Спроектировать ТЭЦ-3 для города Астаны, мощностью 420 МВт

Содержание 
     1. Выбор типа и количества турбин энергетических и водогрейных котлов
1.1 Выбор энергетических котлов
   1.2 Выбор водогрейных котлов
2 Составление и описание принципиальной тепловой схемы: её расчет на заданный режим
     2.1 Описание тепловой схемы
     2.2 Основные параметры турбин 
2.3 Процесс расширения пара в турбине
     2. 4  Определение основных параметров воды и пара
     2.5 Регенеративный расчет подогревателей
     2.6 Расходы пара в регенеративных подогревателях 
     2.7 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей
      2.8 Определение относительной погрешности
     3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции
     3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной
     3.2 Расчет и выбор деаэраторов
     3.3 Расчет и выбор конденсатных насосов
     3.4 Расчет и выбор питательных насосов
     3.5 Расчет и выбор сетевых насосов
     3.6 Расчет и выбор конденсатных сетевых насосов
     3.7 Расчет и выбор оборудования подпитки котлов
     4. Схема технического водоснабжения. Определение потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов
     5. Определение часового расхода топлива энергетических котлов
     6. Выбор системы топливного хозяйства на основном топливе и ее описание. Выбор резервного топлива
     6.1 Расчет и выбор складов топлива
     6.2 Выбор системы пылеприготовления.
     7. Расчет и выбор главных трубопроводов ТЭС
     8. Выбор диаметров, типоразмеров и материала трубопроводов питательной воды
     9. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы
     9.1 Выбор тягодутьевых установок
     9.2 Расчет дымовой трубы:
     10. Выбор схемы и оборудования золоулавливания и золошлакоудаления и ее описание
     11. Схема подготовки добавочной воды на ТЭС
     12. Перечень средств автоматизации проектируемой ТЭЦ и технологических защит и блокировок в систем пылеприготовления с бункером пыли
     13. Мероприятия по охране труда, технике безопасности и пожарной профилактике по турбинному отделению
     14. Мероприятия по охране окружающей среды на проектируемой ТЭС по очистке дымовых газов от окислов серы
            15. Выбор схемы водоподготовительной установки.
     16. Экономическая часть
     16. 1 Капиталовложения в строительстве ТЭЦ-3 
     16.2 Расчет штатов и фонда заработной платы
     16.3  Определение годового расхода топлива и расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ
     16.4 Определение годовых издержек производства
     16.5 Определение прибыли, рентабельности производства и других технико-экономических показателей 
     


     На сегодняшний день город Астана - город, который развивается и увеличивает количество жителей каждый месяц. Теплом Астану снабжают ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, а также семь районных котельных. В Астане интенсивно ведется строительство жилья, производственных объектов малого и среднего бизнеса, расширение левого берега, всем этим сооружениям нужно тепло. В целях надежности электроснабжения и теплоснабжения города, а также для покрытия дефицита в тепловой и электрической мощности, в Астане ведутся работы по модернизации существующих энергоисточников ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. Но и этого не достаточно. На сегодня в столице нет лишней тепловой энергии, все вырабатываемое тепло расходуется на подключенные к системе теплоснабжения объекты. Поэтому в необходимости строительства   ТЭЦ-3 не приходиться сомневаться. 
     В данной дипломной работе спроектирована ТЭЦ-3 для города Астаны, мощностью 420 МВт. 
     Принятая компоновка на проектируемой ТЭЦ - закрытая – потому что основное оборудование находится в капитальном помещении, а вспомогательное – на открытом воздухе, сомкнутая – потому что технологические помещения расположены без интервалов между ними.
     Главный корпус включает в себя три отделения: турбинное отделение , бункерно – деаэраторное –и котельное отделение.
     В машзале турбогенератор располагается поперек машзала на собственном фундаменте на отметке 9,6 м – которая является отметкой обслуживания под турбиной располагается вспомогательное оборудование турбинного отделения: конденсаторы, подогреватели регенеративные и сетевые, насосы, эжекторы, охладители, маслобак, трубопроводы пара, конденсата и циркводоводы и др [1 стр254].
     В бункерно – деаэраторном отделении располагается деаэратор и оборудование системы пылеприготовления: циклон, сепаратор, транспортеры, питатели, бункеры, мельницы и другое вспомогательное оборудование. На отметке обслуживания располагается ГЩУ, под ним подщитовое помещение, распределительное устройство собственных нужд и кабельный техэтаж.
     В котельном отделении – котельный агрегат. В верхней части грузоподъемное средство – предназначенное для проведения монтажа и ремонта элементов котла. В нижней элементы системы золо – шлакоудаления.
     На открытой площадки за зданием главного корпуса располагается регенеративный вращающийся воздухоподогреватель, электрофильтры, дутьевые вентиляторы и дымососы ( и золоуловители и дымососы расположены под навесом ) [1 cт.223].
Далее мы установили  дымовую трубу, которая по результатам расчета устанавливается одна, на проектируемой ТЭЦ-3  для всех котлов; высота ее по расчету 150 м.


