ВВЕДЕНИЕ.

Анализ статистических данных показывает, что в конце советского периода (примерно 1985г.) при общей выработке электроэнергии 1544,2 млрд.кВт.ч. 75,5% ее приходилось на тепловые электрические станции, 10,8% на АЭС и 13,9% на ГЭС. Примерно те же соотношения характерны и для установленной мощности: из 314,7 млн. кВт на долю ТЭС приходится 71,5%, на долю АЭС - 8,9% и на долю ГЭС - 19,6%. По Минэнерго эти величины соотносились как 76:9:15 по выработке и как 70:8:22 по установленной мощности. Таким образом, в период наивысшего расцвета энергетики ТЭС занимали среди генерирующих мощностей доминирующее положение как по выработке электроэнергии, так и по величине установленной мощности.Преимущественному вводу ТЭС способствует заметно меньшая стоимость установленного киловатта, что немаловажно при ограничении средств, отпускаемых на развитие отрасли.

В последние годы статистика по ТЭС и АЭС, находящихся в разных отраслевых структурах, публикуется раздельно. По данным 1993г. по установленной мощности доля ТЭС составляет 75%, ГЭС - 24,5%, Геотермальных ЭС и ГАЭС - 0,5% а по выработке электроэнергии соответственно 77,7% : 22,2% : 0,91%.

Из намеченных к выработке в 2005г. 1018,2 млрд. кВт.ч электроэнергии на ТЭС намечено выработать 821,5 млрд. кВт.ч, то есть 80,7%(19,2% на ГЭС и 0,1% на ГАЭС).

Эти данные свидетельствуют о ведущей роли ТЭС как в настоящее время, так и в ближайшем будущем.

Несмотря на снижение промышленного производства в последние годы и возникновение значительных резервов мощности в электроэнергетике, положение в отрасли нельзя считать стабильным вследствие нарастающего физического и морального старения оборудования тепловых электростанций.

К 2000г. предельных недоработок на ТЭС достигнут энергоблоки общей ьощностью 35,4 млн.кВт, к 2010г. – 76 млн.кВт.

Для продления эксплуатации требуется замена некоторых втдов основного оборудования (например, турбин) или значительной части узлов. Такая их замена с продлением работы на новые 15-20 лет, как правило, значительно дешевле, чем строительство новых ТЭС.

Вместе с тем экономические и экологические показатели многих ТЭС, построенные 30-40 лет тому назад, не соответствуют современным требованиям. При замене оборудования и узлов не увеличивается тепловая экономичность ТЭС и не уменьшается загрязнение ими окружающей среды.

Вследствие значительного объёма обслуживания изношенных, но не затронутых модернизацией видовоьорудования и систем,готовность ТЭС оказывается пониженной,а затраты труда на их эксплуатацию и ремонт – повышенными.

Наибольшие перспективы для совершенствования в настоящее время связаны с конструкциями и режимами работы основного и вспомогательного оборудования, причем, как показывает отечественная и зарубежная статистика, при развивающейся тенденции сжигания топлив ухудшенного качества наиболее уязвимо оборудование котельной группы. Тема спецвопроса (расчёт режима энергоблока с турбиной Т- 250/300-240 с подачей пара от ПТН на конденсатор (предпологается реконструкция ПТН с подачей пара в общий конденсатор)) напрямую связана с изменением в типовой схеме и небольшом изменении в режиме работы котлоагрегата.

В содержание пояснительной записки кроме данного введения входят следующие разделы:

· Расчёт тепловой схемы и её парадны показателей показателей (тепловой расчёт блока с турбиной Т-250/300-240 , расчёт теплофикационного режима).

· Поверочный тепловой расчёт (расчёт котельного агрегата ТГМП -314).

· Автоматика (автоматизация котла ТГМП-314).

· Водоподготовка (описание основных принципов построения и эксплуатации работы оборудования водоподготовки).

· Экономика (расчёт и сведение в таблицу экономических показателей рассчитываемого блока показателей ).

· Экономичность и безопасность проектных решений (основные нормативные показатели проектируемого блока).

· Спецвопрос (расчёт энергоблока с турбиной Т-250/300-240 с подачей пара от ПТН на конденсатор).

ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

Вредные вещества, выбрасываемые в окружающую среду различными источниками, называются поллютантами. В настоящее время антропогенные, т.е. возникающие вследствие человеческой деятельности, выбросы по количеству соизмеримы с природными. Среди основных производств, загрязняющих окружающую среду наиболее интенсивно, предприятия, сжигающие топливо в стационарных источниках с целью получения теплоты, и предприятия, генерирующие электроэнергию (ТЭС).

Производство электроэнергии является уникальным по масштабам энергетического и материального обмена с окружающей средой. Потребляя огромные количества первичных ресурсов, теплоэнергетика осваивает лишь около 30% потенциальной энергии топлива и практически не утилизирует материальную массу продуктов сгорания, которая в 4¸5 раз превышает массу исходного топлива.

Ориентировочно производство электроэнергии наносит ущерб окружающей среде, оцениваемый в 4¸6% от себестоимости вырабатываемой энергии.

Среди основных путей охраны окружающей среды от вредного воздействия ТЭС следует отметить применение природосберегающих технологий генерации энергии. К их числу относятся технологии, которые увеличивают коэффициент использования топлива и соответственно уменьшают количество прямых и вторичных загрязнений. К ним относятся энерготехнологические способы использования топлива, позволяющие более полно произвести выделение потенциальных загрязнителей на ранних стадиях использования топлива с их переработкой в товарные виды, последующей реализацией и значительным снижением вследствие этого производственных затрат.

РАЗДЕЛ 1

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА Т-250/300-240.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

Тепловая схема блока Т-250/300-240 выполнена по принципу моноблока "котел-турбина". Котлоагрегат ТГМП-314 прямоточный,однокорпусной Таганрогского котельного завода, паропроизводительностью 1000 м³/ч.

Параметры острого пара перед турбиной: р=23,54 МПа t=540^оС. Параметры промперегрева:

"холодный промперегрев": р=3,819-4,04 МПа t=300 ^оС

"горячий промперегрев": р=3,628-3,819 МПа t=540 ^оС

Общее число отборов турбины -10:

из ЦВД - 2 отбора, из ЦСД 1 - 3 отбора, из ЦСД 2 - 4 отбора, из ЦНД- 1 отбор.

Турбина имеет два теплофикационных регулируемых отбора- верхний: р=0,0587-0,1958 МПа, нижний: р=0,0490-0,1469 МПа.

Система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды из охладителей пара эжекторов (ОЭ), охладителей уплотнений (ОУ), пяти ПНД, деаэратора р=0,68 МПа и трех ПВД.

Подача воды на котел осуществляется группой питательных насосов, состоящей из главного питательного насоса с турбоприводом, расчитанного на 100% нагрузки блока, пускорезервного эл.насоса - 60% нагрузки и группы бустерных насосов для создания необходимого подпора ПТН и предотвращения кавитации.

В ПВД 8 поступает пар первого отбора, в ПВД 7 поступает пар из нитки холодного промперегрева, в ПВД 6 поступает пар четвертого отбора. Все ПВД оборудованы охладителями дренажа.

В качестве привода турбонасоса установлена турбина Р-12-24/6, пар для которой отбирается из третьего отбора. Отработанный пар отводится в ЦСД 2. Часть пара поступает в ПНД 5, на калориферы котла и на подогреватели сырой воды (ПСВ), подпиточной воды (ППВ), деаэратор подпитки теплосети.

Пар для деаэратора подается из пятого отбора, а в случае понидения давления в пятом отборе предусмотрена подача пара четвертым отбором.

Пар на ПНД 3,4 подается из седьмого и восьмого отборов. Пар из восьмого отбора подается еще на ПСГ 2.Пар из девятого отбора подается на ПНД и ПСГ 1. Пар из десятого отбора подается на ПНД 1.В конденсатор турбины поступают конденсат греющего пара ОУ, ПНД 1, ПУ, ОЭ, калориферов котла, ПСВ, ППВ и добавочная вода из ХВО. Конденсат греющего пара ПВД 8,7,6 каскадно сливается в деаэратор. Конденсат ПНД 5 каскадно сливается в ПНД 4, а из ПНД 4 сливным насосом подается в линию основного конденсата за ПНД 4. Конденсат ПНД 3 сливается в ПНД 2, а затем сливным насосом подается в линию основного конденсата за ПНД 2. Конденсат греющего пара ПСГ 1 подаетсяконденсатными насосами в линию основного конденсата через ПНД 3, а конденсат ПСГ 2 через ПНД 4.Конденсатные насосы 2 ступени через ПНД подают основной конденсат в деаэратор, где происходит деаэрация питательной воды. При пусках деаэратор питается паром из общестанционной магистрали 13ата. Для деаэрации на каждом блоке предусмотрена установка деаэраторной головки ДСП-1000, производительностью 1000 т/ч. Из деаэратора вода забирается бустерными насосами, подающими ее в ПТН, и через ПВД подается в парогенератор ТГМП-314.Пар из промежуточных уплотнений турбины подается в ПВД 7, ПНД 5 и ОУ, а пар на уплотнения поступает из деаэратора. Паровоздушная смесь из концевых уплотнений отсасывается в сальниковый подогреватель (СП), а из конденсатора в основные эжектора (ОЭ). В схеме турбоустановки предусмотрена двухступенчатый подогрев сетевой воды в ПСГ 1, ПСГ 2, кроме этого перед ПСГ 1 установлен охладитель пара уплотнений (ОУ).В сетевую установку кроме сетевых подогревателей входят: сетевые насосы первого и второго подъема, подпиточные насосы теплосети, пиковые водогрейные котлы, которые используются в период зимнего отопительного максимума. Подача добавки ХОВ осуществляется в конденсатор, а аварийная добавка подается в линию основного конденсата. Турбина является приводом генератора переменного тока частотой 50 Гц (3000 об/мин), типа ТВВ-300.

РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА С ТУРБИНОЙ Т-250/300-240.

Начальное давление р₀=23,54 МПа

Начальная температура t₀=540 ⁰С

Конечное давление р_к=0,003МПа

Температура питательной воды t_пв=260⁰С

Общее число отборов – 10

Давление промежуточного перегрева пара выбираем исходя из рекомендаций (22, стр. 53).

Принимаем р_пп=3,82 МПа

Потеря давления в линиии промеперегрева р_пп <0,1р_пп.

На основании экплуатационных данных р_пп =0,004р_пп.

р`_пп= 3,85МПа-3,82Мпа×0,04=3,57МПа.

Потеря давления после отсечных клапанов ЦСД₁ согласно эксплуатационных данных составляет 1,6%.

р``_пп = (1-0,016)3,628МПа = 3,57МПа.

ПВД8

Давление первого отбора из ЦВД определяется температурой питательной воды на выходе из подогревателя t_пв=260⁰С. Величина недогрева t_н = 0,53 ⁰С.

Принимаем t_н⁸=3 ⁰С, тогда температура насыщения t`₈=t_пв+t_н⁸=260+3=263 ⁰С.

По таблице Ривкина р`₈= 4,93МПа – давление греющего пара.

Потеря давления в трубопроводе составляет 5-10%; +2% -- в пароохладителе.

Принимаем потерю давления пара в первом отборе турбины р₈= 5,58МПа.

ПВД 7

Отбор пара на ПВД 7 идёт из холодной нитки промперегрева, то есть:

р₇ = 4МПа. Для ПВД7 примем поткрю давления 7,5%, тогда р`₇ = = 4МПа/1,075 = 3,73 МПа.

По аблицам Ривкина t`₇= t`₇-t_н⁷ =246,4 ⁰С – 2,4 ⁰С = 244 ⁰С.

Подогрев питательной вод в ПВД8 составит: t = t_пв-t₇=260-244 ⁰С.

ДЕАЭРАТОР

Давление в деаэраторе р`_д =0,687 МПа (7 кгс/см²).

Температура насыщения деаэратора t`_д = 164,4 ⁰С.

Падение давления р_д = 0,2 МПа.

Запас по давлению – 20%.

р_д= (р`_д + р_д)×1,2 = (0,687 + 0,2)×1,2 = 1,064МПа.

Между деаэратором и ПВД7 находится ПВД6 и ПТН (питательный турбонасос). Выбираем приводную турбину Р-12-24/6 номинальной мощностью 12000 кВт. Номинальные параметры перед стопорным клапаном:

давление р_птн = 2,35 МПа t_птн = 485 ⁰С

противодавление р`_птн = 0,59 МПа.

Повышение температуры питательной воды в ПВД6, ПВД7, ПТН составит: t_тп,6,7 = t`₇-t`_д = 244 ⁰С – 164,4 ⁰С.

ПВД6

Учитывая, что ПВД7 питается паром из холодной нитки промрперегрева, рекомендуется принять в 1,5…1,8 раза подогрев воды в ПВД7 больше, чем в ПВД6. На основании рекомендации имеем:

t`₆ = t`_д + t_тп,6,7/(1+1.6) =166.4+79.3/(1+1.6) = 197 ⁰С.

