Проектирование промышленно-отопительной ТЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Принципиальная тепловая схема определяет уровень технического совершенства и тепловую экономичность электростанции; она показывает взаимосвязь основного и вспомогательного оборудования в процессе выработки электрической и тепловой энергии; она показывает сущность основного технологического процесса превращения и использования энергии рабочего тела.

На паротурбинной электростанции эта схема включает: котельный и турбинный агрегаты с электрогенератором и конденсатором; теплообменники (сетевые подогреватели, паропреобразователи) для отпуска тепла внешним потребителям; теплообменники (регенератные подогреватели) для использования тепла пара, отработанного в турбине, теплообменники (испарители, деаэраторы) для подготовки дополнительной и питательной воды котлов. Тепловая схема включает также насосы для перекачивания рабочего тела: питательные насосы котлов, конденсатные насосы турбин, сетевых подогревателей, регенератных подогревателей.

Основное и вспомогательное оборудование соединяется на схеме линиями трубопроводов для воды и пара соответственно последовательности движения рабочего тела в установке. В отличие от развернутой схемы в принципиальной схеме несколько одинаковых агрегатов и установок изображаются одним агрегатом или установкой; резервное оборудование в эту схему не включается; в ней показывают лишь принципиальные связки между оборудованием и арматуру, необходимые для понимания сути технологического процесса.

Схема дает возможность выполнить тепловые расчеты элементов станции. Принципиальная тепловая схема позволяет рассчитать системы регенератного подогрева питательной воды парой из отборов турбины; деаэрации питательной воды; заполнение потерь пара и конденсата в цикле станции; отпуска теплоты внешним потребителям; использование низкопотенциальной теплоты самой станции и от других источников.

Основу схемы составляет паротурбинная установка с конденсатором и системой регенерации. Все элементы тепловой схемы имеют стандартное обозначение и располагаются на чертеже в определенной последовательности. На чертеже не показывают элементы, не связанные непосредственно с тепловыми процессами: топливоподача, водоподготовительная установка и другие. Для ТЭЦ с однотипными турбоагрегатами составляют схему данной турбоустановки. На ТЭЦ с промышленной и отопительной нагрузкой, общими есть линии промышленного отбора пара турбин ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпитательной воды тепловой сети. Сетевые подогревательные установки выполняют индивидуальными у каждого турбоагрегата Т и ПТ, а магистрали прямой и обратной сетевой воды и пиковых водогреющих котлов являются общими для всей ТЭЦ.

В схеме с разнотипными установками предусматривают преимущественно один тип паровых котлов, а теплофикационные турбоагрегаты на сверхкритических параметрах пара проектируют по блочному принципу.

На схему наносятся основные параметры рабочего тела при расчетном режиме работы станции, а также указывается направление потоков. На рисунке 1, показана принципиальная тепловая схема ТЭЦ.

1. Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Задачей расчета тепловой схемы есть определение параметров и расходов рабочего тепла во всех точках схемы, а также общего расхода пара, электрической мощности турбины и показателей тепловой экономичности.

Обычно схема рассчитывается для следующих характерных режимов работы ТЭЦ:

І режим - расчетный (максимальный - зимний). Он отвечает расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления;

П режим - расчетно-контрольный, соответствующий средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха;

Ш режим - средне-зимний, что отвечает средней температуре наружного воздуха за отопительный период;

ІV режим - летний, при отсутствии погрузки отопление и вентиляции.

В данной курсовой работе расчет произведен по методу последовательных приближений.

1.1 Построение процесса расширения пара в проточной части турбины в h-S диаграмме

Для определения параметров пара и конденсата в основных точках тепловой схемы ТЭЦ строится процесс расширения пары в проточной части турбины. Процесс расширения пара строится по трех отсекам - ЧВД, ЧСД, ЧНД.

