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.

Страница:

D'к. д=64,343,142,63=58,56

Количество пара, поступающего в конденсатор, определяется по выражению, т/ч:

Dк= Dт (Dотб1+Dотб2+Dотб3+Dупл+Dд+Dпр+Dотб4+Dотб5+

+Dот+Dотб6+Dотб7+Dсп+Dэж) (2.30)

где Dотб6 расход греющего пара из шестого отбора турбины, т/ч;

Dотб7 расход греющего пара из седьмого отбора турбины, т/ч;

Dсп расход пара на сальниковый подогреватель, т/ч, для рассматриваемого типа ТЭС принимается в размере 1% от расхода пара на турбину Dт [9];

Dэж расход греющего пара через эжекторный подогреватель, т/ч, усредненной составляет 0,3 % от расхода пара на турбину Dт [9].

Расход пара на сальниковый подогреватель составит, т/ч:

Dсп=0,01•Dт

Dсп=0,01•76,64=0,77.

Расход пара через эжекторный подогреватель составит, т/ч:

Dэж=0,003• Dт Dэж=0,003•76,64=0,23

После подстановки значений известных величин выражение (2.30) примет вид:

Dк= 76,64 (4,29+3,89+3,57+1,1+2,11+80+3,14+2,63+

+30,27+Dотб6+Dотб7+0,77+0,23), (2.31)

Для нахождения неизвестных величин шестого и седьмого отборов пара запишем уравнения теплового баланса для ПНД 6 и ПНД 7.

Согласно тепловой схеме уравнение теплового баланса для ПНД 7 аналогично уравнению для ПВД1:

Dотб7• (hотб7 hк7) •зпод=D'к (hз7 hп7), (2.32)

где hотб7=2625 кДж/кг энтальпия греющего пара из седьмого отбора турбины (табл.4);

hк7=270,3 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара из седьмого отбора турбины (табл.4);

hз7=257,7 кДж/кг энтальпия конденсата основного потока за ПНД7

(табл.4);

hп7=157,3 кДж/кг энтальпия конденсата основного потока перед ПНД7

(табл.4);

D'к расход конденсата основного потока через ПНД7 определяется по формуле:

D'к= Dк+ Dэж+ Dсп+ Dк7, (2.33)

где Dк7= Dотб7 расход конденсата греющего пара седьмого отбора после ПНД7.

После подстановки (2.22) в (2.24) получим:

D'к= 22,85Dотб6. (2.34)

Выразим из (2.23) с учетом (2.25) расход греющего пара на ПНД7:

Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПНД6 примет вид:

(Dотб6• (hотб6 hк6) + Dсеп2• (hсеп2 hк6) •зпод =D'к• (hз6 hп6), (2.35)

где hотб6=2660 кДж/кг энтальпия греющего пара из шестого отбора турбины (табл.2.2);

hк6=374,2 кДж/кг энтальпия конденсата греющего пара из седьмого отбора турбины (табл.2.2);

hз6=357,5 кДж/кг энтальпия конденсата рабочего потока за ПНД6 (табл.2.2);

hп6=252,7 кДж/кг энтальпия конденсата рабочего потока перед ПНД6 (табл.2.2);

Dк. сп2=9,08 т/ч количество конденсата после второй ступени сетевого подогревателя (СП2), принимается по расчету на основе формулы (2.19).

После подстановки найденных величин в (2.27), с учетом (2.26) получим:

Решив уравнение относительно Dотб6, получим, т/ч: Dотб6=1,39.

Таким образом, расход пара из седьмого отбора турбины составит, т/ч:

В соответствии с (2.31) количество пара, поступающего в конденсатор Dк, т/ч, будет равно: Dк=15,24

2.9 Определение электрической мощности турбины

Для проверки правильности проведенного расчета определим внутреннюю мощность турбины по выражению, МВт:

где Di расход срабатываемого пара, т/ч;

hi используемый теплоперепад соответствующего расхода, кДж/кг.

Ni= (Dотб1•h1+ Dотб2•h2+ (Dотб3+ Dупл+ Dд+ Dпр) •h3+ Dотб4•h4+ Dотб5•h5+

(Dотб6+) •h6+ (Dотб7++ Dэж+ Dсп) •h7+ Dк• Hi) /3600, (2.36)

Ni= (4,29•360+3,89•478+ (3,57+1,1+2,11+80) •583+3,14•785+2,63•905+

+(1,03+9,08) •1215+ (0,98+21,9+0,23+0,77) •1347+15,24•1474,4) /3600=23,34

Электрическая мощность турбогенератора для номинального режима составит, МВт:

Nэ= Ni•зм• зг, (2.37)

Nэ= 23,34•0,98•0,98=22,31

Как видно из расчета, мощность турбины составляет около 98,15 % от проектируемой мощности турбогенератора (22,73), т.е. расхождение мощностей составляет 1,85 %.

3. Выбор основного оборудования для пусковой схемы ПГУ-90

3.1 Газотурбинная установка

Газотурбинная установка LM-2500 (GE), выполнена в виде двухвального турбоагрегата (газогенератор и силовая турбина), работающего по простому термодинамическому циклу, при начальной температуре газа перед первой ступенью около 1000 ?С, температуре газов на выходе из турбины 540 ?С.

На входе в ГТУ установлено комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) предназначенное для очистки поступающего воздуха от твердых частиц, пыли и минеральных солей.

Для повышения давления природного газа поступающего на вход в ГТУ используются газодожимные компрессора. А в пункте подготовки газа для измерения расхода природного газа установлен коммерческий счетчик.

Газогенератор LM2500 предназначен для выработки потока горячего сжатого газа, приводящего во вращение силовую турбину. Номинальная частота вращения 10300 об/мин. Газогенератор состоит из компрессора и турбины высокого давления. Компрессор включает в себя 17 ступеней давления (входной направляющий аппарат и первые семь ступеней направляющего аппарата обладают изменяемой геометрией, что обеспечивает работу компрессора без срывных явлений). Степень повышения давления 23:

1. Расход газа на выходе из газогенератора 90,2 кг/с.