Принимаем недогрев в ПВД6 t_н⁶ = 3 ⁰С, тогда t₆ = t`₆ + t_н⁶ = 197 + 3 = 200 ⁰С.

По таблицам Ривкина р`₆= 1,56 МПа.

Учитывая потерю давления (8%), получим: р₆ = 1,56×1,08 = 1,69МПа.

Таким образом выбор давления отборов 3 и 6, а также конечного давления для ЦСД1 определяется параметрами выбранной турбины для ПТН; отбор 5 определяется выбором деаэратора, а отбор 4 обуславловлен рассчмтанным давлением в ПВД6.

Параметры ЦСД2 определены конструктивно и соответствуют: на входе р_н^ЦСД2 = 0,54 МПа , на выходе р_к^ЦСД2 = 0,05 МПа.

При этом принимаем потери давления в трубопроводе ПТН5 – 9%, откуда: р_н^ЦСД2 = р`₅ = р₅/1,09, р₅ соответсвует давлению в 6 отборе, т.е. р_н^ЦСД2 = р`₅ = 0,59/1,09 = 0,54 МПа.

Рапаметры пара в отборах 7 и 8 определяем погеометрической прогрессии: р`₅/р`₄ = р`₄/р`₃ = р`₃/р`₂ @2, откуда р`₄ = 0,22МПа, р`₃ = 0,1МПа, где р`₄ -- давление в 7 отборе, р`₃ – давление в 8 отборе, а р`₂ – давление на выходе из ЦСД2 и соответствует 9 отбору.

ПНД5, ПНД4, ПНД3, ПНД2.

Падение давления греющего пара всех ПНД примем 5%, недогрев t = 3 ⁰С.

Все данные с учётом принятых выше, а также из таблиц Ривкина занесены далее в таблицу №1.

ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ

Т-250/300-240 на h-s диаграмме.

Теплоперепад в ЦВД1

Параметры свежего пара перед турбиной (т.0)

р_о= 23,54 МПа h_о= 3324,8 кДж/кг t_о= 540 ^оС

Параметры пара за регулирующим клапаном (т.0^')

р = 22,32 МПа h= 3324,8 кДж/кг t= 536 °С

Параметры пара за ЦВД (т.2)

h=0,825(КПД) - принимаем

р= 4,014 МПа t= 300 ^оС h= 2964,4 кДж/кг

Адиабатический перепад в ЦВД

h_а=2866,6 кДж/кг (h-s диаграмма)

Н = h_о-h_а = 3324,8 - 2866,6 = 458,2 кДж/кг

Действительный теплоперепад в ЦВД

Н= Н. h = 458,2 × 0,825 = 378 кДж/кг

Теплоперепад в ЦСД 1

Параметры пара перед ЦСД 1 (т.2^*)

р= 3,628 МПа t = 540 ^оС h = 3542,6 кДж/кг

Параметры пара за отсечными клапанами (т.2^')

р = 3,57 МПа t = 537 ^оС h= 3542,6 кДж/кг

Адиабатический теплоперепад в ЦСД 1

h = 2976 кДж/кг

Н = h - h = 3542,6 - 2976 = 566,6 кДж/кг

Действительный теплоперепад в ЦСД 1 (т.6)

h = 0,8659(КПД)

Н= Н × h = 566,6 . 0,8659 = 490 кДж/кг

Теплоперепад в турбоприводе ПТН

Параметры пара перед ПТН (т.3)

р = 2,35 МПа t = 485 ^оС h = 3427,4 кДж/кг

Давление пара за регулирующими клапанами

р= 2,18 МПа

Давление пара за турбоприводом (т.6тп)

р = 6 ата = 0,59 МПа

Адиабатический теплоперепад в турбоприводе

h= 3046,1 кДж/кг

Н= h - h = 3427,4 - 3046,1 = 381,3 кДж/кг

Действительный теплоперепад в турбоприводе

h = 0,76 (заводские данные турбины)

Н= Н×h = 381,3 × 0,76 = 289,8 кДж/кг

Параметры пара за турбоприводом (т.6тп)

р = 0,59 МПа t = 335 ^оС h = 3138,3 кДж/кг

Теплоперепад в ЦСД 2

Параметры пара перед ЦСД 2 (т.6^' )

р= 0,54 МПа t = 305 ^оС h = 3071,3 кДж/кг

Параметры пара за ЦСД 2 (т.9)

р = 0,054 МПа t = 101 ^оС h = 2673,2 кДж/кг

Адиабатический теплоперепад в ЦСД 2

h= 2602 кДж/кг (h-s диаграмма)

Н = h - h = 3071,3 - 2602 = 469,3 кДж/кг

Действительный теплоперепад в ЦСД 2

h= 0,848

Н=H×h = 469,3 × 0,848 = 398,1 кДж/кг

Теплоперепад в ЦНД

Параметры пара перед ЦНД (т.9^')

р= 0,049 MПа t = 100 ^оС h= 2673,2 кДж/кг

Параметры пара на выходе из ЦНД (т.К)

р_к = 0,034 МПа t_к = 113,1 ^оС h_к = 2673,2 кДж/кг

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА И КОНДЕНСАТА ОТБОРОВ.

Данные расчета построение процесса в h-s диагр. сводим в таблицу №1

таблица № 1

№п/п	Точ-ка		Пар в отборах			Пар и конденсат			Питательная вода основного конденсата
№п/п	Точ-ка		Р,МПа	t, ⁰С	h,кДж/кг	Р`,МПа	t`, ⁰С	`t_н,кДж/кг_{_}	Р_в,МПа	t_п, ⁰С	`t_п,кДж/кг
1	0	-	23,54	540	3325	-	-	-	-	-	-
2	0^`	-	22,32	536	3325	-	-	-	-	-	-
3	1	ПВД8	5,58	330	3034	4,93	263	1150	-	260	1135
4	2	ПВД7	4,01	300	2964	3,73	246	1064	-	244	1056,8
5	2`	-	3,62	540	3543	-	-	-	-	-	-
6	2``	-	3,57	537	3542	-	-	-	-	-	-
7	3	ПТН	235	485	3427	-	-	-	-	-	-
8	3_тп	-	2,18	485	3427	-	-	-	-	-	-
9	4	ПВД6	1,69	428	3335	1,56	200	855	-	197	805
10	5	Д_7ата	1,0	360	3197	0,69	164	694	-	164	693,8
11	6	ПНД5	0,54	290	3063	0,53	156	658	-	153	645,3
12	6`	-	0,54	305	3071	-	-	-	-	-	-
13	6_тп	-	0,59	335	3138	-	-	-	-	-	-
14	7	ПНД4	0,22	210	2904	0,21	125,5	528	-	123	515,4
15	8	ПНД3	0,1	144	2765	0,1	97,5	409,4	-	94,5	396,8
16	9	ПНД2	0,05	100	2673	0,05	81,5	341,5	-	78,5	329
17	К	К	0,003	130	2673	0,003	27	113,6	-	27	113,6

р - давление пара в отборе турбины

р' - давление пара в подогревателе

h - энтальпия пара в камере отбора

t_н - энтальпия пара при насыщении

р_в - давление питательной воды

t_п - энтальпия питательной воды

t_п - температура питательной воды
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА.

Расчет подпиточного узла и теплофикационной установки.

Для восполнения потерь пара и конденсата на ТЭЦ устанавливаются подогреватели сырой воды ПСВ, в которые поступает природная вода из водоема с t = 5 ^оС. Греющим паром для ПСВ служит пар из выхлопа ПТН с параметрами: р = 1,2 ата = 0,1175 МПа , t = 250^оС , h = 2974,9 кДж/кг , который также поступает на подогреватели подпиточной воды ППВ.

ПСВ, ППВ, Д-1,2ата предназначены для восполнения потерь, подогрева и деаэрации подпиточной воды теплосети. Принимаем потери в теплосети 1,5 % от расхода сетевой воды. Расход в теплосети сетевой воды состовляет 1500 кг/с = 5400 т/ч. Расчет ведем для температуры наружного воздуха -- 5 ^оС.

Тепловая нагрузка бойлеров составляет

344 гКал/ч=1441,4 гДж/ч

Определим потери в теплосети

D_п=5400×0,015=81 т/ч

Предварительно оценим

D_о=266,67кг/с=960 т/ч a_о=1

отсюда

a_св= D_св/D_о= 5400/960=5,625

a_п= D_п/D_о=81/960=0,0844

Принимаем потери пара и конденсата

a_пот= a_хов=0,02

Баланс ПСВ

a_псв,. h_псв = 2974,9 кДж/кг

в конденсатор

` t₁ = 21 кДж/кг ` t₂ = 138,3 кДж/кг ` t = 435,8 кДж/кг

a_псв×(h_псв - `t)×КПД =(a_хов + a_п)×( ` t₂ - ` t₁)×к, где к = 1,2 – коэффициент собственных нужд ХОВ.

a_псв = (a_хов + a_п)×( ` t₂ - ` t₁)×к/(h_псв - `t)×КПД =

= (0,02-0,084)×(138,3-21)×1,2/(2974,9-435,8)×0,98 = 0,0059

Баланс ППВ

В конденсатор

`t₁ = 138,3 кДж/кг a_п = 0,0844 a^д1,2= 0,0015

h_ппв = 2974,9 кДж/кг `t₂ = 398,1 кДж/кг `t = 435,8 кДж/КГ

h_вых = 2684,5 кДж/кг a_вып = 0,002

a_ппв(h_ппв -`t )×КПД = (a_п - a^д1,2)×( `t₂ -`t₁)

a_ппв =(a_п -a^д1,2)×( `t₂ -`t₁)/(h_{пв -}`t )КПД = (0,084 - a^д1,2)(398,1 – 138,3)/

/(2974,9 – 435,8)0,98 = 0,88 – 0,1044a^д1,2

Баланс деаэратора Д 1,2 ата.

Примем КПД деаэратора 0,995

(a_п - a^д1,2)t₂ + a^д1,2 × h_ппв×КПД = a_п`t + a_выпh_вып

h_вып – энтальпия выпара при 1,2ата = 2684,5 кДж/кг

a_вып – выпар Д1,2ата – принимаем 0,0002

(0,0844 - a^д1,2)398,1 + (a^д1,22974,9×0,995) = 0,0844×435,8 + 0,0002×2684.5, откуда: a^д1,2 = 0,0015

a_ппв = 0,0088 – 0,1044a^д1,2 = 0,0088 – 0,1044×0,0015 = 0,0086

Расчёт теплофикационной установки

При температуре наружного воздуха - 5 ⁰С, a_т = 0,6 и КПД_псг = 0,98. Принимаем температурный напор ПСГ 4,0 ⁰С. Принимая потерю давления в отборах 9%, составляем характеристику сетевых подогревателей.

`t_вх = 139,5 кДж/кг h_оу = 3183,1 кДж/кг a_п = 0,00844

`t_п = 435,8 кДж/кг h₉ = 2673,2 кДж/кг a_оу = 0,0035

`t₁ = 324,7 кДж/кг h₈ = 2765,4 кДж/кг

t₂ = 393,9 кДж/кг

таблица №2

Наименование	Обозначе-ние	размер-ность	ПСГ- 1	ПСГ- 2
ГРЕЮЩИЙ ПАР
Давление в отборе	Р	МПа	0,0545	0,0979
Давление подогревателя	Р`	МПа	0,0499	0,0891
Температура пара	T	⁰С	100	144
Энтальпия пара	H	кДж/кг	2673,2	2765,4
КОНДЕНСАТ ГРЕЮЩЕГО ПАРА
Температура насыщения	t_н	⁰С	81,4	97,5
Энтальпия насыщения	`t_н	КДж/кг	341,5	409,4
СЕТЕВАЯ ВОДА
Температура на входе	t_вх	⁰С	34,8	77,4
Энтальпия на входе	`t_вх	КДж/кг	145,8	324,7
Температура на выходе	t_вых	⁰С	77,4	93,5
Энтальпия на выходе	`t_вых	кДж/кг	324,5	393,9

Баланс точки смешивания

(a_св - a_п)`t_вх + a_п×`t_п = a_св × `t_{оу вх}, откуда:

`t_{оу вх} =`t_вх × a_п×`t_вх/a_св + a_п×`t_п/a_св

`t_{оу вх} =33,3–0,0844×139,5/5,625 + 0,0844×435,8/5,625 = 144,1 кДж/кг

Баланс ОУ

a_оу = 0,0035 – принимаем

`t_{оу вых} = `t_{оу вх} + a_оу×(h_оу - `t )×КПД/a_св

`t_{оу вых} = 144,1 + 0,0035(3183,1 – 167,6)0,98/5,625 = 145,8 кДж/кг

Баланс ПСГ – 1

a₉^ПСГ1 = a_св×(`t₁ -`t_{оу вых})/(h₉ -`t )×КПД

a₉^ПСГ1 = 5,625×(324,7 – 145,8)/(2673,2 – 341,5)×0,98 = 0,4404

Баланс ПСГ – 2

a₈^ПСГ2 = a_св(`t₂ -`t₁)/(h₈ -`t )КПД

a₉^ПСГ1 = 5,625×(393,9 – 324,7)/(2765,4 – 409,4)×0,98 = 0,1686

Расчёт системы регенерации блока

Составим таблицу параметром питательной воды на основании таблицы №1 и h – s диаграммы процесса. КПД подпгревателей смешивающего типа принимаем 0.995, а померхностного 0,98.

