Размещено на http://www.allbest.ru/

Проектирование промышленно отопительной ТЭС с выбором основного и вспомогательного оборудования

Введение

Основными электростанциями являются ТЭЦ, производящие около 75% всей энергии в мире. Электроэнергия вырабатывается за счёт преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.

Основным потребителем электроэнергии является промышленность. Значительная часть электроэнергии расходуется на внутреннее и наружное освещение, бытовые нужды, транспорт.

На ТЭЦ вырабатывается более 60% электроэнергии на базе теплового потребления. Благодаря использованию отработавшей теплоты ТЭЦ обеспечивает большую экономию топлива, расходуемого на производство электроэнергии в стране.

Развитие тепловых станций характеризуется увеличением единичной мощности агрегатов и мощности станции. С ростом единичной мощности агрегатов снижаются капитальные вложения, ускоряется процесс строительства, растёт тепловая экономичность. Удвоение мощности агрегата ведёт к удешевлению его строительства приблизительно на 20%.

1. Графики тепловых нагрузок

1.1 Построение графика изменения сезонной нагрузки ТЭЦ от температуры наружного воздуха и по продолжительности

1. Расчет максимального расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение по укрупненным показателям

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ включает расход тепла на отопление , вентиляцию и горячее водоснабжение :

(1.1)

Заданием на курсовой проект предусматривается расчет теплофикационной нагрузки по укрупненным показателям. Поэтому, суммарная расчётная (максимальная) нагрузка определяется по формуле:

(1.2)

где - число жителей в жилом массиве, чел.;

- максимальный расход теплоты на одного жителя при расчётной наружной температуре воздуха, кВт. В расчёте

В соответствии с заданием суммарное количество теплоты на отопление и вентиляцию:

(1.3)

Из последних соотношений следует, что:

 (1.4)

2. Расчет расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в характерных точках графика (={8, -10} єС).

Отопительная нагрузка относится к категории сезонных и изменяется, главным образом, от температуры наружного воздуха. Текущее значение величины отопительной нагрузки определяется из соотношения:

(1.5)

где - относительный расход теплоты на отопление;

- расчётная температура внутри помещения (при отсутствии перечня зданий, принимают равной 18), єС;

- текущее значение температуры наружного воздуха, єС;

- расчётная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления (для города Киева, равна -21), єС.

Вентиляционная нагрузка, так же как и относительная, относится к категориям сезонных. Изменение вентиляционной нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха определяется по формуле

(1.6)

где - расчётная температура наружного воздуха для проектирования систем вентиляции (для города Киева, равна -10), єС.

Так как нагрузка горячего водоснабжения сохраняется на одном уровне в течение года и несколько уменьшается летом, то в соответствии с методическим указаниям можно принять, что

(1.7)

Определим расход тепла на отопление и вентиляцию в характерных точках графика в соответствии с приведенными формулами (1.5) и (1.6):

а) при значении температуры наружного воздуха 8 ^оС

Моментом включения отопления осенью и его отключения весной считается устойчивое значение (не менее трёх суток подряд). Этому значению температуры наружного воздуха соответствует минимальный расход теплоты:

,

.

б) при значении температуры наружного воздуха -10 ^оС, при этой температуре происходит «перелом» графика суммарной тепловой нагрузки, поэтому

,



.

3. Определение годовых расходов теплоты.

Средний расход теплоты за отопительный период, по средней температуре наружного воздуха = -1,1 ^оС (для города Киева):

а) для системы отопления:

(1.8)

.

б) для системы вентиляции:

(1.9)

.

Годовые расходы теплоты:

а) на отопление:

(1.10)

где - продолжительность отопительного периода (для города Киева - 167 суток).

б) на вентиляцию:

 (1.11)

где z - продолжительность работы системы вентиляции за сутки, час. Для административных и общественных зданий при отсутствии данных z = 16 час.

в) на горячее водоснабжение:

(1.12)

где 350 - продолжительность работы систем горячего водоснабжения в году, сут.

.

Суммарный расход теплоты отпускаемой ТЭЦ за год:

(1.13)

.

Годовое число часов использования максимума отопительной нагрузки определяется соотношением:

(1.14)

4. Построение графика изменения сезонной нагрузки ТЭЦ от температуры наружного воздуха и по продолжительности.

