Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования

1.1 Величины тепловых нагрузок

Строим ТЭЦ для обеспечения города с населением 190 тысяч жителей. Выбираем оборудование три блока Т-250/300-240 с котлоагрегатами ТГМП-314.

Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин /11/ приведена в таблице 1:

Таблица 1. Величины отборов турбин

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО, Гкал/ч	QТХО, Гкал/ч
Т-250-240	3	330	-

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю на теплофикацию из отборов турбин:

Qчтфо=3Qтфо т-250=3.330=990 Гкал/ч.

Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию:

QТЭЦтф=Qчтфо/aтф=9900,6= 1650 Гкал/ч;

1.2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем _тс=0,9. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

для отопления и вентиляции q_ОВ^ГОД=13,1 Гкал/годчел.;

h_ОВ^MAX=2500 час.

для горячего водоснабжения q_ГВ^ГОД=8,1 Гкал/годчел.;

h_ГВ^MAX=3500 час.

час.

тогда число жителей определяем как:

z_расч =Q^ТЭЦ_тф^. _т.с^.h_max^тф/q^год_уд=1650^..0,9^.2800/21,2=196000 жителей

Население города к началу расчетного периода

z_нач=z_расч/(1+i/100)^Трасч=196132/(1+1,5/100)⁵=182000 жителей

где i-ежегодный прирост населения города; Т_расч-время, через которое ТЭЦ достигнет проектной нагрузки.

Тепловая нагрузка к началу расчетного периода

Q_тф.нач=Q^ТЭЦ_тф^.z_нач/z_расч=1650^.182000/196000=1531,6 Гкал/ч

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

Q^ГОД_О+В=z_расч^.q^ГОД_О+В=196132^. 13,1=2569329,2 Гкал/год

горячее водоснабжение

Q^ГОД_Г.В=z_расч^. q^ГОД_Г.В=196132. 8,1=1588669,2 Гкал/год

Максимальные часовые нагрузки для расчетного года:

отопление и вентиляция

Q^P_О+В= Q^ГОД_О+В/ h_О+В^MAX=2569329,2/2500=1027,7 Гкал/час

горячее водоснабжение

Q^P_Г.В= Q^ГОД_Г.В/ h_Г.В^MAX=1588669,2/3500=453,9 Гкал/час

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ к расчетному году:

Q^ТЭЦ_тф.год=(Q^ГОД_О+В+ Q^ГОД_Г.В)/_т.с=(2569329,2+1588669,2)/0,9=

=4619998,2 Гкал/год

Суммарный часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q^ТЭЦ_тф=(Q^P_О+В +Q^P_Г.В)/_т.с=(1027,7+453,9)/0,9=1646,2 Гкал/час

Годовой отпуск тепла из теплофикационных отборов ТЭЦ

Q^ТЭЦ_{тф.о.год}= Q^ТЭЦ_тф.год. aтф^ГОД=4619998,2^.0,89=4111798,4 Гкал/год

где aтф^ГОД - годовой коэффициент теплофикации

1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 3Т-250-240. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем 4Т-180-130.

1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, часовой отпуск тепла от ПВК определяется:

Qпвк=Qтэцтф-Qтэцтфо=1650-990= 660 Гкал/ч.

n=Q^ПВК180=660180=3,67

Принимаем 4 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-180 производительностью по 180 Гкал/ч.

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:

вариант I - 3хТ-250-240;

вариант II - 4хТ-180-130.

1.5.1 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ /11/ приведены в таблице 2.

Таблица 2. Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1)

Тип	Затраты на 1 ед. оборудования (млн. у. е.)
оборудования	головной	последующий
Т-250/300-240+1000 т/ч	96	60
КВГМ-180	-	3,5

Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей ТС=15 км, а ЛЭП - ЛЭП=25 км.

Удельные капиталовложения: в тепловые сети - k_ТС=410⁶ у.е./км /11/, в ЛЭП - k_ЛЭП=0,56 у.е./км.