Осевой компрессор LM-2500 состоит из: корпуса подводящего воздуховода и входной улитки компрессора, 17-ступеней сжатия воздуха. Первые семь ступеней компрессора с изменяемой геометрией.

Турбины газогенератора - имеющий один вал с компрессором состоит из 2 ступеней. Охлаждение ступеней турбины осуществляется воздухом, отбираемым из части высокого давления компрессора.

Силовая турбина (СТ) спроектирована на скорость вращения 6100 об/мин. СТ преобразует энергию горячего потока газов после газогенератора а механическую энергию. Она имеет не связанный с газогенератором ротор и работает на выработку электроэнергии. Частота вращения понижается до 1500 об/мин через понижающий обороты редуктор, соединенный через муфту с электрогенератором. На выходе газов силовой турбины установлен выходной диффузор и шумоглушители, сообщенный через переходной диффузор с газовым трактом котла - утилизатора.

Камера сгорания LM-2500 одинарная, кольцевая и содержит четыре основных компонента, соединенных заклепками; это узел раструба (диффузор), колпак, внутренняя юбка и внешняя юбка. На колпаке установлены тридцать завихряющих осевых чашек (по одной на наконечнике каждого топливного сопла), которые обеспечивают стабилизацию пламени и перемешивание топлива с воздухом.

Газовое топливо вводится в камеру сгорания через 75 предварительных смесителя типа воздух/газ, установленных в 30 модулях, которые могут быть сняты и заменены с наружной стороны камеры сгорания. Предварительные смесители образуют чрезвычайно равномерную бедную смесь топлива и газа.

Данным дипломным проектом предусматривается установка двух ГТУ на основе газовых турбин LМ2500+G4 технические характеристики, которой приведены в табл. 3.1

Таблица 3.1 - Технические характеристики газотурбинной установки LМ2500+G4.

Наименование показателей

Величина

Мощность, МВт

31,85

Удельный расход тепла при низшей теплоте сгорания топлива, кДж/кВт-эл. час

9500

Расход отходящих газов, кг/с

90,2

Температура отходящих газов,°С

540

Выбросы, мг/м3 (15% O2)

окислы азота /

окись углерода

Газообразное или жидкое топливо, с впрыском воды

51/72 (газ),

86/6 (ж. топливо)

Газообразное топливо с впрыском пара

(соотношение)

51/211

3.2 Котел-утилизатор

Котельная установка состоит из двух модернизированных котлов-утилизаторов Е-38,3/8,1-5,5/0,63-521/230, на каждом из которых по выхлопным газам подключен к одной газовой турбине.

Котел-утилизатор предназначен для выработки пара двух давлений при работе, в составе парогазовой установки установленной мощностью 90 МВт за счет утилизации тепла выхлопных газов от газовой турбины. ПГУ-90 предназначен для работы в полупиковом классе использования.

Индексы в обозначении котла-утилизатора означают следующее:

Е - тип котла-утилизатора с естественной циркуляцией;

38,3 - паропроизводительность контура высокого давления (ВД), т/ч;

8,1 - паропроизводительность контура низкого давления (НД), т/ч;

5,5 - давление пара на выходе из контура высокого давления (абс.), МПа;

0,6 - давление пара на выходе из контура низкого давления (абс.), МПа;

521 - температура пара на выходе из контура высокого давления, єС;

230 - температура пара на выходе из контура низкого давления, єС.

Гарантийные показатели устанавливаются для режимов работы котла-утилизатора на продуктах сгорания природного газа при номинальной нагрузке газовой турбины, при температурах наружного воздуха +15°С, атмосферном давлении 995 гПа, относительной влажности воздуха ц=68%, температуре конденсата на входе в КУ +47,8°С

Таблица 3.2 - Основные технические характеристики КУ.

Наименование показателей

Единицы измерения

Величина

Параметры пара ВД на выходе из котла:

Расход

т/ч

38,3

Давление

абсолютное

Мпа (кгс/см2)

5,5 (56,08)

избыточное

Мпа (кгс/см2)

5,5 (55,04)

Температура

°С

521

Допустимый перепад статических давлений в газовом тракте КУ (от компенсатора входного газохода до среза дымовой трубы), не более

Па (мм

вод. ст.)

3000

(305,9)

Диапазон рабочих нагрузок КУ

%

50-100*

Номинальная теплопроизводительность КУ

МВт

40,992

Температура дымовых газов на входе в КУ

°С

540

Давление дымовых газов на выходе из ГТУ (навходе в подводящий газоход)

Па (мм

вод. ст.)

3500

Габаритные размеры КУ с учетом подводящего газохода-диффузора длиной 12 м:

глубина

ширина

высота

м

36,0

11,0

20,0

Масса КУ

т

615

Масса элементов КУ, работающих под давлением

т

320

3.3 Паротурбинная установка

Стационарная теплофикационная турбина паровая Т-14/23-5,5/0,18 предназначена для непосредственного привода электрического генератора переменного тока. Турбина комплектуется синхронным электрическим генератором типа ТТК-25-2УЗ производства ОАО "Привод", Россия, мощностью 25 МВт, номинальной частоты вращения 50 с-1 (3000 об. /мин) с воздушным охлаждением.

Паротурбинная установка в части пароводяного тракта включает систему пара уплотнений с конденсатором и эжекторной группой, регулирующими клапанами пара уплотнений, впрыском охлаждающей воды на сбросах и конденсационную систему с поверхностным конденсатором с конденсатосборником, двумя конденсатными насосами и схемой подпитки ХОВ с арматурой для регулирования уровня конденсата в конденсаторе;

Мощность (на клеммах генератора):

· Номинальная (в теплофикационном режиме) - 14,7 МВт

· Максимальная (в конденсационном режиме) - 23, 8 МВт

Основные технико-экономические характеристики паровой турбины при tнв=15 pС, Рнв=0,995 относительная влажность 68% сведены в табл.3.3

Таблица 3.3 - Характеристики паровой турбины Т-14/23-5,5/0,18

Наименование

Единица измерения

Число измерения

Максимальная мощность

Генератора

МВт

23,08

Параметры пара высокого давления

Расход

т/ч

88

Температура

?С

521

Давление (абс)

МПа

5,5

Параметры пара низкого давления

Расход

т/ч

16,2

Температура

?С

226

Давление (абс)

МПа

0,599

Параметры пара на выходе из ПТ

Расход пара в конденсатор

т/ч

91,88

Температура

?С

42,3

Давление (абс)

МПа

8,33

Паровая турбина имеет регулируемый отопительный отбор пара и конденсатор. Пар из отопительного отбора подается в пароводяные подогреватели сетевой воды. Сетевая вода подается в город для отопления и горячего водоснабжения. При сниженных тепловых нагрузках часть электроэнергии может вырабатываться в конденсационном режиме.