Используя выше приведенные расчетные данные, а также информацию о длительности стояния температуры наружного воздуха (таблица 1.1), построим график изменения сезонной нагрузки ТЭЦ от температуры наружного воздуха и по продолжительности - рисунок 1.1.

Таблица 1.1 - Длительность стояния температуры наружного воздуха

Населённый пункт	Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой, t, С, наружного воздуха, час
	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	5	8
Киев	1	5	36	166	502	1129	2354	3834	4488

1.2 Построение диаграммы режимов теплофикационной установки

При построении температурного графика принимаем, температурный график сетевой воды =150/70 (^оС), в соответствием с методическим указанием.

При t_н = t_вр = 18 ^оС наступает тепловое равновесие между температурой внутри помещения и окружающей средой. Оба тепловых графика, таким образом, исходят из одной точки с осями абсцисс и ординат, равными +18 ^оС.

Температура воды, поступающей на горячее водоснабжение, равна обычно ? 70 ^оС, поэтому температура прямой сетевой воды не может быть ниже указанных цифр. Остается постоянной и температура обратной сетевой воды. С этого момента регулирование подачи горячей воды на отопление и вентиляцию осуществляется пропусками.

На ТЭЦ осуществляется многоступенчатый подогрев сетевой воды. Обязательной ступенью подогрева, а в ряде случаев и двумя является подогрев воды в основном сетевом подогревателе (ОСП). Греющий пар - пар теплофикационного отбора. Давление этого пара Р_от = (0,050,25) МПа определяет возможное значение температуры сетевой воды на выходе из подогревателя , т.е.

(1.15)

где - температура насыщения при давлении МПа;

- температурный напор на выходе из ОСП, принимают - 8 ^оС.

Составим таблицу зависимости температуры сетевой воды на выходе из подогревателя от давления греющего пара перед подогревателем.

Таблица 1.2 - Таблица зависимости Р_от от

Рот, Мпа	0,25	0,22	0,20	0,18	0,16	0,14	0,12	0,10	0,08	0,06
, оС	118,07	113,76	110,6	107,15	103,35	99,11	94,29	88,69	81,93	73,32

С помощью таблицы 2 и диаграммы режимов работы (рисунок 1.2), можно определить при заданном давлении греющего пара: максимально возможный подогрев прямой сетевой воды, температуры обратной сетевой воды и наружного воздуха, максимально возможную нагрузку ОСП, длительность стояния температур наружного воздуха.

2. Выбор типа, числа и мощности турбин, устанавливаемых на ТЭЦ

В задании на проектирование задаётся промышленная тепловая нагрузка в виде пара (), а по величине жилмассива определяется теплофикационная нагрузка (см. раздел 1) в виде горячей воды. Организация отпуска от ТЭЦ двух видов энергии, электроэнергии и теплоты, требует использования теплофикационных турбин с регулируемыми отборами пара.

Заданием на выполнение курсового проекта предусмотрено, что за счёт отборов турбин на ТЭЦ покрывается 50% расчётной нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, т.е.

Тогда

где - число типов турбин на ТЭЦ с теплофикационными отборами;

- соответственно число однотипных теплофикационных турбин и тепло отборного пара.

По приведенным данным в методическом руководстве к данной курсовой работе произведем выбор возможных вариантов компоновки турбинного отделения исходя из тепловых нагрузок теплофикационного и промышленного отборов. При этом учтем, то чтобы выбранная нагрузка была не более 15% и не менее 5% от расчетной /6/.

Таблица 2.1. Варианты компоновки турбинного отделения для и

№	Тип турбины	Количество		%		%
1	ПТ-135-130	1	227,4	-	140,49	-
	Р-50-130	1	239,6	-	-	-
		-	467,0	+ 6,38	140,49	+ 4,12
2	ПТ-60-130	2	100,0	-	65,14	-
	Р-50-130	1	239,6	-	-	-
		-	439,6	+ 0,14	130,28	- 3,45

Особенностью компоновки I варианта турбинного отделения является снижение удельных затрат при укрупнении агрегата, чем при установке двух агрегатов половинной мощности. Но при том снижается надежность и увеличивается коэффициент аварийности (/12/, стр. 30). При выборе варианта II, мы увеличиваем капитальные вложения на установку выбранных агрегатов, но при этом повышаем маневренность блока и увеличиваем коэффициент готовности, снижая коэффициент аварийности. Вариант II также наиболее близок по выбираемым показателям, чем вариант I.