Полные капиталовложения:

в ТС - K_ТС= k_ТС l_ТС=410⁶15=60 млн у. е.,

в ЛЭП - K_ЛЭП= k_ЛЭП l_ЛЭП=0,5610⁶25=14 млн. у. е.

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ= К₁^Т-250+2.К ₂^Т-250+4К^ПВК=96+2.60+43,5=230 млн у.е.

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k_ТЭЦ=К_ТЭЦ/N_ТЭЦ=230/750=0,307 млн у. е./МВт;

Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице 3

Таблица 3. Состав основного оборудования (вариант 2)

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО, Гкал/ч	QТХО, Гкал/ч
Т-180/210-130+670 т/ч	4	270	-

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:

Q_ТФО^Т-180=270 Гкал/ч /17/;

Q_ТФО =4270=1080 Гкал/ч;

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q_ТФ=Q_ТФО/_ТФ=1080/0,6= 1800 Гкал/ч

Годовой отпуск тепла от ТЭЦ:

Q^г_ТФ= Q_ТФОh_ТФ/^ГОД_ТФ =10803500/0,89= 4247191 Гкал/год

Необходимый отпуск теплоты от ПВК

Qпвк=Qтф-Qтфо=1800-1080= 720 Гкал/ч.

n=Q^ПВК180=720180=4 шт.

Ставим четыре ПВК КВГМ-180, стоимостью 3,5 млн. у. е. каждый /11/; капиталовложения показаны в таблице 4

Таблица 4. Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2)

Тип	Затраты на 1 оборудования (млн. у. е.)
оборудования	головной	последующий
Т-180/210-130+670 т/ч	70	50
КВГМ-180	-	3,5

Капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП принимаем такими же как и в варианте I:

в ТС - K_ТС= k_ТС l_ТС=410⁶15=60 млн. у. е.,

в ЛЭП - K_ЛЭП= k_ЛЭП l_ЛЭП=0,5610⁶25=14 млн. у. е.

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ= К₁^Т-180+4К₂^Т-180+5К^ПВК=

=70+350+43,5=234 млн. у. е.

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

k_ТЭЦ=К_ТЭЦ/N_ТЭЦ=235,2/720=0,325 млн. у. е./МВт

1.5.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Определим годовой расход топлива для первого варианта состава оборудования.

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 5).

Таблица 5. Энергетические характеристики турбин Т-250/300-240, МВт/МВт

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
Т-250	1,98	1.32	-	0.63	40,7	39,6

Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

где a - расходы теплоты на холостой ход, МВт;

c - потери в отборах, МВт;

T - число часов работы турбины в году, ч/год;

h - годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

rк - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

Wтхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Принимаем /11/:

T=6000 ч/год; h=5500 ч/год; hтфо=3500 ч/год.

Этт-250=0,63.384.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год;

Qтгод т-250=39,6.6000+1,98.250.5500-1,32.602520+384.3500=

=3508773,6 МВт-ч/год;

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц=SNihi (1-DЭс.н./100)

Эсн=6%

Этэц=750.5500 (1-6/100)=3,88106 МВт-ч/год.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=1,02 (SQт+Qроу);

Qроу=(1-aтх) Qтх,

Qка=1,02 (33508773,6)=10,53.106 МВт-ч/год.

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(_КАК_П)=10,53106/(0,93. 8,14)=1,39106 т у.т./год,

где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Bпвк=Qпвкhтфо (1-aтф год)/(hпвкKп)=660.3500 (1-0,89)/(0,86. 8,14)=

=36297,9 т у.т./год,

где aтф год - годовой коэффициент теплофикации при часовом aтф=0,6 /11/.

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=1,39106+36297,9=1,426.106 т у.т./год.

Определим годовой расход топлива для второго варианта состава оборудования.

Энергетические характеристики /11/ для турбин приведены в таблице 6.

