Главная
База знаний "Allbest"
Физика и энергетика
Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90
Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90
Внедрение парогазовых установок. Выбор оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением технологического оборудования отечественных и зарубежных фирм. Обеспечение минимума капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 14.05.2014 |
| Размер файла | 2,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
- Введение
- 1. Состояние исследуемого вопроса и постановка задачи
- 1.1 Обоснование необходимости реконструкции ТЭЦ
- 1.2 Перечень существующего оборудования
- 1.3 Тепловая схема
- 1.4 Система топливоснабжения
- 1.5 Водоподготовка
- 1.6 Технические решения по реконструкции
- 2. Расчет тепловой схемы
- 2.1 Теоретические сведения
- 2.1.1 Метод составления и решения балансовых уравнений
- 2.1.2 Метод последовательных приближений
- 2.2 Описание проектируемой тепловой схемы ПГУ
- 2.3 Исходные данные для расчета тепловой схемы
- 2.4 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины
- 2.5 Определение расхода пара и питательной воды
- 2.6 Составление теплового баланса по ПВД
- 2.7 Расчет деаэратора
- 2.8 Составление теплового баланса по ПНД
- 2.9 Определение электрической мощности турбины
- 3. Выбор основного оборудования для пусковой схемы ПГУ-90
- 3.1 Газотурбинная установка
- 3.2 Котел-утилизатор
- 3.3 Паротурбинная установка
- 4. Поверочный расчет котла - утилизатора
- 4.1 Тепловой баланс и паропроизводительность котла - утилизатора
- 4.2 Расчет пароперегревателя
- 4.3 Расчет испарителя
- 4.4 Расчет экономайзера
- 5. Конструкторский расчет башенной градирни
- 5.1 Обоснование выбора охладителя
- 5.2 Тепловой расчет
- 5.3 Определение теоретического расхода воздуха
- 5.4 Определение объема капельного оросителя градирни
- 5.5 Определение основных размеров оросителя градирни
- 5.6 Расчет вентиляции градирни
- 6. Автоматическое управление и регулирования блока ПГУ
- 6.1 Назначение и цель создания АСУ
- 6.2 Управление паротурбинной установкой
- 6.3 Регулирование и защита турбины
- 6.4 Автоматическое управление котлом-утилизатором
- 6.5 Система автоматического регулирования и управления работой энергетической ГТУ
- 6.6 Структура САУ ГТУ
- 6.7 Регуляторы ГТУ
- 6.8 Гидравлическая часть системы регулирования
- 7. Безопасность и экологичность проекта
- 7.1 Методы и средства защиты от производственного шума
- 7.2 Основные понятия и характеристики шума
- 7.3 Уровни и источники шума в цехе ПГУ
- 7.4 Основные методы и способы снижение шума
- 7.4.1 Снижение шума с помощью экрана
- 7.4.2 Уменьшение шума с помощью звукоизоляции
- 7.4.3 Снижение шума с помощью кожухов
- 7.4.4 Уменьшение шума звукопоглощением
- 7.4.5 Средства индивидуальной защиты от шума
- 8. Охрана окружающей среды.
- 8.1 Качество атмосферного воздуха г. Омска
- 8.2 Выбросы в окружающую среду в России
- 8.3 Мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOx
- 8.4 Снижение выброса соединений серы в атмосферу
- 8.5 Сокращение выбросов углекислого газа (CO2) в атмосферу
- 9. Экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ-3
- 9.1 Расчет себестоимости энергии
- 9.1.1 Затраты на топливо
- 9.1.2 Затраты на воду
- 9.1.3 Затраты на вспомогательные материалы
- 9.1.4 Заработная плата с начислениями
- 9.1.5 Амортизационные отчисления
- 9.1.6 Затраты на ремонт основных фондов
- 9.1.7 Прочие затраты
- 9.1.8 Суммарные годовые расходы
- 9.1.9 Расход электроэнергии на собственные нужды станции
- 9.2 Смета капитальных затрат
- 9.3 Расчет срока окупаемости
- Заключение
- Список использованной литературы
Введение
Основной задачей энергетической программы Российской Федерации в условиях коренных политических и экономических преобразований является определение путей эффективного и надежного снабжения народного хозяйства и населения топливом, электрической и тепловой энергией при ограничении негативного воздействия объектов топливно-энергетического комплекса на окружающую среду. Наращивание энергетического потенциала, необходимого для дальнейшего развития народного хозяйства страны, требует улучшения экологических характеристик энергоисточников при одновременном повышении их экономичности и снижении уровня материальных, капитальных и трудовых затрат.
В настоящее время доминирующими проблемами региональной энергетики являются: моральный и физический износ основного теплоэнергетического оборудования; усиливающаяся топливная и энергетическая зависимость регионов от стран ближнего зарубежья. За последние 20 лет, на Омских ТЭЦ практически не было вводов в действие новых мощностей. Основное тепломеханическое оборудование ТЭЦ-3, первый агрегат которой пущен в 1954 году, а последний ст. N 13 - в 1964 году - устарело. Основная часть оборудования уже выработала свой ресурс (более 250 тыс. часов). В предыдущие годы поддержание в удовлетворительном состоянии оборудования обеспечивалось за счет систематического проведения капитальных и текущих ремонтов, а также частичной модернизации в целях повышения его экономичности и надежности. Если такая ситуация сохранится, то в ближайшее время могут возникнуть серьезные проблемы нехватки энергии в условиях подъема экономики области. Одним из вариантов выхода из создавшейся ситуации является замещение отработавшего свой срок оборудования первой очереди ТЭЦ-3 высокоэффективной экологически чистой парогазовой установкой. Энергетический блок ПГУ является бинарной парогазовой установкой с двумя контурами давления пара, предназначенной для производства электроэнергии при участии ее в регулировании частоты и мощности в энергосистеме.
ПГУ имеют ряд преимуществ перед традиционными паровыми установками, такие как: возможность быстрого пуска и останова, более низкие удельные капитальные затраты, меньшие сроки ввода в эксплуатацию. При использовании ПГУ в составе ТЭЦ это еще и низкая себестоимость отпускаемой со станции продукции.