Первый отсек - от давления перед стопорным клапаном турбины к давлению в промышленном отборе. Потери давления в стопорных и регулировочных клапанах принимаем 5%, в паропроводах отборного пара 5%.

Второй отсек - от давления в промышленном отборе к давлению в отопительном отборе. Дросселирование в регулировочных элементах промышленного отбора принимаем 5% от давления промышленного отбора.

Третий отсек - от давления в отопительном отборе к давлению в конденсаторе. Потери давления в регулировочных органах принимаются 5% от давления отопительного отбора.

Процесс расширения пара в турбине ПТ-135 в h-S диаграмме представлен на рисунке.

1.2 Распределение регенератного подогрева питательной воды по ступеням и определения давлений и энтальпий пара в отборах

При расчете схемы необходимо найти значение давлений в нерегулиро-ванных отборах. При известных значениях температур питательной воды t_ПВ и температуры конденсата t_К (определяется по давлению в конденсаторе р_К), определяется интервал регенератного подогрева (t_ПВ - t_К) при количестве регенератных отборов равным n, данный интервал разбивается на n равных частей. С учетом подогрева конденсата в охладителе уплотнений ОУ и охла-дителе эжекторов ОЭ (сальниковом и эжекторном подогревателях) общий интервал подогрева уменьшается на величину t_ОУ+ОЭ.

Тогда подогрев конденсата в каждой ступени подогревателя низкого давления - ПНД составит

(1.1)

А подогрел питательной воды в каждой ступени подогревателя высокого давления - ПВД

 (1.2)

где t_Д - температура питательной воды на выходе из деаэратора, ^оС;

t_К - температура конденсата на выходе из конденсатора, ^оС;

t_ОУ+ОЭ - повышение температуры конденсата в охладителе уплотнений и охладителе эжекторов, ^оС. Принимается равным 5 ^оС;

t_ПВ - температура питательной воды, ^оС;

n_ПНД, n_ПВД - соответственно, количество подогревателей низкого и высокого давления.

;

По известной величине подогрева в ступени определяют давление в соответствующем регенератном отборе. Для этого находится температура насыщения пара отбора. Для ПНД

t_ПНД7 = t_К + t_ОУ+ОЭ + t_ПНД + ;

t_ПНД6 = t_ПНД7 + t_ПНД (1.3) t_ПНД5 = t_ПНД6 + t_ПНД

t_ПНД4 = t_ПНД5 + t_ПНД

где t_ПНД4, t_ПНД5, t_ПНД6, t_ПНД7 - температура насыщения греющего пара, соответственно 4, 5, 6 и 7 регенератного отбора низкого давления, считая от деаэратора;

- недогрев конденсата до температуры насыщения пара регенератного отбора. В расчете можно принять

t_ПНД7 = 26,54 + 5 + 25,46 + 4 = 61,00 ^оС;

t_ПНД6 = 61,00 + 25,49 = 86,46 ^оС;

t_ПНД5 = 86,46 + 25,46 = 111,92 ^оС;

t_ПНД4 = 111,92 + 25,46 = 137,38 ^оС.

Аналогично для ПВД

t_ПВД3 = t_Д + t_ПВД + ;

t_ПВД2 = t_ПВД3 + t_ПВД (1.4)

t_ПВД1 = t_ПВД2 + t_ПВД

где t_ПВД1, t_ПВД2, t_ПВД3 - температура насыщения греющего пара, соответственно первого, второго и третьего регенератного отбора высокого давления, считая от котла.

t_ПВД3 = 158,84 + 26,05 +5 = 189,89 ^оС;

t_ПВД2 = 189,89 + 26,05 = 215,94 ^оС;

t_ПВД1 = 215,94 + 26,05 = 241,99 ^оС.

Величина недогрева питательной воды принимается равной: 4-6^оС.