таблица № 3

Подогреватель	t_пв, ⁰C	`t_пв, кДж/кг
ПВД – 8	260	1135
ПВД – 7	244	1056,8
ПВД – 6	197	805
Д – 7ата	164	693,8
ПНД – 5	153	636
ПНД – 4	123	515,4
ПНД – 3	94,5	396,8
ПНД – 2	78,5	329

Расход питательной воды блока

a_пв = a₀ + a_ут + a^шт_упл = 1 + 0,02 + 0,001 = 1,03

a_ут = 2% - потери пара и конденсата внутри станции

a^шт_упл = 1% - потери пара и конденсата через штоки клапанов

Распределение пара из уплотнений на подогреватели.

a^д_упл = 0,004 – пар на уплотнения из деаэратора

a⁵_у, a⁷_у, a^пу_у, a^оу_у = 0,0035

Баланс уплотнений

a^шт_упл + a^д_упл = a⁷_у + a⁵_у + a^пу_у + a^оу_у

0,01 + 0,04 = 0,0035*4

0,014 = 0,014

Энтальпия пара из уплотнений:

h⁷_у = 3142,5 кДж/кг h^пу_у = 2764,1 кДж/кг

h⁵_у = 3301,7 кДж/кг h^оу_у = 2764,1 кДж/кг

Баланс ПВД – 8

a_пв = 1,03

`t₂ = 1135 кДж/кг `t_пв1 = 1056,8 кДж/кг

`t_к1 = 1150 кДж/кг h₁ = 3034 кДж/кг

a₁(h₁ -`t_к1)КПД = a_пв(`t₂ - `t_пв1)

a₁ = a_пв(`t₂ -`t_пв1)/(h₁ -`t_к1)КПД

a₁ = 1,03(1135 – 1056,8)/(3034 – 1150)0,98 = 0,0436

Баланс ПВД7

a_пв = 1,03 a₁ = 0,0436 a⁷_у = 0,0035

`t₂ = 1056,8 кДж/кг `t_к1 = 1150 кДж/кг `t_к2 = 1064 кДж/кг

`t₁ = 805 кДж/кг h⁷_у = 3142,5 кДж/кг h₂ = 2964 кДж/кг

[a₂(h₂ -`t_к2) + a⁷_у(h⁷_у -`t_к)]КПД = a_пв(`t₂ -`t₁)

a_{2 =}[a_пв(`t_{2 -}`t₁) - [a⁷_у(h⁷_у -`t_к2) + a₁(`t_к1 -`t_к2)]КПД]/(h₂ -`t_к2)КПД

a₂ = [1,03(1056,8 – 805) –[ 0,0035(3142,5 – 1064)+0,0436(1150 – 1064)]0,98]/

/(2964 – 1064)0,98 + 0,1335

Повышение энтальпии питательной волы в ПТН и расход пара на его привод.

h = 3138 кДж/кг h₃ = 3427 кДж/кг `t_д = 694,3 кДж/кг

h_а = 10⁴V_сп(Р_н – Р_в)/427 = 10⁴ × 4,19 × 300/427 = 32,3 кДж/кг

h_i = h_а/(КПД_н - КПД_i) = 32,3/(0,845×0,98) = 39,0 кДж/кг

V_ср = 0,0011 кг/м³ – средний удельный объём воды

Р_н – Р_в – разность давлений напорв и всаса

КПД_н = 0,98 – механический КПД насоса

КПД_i = 0,845 – внутренний КПД насоса

Энтальпия питательной воды после ПТН:

`t _ПТН=`t_д +h_i= 694,3 + 39,0 = 733,3 кДж/кг.

Расход пара на турбопривод ПТН

a₃ = a_пвh_i/(h₃ - h)КПД_н = 1,03 * 39,0/(3427 – 3138)0,98 = 0,1417

Баланс ПВД6

a_пв = 1,03 `t_к2 = 1064 кДж/кг `t_ПТН = 733,3кДж/кг

`t_пв = 805кДж/кг `t_к4= 855кДж/кг h₄ = 3335кДж/кг

[a₄(h_{4 -}`t_к4) + (a₁ + a₂ + a⁷_у)( `t_к2 +`t_к4)]КПД = a_пв(`t_пв +`t_ПТН)

a₄ = [a_пв(`t_пв +`t_ПТН)-[(a₁ + a₂ + a⁷_у)( `t_к2 +`t_к4)]КПД]/[(h₄ -`t_к4)КПД]

a₄ = [1,03(805 – 733,3)[(0,0436 + 0,1335 + 0,035)(1064 – 855)]0,98]/

/[(3335 – 855)0,98] = 0,0125

Балапн деаэтора 7ата

Принимаем: a_вып = 0,02

a^д_упл + a^д_оэ + a^д_оу = 0,007 h_вып = 2764,1кДж/кг при р = 0,685МПа

= 0,0125 + 0,0436 + 0,01335 = 0,1896

a_вып = 0,002 a_пв= 1,03 a^д_упл + a^д_оэ + a^д_пу = 0,007 = 0,04896

`t_к = 855кДж/кг `t_д = 694 кДж/кг `t_пв = 645,3кДж/кг

h_вып = 2764,1кДж/кг h₅ = 3197кДж/кг

Материальный баланс деаэратора:

a_пв+ a^д_упл + a^д_оэ + a^д_пу + a_вып = + a_{ок 6} + a₅

1,03 + 0,007 + 0,002 = 0,1896 + a_{ок 6} + a₅

a₅= 0,8454 -a_{ок 6}

Тепловой баланс деаэратора:

a₅h₅КПД + `t_к + a_{ок 6}`t_пв6= (a^д_упл + a^д_оэ + a^д_пу + a_вып)h_выпa_пв`t_д

(0,8454 -a_ок ₆)3197×0,995 + 0,1854×855 + a_ок ₆×636 =

= (0,007 + 0,002)2764,1 + 1,03×694

a_ок ₆ = 0,8347 a₅ = 0,8454 – 0,8354 = 0,014

Баланс ПНД-5 и точки смешивания С₁.

a⁵_у = 0,0035 h⁵_у = 3301,7кДж/кг h^тн₆ = 3138кДж/кг

a_{ок 6} = 0,8354 `t_пв1 = 645,3кДж/кг `t_к6 = 658 кДж/кг

`t_пв2 = 532,1кДж/кг `t_к7 = 528кДж/кг

[a₆(h^тн₆ -`t_к6) + a⁵_у(h⁵_у -`t_к6)]КПД =a_{ок 7}(`t_пв1-`t_пв2) + (a₆ + a⁵_у + a₇)(`t_пв1-`t_к7)

a_{ок 7}=a_ок6 -(a₆ + a⁵_у + a₇)=0,8354 – 0,0035-(a₆ + a₇) = 0,8319-(a₆+ a₇)

Выразим уравнение через a₆ и a₇:

a₆0,98(3138 - 658) + 0,09×0,0035(3301,7 - 658) =

= [0,8319 - (a₆ + a₇)](645,3 – 532,1) + (a₆ + 0,0035 + a₇)×(645,3 - 528)

a₆ = 0,0407 – 0,0051a₇

Баланс ПНД-4 и точки смешивания С₂.

h₇ = 2904кДж/кг a_псг2 = 0,1684

`t_к6 = 658кДж/кг `t_к^псг2 = 409,4кДж/кг `t_к7 = 528кДж/кг

`t_пв1 = 396,8кДж/кг `t_пв2 = 515,4кДж/кг

[КПД[a₇(h₇-`t_к7)+(a₆+a⁵_у)( `t_к6 +`t_к7)]]/[a_ок8(`t_пв2+`t_пв1) + a_псг2(`t_пв2 +`t_к^псг2)]

a_{ок 8} = a_{ок 7} - a_псг = [0,8319 – (a₆ +a₇)] - 0,1684

a_{ок 8}= 0,6635 –(a₆ + a₇)

a₇(2904 - 528)0,98 + (a₆ + 0,0035)(658 - 528)0,98 =

=[0,6635 – (a₆ + a₇)](515,4 – 396,8) + 0,1684(515,4 – 409,4)

a₆ = 0,3908 – 9,9516a₇

решаем совместное уравнение:

9,9516a₇ = 0,005a₇ + 0,3501

a₇ =0,0352

a₆ = 0,3908 – 9,9516*0,0352 = 0,0405

a_{ок 8} = 0,6635 –(a₆ + a₇) = 0,6636 – (0,0405 + 0,0352) = 0,5878

a_{ок 7} = 0,8319 - (a₆ + a₇) = 0,8319 – (0,0405 + 0,0352) = 0,7562

Баланс ПНД-3 и точки смешиавния С₃_.

h₈ = 2763кДж/кг a_{ок 8} = 0,5878 a_псг1 = 0,4404

`t_пв1 = 329 кДж/кг `t_пв2 = 396,8кДж/кг `t_к8 = 409,4кДж/кг

`t_к^псг1 = `t_к9 = 341,5кДж/кг

a₈(h₈ -`t_к8)КПД = (a₈ + a₉ + a_псг1)(`t_пв2 +`t_к9) + a_ок9 (`t_пв2 -`t_пв1)

a_ок9 = a_ок8 - a_псг1 –(a₈ + a₉) = 0,5878 – 0,4404 – (a₈ + a₉)

a₈(2763 – 409,4)0,98 = (a₈ + a₉+0,4404)(396,8 - 34105)+(0,1478-a₈ - -a₉)(396,8 – 341,5)

a₈ = 0,01478 – 0,00524a₉

Баланс ПНД-2

h₉ = 2673кДж/кг `t_к8 = 409кДж/кг `t_пв = 329кДж/кг

`t_к9 = 34105кДж/кг `t_пу = 272,4кДж/кг

a₉(h₉ -`t_ку)КПД + a₈(`t_к8 -`t_к9)КПД = a_ок9(`t_пв -`t_пу)

a₉(2673 –341,5)098+a₈(409,4 – 341,5)0,98 = (0,1474 - a₈ - a₉)(329 – 272,4)

a₉ = 0,00359 – 0,05273a₈

a₉ = 0,00359 – 0,05273(0,01478 – 0,00524a₉), откуда a₉ = 0,0028

a₈ = 0,01478 – 0,00524a₉

a₈ = 0,01478 – 0,00524×0,0028

a₈ = 0,0148

a_{ок 9} = 0,1474 - (a₈ + a₉) = 0,0148 - 0,0028 = 0,1298

В режиме с полностью загруженными теплофикационными отборами ПНД-1 отключен.

Точка смешивания на выхлопе ПТН.

Сставим материальный баланс точки смешивания.

a^* + a_ппв + a_д1,2 + a₆ + a_псв = a₃ + a_у⁵

a^* = a₃ + a_у⁵ - a_ппв - a_д1,2 - a₆ - a_псв = 0,1417 +0,0035–0,0086–0,0405= 0,0902

находим энтальпию смеси:

a₃h₃ + a_у⁵h_у⁵ = (a₃ + a_у⁵)h^*

h^*=(a₃h₃+a_у⁵h_у⁵)/(a₃+a_у⁵)=(0,1417×3138+0,0035×3301,7)/(0,1417+ +0,0035) = 3138 кДж/кг

определим расход пара из ЦСД-1 в ЦСД-2

a_ЦСД2 = a₀ - a_пу - a_оу - a_у⁷ - a_у⁵ - a^д_упл - a₁ - a₂- a₃ - a₄ - a₅

a_ЦСД2 = 1- 4×0,0035 – 0,0436 – 0,01335 – 0,1417 –0,0125–0,014 = 0,6367

энтальпия смеси на входе в ЦСД2

a_цсд2h_цсд2 + a^*h^* = (a_цсд2 + a^*)h_см

h_см = (a_цсд2h_цсд2 + a^*h^*)/(a_цсд2 + a^*) = (0,6367×3063 + + 0,0902×3138)/(0,6367 + 0,0912) = 3072,18кДж/кг

Полученная энтальпия примерно соответствует принятой (h_см = 3071кДж/кг (таб.№1)) при построении процесса расширения пара в h – s диаграмме.

Расход пара в конденсатор.

a_к^п = a_цсд2 + a^* - a₇- a₈ - a₉ - a_псг1 - a_псг2

a_к^п = 0,6367+0,0902–0,0352–0,01488–0,0028–0,4404–0,1686 = 0,0651

Вычислим расход пара в конденсатосборник:

a_к^п = a_{ок 9} - a_псв - a_ппв - a^д_оэ - a_пу- a_{оу -}a_хов; a_хов = 0,02

a_к^п = 0,1298- 0,0086-0,059-0,02-0,0019-0,0035*2 = 0,0639

Погрешность сведения материального баланса:

d_a_к = [ (0,0651 – 0,0639)/0,0651 ] 100% = 0,84%< 1%.