Таблица 2.2 - Показатели отборов турбин

Наименование параметров и характеристик регулируемых отборов	ПТ-60-130	Р-50-130
Расход острого пара, т/ч, (кг/с)	350 (97,222)	373 (103,611)
Расход пара в отбор, кг/с
- промышленный	38,89	93,06
- теплофикационный	27,78	-
Давление отборного пара, МПа
- промышленный	1,3	1,3
- теплофикационный	0,25	-
Температура отборного пара, С
- промышленный	280	280
- теплофикационный	150	-
Энтальпия отборного пара, кДж/кг
- промышленный	2997	2993
- теплофикационный	2763	-
Тепло, отданное отборным паром, МВт
- промышленный	100,0	239,6
- теплофикационный	65,14	-

3. Выбор производительности и числа энергетических и пиковых водогрейных котлов

Основные положения выбора котлоагрегатов для руководства в процессе проектирования сводятся к следующему:

1. Производительность и число энергетических котлов выбирается с учётом требований «Норм технологического проектирования ТЭЦ и тепловых сетей».

2. Шкала производительности и параметры пара должны приниматься исходя из соответствия их выбранным турбинам.

3. При выборе типа энергетических котлоагрегатов, помимо производительности и начальных параметров, необходимо учитывать следующие обстоятельства:

а) барабанные котлы менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные. Поэтому на ТЭЦ при больших потерях рабочего пара и при неблагоприятном качестве исходной воды, первые предпочтительнее вторых;

б) прямоточные котлы дешевле барабанных, они более гибки в эксплуатации, что важно при резко переменном графике работы станции.

4. На ТЭЦ при выборе типа котлов исходят из принципа секционирования, при котором каждый турбоагрегат обслуживается одним или двумя котлами. Их номинальная производительность должна быть равна или несколько превышать максимальный расход пара на турбину и вспомогательное оборудование. Резервные котлоагрегат включается так, что он может заменить любой рабочий в каждой секции.

5. Для снижения затрат на сооружение и эксплуатацию станции желательна установка меньшего числа наиболее крупных энергетических котлоагрегатов.

6. Для покрытия пиковых тепловых нагрузок чаще всего используются водогрейные котлы типа ПТВ (пиковый теплофикационный водогрейный) и КВГМ (котёл водогрейный газомазутный).

Для выбора котлов приведем данные по капитальным вложениям при строительстве теплоэлектроцентралей в таблице 1. Данные взяты из методического руководства к выполнению курсовой работы по «Внутрифирменному менеджменту» /13/.

Таблица 3.1 - Капитальные вложения по теплоэлектроцентралям, отнесенные на один энергетический котел (топливо - газ, мазут), млн. грн.

№	Тип парогенератора	Заводская марка	Номинальная паро-производительность, т/ч	Первый агрегат	Последующий агрегат
1	Е-320-140ГМ	БКЗ-320-140ПУ-5	320	9,75	6,48
2	Е-420-140нГМ	БКЗ-420-140НГМ-3	420	10,7	7,46
3	Е-500-140ГМ	ТГМ-464	500	13,38	10,56

Опираясь на приведенные данные в таблице 3.1, взятые из /11/, произведем выбор энергетических котлов для наших условий, - общий номинальный расход острого пара составляет величину равную 350•2 + 373 = 1073 (т/ч) = 298,056 (кг/с). В таблице 3.2 приведем капитальные вложения при строительстве котельного отделения и запас резерва по пару работающих котлов в возможных вариантах его компоновки.

Таблица 3.2 - Варианты компоновки котельного отделения по капитальным вложениям

№	Тип парогенератора	Номинальная паропроизводительность, т/ч	Количество {необходимых + резервный} котлов, шт.	% резерва по пару	Затраты, млн. грн
1	Е-320-140ГМ	320	4+1	+ 19,3	35,67
2	Е-420-140нГМ	420	3+1	+ 17,4	33,08
3	Е-500-140ГМ	500	2+1	- 6,8	34,50

Выбираем вариант компоновки котельного отделения - 2, исходя из минимального капиталовложения. При выборе котлов также определим схему подключения котла к турбине - схему главного паропровода. В данном случае выбранный тип котла способен обеспечить по нагрузки (420 т/ч) одну турбину типа ПТ (350 т/ч) или Р (373 т/ч) при номинальной нагрузки, так и при максимальной имея при этом еще хороший запас по пару, в результате чего котлы будут немного недогружены. В связи с этим выбираем схему главного паропровода секционного типа. При этом резервный котлоагрегат включается так, что он может заменить любой рабочий в каждой секции (см. рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - Принципиальная схема главного паропровода