Так же, внедрение парогазовых установок позволяет:
значительно повысить коэффициент полезного действия теплоэнергетических предприятий и КПД использования энергетических ресурсов (вырабатывать больше энергии при этом же объеме потребления топлива);
существенно снизить удельные, капитальные затраты на строительство электростанций (так как газотурбинные установки значительно компактнее паротурбинных);
резко уменьшить выбросы оксидов азота и оксида серы.
Помимо применения ПГУ на базе газотурбинных установок при реконструкции промышленной ТЭЦ имеет смысл перевести ряд котельных установок на выработку пара повышенных параметров, если это возможно. Это уменьшит удельные расходы топлива на выработку электроэнергии в паротурбинных установках, а при использовании пара как теплоносителя интенсифицирует технологические процессы.
Целью настоящей дипломной работы является выбор наиболее оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением основного технологического оборудования как отечественных, так и зарубежных фирм, обеспечивающего минимум капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию.
парогазовая установка тепловая станция
1. Состояние исследуемого вопроса и постановка задачи
1.1 Обоснование необходимости реконструкции ТЭЦ
ТЭЦ-3 - структурное подразделение Омского филиала ОАО "ТГК-11", расположена в промышленном северо-западном районе города Омска и обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия района, основные из которых - ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" и ОАО "Омский каучук". ТЭЦ-3 обеспечивает также теплоснабжение с открытым горячим водоразбором жилого сектора Советского административного округа города.
Основное топливо - газ, месторождение Комсомольско-Багандинское, теплота сгорания Qр = 8027 ккал/кг, вспомогательное топливо - мазут сернистый ТКМ-8, ТКМ-16, теплота сгорания Qр = 9670 ккал/кг.
Омская ТЭЦ-3 имеет установленную электрическую мощность 370 МВт, тепловую - 1 430 Гкал/ч. Потребление пара на производство в течении суток постоянное, в течении года неравномерное. Снижение потребления пара в летний период на 30 %.
Основное оборудование первой очереди ТЭЦ физически морально устарело. Несмотря на ежегодно проводимые ремонтно-восстановительные и реконструкционные работы, котельное оборудование имеет ряд "узких мест”, обусловленных старением металла котлоагрегатов и трубопроводов высокого давления и высокой изношенностью других элементов теплоцентрали. В данном дипломном проекте предусматривается установка части энергоблока в существующем главном корпусе на месте демонтируемого оборудования (паровая турбина). Для размещения газотурбинных установок и котлов - утилизаторов предполагается строительство пристройки к главному корпусу со стороны котельного отделения.
Основное проектное оборудование цеха ПГУ:
две газотурбинные установки типа LM2500+G4 DLE номинальной электрической мощностью 31,14
два паровых котла-утилизатора типа Е-38,8/8,87-55/6,3-500/230 горизонтального профиля, производства ОАО "ЭМАльянс" г. Таганрог;
одна теплофикационная паротурбинная установка типа Т-14/23-5,5/0,18 номинальной электрической мощностью 23,8 МВт (в конденсационном режиме), производства ОАО "Калужский турбинный завод" г. Калуга
ПГУ работает следующим образом: в её основе лежит совместная работа газотурбинной и паротурбинной установок. Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора ГТУ, который представляет собой осевую турбомашину. Ротор компрессора приводится в движение газовой турбиной. Поток сжатого воздуха подается в камеру сгорания, куда так же подается топливо. Топливом газотурбинной установки является природный газ. При сжигании топлива образуются продукты сгорания, имеющие температуру свыше 1000°С. Рабочие газы подаются в проточную часть газовой турбины, где расширяются практически до атмосферного давления, в результате чего вырабатывается механическая энергия. Большая часть этой энергии затрачивается на привод компрессора, а оставшаяся - на привод электрогенератора. Это, так называемый первый, или газотурбинный цикл работы электростанции, КПД на данном этапе составляет 35-39%. Отработавшие в ГТУ газы, имеющие высокую температуру, направляются в специальный котел - утилизатор, и здесь вступает в действие паротурбинная установка. Газы нагревают пар до температуры 500-600 оС, после чего он поступает в паровую турбину, к валу которой присоединен второй электрогенератор. Благодаря этому, ПТУ вырабатывает дополнительно около 20% электроэнергии. Таким образом, общий КПД электростанции на базе парогазовых установок достигает почти 60%.
В ПГУ подвод теплоты (сжигание топлива) осуществляется в основном только в камере сгорания ГТУ, где поддерживается высокий температурный уровень рабочего тела. Для производства пара в котле-утилизаторе теплота извне практически не подводится (параметрический дожиг топлива минимален или отсутствует), а используется теплота отработавших газов ГТУ. Отвод теплоты в ПГУ, также как и в ПТУ, осуществляется с отработавшим паром через регулируемые отборы и конденсатор паровой турбины. Главными преимуществами ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность, меньшая потребность в охлаждающей воде, низкие вредные выбросы. Электростанции на базе парогазовых установок не только очень эффективны, но и отвечают самым жестким экологическим требованиям. Например, уровень выброса оксида азота, такими электростанциями, в 2-3 раза ниже.
Схема включения основных элементов парогазовой установки приведена на рис. 1.1
Рисунок 1.1 - Схема включения основных элементов ПГУ
1.2 Перечень существующего оборудования
Перечень основного существующего оборудования приведен в таблице 1.1
Таблица 1.1 - Перечень основного существующего оборудования.
|
Тип оборудования |
Год ввода |
Количество |
|
|
котлоагрегаты ТП-230-2 |
1954-1958 |
7 |
|
|
котлоагрегаты ТП-82 |
1961-1964 |
4 |
|
|
турбоагрегаты ПТ-25-90/10М |
1954 |
2 |
|
|
турбоагрегаты Р-25-90/18 |
1958 |
2 |
|
|
турбоагрегат ПТ-60-90/13 |
1959 |
1 |
|
|
турбоагрегаты ПТ-60-130/13 |
1961-1963 |
3 |
|
|
турбоагрегат Р-50-130-1 |
1964 |
1 |
1.3 Тепловая схема
Строительство ТЭЦ велось в две очереди:
1 очередь - оборудование с параметрами острого пара 9,8 МПа, 510 оС;
2 очередь - оборудование с параметрами острого пара 13,73 МПа, 560 оС;
Тепловая схема первой и второй очереди выполнена с поперечными связями, имеется РОУ между коллекторами острого пара 13,73МПа и 9,8 МПа. Для отпуска пара на производство, с давлением 3 МПа установлены РОУ 9,8/3 МПа.