Зная температуры насыщения, по таблицам свойств воды и водяного пара находят давление регенератных отборов и на h-S диаграмме процесса расширения пара находят точки пересечения изобар отборов с действитель-ным процессом расширения пара в турбине, а по ним - энтальпии пара соот-ветствующих регенератных отборов. Значение энтальпий пара, питательной воды, конденсата заносят в таблицу 1.

1.3 Расчет сетевой подогревательной установки

Подогрев сетевой воды осуществляется последовательно в двух подогревателях - основном и пиковом, а затем в пиковом водогрейном котле при низких внешних температурах.

Расход сетевой воды, определяется по формуле

(1.5)

где Q_Т - теплофикационная нагрузка ТЭЦ, кВт;

_{10 20} - расчетные температуры сетевой воды в подающем и обрат-ном трубопроводе соответственно, ^оС (согласно температурного графика);

С_В - средняя теплоемкость воды, кДж/(кг·^оС).

Расход пара на нижнем сетевом подогревателе рассчитывается

, кг/с (1.6)

где _НС = t'₁ - - температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя, ^оС;

t'₁ - температура насыщения греющей пара нижнего подогревателя, ^оС (определяется по давлению в отборе);

- подогрел воды к температуре насыщения греющей пара (принимаем 5-10^оС);

_НС = 113 - 7 = 106 ^оС;

h_НС - энтальпия греющего пара отбора, кДж/кг;

h'_НС - энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

_Т - КПД сетевого подогревателя - 0,98.

Аналогично, затрата пара на верхний сетевой подогревателе

, кг/с (1.7)

где _ВС = t'₂ - - температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя, ^оС;

t'₂ - температура насыщения греющего пара верхнего подогревателя, ^оС;

_ВС = 127 - 7 = 120 ^оС;

h_ВС, h'_ВС - соответственно, энтальпия греющего пара, и конденсата греющего пара, кДж/кг.

1.4 Предварительное определение расхода пара на турбину

Общий расход пара на турбину определяется по формуле

Д_Т = Кр( + у_ПД_П + у_НСД_НС + у_ВСД_ВС) (1.8)

где N_Э - номинальная электрическая мощность турбины, кВт;

H_i - полезно использованный теплоперепад в турбине, кДж/кг;

_{М Г} - соответственно механический КПД турбины и электрический КПД генератора;

у_П, у_НС, у_ВС - соответственно, коэффициенты недовыработки мощности паром промышленного отбора, отбора нижнего сетевого подогревателя и верхнего сетевого подогревателя

,

где h_ОТ - энтальпия пара соответствующего отбора, кДж/кг (промышленного или отопительного);

h₀, h_К - соответственно энтальпия пара на входе в турбину и при давлении в конденсаторе, кДж/кг;

Д_П, Д_НС, Д_ВС - соответственно, расходы пара промышленного отбора или отопительного отборов, кг/с;

К_Р - коэффициент регенерации, что учитывает увеличение расхода пара на турбину в результате регенератного подогрева питательной воды. Принимается равным 1,05-1,3.

1.5 Определение расходов пара с котла и питательной воды

Расход пара с котла нетто

Д_К^НТ =Д_Т + Д_РОУ + Д_СН^МЗ, кг/с (1.9)

где Д_Т - расход пара на турбину, кг/с;

Д_РОУ - расход свежей пара на РОУ, кг/с (равно 0);

Д^СН_МЗ - расход свежего пара на собственные нужды машзала, кг/с

Д^СН_МЗ = 0,04· Д_т=0,04·226,50= 9,06 (кг/с).

Д_К^НТ = 226,50+0+9,06 = 235,56 (кг/с).

Производительность котла брутто

Д_К^БР= Д_К^НТ + Д_К^СН, кг/с (1.10)

где Д_К^СН=_к^сн ·Д_Т - затрата свежей пара на собственные потребности котла, кг/с;

_к^сн - коэффициент затраты пара на собственные потребности котла.

Д_К^БР= 235,56+0,01•226,50=237,83 (кг/с).