Так как часть теплофикационной нагрузки покрывается за счет пиковых водогрейных котлов, то для этой части нагрузки - 134,930 МВт, выбираем четыре котла типа КВГМ-50 характеристика которого приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Характеристика водогрейного котла (топливо - мазут)

Наименование	КВГМ-50
Расчетная производительность, МВт	58
Расчетный расход воды, кг/c	342
Расчетная температура воды, С
- на входе	110
- на выходе	150
Перепад давления воды, МПа	0,075
КПД, %	91,0

4. Расчет тепловой схемы ТЭЦ

4.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы

После выбора основного оборудования перейдем к расчету тепловой схемы. Для этого выберем турбину ПТ-60-130 и произведем расчет ее тепловой схемы, исходные данные которой приведены ниже.

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины .

2. Начальные параметры пара /10, стр. 37 и 346/: р_о = 12.75 МПа, t_o = 565^оС (i_o = 3512,96 кДж/кг), давление перед сопловыми сегментами, с учетом дросселирования в паропроводящих органах (5% или ?р = 0,6375 МПа).

3. Давление в конденсаторе - 0,006 МПа.

4. Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:

а) технологический пар из промышленного отбора в количестве 100 МВт, с давлением р_п =1,386 МПа, возврат конденсата 100%;

б) теплофикационная нагрузка составляет 134,93 МВт. Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя один основной сетевой подогреватель и пиковый водогрейный котел, где в период работы системы отопления вода догревается до 150 ^оС.

5. Температурный график сети 150/70 ^оС.

6. Температура питательной воды - 242 ^оС.

7. Коэффициент продувки парогенератора б_пр = 2,0% от расхода пара из парогенератора (брутто).

8. Внутристанционные потери конденсата (условно приняты из деаэратора) б_ут = 1,6% от расхода пара на турбину.

9. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения = 1,1% от расхода пара из ПГ (нетто).

11. Коэффициент расхода на собственные нужды машзала = 1,2% от расхода пара на турбину.

12. Схема использования теплоты продувочной воды парогенератора: двухступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в поверхностном теплообменнике.

13. Схема приготовления добавочной воды парогенератора - химводоочистка.

14. Температура ХОВ - t_хов = 30 ^оС.

15. Подогрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях принять равным = 15 ^оС.

16. Недогрев воды в подогревателях высокого давления = 5 ^оС, а в подогревателях низкого давления = 3 ^оС.

17. КПД теплообменников = 0,98.

18. КПД электромеханический = 0,98.

19. Температура продувочной воды после второй ступени расширителя, сливаемая в техническую канализацию, на выходе из подогревателя ХОВ составляет 60^оС.

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

отопление турбина пар мощность

Для определения параметров пара и конденсата в основных точках тепловой схемы ТЭЦ строится процесс расширения пара в проточной части турбины. Значение относительных внутренних КПД цилиндров высокого, среднего и низкого давления турбины, то есть _0i^ЧВД; _0i^ЧСД; _0i^ЧНД; соответственно - 0,791; 0,912; 0,747, принятые в соответствии с рекомендациями методического указания - /11/. Так же принимаем значения регулируемых и нерегулируемых отборов в соответствии с рекомендациями /4, 11 и 14/. Используя вышеприведенные данные построим процесс расширения пара по цилиндрам:

1) ЦВД - от р_о до р_пп;

2) ЦСД - от р_пп до р_от;

3) ЦНД - от р_от до р_к.

ЧВД - от давления перед стопорным клапаном турбины к давлению в промышленном отборе. Потери давления в стопорных и регулировочных клапанах принимаются 5%, в паропроводах отборного пара 8%.

При р_о=12,75 МПа и t_o= 565 ^оС i_o=3512,96 МДж/кг; р'_о=0,95·р_о=0,95·12,75=12,113 МПа.

При р_п=1,386 МПа адиабатическая энтальпия i_па= 2894,79 МДж/кг; тогда

i_п = i_o - _0i^ЧВД · (i_o - i_па) = 3512,96 - 0,791·(3512,96 - 2894,79) = 3023,99 МДж/кг.