Теплофикационные отборы турбин "ПТ” подключены на основные сетевые подогреватели и на коллектор пара 0,12 МПа, от которого запитаны подогреватели сырой, водопроводной, химочищенной и химобессоленной воды и атмосферные деаэраторы подпитки котлов и теплосети.
Производственные отборы турбин "ПТ” и противодавление турбин Р-25 и Р-50 подключены на пиковые сетевые подогреватели и на коллекторы пара 1 - 1,5 МПа, от которых отпускается пар на производство, мазутохозяйство, подогреватели химобессоленной воды перед деаэраторами 0,6 МПа.
Теплофикационные и производственные отборы турбин резервируются соответствующими РОУ.
Подпитка колов ТП-230-2 (9,8 МПа) производится химочищенной водой, колов ТП-82 (13,73 МПа) - химобессоленной водой.
Исходной водой для подпитки котлов является техническая вода, которая перед ХВО подогревается в конденсаторах турбин и в подогревателях сырой воды паром 0,12 МПа.
Химочищенная вода после ХВО подогревается в конденсаторе турбины ст. № 6 или в подогревателях химочищенной воды паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах и поступает в систему регенерации турбин "Т" (8,83 МПа) и деаэраторы 0,6 МПа.
Химобессоленная вода после ХВО подогревается в теплообменниках паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах и поступает в систему регенерации турбины "ПТ” (12,75 МПа) и, частично, через подогреватели химобессоленой воды в деаэратор 0,6 МПа.
Исходной водой для подпитки теплосети является водопроводная вода. Подогрев водопроводной воды перед ХВО подпитки теплосети осуществляется в конденсаторе турбины ст. №9 и подогревателях водопроводной воды паром 0,12 МПа. Деаэрация подпиточной воды производится в атмосферных деаэраторах, в качестве греющего потока в которых используется пар 0,12 МПа. На ТЭЦ установлены аккумуляторные баки горячего водоснабжения 4x3000 м3. подпитка теплосети осуществляется зимними и летними подпиточными насосами. Коллекторной сетевой воды на ТЭЦ не имеется. Сетевая вода подогревается в отдельных группах основных и пиковых подогревателей, которые имеют свои сетевые насосы. Между группами сетевых подогревателей имеются перемычки с секционирующими задвижками. Водогрейные котлы работают в основном режиме.
От первой очереди ТЭЦ обеспечивается теплом и горячей водой жилищный сектор, от второй очереди - промзона.
1.4 Система топливоснабжения
Основным видом топлива для энергетических и водогрейных колов является природный газ, резервным - мазут М - 40”В”.
Природный газ на ТЭЦ - 3 поступает с ГРП - 1 по газопроводу диаметром 700 мм.
Трасса проложена подземно и надземно на высоких опорах. Длина трассы примерно 6,2 км.
Газ поступает на ГРП, где проходит очистку и двухступенчатое редуцирование. В результате давление газа в ГРП снижается с 1,2 МПа на входе до 0,1 МПа на выходе (давление избыточное). Производительность ГРП - 382000 нм3/ч.
Из ГРП выходят два газопровода среднего давления:
диаметром 1200 мм. - на 1 очередь строительства ТЭЦ;
диаметром 1000 мм. - на 2 очередь строительства ТЭЦ
Мазут на ТЭЦ - 3 поступает с Омского нефтеперерабатывающего завода по двум мазутопроводам диаметром 200 мм.
Склад мазута общей емкостью 5000 м3 оборудован тремя приемными подземными резервуарами по 1000 м3 каждый.
Здание мазутонасосной состоит из заглубленной и надземной частей. Заглубленная часть оборудована четырьмя насосами типа 5Н-5х4 с подачей 170 м3/ч, напором 70 м. вод. ст. и служит для перекачки мазута из подземных резервуаров в наземные расходные резервуары. Надземная мазутонасосная оборудована четырьмя насосами типа 8НД-9х3 с подачей 290 м3/ч, напором 270 м. вод. ст. и служит для подачи мазута в котельное отделение.
Для подогрева мазута установлено восемь подогревателей восемь подогревателей типа ТВТ-80 с поверхностью нагрева по 80 м2.
Подача мазута в главный корпус осуществляется по двум трубопроводам диаметром 200 мм.
Номинальное давление мазута перед форсунками котлов составляет 2,5 МПа.
По действующим нормам технологического проектирования емкость существующего мазутного хозяйства недостаточна для емкости резервного мазутного хозяйства, кроме того его оборудование физически устарело.
1.5 Водоподготовка
Установка двухступенчатого Na-катионирования с предочисткой предназначена для восполнения потерь пара и конденсата в тепловой схеме ТЭЦ с котлами-утилизаторами давлением 5,5 МПа. Проектная производительность установки подпитки котлов по умягченной воде составляет 1500 м3/час. Источником технического водоснабжения Омской ТЭЦ-3 является сырая вода из р. Иртыш.
Сырая вода от напорных коллекторов насосной станции ОАО "Газпромнефть-ОНПЗ" подается в турбинный цех станции, где во встроенных пучках конденсаторов подогревается до температуры 40С. Подогретая исходная вода насосами сырой воды производительностью 500 м3/ч и 1080 м3/ч и Н=33-35 м. в. ст. подается по трубопроводам сырой воды на осветлители типа МПС, где подвергается известкованию с коагуляцией (сернокислым железом). Как резерв, имеется подвод в химический цех холодной сырой воды из промводовода, циркуляционной воды через перемычку в турбинном цехе и воды из пожарного трубопровода. После осветлителей, известково-коагулированная вода поступает в промежуточные баки, откуда перекачивающими насосами подается на механические фильтры (МФ), и поступает на установку Na-катионирования.