4. Поверочный расчет котла - утилизатора

Исходными данными для расчета котла-утилизатора являются значения приведенные в табл. 4.1

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета котла - утилизатора

Параметр

Обозначение

Значение

Размерность

Расход газов через котел-утилизатор

G0

37,48

м3/с

Температура газов перед котлом - утилизатором

t'г

540

°С

Требуемое давление перегретого пара

Рпп

5,5

МПа

Температура перегретого пара

tпп

521

°С

Температура питательной воды на входе в

котел - утилизатор

tпв

230

°С

Объемная теплоемкость газов при входе в котел-утилизатор подсчитывается как теплоемкость смеси газов по формуле:

(4. 1)

Таблица 4.2 - Содержание и теплоемкость газов, cр, i кДж/ (м3К) при заданной температуре на входе и выходе из котла.

t, 0C

N2

CO

CO2

H2O

SO2

H2

60 %

16 %

7 %

4

1 %

12 %

128

1,304

1,3013

1,7132

1,5056

1,813

1,2905

540

1,3327

1,3431

1,9967

1,5893

2,072

1,307

По данным технических характеристик приведенных заводом

изготовителем зададимся температурой дымовых газов на выходе из котла утилизатора 128 0С, при ней объемная теплоемкость газов при выходе из котла-утилизатора подсчитывается как теплоемкость смеси газов по формуле:

Энтальпия газов на входе в котел-утилизатор, кДж/м3:

(4. 2)

Энтальпия газов на выходе из котла-утилизатора, кДж/м3:

(4. 3)

По вычисленным значениям H'г и H''г строят график зависимости изменения энтальпии газов в газоходах котла. Зависимость Hг от изменения tг - практически линейная. При дальнейшем расчете, определив из уравнения теплового баланса энтальпию газов в том или ином газоходе, по H-t диаграмме определяют температуру газов.

Энтальпию перегретого пара hпп при заданных значениях температуры tпп и давления Рпп перегретого пара, температуру пара в барабане ts и его энтальпию h (при условии, что степень сухости пара, выходящего из барабана, х=I) определяют по h-S диаграмме или по таблицам сухого насыщенного и перегретого пара. При этом давление пара в барабане определяют как сумму давления перегретого пара и гидравлического сопротивления пароперегревателя Р0,1Рпп:

(4. 4)

Энтальпия кипящей воды h определяется по табл.4.3 для сухого насыщенного пара и воды на линии насыщения.

Таблица 4.3 - Удельные объемы и энтальпии сухого насыщенного пара и воды на кривой насыщения

Р, кг/см2

5

10

15

20

25

30

35

40

45

T, 0C

151,1

179,0

197,4

211,4

222,9

232,8

241,4

249,2

256,2

v, м3/кг

0,382

9, 198

0,134

0,101

0,081

0,068

0,058

0,051

0,045

h, кДж/кг

637,3

759,2

839,7

904,6

957,8

1004

1045

1083

1117

h, кДж/кг

2749

2778

2792

2799

2803

2804

2804

2810

2800

Энтальпия питательной воды с достаточной для практических расчетов точностью может быть рассчитана (при давлениях до 15 МПа) по выражению, кДж/кг:

(4. 5)

Температура пара в барабане котла определённая по H-s диаграмме: ts = 256,13 0С

Энтальпия пара в барабане котла определённая по H-s диаграмме: h" = 2784,043 кДж/кг

Энтальпия кипящей воды в барабане котла определённая по H-s диаграмме: h' =1216,726 кДж/кг

Энтальпия перегретого пара на выходе из котла: 2784,043 кДж/кг

4.1 Тепловой баланс и паропроизводительность котла - утилизатора

Основными уравнениями для проведения теплового расчета котла-утилизатора являются уравнения теплового баланса и уравнение теплопередачи:

(4. 6)

(4. 7)

(4. 8)

где Qг - теплота, отданная дымовыми газами, кВт; Qт - теплота, воспринятая рассчитываемой поверхностью нагрева, или тепловосприятие котла-утилизатора, кВт; ц - коэффициент сохранения тепла, учитывающий его потери в окружающую среду (принимается ц=0,98); Dпп - паропроизводительность котла-утилизатора, кг/с; hпп - энтальпия перегретого или насыщенного пара на выходе из котла, кДж/кг; hпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг; Go - объемный расход газов при нормальных условиях, м3/ч; k - коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2·К); Dпр - расход воды на продувку котла; кг/с: , где - величина непрерывной продувки котла, % (принимаемая не более 5%); F - расчетная поверхность нагрева, м2; t - температурный напор,°С.

Расчет ведется методом последовательных приближений. Задавшись в первом приближении температурой газов на выходе из котла, из уравнения теплового баланса определяют количество теплоты, отданное дымовыми газами Qг. Приравнивая правые части уравнений теплового баланса (4.6), (4.7) находят паропроизводительность котла-утилизатора Dпп. Отсюда теплота, отданная дымовыми газами кВт:

Расход продувочной воды из барабана кг/с:

Паропроизводительность кг/с:

4.2 Расчет пароперегревателя

Расчет котла-утилизатора, имеющего пароперегреватель, начинается с расчета последнего, затем следует расчет испарительной поверхности. Теплота, идущая на перегрев пара, кВт:

(4.9),

С учетом затрат теплоты на подогрев пара в пароперегревателе рассчитывают энтальпию газов за ним, кДж/м3:

(4.10)

Далее, используя полученные значения, по H-s диаграмме определяют температуру газов за пароперегревателем, 0С: t"пп =193,034

Температурный напор определяется как среднелогарифмическая разность температур по формуле:

(4.11)

Где - разность температур сред в том конце поверхности нагрева, где она больше,°С; - разность температур в другом конце поверхности,°С.