Баланс ПУ.

`t_пу = 272,4кДж/кг `t_оэ = 209,5кДж/кг a_пу = 0,0035

a_{ок 9}= 0,1298 h^д = 2764,1кДж/кг h_пу = 2764,1кДж/кг

a^д_пу (h^д -`t_к)КПД + a_пу(h_пу -`t_к)КПД = a_{ок 9}(`t_пу -`t_оэ)

a^д_пу= [a_{ок 9}(`t_пу -`t_оэ) - a_пу(h_пу -`t_к)КПД]/(h^д -`t_к)КПД

a^д_пу=[0,1298(272,4-209,5)–0,035(2764,1-196,9)0,98]/(2764,1- -96,9)0,98=0,0041

Определим расход пара из деаэратора на эжектор:

a^д_оэ = (a^д_упл + a ^д_оэ + a^д_пу) - a^д_пу - a_упл

a^д_оэ = 0,007 – 0,004 – 0,001 = 0,0019

Баланс эжектора

a^д_оэ = 0,0019 a_ок
9= 0,1298 h^д = 2764,1кДж/кг

`t_оэ = 209,5кДж/кг `t_к = 435,8кДж/кг

a^д_оэ (h^д-`t_к)КПД = a_{ок 9}(`t_оэ-`t_боу)

a^д_оэ = a_{ок 9}(`t_оэ-`t_боу)/ (h^д-`t_к)КПД

00019 = 0,1298(209,5-`t_боу)/(2764,0 – 435,8)0,98

33,52 = 209,5 -`t_боу , откуда

`t_боу = 209,5 – 33,52 = 176кДж/кг

Расчёт конденсаторной установки

a_к = 0,00651 h_к = 2673,2кДж/кг `t_н = 113,1кДж/кг

t_цв^вых = 100,6кДж/кг t_цв^вх = 41,9кДж/кг

Баланс конденсатосборника

a_к`t_н + a_оу`t_к + (a_псв + a_ппв + a_оэ)`t + a_хов`t_хов + a_пу`t_пу= a_{ок 9}`t_боу

0,0651×113,1 + 0,0035×167,7 = (0,0059 + 0,0086 + 0,0019)×435,8 +

+0,02×138,2 + 0,035×196,9 = 0,1298`t_боу

`t_боу = 173,9кДж/кг,что близко сходится вычисленной в балансе эжектора `t_боу = 176,0кДж/кг

Баланс конденсатора

a_цв = [a_к(h_к -`t_н)КПД]/(`t_цв^вых -`t_цв^вх)

a_цв = 0,0651(2673 – 113,1)0,98/(100,6 – 41,9) = 2,782

Кратность охлаждения составит:

m = a_цв/a_к = 2,782/0,0651 = 42,74 кг воды на кг пара.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ БАЛАНС И РАСХОД ПАРА В СХЕМЕ БЛОКА.

Расход пара по отсекам:

таблица № 4

Отсек	Формула	Расход,a_i	Н_i	H_ia_i
0`-1	a₀	1,01	291,205	291,205
1-2	a₀-a₁-a_y⁷-a_y⁵ = 1.01-0.0436-0.0035-0.0035	0,9594	69,135	66,328
2``- 3	a_1-2-a₂-a_y^пу-a_у^оу-a^д_упл = 0,9594-0,1335-0,004-0,07+0,084	0,8439	115,225	97,24
3-4	a_2``-3-a₃ = 0,8439 – 0,1417	0,7022	92,18	64,73
4-5	a_3-4 - a₄ = 0,7022 – 0,0125	0,6897	138,27	95,365
5-6	a_4-5-a₅ = 0,6897 – 0,014	0,6757	134,08	90,597
6-7	a_5-6 + a^* = 0,6757 + 0,902	0,7659	167,6	128,36
7-8	a_6-7 - a₇= 0,7659 – 0,0352	0,7307	138,27	101,03
8-9	a_7-8-a₈-a_псг1-a_псг2 = 0,7307 – 0,0148 – 0,1688- 0,4404	0,1067	92,18	9,83

А = =948кДж/кг

Расход пара на турбину перед соплами регулирующей ступени:

Д₀ =

Д₀ = 267,998 кг/с = 964,8 т/ч, принимаем Д₀ = 960 т/ч.

Удельный расход пара на турбину:

a₀ = Д₀/W_э = 960/250 = 3,84 кг/кВт×ч

Величины пара, воды, конденсата в схеме блока Т – 250 /300 – 240 сводим в таблицу:

таблица № 5.

№ п/п	Наименование		Обозна-чение	Величина	Расход кг/с	Расход т/ч
1	2		3	4	5	6
2	Расход пара на турбину		a_о	1,0000	266,667	960
3	Расход питательной воды		a_пв	1,030	274,667	988,8
4	Расход пара на промперегрев		a_пп	0,8319	221,667	798
5	Расход основного конденсата(за ПНД-5)		a_{ок 6}	0,8347	222,587	801,3
6	Расход основного конденсата(за ПНД-3)		a_{ок 8}	0,5878	156,75	564,3
7	Расход основного конденсата(за ПНД-2)		a_{ок 9}	0,1298	34,611	124,6
8	Расход пара в конденсатор		a_к	0,0651	17,36	62,5
9	Расход греющего пара на ПВД-8		a₁	0,0436	11,627	41,86
10	Расход греющего пара на ПВД-7		a₂	0,1335	35,6	128,16
11	Расход пара на привод ПТН		a₃	0,1417	37,778	136,0
12	Расход греющего пара на ПВД-6		a₄	0,0125	3,33	12,0
13	Расход греющего пара на Д-7ата		a₅	0,014	3,73	13,44
14	Расход греющего пара на ПНД-5		a₆	0,0405	10,806	38,9
1	2		3	4	5	6
15	Расход пара с выхлопа ПТН в ЦСД-2		a^*	0,0902	24,053	86,60
16	Расход пара из ЦСД-1 в ЦСД-2		a_цсд2	0,6367	169,79	611,23
17	Расход греющего пара на ПНД-4		a₇	0,0352	9,389	33,8
18	Расход греющего пара на ПНД-3		a₈	0,0148	3,917	14,1
19	Расход греющего пара на ПНД-2		a₉	0,0028	0,75	2,7
20	Расход греющего пара на ПСГ-1		a_псг1	0,4404	117,444	422,8
21	Расход греющего пара на ПСГ-2		a_псг2	0,1684	44,917	161,7
22	Расход греющего пара на ХВО		a_хво	0,02	5,333	19,2
23	Расход пара из уплотнений на ОУ		a_оу	0,0035	0,944	3,4
24	Расход пара из уплотнений на ПУ		aпу	0,0035	0,944	3,4
25	Расход пара из Д-7ата на ОЭ		a^д_оэ	0,0019	0,5	1,8
26	Расход пара из Д-7ата на ПУ		a^д_пу	0,0011	0,306	1,1
27	Расход пара из уплотнений на ПВД-7		a_у7	0,0035	0,944	3,4
28	Расход пара из уплотнений на ПНД-5		a_у5	0,0035	0,944	3,4
29	Расход пара из Д-7ата на уплотнения		a^д_упл	0,004	1,056	3,8
1	2		3	4	5	6
30	Расход утечек во всей схеме блока		a_ут	0,02	5,333	19,2
31	Расход утечек пара через штоки клапанов		a^шт_ут	0,01	2,667	9,6
32	Расход греющего пара на Д-1,2ата		aд1,2	0,0015	0,389	1,4
33	Расход выпара Д	7ата	a^вып _д7	0,002	0,528	1,9
34	Расход выпара Д	1,2ата	a^вып_д1,2	0,0002	0,056	0,2
35	Расход сетевой воды		a_св	5,625	1500,0	5400,0
36	Расход подпитки потерь теплосети		a_п	0,0844	22,5	81,0
37	Расход цирк. воды через конденсатор		a_цв	2,782	741,87	2670,8
38	Расход греющего пара ПСВ		a_псв	0,0059	1,583	5,7
39	Расход греющего пара ППВ		a_ппв	0,0086	2,306	8,3
40	Расход дренажей ПВД в Д-7ата		a_пвд	0,1896	50,56	182,016
41	Расход основного конденсата за ПНД-4		a_ок7	0,7562	201,667	728

РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС

Полный расход тепла на турбоустановку :

Q_совм. = Д₀×(h₀-`t_пв) + Д_пп×(h`_пп - h_пп) = 266,67×(3324,8-1148,1) + + 221,667×(3542,6 – 2994,4) = 708,627 МВт.

Мощность привода ПТН:

N_птн = Д_птн×Dh_i = 276,67×0,1417×(3427-3138) = 11,37 МВт.

Суммарная мощность турбин Т-250/300-240 и Р-12-24/6

N = N_э+ N_птн = 250+11,37 = 261,37 МВт.

Расход тепла на отопление:

Q_п = [Д_псг1×(h₉ -`t₉) + Д_псг2×(h₈ -`t₈) +Д_оу×(h_оу -`t_оу)]×h =

=[117,44×(2673,2-341,5)+44,917× (2765,4-409,4)+0,944×(3183,4-167,6)]×0,98=

= 404,42 МВт, где h = 0,98 – КПД производства тепла.

На выработку электроэнергии расход тепла:

Q_э = Q_совм – Q_п = 708,627 – 404,42 = 304,207 МВт.

Экономия теплоты:

DQ = Q_разд – Q_совм = Q_п×(1-x), где x - коэффициент ценности теплоты.

Коэффициент недовыработки

у_п=

= 0,47.

x = у_п×(h₀ -`t)/(h_п -`t_k) = 1,97 ,откуда

DQ = 404.42×(1 – 0.47×1.97) = 37,93 МВт

Согласно методик, предложенных ОАО «Фирмы ОРГРЭС» рассчитаем коэффициент К_э .

К_э =

Количество тепла, получаемое от котла:

Q_пе = Д_пв×(h₀-`t_пв) + Д_пп×(h``_пп - h`_пп) =

= 268×(3324,8 - 1149) + 226,63×(3542,6-2964,4) = 726 МВт.

КПД транспорта тепла

h_тр = = 708,6/726 = 0,976

Внутренний КПД турбины по производству электроэнергии, включая ПТН:

h_N^брутто = N/Q_э = 261,37/304,207 = 0,893

Внутренний КПД турбины по производству электроэнергии, исключая ПТН:

h_N^нетто = N_э/Q_э = 250/304,2 = 0,843

Удельный расход тепла на производтво электроэнергии:

q_{т,нетто} = 1/h_N^нетто = 1/0.843 = 1.186

Коэффициент, характеризующий отношение полного расхода топлива энергетическими котлами при раздельном производстве тепла и электроэнергии:

К_отр(к) = ,

тогда удельный расход топлива на производство 1кВт×ч:

в_э= (q_{т,нетто}× К_отр(к))/( h_{к,нетто}×h_тр) = 1,186×1,039/(0,843×0,976) =1,497

Коэффициент, учитывающий увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при переходе от комбинированного к раздельному производству электроэнергии и тепла:

К_отр(т) = (Q_э + DQ)/Q_э = 1,085

в_т= 1/(h_{к,нетто}×h_тр× К_отр(т)) = 1/(0,843×0,976×1,085) = 1,12

КПД ТЭС припроизводстве электроэнергии :

h= h^э_ту×h_тр×h_ку = 0,843×0,976×0,945 = 0,791

В_тэц =123/h=123/0,791 = 155,5 кг/ккал = 37,11г/МДж

Расход топлива на производство электроэнергии:

В_э = В_тэц×К_э = 37,11×0,458 =17 г/МДж

Расход топлива на производство тепла:

В_т = В_тэц×(1 - К_э) = 20,4 г/МДж.

ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ.

Турбоагрегат.

В соответствии с заданием на ТЭЦ устанавливается турбоагрегат Т-250/300-240 с частотой вращения n=50 с-1. Номинальная мощность Рэ=250 МВт. Максимальная мощность при конденсационном режиме Рэ=300 МВт. Номинальный расход пара через турбину D=954 т/ч. Турбина имеет двухступенчатый отопительный отбор. Давление пара в верхнем отборе состовляет 59-196 кПа, а в нижнем 49-147кПа. Номинальная тепловая нагрузка 1380 кДж/ч. Максимальная температура подогрева сетевой воды t_св=120 ^оС. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов для регенеративного подогрева питательной воды. Турбина имеет четыре цилиндра: ЦВД, ЦСД-1, ЦСД-2, ЦНД.

Котлоагрегат.

В соответствии с расчетом тепловой схемы по максимальному пропуску острого пара через турбину с учетом собственных нужд и запасом до 3% принимаем установку котлоагрегат ТГМП-314. Котельный агрегат Таганрогского котельного завода предназначен для получения пара сверхкритических параметров при сжигании природного газа (мазута) в четырех вихревых газовых горелках и паромеханических мазутных форсунках, расположенных по два на фронтовой и задней стенках топочной камеры навстречу друг другу. Котлоагрегат ТГМП-314 прямоточный, однокорпусный, П-образной компановки поверхностей нагрева и расчетными параметрами: производительность по первичному пару-1000 т/ч, температура перегрева 545/545.