Существующая установка выполнена по схеме двухступенчатого Na-катионирования с параллельным включением фильтров. В качестве фильтрующего материала механических фильтров предочистки применяется термоантрацит отечественного производства.
Подавляющая часть оборудования водоподготовительной установки (ВПУ) химического цеха Омской ТЭЦ-3, введенного в эксплуатацию в 1950-1960 г. г. морально устарела и имеет ряд недостатков:
практически все осветлители устаревшей конструкции, не позволяют эффективно и экономично осуществлять предочистку воды, имеют до 50-60% износа;
насосное оборудование выпуска 1952-1955 г. на 80% имеет значительный износ корпусов и проточной части;
система дозирования реагентов в осветлитель не эффективна, что не позволяет достаточно точно создавать оптимальную дозу химических реагентов.
Осветлители работают недостаточно надежно, особенно после паводка, когда окисляемость воды в реке Иртыш достигает значения 40 мгО2/дм2 и более.
Существующие осветлители на ТЭЦ-3 работают по устаревшей технологии: известкование совместно с коагуляцией и магнезиальным обескремниванием. Процесс приготовления рабочего раствора известково-магнезитового молока достаточно трудоемкий, требует значительных затрат на реагенты и больших площадей под занимаемое оборудование
1.6 Технические решения по реконструкции
Анализируя приведенные данные, можно сделать вывод, о необходимости реконструкции теплоэнергоцентрали №3 г. Омска.
Реконструкцию и перевооружение основного оборудования ТЭЦ - 3 предусматривается проводить в 3 этапа:
Этап 1: Демонтажные работы выработавшего свой срок оборудования 1 очереди и параллельно им строительные работы (пристройка к существующему главному корпусу, вспомогательные здания системы газоснабжения)
Этап 2: Монтажные работы (монтаж основного и вспомогательного тепломеханического оборудования и трубопроводов, монтаж электротехнического оборудования);
Этап 3: Пусконаладочные работы.
Реализация этих решений будет обеспечивать не только непрерывность монтажа и ввода замещающего основного оборудования, но и надежность теплоснабжения, отпуска пара на производство и энергоснабжения потребителей на всех этапах реконструкции. Планируется заменить часть морально и физически устаревшего оборудования и разработать энергоблок схемы парогазовой установки.
2. Расчет тепловой схемы
2.1 Теоретические сведения
Тепловой схемой называют условное изображение взаимного расположения агрегатов и аппаратов электростанции, участвующих в технологическом процессе выработки электроэнергии и теплоты.
Различают принципиальную и полную тепловые схемы станции. Принципиальная схема должна наглядно показывать взаимную связь основных элементов электростанции, направление, параметры и расходы потоков рабочего тела в узловых точках тепловой схемы. Значения расходов обычно наносятся на принципиальную схему после проведения расчета, т.е. после решения уравнений материальных и тепловых балансов узлов, агрегатов и аппаратов, составляющих схему. На принципиальной схеме не показывается однотипное оборудование, расходы и параметры которого идентичны ранее рассмотренному, не показывается резервное оборудование, резервные магистрали, а также оборудование, не влияющее на тепловой баланс, например фильтры водоочистки, сборные баки и пр.
Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.
Имеются два вида расчета тепловой схемы:
метод последовательных приближений, основанный на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его уточнением (через коэффициент недовыработки электроэнергии);
метод составления и решения балансовых уравнений (со сведением баланса на деаэратор).
Рассмотрим подробнее данные методы.
2.1.1 Метод составления и решения балансовых уравнений
Последовательность расчета принципиальной тепловой схемы состоит из нескольких этапов:
1 этап - составление расчетной схемы установки, при этом заданы тип и мощности турбины, начальные параметры пара.
При составлении расчетной схемы на основе имеющегося опыта проектирования из приближенных зависимостей выбираются:
давление в конденсаторе;
схемы и основные параметры промежуточных систем турбины;
число и типы регенеративных подогревателей (а также и деаэратор), схема их включения;
температура питательной воды;
тип питательного насоса;
температура воды после ступеней подогрева и значения минимальных температурных напоров для теплообменников поверхностного типа;
схема отпуска теплоты потребителям;
способ и схема подготовки добавочной воды;
место включения испарителей и паропреобразователей;
схемы использования теплоты от различных элементов станции (уплотнения турбины, генератора, собственных нужд станции, продувки парогенератора, испарителя и т.д.).
2 этап - построение процесса расширения пара в проточной части турбины для определения энтальпий пара в точках отборов пара из турбины. Обычно для целей построения процесса используются данные испытаний проточной части, а для новых типов турбин данные газодинамического расчета проточной части. В случае отсутствия исходных данных по внутренним относительным КПД проточной части приходится по аналогии с существующими типами ориентироваться на среднее значение этих КПД по отдельным отсекам или по цилиндрам высокого, среднего и низкого давления. Иногда такое построение процесса расширения пара по средним КПД ведется между отсеками регулируемых отборов турбины.
Для рассчитываемого режима по имеющимся зависимостям определяют:
потери давления в паровпускных клапанах турбины
(2.1)
где р0 - давление перед стопорными клапанами, МПа;
в перепускных паропроводах между цилиндрами турбины
(2.2)
потери с выходной скоростью
, (2.3)
где сz - скорость выхода пара из ступени, м/с.
В турбинах с регулируемыми отборами потери давления в регулирующих устройствах при их полном открытии обычно равны 5-10% давления пара в камере регулируемого отбора ротб.
3 этап - определение расходов пара на элементы схемы и мощности турбины. Он может выполняться в следующей последовательности.
Составляется материальный баланс рабочего тела для турбоустановки в целом.
Суммарный расход всех потоков от внешних по отношению к рассчитываемой установке элементов (включая расход свежего пара, добавочной воды) должен быть равен суммарному расходу потоков от данной установки (расход питательной воды, потери рабочего тела, отбор на другие установки станции, на собственные нужды):
. (2.4)
Потери рабочего тела, если отсутствуют точные данные, могут быть приняты на уровне 0,3-0,5 % расхода пара на турбину. Исходя из этого, определяется расход питательной воды.