Когда / 1,7, температурный напор можно с достаточной степенью точности определять как среднеарифметическую разность температур,°С:

(4.12)

Большая разность температур:

Меньшая разность температур:

Средняя температура потока дымовых газов определяется как полусумма температур газов на входе в поверхность нагрева и выходе из нее:

(4.13)

Скорость движения дымовых газов определяется по формуле, м/с:

(4.14)

где G0 - объем дымовых газов при нормальных условиях на входе в котел, м3/с; fг - живое сечение для прохода дымовых газов, м2 (принимается по конструктивной характеристике 9,8м2).

Средняя температура пара определяется как полусумма температур насыщенного и перегретого пара, 0С:

(4.15)

Средняя скорость перегретого пара находится по формуле, м/с:

(4.16)

где vпп= 0,0497 - удельный объем перегретого пара при средней его температуре tср, м3/кг (определяется по Н-S диаграмме); fп - живое сечение для прохода пара, м2 (принимается по конструктивным характеристикам 0,0265).

Коэффициент теплопередачи определяется по формуле, Вт/ (м2·К):

(4.17)

где 1 и 2 - коэффициенты теплоотдачи от греющей среды к стенке и от стенки к обогреваемой среде соответственно, Вт/ (м2·К); - коэффициент тепловой эффективности. Коэффициент теплоотдачи конвекцией 1 определяется по номограммам 12, 13 или 14 из [21] в зависимости от типа пучка (коридорный или шахматный) и характера омывания его газами (продольное или поперечное)

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к обогреваемой среде 2 определяется по номограмме 15 [21] по средним значениям давления, температуры, скорости пара и внутреннему диаметру труб. Теплоотдачу излучением л не учитывают ввиду обычно невысокой температуры газов на входе в котел и небольшой толщины излучающего слоя. Коэффициент тепловой эффективности принимают равным = 0,61.

Тепловосприятие пароперегревателя определяется из уравнения теплопередачи (4.8). Если полученное из уравнения теплообмена значение тепловосприятия Qт отличается от определенного по уравнению теплового баланса Qпп не более чем на 2%, расчет поверхности не уточняется. Окончательными считаются температура и тепловосприятие, вошедшие в уравнение теплового баланса. При расхождении более чем на 2% принимают новое значение конечной температуры и расчет повторяют. Для второго приближения целесообразно принимать температуру, отличающуюся от принятой при первом приближении не более чем на 50°С. В этом случае следует пересчитать только температурный напор и заново решить уравнение теплового баланса и теплопередачи.

Коэффициент теплоотдачи от греющей среды к стенке - по номограмме 13 [21]: 1 = 68,9 Вт/ (м2·К)

Коэффициент теплоотдачи - по номограмме 15 [1]: 2 =936 Вт/ (м2·К)

Значение коэффициента тепловой эффективности принимаем 0,61 Вт/ (м2·К)

Тогда исходя из формулы (4.17):

Площадь поверхности пароперегревателя, м2: Fпп = 170

Тепловосприятие пароперегревателя, кВт:

Невязка тепловосприятия:

4.3 Расчет испарителя

Из расчета пароперегревателя известны температура и энтальпия дымовых газов на входе в испаритель. Температура газов на выходе из испарителя принимается и последующим расчетом уточняется.

Примем температура газов за испарителем с последующим уточнением: t"и=330 0С

Энтальпия газов за испарителем по Нг-tг диаграмме: H"и =450 кДж/м3

где Qи - количество теплоты, отданное газами пароводяной смеси. Средний температурный напор, средняя температура и скорости газов в газоходе определяются с использованием формул (4.11) - (4.16).

Количество теплоты, отданное газами пароводяной смеси, кВт:

(4.18)

Средний температурный напор, єC:

Средняя температура газов, 0С:

Живое сечение для прохода газов по конструктивным характеристикам принимаем 7,2475 м2

Коэффициент теплопередачи от газов к стенке, Вт/ (м2·К):

(4.19)

где 1 определяется по тем же номограммам, что и для пароперегревателя. Коэффициент использования берут в пределах 0,650,8. Тепловосприятие испарительной части рассчитывают по формуле (4.8).

Коэффициент теплоотдачи принимаем по номограмме 13 [21]: 1 = 77,3 Вт/ (м2·К)

После подстановки полученных значений в формулу (3.19) получим:

k = 0,677,3=46,38 Вт/ (м2·К)

Тепловосприятие испарителя, кВт:

Невязка тепловосприятий, %:

4.4 Расчет экономайзера

Температура воды , выходящей из экономайзера, зависит от конструкции последнего. В экономайзере кипящего типа она равна температуре кипения при давлении в барабане, в экономайзере не кипящего типа вода на выходе из экономайзера должна иметь температуру на 25-30°С ниже температуры кипения. Исходя из выбранной температуры , определяют энтальпию .

Энтальпия газов на входе в экономайзер равна энтальпии газов на выходе из испарительной части.

Количество теплоты, переданное воде в водяном экономайзере, кВт:

(4.20)

Энтальпия воды на выходе из экономайзера, кДж/кг:

(4.21)

Температура пароводяной смеси на выходе из экономайзера определенная по H-S диаграмме, 0С: tпв. с= 275,59

Живое сечение для прохода газов (принимается по конструктивным характеристикам), м2: fГ = 7,4425

Средняя температура газов, 0С:

(4.22)

Средний температурный напор, 0С:

(4.23)

Коэффициент теплоотдачи по номограмме 14 [21], Вт/ (м2·К): 1=87,626

Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2·К):

Тепловосприятие водяного экономайзера, кВт:

Невязка тепловосприятий, %:

Так как все полученные значения уравнения теплообмена тепловосприятия Qт отличается от определенного по уравнению теплового баланса Qпп, Qи,QЭ, не более чем на 2%, расчет поверхности нагрева можно не уточнять.