Таблица 6. Энергетические характеристики турбин Т-180/210-130, МВт/МВт

Турбина	rk	r	WТХО	WТФО	c	а
Т-180	2.316	1.3	-	0.6	24,4	29,89

Qтгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

Этт-180=0,6.314.3500-24,4.6000=513000 МВт-ч/год;

Qтгод т-180=29,89.6000+2,316^.180.5500-1,3.513000+314.3500=

=2904280 МВт-ч/год;

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц=SNihi (1-DЭс.н./100);

Эсн=8%

Этэц=720.5500 (1-8/100)=3,64.106 МВт-ч/год.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=1,02 (SQт+Qроу);

Qроу=(1-aтх) Qтх,

где Qтх=0; Qроу=0

Qка=1,02 (42904280)=11,62.106МВт-ч/год

Bка=Qка/(_КАК_П)=11,62106/(0,93. 8,14)=1,53106 т у.т./год,

где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Bпвк=Qпвкhтфо (1-aтф год)/(hпвкKп)=720.3500 (1-0,89)/(0,86. 8,14)=

=39597,7 т у.т./год,

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=1,53106+39597,7 =1,57.106 т у.т./год.

1.5.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Произведем расчет для первого варианта оборудования.

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

где Р_а =4,3% - норма амортизации (/11/),

з_сг=2500 у. е./год - заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,45 чел./МВт - штатный коэффициент (/11/),

И_пост=1,3(1,2229,2 10⁶4,3/100+0,457502500)= 16,4710⁶ у. е./год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=1,426 10⁶70= 85,5610⁶ у. е./год,

где Ц_тут=70 у. е./тут - цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

где Е_н-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12; К_t⁰-капиталовложения в t-й год (по графику); И^t_пост-постоянные годовые издержки в t-й год (по графику; Е_пр-нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, равный 0,08.

Третье и четвертое слагаемое учитываются лишь в том методе, где их величины больше.

Построим графики изменения К, Э и В в зависимости от времени.

Для определения динамики освоения капиталовложений вычисляются сроки ввода головного агрегата Т_гол, сроки строительства Т_стр, сроки освоения проектной мощности Т_расч и капиталовложения в основной агрегат К*_гол:

Т_расч=Т_стр+2=4+2=6 лет

Т_стр=Т_ввод+4 мес=4 года

где Т_ввод-сроки ввода последнего агрегата.

С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат:

К^*_гол=1,25^.К_гол=95,6^.1,25=119,5 млн у. е./год

Капиталовложения К^*_гол распределяются между первым, вторым и частью третьего года в отношении

К₁:К₂:К₃ t/12=1:1,7:2,7t/12

t=5, число месяцев с начала третьего года до ввода головного агрегата.

К₁=31,24 млн у. е./год; К₂=53,11 млн у. е./год; К₃=35,15 млн у. е./год

Постоянные издержки в третьем году:

Отпуск тепла от ТЭЦ коммунально-бытовым потребителям в третьем году:

Расход топлива в третьем году на ТЭЦ:



И_ТС= 0,075К_ТС=0,07560=4,510⁶ у. е./год,

И_ЛЭП= 0,034К_ЛЭП=0,03414=0,47610⁶ у. е./год - издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=59,8 млн. у. е./год

Аналогичный расчет для второго варианта приведен ниже.

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

где Р_а =4,3% - норма амортизации (/11/);

з_сг=2500 у. е./год - среднегодовая заработная плата;

k_шт=0,45 чел./МВт - штатный коэффициент (/11/).

И_пост=1,3(1,2235,210⁶4,3/100+0,457202500)= 16,810⁶ у. е./год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=1,5710⁶70= 94,210⁶ у. е./год,

где Ц_тут=70 у. е./тут - цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

Для определения динамики освоения капиталовложений вычисляются сроки ввода головного агрегата Т_гол, сроки строительства Т_стр, сроки освоения проектной мощности Т_расч и капиталовложения в основной агрегат К*_гол:

Т_расч=Т_стр+2=5+2=7 лет

Т_стр=Т_ввод+6 мес=5 года

где Т_ввод-сроки ввода последнего агрегата.