Питательные насосы.

На блоке устанавливаем один питательный турбонасос, который обеспечивает работы блока при 100% нагрузки и дополнительный пускорезервный на 50% нагрузки.

Расход питательной воды через главный питательный насос с учетом общестанционных потерь-2% и потерь в конденсатоочистке:

Q_пв=V_пв×1,02=1072×1,02=1093 т/ч

Принимаем к установке питательный насос ПТН-1100-350

Технические характеристики:

1.Производительность - 1100 м³/ч

2.Напор - 3500 м.в.ст.

Мощность потребляемая насосом:

W =

При пусках и остановах блока, а также при снижении нагрузки предусматривается установка пускорезервного электронасоса ПЭН-600-300-2.

Технические характеристика:

1.Производительность - 600 м³/ч.

2.Напор - 320 м.в.ст.

3.Число оборотов в минуту - 3000

Мощность потребляемая насосом:

W =

Приводом эл.насоса служит эл.двигатель типа АВ-8000/6000

Бустерные насосы.

Для предотвращения кавитации питательного насоса и для повышения надежности его работы устанавливаются три бустерных насоса типа 12 ПД-8.

Технические характеристики:

1.Номинальная производительность - 650 м³/ч

2.Напор - 258 м.в.ст.

3.Частота вращения - 2975 об/мин

Приводом служит эл.двигатель 2А3М - 600/800.

Конденсатные насосы.

Количество конденсата при конденсатном режиме состовляет 630 т/ч. В качестве конденсатных насосов 1 ступени выбираем три насоса типа КСВ-500-85.

Технические характеристики:

1.Номинальная производительность - 500 м³/ч.

2.Напор - 85 м.в.ст.

3.Частота вращения - 980 об/мин.

Приводом эл.насоса служит эл.двигатель А0104-611-32.

В качестве конденсатных насосов 2 ступени устанавливаем три насоса типа КСВ-500-220.

Технические характеристики:

1.Номинальная производительность - 500 м³/ч.

2.Напор - 220 м.в.ст.

3.Частота вращения - 1480 об/мин.

Приводом эл.насоса служит эл.двигатель типа АВ-114-4.

Для откачки конденсата греющего пара сетевых подогревателей устанавливаем пять насосов КСВ-320-160, из них три насоса для ПСГ-1, два для ПСГ-2.

Технические характеристики:

1.Номинальная производительность - 320 м³/ч.

2.Напор - 160 м.в.ст.

3.Частота вращения - 1500 об/мин

Приводом эл.насоса служит эл.двигатель типа АВ-113-4.

Конденсатор.

Для турбоагрегата устанавливаем конденсатор типа К-2-1400-1.

Технические характеристики:

1.Поверхность охлаждения - 14000 м³.

2.Число ходов - 2.

3.Расход охлаждающей воды - 14000 м³¸22000 м³/ч.

4.Количество трубок:

основной пучек - 14232 шт.

второстепенный - 4382 шт.

Циркуляционные насосы.

На каждый блок устанавливаем по два насоса с 50% производительнастью, исходя из максимального расхода пара в конденсатор и кратности охлаждения. Кратность охлаждения принимаем равной 50.

Расход цирк.воды:

D_цв = D_к = 630.×50 = 31500 т/ч.

В качестве цирк.насосов устанавливаем насосы типа ОП-3-110.

Технические характеристики:

1.Производительность - 18000 м³/ч.

2.Напор - 21 м.в.ст.

3.Частота вращения - 585 об/мин.

4.Мощность эл.двигателя - 1600 кВт.

Регенеративная установка.

Регенеративная установка включает в себя холодильники основных эжекторов, эжектора уплотнений, сальниковый подогреватель, пять подогревателей низкого давления, деаэратор 7 ата, три подогревателя низкого давления.

Технические характеристики регенеративных подогревателей.

Наименование	тип	Поверхность охлаждения, м²	Расход воды, м³/ч	Сопротив-ление, м.в.ст.
ПНД – 1	ПН – 400 – 26 – 2 – 2	400	750	4,5
ПНД – 2	ПН – 400 – 26 – 2 – 2	400	750	4,5
ПНД – 3	ПН – 400 – 26 – 2 – 2	400	750	4,5
ПНД – 4	ПН – 400 – 26 – 2 – 2	400	750	4,5
ПНД – 5	ПН – 400 – 26 – 2 – 2	400	750	4,5
ПВД – 6	ПВ – 900 – 380 – 18	900	950	14,0
ПВД – 7	ПВ – 1200 – 380 – 42	1200	950	17,7
ПВД – 8	ПВ – 900 – 380 – 66	900	950	14,0

Сливные насосы откачивают конденсат греющего пара ПНД-4 и ПНД-2 в линию основного конденсата. Устанавливаем три насоса (два для ПНД-4 и один для ПНД-2) типа КС-80-155 с эл.двиг. АО2-91-2 мощностью 75 кВт.

Технические характеристики:

1.Производительность - 80 м³/ч.

2.Напор - 155 м.в.ст.

Деаэратор питательной воды.

В соответствии с расчетом тепловой схемы принимаем к установке один деаэратор питательной воды с деаэрационной головкой типа ДСП-1000.

Технические характеристики:

1.Производительность - 1000 м³/ч.

2.Рабочее давление - 7 ата.

С колонкой устанавливается бак с рабочей емкостью V = 100 м³, который обеспечивает шестиминутный запас деаэрированной питательной воды при работе с максимальной нагрузкой.

Теплофикационная установка.

Теплофикационная установка состоит из двух основных подогревателей типа ПСГ-5000-2,5-1 (1 ступень), ПСГ-5000-3,5-1 (2 ступень); из двух пиковых водогрейных котлов для дальнейшего подогрева сетевой воды; сетевых и конденсатных насосов.

Сетевые подогреватели представляют собой горизонтальные теплообменники с поверхностью нагрева - 5000 м³.

ПСГ-1 работает на паре турбины в интервале 0,5-1,5 ата. ПСГ-2 работает на паре турбины в интервале 0,6-2,0 ата.

Конденсат греющего пара ПСГ откачивается конденсатными насосами в линию основного конденсата.

Сетевые насосы.

Максимальный расход сетевой воды на блок равен 5400 м³/ч. Исходя из этого в качестве сетевых насосов 1 ступени принимаем к установке два насоса типа СЭ-5000-70 с эл.двигателем ДН-30-2-16.

Технические характеристики:

1.Производительность - 5000 м³/ч.

2.Напор - 70 м.в.ст.

3.Мощность эл.двигателя - 1250 кВт

4.Число оборотов - 1480 об/мин.

В качестве сетевых насосов 2 ступени выдираем два насоса типа СЭ-5000-160 с эл.двигателем 2АМЗ-2500.

Технические характеристики:

1.Производительность - 5000 м³/ч.

2.Напор - 160 м.в.ст.

3.Мощность эл.двигателя - 2500 кВт.

4.Число оборотов - 2950 об/мин.

Маслосистема ТГ.

Маслосистема ТГ предназначена для обеспечения смазки маслом подшипников в турбине. Маслосистема имеет масляный бак, емкостью 51 м³, три маслоохладителя типа 2-240, группу насосов переменного и постоянного токов.

Насос системы смазки ТГ, ПЭН, ПТН типа 8НДВ в кол-ве 2 шт. с эл.двигателем А-113-4-Н.

Технические характеристики:

1.Производительность - 400 м³/ч.

2.Напор - 320 м.в.ст.

3.Мощность эл.двигателя - 100кВт.

Насос системы смазки постоянного тока типа 8НДВ в кол-ве 2 щт.

Технические характеристики:

1.Производительность - 216 м³/ч.

2.Напор - 28 м.в.ст.

3.Мощность эл.двигателя - 40 кВт.

Система регулирования турбины.

Турбина Т-250/300-240 снабжена гидравлической системой регулирования. Рабочей жидкостью с целью пожарной безопасности служит конденсат, подаваемый с Р = 20-24 ата специальными насосами регулирования по замкнутому контуру или от конденсатных насосов турбины. Система регулирования включает в себя: насос системы регулирования типа РМС-7-215 в кол-ве 4 шт., бак системы регулирования.

Технические характеристики:

1.Производительность - 175 м³/ч.

2.Напор - 215м.в.ст.

3.Мощность эл.двигателя - 160 кВт.

Тягодутьевые установки котлоагрегата.

Производительность дымососа должна превышать расход газов из котлоагрегата на 10% при полной нагрузки котла.

Производительность одного дымососа:

- объём газов после отбора на рециркуляцию.

Расчетная производительность с запасом 10%

Q_др= 1,1×Q_д = 1,1×830×103 = 913×10³ м³/ч

Принимаем к установке дымосос ДОД-31ф

Технические данные дымососа:

1.Производительность – 890×10³ м³/ч

2.Разрежение, создаваемое ДС - 504 мм.в.ст.

3.Запас по напору - 13,5

4.Мощность эл.двигателя - 1700 кВт.

5.Число оборотов - 500 об/мин.

Тип эл.двигателя - ДА30-1910-2

Для обеспечения процесса горения в котельном агрегате необходимо подавать нужное кол-во воздуха.

Производительность одного вентилятора:

Q_в = 0,5×V×3600 = 0,5×290×3600 = 522×10³ м³/ч, где

- средняя скорость воздуха.

Принимаем к утсановке два дутьевых вентиляора типа ВДН-25´2

Технические данные вентилятора:

1. Производительность – 540×10³ м³/ч

2.Напор - 805 мм.в.ст.

3.Запас по напору - 10%

4.Мощность эл.двигателя - 1600/665 кВт.

5.Число оборотов - 100/750 об/мин.

Тип эл.двигателя ДА30-16-59-6/8

Котел ТГМП-314 имеет регулирование температуры промперегрва посредством рециркуляции части дымовых газов. Для осуществления рециркуляции на котлоагрегате устанавливаутся два дымососа рециркуляции газов (один рабочий, один резервный). Тип дымососа ДРГ-21.

Технические данные дымососа:

1.Давление на напоре - 734 мм.в.ст.

2.Разрежение на всасе - 1260 мм.в.ст.

3.Запас по напору - 12,3%.

4.Мощность эл.двигателя - 1250 кВт.

5.Число оборотов - 1480 об/мин.

Тип эл.двигателя ДА30-2-216-59-4д

Выбор регенеративных воздухоподогревателей.

На котельном агрегате ТГМП-314 устанавливаются два регенеративных воздухоподогревателя РВП-88.

Технические данные РВП:

1.Диаметр - 8,8 м.

2.Суммарная поверхность нагрева - 113,48 м².

3.Скорость вращения - 2 об/мин.

4.Число оборотов эл.двигателя - 1500 об./мин.

5.Мощность эл.двигателя - 22 кВт.

Для смазки и охлаждения опорных подшипников РВП применена жидкая смазка. РВП снабжен устройством для паровой обдувки, водной обмывки и пожаротушения.

Выбор водоснабжения.

Принимаем оборотное водоснабжение ТЭЦ. Охладителями циркуляционной воды конденсаторов турбин являются градирни. Для определения суммарного расхода циркуляционной воды необходимо составить перечень потребляемой цирк.воды.

1.Конденсация пара - 100%.

2.Охлаждение газа и воздуха турбоагрегатов и крупных эл.двигателей - 3%.

3.Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов - 0,5%.

4.Охлаждение масла ТГ, ПЭН, ПТН - 2%.

5.Потери с воздухом из градирен - 0,5%.

Итого - 106%.

Максимальный пропуск через конденсатор турбины Т-250/300-240 цирк.воды состовляет 28×10³ м³/ч

= 28×10³×1,06 = 29,68×10³м³/ч

Принимаем к установке гиперболическую железобетонную противоточную градирню с параметрами:

1.Удельная площадь оросительного устройства - 0,02 м³/кВт.

2.Площадь оросительного устройсва - 5000 м³.

3.Высота вытяжной башни - 90 м.

Технические характеристики цирк.насоса:

1.Производительность – 18×10³ м³/ч.

2.Напор - 20 м.в.ст.

3.Мощность эл.двигателя - 1600 кВт.

РАСЧЁТ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ ДЛЯ ЧЕТЫРЁХ БЛОКОВ

Предварительный расчёт:

H= , где

А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы; для европейской части РФ – А = 120;

М -- суммарное количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с. Для выбранного котла, работающего на природном газе, вредными являются оксиды азота. Для энергоблока мощностью 300 МВт, работающем на природном газе содержание NO_x в сухих продуктах сгорания составляет 0,70 г/м³(22, таблица 17.3);

V – объём дымовых газов, выбрасываемых четырьмя энергоблоками: V = 461 × 4 = 1844 м³/с, откуда М = 1844 × 0,7=1290,8г/с.

F – безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферу. Для газообразных примесей F=1;

n, m – безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья выброса; n = 1, m = 1;

z – число одинаковых труб, z = 1;

ПДК – ПДК оксидов азота, ПДК = 0,085 мг/м³;

С_ф – фоновая загазованность, принимаем С_ф = 0;

DТ – разность между температурой выбрасываемых газов и средней температурой воздуха, DТ = 98 °С.

179,53 м.

При высоте трубы 180 м скорость газов на выходе составляет w = 25¸35 м/с, принимаем 30м/с.

Диаметр устья Д₀ = 1,13

Технико-экономический расчёт дымовой трубы для четырёх блоков.

Общее выражение для рассматриваемых затрат на газоотводящие трубы:

З_тд = 42 руб/кВт ×год – удельные годовые затраты на тягу и дутьё;

V_г = 1844 м³/с – объём транспортируемых через трубу газов;

С = 1715 С_t × С_г × С_a = 1715 × 1,369 × 0,567 × 1 = 1332, где

С_t = T²/303×T = (142 + 273)²/[(142 + 273)303] = 1,369;

С_г = h_q × h_в/К_р = 0,76 × 0,75/1 = 0,567

С_a = 1, поскольку после дымососа присосы воздуха отсутствуют.

Плотность газов r_г:

r_г = К_р × x × 303/Т = 1,11 × 1 × 303/415 = 0,8104 кг/м³

Е_н = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности

Р_а = 0,05 - нормативный коэффициент

З = 42×1362/1332×10³×(W² – h×2×9,81×0,079/0,8104)+(0,12 + 0,05)×К_тр

З = 42,95×10^-3×(W² – h×1,975) + 0,17×К_тр

Затраты на дымовую трубу.

К_тр = a×h``×(Д₀ + N), где a = 0,08 N = 3

H = ×H, где m = 01,125 – 0,01w

Диаметр устья трубы Д₀ = 1,13×.

Произведём расчёт оптимальной скорости газов в дымовой трубе, задаваясь скоростями истечения и подсчитывая для них затраты.

Задаёмся скоростью газов w: м/с.

w₁ = 24 м/с; Д₀ = 1,13×= 9,90 м

m = 1,125 - 0,01×24 = 0,885; h = ×179,53= 168,89 м

К_тр=К_ф+К_ст=0,75×А×h^2,2×Д₀×к_гр + А×q×k_t×k_ст^(Н/360)×h^2,2×Д₀^0,6, где

к_гр = 1,0; к_t = 0,7×2×2×10^-3×t = 0,7×2×10^-3×142 = 0,2; к_ст = 1.

К_тр=А×h^2,2×Д₀^0,6×(0,75+0,2×Д^0,4)=120×168,89^2,2×9,90^0,6×(0,75+0,2×9,90^0,4)= = 47,24тыс. руб

З= 42,95×10^-3×(24²–168,89×1,975)+0,17×47,24×10³= 8042,21 тыс. руб

w₂ = 24,5 м/с; Д₀ = 1,13×= 8,67 м

m = 1,125 – 0,01×24,5 = 0,88; h = ×179,53= 168,41 м

К_тр= 120×168,41 ^2,2×8,67^0,6×(0,75+0,2×8,67^0,4) = 42,45 тыс. руб

З=42,95×10^-3×(24,5² – 168,41×1,975)+0,17×42,45×10³=7229,13 тыс. руб

w₃ = 25 м/с; Д₀ = 1,13×= 9,70 м

m = 1,125 - 0,01×25 = 0,875; h =×179,53= 167,93 м

К_тр= 120×167,93^2,2×9,70^0,6×(0,75+0,2×9,7^0,4) = 36,85тыс.руб

З = 42,95×10^-3×(25² – 167,93×1,975)+0,17×36,85×10³= 6277,09 тыс. руб

w₄ = 25,5 м/с; Д₀ = 1,13×= 9,61 м

m = 1,125 - 0,01×25,5 = 0,87; h =×179,53= 167,45 м

К_тр= 120×167,45^2,2×9,61^0,6×(0,75+0,2×9,61^0,4) = 36,42 тыс.руб

З =42,95×10^-3×(25,5² – 167,45×1,975)+0,17×36,42×10³= 6203,72тыс. руб

w₅ = 26 м/с; Д₀ = 1,13×= 9,51 м

m = 1,125 – 0,01×26 = 0,865; h = ×179,53= 166,97 м

К_тр= 120×166,97 ^2,2×9,51^0,6×(0,75+0,2×9,51^0,4) = 44,68 ыс. руб

З = 42,95×10^-3×(26² – 166,97×1,975)+0,17×44,68×10³= 7610,47 тыс. руб

Наиболее целесообразна скорость газов - w = 25,5 м/с, при которой: h = 167,45м Д₀ = 9,61м.

Выбираем стандартную трубу с размерами: h = 180м, Д₀ = 9,6м.

РАЗДЕЛ 2

ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ КОТЛА.

Описание конструкции котла ТГМП-314.

Котельный агрегат предназначен для работы на высокосернистом мазуте и природном газе. Котел прямоточный, на сверхкритических параметрах пара с промежуточным перегревом, однокорпусный, выполнен по П-образной компоновке.

Топочная камера призматическая, открытая является восходящим газоходом. В горизонтальном сечении по осям труб топка имеет размеры 8,72´14,48 м.

В нижней части топочной камеры вводится рециркуляция газов. Газы на рециркуляцию отбираются перед воздухоподогревателем и подаются в напорный воздуховод после воздухоподогревателя.

Топочная и поворотная камеры полностью экранируются трубами диаметром 32´6 и 38´6 мм. (ст.12Х1МФ). Экраны по высоте разбиты на три последовательно включенные части: нижнюю (НРЧ), среднюю (СРЧ) и верхнюю (ВРЧ) радиационные части. НРЧ выполнена из четырех последовательных ходов вертикальных панелей. СРЧ и ВРЧ - из параллельно включенных панелей с горизонтально-подъемным движение среды. Между каждой частью экрана среда в пределах потока полностью перемешивается.

На выходе из топочной камеры расположен ширмовый пароперегреватель, состоящий из двух последовательно включенных по пару и газу ступеней, выполненных из труб диаметром 32´6 мм. ( ст.12Х1МФ и ст.12Х18Н12Т ).

В конвективном газоходе ( опускная конвективная шахта ) последовательно по ходу газов расположены: выходной пакет конвективного пароперегревателя высокого давления из труб диаметром 32´6 ( ст.12Х18Н12Т ); пароперегреватель низкого давления из труб диаметром 42´4 мм. ( ст.12Х1МФ ) -входная часть, из труб диаметром 50´4 мм. ( ст.12Х1МФ ) - выходная часть; экономайзер из труб диаметром 32´6 мм. ( ст.20 ). Среда высокого давления от входа до выхода из котла двигается двумя перемешивающимися потоками. Перебросы с одной стороны котла на другую не предусматриваются. Внутри каждого потока среда полностью перемешивается и каждый поток имеет автономное регулирование.

Котел снабжен пусковым встроенным сепаратором. Температура перегретого пара высокого давления регулируется впрысками питательной воды. Впрыскивающие пароохладители устанавливаются за верхней радиационной частью и перед конвективным пароперегревателем высокого давления. Тракт промперегревателя - двухпоточный. Температура пара промперегрева регулируется рециркуляцией дымовых газов, байпасом и впрыском.

Для подогрева воздуха в котле применены два регенеративных вращающихся воздухоподогревателя диаметром 8,8 м., установленных за пределами котельного агрегата.

Обмуровка котла - щитовая. Она крепится к металлическому каркасу котла, не связанному со строительными конструкциями котла.

Для очистки конвективных поверхностей нагрева от загрязнений применяется дробеочистка, а для очистки регенеративных воздухоподогревателей - водная обмывка и термоволновая очистка.

Для сжигания газа топочная камера оборудована четырьмя вихривыми горелками. В каждом тангенциальном сопле размещены по две паромеханические форсунки .

Котел снабжен необходимой арматурой, устройствами для отборов проб пара и воды, а также контрольно-измерительными приборами.

Тракт высокого давления

Тракт низкого давления

Расчетные характеристики топлива

Газопровод	Состав газа по объему, %
Саратов-	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	N₂	СO₂
Москва	84,5	3,8	1,9	0,9	0,3	7,8	0,8

Присосы воздуха по газоходам котла

В пароперегревателе	в ВТ 2	в ВТ1	в экономайзере	в г.ч. РВП	в х.ч. РВП
Da_п.п.=0,03	Da_ВТ2=0,01	Da_ВТ1=0,02	Da _эк=0,03	Da_гчРВП=0,1	Da_хчРВП =0,1

Коэффициент избытка воздуха по газоходам котла

Газоход	Формула	Расчет
в топке	-	a_т= 1,1
За пароперегревателем	a¢¢_п.п.= a_т+ Da_п.п. = a¢_ВТ2	a¢¢_п.п.= 1,1 + 0,03 = 1,13
За ВТ 2	a¢¢_ВТ2 = a¢_ВТ2+ Da_ВТ2= a¢_ВТ1	a¢¢_ВТ2 = 1,13 + 0,01 = 1,14
За ВТ 1	a¢¢_ВТ1 = a¢_ВТ1+ Da_ВТ1= a¢_эк	a¢¢_ВТ1 = 1,14 + 0,02 = 1,16
За экономайзером	a¢¢_эк = a¢_эк+ Da _эк= a¢_гчРВП	a¢¢_эк = 1,16 + 0,03 = 1,19
За г.ч. РВП	a¢¢_гчРВП = a¢_гчРВП+ Da_гчРВП = a¢_хчРВП	a¢¢_гчРВП = 1,19 + 0,1 = 1,29
За х.ч. РВП	a¢¢_хчРВП = a¢_хчРВП+ Da_хчРВП	a¢¢_хчРВП = 1,29 + 0,1 = 1,39

Объемы и масса воздуха и продуктов сгорания при сжигании 1 м³сухого газообразного топлива

Наименование величины	Размерн.	Формула	Расчет
Теоретическое количество воздуха, V⁰_в	м³/ м³	V₀=0,0476[0,5СО+0,5Н₂S+ + å(m+n/4) С_mН_n- О₂]	V₀= 0,0476[(1+4/4)84,5 + +(2+6/4)3,8 + (3+8/4)1,9 + +(4+10/4)0,9 + (5+12/4)0,3]= 9,5
Теоретический объем азота, V⁰_N2	м³/ м³	V⁰_N2= 0,79V₀ + N₂/100	V⁰_N2= 0,79×9,5 + 7,8/100 = = 7,6
Объем трехатомных газов, V_RO₂	м³/ м³	V_RO₂= 0,01[ СO₂+ СО + + Н₂S + åm С_mН_n]	V_RO₂= 0,01[ 0,8 + 1×84,5 + 2×3,8 + +3×1,9 + 4×0,9 + 5×0,3 ] = 1,037
Теоретический объем водяных паров, V⁰_H2_O	м³/ м³	V⁰_H2_O= 0,01[ Н₂S + Н₂+ + å n/2×С_mН_n+ 0,124d_г.тл.] + + 0,0161 V₀	V⁰_H2O= 0,01[ 4/2×84,5 + 6/2×3,8 + + 8/2×1,9 + 10/2×0,9 + 12/2×0,3 + + 0,124×10] + 0,0161×9,5 = 2,08

I-J таблица

			I=I⁰_Г+(a-1) I⁰_в
J °С	I⁰_г ккалм³	I⁰_в ккалм³	топка a_т=1,1		КПП a^¢¢_п.п.=1,13		ВТ 2 a^¢¢_ВТ2=1,14		ВТ 1 a^¢¢_ВТ1=1,16		эконом. a^¢¢_эк=1,19		г.ч.РВП a^¢¢_гчРВП=1,29		х.ч.РВП a^¢¢_хчРВП=1,39
			I	DI	I	DI	I	DI	I	DI	I	DI	I	DI	I	DI
2200	9512	7732	10285		10517		10594
2100	9029	7351	9764	521	9985	532	10058	536
2000	8547	6970	9244	520	9453	532	9523	535
1900	8072	6589	8728	513	8925	528	8992	539
1800	7594	6209	8215	516	8401	524	8463	531
1700	7123	5837	7707	508	7882	519	7940	523
1600	6655	5466	7202	505	7366	516	7420	520
1500	6189	5094	6698	504	6851	515	6902	518
1400	5732	4723	6200	498	6346	505	6393	513	6488
1300	5271	4352	5706	494	5837	509	5880	509	5967	521
1200	4818	3990	5217	489	5337	500	5376	504	5456	511	5576
1100	4378	3628	4741	476	4849	488	4886	490			5067	509
1000	3940	3266	4267	474	4365	484	4397	489			4561	506
900	3504	2914	3795	472	3883	482	3912	485			4058	503	4349
800	3075	2571	3332	463	3409	474	3435	477					3821	528
700	2654	2228	2877	455	2944	465	2966	469					3300	521
600	2246	1887	2435	442	2491	453	2510	456	2548		2605		2793	507
500	1850	1556	2006	429	2052	439	2068	442	2099	447	2146	459	2301	492
400	1461	1232	1584	422	1621	431	1633	435	1658	441	1695	451	1818	483
300	1082	916	1174	410	1201	420	1210	423	1229	429	1256	439	1347	471	1439
200	713	606	774	100	792	409							889	458	949	490
100	353	301	383	391	392	400							440	449	470	479