5. Конструкторский расчет башенной градирни

5.1 Обоснование выбора охладителя

При выборе того или иного типа охлаждающего устройства необходимо провести технико-экономический анализ с учетом расчетных расходов и температур воды, метеорологические условия, место расположение градирни на площадке предприятия.

Существует четыре типа охлаждения: пруд-охладитель, брызгальный бассейн, башенные и вентиляторные градирни.

Пруд-охладитель обеспечивает низкую температуру в течение всего года, прост в эксплуатации, недостатком является большие затраты на строительство, большие площади под строительство.

Брызгальный бассейн не требует больших затрат как на эксплуатацию так и на сооружения. Их применяют при небольших расходах охлаждающей воды. Недостатки: большие потери воды и малое охлаждение.

Градирни - наиболее совершенные охладители оборотной воды

Башенная градирня - это одно из наиболее эффективных устройств для охлаждения воды в системах оборотного водоснабжения промышленных предприятий. Высокая башня создает ту самую тягу воздуха, которая необходима для эффективного охлаждения циркулирующей воды. Вытяжные башни служат для создания естественной тяги благодаря разности удельных весов воздуха, поступающего в градирню, и нагретого воздуха, выходящего из градирни. Под оросителем располагается водосборный резервуар. Вода подается в водораспределительное устройство по размещаемым в центре градирни стоякам. Благодаря высокой башне одна часть испарений возвращается в цикл, а другая - уносится ветром. Из-за этого в округе не образуется сырости, тумана и обледенений в зимнее время, хотя возможно появление льда вокруг оросительных устройств.

Принцип работы градирни достаточно прост. Процесс охлаждения в градирнях происходит за счет частичного испарения воды и теплообмена с воздухом. Вода в градирне стекает по оросителю сбегает каплями или тонкой плёнкой. В это время вдоль оросителя проходят потоки воздуха. существует такая закономерность: в градирнях при испарении 1 % воды температура оставшейся понижается на 6 0С. Потеря жидкости восполняется за счет внешнего источника.

Наиболее сложным элементом башенной градирни является вытяжная башня, конструкция которой в основном определяется материалом, из которого ее сооружают.

Рисунок 5.1 - Трехмерная модель башенной градирни.

5.2 Тепловой расчет

Тепловой расчет необходим при проектировании новых и привязке существующих проектов градирен к местным метеорологическим условиям с учетом требований к температуре охлажденной воды и гидравлическим нагрузкам

По [7] находим параметры наружного воздуха - температуру и относительную влажность, для города Омска они составляют:

По температуре наружного воздуха и относительной влажности определятся влагосодержание и теплосодержание воздуха:

(5.1)

В - барометрическое давление, Па;

Рнас - давление насыщенного водяного пара при температуре

(5.2)

Температура воздуха на выходе из градирни и относительной влажности воздуха может быть определена по формуле:

(5.3)

где

, - упругость пара при температурах воды t1 и t2, Па;

Р1, Р2 - парциальное давление водяного пара в воздухе при температурах и , Па; Для этого зададимся несколькими значениями 26; 27; 28; 29,25; 29,5; 29,75.

По заданным величинам определяется влагосодержание воздуха на выходе из градирни , т.к. то:

=, кг/кг (5.4)

Рнас принимается по [7]

При =26оС

=, кг/кг

При =27оС

=, кг/кг

При =28оС

=, кг/кг

При =29оС

=, кг/кг

При =29,25оС

=, кг/кг

При =29,5оС

=, кг/кг

При =29,75оС

=, кг/кг

По [7] определяются значения парциального давления водяного пара в воздухе Р1 // и Р2 // при температуре воды и , где температура охлаждаемой воды , температура охлаждающей воды, .

Р1 // =5621 Па Р2 // =2642 Па

По [7] определяются значения парциального давления водяного пара в воздухе Р1 и Р2 при температурах и .

При =26оС Р2=3360 Па

При =27оС Р2=3563 Па

При =28оС Р2=3778 Па

При =29оС Р2=4004 Па

При =29,25оС Р2=4062 Па

При =29,5оС Р2=4121 Па

При =29,75оС Р2=4181 Па

(5.5)

- упругость пара при средней температуре охлаждаемой и охлажденной воды, Па.

Средняя температура охлаждаемой воды и охлажденной воды:

(5.6)

По [7] при tcp=28,5оС находятся значение упругости пара =3890 Па.

Энтальпия воздуха на выходе из градирни, Дж/кг:

При =26оС

, Дж/кг

При =27оС

, Дж/кг

При =28оС

, Дж/кг

При =29оС

, Дж/кг

При =29,25оС

, Дж/кг

При =29,5оС

, Дж/кг

При =29,75оС

, Дж/кг

При =26 оС

При =27 оС

При =28 оС

При =29 оС

При =29,25 оС

При =29,5 оС

При =29,7 оС

Далее строится график зависимости , который представлен на рис. 5.1

Рисунок 5.1 - График зависимости ,

Точка пересечения полученной кривой с прямой проходящей через начало координат под углом 45о к осям, определит искомое значение .

=29,20 оС

По [7] при =29,20 оС Р=4049 Па

=, кг/кг

, Дж/кг

(5.7)

где - коэффициент, учитывающий долю тепла, отведенного от воды за счет частичного испарения;

- теплоемкость охлаждаемой воды, Дж/кг0С;

, - теплосодержание и энтальпия на выходе из градирни при , Дж/кг и кг/кг.

Величины и определяются по температуре воздуха на выходе из градирни и относительной влажности .

, кг/кг

5.3 Определение теоретического расхода воздуха

(5.8)

Действительный расход воздуха в градирнях берется равным теоретическому расходу.

5.4 Определение объема капельного оросителя градирни

(5.9)

, м3

здесь - объемный коэффициент массоотдачи определяется по эмпирической формуле:

(5.10)

Где рекомендуется принимать плотность орошения в пределах кг/м2с. Скорость воздуха для расчета определяется:

(5.11)

, м/с

где варьируя величиной и соответственно скоростью воздуха, можно менять расчетную высоту оросителя.

.