ЧСД - от давления в промышленном отборе к давлению в теплофикационном отборе. Дросселирование в регулировочных органах промышленного отбора принимаю 5% от давления промышленного отбора.

При р_п= 1,386 МПа и i_п= 3023,99 МДж/кг t_п= 292,13 ^оС; р'_п= 0,95·р_п= 0,95·1,386= 1,317 МПа.

При р_от= 0,263 МПа адиабатическая энтальпия i_ота= 2685,10 МДж/кг; тогда

i_от = i_п - _0i^ЧСД · (i_п - i_ота) = 3023,99 - 0,912 · (3023,99 - 2685,10) = 2714,92 МДж/кг.

ЧВД - от давления в отопительном отборе к давлению в конденсаторе. Потери давления в регулировочных органах принимаю 5% от давления отопительного отбора.

При р_от= 0,263 МПа и i_от= 2714,92 МДж/кг t_п= 127,39 ^оС; р'_от=0,95·р_от=0,95·0,263=0,25 МПа. При р_к=0,0060 МПа адиабатическая энтальпия i_ка= 2170,61 МДж/кг; тогда i_к = i_от - _0i^ЧНД · (i_от - i_ка) = 2714,92 - 0,747·(2714,92 - 2170,61) = 2308,32 МДж/кг.

Процесс расширения пара в h-S диаграмме для турбины типа ПТ-60-130 представленный на рисунке 4.1. Параметры рабочего тела в основных елементах схемы регенеративного подогрева питательной воды приведенны в таблице 4.1.

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

Воспользуемся одним из приблеженных методов распредиления регенеративного подогрева питательной воды приведенного в /4, стр. 48/. Одним из которорых является метод равномерного распредиления интервала подогрева между ступенями.

При расчете схемы необходимо найти значение давлений в нерегулированных 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 охладителе 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

(4.1)

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

(4.2)

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.

t_ПВ - температура питательной воды, ^оС;

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

ПНД:

1) от температуры воды после конденсатора до температуры конденсата отбора пара, при давлении в подогревателе 0,242, см. таблицу 4.1

2) от температуры конденсата отбора пара Т до t_д

;

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^(7-5)_ПНД + ;

t_ПНД6 = t_ПНД7 + t^(7-5)_ПНД; (4.3)

t_ПНД5 = t_ПНД6 + t^(7-5)_ПНД;

t_ПНД4 = t_ПНД5 + t^(4-Д)_ПНД;

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

- подогрев конденсата к температуре насыщения пара регенератного отбора.

t_ПНД7 = 36,2 + 15 + 24,05 + 3 = 78,25^оС;

t_ПНД6 = 78,25 + 24,05 = 102,30 ^оС;

t_ПНД5 = 102,30 + 24,05 = 126,35 ^оС;

t_ПНД4 = 126,35 + 17,74 = 144,09 ^оС.

Аналогично для ПВД

t_ПВД3 = t_Д + t_ПВД + ;

t_ПВД2 = t_ПВД3 + t_ПВД; (4.4)

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 = 161,58 + 26,807 +5 = 193,39 ^оС;

t_ПВД2 = 193,39 + 26,807 = 220,19 ^оС;

t_ПВД1 = 220,19 + 26,807 = 247,00 ^оС.

Зная температуры насыщения, по таблицам свойств воды и водяного пара находят давление регенератных отборов и на h-S диаграмме процесса расширения пары находят точки пересечения изобар отборов с действительным процессом расширения пара в турбине, а по ним - энтальпии пара соответствующих регенератных отборов. Значение энтальпий пара, питательной воды, конденсата заносят в таблицу 4.1.

Полученные данные позволяют перейти к следующему этапу расчета схемы.

4.4 Расчет сетевой подогревательной установки

Подогрев сетевой воды осуществляется в основном сетевом подогреватели, а затем в пиковом водогрейном котле при низких внешних температурах.

1. Расход сетевой воды, определяется по формуле

(4.5)

где Q_Т ^мах - теплофикационная нагрузка ТЭЦ, кВт;

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

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

2. Тепловая нагрузка отопительного отбора /11/

(4.6)

3. Тепловая нагрузка пикового водогрейного котла

(4.7)

(ПВК - КВГМ-50, см. таблицу 3.3)

4. Расход пара на сетевой подогреватель .