Характеристики продуктов сгорания в поверхностях нагрева парового котла

Наименование	V⁰_в = 9,5; V_RO₂= 1,04; V⁰_H2_O= 2,1; V⁰_N2= 7,6
величины	Размерн	Топка	КПП	ВТ 2	ВТ 1	эконом	г.ч.РВП	х.ч.РВП
Коэффициент избытка воздуха за поверхностью, a¢¢	-	1,1	1,13	1,14	1,16	1,19	1,29	1,39
Коэффициент избытка воздуха средний, a	-	1,1	1,115	1,135	1,15	1,175	1,24	1,34
V_H₂_O= V⁰_H2_O+0,0161(a-1)´ ´V⁰_в	м³/кг	2,115	2,118	2,121	2,123	2,126	2,136	2,152
V_г=V_RO₂+ V⁰_N2+ V_H₂_O+ + (a-1) V⁰_в	м³/кг	11,71	11,85	12,04	12,19	12,43	13,06	14,02
Парциальное давление водяных паров, r_H₂_O= V_H₂_O/ V₂	-	0,180	0,178	0,176	0,174	0,171	0,164	0,154
Парциальное давление трехатомных газов, r_RO₂= V_RO2/ V₂	-	0,089	0,088	0,086	0,085	0,083	0,079	0,074
Суммарное парциальное давление, r_п= r_H₂_O+ r_RO₂	-	0,269	0,266	0,262	0,259	0,254	0,243	0,223

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ

Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
1.ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС КОТЛА
Температура первичного пара	t_пе	°С		Принято	545
Давление первичного пара на выходе	Р_пе	Мпа		Принято	24
Энтальпия первичного пара	i_пе	ккал/кг		НМ табл.26	797,55
Температура питательной воды	t_п.в.	°С		Задано	260
Давление питательной воды	Р_п.в.	Мпа		Принято	31
Энтальпия питательной воды	i_п.в.	ккал/кг		НМ табл. 26	270,8
Паропроизводительность по первичному пару	Д_пе	кг/ч		Принято	960×10³
Теплота, переданная первичному пару	Q_п	ккал/ч		Д_пе (i_пе -i_п.в.)_.	960×10³(797 - 270) = 5×10⁸
Температура вторичного пара на входе	t¢_вт	°С		Принято	297
Давление вторичного пара на входе	Р¢_вт	Мпа		Принято	4
Энтальпия вторичного пара на входе	i¢_вт	ккал/кг		Принято	705,5
Температура вторичного пара на выходе	t¢¢_вт	°С		Принято	545
Давление вторичного пара на выходе	Р¢¢_вт	Мпа		Принято	3,7
Энтальпия вторичного пара на выходе	i¢¢_вт	ккал/кг		Принято	846
Паропроизводительность по вторичному пару	Д_вт	кг/ч		Принято	741×10³
Теплота, переданная вторичному пару	Q_вт	ккал/ч		Д_вт (i¢¢_вт -i¢_вт_.)_.	741×10³(846 - 705) = 1,04×10⁸
Температура уходящих газов	J_ух	°С		Принято	120
Энтальпия уходящих газов	i_ух	ккал/м³		табл. I-J	565
Температура холодного воздуха	J_х.в.	°С		Задано	30
Энтальпия холодного воздуха	i⁰_х.в.	ккал/м³		i⁰_в(100) / 3,3	301 / 3,3 = 91,2
Располагаемая теплота топлива	Q^р_р	ккал/м³		Q^р_р =Q^с_н; НМ табл. 2	8550
Потери теплоты от механического недожога	q₄	%		НМ п. 5-09	0
Потери теплоты с уходящими газами	q₂	%		(i_ух-a_ух i⁰_х.в.)(100- q₄)/ Q^р_р	(565,8-1,39×91,2)(100-0)/8550=5
Потери теплоты от химического недожога	q₃	%		НМ табл. 10	0,5
Потери теплоты в окружающую среду	q₅	%		НМ п. 5-10	0,2
Суммарные потери теплоты в котельном агрегате	S q	%		q₂ + q₃ +q₄ + q₅	0,5 + 5 + 0,2=5,7
КПД котла	h_п.к.	%		100 - S q	100 - 5,7 = 94,3
Полный расход топлива	В	м³/ч		(Q_п + Q_вт)100/h_п.к.Q^р_р	(5×10⁸+1,04×10⁸)100/94,3×8550=74×10³
Расчетный расход топлива	В_р	м³/ч		В(1- q₄/100)	74×10³(1- 0/100)= 74×10³
Коэффициент сохранения теплоты	j	-		1- q₅/(h_п.к.+q₅)	1-0,2/(94,3+0,2)=0,998
2. РАСЧЕТ ТОПКИ
Температура горячего воздуха	t_г.в.		°С	Принято	320
Энтальпия горячего воздуха	i⁰_г.в.		ккал/м³	табл. I-J	978
Наименование величины	Обозначение		Размер-ность	Формула	Рассчёт
Теплота, вносимая в топку воздухом	Q_в		ккал/м³	a_m i⁰_г_._в_.	1,1×978=1076
Полезное тепловыделение в топке	Q_т		ккал/м³	Q^р_р(100- q₃- q₄- q₆)/(100- q₄) + Q_в	8550(100-0,5)/100 + 1076=9583
Теоретическая температура горения	J_а		°С	табл. I-J	2073
Теплоемкость газов	Vc₁		Ккал/(м³°С)	Q_т / J_а	9583/2073=4,6
Температура газов на выходе из топки	J¢¢_т		°С	Принято	1233
Энтальпия газов на выходе из топки	i¢¢_т		ккал/м³	табл. I-J	5364
Коэффициент	М		-	НМ п. 6-13	0,47
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания	Vc_ср		Ккал/(м³°С)	(Q_m - i¢¢_т) / (J_a - J¢¢_т )	(9583-5364)/(2073-1233)=5,0
Произведение	р_пs		М×кгс/см²	рr_пs	1×0,269×7,3=1,97
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г		1/(м×кгс/см²)	НМ номогр.3	0,28
Коэффициент усреднения	m		-	НМ п.6-07	0,1
Отношение содержания углерода и водорода в топливе	С^р / Н^р		-	0,12å(m/n) С_mН_n	0,12[ 1/4×84,5 + 2/6×3,8 + 3/8×1,9 + + 4/10×0,9 + 5/12×0,3]=2,83
Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами	k_с		-	0,03(2-a_т)(1,6× J¢¢_т /1000 - - 0,5) С^р / Н^р	0,03(2-1,1)(1,6×1233/1000 - 0,5)×2,83 = = 0,113
Степень черноты светящегося пламени	а_св		-	1-е^-(^k^г^×^r^п+^k^с)^ps	1-е^-(0,28^×^{0,269+0,113)7,3}=0,815
Степень черноты несветящегося пламени	а_г		-	1-е^-^k^г^×^r^п^×^ps	1-е^-0,28^×^0,269^×^7,3=0,449
Степень черноты факела	а_ф		-	m× а_св+(1-m) а_г	0,1×0,815+(1-0,1)0,449=0,486
Средний коэффициент тепловой эффективности	y_ср		-	Принято	0,535
Степень черноты топки	а_т		-	а_ф /[а_ф +(1-а_ф)y_ср]	0,486 /[0,486+(1-0,486) ×0,535]=0,639
Температура газов на выходе из топки	J¢¢_т		°С	Т_а/{М[4,9×10^-8y_срF_ст а_т´ ´Т_а³/(jВ_р Vc_ср)]^0,6+1}-273	(2073+273)/{0,47[4,9×10^-80,535´ ´ 1864×0,639×(2073+273)³/(0,998 ´ ´ 74×10³×5)]^0,6+1}-273=1233
Теплота, переданная излучением в топке	Q_п		ккал/м³	j( Q_т- i¢¢_т)	0,998(9583-5364)=4210

