Количество выпара принимаем в размере 0,002 Д_д.в.

Д_вып = 0,002 ^. 164,081 = 0,328 Т/ч;

При Р = 0,12 МПа;

Уравнение материального баланса Д-0,12 МПа:

Д₅ + Д_с.в. = G_д.в. + Д_вып, G'_у.в. = G_у.в. + Д_вып - Д₅.

Уравнение теплового баланса:

Отсюда определим количество греющего пара на деаэратор

17,6 Т/ч,

G'_д.в. = 164,081 + 0,328 - 17,6 = 146,807 Т/ч.

Уравнение теплового баланса ПХО-1

= 131,39 кДж/кг; = 31,3 ^оС.

Уравнение теплового баланса ПХО-2

= 3,299 Т/ч.

6.3.7 Расчет схемы водоподготовки станции

Д_д.в. = Д_ут + += 0,016 ^. Д + 17,6 + 0,00782 ^. Д,

Д_д.в. = 0,02382 ^. Д + 17,6.

Уравнение теплового баланса охладителя непрерывной продувки

= 25,3 кДж/кг; = 6 ^оС.

Уравнение теплового баланса ПСВ:

Уравнение материального баланса деаэратора:

Уравнение теплового баланса деаэратора

6.3.8 Определение повышения энтальпии воды в питательном насосе

где Р_н - давление в нагнетательном патрубке насоса, Р_н = 18 МПа,

Р_вс - давление во всасывающем патрубке питательного насоса,

Р_д - давление в деаэраторе, Р_д = 0,6 МПа

Н_г- геометрическая разность уровней деаэратора и насоса; Н_г=24м.

?Р_вс - гидравлическое сопротивление всасывающего трубопровода

?Р_вс = 0,01 МПа,

х_ср - средний удельный объем воды в насосе, х_ср = 0,0011 м³/кг

При Р_д = 0,6 МПа; = 670,5 кДж/кг; = 158,8 ^оС.

h_пн = 670,5 + 24,22 = 694,72 кДж/кг.

При Р_н = 18 МПа и h_пн = 694,72 кДж/кг, температура воды после насоса:

Т_пн = 162 ^оС.

6.3.9 Тепловой расчет подогревателей высокого давления системы регенерации

Потерю давления от камер отбора до подогревателей принимаем:

?R_пвд-1 = 5%; ?R_пвд-2 = 5%; ?R_пвд-3 = 6%.

Потерю давления в пароохладителях принимаем - ?Рпо = 1,5%

Потерю давления в собственно подогревателях - ?Р = 2%

Недоохлаждение пара в пароохладителях - 15 ^оС

Недогрев в собственно подогревателях - дt = 5 ^оС

Температура конденсата после охладителей - на 10 ^оС

Выше температуры воды после собственно подогревателей

ПВД-1

При этом давление t^Н = 235,8 ^оС, следовательно температура пара после пароохладителя:

= 235,8 + 15 = 250,8 ^оС; = 2858,6 кДж/кг,

Температура конденсата после ПВД-1

t_к1 = 214,7 + 5 = 219,7 ^оС; h_к1 = 942,4 кДж/кг.

Температура воды после собственно подогревателя:

При Р_в1 = 16,5 МПа

ПВД-2

t_к2 = 184,7 + 5 = 189,7 ^оС; h_к2 = 806,6 кДж/кг.

ПВД-3

t_к3 = t_пн + 5 = 162 + 5= 167 ^оС; h_к3 = 706,3 кДж/кг.

При Р_в3 = 17,5 МПа.

Уравнения теплового баланса группы ПВД по участкам.

I участок:

II участок:

III участок:

Подставим численные значения:

[Д₁(2858,6 - 942,4) + Д₂(3082 - 2844,6)] ^. 0,99 = 1,04139 ^. Д(991,6 -

902,1),

[Д₁(942,4 - 806,6) + Д₂(2844,6 - 806,6) + Д₃(2958 - 2820,8)] ^. 0,99 =

=1,04139 ^. Д(902,1 - 770,5),

[(Д₁ + Д₂) ^. (806,6 - 706,3) + Д₃(2820,8 - 706,3)] ^. 0,99 =

= 1,04139 ^. Д ^. (770,5 - 694,7),

Д₁ ^. 1897,038 + Д₂ ^. 235,026 = Д ^. 93,204, (I')

Д₁ ^. 134,442 + Д₂ ^. 2017,62 + Д₃ ^. 135,828 = Д ^. 137,047,

(Д₁ + Д₂) ^. 99,297 + Д₃ ^. 2093,335 = Д ^. 78,937. (II')

Из уравнения (I') выразим Д₁:

Д₁ ^. 1897,038 = Д ^. 93,204 - Д₂ ^. 235,026,

Д₁ = Д ^. 0,04913 - Д₂ ^. 0,12389.