4.5 Предварительное определение расхода пара на турбину

Общий расход пара на турбину определяется по формуле

Д_Т = Кр( + у_ПД_П + у_СПД_{НС )} (4.8)

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_СП - соответственно, коэффициенты недовыработки мощности паром промышленного отбора и отбора основного сетевого подогревателя

, (4.9)

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_СП - 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.

Полученные значения практически соответствуют, выше принятым по /7/, поэтому выбор основного оборудования произведен верно (что подтверждаут полученные значения). Поэтому можно перейти к дальнейшему расчету тепловой схемы.

4.6 Определение расходов пара с котла и питательной воды

1. Расход пара с котла нетто

, кг/с (4.10)

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

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

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

= 1,2/100 · Д_т = 0,012 · 99,491 = 1,194 (кг/с).

Д_К^НТ = 99,491 + 0 + 1,194 = 100,685 (кг/с).

2. Производительность котла брутто

Д_К^БР= Д_К^НТ + , кг/с (4.11)

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

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

= 0,011 · 100,685 = 1,108 (кг/с);

Д_К^БР = 100,685 + 1,108 = 101,793 (кг/с).

3. Расход питательной воды

G_ПВ= Д_К^БР + G_ПР, кг/с (4.12)

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

_пр - коэффициент продувки.

G_ПР= 0,02 · 101,793 = 2,036 (кг/с);

G_ПВ= 101,793 + 2,036 = 103,829 (кг/с).

4.7 Тепловые и материальные балансы элементов тепловой схемы

1. Расчёт сепараторов непрерывной продувки котла.

Количество пара из I-й ступени расширителя:

 (4.13)

где - энтальпия кипящей воды при давлении в барабане ();

- теплота парообразования при

Расход продувочной воды на выходе из расширителя:

Для II-й ступени:

(4.14)

Количество сливной воды:

2. Расход ХОВ для восполнения внутренних и внешних потерь в цикле станции.



3. Температура химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки.

(4.15)

Заключение

В заключении отмечу основные опорные моменты при проектировании отопительная ТЭС с кратким пояснением.

При заданном географическом районе, промышленной нагрузкой, числе жителей рассматриваемого района и других данных была спроектирована отопительная ТЭС в соответствии с рекомендациями методического указания -11.

Для построения графика изменения сезонной нагрузки ТЭЦ от температуры наружного воздуха и по продолжительности, теплофикационная нагрузка ТЭЦ определена по укрупненным показателям. Дополнительно были определенны годовые расходы теплоты (раздел 1.1, п. 3).

Для определения давления греющего пара при изменении температуры наружного воздуха, в соответствии с температурным графиком 150/70, была построена диаграмма режимов теплофикационной установки ТЭЦ. С помощью диаграммы режимов, можно также определить, при заданном давлении греющего пара: максимально возможный подогрев прямой сетевой воды, температуры обратной сетевой воды и наружного воздуха, максимально возможную нагрузку ОСП, длительность стояния температур наружного воздуха (рисунок 1.2, раздел 1.2).

Компоновка турбинного отделения, а это выбор типа, числа и мощности турбин, устанавливаемых на ТЭЦ, основывалась в первую очередь на повышении надежности блока, коэффициента готовности, а также и из соображений того, что размеры выбранных турбин (ПТ и Р) практически одинаковы, что упрощает их размещение в турбинном отделении. Также не помешает отметить то, что турбина Р-50-130/13 унифицирована с турбиной ПТ-60-130/13 и аналогична ее ЦВД /10, стр. 335/.

Перечень ссылок

1. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.

2. Горшков А.С. Технико-экономические показатели электрических станций. - М.: Энергия, 1980.

3. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. - М.: Энергоиздат, 1982.

4. Промышленные тепловые электростанции / М.И. Баженов, А.С. Богородский, Б.В. Сазагов и др. / Под общей редакцией Е.Я. Соколова. - М.: Энергия, 1979.

5. Роддатис К.Ф. Котельные установки. - М.: Энергия, 1977.

6. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1976.

7. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: Энергоиздат, 1982.

8. Соловьев Ю.П. Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций. - М.: Энергия, 1975.

9. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. - М.: Энергия, 1970.

10. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.

11. Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Теплоэнергетические системы промышленных предприятий» для студентов специальности 10.07 - Промышленная теплоэнергетика / Сост. Г.С. Сапрыкин. - Мариуполь, ММИ, 1993.

12. Сапрыкин Г.С. Надежность оборудования тепловых электростанций.: 1972 г. - 122 с.

Размещено на Allbest.ru