Расход питательной воды

G_ПВ= Д_К^БР + G_ПР, кг/с (1.11)

где G_ПР=_пр ·Д_К^БР - расход продувочной воды котла, кг/с;

_пр - коэффициент продувки.

G_ПВ=237,83+0,02•237,83 =242,59 (кг/с)

Для прямоточных котлов расход продувочной воды равен 0

2. Тепловой и материальный баланс элементов тепловой схемы

2.1 Расчет сепараторов беспрерывной продувки котла

Сепараторы-расширители применяются для снижения потерь теплоты с продувочной водой. Пар из расширителей направляется в линии регулируемых отборов или направляется в деаэратор. Допускается подключение выпара к регенеративным подогревателям низкого давления. Обычно используют 1-2 ступени расширения.

Количество пара из первой ступени расширения

Д_ПР1 = (2.1)

где h_ПР - энтальпия кипящей воды при давлении пара в барабане котла, кДж/кг;

r₁ - теплота парообразования при давлении Р_ПР1, которое принимается равным давлению в деаэраторе;

h'₁ - энтальпия продувочной воды после первой ступени сепаратора при Р_ПР1, кДж/кг

Д_ПР1 = кг/с

Расход продувочной воды на выходе из расширителя

G'_ПР= G_ПР - Д_ПР1; (2.2)

G'_ПР= 4,76 - 2,62 = 2,14 кг/с

Аналогично рассчитывается вторая ступень расширителя

Д_ПР2= (2.3)

где h'₂ - энтальпия продувочной воды после второй ступени сепаратора при Р_ПР2, кДж/кг. Давление Р_ПР2 принимаем равным 0,12 Мпа;

r₂ - теплота парообразования при давлении Р_ПР2

Д_ПР2=кг/с

Расход сливной воды

G"_ПР= G'_ПР - Д_ПР2, (2.4)

G"_ПР= 2,14 - 0,22 = 1,92 кг/с.

Расход химически очищенной (подпиточной) воды для заполнения внутренних и внешних потерь в цикле станции

G_ХОВ = G"_ПР +G_УТ +(1 - ) Д_П + Д^К_СН, (2.5)

G_ХОВ = G"_ПР +_УТД_Т +(1 - ) Д_П + ^К_СНД_Т, (2.6)

где = 0,8 доля возврата конденсата от внешних потребителей;

Д_П - расход пара промышленными потребителями, кг/с;

_УТ = 0,007-0,013 - доля внутренних потерь

G_ХОВ = кг/с

Полученные результаты позволяют перейти к расчету регенеративной схемы.

2.2 Расчет регенеративной схемы

Расчет схемы начинают с первого от котла подогревателя высокого давления. Расход греющего пара из регенеративного отбора на подогреватель определяют из уравнений теплового баланса подогревателя, принимая, что пар отбора конденсируется без переохлаждения конденсата. Для наглядности расчета составим схему трех подогревателей со всеми входящими и исходящими потоками пара, конденсата, питательной воды.

Расход пара на ПВД1,

Д₁= (2.7)

где h_ПВ, h'_В1 - соответственно, энтальпия воды на выходе из ПВД1 и ПВД2, кДж/кг;

h₁, h_ДР1 - соответственно, энтальпия греющего пара и конденсата ПВД1, кДж/кг;

_Т - КПД подогревателя

Д₁=кг/с

Аналогично, расход пара на подогреватель высокого давления ПВД2

Д₂ = (2.8)

Д₂ =кг/с

Для расчета расхода пара на ПВД3 сначала определим энтальпию питательной воды на входе в ПВД3 с учетом его повышения в питательном насосе в связи с повышением давления воды от давления в деаэраторе Р_Д к давлению после насоса Р_ПН =1,25 Р₀.

Среднее давление насоса Р_ПН^ср=(Р_ПН+ Р_Д)/2. По этому давлению находим средний удельный объем воды в питательном насосе - _порівн.