С учетом задела по последующим агрегатам находятся капиталовложение в головной агрегат:

К^*_гол=1,25^.К_гол=70,3^.1,25=87,88 млн у. е./год

Капиталовложения К^*_гол распределяются между первым, вторым и частью третьего года в отношении

К₁:К₂:К₃ t/12=1:1,7:2,7t/12

t=5, число месяцев с начала третьего года до ввода головного агрегата.

К₁=23 млн у. е./год; К₂=39 млн у. е./год; К₃=25,85 млн у. е./год

Постоянные издержки в третьем году:

Выработка электрической энергии в третьем году:

Отпуск тепла от ТЭЦ коммунально-бытовым потребителям в третьем году:

Расход топлива в третьем году на ТЭЦ:



И_ТС= 0,075К_ТС=0,07560=4,510⁶ у. е./год,

И_ЛЭП= 0,034К_ЛЭП=0,03414=0,47610⁶ у. е./год - издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=61,23 млн у. е./год

1.7 Выбор оптимального состава оборудования

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.).

Наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

2. Выбор и расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основное содержание технологического процесса выработки электрической и тепловой энергии. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта.

Принимаем существующую схему турбоустановки Т-250-240 номинальной мощностью 250 МВт, рассчитанной на параметры свежего пара 23,54 МПа и 540°С и давление в конденсаторе 4,9 кПа. Частота вращения турбины 50 1/с. Турбина имеет двухступенчатый теплофикационный отбор, обеспечивающий тепловую нагрузку 1381,4 ГДж/ч.

Важным достоинством турбины является возможность работать с максимальным расходом пара 1000 т/ч, обеспечивающим мощность 305 МВт при конденсационном режиме. Это позволяет не только эффективно использовать турбину в начальный период эксплуатации, когда тепловые сети еще готовы не полностью, но и активно привлекать ее к покрытию переменной части графика нагрузки в летний период, когда тепловая нагрузка мала

Свежий пар проходит ЦВД, промежуточный перегреватель котла, ЦСД-I и ЦСД-II. За 26/35-ой ступенью ЦСД-II, параллельно осуществляется верхний теплофикационный отбор на II ступень сетевого подогревателя, давление в котором может изменяться в пределах 59-200 кПа. Отбор на I ступень сетевого подогревателя осуществляется параллельно и взят за 28/37 ступенью ЦСД-II.

Из ЦНД пар поступает в конденсатор, разделенный по пару вертикальной перегородкой на две половины. Каждая из них присоединяется своим переходным патрубком к соответствующему потоку ЦНД, имеет свой основной и встроенный теплофикационный пучок для подогрева сетевой или подпиточной воды. Обе половины конденсатора по охлаждающей воде соединены последовательно; таким образом, он является двухсекционным двухходовым конденсатором, обеспечивающим повышение экономичности турбоустановки на 0,15-0,3% по сравнению с односекционным конденсатором.

Система регенеративного подогрева питательной воды включает, кроме холодильников эжекторов и эжекторов уплотнений пять ПНД поверхностного типа, деаэратор на 0,7 МПа и три ПВД.

2.1. Исходные данные для расчета

Турбина имеет 8 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=250 МВт, начальные параметры Ро=24 МПа, tо=560 оС, давление в конденсаторе Рк=0,54 кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Q_т=Q_т^ном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.

2.2 Построение процесса расширения

Для определения давления в отопительных отборах задаёмся тепловым графиком теплосети 150/70.

Для расчёта возьмём точку . В этом случае температура обратной сети . Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.

,

где - доля покрытия теплофикационной нагрузки турбо установкой;

- температура прямой сети;

- температура обратной цепи.

Применяем равный подогрев сетевой воды в этом случае

- температура воды за первым подогревателем.

Температура насыщения пара в подогревателе:

- температурный напор;

- температура насыщения в ПСН;

температура насыщения в ПСВ.