В уравнении величина в случае противоточного движения воздуха и охлаждаемой воды равна:

(5.12)

где - разность теплосодержаний воздуха на стороне входа воды, Дж/кг;

- то же на стороне входа воды, Дж/кг;

- теплосодержание насыщенного воздуха парами воды у поверхности жидкости, при температуре охлаждаемой и охлажденной воды, Дж/кг;

По t1=35оС и t2=22оС находится теплосодержание насыщенного воздуха парами воды у поверхности жидкости

.

По =28,5оС определяется

(5.13)

где - теплосодержание воздуха на выходе из градирни, Дж/кг;

- энтальпия насыщенного воздуха (Дж/кг) при температуре

, Дж/кг

, Дж/кг

, Дж/кг

, Дж/кг

5.5 Определение основных размеров оросителя градирни

Активная площадь оросителя:

; (5.14)

, м2

Высота решетника:

(5.15)

, м

где аh - коэффициент, учитывающий влияние неравномерности распределения воды и воздуха, принимается равным 1,1-1,3;

Gв - расход воздуха по тепловому, кг/с.

5.6 Расчет вентиляции градирни

Полное гидравлическое сопротивление градирни рассчитывается по формуле:

, (5.16)

, Па

где =60 - коэффициент местного сопротивления по градирне в целом [7]

Башенную градирню целесообразно использовать на больших промышленных предприятиях. Площадь сечения башни должна занимать не менее 30-40% площади оросителя. Башни градирен средней и малой производительности могут иметь очень разнообразную форму: цилиндрическую, усеченного конуса или в виде усеченной многогранной пирамиды. Башенные градирни обычно выполняются в виде оболочек гиперболической формы, которая оптимальна по условиям внутренней аэродинамики и устойчивости.

Вытяжные башни работают в очень тяжелых условиях: оболочка башен находится под воздействием влажного теплого воздуха в градирне и холодного воздуха снаружи в зимний период, на внутренних поверхностях образуется конденсат. Таким образом, важен выбор материала.

В башенных градирнях конвекция воздуха осуществляется за счет естественной тяги или ветра. Высота градирен, изготовленных из бетона, может достигать 100 метров. Площадь орошения в таком случае будет достигать 3500 м2

6. Автоматическое управление и регулирования блока ПГУ

6.1 Назначение и цель создания АСУ

АСУ предназначена для обеспечения эффективного управления путём автоматизированного выполнения функций управления, представления информации в удобном для оператора виде, диагностирования состояния технологического процесса, оборудования, что позволяет принимать оптимальные решения и экономично с минимальными выбросами в окружающую среду вести технологические процессы.

АСУ выполняется с целью повышения надёжности работы оборудования, улучшения условий труда персонала, повышения эффективности использования энергоресурсов и снижения вредных выбросов в окружающую среду.

Повышение надёжности работы оборудования обеспечивается, в том числе за счёт развитой системы диагностики (в режиме реального времени) технологического процесса, оборудования и системы автоматизации.

Улучшение условий труда оперативного персонала обеспечивается, в том случае за счёт централизованного и рационального предоставления оперативной информации в режиме реального времени о состоянии объектов управления и за счёт обеспечения организации рабочих мест операторов в соответствии с требованиями эргономики.

Концепция построения системы контроля и управления. За основу построения системы контроля и управления технологическими процессами вышеуказанных турбоагрегатов принимается использование программно - технических комплексов (ПТК) в составе микропроцессорных контроллеров, размещаемых вблизи от технологического оборудования в автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов, размещаемых на групповом щите управления. Надёжность системы контроля и управления обеспечивается за счёт распределения функций между различными подсистемами управления и резервирования. Функционально, САУ состоит из двух основных частей: управляющей и информационной. Управляющая система обеспечивает автоматическое регулирование технологических процессов, дистанционное управление операторов, автоматическое управление (автоматизированный пуск, защиты и блокировки).

Информационная часть выполняет сбор, обработку и представление информации оперативному персоналу, документирование и архивацию.

Систему контроля и управления общестанционным оборудованием предлагается реализовать на традиционных индивидуальных технических средствах с использованием отдельных микропроцессорных средств системы регулирования, защиты и блокировок. При дальнейшей проработке проекта возможна реализация САУ общестанционного оборудования так же частично или полностью на ПТК.

Контроль и управление электротехнической частью турбогенераторов выполняется на традиционных средствах и выносит на ГЩУ ТЭЦ.

Для коммерческих расчётов баланса электроэнергии по вышеуказанному оборудованию предусматривается установка, по отдельному проекту, выполняемой специализированной организацией, устройства сбора и передачи данных (УСПД), для передачи данных на сервер сбора и обработки данных АСКУС (автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии) электростанции.

6.2 Управление паротурбинной установкой

Устанавливаемый турбоагрегат Т-14/23-4,5/0,18 оснащается датчиками и приборами контроля, системами автоматического регулирования, дистанционного управления, сигнализации, защиты и блокировки, термоэлементами и преобразователями температуры, реле давления, концевыми выключателями и датчиками положения сервомоторов стопорно-регулирующих клапанов, регуляторами положения сервомоторов стопорно-регулирующих клапанов, датчиками скорости вращения, расходомерами, измерительным оборудованием системы концевых уплотнений, измерительным оборудованием масляной системы, а также системой регулирования и контроля паровой турбины, в состав которой входят цифровой регулятор турбины (резервный), цифровая тройная система защиты, оборудование за контролем работы турбоагрегата (мониторы и датчики для измерения абсолютных колебаний подшипников, относительных колебаний ротора, осевых сдвигов ротора, относительного удлинения, ключевого фазометра), модуль ограничения термических напряжений.

Вновь устанавливаемое и переносимое обще станционное оборудование (ПЭНы, сетевые насосы, бойлера и др.) оснащаются датчиками, приборами и регуляторами в соответствии с действующими требованиями, нормативными документами и технологическим заданием.

6.3 Регулирование и защита турбины

Система регулирования обеспечивает необходимое воздействие на парораспределительные органы турбины при изменении нагрузки (тепловой и электрической).