Р_ПН=1,25 · Р₀=1,25·18,0 = 22,50 МПа.

Р_ПН^ср= (22,50+0,6)/2 = 11,55 МПа;

Тогда повышение энтальпии питательной воды в насосе

, (2.9)

где _Н - КПД насоса

кДж/кг

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД3

h'_Д =h_Д + ?h_ПН

h'_Д = 649,5 + 41,34 = 690,84 кДж/кг

Расход пара на ПВД3,

Д₃ = (2.10)

Д₃ = кг/с

Далее переходим к расчету деаэратора.

При расчете деаэратора неизвестными являются два потока: поток греющего пара на деаэратор Д_Д и поток основного конденсата турбины Д_КД. Для определения неизвестных значений будем использовать уравнение материального и теплового балансов деаэратора.

Уравнение материального баланса

Д₁ + Д₂ + Д₃ + Д_ПР1 + Д_Д + Д_КД = G_ПВ + G_УТ (2.11)

15,94 + 10,50 + 7,77 + 2,62 + Д_Д + Д_КД = 242,59 + 2,265

Д_Д + Д_КД = 183,03 кг/с

Уравнение теплового баланса складывается на основе материального баланса, путем умножения любого из расходов на соответствующее значение энтальпии:

[(Д₁+Д₂+Д₃) h_ДР3 +Д_ПР1h_ПР1 +Д_Дh_Д]_Т +Д_КДh_КД = (G_ПВ + G_УТ) h_Д (2.12)

где h_КД - энтальпия основного конденсата на входе в деаэратор, кДж/кг.

[(15,94 + 10,50 + 7,77)•792,79 + 2,62•1817,9 + (183,03 - Д_КД)•649,5]•0,98 +Д_КД•554,8 = (242,59 + 2,265)•649,5

Решая совместно уравнения (2.11) и (2.12) находим расходы Д_Д и Д_КД

Д_Д = 28,26 кг/с

Д_КД = 104,77 кг/с

По найденному значению расхода основного конденсата поступающего в деаэратор, определяем расход пара на подогреватели низкого давления. На рисунке 6 представлена схема подогревателей низкого давления.

Расход пара на ПНД4

Д₄=, (2.13)

Д₄=кг/с

Аналогично определяем расход пара на ПНД5

Д₅= (2.14)

Д₅= кг/с

На основании материального баланса определяем расход пара, который поступает в конденсатор турбины

Д_К = Д_Т - (Д₁ +Д₂ +Д₃ +Д_Д +Д_П +Д₄ +Д₅ +

+ Д_ВС +Д₆ +Д_НС +Д₇ +Д_ОУ +Д_ЭЖ), (2.15)

Д_К = 226,50 - (15,94 + 10,50 + 7,77 + 28,26 + 88,89 + 5,21 + 4,87 +

+ 11,35 + Д₆ + 28,93 + Д₇ + 1 + 1),

Д_К = 20,78 - Д₆ - Д₇

Количество конденсата, который проходит через ПНД7

Д'_К =Д_К +Д₇ +Д_ОУ +Д_ОЭ (2.16)

Подставляя в (2.16) значение Д_К из (2.15) получим выражения для Д'_К с неизвестной затратой Д₆

Д'_К = 22,78 - Д₆

Расход пара на ПНД 7

Д₇ = (2.17)

Д₇ =

Напишем уравнения теплового баланса для ПНД 6,

[Д₆(h₆ - h_ДР6) + Д_ПР2(h_ПР2 - h_ДР6)] = (Д'_К + Д_НС) (h'_К6 - h_К6) (2.18)

Решая это уравнение относительно Д₆, получим расход пара на ПНД6,

; (2.19)



кг/с

По найденному значению Д₆ определяем затраты Д₇, Д'_К и Д_К.

Д₇ = кг/с;

Д'_К = 22,78 - 4,12 = 18,66 кг/с;

Д_К = 18,66 - 2,83 = 15,83 кг/с.