Устанавливаются значения потоков, не связанных с работой теплообменного оборудования установки. К ним, например, относят потоки пара через уплотнения вала турбины, штоков клапанов (определяют расчетом или оценивают на основе данных по действующим турбоустановкам).
Определяются необходимые давления насосов конденсатно-питательного тракта.
Определяются параметры пара и воды в различных точках схемы. По известным значениям давления в отборах турбины определяют значение давления пара в соответствующих подогревателях.
Рассчитываются расходы потоков пара и воды. Основу расчета составляют уравнения материальных и тепловых балансов.
Расчет расхода пара в конденсатор производится по двум уравнениям материального баланса - турбины (на основе рассчитанных расходов отборного пара) и конденсатора - что является способом проверки правильности вычислений.
Расходы пара и воды рассчитывают или в абсолютных значениях Dr, или в долях расхода пара на турбину бr, где r - номер регенеративного подогревателя по ходу воды, исключая деаэратор, в котором давление обычно задано.
Определяют показатели тепловой экономичности турбоустановки: абсолютный электрический КПД турбоустановки (брутто и нетто); удельный расход пара, кг/кВт·ч; удельный расход теплоты; ккал/кВт·ч или кДж/кДж; расход электроэнергии на собственные нужды станции; КПД по производству электроэнергии; КПД по отпуску тепловой энергии; полный КПД, оценивающий общую тепловую экономичность; удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и другие показатели.
2.1.2 Метод последовательных приближений
Основывается на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его уточнением (через коэффициент недовыработки электроэнергии паром отбора)
Первые два этапа расчета аналогичны описанным в предыдущем пункте этапам 1 и 2.
3 этап - предварительный расчет или оценка расхода пара на турбину. Для стандартных типов турбин рекомендуется определять расход пара по заводским диаграммам режимов, если известны электрическая мощность и расход пара к внешним тепловым потребителям из регулируемых отборов турбины. Обычно расчет тепловой схемы выполняется для нескольких характерных режимов работы, зависящих от вида тепловой нагрузки потребителей, от графика работы станции в энергосистеме и от климатических условий района. Для технологической тепловой нагрузки обычно характерным режимом является максимальный зимний режим, т.е. максимальный расход пара на технологические нужды при номинальной или максимальной электрической мощности турбогенератора. Вторым характерным режимом для этого типа турбин является минимальный летний режим с минимальным расходом пара на технологические нужды и с номинальной или минимальной электрической мощностью.
Необходимые данные для расчета могут быть получены на основе промышленных испытаний турбин с включенным трубным пучком в конденсаторе. При проектировании новых типов турбин приходится предварительно определять расход пара по аналитическим формулам, например, для турбины с двумя регулируемыми отборами с учетом коэффициента регенерации,
(2.5)
где kр - коэффициент регенерации, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из-за регенеративных отборов, kр ? 1;
yот, yпр - коэффициент недоиспользования мощности отопительного и промышленного отборов соответственно:
; (2.6)
Hi - используемый тепловой перепад в турбине при расширении пара от начальных параметров до давления в конденсаторе, кДж/кг;
hпр, hот - используемый тепловой перепад отопительного и производственного отборов, кДж/кг;
Dпр, Dот - расход из отопительного и промышленного отбора на внешнее тепловое потребление в рассчитываемом режиме.
Определение расхода пара по вышеприведенным формулам обычно менее точно, чем по диаграммам режимов турбин. Этой формулой пользуются при проектировании новых турбин и при инженерных расчетах, получая результат с погрешностью не более 1-2%, что при методе последовательных приближений вполне приемлемо.
4 этап - составление уравнений тепловых и материальных балансов для основных узлов и аппаратов и тепловой схемы. Составление тепловых и материальных балансов начинают с парогенератора и продолжают против хода питательной воды последовательно для всех ПВД, что связано с направлением потоков дренажа конденсата греющего пара регенеративных отборов турбины от всех подогревателей высокого давления (ПВД) к деаэратору - каскадный слив.
Для деаэратора составляется материальный и тепловой балансы всей турбоустановки для уточнения добавочных потоков рабочего тела и определения расхода пара на деаэратор и основного конденсата, поступающего от подогревателей низкого давления (ПНД). При составлении тепловых балансов искомыми величинами обычно являются расходы пара в регенеративные отборы для заданного режима работы установки.
После решения материального и теплового баланса деаэратора составляются и решаются тепловые балансы ПНД. Затем определяются по
материальному балансу поток пара, поступающий в конденсатор.
Потери теплоты в окружающую среду с учетом изоляции горячих поверхностей (t > 50?С) принимают в размере 1 - 2 % расхода теплоты в них. Для этого при расчете умножают расход теплоты греющей среды на КПД подогревателя зпод = 0,98ч0,99.
5 этап - проверка принятого ранее расхода путем сложения всех отборов пара из турбины с расходом пара идущего в конденсатор
(2.7)
где - сумма регенеративных отборов - от 1-го до i-го отборов, т/ч; Dк - расход пара в конденсатор турбины, т/ч. Полученное по расчету значение D'т должно совпадать с принятым предварительным значением Dт. 6 этап - определение электрической мощности, кВт, развиваемой турбогенератором в принятом для расчета режиме.
, (2.8)
где hi - используемый тепловой перепад для i-го регенеративного отбора, кДж/кг.
Если полученная по расчету мощность N'э отличается от заданной мощности, то этого режима N, то следует определить
(2.9)
Значение ДN считается допустимым, если оно не превосходит 1%. Это расхождение означает, что принятый предварительно расход пара на турбину больше или меньше расхода, отвечающего заданной мощности N. Если расхождение превышает требуемое значение, следует повторить расчет схемы, начиная с 4 этапа, введя поправку к предварительно принятому расходу пара на турбину,
(2.10)
Новый расход пара на турбину, т/ч,
(2.11)
соответственно больше или меньше ранее принятого в зависимости от того, меньше или больше полученная по расчету мощность турбогенератора N'Рэ. Если повторный расчет не позволяет войти в требуемые пределы по ДN, то операция приближения повторяется заново. Обычно бывает достаточным второе приближение даже при жестких требованиях к пределам по ДN. Приближение даже при жестких требованиях к пределам по ДN.