По таблице термодинамических свойств воды и водяного пара [] находим давление насыщения:

;

;

Давление в отборах определяем по формуле:

, где

;

.

На найденные давления в отборах имеются технические ограничения: пределы изменения давления пара в верхнем отопительном отборе (включены оба отопительных отбора) 0,059-0,29;

пределы изменения давления пара в нижнем отопительном отборе (верхний отопительный отбор отключён) 0,049-0,196;

Данное ограничение выполняется, так как .

Давление пара в отборах турбины принимаем по справочным данным.

Таблица 2.1

Отбор	Р, МПа
I	5,76
II	4,07
ПТН	2,48
III	1,69
IV	1,00
V	0,559
VI	0,28
VII	0,093
VIII	0,027
IX	-

Принимаем потери в регулирующих клапанах 4%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%; относительный внутренний КПД: ЦВД - 0,8; ЦСД - 0,84; ЦНД - 0,09.

;

;

;

;

.

Так как пар на ПНД-3 и ПСВ отбирается из одного отбора (т. 6), а давление , то давление в регенеративном отборе на ПНД-3 равно 0,251.

Скорректируем давление в 6 отборе:



Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять =1.

.

2.3 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации

Уточняем давление в подогревателях:

,

где: - потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6%.

Температура воды в подогревателях:

,

где: - температурный напор, принимаем 4 в ПВД, 3 в ПНД.

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

Рв=1,25·Ро=1,25·23,54=29,43 Мпа.

Состояния пара и воды в системе регенерации.

Таблица 2.2

N	Пар	Конденсат	Вода
	Р, МПа	t (х), оС	h, кДж/кг	tн, оС	h`, кДж/кг	tв, оС	Рв, МПа	hв, кДж/кг
0	23,54	540	3318	-	-	-	-	-
0`	22,6	540	3318	-	-	-	-	-
1	5,76	345	3026	-	-	-	-	-
П1	5,3		3026	266	1172	262	29,43	1180
2	4,07	300	2953	-	-	-	-	-
П2	3,79		2953	246	1073	242	29,43	1053
3	4,03	540	3539	-	-	-	-	-
4	2,48	485	3425	-	-	-	-	-
ПТН	2,31		3425	-	-	-	-	-
5	1,69	435	3329	-	-	-	-	-
П3	1,57		3329	199	853	195	29,43	865
6	1,0	375	3224	-	-	-	-	-
Д-7	0,7		3224	164	697	164	0,7	687
7	0,559	320	3136	-	-	-	-	-
П5	0,52		3136	153	646	150	1,5	641
7'	0,548	320	3136	-	-	-	-	-
8	0,363	285	3036	-	-	-	-	-
П6	0,338		3036	138	580	134	1,5	572
9	0,27	260	2994	-	-	-	-	-
П7	0,251		2994	127	535	124	1,5	531
ПСВ	0,251		2994	127	535	125
10	0,113	190	2847	-	-	-	-	-
П8	0,105		2847	101	417	98	1,5	427
ПСН	0,105		2847	101	417	99
10'	0,091	190	2847	-	-	-	-	-
11	0,027	155	2793	-	-	-	-	-
12	0,0049	120	2722	-	-	-	-	-

2.4 Расчёт теплообменных аппаратов

2.4.1 Расчёт деаэратора подпитки теплосети

Так как применяется двухступенчатый подогрев сетевой воды

Расход сетевой воды:

,

где кДж/ч;

кДж/(кг^oС). кг/ч

Величина подпитки теплосети:

т/ч.

Составим уравнение смешения для определения температуры на входе в ПСН:

,

где для вакуумных деаэраторов.

Определим расход пара в верхний и в нижний подогреватель:

,

где - определяем по давлению в подогревателе; .

т/ч;

,

где - определяем по давлению подогревателей;

т/ч.