Для уточнения значения конденсата на входе в ПНД5 составим уравнения теплового баланса - смешение конденсата:

Д_КД h_К5 = Д_ДВК h_ДВК + Д_ВС h_ВС + (Д₆ + Д_ПР2) h_ДР6+ (Д'_К + Д_НС) h'_К6 (2.20)

Откуда значение энтальпии

h_К5 = (Д_ДВК h_ДВК + Д_ВС h_ВС + (Д₆ + Д_ПР2) h_ДР6+ (Д'_К + Д_НС) h'_К6)/ Д_КД (2.21)

h_К5 = (35•313,94 + 11,35•503,7 + (4,12 + 0,22)•355,32 +

+ (18,66 + 28,93)•341,22)/104,77 = 329,16 кДж/кг

Полученное значение энтальпии отличается от предварительно принятого, но незначительно.

Аналогично для энтальпии на входе в ПНД6:

(2.22)

кДж/кг.

Полученное значение энтальпии отличается от предварительно принятого, но незначительно.

3. Проверка предварительного расхода пара на турбину

Проверку материального баланса пара в турбине выполнИМ путем прибавления всех потоков пара, включая производственный и отопительный отборы:

Д'_Т= Д_К + +Д_П +Д_ОТ (3.1)

где Д_К - расход пара в конденсатор турбины;

- сумма регенеративных отборов;

Д_П - расход пара промышленного отбора;

Д_ОТ - расход пара с отопительных доборів.

Для тепловой схемы уравнение материального баланса имеет вид

Д'_Т= Д₁ +Д₂ +Д₃ +Д_Д +Д_П +Д₄ +Д₅ +Д_ВС +Д₆ +Д_НС +

Д₇ +Д_К +Д_ОУ +Д_ЭЖ (3.2)

Д'_Т =15,94 + 10,50 + 7,77 + 28,26 + 88,89 + 5,21 + 4,87 + 11,35 + 4,12 +

+ 28,93 + 2,83 + 15,83 + 1 + 1 = 226,50 кг/с

Полученный результат совпадает с предварительно принятым значением, следовательно расчеты верны.

4. Определение электрической мощности турбоустановки

Для определения электрической мощности, которая развивается турбогенератором в расчетном режиме, необходимо каждый поток пара, который отводится из турбины, умножить на использованный теплоперепад соответствующего потока. Таким образом, уравнение электрической мощности турбины:

N'_Э = (Д_КН_i + + +Д_Пh_П)_МГ, (4.1)

где Д_К - расход пара в конденсатор, кг/с;

Н_i - полезно использованный теплоперепад в турбине, при расширении пара от начальных параметров до давления в конденсаторе, кДж/кг;

Д_j - расход пара с j-го регенеративного отбора, кг/с;

h_j - использованный теплоперепад j-го регенеративного отбора, кДж/кг;

Д_отi - расход пара с і-го отопительного отбора, кг/с;

h_отi - использованный теплоперепад і-го отопительного отбора, кДж/кг;

Д_П - расход пара промышленного отбора, кг/с;

h_П - использованный теплоперепад промышленного отбора, кДж/кг;

_М, _Г - механический ККД турбины и электрический ККД генератора, соответственно;

N'_Э = (15,83•908,8+15,94•657,3+10,50•660,3+7,77•674,5+5,21•728,2+

+4,87•762,5+4,12•804,4+2,83•847,2+11,35•741,5+28,93•761,9+88,89•674,3)•0,97=136,812 МВт.

Погрешность

;

 < 2%

Уточняем расход пара на турбину введением поправки

, (4.2)

где N_Э = N_Э - N'_Э.

кг/с

Новый расход пара: Д_Т'=Д_Т - ?Д= 226,50 - 2,54 = 223,96 кг/с

Найдем новое значение коэффициента регенерации

, (4.3)

Перейдем к определению показателей тепловой экономичности.