Перестановка регулирующих клапанов свежего пара производится поршневыми сервомоторами, которые управляются регулятором частоты вращения. Регулятор частоты вращения поддерживает постоянство числа оборотов агрегата с неравномерностью около 5%. Регулятор частоты вращения снабжён механизмом управления, который может приводиться в действие как вручную - непосредственно у турбины, так и дистанционно - с центрального щита управления.

При мгновенном сборе нагрузке с генератора система регулирования быстрым закрытием клапанов турбины ограничивает возрастание частоты вращения ротора.

Для защиты от недопустимого возрастания частоты вращения после сброса нагрузки турбина снабжена регулятором безопасности. Два центробежных бойка регулятора безопасности мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-12% сверх номинальной, что вызывает закрытие автоматического затвора свежего пара и регулирующих клапанов турбины.

Турбина снабжена электромагнитным выключателем (ЭМВ), при срабатывании которого закрываются автоматический затвор и регулирующие клапана турбины. Воздействие на ЭМВ осуществляют, зашиты: от осевого сдвига, давления масла, по поддержанию температуры свежего пара, перепад давлений на последней ступени и прочего, а также дистанционное отключение турбины. Действия защит сопровождаются аварийной сигнализацией.

Турбоустановка снабжена системами контроля, сигнализации и дистанционного управления, позволяющим производить пуск, останов турбины и управление работающей турбоустановкой с дистанционного шита, с выполнением по месту отдельных операций.

6.4 Автоматическое управление котлом-утилизатором

Котел-утилизатор - двухбарабанный, газоплотный, предназначен для работы под наддувом на продуктах сгорания, поступающих от ГТУ. Котел-утилизатор состоит из двух испарительных контуров с естественной циркуляцией - высокого и низкого давлений.

Контур высокого давления включает в себя:

запорно-питательный узел ВД;

водяной экономайзер ЭВД;

барабан БВД с внутрибарабанными сепарационными устройствами;

испаритель ИВД;

пароперегреватели ППВД-1 и ППВД-2;

систему трубопроводов с арматурой, предохранительными устройствами, дренажными, продувочными и сбросными линиями, воздушниками, измерительными устройствами и пробоотборниками в пределах котла.

Питательная вода от БНД в ЭВД подается одним ПЭН ВД, второй ПЭН ВД находится в горячем резерве. На основной и байпасной линиях питательного узла ВД установлены запорные задвижки, регулирующие и обратные клапаны.

Непрерывная продувка из БВД в РНП осуществляется по линии, на которой установлены задвижка с электроприводом и регулирующий клапан. Из БВД предусмотрена линия аварийного слива с двумя задвижками с электроприводом, предназначенная для сброса воды из БВД в РПП при повышении уровня в барабане до первого предела.

Для защиты от повышения давления в БВД и за пароперегревателем контур высокого давления оснащен импульсными предохранительными клапанами. Контур низкого давления включает в себя:

запорно-питательный узел НД;

барабан БНД с внутри барабанными устройствами и надстроенной деаэрационной колонкой;

испаритель ИНД;

пароперегреватель ППНД;

систему трубопроводов с арматурой, предохранительными устройствами, дренажными, продувочными и сбросными линиями, воздушниками, измерительными устройствами и пробоотборниками.

Конденсат от ГПК подается в надстроенную деаэрационную колонку БНД. На основной и байпасной линиях питательного узла БНД установлены запорные задвижки, регулирующие и обратные клапаны.

Для защиты от повышения давления контур низкого давления оснащен пружинными предохранительными клапанами (прямого действия). КУ работает на скользящих параметрах пара ВД и НД, определяемых расходом и температурой газов, поступающих в КУ от ГТУ, и характеристиками паровой турбины.

Предусмотрено регулирование температуры пара ВД впрыском питательной воды в рассечку между ППВД1 и ППВД2.

Работа ГТУ через отключенный или опорожненный КУ не допускается.

Вентиляция и пуск ГТУ и КУ осуществляется по согласованному между разработчиками ГТУ и КУ алгоритму пуска. С КУ устанавливается следующее вспомогательное оборудование:

расширитель непрерывной продувки РНП;

расширитель периодической продувки РПП;

питательные электронасосы ПЭН ВД;

насосы рециркуляции РЦН;

Отсечной клапан с электроприводом, установленный в средней части дымовой трубы, обеспечивает сохранение котла-утилизатора в горячем резерве при остановах. Система технологических защит и блокировок предназначена для обеспечения безопасной работы оперативного персонала и теплоэнергетического оборудования в случаях возникновения и развития аварийных и предаварийных ситуаций. Система защит осуществляет автоматический перевод защищаемого оборудования в безопасное состояние.

По результатам воздействия на оборудование защиты выполняют:

останов котла;

локальные операции.

Командам защит обеспечивается приоритет над всеми видами воздействия на оборудование. При одновременном срабатывании защит, вызывающих разную степень разгрузки оборудования, должны выполняться только те операции, которые предусмотрены защитой, вызывающей большую степень разгрузки. Действие защиты должно сопровождаться светозвуковым сигналом. Оборудование, отключенное защитой, вводится в действие дежурным персоналом после устранения нарушения, вызвавшего срабатывание защиты. Защиты собственно ПЭН, РЦН и другого котельно-вспомогательного оборудования в объеме защит котла не рассматриваются. Указанные пределы срабатывания технологических защит, а также выдержки времени на их срабатывание, уточняются в процессе наладки.

Система технологических защит и блокировок включена в работу постоянно в течение всего времени функционировании ПТК АСУ ТП. Для защит и блокировок, препятствующих пуску или останову котла, сформированы условия автоматического ввода/вывода защит при появлении определенных технологических признаков (режимный ввод). При невозможности формирования признаков автоматического ввода/вывода защит, защиты вводятся/выводятся ключами или переключателями. Для защит, реализованных на микропроцессорной технике, ключи - виртуальные. Технологические защиты, не имеющие режимного ввода, вводятся в действие при подаче напряжения в схемы датчиков и защит (запуск функции ТЗ в ПТК).

Защита и её аварийная сигнализация автоматически вводятся в работу при появлении признака ввода и остаются включенными до появления признака вывода, после чего защита с сигнализацией автоматически выводятся. Признаку вывода отдается приоритет перед признаком ввода.