     1. Выбор типа и количества турбин энергетических и водогрейных котлов
     
      Выбор энергетических котлов
     
     Выбор осуществляется по суммарному расходу пара на все котлы
     
     ; т/ч						(1.1)
     
     - суммарный максимальный расход пара на все турбины
     = 2350 т/ч.
      - собственные нужды, = 0,02
      - коэффициент запаса, = 0,03
     т/ч
     В соответствии с начальными параметрами выбирается котел БКЗ-420-140-5 в количестве 6  агрегатов.
     Количество котлов принимается с резервом по выработке пара.
     Резерв должен быть таким , чтобы при выходе из строя одного из котлов, оставшиеся в работе обеспечивали максимальный отпуск пара на производство, нагрузка на отопление и ГВС может быть уменьшена до 70% от расчетной, электрическая нагрузка может быть уменьшена на величину мощности одного турбоагрегата.
     Параметры котла БКЗ-420-140
     Паропроизводительность, т/ч 420
     Абсолютное давление пара. МПА 13,8
     Температура перегретого пара 560
     Температура питательной воды,  230
     
     
1.2 Выбор водогрейных котлов

На ТЭЦ выбор водогрейных котлов производится по величине пиковой теплофикационной нагрузки.

, ГДж/ч					            		(1.2)

- расчетная тепловая нагрузка, =2700 ГДж/ч (по заданию)
- коэф. теплофикации, =0,5,
2700(1-0,5)=2224 ГДж/ч.
Количество водогрейных котлов

, шт 					(1.3)

=2224 ГДж/ч (см. выше)
- теплопроизводительность, =139 Гдж/ч; (принимается)
шт.
     В связи с выбранной мощностью водогрейной котельной устанавливаются 4 котла марки КВТ-139,6-150, (БКЗ-КВ-120КГ).
     Котел КВ-Т-139,6-150 водогрейный, прямоточный, вертикально-водотрубный с принудительной циркуляцией, полубашенной компоновки с уравновешенной тягой, подвешен к  собственному каркасу котла.
     Котел данного типа спроектирован для работы как в основном, так и в пиковом режиме и рассчитан на сжигание экибастузского каменного угля с твердым шлакоудалением и природного газа.
      Составление и описание принципиальной тепловой схемы: её расчет на заданный режим
     
     2.1 Описание тепловой схемы
     
     ТЭЦ проектируется для города Астнаы. Основное топливо – уголь (Экибазстуский). На ТЭЦ имеется технологическая нагрузка виде пара. Dп= 420 т/ч, а также тепловая нагрузка Qобщ= 2700 ГДж/ч, из которых Qот=2000ГДж/ч , а Qгвс=700ГДж/ч.
     . В соответствии с заданными нагрузками устанавливаются турбины ПТ-60/80-130  в количестве 3 штук и Т-120/130-130-8 в количестве 2 штуки. Начальные параметры пара Р0=12,75 МПа, t0=555.
     ТЭЦ выполнена с поперечными связями. На станции установлены пять котлов типа БКЗ-420-140ГМ, производительность Д=420т/ч.
     Регенеративная установка состоит из четырех ПНД и трех ПВД, в которых производится нагрев рабочего тела до tп.в.= 249. Пар после котлоагрегата подается в турбину, в ЦВД (совместный с ЧСД ), а затем идет в ЦНД. После прохождения проточной части турбины пар поступает в конденсатор, где конденсируется. После конденсатора основной конденсат прокачивается конденсатным насосом через ПНД в деаэратор 0,59 Мпа.
     В основном деаэраторе основной конденсат деаэрируется, до нагреваясь до температуры питательной воды 159 .
     После деаэратора питательным насосом перекачивается через систему ПВД в котел. Нагрев в ПВД до 249  . Слив дренажей из регенеративных подогревателей высокого давления каскадный заводом в деаэратор, а в системе ПНД смешанный, с последующим заводом в линию основного конденсата.
     На ТЭЦ имеется технологическая нагрузка. Подача пара на производство осуществляется с третьего отбора, Рп=1,27МПа, Двозвр=360т/ч, процент-30%.
     Сетевая установка состоит из двух ступеней сетевых подогревателей, пар к которым подается из пятого и шестого регенеративных отборов турбины.
     Температурный график 150/70 .
     Система технического водоснабжения оборотная, система ГВС- закрытая.
     Для перекачивания сетевой воды установлены два сетевых насоса. В схеме имеется система подпитки котлов, которая состоит из двухступенчатой сепарационной установки и атмосферного деаэратора подпитки котлов.
     