5. Определение показателей тепловой экономичности

Полный расход теплоты на турбоустановку

Q_TУ = N_i + Q_П + Q_T + Q_K, (5.1)

где N_i = - внутренняя мощность турбины, МВт;

Q_П = Д_П(h_П - h_К) - промышленная погрузка ТЕЦ, МВт;

h_П и h_К - соответственно энтальпия пара промотбора и конденсата, возвращаемого от потребителя, кДж/кг;

Q_К = Д_К(h_К - h'к) - потери теплоты в конденсаторе, МВт;

h_К і h'_К - соответственно, энтальпия пара и конденсата на входе и выходе из конденсатора, кДж/кг.

Удельный расход пара на турбину,

, кг/кВт•ч (5.2)

кг/кВт•ч

Расход теплоты на ТЕЦ на производство электроэнергии

Q_Э = Q_TУ - Q_Т, МВт (5.3)

Q_Э = 341,23 - 140 = 201,23 МВт.

Тепловая нагрузка парового котла,

Q_ПК = (Д_Т +G_УТ) (h₀ - h_ПВ) + G_ПР(h_ПР - h_ПВ), МВт (5.4)

Q_ПК = (226,50 + 2,265)•(3458,7 - 1037,6) + 4,76•(1817,9 - 1037,6) =

= 457,58•10³ кВт= 457,58 МВт.

КПД транспорта теплоты

(5.5)

КПД ТЕЦ по производству электроэнергии

^Э_С = _{ТУ ПК ТР} (5.6)

где

^Э_С = 0,68•0,92•0,97 = 0,61

КПД ТЕЦ по производству теплоты

^Т_С = _{Т ПК ТР}, (5.7)

где _Т = 0,96-0,98 - КПД установки для отпуска теплоты

^Т_С = 0,97•0,92•0,75 = 0,67

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

в_Э =, кг/(кВт•ч) (5.8)

в_Э = кг/(кВт•ч)

Удельный расход условного топлива на производство теплоты,

в_Т =, кг/ГДж (5.9)

в_Т = кг/ГДж

Часовой расход условного топлива на паровой котел,

, кг/ч (5.10)

где = 29308 кДж/кг - теплота сгорания условного топлива.

кг/ч

Часовой расход условного топлива на производство электроэнергии,

В_Э = в_Э N'_Э (5.11)

В_Э = 0,202•136,812•10³ = 27,64•10³ кг/ч

Расход условного топлива на производство теплоты

В_Т = В-В_Э (5.12)

В_Т = 60,75•10³ - 27,64•10³ = 33,11•10³ кг/ч.

Определим относительное соотношение расходов В_Т/В и В_Э/В.

На этом расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной электростанции заканчивается.

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта был проведен расчет тепловой схемы ТЭЦ с турбоустановкой ПТ-135. В основе расчета лежит метод последовательных приближений, наиболее распространенный. В работе были определены параметры и расходы пара и воды на ТЭЦ и показатели ее экономичности. Была построена h-s диаграмма процесса расширения пара в проточной части турбины. Давления пара в отборах на регенерацию выбраны из условия оптимального распределения подогрева воды по ступеням.

Результаты расчета были проверены по материальному балансу. При проверке погрешность не обнаружена.

При уточнении электрической мощности турбоустановки была установлена погрешность - 1,34%. Но так как проект учебный и уточненное значение коэффициента регенерации лежит в допустимых пределах, то результаты расчета считаем приемлемыми.

Литература

пар турбина подогрев давление

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

2. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980. - 424 с.

3. Методичні вказівки до виконання курсового проекту за курсом «Теплові електричні станції» / Скл. В.І. Циганов. - Маріуполь: ПДТУ, 2002 - 24 с.

4. Ильченко О.Г Теплоиспользующие установки промышленных предприятий. - Х.: Высшая школа, 1985. - 384 с.

Размещено на Allbest.ru