Подставим полученное значение в уравнение (II')

(Д ^. 0,4913 - Д₂ ^. 0,12389) ^. 134,442 + Д₂ ^. 2017,62 + Д₃ ^. 135,828 =

= Д ^. 137,047,

Д ^. 6,60514 - Д₂ ^. 16,65602 + Д₂ ^. 2017,62 + Д₃ ^. 135,828 =

= Д ^. 137,047,

Д₂ ^. (2017,62 - 16,65602) + Д₃ ^. 135,828 = Д ^. (137,047 - 6,60514) ,

Д₂ = Д.

Полученное выражение Д₂ подставим в уравнение (III)

Д ^. 0,04913 - (Д ^. 0,06519 - Д₃ ^. 0,06788) ^. 0,12389 + Д ^. 0,06519 -

Д₃ ^. 0,06788 = Д ^. 0,04913 - Д ^. 0,00808 + Д₃ ^. 0,00841 + Д ^. 0,06519 -

Д₃ ^. 0,06788 = 0,10624 ^. Д - Д₃ ^. 0,05947,

(0,10624 ^. Д - Д₃ ^. 0,05947) ^. 99,297 + Д₃ ^. 2093,355 = Д ^. 78,937,

Д ^. 10,54931 - Д₃ ^. 5,90519) = Д ^. (78,937 - 10,54931),

Д₃ ^. 2087,45 = Д ^. 68,38769,

Д₃ = 0,03276 ^. Д,

Д₂ = Д ^. 0,06519 - 0,03276 ^. 0,06788 ^. Д,

Д₂ = 0,096297 ^. Д,

Д₁ = Д ^. 0,04913 - 0,06297 ^. 0,12389 ^. Д = 0,04133 ^. Д.

Таким образом, из решения системы уравнений получено:

Д₁ = 0,04133 ^. Д,

Д₂ = 0,06297 ^. Д,

Д₃ = 0,03276 ^. Д.

Определим подогрев питательной воды в охладителях пара ОП-1:

Уравнение теплового баланса:

Подобные документы

• Выбор оборудования и расчет тепловой схемы промышленной теплоэлектроцентрали (электрическая мощность 200 МВт)

  Теплоэлектроцентраль как разновидность тепловой электростанции: знакомство с принципом работы, особенности строительства. Рассмотрение проблем выбора типа турбины и определения необходимых нагрузок. Общая характеристика принципиальной тепловой схемы.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 14.04.2014
  

• Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

  Cоставление тепловой схемы котельной. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Технико-экономическая реконструкция котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перехода на местные виды топлива.
  
  дипломная работа [539,5 K], добавлен 20.04.2014
  

• Проект КЭС 1500 МВт

  Расчет основных технико-экономических показателей конденсационной электростанции. Описание тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования. Требования к компоновке зданий и сооружений электростанции, разработка генерального плана.
  
  курсовая работа [184,1 K], добавлен 26.02.2014
  

• Расчет основного и вспомогательного оборудования турбины Р-100 и котла БКЗ-270

  Технические характеристики турбины Р-100(57)/130/15. Основные параметры котла БКЗ-270(320)-140. Выбор питателей сырого угля, тягодутьевых машин, багерных насосов. Расчет золоулавливающего устройства. Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха.
  
  курсовая работа [469,7 K], добавлен 24.12.2013
  

• Выбор основного тепломеханического оборудования и расчет тепловой схемы электростанции

  Параметры газовой турбины ALSTOM GT-13E2, котла-утилизатора и паротурбинной установки. Выбор основного электрооборудования и варианта выдачи мощности электростанцией. Расчет токов короткого замыкания, выключателей и разъединителей. Монтаж гибкой ошиновки.
  