     2.2 Основные параметры турбин 
     ПТ-60/80-130  
     Начальные параметры пара:
     Ро=12,75 МПа, t0=555°C
     Число регенеративных отборов-7шт.
     Конечное давление пара
     Рк=0,0035 МПа.
     Температура питательной воды
     tп.в=249°C
     
     Т-120/130-130
     Начальные параметры пара:
     Ро=12,75 МПа, t0=555°C
     Число регенеративных отборов-7шт.
     Конечное давление пара
     Рк=0,0035 МПа.
     Температура питательной воды
     tп.в=249°C
     
     
     
     
     
     Давление пара в нерегулируемых отборах:
     Для турбин
     ПТ60/80-130, МПа
     Т-120/130-130, МПа
     Р1
     Р2
     Р3
     Р4
     Р5
     Р6
     Р7
     Pк
     3,41 
     2,55 
     1,27 
     0,39 
     0,175 
     0,088 
     0,003 
     0,0035
3,30
2,10
1,18
0,59
0,53
0,27
0,08
               0,02
     
     
2.3 Процесс расширения пара в турбине
     
     Процесс расширения пара разбиваем на три отсека:
     I отсек: от начального давления до давления пара в третьем отборе.
     II отсек: от давления третьего отбора до давления верхнего теплофикационного отбора.
     III отсек: от давления верхнего теплофикационного отбора до конечного давления пара.
     Из построенного процесса расширения пара определяем энтальпии перегретого пара перед турбиной, за турбиной и в регенеративных отборах. В процессе построения принимаем: бар; 0,04 бар.
     Действительный теплоперепад в отсеках ищем по формулам:
     
     ; ;                                      (1.4)                                  
     Значение по отсекам:
     
     
     
     Для ПТ-60/80-130
     
     Ро = 12,75 МПа = 130 бар
     tо = 555 оС
     Ро' = Ро – 0,05· Ро = 130 – 0,05 · 130 = 123,5 бар
     i3 = 2872 кДж/кг
     ?Но? = i0 – i3 = 3312 – 2872 = 440 кДж/кг
     ?Нр? = ?Но? · ?oi? = 440 · 0,825 = 396 кДж/кг
     i3' = 3540кДж/кг
     Iто = 2871 кДж/кг
     ?Но?? = i3' – iто = 3540 – 2872 = 668 кДж/кг
     ?Нр?? = ?Но?? · ?oi?? = 668 · 0,875 = 568 кДж/кг
     iто' = 2980 кДж/кг
     iк = 2296 кДж/кг
     ?Но??? = iнто' – iк = 2980–2296 = 732 кДж/кг
     ?Нр??? = ?Но??? · ?oi??? = 732 · 0,79 = 592 кДж/кг
     iк' = 2436 кДж/кг
     
     Для Т-120/130-130
     
     Ро = 12,75 МПа = 130 бар
     tо = 545 оС
     Ро' = Ро – 0,05· Ро = 130 – 0,05 · 130 = 123,5 бар
     i3 = 3020кДж/кг
     ?Но? = i0 – i3 = 3460 – 3020 = 440 кДж/кг
     ?Нр? = ?Но? · ?oi? = 440 · 0,825 = 363 кДж/кг
     i3' = 3610 кДж/кг
     Iто = 2775 кДж/кг
     ?Но?? = i3' – iто = 3610 – 2775= 835 кДж/кг
     ?Нр?? = ?Но?? · ?oi?? = 652 · 0,875 = 730 кДж/кг
     iто' = 2874 кДж/кг
     iк = 2310 кДж/кг
     ?Но??? = iнто' – iк = 2874–2310 = 564 кДж/кг
     ?Нр??? = ?Но??? · ?oi??? = 564 · 0,79 = 445 кДж/кг
     iк' = 2386 кДж/кг


     
     2. 4  Определение основных параметров воды и пара
     
     Определяем температуру насыщения при Р0=12.75 МПа.
     
     Для ПТ-60/80-130
     t н - 238?.
     Для Т-120/130-130
     t н - 238?.
     
     Определяем температуру питательной воды на входе в котел:
     Для ПТ-60/80-130
                                                                                (1.5)
     t_(пв )=0.7*240=168 ?.
     Для Т-120/130-130
     
     t_(пв )=0.7*238=166
     Определяем температуру насыщения в деаэраторе:
     
     Для ПТ-60/80-130
     P_д=0,59 МПа.
     t_д=165?.
     Для Т-120/130-130
     P_д=0,53
     t_д=158?.
     
     Определяем температуру конденсата после конденсатора:
     Для ПТ-60/80-130
     P_к=0,35 кПа.
     ?.
     Для Т-120/130-130
     P_к=0,35 Кпа
     ?
     Определяем температуру после охладителя эжектора:
                                                                                               (1.6)
     Для ПТ-60/80-130
     ?.
     Для Т-120/130-130
     ?.
     Определяем температуру воды после охладителей уплотнений:
                                                                                           (1.7)
     Для ПТ-60/80-130
     ?.
     Для Т-120/130-130
     ?
     
     Подогрев в ПВД:
     
      (18)
     
     Для ПТ-60/80-130
     
     .??t?_(ПВД )=  (168-165)/3=1?.
     Для Т-120/130-130
     ??t?_(ПВД )=  (180-165)/3=6.6?
     Подогрев в ПНД:
     
                                                                                 (1.8)
     
     Для ПТ-60/80-130
     
     ??t?_(ПНД )=  (165-67,5)/4=24,3?
     
     Для Т-120/130-130
     
                                                                                            (1.9)
     
     ?.
     Для ПТ-60/80-130
     t_д'=175-10=165 ?.
     Для Т-120/130-130
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     Параметры пара и воды
     Таблица 2.1 для ПТ-60/80-130
Точки процесса
Параметры греющего пара
Параметры конденсата греющего
Питательная вода и основной конденсат

Давление Р, МПа
Энтальпия i, кДж/кг
Температура насыщения tн, оС
Энтальпия i, кДж/кг
Температура t, оС
Энтальпия i, кДж/кг
Перед турбиной
12.75
3480
-
-
-
-
Р1 ПВД7
3,50
3312
245
1061,6
240
1037,6
Р2 ПВД6
2,15
2872
221,6
948,3
216,6
925,2
Р3 ПВД5
1,28
2771
198,3
843,4
193,3
820,9
Р3 деаэратор
0.59
2771
164,9
697
164,9
697
Р4 ПНД4
0,36
2980
145
610,6
140
589,1
Р5 ПНД3
0,16
2380
125
525,0
120
503,7
Р6 ПНД2
0,064
2336
90
376,4
85
355,92
Р7 ПНД1
0,022
2300
63
263,65
58
242,72
Конденсатор
0,00353
2296
26
108,95
26
108,95
     
     Таблица 2.2  для Т-120/130-130
Точки процесса
Параметры греющего пара
Параметры конденсата греющего
Питательная вода и основной конденсат

Давление Р, МПа
Энтальпия i, кДж/кг
Температура насыщения tн, оС
Энтальпия i, кДж/кг
Температура t, оС
Энтальпия i, кДж/кг
Перед турбиной
12.75
3512
-
-
-
-
Р1 ПВД7
3,30
3512
238
1031
235
1014
Р2 ПВД6
2,10
3150
215
920
212
907
Р3 ПВД5
1,18
3097
180
766
176
746
Р3 деаэратор
0.53
3410
158
668
158
668
Р4 ПНД4
0,27
3220
154
649
150
632
Р5 ПНД3
0,08
3010
125
524
120
504
Р6 ПНД2
0,02
2874
102
429
98
411
Р7 ПНД1
0,022
2620
62
260
58
243
Конденсатор
0,00353
2386
26
108,95
26
112
     
     Расчет для турбины ПТ-60/80-130/13 выполняется с промышленным и отопительными отборами пара. Система РППВ состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД 1, 2, 3), деаэратора повышенного давления (ДВП), четырех подогревателей низкого давления (ПНД 1, 2, 3,4).
     Аналогично,  для Т-120/130-130 система РППВ состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД 1, 2, 3), деаэратора повышенного давления (ДВП), четырех подогревателей низкого давления (ПНД 1, 2, 3,4).
     
     Далее согласно изложенной выше методике определяются температуры и энтальпии питательной воды на входе и выходе подогревателей, температуры насыщения, давления и энтальпии греющего пара регенеративных отборов. 
     
     2.5 Регенеративный расчет подогревателей
     
     ПВД 1
     Расчет ведется на 1 кг пара, входящего в турбину. Уравнение теплового баланса первого подогревателя:
     
     
     Рисунок 2 – Расход пара в ПВД 1
     
                                                                              (2.5.1)
     
      ?1 =                                                                               (2.5.2) 
     Здесь hпв = hп1
     
     для ПТ-60/80-130
     
         ?1 = 1,04*(990,3-875,0)/[(3160-1013,9)*0,98]=0,0570
          
          Для  Т-120/130-130
     
          ?1 = 1,04*(1014-907)/[(3150-1031)*0,98]=0,0536
     
     где -КПД подогревателя зависит от температуры насыщения греющего пара отборов и характеризует потерю теплоты от излучения в окружающую среду [4]. 
     
     ПВД 2
     Аналогично составляется уравнение теплового баланса второго подогревателя с учетом слива конденсатора подогревателя в количестве  с энтальпией 
     
     
     Рисунок 3 – Расход пара в ПВД 2 
     
     Уравнение теплового баланса ПВД-2:
[?1*(hн1 – hн2)+ ?2*(h2 – hн2)]* ?п = ?пв*(hп2 – hп3),

 ?2 =                                                         (2.5.6)
     
     откуда:
     для ПТ-60/80-130
     
?2 = {[1,04*(875,0-767,5)*1/0,98]-0,0570*(1013,9-897,8)}/(3055-897,5) = 0,0498
     
     Для Т-120/130-130
     
?2 = {[1,04*(907-746)*1/0,98]-0,0536*(1031-920)}/(3097-920) = 0,0757
     
     ПВД 3
     При составлении теплового баланса третьего подогревателя учитывается каскадный слив конденсата из второго подогревателя в количестве  с энтальпией 
     
     
     Рисунок 4 – Расход пара в ПВД 3 
     
     Уравнение теплового баланса ПВД-3:
?3*(hн3 – hн4) + (?1 + ?2) *(hн2 – hн3) = ?пв*(hп3 – hпн)/?п
Отсюда
 ?3 =                                                 (2.5.7) 

Здесь hпн – энтальпия питательной воды перед ПВД-3 (за питательным насосом).
hпн = hпд + ?hпн, кДж/кг,
где ?hпн – повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе:
?hпн = 
где ’ – удельный объем воды (’=0,001 м3/кг);
      Рд – давление в деаэраторе, МПа;
      ?пн – к. п. д. питательного насоса (0,8?0,85);
      Рпн – давление, создаваемое питательным насосом (ПН), зависящее от давления свежего пара:
     
     откуда:
     
     для ПТ-60/80-130
     
?3 = {[1,04*(767,5-543,3)/0,98] – (0,0570 + 0,0498)*(897,8 – 789,7)}/(2940-789,7) = 0,0153
     
     Для Т-120/130-130
     
?3 = {[1,04*(746-687)/0,98] – (0,0536 + 0,0757)*(920-766)}/(3410-766) = 0,016
     
     Деаэратор
     В деаэратор, кроме греющего пара, сливаются конденсат из третьего подогревателя в количестве  с энтальпией  и основной конденсат из линии питательной воды в количестве в энтальпией .
     
     
     Рисунок 5 – Расход пара в деаэраторе
     
     При смешивании этих потоков на выходе из деаэратора устанавливаются температура, равная температуре насыщения греющего пара. Из деаэратора иногда отводится пар на основной эжектор, эжектор отсоса, на концевые уплотнения и т.д. Теплота, вносимая и отводимая этими потоками, должна учитываться при составлении теплового баланса деаэратора. 
     Для рассматриваемого случая уравнение теплового баланса деаэратора имеет следующий вид:
     
      ? д*h3+hн3*? ?ПВДi + ?кд*hп4 = ?пв*hпд/?п  (24)
     
     откуда:
     
            ?д =                              (2.5.7)           

     для ПТ-60/80-130
?д = 

здесь: ? ?ПВД = ?1 + ?2 + ?3 = 0,1453;               ?пв - ??ПВД = 0,895

     Расход основного конденсата в деаэратор:
?кд = 0,895 – ?д = 0,895 – 0,0115 = 0,883
     
     Для Т-120/130-130
?д = 

здесь: ? ?ПВД = ?1 + ?2 + ?3 = 0,1453;               ?пв - ??ПВД = 0,895

     Расход основного конденсата в деаэратор:
?кд = 0,895 – ?д = 0,895 – 0,0115 = 0,883
     
     ПНД 4
     Уравнение теплового баланса четвертого подогревателя:
     
     
     Рисунок 6 – Расход пара в ПНД 4 
     
?4*(h4 – hн4)*?п = ?кд*(hп4 – hп5)
?4 =                                                                                   (2.5.8)
отсюда:

     Для Пт-60/80-130
     
?4 = [0,883*(546,3-419,06)]/[(2690-572,0)*0,98] = 0,0541
     
     для Т-120/130-130
     ?4 = [0,883*(632-504)]/[(3220-649)*0,98] = 0,0448
     
     ПНД 5
     Уравнение теплового баланса пятого подогревателя составляется с учетом слива конденсата четвертого подогревателя в количестве  с энтальпией  и подачи конденсата отбора в количестве  с энтальпией  дренажным насосом в линию питательной воды между четвертым и пятым подогревателями: 
     
     Рисунок 6 – Расход пара в ПНД 5 
     
?5*(h5 – hн5)+?4*( hн4 - hн5) =  ?кд*(hп5 – hсм)/ ?п

?5 =                                                          (2.5.9)
Отсюда:
     Для Пт-60/80-130
     
?5 = {[0.883*(419,06-376,94)/0,98]-0,0541*(572,0-435,95)}/(2560-435,95) = 0,0145
     
     для Т-120/130-130
?5 = {[0.883*(504-420)/0,98]-0,0448*(649-524)}/(3010-524) = 0,0276
     
     ПНД 6
     Уравнение теплового баланса шестого подогревателя составляется с учетом подачи дренажным насосом конденсата греющего пара в количестве  с энтальпией  в линию питательной воды между пятым и шестым подогревателями.
     
     
     
     Рисунок 7 – Расход пара в ПНД 6 
     
?6*(h6 – hн6)+(?4+?5)*( hн5 - hн6) =  ?к*(hп6 – hп7)/ ?п                                     (2.5.10)

Уравнение материального баланса в точке смешения:

?4 + ?5 + ?6 + ?к = ?кд                                                                                    (2.5.11)
 
Здесь ?к – доля расхода пара в конденсатор.

     Из уравнения (2.5.11):

?к = ?кд – ?4 – ?5 – ?6                                                                                        (2.5.12)

Значение ?к подставим в уравнение (2.5.10) и получим:

?6*(h6 – hн6)+(?4+?5)*( hн5 - hн6) =  (?кд – ?4 – ?5 – ?6)* (hп6 – hп7)/ ?п              (2.5.13)

Решаем уравнение (2.5.12)относительно ?6:

     ?6 =                        (2.5.14)

     Для ПТ-60/80-130
     
	?6={[0,811*(376,94-259,46)/0,98]-(0,0541+0,0145)*(435,95-389,57)}/{[(376,94-259,46)/0,98]+(2490-376,94)}=0,0421

?к = 0,811-0,0421 = 0,7689
     
     для Т-120/130-130
     
?6={[0,811*(411-243)/0,98]-(0,0448+0,0276)*(524-429)}/{[(411-243)/0,98]+(2874-426)}=0,0505

?к = 0,811-0,0505 = 0,7605
     
     
     ПНД 7
     Уравнение теплового баланса седьмого подогревателя составляется с учетом подачи конденсата греющего пара в конденсатор в количестве  и с энтальпией .
     
     
     Рисунок 7 – Расход пара в ПНД 
     
?7*( h7 – hн7)* ?п = ?к*( hп7 – hпэ, пу)

?7 =                                                                                  (2.5.16)
 отсюда
     Для ПТ-60/80-130

?7 = 0,7689*(259,46-111,04)/[(2097-280,40)/0,98] = 0,0381
     
     для Т-120/130-130
?7 = 0,7605*(243-127)/[(2620-260)/0,98] = 0,0381

здесь hпэ, пу – энтальпия основного конденсата после подогревателей уплотнений и эжекторов, определяется по таблицам /1/ в зависимости от температуры tпэ,пу
tпэ,пу = tнк – (1?1,5) + (5?7)0С
tпэ,пу = 26,7-1,2+5,5 = 310С
      
     
     
     2.6 Расходы пара в регенеративных подогревателях 
     
Di = ?i*D0, кг/с;                                                                                    (2.5.16)
     
для ПТ-60/80-130
D0 =  кг/с

D1 = ?1*D0 = 2.13                     D4 = ?4*D0 = 3,22
D2 = ?2*D0 = 0,19                     D5 = ?5*D0 = 3,03
D3 = ?3*D0 = 2,019                   D6 = ?6*D0 = 2,8
Dд = ?д*D0 = 1, 14                     D7 = ?7*D0 = 2,5
      
     
     Для Т-120/130-120
     
D0 =  кг/с
     
D1 = ?1*D0 = 7,99                     D4 = ?4*D0 = 6,68
D2 = ?2*D0 = 11,3                     D5 = ?5*D0 = 4,11
D3 = ?3*D0 = 2,38                     D6 = ?6*D0 = 7,52
Dд = ?д*D0 = 1,71                     D7 = ?7*D0 = 5,68
     
     Таблица 2.2
№отбора
Расход пара  для ПТ-60/80-130,  т/ч
Расход пара для Т-120/130-130, т/ч
ПВД 7
9
38,41
ПВД 6
10,08
28,49
ПВД 5
10,9
64,79
ПНД 4
11,5
20,13
ПНД 3
7,2
41,62
ПНД 2
0,68
14,02
ПНД 1
7,6
8,36
?
41,76
219,08
     
     2.7 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей
      
     Внутренние мощности отсеков

     1отсек:   N_э^1=D_0  (h_0-h_1 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     N1 = D1· (h0-h1) 0,98/3600 = 29,1* (3512-2785) 0,98/3600= 3,8 МВТ
     для Т-120/130-130
      N1 = D1· (h0-h1) 0,98/3600 = 38,41· (3460–3176) 0,98/3600 =2,969 МВт
     
     2 отсек: N_э^2=D_2  (h_0-h_2 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     N2 =28,9* (2802-2785) 0,98/3600 =0,96 МВт
     
     для Т-120/130-130
     
      N2 = D2· (i0-i2) 0,98/3600 = 28,49· (3460–3064) 0,98/3600 =3,07 МВт
     
     3 отсек: N_э^3=D_3  (h_0-h_3 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     N3 = 28,49*(2802-2799) 0,98/3600 =0,18 МВт
     
     для Т-120/130-130
      
      N3 = D3 · (i0-i3) 0,98/3600 = 64,79· (3460–3360) 0,98/3600 =1,842 МВт
     
     4 отсек: N_э^4=D_4  (h_0-h_4 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     
     N4 = 20,15* (2799-2651) 0,98/3600 = 6,3 МВт
     
     для Т-120/130-130
      
      N4 = D4· (i0-i4) 0,98/3600 = 20,15· (3460–3196) 0,98/3600 =1,448 МВт
     
     5 отсек:  N_э^5=D_5  (h_0-h_5 ) ?_(м )*?_(эг )
     для ПТ-60/80-130
     
     N5 = 41,62· (2729–2682) 0,98/3600 =1,5  МВт
     
     для Т-120/130-130
      
      N5 = D5· (i0-i5) 0,98/3600 = 41,62· (3460–3008) 0,98/3600 =5,120 МВт
     
     6 отсек: N_э^6=D_6  (h_0-h_6 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     
      N6 =  14,02· (3460–2920) 0,98/3600 = 1,06 МВт
     для Т-120/130-130
      N6 = D6· (i0-i6) 0,98/3600 = 14,02· (3460–2920) 0,98/3600 =2,115 МВт
     7 отсек: N_э^7=D_7  (h_0-h_7 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     
     N7 = 8,36· (3460–2780) 0,98/3600 =1,06 МВт
     
     для Т-120/130-130
     
     N7 = D7 · (i0-i7) 0,98/3600 = 8,36· (3460–2780) 0,98/3600 =1,547 МВт
     
      8 отсек: Мощность конденсатного потока
      N_э^8=D_8  (h_0-h_8 ) ?_(м )*?_(эг )
     
     для ПТ-60/80-130
     
      Nк = Dк · (i0-iк) 0,98/3600
      Nк = (921–210)· (3512–2436) 0,98/3600 =41 МВт
     для Т-120/130-130
      Nк = (951–219,08)· (3460–2436) 0,98/3600 =204,05 МВт
     
     Суммарная мощность турбины:
     
     для ПТ-60/80-130
     
      ?N=N1+N2+N3+N4+N5+N6+N7+Nк
     
      ?N=62,3Мвт
     
     для Т-120/130-130
     
      ?N=N1+N2+N3+N4+N5+N6+N7+Nк
           
      ?N=222,16 МВт
     
      
      2.8 Определение относительной погрешности
     Относительная ошибка:
      ?N = [(Nэ – Nэ') / Nэ] · 100%         (2.5)
     
     для ПТ-60/80-130
     
      ?N = [ (62,3.17 –60 )/62,3.17 ] х 100% = 3.7 % ,
     что не превышает допустимых 5% .
     
     для Т-120/130-130
     ?N = [(210 -217,7) / 210] · 100 = 3,6%
     
     что не превышает допустимых 5% .
      

     3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции
     
     3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной
     В комплектное оборудование, поставляемое вместе с турбиной ПТ-60/80-130 поставляются:
     - регенеративные подогреватели высокого и низкого давления;
     - конденсатор 80 КЦС;
     - эжектор ЭП-3-700-1 (2 шт.)
     - маслоохладители МБ-63-90 (2 шт.)
     
     3.2 Расчет и выбор деаэраторов
     
     В соответствие с НТП суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. Суммарный запас питательной воды в баках должен обеспечивать работу в течение для блочных 3,5 мин. Для не блочных 7 мин. К основному деаэратору предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросе нагрузки и деаэрации воды при пусках.
     Максимальный расход пара питательной воды:
     я
     ; т/ч			(3.1)
     
     - продувка
      - собственные нужды
      -максимальный расход пара на турбину
     ; т/ч
     
			(3.2)
     
      - минимальная полезная вместимость бак деаэратора
      - запас
      - объем
     
     Принимаю БДП-100-1-3 и ДП-500М2
     
     3.3 Расчет и выбор конденсатных насосов
     
     Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому на пару и температуре конденсата.
     Типоразмер конденсатного насоса определяется по подаче и напору:
     
      ,т/ч		(3.3)
     
     1,1- коэффициент запаса
     - учитывается отвод в конденсатор
     
     т/ч		(3.4)
     
     - расход пара на турбину
     - сумма регенеративных отборов
     т/ч
     т/ч
     Напор конденсатного насоса определяется исходя из давления в деаэраторе, преодоление сопротивления всей регенеративной схемы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, а так же высоты гидростатического столба в связи с установкой деаэратора на значительной высоте.
     
     ,м		(3.5)
     
     - коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления, =1,1(принимается);
     - давление в деаэраторе, =0,59МПа;
     - давление в конденсаторе, =0,0035Мпа
     - геометрическая высота подъема конденсата;
     102-переводной коэффициент
      - сумма потерь напора трубопровода и ПНД;
     
      ,м		(3.6)
     
     - гидравлические сопротивления ПНД;
     - гидравлические сопротивления труб и арматуры;
     - гидравлические сопротивления охлаждения уплотнений;
     - сопротивление питательного клапана деаэратора;
     м
     м.
      В соответствие с произведенными расчетами подача и напор:
      т/ч
      м
      По  выбирается типоразмер конденсатного насоса: КСВ200-220 в количестве трех штук, два рабочих и один резервный.
     3.4 Расчет и выбор питательных насосов
     
     В соответствие с НТП питательные насосы выбираются на схемах с поперечными связями. Питательные насосы выбираются: суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой чтобы в случае остановок любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную паропроизводительность всех установленных котлов. Резервный насос хранится на складе. Типоразмер питательного насоса определяется по подаче и давлению.
     
     ,м3/ч		(3.7)
     
     - доля расхода пара на продувку, = 0,02.
     ? – доля расхода пара на собственные нужды, ?=0,03.
      - максимальный расход пара на турбину, = 470 т/ч.
      - удельный объем, =1,1 м3/ч.
     м3/ч
     Давление питательного насоса:
     
     ;МПа		(3.8)
     
      - давлении в стороне нагнетания питательного насоса.
      - давление на всасывающем патрубке.
     Барабанный котел:
     
     , Мпа		(3.9)
     
     - давление в барабане,
     , Мпа
      - номинальное давление пара в котле.
      - гидравлические сопротивления паропровода в барабане котла, МПа (от )
     ,МПа
     
     		(3.10)
     
      - запас давления на открытие предохранительного клапана 5% от 
     - суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта.
     
      - гидравлическое сопротивление клапана питания котла, Мпа (=0,1МПа)
      - гидравлическое сопротивление трубопроводов от насоса до котла, МПа (= 0,25 МПа)
      - гидравлические сопротивления ПВД
     =92м (0,92 Мпа)
      - гидравлическое сопротивление экономайзера, = 0,75 Мпа
     МПА
      - геодезический напор
     - плотность (средняя) в нагнетательном патрубке.
     Нн – высота столба воды на нагнетательной стороне насоса
     
     ;
     
     		(3.11)
     
     
     
     
     		(3.12)
     
     
     
     
     
     , МПА	(3.13)
     
      - давление в деаэраторе
      - сопротивление водяного тракта до входа в питательный пред включенный насос. = 0,01МПа
     - средняя плотность в нагнетательном патрубке, = 0,909
     
     
     
     
3.5 Расчет и выбор сетевых насосов
     
     Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды. В связи с упрощением конструкции сетевых подогревателей давление воды а подогревателе ограничено 8 ат. А давление в теплосетях (требуемое) – 18 ат.
     Напор сетевых насосов первой ступени выбирается по условию преодоления гидравлических сопротивлений сетевых подогревателей и создание необходимого кавитационного запаса на всосе насоса второй ступени.
     
     ; т/ч			(3.14)
     
     т/ч
     В связи с расчетами выбирается 2 рабочих и 1 резервный насосы типа СЭ 5000-160
     
     3.6 Расчет и выбор конденсатных сетевых насосов
     
     Конденсатные сетевые насосы при двухступенчатом подогреве выбирается с резервным насосом I ступени подогрева. При установке двух рабочих насосов на каждой ступени подогрева устанавливается один резервный насос на 1 ступени подогрева. Напор выбирается по условию закачки конденсата в линию основного конденсата.
     В соответствии с полученными расчетами, выбирается по подаче и напору:
     D=120 т/ч;
     Н=220 м
     Выбираем насос Ксв200-220.
     
     3.7 Расчет и выбор оборудования подпитки котлов
     
     Деаэратор
     В соответствие НТП на ТЭЦ с большими добавками воды в качестве первой ступени деаэрации применяются вакуумные деаэраторы, деаэрации подлежат:
      Обессоленная вода для восполнения потерь в цикле
      Вода из дренажных баков куда направляются все потоки имеющие открытый слив.
      Слив конденсата от привода системы регулирования охлаждения электродвигателей, и приводы арматуры БРОУ и РОУ.
     Производительность деаэратора выбирается по суммарному расходу всех потоков воды поступающих в деаэратор.
     Дп= 600т/ч
     Потери конденсата на производстве 30%
     Внутристанционные потери конденсата ?=2% от Дк.
     Продувка котлов 1%
     Производительность котлов:
     Дк= 6* 420=2520 т/ч
     Расход обессоленной воды:
     
     т/ч			(3.15)
     
     ?ск – доля сброса продувочной воды в канализацию, ?ск= 0,0051
     ? – процент потерь на производстве, ?=0,3
     ?пот – 0,02
     т/ч
     Сумма потоков поступающих в деаэратор подпитки
     
     т/ч
     В соответствие с полученными расчетами по литературе 1 выбираем два ДВ-400
     Подача рабочих насосов первой и второй ступени подогрева выбирается по суммарному расходу пара в отборы и напор насосов выбирается условиями закачки в линию основного конденсата.
     Д=120т/ч
     Нксн= 220 м
     Выбираем насос Ксв200-220
     Типоразмер Ксв200-220
     Подача, V	200
     Напор, Н	220
     Допустимый кавитационный запас 2,5
     Частота вращения 	1500
     Мощность, N		164
     КПД, %		73
     
     
4. Схема технического водоснабжения. Определение потребности станции в технической воде и выбор циркуляционных насосов
     
     Согласно заданию станция располагается в городе Петрозаводск. Система водоснабжения оборотная с градирнями Геллера.
     На станции применяем традиционный конденсатор поверхн.......................