2.5 Составление баланса пара и воды

Принимаем расход пара на турбину G_т=1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД G_o=G_т+G^пр_упл=1,02·G_т. Паровая нагрузка парогенератора G_пе=G_o+G_ут=1,012·G_o=1,032·G_т, где потеря от утечек через неплотности G_ут=0,012·G_o=0,01224·G_т. Расход питательной воды G_пв=G_пе=1,032·G_т. Расход добавочной воды G_доб=G_ут=0,01224G_т.

2.6 Расчет системы ПВД

Из таблицы 2 находим:

h₁=3026 кДж/кг h₂₁^оп=1180 кДж/кг

h₂=2953 кДж/кг h₂₂^оп=1053 кДж/кг

h₃=3329 кДж/кг h₂₃^оп=865 кДж/кг

h_j^опп = f (P_{под j}, t_{н j}+20) h_{др j} = f (P_{под j}, t_{в j+1}+10)

h₁^опп=2865 кДж/кг h_др1=1085 кДж/кг

h₂^опп=2858 кДж/кг h_др2=873 кДж/кг

h₃^опп=2832 кДж/кг h_др3=719 кДж/кг

Повышение энтальпии воды в питательных насосах:

кДж/кг.

Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:

h₁₃=h^`_д+h_пн=687+35,9=722,9 кДж/кг.

Расход пара уплотнений, подаваемый на подогреватель:

Энтальпия пара уплотнений:

кДж/кг.

Тепловой баланс для ПВД 1:

Тепловой баланс для ПВД 2:

Тепловой баланс для ПВД 3:



Определяем нагрев воды в ОПП:

кДж/кг.

кДж/кг.

кДж/кг.

Уточняем энтальпии воды за подогревателями.

кДж/кг.

кДж/кг.

кДж/кг.

Составляем уточненные тепловые балансы.

Для ПВД 1:

Для ПВД 2:

Так как ПВД-3 включён по схеме Виален, то на этом этапе уравнение для ПВД-3 не меняется.

Необходимо уточнить .

кДж/кг, t_пв=276 ^оС.

ПВД-8	ПВД-7	ПВД-6
0,0716	0,0704	0,0592

2.7 Расчет деаэратора питательной воды

Составим уравнение материального баланса:

,

где G_пв=1,04G_т; G_вып=0,002G_ок;

Тогда

1,04+0,002 G_ок=0,2079G_т+G_д+G_ок



Уравнение теплового баланса:

Отсюда G_ок=0,8148 G_т; G_д=0,0192.

2.8 Расчет системы ПНД

h₄=3136 кДж/кг h₂₄=641 кДж/кг h_др4=646 кДж/кг

h₅=3036 кДж/кг h₂₅=572 кДж/кг h_др5=580 кДж/кг

h₆=2994 кДж/кг h₂₆=531 кДж/кг h_др6=535 кДж/кг

h₇=2847 кДж/кг h₂₇=427 кДж/кг h_др7=417 кДж/кг

h'_псв=535 кДж/кг

h'_псн=417 кДж/кг

Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД 4-5-6-7, связанных дренажными насосами:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

Рассчитаем конденсатор ОУ+СП, ОЭ как один смешивающий подогреватель.

Примем G₈=0, G_оэ=0,002 G_т

Расход пара в конденсатор:

Тепловой баланс для ОУ+СП и ОЭ:

Оценим энтальпию h₂₇.

Принимаем т/ч.

Отсюда кДж/кг, а ^оС, что меньше 60 ^оС, значит линия рециркуляции не работает, а следовательно ПНД 8 не работает.

2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности

оборудование тепловой энергоблок турбина

Расход пара при теплофикационном режиме:

кг/с,

где - электрическая мощность на клеммах генератора; - электромеханический КПД турбогенератора; - соответственно расход пара отбор турбины и коэффициент недовыроботки для этого отбора; - приведенная относительная величина утечек пара через концевые уплотнения турбины:

,

где и - соответственно относительная величина утечки пара через концевое уплотнение и работа этого пара в турбине.

Расход пара на турбину:

Тогда:

Мощность турбины:

Погрешность определения мощности составляет 3%.

Размещено на Allbest.ru