Введение

Определение энергетических показателей необходимо для анализа работы тепловых и электростанций. При этом производится расчёт тепловых схем ТЭС, результаты которого используются при проектировании и выборе их оборудования. Если установка спроектирована, расчёты проводятся для режимов её работы, отличных от номинального, с целью определения показателей и возможности эксплуатации установки в диапазоне заданных режимов.

Тепловая энергия, выработанная ПТУ, с помощью тепловых сетей передается различным (производственным и непроизводственным) потребителям. Через центральные тепловые пункты (ЦТП) тепло распределяется на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Основная задача отопления заключается в поддержании внутренней температуры помещения на заданном уровне. Для этого необходимо сохранение равновесия между тепловыми потерями и теплопритоками.

Цели курсового проекта - произвести расчёты ПТС ТЭЦ и системы теплоснабжения района города. Для этого в проекте осуществляется выбор основного оборудования блочной ТЭЦ по заданным параметрам нагрузки, определяются параметры теплоносителя по пароводяному тракту и расходы пара в отборы турбины, рассчитываются технико-экономические показатели проектируемого блока, определяются тепловые нагрузки и расходы теплоносителя на абонентские вводы, температурный график теплоносителя от источника, проводится гидравлический расчёт всех участков тепловой сети. Дополнительно осуществлён выбор элеватора и дроссельной шайбы для одного абонента.
1 Расчёт тепловой части ТЭЦ

1. 
   Описание ПТС ТЭЦ. Выбор оборудования станции
   

Согласно заданным нагрузкам необходима установка турбин типа ПТ. Значениям заданных нагрузок соответствуют 4 блока с турбинами типа

ПТ-80/100-130/13.

Суммарное значение номинального производственного отбора всех турбин составит, т/ч:



где = 185 т/ч – номинальный производственный отбор одной турбины;

n = 4 – число блоков.

---

, что превышает заданную нагрузку по производственному пару.

Отопительные отборы турбин ТЭЦ должны обеспечить примерно половину расчетной нагрузки станции.

Суммарная тепловая мощность отборов турбин составит, ГДж/ч:



где – номинальный теплофикационный отбор одной турбины.



Тогда коэффициент теплофикации составит:



где ГДж/ч – расчетная отопительная нагрузка станции.



Таким образом, 4 блока с турбинами ПТ-80/100-130/13 полностью удовлетворяют расчетным нагрузкам.

Согласно заданию принята блочная компоновка. Каждой турбине соответствует свой энергетический котел.

На один блок в номинальном режиме необходимо количество пара равное, т/ч:



где т/ч – максимальный расход свежего пара на турбину;

– запас по производительности;

– на собственные нужды.

т/ч

Согласно стандартному ряду котлов с естественной циркуляцией выбираем котёл типа Е-500/140 ГМ с номинальной паропроизводительностью

т/ч.

Количество теплоты, которая будет обеспечена пиковыми водогрейными котлами составит, ГДж/ч:



ГДж/ч

Из стандартного ряда водогрейных котлов выбираем КВГМ-100/150, тогда количество пиковых водогрейных котлов составит:



где

---

– теплоемкость воды;

– номинальная тепловая мощность одного ПВК.



Вывод: для удовлетворения расчетных нагрузок можно выбрать 4 блока состоящих из котла Е-500/140 ГМ и турбины ПТ-80/100-130/13. Дополнительно на станцию устанавливаются 3 котла КВГМ-100/150.

Для проверки надежности выбранной схемы используем требования норм проектирования, согласно которым при выходе из строя одного блока станция должна обеспечивать:

1. 
   Полностью нагрузку в производственном отборе пара;
   
2. 
   70% расчетной отопительной нагрузки;
   
3. 
   Номинальную электрическую нагрузку за вычетом мощности одного блока.
   

70% отопительной нагрузки составит:

ГДж/ч.

Оставшиеся в работе турбины обеспечат тепловую нагрузку в размере:



ГДж/ч

Максимальная возможная нагрузка ПВК составит:

Таким образом, при выходе из строя одного блока станция способна обеспечить тепловую нагрузку в размере: , что превышает 70% расчетной отопительной нагрузки.

В случае выходе из строя одного блока, турбины обеспечат производственный отбор в количестве: что превышает производственную нагрузку.

Таким образом, выбранная компоновка удовлетворяет требованиям надежности.

Описание ПТС блока

Тип турбоустановки: ПТ-80/100-130/13.

Теплофикационная паровая турбина с производственным отбором. Номинальная мощность электрической выработки 80 МВт, максимальная (при отключенных теплофикационного и производственного отборов) 100 МВт. Начальное давление пара 130 ата, давление в производственном отборе 13 ата.

В состав сетевого оборудования входит:

1. 
   Отбор – на ПВД-3;
   
2. 
   Отбор – на ПВД-2;
   
3. 
   Отбор – на ПВД-1 и деаэратор;
   
4. 
   Отбор – на ПНД-4;
   
5. 
   Отбор – на ПНД-3 и ВСП;
   
6. 
   Отбор – на ПНД-4 и НСП;
   
7. 
   Отбор – на ПНД-1.
   

Число ступеней регенеративного подогрева – 3 ПВД и 4 ПНД.

---

Питательный насос с электроприводом.

Число цилиндров турбины – 2, двухтопочных цилиндров нет.
Котёл: Е-500/140 ГМ.

Котёл с естественной циркуляцией, с паропроизводительностью 500 т/ч, с давлением острого пара 140 ата, с основным топливом природным газом, резервным – мазут.

Котел барабанного типа с системой непрерывной продувки.

1.2 Определение давления пара в отборах турбин

Давление пара определяется по справочным данным за исключением теплофикационных отборов. Давление в теплофикационных отборах определяется по температурам насыщения пара в ВСП и НСП.

Расчетная температура ВСП составит:



где – расчетная температура сетевой воды;

– КПД сетевого подогревателя.



Температура насыщения пара для ВСП:



где –недогрев



Аналогично для НСП:









Согласно справочным данным этим температурам насыщения соответствуют давления:





С учетом потери давления в отборах турбины на пути от турбины к подогревателям (принимаем 5%), давления в верхнем и нижним отопительных отборах составят:









Значения давлений в отборах турбины сводим в таблицу 1.

Таблица 1 – Давления в отборах турбины

№ отбора	1	2	3	4	5	6	7	К
Потребители	ПВД-3	ПВД-2	ПВД-1	ПНД-4	ПНД-3 ВСП	ПНД-2 НСП	ПНД-1	К
Давление пара, МПа	4,57	2,66	1,27	0,41	0,184	0,092	0,003	0,00214

---

1.3 Расчет процесса расширения пара в турбине

При построении процесса расширения пара в турбине учтены следующие моменты:

1. 
   Пар подвергается дросселированию на входе в турбину (принимаем 5%), на перепускных трубах между ЦВД и ЦНД (принимаем 5%), на отопительной диафрагме (принимаем 40%);
   
2. 
   Учитываются отклонения действительного процесса расширения пара от изоэнтропы. Данные отклонения задаются относительными внутренними КПД цилиндров и частей турбины . Данные КПД представлены в таблице 2.
   

Таблица 2 – Относительные КПД частей турбины ПТ-80/100-130/13

	ЦВД	ЧСД	ЧНД
	0,86	0,88	0,77

П
0-0' –дросселирование на входе в турбину

0'-3 –расширение в ЦВД

3-3' –дросселирование пара в паропропускных трубах

3'-6 –расширение пара в ЧСД

6-6' –дросселирование пара на диафрагме

6'-К –расширение пара в ЧНД
римерная расчетная hs-диаграмма представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 - Расчетная hs-диаграмма

расширения пара в турбине.
Начальная температура и давление пара определяются по справочным данным:

Точка 0:



Точка 0': Получается дросселированием из точки 0





Т
0

---

Смотрите также файлы

• Введение данная дипломная работа посвящается анализу современных методов диагностики, лечения и профилактики вичинфекции.doc

• йымны активтеріні рбір жекелеген трлеріні наты бары мен оларды озалысыны есебін жргізу шін пайдаланылады.docx

• Тсінік хат аза тілі (оыту аза тіліндегі сыныптар шін).docx

• .docx

• C все варианты ответов правильные d.pdf