При формировании признаков ввода/вывода принято:

а) автоматический ввод части защит осуществляется при наличии признака "ГТУ работает" или при условии, что температура дымовых газов перед КУ не менее 180°С, а давление - не менее 100 Па. Признак "ГТУ работает" формируется в системе управления ГТУ при начале подачи топлива в камеру сгорания ГТУ и означает, что в котел поступают горячие газы, т.е. котел тоже работает.

б) автоматический вывод части защит осуществляется при наличии признака "Останов котла", который формируется с выдержкой времени до 3 мин от начала выполнения программы автоматического останова котла.

в) для каждой защиты, действующей на останов котла, предусмотрена возможность санкционированного вывода защиты "на сигнал" (ремонтный вывод защиты). Необходимость выполнения ремонтного вывода для локальных защит решается при рабочем проектировании.

6.5 Система автоматического регулирования и управления работой энергетической ГТУ

Современные энергетические ГТУ оснащаются автоматизированными системами управления основным и вспомогательным оборудованием. Их разработка базируется на микропроцессорной технике и сочетается с устройствами автоматического управления.

Систему автоматического управления (САУ) выполняют электропневмогидравлической ("сухой").

Автоматизированная система управления технологическим процессом ГТУ должна выполнять следующие функции:

а) участвовать в регулировании частоты и мощности в энергосистеме в штатном и аварийном режимах;

б) проверять выполнение целого ряда предпусковых условий и, если они не выполняются, выдавать оператору соответствующую информацию;

в) осуществлять автоматический разворот вала ГТУ, зажигание топлива в КС, выход на холостой ход, синхронизацию с электрической сетью и выход на режим заданной нагрузки (режимы нормального или ускоренного пуска), регистрацию пусковых режимов;

г) обеспечивать автоматическое регулирование частоты вращения, ограничение начальной температуры газов перед газовой турбиной, стабилизацию режима заданной мощности, поддержание запаса устойчивости до границы помпажа компрессора на всех режимах;

д) осуществлять предупредительную и аварийную сигнализацию, защищать оборудование ГТУ в аварийных ситуациях;

е) обеспечивать нормальный останов и охлаждение ГТУ на предусмотренных режимах и аварийный останов с мгновенным отключением подачи топлива;

ж) обеспечивать плавный переход с одного вида топлива на другой;

з) обеспечивать немедленное отключение ГТУ в случае:

- недопустимого превышения начальной температуры газов перед ГТ;

- повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

- недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессора и ГТ;

- недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня масла в маслоблоке;

- недопустимое повышение температуры масла на сливе из любого подшипника или из любой колодки упорного подшипника;

- погасания факела в КС;

- возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений;

- недопустимого понижения давления газообразного или жидкого топлива;

- возникновения помпажа компрессора или недопустимого приближения к границе помпажа;

- недопустимого изменения давления воздуха за компрессором;

- отключения электрогенератора ГТУ;

- исчезновения напряжения на устройствах АСУ ТП, регулирования или на всех контрольно-измерительных приборах.

Как видно, функциональные задачи и структура АСУ ГТУ во многом аналогичны задачам и структуре АСУ паровых турбин.

Имеющиеся отличия связаны с особенностями ГТУ как объекта регулирования. Перечислим главные из этих особенностей.

По сравнению с паровыми турбинами в ГТУ для управления машиной требуются меньшие размеры стопорных и регулирующих клапанов, меньшие размеры и перестановочные усилия сервомоторов, и при этом проще обеспечивать большее их быстродействие.

Регулирование режима ГТУ производится воздействием на регулирующие топливные клапаны, подающие топливо непосредственно в камеру сгорания, что обуславливает существенно меньшую, чем в котле ПТУ, инерционность процесса подвода теплоты к рабочему телу в камере сгорании ГТУ. В ГТУ имеется возможность быстрого изменения температуры газа перед турбиной. Это придает особую важность регулированию температуры газа перед турбиной и за ней.

ГТУ весьма чувствительна к изменению атмосферных условий, в особенности к изменению температуры воздуха на входе в компрессор.

Система регулирования мощности должна обеспечивать требуемые режимы работы ГТУ для любых реально возможных параметров наружного воздуха с достаточной надежностью.

Для ГТУ имеется опасность возникновения помпажа компрессора. Для надежной работы ГТУ необходимо, чтобы на всех возможных режимах помпаж компрессора был безусловно исключен с некоторым определенным запасом по отношению к границе помпажа.

Для пуска ГТУ необходима предварительная раскрутка ротора при помощи пускового устройства.

АСУ современных ГТУ включают составляющие части, обеспечивающие функционирование установки с учетом названных ее особенностей.

Автоматизированная система управления ГТУ выполняет ряд информационных задач, а также расчет технико-экономических показателей, диагностику технического состояния установки и др.

Страница:


Подобные документы

  • Расчет показателей тепловой схемы мощного энергоблока ТЭС

    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 22.09.2011

  • Проектирование тепловой электростанции

    Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов ГРЭС. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 02.11.2010

  • Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

    Cоставление тепловой схемы котельной. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Технико-экономическая реконструкция котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перехода на местные виды топлива.

    дипломная работа [539,5 K], добавлен 20.04.2014

  • Тепловая схема энергоблока

    Расчет тепловой схемы энергоблока с турбиной. Составление балансов и определение показателей тепловой экономичности энергоблока. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателей низкого давления поверхностного и смешивающего типов.

    дипломная работа [381,9 K], добавлен 29.04.2011

  • Тепловая схема энергоблока К-330 ТЭС

    Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока К-330 ТЭС. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателя ПН-1000-29-7-III низкого давления с охладителем пара. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 07.08.2012

  • Расчет тепловой схемы утилизационных парогазовых установок

    Выбор 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 25.12.2012

  • Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

    Процесс 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 19.03.2014

  • Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока

    Расчет 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 26.12.2011

  • Влияние схем включения подогревателей энергоблока на тепловую эффективность подогрева

    Расчёт 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 02.10.2008

  • Проект реконструкции котельной

    Разработка 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

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены