Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности

Пояснительная записка к курсовой работе



Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности




Введение



Интенсивное развитие теплоэнергетики, освоение новых типов схем и оборудования для получения и использования электрической и тепловой энергии, внедрение в практику новых методов расчетов и конструирования, обновление нормативных материалов – все это требует углубленных знаний у современных специалистов.

Поэтому целью курсовой работы является расширение, углубление и закрепления знаний по дисциплине и приобретение навыки их практического использования.

Данная курсовая работа по энергетическим установкам ставит следующие задачи:

		исследовать влияние изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности;

		научиться разбираться в тепловых схемах современных ТЭС и АЭС;

		изучить назначение, принцип действия и связи основного и вспомогательного оборудования паротурбинных энергоблоков;

		научиться составлять и решать уравнения материальных и тепловых балансов элементов тепловых схем;

		научиться определять показатели тепловой экономичности ТЭС и АЭС;

приобрести навыки выбора основного и вспомогательного оборудования






1. Описание тепловой схемы



Электрическая мощность энергоблока по заданию составляет 140 МВт. Прототипом при разработке тепловой схемы является установка ПТ-140–130 (Уральский ТМЗ).

Принципиальная тепловая схема энергетического блока представлена на рисунке 1.

Теплофикационная паровая турбина ПТ-140–130 одновальная, двухцилиндровая. Оба теплофикационных отбора выполнены в средней части ЦНД и разделены промежуточным отсеком. Парораспределение ЦВД и ЦНД сопловое. Регулирование давления отопительных отборов независимое и осуществляется с помощью поворотных диафрагм. Производственный отбор пара осуществляется из выходного патрубка ЦВД.

Регенеративная система турбоустановки включает подогреватели, утилизирующие теплоту пара из уплотнений и эжекторов, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД. Подогреватели низкого давления питаются греющим паром из ЦНД турбины, а ПВД и деаэратор – из ЦВД.

Каждый из роторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД – комбинированный: диски первых шести ступеней откованы за одно с валом, остальные диски – насадные. Для уменьшения осевого усилия на валу в области переднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный диск больших размеров.

Корпус ЦНД имеет два технологических разъема. Передняя и средняя части – литые, задняя – сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отборов.

С учетом работы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточного перегрева пара лопатки последней ступени выполнены умеренной длины, что обеспечивает её надёжность против эрозийного износа.

Система регулирования турбины выполнена электрогидравлической. Рассматриваемая турбина имеет четыре регулируемых параметра (давление в трех отборах и электрическая мощность).

Система регулирования обеспечивает все режимы, важные для турбины с отборами пара. В частности, турбина может работать как турбина с двумя отборами, если диафрагма верхнего отопительного отбора открыта полностью, а соответствующий регулятор давления отключен. Полное закрытие диафрагмы ЧНД позволяет осуществить режим работы с противодавлением: при этом тепло пара, пропускаемого через ЧНД для вентиляции, используется для подогрева сетевой воды.

Электрическая часть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулирования мощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты в аварийных ситуациях.





Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема энергоблока ПТ-145–130




2. Расчет принципиальной тепловой схемы блока в базовом режиме



2.1 Определение давлений пара в отборах турбины

2.1.1 Подогрев питательной воды в тракте высокого давления (рис. 2.1)







где - температура насыщения при давлении в деаэраторе Рд=0,7 МПа;

- температура питательной воды,;

 (по заданию);



.





Значение подогрева в каждом подогревателе:



, где  – число ПВД в схеме.

.



Подогрев основного конденсата в тракте низкого давления (рис. 2.2).










где - температура основного конденсата на входе в деаэратор;

- температура основного конденсата на входе в группу ПВД.



,



здесь  – недогрев воды до состояния насыщения в деаэраторе, принимаю .



,



где - температура насыщения при давлении в конденсаторе Рк=0,003 МПа;

- подогрев основного конденсата в охладителе эжекторов (ОЭ) , принимаю 

- подогрев основного конденсата в охладителе уплотнений (ОУ) , принимаю 









Значение подогрева в каждом подогревателе:



, где Z – число ПНД в схеме.

.


Температура питательной воды tпвj за каждым подогревателем



 – температура питательной воды за ПВД1;

- температура пит. воды за ПВД2.



Температура насыщения в подогревателях высокого давления







где  – недогрев воды до состояния насыщения для ПВД , принимаю .











Давление в подогревателях высокого давления











Давление пара в отборах турбины на ПВД

С учетом потерь давление пара в отборе











Температура основного конденсата (ок) tокj за каждым подогревателем



 – температура ок за ПНД5;

- температура ок за ПНД6;

- температура ок за ПНД7.



Температура насыщения в подогревателях низкого давления







где  – недогрев воды до состояния насыщения для ПВД , принимаю .













Давление в подогревателях высокого давления













Давление пара в отборах турбины на ПНД

С учетом потерь давление пара в отборе













Температура сетевой воды за сетевыми подогревателями



, где  – недогрев воды до состояния насыщения в сетевых подогревателях, принимаю .







Значения давления пара в отопительных отборах турбины









2.2 Процесс расширения пара в теплофикационной турбине с промышленным отбором



Таблица 2.1 – Значения КПД oi цилиндров турбины типа ПТ-140–130

Относительный внутренний КПД oi цилиндров

ЦВД

ЦНД

0,817

0,700




Определяем значение энтальпии пара в точке 0:







Определяем давление пара в точке 0 за стопорным и регулирующим клапанами турбины по h-S диаграмме на пересечении энтальпии h0 и давления Р0 меньше Р0 на величину потерь от дросселирования в стопорном (СК) и регулирующих (РК) клапанах (35% от Р0):

Р0=(0,970,95) Р0=0,95 13=12,35 МПа.

Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦВД:





 (по Р0 и h0).

(по Р1 и S0).

(по Р2 и S0).

(по Р3 и S0).



Определяем энтальпии пара в отборах ЦВД:












Определяем значение давления пара в точке 3 с учетом потерь в производственном отборе 1015%:

Р3=(0,900,85) Р3=0,9 1,5208=1,36872 МПа.

Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:



 где .

(по Р4 и Skt).

(по Р5 и Skt).



Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:











Определяем давление пара в точке 5 с учетом потерь в отопительном отборе 3040%:

Р5=(0,600,70) Р5=0,7 0,226=0,1582 МПа.



Определяем энтальпии пара в теоретических точках ЦНД:



 где .

(по Р6 и Skt).

(по Р7 и Skt).

(по Рк и Skt).



Определяем энтальпии пара в отборах ЦНД:













Определение действительного теплоперепада турбины

Теоретический теплоперепад ЦВД







Действительный теплоперепад ЦВД







Теоретический теплоперепад ЦНД







Действительный теплоперепад ЦНД








Действительный теплоперепад турбины







2.3 Составление сводной таблицы параметров пара и воды



Значения давлений пара в отборах турбины определены в п. 2.1.

Значения энтальпий пара в отборах турбины определены в процессе построения процесса расширения пара в турбине в hs-диаграмме в п. 2.2.

Значения давлений пара в подогревателях определены в п. 2.1.

Значения температуры дренажа греющего пара определены в п. 2.1. как значения температуры насыщения в подогревателях.

Значения энтальпий дренажа греющего пара определяются по программе Н2О



, где  – температура насыщения.





















Значения температуры питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определены в п. 2.1.

Давление питательной воды МПа;

Давление основного конденсата МПа, принимаю  МПа.

Давление сетевой воды МПа, принимаю МПа.

Значения энтальпий питательной воды, основного конденсата, сетевой воды определяются по программе Н2О



.





















Удельная работа отборов























Коэффициент недовыработки мощности паром



.



















Таблица 2.2. – Параметры пара, воды и конденсата

Точка процесса в турбине

Элемен-

ты тепловой

схемы

Пар в турбине

(отборе)

Пар в

подог-ревателе

Дренаж

греющего

пара



Питательная, сетевая вода, основной конденсат

Удельная работа отбора

Коэф.

недовы-работки





Ротб

hотб

Рп

tн

h'

tпв

Рпв

hпв,ок,св

hj

yj





МПа

кДж/кг

МПа

С

кДж/кг

С

МПа

кДж/кг

кДж/кг

-

0

-

13

3471,39

















0'

-

12,35

3471,39

















1

П1

4,1747

3195,83

3,9759

250

1085,69

245

19,5

1063,18

275,56

0,7564

2

П2

2,5937

3094,32

2,4702

223,32

959,03

218,32

19,5

941,5

377,07

0,667

3

П3

1,5208

2992,718

1,4484

196,64

837,28

191,64

19,5

823,51

478,672

0,577

3

Д

1,5208

2992,718

1,4484

164,95

697,13

164,95

0,7

697,13

478,672

0,577

4

П4

0,541

2849,996

0,515

152,95

645,00

149,95

1,1

632,42

621,394

0,451

5

П5

0,226

2738,668

0,215

122,483

514,34

119,483

1,1

502,22

732,722

0,352

6

П6

0,0795

2655,733

0,0757

92,015

385,45

89,015

1,1

373,63

815,657

0,279

7

П7

0,0225

2521,123

0,0214

61,5478

257,63

58,5478

1,1

245,99

950,267

0,1598

к'

К

0,0032

2340,327

0,003

24,08

100,99

24,08

0,003

100,99

1131,063

0

5

ПСВ1

0,226

2738,668

0,215

122,483

514,34

112,483

1,5

472,85

732,722

0,352

6

ПСВ2

0,0795

2655,733

0,0757

92,015

385,45

82,015

1,5

344,55

815,657

0,279



2.4 Расчет схем отпуска теплоты





Рисунок 2.4 – Расчетная схема отпуска теплоты с ПВК



Разобьем Qот по ступеням подогрева сетевой воды QСП и QПВК учитывая, что тепловая нагрузка любого подогревателя при постоянной теплоемкости воды Ср пропорциональна нагреву воды в нем. Тогда:



,



где tпс, tос – температуры прямой на входе в теплосеть и обратной на выходе сетевой воды, которые определяются из температурного графика теплосети; tПСВ1, tПСВ2 – температура сетевой воды за ПСВ1 и ПСВ2 соответственно;

Gсв – расход сетевой воды в кг/с;

Ср – средняя изобарная теплоемкость воды.

tпс=150С;

tос=70С;

tПСВ1=112,48С;

tПСВ1=82,015С;

Ср=4.224.24 кДж/(кгС); принимаю: Ср=4,22 кДж/(кгС);

Qот=100 МВт – тепловая нагрузка.

Расход сетевой воды







Тепловая нагрузка

ПСВ1: кВт;

ПСВ2: кВт;

ПВК: кВт.

Расход греющего пара из отборов на ПСВ1 и ПСВ2 определяются из уравнений тепловых балансов:







Где GПСВ1, GПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

– энтальпии греющего пара из отборов соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

– энтальпии дренажа греющего пара соответственно из ПСВ1 и ПСВ2;

п =0,98 – КПД сетевых подогревателей.









2.5 Предварительная оценка расхода пара на турбину



,



где Nэ=140 МВт – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины, кДж/кг;

м, г – КПД механический и генератора (принимаю м=0,98, г =0,98);

kр – коэффициент регенерации, он зависит от многих факторов и находится в пределах от 1,15 до 1,4 (принимаю kр =1,21);

GПСВ1, GПСВ2 – расходы греющего пара соответственно на ПСВ1 и ПСВ2;

GП – расход пара из производственного отбора;

Yj – коэффициенты недовыработки мощности отборов.





2.6 Расчет вспомогательных элементов тепловой схемы



В рассматриваемой схеме, вспомогательными элементами являются охладители эжекторов и уплотнений.

Охладители эжекторов (ОЭ) и уплотнений (ОУ)

Служат для конденсации пара из эжекторов и уплотнений турбины, при этом проходящий через них основной конденсат подогревается.

В расчете нужно учесть подогрев основного конденсата. С учетом этого подогрева температура основного конденсата после ОЭ и ОУ запишется следующим образом







где – температура насыщения в конденсаторе (по табл. 2.2);

– подогрев основного конденсата в ОЭ, принимаю ;

– подогрев основного конденсата в ОУ, примем ;







Энтальпия основного конденсата при этой температуре равна



Температура добавочной воды , энтальпия добавочной воды 



2.7 Составление общих уравнений материального баланса



Материальные балансы по пару

Относительный расход пара на турбину



,



где т. к. РОУ в схеме отсутствует.

Относительный расход пара из парогенератора







где  – относительный расход утечек, принимается 0,005÷0,012, принимаю ;

 – относительный расход пара из уплотнений турбины, принимается

0,0020,003, принимаю .

Материальные балансы по воде

Относительный расход питательной воды



,



где  – относительный расход из парогенератора;

 – относительный расход продувочной воды, принимаю, т. к. котел прямоточный.

Материальный баланс добавочной воды



,



где  – внешние потери. Здесь  – расход пара из производственного отбора, - возврат конденсата (принят 70%);

- внутренние потери;

.


2.8 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей высокого давления регенеративной системы



ПВД 1





Рисунок 2.5. – Расчетная схема ПВД 1



Уравнение теплового баланса для ПВД 1:



,



где - относительный расход пара на ПВД 1;

- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД1;

- энтальпия дренажа греющего пара;

 – относительный расход питательной воды;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД1;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД2;

 – КПД поверхностного подогревателя.



.





ПВД 2





Рисунок 2.6. – Расчетная схема ПВД 2



Уравнение теплового баланса для ПВД 2:



,



где - относительный расход пара на ПВД 2;

- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД 2;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 1;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;

 – относительный расход питательной воды;

 – относительный расход дренажа из ПВД 1;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 2;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 3;

 – КПД поверхностного подогревателя.








ПВД 3





Рисунок 2.7. – Расчетная схема ПВД 3



Уравнение теплового баланса для ПВД 3:



,



где - относительный расход пара на ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на ПВД 3;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 2;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

 – относительный расход питательной воды;

 – относительный расход дренажа из ПВД 2;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД 3;


. Здесь



 – энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении в деаэраторе Рд,



 – подогрев воды в питательном насосе, здесь  – удельный объем воды при давлении Рд.









2.9 Расчет деаэратора





Рисунок 2.8 – Расчетная схема деаэратора



Составляем систему уравнений материального и теплового балансов






Где  – относительный расход питательной воды;

- относительный расход пара из уплотнений турбины, принимается

0,020,04, принимаю ;

 – относительный расход дренажа из ПВД 3;

- относительный расход пара на деаэратор;

- относительный расход добавочной воды;

- относительный возврат конденсата;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Рд;

 – энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Рд;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;

 (см. п. 2.6.1).

. Здесь  – температура возвращаемого конденсата, принимаю ;

 – энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;

 – КПД смешивающего подогревателя, принимаю .

Решая систему:



с помощью программы MathCad получаем:

;





2.10 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы





Рисунок 2.9 – Расчетная схема группы ПНД



Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой






Где - энтальпия пара из отбора на ПНД 4;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;

- энтальпия дренажа из ПНД 4;

- энтальпия дренажа из ПНД 5;

- энтальпия дренажа из ПНД 6;

- энтальпия дренажа из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- относительный расход пара на ПСВ1;

- относительный расход пара на ПСВ2.

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

;

;

;

;

;







2.11 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме



Относительные расходы пара из отборов:

α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;

α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;

α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;

α3д=0,0575 – относительный расход пара в деаэратор;



 – относительный расход пара из производственного отбора;



α4=0,0405 – относительный расход пара в ПНД 4;

α5=0,02819 – относительный расход пара в ПНД 5;

αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;

α6=0,02647 – относительный расход пара в ПНД 6;

αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;

α7=0,026699 – относительный расход пара в ПНД 7.

Относительный расход пара в конденсатор






С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как



.



Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.



2.12 Определение расхода пара на турбину







где Nэ – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;










Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.



2.13 Проверка мощности



, МВт,



где G0 – расход пара на турбину;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

 – расход пара в конденсатор;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;











Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.


3. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в базовом режиме



3.1 Тепловая нагрузка ПГУ



 кВт.



3.2 Полная тепловая нагрузка ТУ







3.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление



кВт.



3.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей







3.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии



кВт.



3.6 КПД ТУ по производству электроэнергии



.

		
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ



.



КПД блока по отпуску электроэнергии



,



где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,0400,090, принимаю kсн=0,05.



Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии







КПД блока по отпуску теплоты



.



Удельный расход условного топлива на выработку теплоты






4. Расчет регенеративной системы второго режима



Во втором расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор. В этом случае расчет схемы целесообразно начать с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. для первого и второго режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе во втором режиме приведена на рисунке 4.2.



4.1 Расчет деаэратора





Рисунок 4.1. – Расчетная схема деаэратора



Составляем систему уравнений материального и теплового балансов







Где  – относительный расход питательной воды;

- относительный расход пара из уплотнений турбины, принят ;

 – относительный расход дренажа из ПВД 3;

- относительный расход пара на деаэратор;

- относительный возврат конденсата;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Рд;

 – энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Рд;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;

. Здесь  – температура возвращаемого конденсата, принимаю ;

 – энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;

 – КПД смешивающего подогревателя, принимаю .

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;








Рисунок 4.2 – Принципиальная тепловая схема энергоблока при работе во втором расчетном режиме



4.2 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы





Рисунок 4.3 – Расчетная схема группы ПНД



Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой






Где - энтальпия пара из отбора на ПНД 4;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;

- энтальпия дренажа из ПНД 4;

- энтальпия дренажа из ПНД 5;

- энтальпия дренажа из ПНД 6;

- энтальпия дренажа из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- относительный расход пара на ПСВ1;

- относительный расход пара на ПСВ2.

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

;

;

;

;







4.3 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме



Относительные расходы пара из отборов:

α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;

α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;

α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;

α3д=0,0475678 – относительный расход пара в деаэратор;



 –


относительный расход пара из производственного отбора;

α4=0,0438289 – относительный расход пара в ПНД 4;

α5=0,0309285 – относительный расход пара в ПНД 5;

αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;

α6=0,0291914 – относительный расход пара в ПНД 6;

αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;

α7=0,02943836 – относительный расход пара в ПНД 7.

Относительный расход пара в конденсатор







С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как



.



Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.



4.4 Определение расхода пара на турбину







где Nэ – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;











Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.



4.5 Проверка мощности



, МВт,



где G0 – расход пара на турбину;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

 – расход пара в конденсатор;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;










Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.






5. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе во втором расчетном режиме



5.1 Тепловая нагрузка ПГУ



 кВт.



5.2 Полная тепловая нагрузка ТУ







5.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление



кВт.



5.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей







5.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии



кВт.



5.6 КПД ТУ по производству электроэнергии



.

		
КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ



.



КПД блока по отпуску электроэнергии



,



где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,0400,090, принимаю kсн=0,05.



Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии







КПД блока по отпуску теплоты



.



Удельный расход условного топлива на выработку теплоты






6. Расчет регенеративной системы третьего режима



В третьем расчетном режиме в отличие от первого добавочная вода подается в конденсатор, возврат конденсата равен 0%. В этом случае необходимо уточнить материальный баланс добавочной воды и начать расчет схемы с расчета деаэратора, т. к. все параметры, определенные в п. 2.1 – 2.8. (за исключением п. 2.7.3) для первого и третьего режимов совпадают. Принципиальная тепловая схема блока при работе в третьем расчетном режиме соответствует схеме при работе во втором расчетном режиме и приведена на рисунке 4.2.



6.1 Материальный баланс добавочной воды



,



где  – внешние потери. Здесь  – расход пара из производственного отбора,

- возврат конденсата (принят 0%);

- внутренние потери;

.



6.2 Расчет деаэратора





Рисунок 6.1. – Расчетная схема деаэратора


Составляем систему уравнений материального и теплового балансов







Где  – относительный расход питательной воды;

- относительный расход пара из уплотнений турбины, принят ;

 – относительный расход дренажа из ПВД 3;

- относительный расход пара на деаэратор;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении Рд;

 – энтальпия пара в состоянии насыщения при давлении Рд;

- энтальпия дренажа греющего пара из ПВД 3;

- энтальпия греющего пара из отбора на деаэратор;

 – энтальпия греющего пара на входе в деаэратор;

 – КПД смешивающего подогревателя, принимаю .

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;






6.3 Составление и решение уравнений материального и теплового балансов подогревателей низкого давления регенеративной системы





Рисунок 6.2 – Расчетная схема группы ПНД



Составляем систему уравнений материального и теплового балансов для группы ПНД в соответствии с расчетной схемой







Где - энтальпия пара из отбора на ПНД 4;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 5;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 6;

- энтальпия пара из отбора на ПНД 7;

- энтальпия дренажа из ПНД 4;

- энтальпия дренажа из ПНД 5;

- энтальпия дренажа из ПНД 6;

- энтальпия дренажа из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 4;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 5;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 6;

- энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД 7;

- энтальпия основного конденсата на входе в группу ПНД;

- относительный расход основного конденсата в деаэратор;

- относительный расход пара на ПСВ1;

- относительный расход пара на ПСВ2.

Решая систему с помощью программы MathCad получаем:

;

;

;

;

;







6.4 Проверка материального баланса рабочего тела в схеме



Относительные расходы пара из отборов:

α1=0,0596 – относительный расход пара в ПВД 1;

α2=0,05358 – относительный расход пара в ПВД 2;

α3=0,0442 – относительный расход пара в ПВД 3;

α3д=0,035427 – относительный расход пара в деаэратор;



 – относительный расход пара из производственного отбора;



α4=0,04959 – относительный расход пара в ПНД 4;

α5=0,035647 – относительный расход пара в ПНД 5;

αПСВ1=0,09487 – относительный расход пара в ПСВ1;

α6=0,033866 – относительный расход пара в ПНД 6;

αПСВ2=0,0359 – относительный расход пара в ПСВ2;

α7=0,034153 – относительный расход пара в ПНД 7.

Относительный расход пара в конденсатор







С другой стороны расход пара в конденсатор может быть найден как


.



Относительная ошибка 



. Расчет произведен верно.



6.5 Определение расхода пара на турбину



,



где Nэ – заданная электрическая мощность;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;











Относительная ошибка 



.




Расчет произведен верно.



6.6 Проверка мощности



, МВт,



где G0 – расход пара на турбину;

Hi – действительный теплоперепад турбины;

 – расход пара в конденсатор;

- механический КПД, принят ;

- КПД электрогенератора, принят ;











Относительная ошибка 



. 



Расчет произведен верно.






7. Расчет показателей тепловой экономичности блока при работе в третьем расчетном режиме



7.1 Тепловая нагрузка ПГУ



 кВт.



7.2 Полная тепловая нагрузка ТУ







7.3 Тепловая нагрузка ТУ на отопление



кВт.



7.4 Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей







7.5 Тепловая нагрузка ТУ по производству электроэнергии



кВт.



7.6 КПД ТУ по производству электроэнергии



.


7.7 КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с ТУ



.



КПД блока по отпуску электроэнергии



,



где - КПД ПГУ, принимаю - для ТЭС на твердом топливе;

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды станции, принимается для ТЭС на твердом топливе kсн=0,0400,090, принимаю kсн=0,05.



Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии







КПД блока по отпуску теплоты



.



Удельный расход условного топлива на выработку теплоты






8. Анализ результатов, полученных в результате расчета трех режимов работы энергоблока



Сведем данные, полученные ранее в таблицу.



Таблица 8.1 – Показатели тепловой экономичности энергоблока при работе в трех режимах

Наименование показателя

Базовый режим

Второй режим

Третий режим

Расход пара на турбину, G0, 

182,117

181,605

181,428

Расчетная электрическая мощность, N'э, МВт

139.997

140,01428

140,01339

Тепловая нагрузка ПГУ, Qпг, кВт

444277,468

443028,436

442596,64

Полная тепловая нагрузка ТУ,

Qту, кВт

439459,73

438224,238

423426,634

Тепловая нагрузка ТУ на отопление, Qт, кВт

54183,67

54183,67

54183,67

Тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, Qп, кВт

61105,38

61105,38

63710,874

Тепловая нагрузка ТУ по производству э/э, , кВт

324170,68

322935,188

305532,09

КПД ТУ по производству э/э, 

0,43187

0,4335

0,458217

КПД трубопроводов, связывающих ПГУ с турбиной, 

0,989

0,989

0,957

КПД блока по отпуску э/э, 

0,353

0,3543

0,37455

Удельный расход условного топлива по отпуску э/э, , 

348,44

347,118

328,394

КПД блока по отпуску теплоты, 

0,84322

0,84322

0,816

Удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, , 

40,44

40,44

41,792




Для наглядного обоснования выбора более экономичного варианта вычислим полный КПД энергоблока для каждого режима.

Полный КПД энергоблока







где  – электрическая мощность, кВт,

 – тепловая нагрузка ТУ на паровых потребителей, кВт (см. таб. 8.1),

 – тепловая нагрузка ТУ теплофикационных отборов ТУ, кВт (см. таб. 8.1),

 – полный расход условного топлива, кг/с, здесь  – расход условного топлива по отпуску теплоты, - расход условного топлива по отпуску электроэнергии, - расход условного топлива на ПВК, где  – тепловая нагрузка на ПВК (см. п. 2.4.3).

- низшая теплота сгорания условного топлива.

1 вариант

Расход условного топлива на выработку электроэнергии



Расход условного топлива на выработку теплоты



Расход условного топлива на ПВК






2 вариант

Расход условного топлива на выработку электроэнергии



Расход условного топлива на выработку теплоты



Расход условного топлива на ПВК





3 вариант

Расход условного топлива на выработку электроэнергии



Расход условного топлива на выработку теплоты



Расход условного топлива на ПВК





Вывод: КПД энергоблока при работе в третьем расчетном режиме превышает КПД энергоблока при работе в базовом и втором расчетном режимах. При работе энергоблока в базовом режиме добавочная вода подавалась в схему в деаэратор. При этом температура воды в деаэраторе , энтальпия воды в деаэраторе , а температура и энтальпия добавочной воды   соотвтественно. То есть добавочная вода «охлаждает» воду в деаэраторе, кроме того, для подогрева её в деаэраторе требуется дополнительный расход пара из отбора турбины. Во втором и третьем расчетном режимах добавочная вода подается в конденсатор, при этом температура основного конденсата в этом теплообменнике составляет , энтальпия основного конденсата  При подаче добавочной воды в конденсатор её подогрев осуществляется за счет низкопотенциального тепла и не требует затрат тепла пара из отборов турбины с высоким давлением.

Однако самый большой КПД получен при расчете третьего режима, который отличается от второго тем, что в этом режиме возврат конденсата принят 0%, что в первую очередь повлияло на величину. В силу отрицательной зависимости значения полной тепловой нагрузки ТУ от значения  первое значительно уменьшилось относительно первых двух расчетных режимов. Кроме того, тепловая нагрузка на паровых потребителей в третьем расчетном режиме оказалась выше, чем в первых двух режимах. Таким образом, значение тепловой нагрузки турбоустановки по производству электроэнергии в третьем режиме получилось значительно меньше относительно первых двух, что при незначительных изменениях расчетной электрической мощности повлияло на значение КПД.






9. Выбор оборудования пароводяного тракта



9.1 Выбор насосов



9.1.1 Сетевой насос

Максимальная подача 







где Gсв=296,21 кг/с – расход сетевой воды;



υпс=f(Рсв; tпс)= 0,0010898 м3/кг – удельный объем прямой сетевой воды;

υос=f(Рсв; tпс)= 0,0010221 м3/кг – удельный объем обратной сетевой воды;









где Рсв=1,5 МПа – давление сетевой воды;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;



Выбираем насос типа СЭ2500–180 [2, таб. 5.6]. Характеристики насоса: подача  напор  Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.


9.1.2 Конденсатный насос

Максимальная подача 







где υ=f(Ркн; tк)= 0,001 м3/кг – удельный объем;

 – расход основного конденсата;









где Рок=1,1 МПа – давление основного конденсата;

Рк=0,003 МПа – давление в конденсаторе;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;



Выбираем насос типа КсВ500–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:

подача  напор  Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.



9.1.3 Питательный насос

Максимальная подача






где υ=f(Рпн; tд)= 0,0011 м3/кг – удельный объем,

здесь  – напор, развиваемый питательным насосом;

 – расход питательной воды;



Напор 







где Рпв=19,5 МПа – давление питательной воды;

Рд=0,7 МПа – давление в деаэраторе;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;



Выбираем насос типа ПЭ-780–200 [2, таб. 5.4]. Характеристики насоса:

подача  напор  Схема включения – один рабочий и один резервный для всей ТЭС, каждый на 100% полного расхода воды.



9.1.4 Дренажный насос для ПСВ 1

Максимальная подача 







где  – расход дренажа из ПСВ 1;

υ=f(РПСВ1; tsПСВ1)= 0,001 м3/кг – удельный объем;



Напор 







где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;

РПСВ1=0,215 МПа – давление в ПСВ 1;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;



Выбираем насос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача  напор  Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.



9.1.5 Дренажный насос для ПСВ 2

Максимальная подача 







где  – расход дренажа из ПСВ 2;

υ=f(РПСВ2; tsПСВ2)= 0,001 м3/кг – удельный объем;



Напор 








где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;

РПСВ2=0,0757 МПа – давление в ПСВ 2;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;



Выбираем насос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача  напор  Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.



9.1.6 Дренажный насос для ПНД 5

Максимальная подача 







где  – расход дренажа из ПНД 5;

υ=f(РП5; h'П5)= 0,0010626 м3/кг – удельный объем,

здесь h'П5 – энтальпия насыщения в ПНД 5,

РП5=0,215 МПа – давление в ПНД 5;








где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;



Выбираем насос типа Кс80–155 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса: подача  напор  Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.



9.1.7 Дренажный насос для ПНД 6

Максимальная подача 







где  – расход дренажа из ПНД 6;

υ=f(РП6; h'П6)= 0,0010785 м3/кг – удельный объем,

здесь h'П6 – энтальпия насыщения в ПНД 6,

РП6=0,0757 МПа – давление в ПНД 6;



Напор 







где Рок=1,1 МПа – давление в линии основного конденсата;

ρв=1000 кг/м3 – плотность воды;

g=9,8 м2/с – ускорение свободного падения;






Выбираем насос типа Кс32–150 [2, таб. 5.5]. Характеристики насоса:

подача  напор  Схема включения без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в конденсатор.



9.2 Выбор деаэратора



Давление в деаэраторе Рд=0,7 МПа; температура насыщения tд=164,95 °С;

Номинальная производительность







Выбираем деаэрационную колонку типа КДП-1000А [2, таб. 3.25]

с характеристиками: номинальная производительность 277,8 кг/с, рабочее давление 0,76 МПа, рабочая температура 164,19 °С, объем 17 м3.

Емкость бака деаэратора должна обеспечивать 15% запаса ПВ на 3,5 минуты: ,

Выбираем деаэраторный бак типа БДП-120–2А [2, таб. 3.26] объемом 150 м3.



9.3 Выбор подогревателей



9.3.1 ПВД 1

Расход питательной воды 

Поверхность теплообмена






где - расход пара;

h1=3195,83 кДж/кг – энтальпия пара первого отбора;

h'1=1085,69 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 1;

k – коэффициент теплопередачи;

 – средний температурный напор, здесь , .



Выбираем подогреватель ПВ-775–265–45 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 775 м2, максимальная температура пара 405°С; номинальный расход воды 194,4 кг/с.



9.3.2 ПВД 2

Расход питательной воды 

Поверхность теплообмена 







где - расход пара;

h2=3094,32 кДж/кг – энтальпия пара второго отбора;

h'2=959,03 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 2;

k – коэффициент теплопередачи;


 – средний температурный напор, здесь , .



Выбираем подогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 676 м2, максимальная температура пара 350 °С; номинальный расход воды 236,1 кг/с.



9.3.3 ПВД 3

Расход питательной воды 

Поверхность теплообмена 







где - расход пара;

h3=2992,718 кДж/кг – энтальпия пара третьего отбора;

h'3=837,28 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПВД 3;

k – коэффициент теплопередачи;

 – средний температурный напор, здесь , .



Выбираем подогреватель ПВ-760–230–14–1 [2, таб. 3.22] с характеристиками: площадь теплообмена 676 м2, максимальная температура пара 350°С; номинальный расход воды 236,1 кг/с.


9.3.4 ПНД 4

Расход основного конденсата 

Поверхность теплообмена 







где - расход пара;

h4=2849,996 кДж/кг – энтальпия пара четвертого отбора;

h'4=645,00 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 4;

k – коэффициент теплопередачи;

 – средний температурный напор, здесь , .



Выбираем подогреватель ПН-550–25–1-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 580 м2, максимальная температура пара 285°С; номинальный расход воды 216,7 кг/с.



9.3.5 ПНД 5

Расход основного конденсата 

Поверхность теплообмена 







где  – расход пара;

h5=2738,668 кДж/кг – энтальпия пара пятого отбора;

h'5=514,34 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 5;

k – коэффициент теплопередачи;

 – средний температурный напор, здесь , .



Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400 °С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.



9.3.6 ПНД 6

Расход основного конденсата 

Поверхность теплообмена 







где  – расход пара;

h6=2655,733 кДж/кг – энтальпия пара шестого отбора;

h'6=385,45 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 6;

k – коэффициент теплопередачи;

 – средний температурный напор, здесь , .




Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400°С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.



9.3.7 ПНД 7

Расход основного конденсата 

Поверхность теплообмена 







где  – расход пара;

h7=2521,123 кДж/кг – энтальпия пара седьмого отбора;

h'7=257,63 кДж/кг – энтальпия дренажа из ПНД 7;

k – коэффициент теплопередачи;

 – средний температурный напор, здесь , .



Выбираем подогреватель ПН-400–26–2-IV [2, таб. 3.19] с характеристиками: площадь теплообмена 400 м2, максимальная температура пара 400°С; номинальный расход воды 208,3 кг/с.



9.4 Выбор сетевых подогревателей



9.4.1 ПСВ 1

Рсв=1,5 МПа,

Рп=0,215 МПа,

Gсв=296,21 кг/с,

Gп=17,469 кг/с,

tп=124,12°С,

tсв вх=82,015°С,

tсв вых=112,48°С.

Выбираем ПСВ-200–7–15 [2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара 164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа, температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111 кг/с, 3 шт.



9.4.2 ПСВ 2

Рсв=1,5 МПа,

Рп=0,0757 МПа,

Gсв=296,21 кг/с,

Gп=6,616 кг/с, tп=93,32°С, tсв вх=70°С,

tсв вых=82,015°С.

Выбираем ПСВ-200–7–15 [2, таб. 3.29] с характеристиками: давление пара 0,78 МПа, температура пара 164,2°С, номинальный расход пара 18,28 кг/с, давление воды 1,57 МПа, температура воды на входе / выходе 70/150°С, номинальный расход воды 111 кг/с, 3 шт.



9.5 Выбор ПВК



Расход сетевой воды Gсв=296,21 кг/с =1066,356 т/ч,

Тепловая нагрузка ПВК Qпвк=46900 кВт.

Выбираем котел водогрейный типа КВ-ГМ-50–150 [2, таб. 1.64] с характеристиками: номинальная теплопроизводительность 58,2 МВт, рабочее давление 0,98 – 2,45 МПа, расход воды через котел для пикового режима 1230 т/ч, температура на входе в котел 70–110°С, температура на выходе из котла 150°С.


9.6 Выбор вспомогательных теплообменников



Из теплообменного оборудования, комплектующего ПТУ ПТ-140–130:

Конденсатор К2–6000–1,

Основной эжектор ЭП-3–2А (2 шт.),

Охладитель уплотнений ЭУ-120–1.



9.7 Выбор парового котла



Тип котла – прямоточный, без пп.

Р0=13 МПа, t0=550 °С, tпв=245 °С,

Dп=1,013•181,428=183,786 кг/с = 661,63 т/ч.

Выбираем котел П-60 с параметрами:

Dп=670 т/ч, Р0=13,8 МПа, t0=545 °С, tпв=240 °С, 

Составляем сводную таблицу параметров выбранного оборудования (таблица 9.1).



Таблица 9.1

№

п.

Тип оборудования

Типоразмер

Наименование параметра

Расчетные

параметры

Параметры оборудования

Кол-во

1.

Сетевой насос

СЭ2500–180

Подача, м3/ч

1182,32

2500

1+1







Напор, м

153,06

180





Конденсатный насос

КсВ500–150

Подача, м3/ч

445,284

500

1+1







Напор, м

111,94

150





Питательный насос

ПЭ-780–200

Подача, м3/ч

764,18

780

1+1







Напор, м

1918,367

2030





Дренажный насос

Кс80–155

Подача, м3/ч

66,03

80

1







Напор, м

90,306

155







Кс32–150

Подача, м3/ч

27

30

1







Напор, м

104,52

150







Кс80–155

Подача, м3/ч

62,097

80

1







Напор, м

90,306

155







Кс32–150

Подача, м3/ч

24,678

30

1







Напор, м

104,52

150



2.

Деаэрационная

колонка

КДП-1000А

Номинальная произв-ть, кг/с

202,165

277,8

1







Рабочее давление, МПа

0,7

0,76









Рабочая температура, °С

164,95

164,19





Деаэраторный бак

БДП-120–2А

Объем, м3

54,096

150

1

3.

Подогреватель высокого давления

ПВ-775–265–45

Площадь поверхности теплообмена, м2

631,567

775

1







Максимальная температура пара, °С

237,39

405









Расход воды, кг/с

183,787

194,4







ПВ-760–230–14–1

Площадь поверхности теплообмена, м2

574,49

676

1







Максимальная температура пара, °С

225,92

350









Расход воды, кг/с

183,787

236,1







ПВ-760–230–14–1

Площадь поверхности теплообмена, м2

574,49

676









Максимальная температура пара, °С



350









Расход воды, кг/с

183,787

236,1





Подогреватель низкого давления

ПН-550–25–1-IV

Площадь поверхности теплообмена, м2

448,7

580

1







Максимальная температура пара, °С

154,83

285









Расход воды, кг/с

152,43

216,7







ПН-400–26–2-IV

Площадь поверхности теплообмена, м2

325,358

400

1







Максимальная температура пара, °С

124,12

400









Расход воды, кг/с

119,757

208,3







ПН-400–26–2-IV

Площадь поверхности теплообмена, м2

315,49

400

1







Максимальная температура пара, °С

93,32

400









Расход воды, кг/с

107,1

208,3







ПН-400–26–2-IV

Площадь поверхности теплообмена, м2

315,49

400

1







Максимальная температура пара, °С

62,63

400









Расход воды, кг/с

107,1

208,3





Сетевой подогреватель

ПСВ-200–7–15

Давление пара, МПа

0,215

0,78

3







Температура пара, °С

124,12

164,2









Расход пара, кг/с

17,469

18,28









Давление воды, МПа

1,5

1,57









Температура воды вх/вых, °С

82,015/

112,48

70/150









Расход сетевой воды, кг/с

296,21

111







ПСВ-200–7–15

Давление пара, МПа

0,0757

0,78

3







Температура пара, °С

93,32

164,2









Расход пара, кг/с

6,616

18,28









Давление воды, МПа

1,5

1,57









Температура воды вх/вых, °С

70/112,48

70/150









Расход сетевой воды, кг/с

296,21

111



4.

Пиковый Водогрейный котел

КВ-ГМ-50–150

Номинальная теплопроизво-дительность, кВт

46900

58200

1







Рабочее давление, МПа

1,5

0,98÷2,45









Температура на входе, °С

112,48

70÷110









Температура на выходе, °С

150

150









Расход воды, т/ч

1066,356

1230



5.

Конденсатор

К2–6000–1







1



Основной эжектор

ЭП-3–2А







2



Охладитель уплотнений

ЭУ-120–1







1

6.

Паровой котел

П-60

Давление острого пара, МПа

13

13,8

1







Температура острого пара, °С

550

545









Температура пит. воды, °С

245

240









Паропроизво-дительность, кг/с

661,63

670









КПД

0,87

0,87








Заключение



В ходе расчета курсовой работы были решены поставленные задачи проектирования. В результате расчета были просчитаны показатели тепловой экономичности для трех режимов работы энергоблока и выбран наиболее экономичный режим. Также был произведен выбор оборудования для этого режима и составлена заказная спецификация. Были расширены знания по дисциплине и в ходе расчета были осмыслены вопросы на которые не было обращено особое внимание в прошлом семестре.






Список литературы



		Расчет показателей работы электростанций. Методические указания для студентов направления 550900 «Теплоэнергетика», специальностей 100500 «Тепловые электрические станции» и 101000 «Атомные электрические станции и установки». – Томск: Изд. ТПУ, 2001. – 44 с.

		Тепловые и атомные электростанции; Справочник/ Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ, 2003 – 648 с.: ил. – (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

		Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов /

Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 464 с., ил.

		Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред.

В.Я. Гиршфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1987. – 328 с.: ил.





2