7 этап - определение показателей тепловой экономичности турбинной установки. Обычно требуется определить удельные расходы теплоты и топлива на выработку и отпуск электроэнергии и теплоты внешним потребителям.
2.2 Описание проектируемой тепловой схемы ПГУ
Отработанные отходящие газы после газотурбинной установки направляются в котел - утилизатор, где за счет утилизации тепла выхлопных газов образуется пароводяная смесь. Далее в пароперегреватели повышаются параметры рабочего тела.
Перегретый пар поступает в цилиндр турбины имеющей два контура давления. По трубопроводу высокого давления пар из ПГ направляется в контур высокого давления турбины. Часть пара через первый, второй и третий отборы направляется на регенеративный подогрев в подогреватели высокого давления ПВД1-ПВД3 и деаэратор. Из последнего отбора часть пара (расчетная) идет на производственные нужды (Dп). В контуре низкого давления имеется четыре отбора, через которые меньшая часть пара распределяется на подогреватели низкого давления ПНД4-ПНД7, из шестого и седьмого отборов значительная часть пара поступает в сетевые подогреватели СП1, СП2 для поддержания температурного графика в тепловых сетях. Пар, совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в конденсатор, где охлаждается и конденсируется, отдавая свою теплоту циркуляционной воде.
С помощью конденсатного насоса конденсат проходит эжектор, где поддерживается глубокий вакуум, далее через сальниковый подогреватель направляется в подогреватели ПНД7-ПНД4, в которых происходит изменение температуры и давления рабочего потока.
После многоступенчатого подогрева конденсат поступает в активную часть колонки деаэратора, где смешивается с подпиточной водой. Вода, поступающая на деаэрацию, через патрубки вводится в смесительное устройство, расположенное в верхней части колонки. Стекая вниз, она рассеивается в смесительном устройстве, что облегчает выделение газов при ее вскипании. Снизу, навстречу воде, через патрубки деаэрационной колонки подается пар из отбора цилиндра турбины. Насыщенная газами паровоздушная смесь отсасывается через патрубок в верхней части колонки.
Деаэрированная вода поступает в аккумулятор деаэратора, емкость которого служит резервом, и используется в аварийных случаях. Отсюда приготовленная вода самотеком поступает на питательный насос, который нагнетает ее в подогреватели ПВД3-ПВД1. После трехступенчатого подогрева рабочий поток направляется в котел.
В данных проекте расчет тепловой схемы производится по предварительно заданному расходу пара на турбину только на один режим, соответствующий наибольшей мощности.
2.3 Исходные данные для расчета тепловой схемы
Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы ТЭЦ с ПГУ.
|
Параметр |
Величина |
|
|
Мощность генератора Nэ, МВт |
23 |
|
|
Начальное давление пара P0, МПа |
5,5 |
|
|
Начальная температура пара t0, МПа |
521 |
|
|
Часовой расход пара на производственные нужды Dпр, т/ч |
7 |
|
|
Часовой расход тепла на отопление Qот, ГДж/ч |
80 |
|
|
Конечное давление пара в конденсаторе Pк, МПа |
0,004 |
2.4 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины
Вторая фаза рабочего потока начинается с конденсатора, температуру которого можно определить по заданному давлению Pк и таблице водяного пара (по давлению) [2]. В данном случае - при Pк=0,004 МПа и tк=28,96°С. Далее конденсатным насосом (КН) конденсат направляется в эжекторный и сальниковый подогреватели. Исходя из анализа литературных источников температуру подогрева конденсата для рассматриваемого типа турбин в данных подогревателях (tэж и tсп) можно принять равной 3-5°С [7-9].
Определение давления в нерегулируемых отборах может производиться исходя из равномерного подогрева конденсата и питательной воды. При таком распределении температуры схема близка к наиболее экономичной. Соответственно весь интервал подогрева конденсата от температуры за сальниковым подогревателем (СП) до температуры питательной воды, поступающей в котел, разбивается примерно на равное число частей по количеству регенеративных отборов, учитывая при этом параметры деаэратора. Согласно условиям работы типового деаэратора с рабочим давлением P=0,6 МПа, температура питательной воды на выходе из него tд должна быть не менее 158°С.
Учитывая суммарный подогрев в эжекторном и сальниковом подогревателях, температура нагрева конденсата в одной ступени подогревателя низкого давления определится по выражению, °С:
, (2.12)
где tэж и tсп ? температура подогрева конденсата в эжекторном и сальниковом подогревателях, °С;
nнд =5 - число ступеней подогрева конденсата отборами от ЦНД (в четырех подогревателях низкого давления и деаэраторе).
Аналогично определяется температура подогрева питательной воды в одной ступени ПВД, С:
(2.13)
где - температура питательной воды, поступающей в котел (ПГ), принимается на основе рекомендаций [5];
nвд = 3 - число ступеней подогрева конденсата отборами от ЦВД (в трех подогревателях высокого давления).
Рекомендуемое количество регенеративных подогревателей от ЦНД и ЦВД принимается на основе рекомендаций [15].
По результатам распределения температур, пользуясь данными таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара [2] и (h,s) - диаграммой процесса расширения пара в турбине составим сводную таблицу параметров в основных точках схемы (табл. 2.2)
Таблица 2.2 - Расчетные параметры пара и воды.
|
№ |
Наименование величины |
Элементы тепловой схемы |
||||||||
|
ПВД1 |
ПВД2 |
ПВД3 |
Д |
ПНД4 |
ПНД5 |
ПНД6 |
ПНД7 |
|||
|
1 |
Температура воды перед подогревателем,°С |
208 |
183 |
158 |
133 |
108 |
84, 192 |
60,384 |
36,576 |
|
|
2 |
Энтальпия воды перед подогревателем, кДж/кг |
888,51 |
776,32 |
666,80 |
559,10 |
452,80 |
352,50 |
252,70 |
153,70 |
|
|
3 |
Температура воды за подогревателем,°С |
233 |
208 |
183 |
158 |
133 |
109, 192 |
85,384 |
61,576 |
|
|
4 |
Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг |
1004 |
888,51 |
776,32 |
666,80 |
559,10 |
457,8 |
357,5 |
257,7 |
|
|
5 |
Температура конденсата греющего пара,°С |
238 |
213 |
188 |
158 |
137 |
113, 192 |
89,384 |
64,576 |
|
|
6 |
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг |
1028 |
911,4 |
798,7 |
666,8 |
576,2 |
474,8 |
374,3 |
270,3 |
|
|
7 |
Давление пара в подогревателе, МПа |
3,228 |
2,023 |
1,2 |
0,587 |
0,332 |
0,159 |
0,069 |
0,025 |
|
|
8 |
Давление пара в отборах, МПа |
3,39 |
2,12 |
1,26 |
1,26 |
0,35 |
0,17 |
0,07 |
0,03 |
|
|
9 |
Энтальпия пара в отборах, кДж/кг |
3190 |
3105 |
3006 |
3006 |
2798 |
2699 |
2660 |
2625 |
|
|
10 |
Используемый теплоперепад, кДж/кг |
360 |
478 |
583 |
583 |
785 |
905 |
1215 |
1347 |
2.5 Определение расхода пара и питательной воды
Расход пара на турбину может быть определен по аналитической формуле:
(2.14)
где Kр =1,15 - коэффициент регенеративного подогрева, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из отборов. В практике он зависит от конечного значения подогрева питательной воды, количества регенеративных подборов, типа турбины и начальных параметров. Для турбин с промышленными и теплофикационными отборами принимается на основе [8].
H0 ? располагаемый тепловой перепад на турбине, кДж/кг;
относительный электрический КПД турбогенератора;
Yпрi коэффициент недоиспользования мощности i-го промышленного отбора;
Yотi коэффициент недоиспользования мощности i-го отопительного отбора.
Располагаемый тепловой перепад на турбине определяется по формуле:
H0= h0 hк, (2.15)
где h0 =3504 кДж/кг и hк =1857 кДж/кг начальная и конечная энтальпия пара определяются по (h,s) - диаграмме.
Таким образом, для рассматриваемых исходных данных располагаемый тепловой перепад на турбине составит:
H0= 3592-1857=1735 кДж/кг.
Относительный электрический КПД турбогенератора можно найти из формулы:
, (2.16)
где
=0,85 общий внутренний относительный КПД турбины, значение принимается на основе рекомендаций [9];
механический КПД турбины, значение принимается на основе рекомендаций [8];
КПД генератора турбины, значение принимается на основе рекомендаций [8];
Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора Yпр определяется из выражения:
(2.17)
где hпр= 583 кДж/кг используемый тепловой перепад производственного отбора, для рассматриваемого случая соответствует третьему регулируемому отбору и принимается по табл.2.2 (строка 10).
Hi = H0•зoi используемый турбиной тепловой перепад, кДж/кг.
Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов Yот определяется из выражения:
(2.18)
где hот используемый тепловой перепад отопительного отбора, кДж/кг. Поскольку согласно принципиальной тепловой схеме ТЭЦ, отопительными отборами являются шестой и седьмой регулируемые отборы, то для каждого отбора будет собственное значение hот. В рассматриваемой схеме для шестого отбора соответствующего второму сетевому подогревателю (СП2) = 1215 кДж/кг, а для седьмого отбора соответствующего первому сетевому подогревателю (СП1) = 1347 кДж/кг (численные значения принимаются по 10 строке табл.2.2).
Учитывая, что теплосодержание пара в отопительных отборах в среднем соответствует 2642,5 кДж/кг (см. строку 9 табл.2.2 для ПНД 6 и ПНД 7), то производительность отопительных отборов составляет, т/ч:
(2.19)
По экономическим соображениям в практике принято, что из последнего отбора турбины отпускается до 70 % от Dот, тогда
Таким образом, расход пара на турбину составляет, т/ч:
Производительность парогенератора определяется по выражению, т/ч:
где
Dсн расход пара на собственные нужды принимается согласно рекомендаций [6] 1,2 % от Dт, т/ч.
Dсн=•0,012=0,92,
Расход питательной воды на котлы рассчитывается по формуле, т/ч:
где Dпрод расход продувочной воды котлом, т/ч, который составляет 1,5 % от [6].
Dпрод=0,015•77,56=1,16,
2.6 Составление теплового баланса по ПВД
Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД1 примет вид:
Dотб1 (hотб1 hк1) зпод=Dп. в (hп. в hп. в2), (2.20)
где Dотб1 расход пара из первого отбора, т/ч;
hотб1= 3190 кДж/кг энтальпия греющего пара (табл.2.2);
hк1=1028 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара (табл.2.2);
зпод=0,98 среднее значение КПД подогревателей применяемых на ТЭЦ [4];
hп. в=1004 кДж/кг энтальпия питательной воды перед котлом (табл.2.2);
hп. в2=888,51 кДж/кг энтальпия питательной воды за ПВД2 (табл.2.2).
Определим из формулы (2.12) неизвестный расход греющего пара из первого отбора турбины:
Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД2 примет вид:
(2.21)
где Dотб2 расход пара из второго отбора, т/ч;
hотб2= 3105 кДж/кг энтальпия греющего пара (табл.2.2);
hк2=911,4 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара (табл.2.2);
hп. в3=776 кДж/кг энтальпия питательной воды за ПВД3 (табл.2.2).
Определим из формулы (2.13) неизвестный расход греющего пара из второго отбора турбины:
Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД3 примет вид:
(2.22)
где Dотб3 расход пара из третьего отбора, т/ч;
hотб3= 3006 кДж/кг энтальпия греющего пара (табл. 2.2);
hк3=798,7 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара (табл. 2.2);
hд=666,8 кДж/кг энтальпия питательной воды за деаэратором (табл.2.2);
Определим из формулы (2.22) неизвестный расход греющего пара из третьего отбора турбины:
2.7 Расчет деаэратора
Деаэратор - элемент тепловой схемы, в котором происходит термическое удаление растворенных газов из собираемых потоков конденсата от ПВД, основного конденсата турбины, возвращаемого от промышленных потребителей, греющего пара регенеративного отбора, потока химически очищенной добавочной воды и конденсата из сепараторов непрерывной продувки. Тепловой расчет деаэратора на основании схемы, включает в себя составление и решение уравнений материального и теплового баланса.
Составим материальный баланс деаэратора для рассматриваемой нами тепловой схемы:
Dк1+Dк2+Dк3+Dупл+Dсеп1+ Dд+Dк. д=Dп. в+ Dут, (2.23)
где Dупл суммарные потери пара через уплотнения, т/ч, для рассматриваемого типа турбин укрупнено принимаются 1,5 % от расхода пара на турбину Dт [9];
Dсеп1 количество пара поступающего от первой ступени сепаратора в деаэратор, т/ч;
Dд количество пара, поступающего из третьего отбора турбины на деаэрацию (определяемое), т/ч;
Dк. д. количество конденсата основного потока, поступающего в деаэратор (определяемое), т/ч;
Dут внутристанционные потери конденсата, т/ч, (условно принимаются из расчета деаэратора), для рассматриваемых схем принимаются 1,2 % от расхода пара на турбину Dт [9].
Суммарные потери пара через уплотнения определяются по выражению, т/ч:
Dупл=0,015•Dт, (2.24)
Dупл=0,015•76,64=1,1.
Количество пара поступающего в деаэратор от первой ступени сепаратора рассчитывается из формулы:
(2.25)
где hпр = 1570,9 кДж/кг энтальпия воды в барабане котла при давлении 14 МПа (принимается по [2] на 0,5 МПа выше начального давления пара); hсеп1 = 670,5 кДж/кг энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой ступени сепаратора в деаэратор (принимается по [2] на основе рабочего давления в деаэраторе); r1= 2085,6 кДж/кг теплота парообразования при рабочем давлении деаэратора Pд=0,6 МПа (принимается по [2]).
Внутристанционные потери конденсата определяются по выражению, т/ч:
Dут=0,012•Dт, (2.26)
Dут=0,012•76,64=0,92.
После подстановки полученных величин в выражение (2.23) получим:
4,29+3,89+3,57+1,1+0,303+Dд+Dк.д=78,73+0,92,
Для нахождения неизвестных величин составим тепловой баланс деаэратора:
( (Dк1+Dк2+Dк3+Dупл) •hк3+ Dд• hд+ Dсеп1• h'сеп1) •зпод+ Dк. д• hз4=
= (Dп. в+ Dут) • hп. в, (2.27)
где
hк3=798,7 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара за ПВД 3 (по табл.2.2)
hд=hотб3=3006 кДж/кг энтальпия пара из третьего отбора турбины, идущего на деаэрацию (по табл.2.2);
h'сеп1=2756,1 кДж/кг энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе первой ступени при рабочем давлении 0,6 МПа (по таблицам [2]);
hз4=559,1 кДж/кг энтальпия конденсата основного потока поступающего в деаэратор (по табл.2.2);
hп. в=666,8 кДж/кг энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора (по табл. 2.2).
Подставим полученные значения в уравнение (2.27), получим:
(4,29+3,89+3,57+1,1) •798,7•0,98+Dд•3006•0,98+0,303•2756,1•0,98+Dк. д•559,1= (78,73+0,92) •666,8,
Решая систему двух уравнений (2.23) и (2.27), получим:
Dд=2,11 т/ч,
Dк. д=64,34 т/ч.
2.8 Составление теплового баланса по ПНД
Составим тепловой баланс ПНД4 согласно рис.1, получим:
Dотб4 (hотб4 hк4) зпод=Dк. д (hз4 hп4), (2.28)
где Dотб4 расход пара из четвертого отбора, т/ч;
hотб4= 2798 кДж/кг энтальпия греющего пара (табл. 2.2);
hк4=576,2 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара (табл. 2.2);
hз4=559,10 кДж/кг энтальпия конденсата основного потока за ПНД4 (табл.2.2);
hп4=452,8 кДж/кг энтальпия конденсата основного потока перед ПНД4 (табл.2.2).
Преобразуем (19) относительной Dотб4:
т/ч
Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПНД5 примет вид:
(Dотб5• (hотб5 hк5) + Dк4• (hк4 hк5)) зпод= (Dк. д (Dк4+ Dк5)) (hз5 hп5), (2.29)
где Dотб5 расход пара из пятого отбора турбины, т/ч;
hотб5= 2699 кДж/кг энтальпия греющего пара (табл.2.2);
hк5= 474,8 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара;
Dк4=Dотб4=3,14 т/ч количество конденсата греющего пара после ПНД4;
hз5 = 457,8 кДж/кг энтальпия конденсата основного потока за ПНД5
(табл.2.2);
hп5 =352,5 энтальпия конденсата основного потока перед ПНД5 (табл.2.2);
Dк5= Dотб5 количество конденсата греющего пара после ПНД5.
После подстановки найденных величин в формулу (2.29) получим:
(Dотб5• (2699 474,8) + 3,14• (576,2 474,8)) •0,98= ( (64,34 (3,14+ Dк5)) • (457,8352,5), Dотб5= Dк5=2,63
Расход рабочего потока через ПНД5 составит, т/ч:
D'к. д= Dк. д Dк4 Dк5
Подобные документы
Описание принципиальной тепловой схемы энергоустановки. Тепловой баланс парогенератора, порядок и принципы его составления. Параметры пара в узловых точках тепловой схемы. Расчет теплоты и работы цикла ПТУ, показателей тепловой экономичности энергоблока.
курсовая работа [493,1 K], добавлен 22.09.2011Выбор 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 02.11.2010Cоставление 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 20.04.2014Расчет 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 29.04.2011Расчет 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 07.08.2012Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.
курсовая работа [192,9 K], добавлен 25.12.2012Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.03.2014Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.12.2011Расчёт принципиальной схемы ТЭС. Распределение регенеративного подогрева по ступеням. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Схема включения, конструкция и принцип действия. Определение основных геометрических характеристик, тепловой схемы.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 02.10.2008Разработка проекта по реконструкции производственно-отопительной котельной завода РКК "Энергия", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. Расчет тепловой схемы и оборудования котельной, разработка блочной системы подогревателей.
дипломная работа [213,8 K], добавлен 07.09.2010