  дипломная работа [4,3 M], добавлен 15.03.2012
  

• Проектирование тепловой электростанции

  Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов ГРЭС. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 02.11.2010
  

• Расчет тепловой схемы производственно-отопительной котельной с выбором основного и вспомогательного оборудования

  Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата. Подсчет конденсатного бака. Избрание диаметров трубопроводов. Калькуляция и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. Анализ снабжения водоподготовительной установки.
  
  курсовая работа [531,8 K], добавлен 16.09.2017
  

• Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

  Модернизация турбоустановки Кумертауской ТЭЦ; описание и расчет принципиальной тепловой схемы в номинальном и конденсационном режимах; выбор основного и вспомогательного оборудования; тепловой и поверочный расчеты сетевого подогревателя; себестоимость.
  
  дипломная работа [755,1 K], добавлен 07.08.2012
  

• Расчет и подбор оборудования отопительной котельной

  Технические характеристики котла ДКВР, его устройство и принцип работы, циркуляционная схема и эксплуатационные параметры. Тепловой расчет котельного агрегата. Тепловой баланс теплогенератора. Оборудование котельной. Выбор, расчет схемы водоподготовки.
  
  курсовая работа [713,5 K], добавлен 08.01.2013
  

• Проект конденсационной электростанции мощностью 4000 МВт

  Расчёт принципиальной тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования станции, оценка ее технико-экономических показателей. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 06.12.2013
  

• Реконструкция Ачинской теплоэлектроцентрали

  Характеристика основного оборудования Ачинской теплоэлектроцентрали и обоснование её реконструкции. Расчет тепловой схемы турбины. Построение процесса расширения пара в турбине. Уравнение теплового баланса. Проверка по балансу мощности турбоагрегата.
  
  курсовая работа [195,0 K], добавлен 19.01.2014
  

• Проект теплоэлектроцентрали мощностью 280 МВт с турбоустановками ПТ-140/165-130/15

  Описание тепловой схемы энергоблока с турбиной ПТ-140/165-130/15. Энергетический баланс турбоагрегата. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Конструктивный расчет основных параметров насоса. Технологии шумозащиты энергетического оборудования.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 24.12.2014
  

• Проектирование производственно-отопительной котельной чугунолитейного завода в г.Чите

  Разработка тепловой схемы производственно-отопительной котельной. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования. Составление схемы трубопроводов и компоновка оборудования. Основные принципы автоматизации котельного агрегата паровой котельной.
  
  дипломная работа [293,3 K], добавлен 24.10.2012
  

• Расчет усилий на ротор турбины

  Краткая характеристика общего конструктивного оформления спроектированной турбины, ее тепловой схемы и основных показателей. Выбор дополнительных данных для расчета турбины. Тепловой расчет нерегулируемых ступеней. Механические расчеты элементов турбины.
  
  курсовая работа [3,7 M], добавлен 01.12.2014
  

• Тепловые схемы ТЭС

  Принципиальные тепловые схемы электростанции, способы ее расширения, схема питательных трубопроводов. Расчет тепловой схемы теплофикационного энергоблока. Схемы включения питательных насосов и приводных турбин. Расчет напора питательного насоса.
  
  презентация [13,1 M], добавлен 08.02.2014
  

• Тепловой расчет турбины К-500-240

  Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2014
  

• Тепловая схема энергоблока К-330 ТЭС

  Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока К-330 ТЭС. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателя ПН-1000-29-7-III низкого давления с охладителем пара. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 07.08.2012
  

• Проектирование котельного агрегата ДЕ-4-14ГМ

  Поверочный тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата и подбор вспомогательного оборудования. Расчет расхода топлива, тепловых потерь, КПД котлоагрегата, температуры и скорости газов по ходу их движения в зависимости от его параметров.
  
  дипломная работа [656,6 K], добавлен 30.10.2014
  

• Выбор площадки и генплана ГРЭС

  Выбор основного энергетического оборудования, паровых турбин. Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения электростанции. Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 28.05.2014
  

• Тепловая схема энергоблока

  Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной. Составление балансов и определение показателей тепловой экономичности энергоблока. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателей низкого давления поверхностного и смешивающего типов.
  
  дипломная работа [381,9 K], добавлен 29.04.2011
  

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