Температура за циклоном	t¢¢_ц		°С	табл. водяного пара; Р=30 Мпа	349
Приращение энтальпии в боковых экранах НРЧ - II ходе	Di¢¢_II_хб		ккал/кг	q_IIH_II_х/Д₁	197×10³×222/930×10³=47
Энтальпия за боковыми экранами - II ходом	i¢¢_б		ккал/кг	i¢¢_ц + Di¢¢_Ii_хб	380+47=427
Температура за боковыми экранами НРЧ- II ходом	t¢¢_б		°С	табл. водяного пара; Р=30 Мпа	369
Приращение энтальпии в III ходе НРЧ	Di_III_х		ккал/кг	q_IIH_III_х/Д₁	197×10³×157/930×10³=33
Энтальпия после III хода НРЧ	i¢¢_III_х		ккал/кг	i¢¢_б + Di_III_х	427+33=460
Температура после III хода НРЧ	t¢¢_III_х		°С	табл. водяного пара; Р=29,8 Мпа	390
Приращение энтальпии в IV ходе НРЧ	Di_IV_х		ккал/кг	q_IIH_IV_х/Д₁	197×10³×157/930×10³=33
Энтальпия после IV хода НРЧ	i¢¢_IV_х		ккал/кг	i¢¢_III_х + Di_Iv_х	460+33=493
Температура после IV хода НРЧ	t¢¢_IV_х		°С	табл. водяного пара; Р=29,6 Мпа	396
Суммарное тепловосприятие подвесных труб	åQ^п.тр_.		ккал/м³	Q_п.к.+Q_КПП+Q_II_ПНД	154+36+53=243
Наименование величины	Обозначение		Размер-ность	Формула	Рассчёт
Приращение энтальпии в подвесных трубах	Di_п_._тр_.		ккал/кг	åDQ^п^.^тр^.В/Д₁	243×74×10³/930×10³=20
Энтальпия среды за подвесными трубами	i¢¢_п_._тр_.		ккал/кг	i¢¢_IV_х + Di_п_._тр_.	493+20=513
Температура среды за подвесными трубами	t¢¢_п.тр.		°С	табл. водяного пара; Р=29 Мпа	400
Энтальпия среды за СРЧ	i¢¢_СРЧ		ккал/кг	i¢¢_п_._тр_.+ Di_III	513+59=572
Температура среды за СРЧ	t¢¢_СРЧ		°С	табл. водяного пара; Р=28,6 Мпа	408
Приращение энтальпии среды ВРЧ в IV зоне	Di_ВРЧ_IV		ккал/кг	DQ_IV/Д₁	25×10⁶/930×10³=27
Тепловосприятие ВРЧ в V зоне	Q^ВРЧ_V		ккал/м³	DQ_VН_ВРЧ/В(Н^V_ст+ bН_окн)	74×10⁶×210/74×10³×731=287
Приращение энтальпии среды ВРЧ в V зоне	Di _ВРЧ_V		ккал/кг	Q^ВРЧ_V В/Д₁	287×74×10³/930×10³=23
Суммарное приращение энтальпии среды в ВРЧ	åDi_ВРЧ		ккал/кг	Di_ВРЧ_IV + Di_ВРЧ_V.	27+23=50
Энтальпия среды за ВРЧ	i¢¢_ВРЧ		ккал/кг	i¢¢_СРЧ+ åDi_ВРЧ	572+50=622
Температура среды за ВРЧ	t¢¢_ВРЧ		°С	табл. водяного пара; Р=27,8 Мпа	416
Тепловосприятие потолка в V зоне	Q^пот_V		ккал/м³	DQ_VН_пот/В(Н^V_ст+ bН_окн)	74×10⁶×161/74×10³×731=220
Тепловосприятие фронтового экрана в V зоне	Q^фр_V		ккал/м³	DQ_VН_фр/В(Н^V_ст+ bН_окн)	74×10⁶×127/74×10³×731=174
Суммарное тепловосприятие потолочного экрана	åQ^пот		ккал/м³	Q^пот_V + Q^пот_I_ш + Q^пот_II_ш + Q^пот_п.к.+ åQ_п	220+42+23+78+8=371
Суммарное тепловосприятие фронтового и потолочного экранов	åQ^ф+п		ккал/м³	åQ^пот + åQ^фр	371+174=545
Приращение энтальпии во фронтовом и потолочном экранах	Di _ф₊_п		ккал/кг	åQ^ф+п В/Д₁	545×74×10³/930×10³=43
Энтальпия среды за фронтовым и потолочным экранами	i¢¢_ф₊_п		ккал/кг	i¢¢_ВРЧ+ Di _ф₊_п	622+43=665
Температура среды за фронтовым и потолочным экранами	t¢¢_ф+п		°С	табл. водяного пара; Р=27,6 Мпа	432
Снижение энтальпии острого пара в теплообменнике	Di ^т^/^о_I		ккал/кг	Д₂Di_II /Д₁	780×10³×143/930×10³=120
Энтальпия среды за теплообменником по острому пару	i¢¢_т/о		ккал/кг	i¢¢_ф₊_п- Di ^т^/^о_I	665 -120=545
Температура среды за теплообменником по острому пару	t¢¢_т/о		°С	табл. водяного пара; Р=27 Мпа	423
Тепловосприятие боковых экранов в V зоне	Q^б_V		ккал/м³	DQ_VН_б/В(Н^V_ст+ bН_окн)	74×10⁶×137/74×10³×731=187
Суммарное тепловосприятие поворотной камеры	åQ^п.к.		ккал/м³	Q^б_V + Q^б_I_ш + Q^б_II_ш + Q_п.к.+ åQ_л	187+35+18+134+6=380
Приращение энтальпии в экранах поворотной камеры	Di _п_._к_.		ккал/кг	åQ^п^.^к^.В/Д₁	380×74×10³/930×10³=30
Энтальпия среды за экранами поворотной камеры	i¢¢_п_._к_.		ккал/кг	i¢¢_т/о+ Di _п.к.	545+30=575
Температура среды за экранами поворотной камеры	t¢¢_п.к.		°С	табл. водяного пара; Р=27 Мпа	437
6. ШИРМОВЫЙ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ I СТУПЕНИ
Температура газов перед ширмами	J¢	°С		из расчета топки	1233
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Энтальпия газов перед ширмами	i¢	ккал/м³		из расчета топки	5378
Тепловосприятие ширм I ступени по балансу	Q_ш	ккал/м³		Принято	480
Тепловосприятие потолка в области ширм	Q_пот	ккал/м³		Принято	42
Тепловосприятие боковых экранов в области ширм	Q_экр	ккал/м³		Принято	35
Энтальпия газов за ширмами	i¢¢_I	ккал/м³		i¢-(Q_ш+Q_пот+Q_экр )/j	5378-(480+42+35)/0,998=4820
Температура газов за ширмами	J¢¢_I	°С		табл. I-J (a=1,1)	1116
Средняя температура газов в ширмах	J_ср	°С		(J¢+J¢¢_I)/2	(1233+1116)/2=1174
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,269×1=0,269
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	0,9
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs			k_гр_пs	0,9×0,269=0,242
Степень черноты газов в ширмах	a	-		НМ ном. 2	0,21
Лучистое тепловосприятие входного сечения ширм	Q_{л вх}	ккал/м³		q_VН_{л вх}/В_р	101×10³×209/74×10³=285
Теплота излучения из ширм I ступени на ширмы II ступени	Q_{л вых}	ккал/м³		Q_{л вх}(1-a)j_ш+(4,9×10^-8a´ ´Н_{л вых} Т⁴_срx_п) /В_р	285(1-0,21)0,2+(4,9×10^-8×0,21×4,18´ ´ (1174+273)⁴×0,7)/ 74×10³= 46,8
Лучистая теплота ширм I ступени и дополнительных поверхностей	Q_л_I	ккал/м³		Q_{л вх} - Q_{л вых}	285-46,8=238,2
Лучистая теплота ширм I ступени	Q_{л ш}	ккал/м³		Q_л_IН_{л ш}/åН_л	238,2×145/169=204,4
Лучистая теплота дополнительных поверхностей	Q_{л д}	ккал/м³		Q_л_IН_{л д}/åН_л	238,2×24/169=33,8
Энтальпия пара на входе в ширмы	i¢	ккал/кг		Принято	675
Температура пара на входе в ширмы	t¢	°С		табл. водяного пара; Р=24,5 Мпа	437
Приращение энтальпии	Di	ккал/кг		(Q_ш + Q_{л ш})В_р/Д₁	(480+204,4)×74×10³/930×10³=54,5
Энтальпия пара за ширмами I ступени	i¢¢	ккал/кг		i¢+Di	675+54,5=729,5
Температура пара за ширмами I ступени	t¢¢	°С		табл. водяного пара; Р=25 Мпа	470
Средняя температура пара	t_ср	°С		(t¢+t¢¢)/2	(437+470)/2=454
Живое сечение для газов	F_г	м²		из конструктивного расчета	146
Средняя скорость газов	w_г	м/с		(1+J_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+1174/273) ×74×10³×11,71/3600×146=8,7
Коэффициент	с_s	-		НМ ном.12	0,61
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании	a_к	ккал/(м²ч°С)		с_s с_з с_фa_н	0,61×1×0,98×68=40,7
Температура загрязнения	t_з	°С		t_ср+25	454+25=479
Коэффициент теплоотдачи излучением	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,21×0,98×240=49,4
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	a₁	ккал/(м²ч°С)		x(a_к pd/(2s₂х)+ a_л)	0,85(40,7×3,14×0,032/(2×0,035×0,99)+ +49,4)=92,1
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару	a₂	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.15	2053
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		a₁/[1+(1+ Q_{л ш}/ Q_б) a₁/a₂]	92,1/[1+(1+204,4/526)92,1/2053]=86,7
Температурный напор	Dt	°С		J_ср- t_ср	1174-454=720
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Тепловосприятие ширм I ступени	Q_ш_I	ккал/м³		кDtН/В_р	86,7×720×560/74×10³=472
Разница значений Q_ш и Q_ш_I	DQ	%		½100×(Q_ш-Q_ш_I)/Q_ш½	100×(480-472)/480=1,7<2
Тепловосприятие потолка	Q_пот	ккал/м³		кDtН/В_р	86,7×720×50/74×10³=42

Тепловосприятие боковых экранов	Q_бок	ккал/м³		кDtН/В_р	86,7×720×42/74×10³=35
7. ШИРМОВЫЙ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ II СТУПЕНИ
Тепловосприятие ширм II ступени по балансу	Q_ш	ккал/м³		Принято	365
Тепловосприятие боковых экранов и потолка в области ширм	Q_{экр+пот}	ккал/м³		Q_экр+Q_пот	23+18=41
Энтальпия газов за ширмами II ступени	i¢¢_II	ккал/м³		i¢¢_I-(Q_ш+Q_пот+Q_экр )/j	4820-(365+41)/0,998=4413
Температура газов за ширмами II ступени	J¢¢_II	°С		табл. I-J (a=1,1)	1030
Средняя температура газов в ширмах	J_ср	°С		(J¢¢_I +J¢¢_II)/2	(1116+1030)/2=1073
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,269×1=0,269
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	0,99
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs			k_гр_пs	0,99×0,269=0,266
Степень черноты газов в ширмах	a	-		НМ ном. 2	0,23
Лучистая теплота ширм II ступени	Q_ш_II	ккал/м³		Q_л_IIН_{л ш}/åН_л	46,8×500/566=41,3
Лучистая теплота дополнительных поверхностей	Q_{л д}	ккал/м³		Q_л_IIН_{л д}/åН_л	46,8×66/566=5,5
Приращение энтальпии	Di	ккал/кг		(Q_ш + Q_ш_II)В_р/Д₁	(365+41,3)×74×10³/930×10³=32,3
Энтальпия пара за ширмами II ступени	i¢¢	ккал/кг		i¢+Di	729,5+32,3=761,8
Температура пара за ширмами II ступени	t¢¢_II	°С		табл. водяного пара; Р=25 Мпа	504
Средняя температура пара	t_ср	°С		(t¢_II+ t¢¢_II)/2	(470+504)/2=487
Живое сечение для газов	F_г	м²		из конструктивного расчета	115
Средняя скорость газов	w_г	м/с		(1+J_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+1073/273) ×74×10³×11,71/3600×115= =10,3
Коэффициент	с_s	-		НМ ном.12	0,61
Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании	a_к	ккал/(м²ч°С)		с_s с_з с_фa_н	0,61×1×0,98×70,1=41,9
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	487+25=512
Коэффициент теплоотдачи излучением	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,23×0,98×225=51,8
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	a₁	ккал/(м²ч°С)		x(a_к pd/(2s₂х)+ a_л)	0,85(41,9×3,14×0,032/(2×0,035×0,99)+ + 51,8)=95,7
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару	a₂	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.15	5700
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		a₁/[1+(1+ Q_ш_II/Q_б) a₁/a₂]	95,7/[1+(1+41,3/331)95,7/5700]=93,9
Температурный напор	Dt	°С		J_ср- t_ср	1073-487=586
Тепловосприятие ширм II ступени	Q_ш_II	ккал/м³		кDtН/В_р	93,9×586×500/74×10³=372
Разница значений Q_ш и Q_ш_II	DQ	%		½100×(Q_ш-Q_ш_II)/Q_ш½	½100×(365-372)/365½=1,9<2
Тепловосприятие потолка	Q_пот	ккал/м³		кDtН/В_р	87,4×725×50/74×10³=43
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Тепловосприятие боковых экранов	Q_бок	ккал/м³		кDtН/В_р	87,4×725×42/74×10³=36
8. ПОВОРОТНАЯ КАМЕРА
Тепловосприятие потолка	Q_пот	ккал/м³		Принято	78
Тепловосприятие боковых экранов	Q_бок	ккал/м³		Принято	134
Тепловосприятие подвесных труб	Q_п.тр.	ккал/м³		Принято	154
Суммарное тепловосприятие поверхностей поворотной камеры	Q_å	ккал/м³		Q_пот+Q_бок+Q_п.тр	78+134+154=366
Энтальпия газов за поворотной камерой	i¢¢_п_._к_.	ккал/м³		i¢_п.к Q_å/j	4413-366/0,998=4046
Температура газов за поворотной камерой	J¢¢_п.к.	°С		табл. I-J (a=1,1)	952
Средняя температура газов в поворотной камерой	J_ср	°С		(J¢¢_II+J¢¢_п.к.)/2	(1030+952)/2=991
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,269×4,4=1,18
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	0,49
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs	-		k_гр_пs	0,49×1,18=0,578
Степень черноты газов в ширмах	a	-		НМ ном. 2	0,44
Средняя температура среды в потолке и экране	t_ср	°С		Принято	460
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	460+25=485
Коэффициент теплоотдачи излучением	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,44×0,97×190=81,1
Тепловосприятие потолка поворотной камеры	Q^т_пот	ккал/м³		a_л(J_ср-t_з)Н_пот/В_р	81,1×(991-485)×146/74×10³=81,6
Тепловосприятие боковых и задних стен	Q^т_б+з	ккал/м³		a_л(J_ср-t_з)Н_б+з/В_р	81,1×(991-485)×250/74×10³=139,7
Температура среды в подвесных трубах	t^под_ср	°С		Принято	430
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	430+25=455
Коэффициент теплоотдачи излучением	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,44×0,97×185=78,9
Тепловосприятие подвесных труб	Q^т_п.тр	ккал/м³		a_л(J_ср-t_з)Н_пот/В_р	78,9×(991-455)×277/74×10³=159,5
Суммарное тепловосприятие поверхностей поворотной камеры	Q^т_å	ккал/м³		Q^т_пот+Q^т_á+з+Q^т_п.тр	81,6+139,7+159,5=380,8
Разница значений Q^т_åи Q_å	DQ	%		½100×( Q^т_å- Q_å)/ Q_å½	½100×(380,8-366)/366½=4,0<10
9. КОНВЕКТИВНЫЙ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Температура газов перед КПП ВД	J¢	°С		из расчета поворотной камеры	951
Энтальпия газов перед КПП ВД	i¢	ккал/м³		из расчета поворотной камеры	4046
Тепловосприятие пакета по балансу	Q^б_п.п	ккал/м³		Принято	890
Тепловосприятие подвесных труб по балансу	Q^б_п.тр	ккал/м³		Принято	36
Энтальпия газов за КПП ВД	i¢¢_п_._п_.	ккал/м³		i¢_п_._п_.-(Q^б_п_._тр+ Q^б_п_._п_.)/j + + Da_п_._п_. i_х_._в_.	4046-(890+36)/0,998 + 0,03×91,2=3120,9
Температура газов за КПП ВД	J¢¢_п.п.	°С		табл. I-J (a=1,13)	738
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Средняя температура газов в КПП ВД	J_ср	°С		(J¢_п.п.+J¢¢_п.п.)/2	(951+738)/2=845
Приращение энтальпии в КПП ВД	Di	ккал/кг		Q^б_п_._п_.В_р/Д	890×74×10³/950×10³=69,3
Температура пара на выходе	t¢¢	°С		Задано	545
Давление пара на выходе	Р¢¢	МПа		Задано	24
Энтальпия пара на выходе	i¢¢	ккал/кг		табл. водяного пара; Р=24 Мпа	797,4
Энтальпия пара на входе в КПП ВД	i¢	ккал/кг		i¢¢-Di	797,4-69,3=728,1
Температура пара на входе в КПП ВД	t¢_КПП	°С		табл. водяного пара; Р=25 Мпа	469
Средняя температура пара	t_ср	°С		(t¢+ t¢¢_II)/2	(469+545)/2=507
Скорость газов в КПП ВД	w_г	м/с		(1+J_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+845/273) ×74×10³×11,85/3600×101=9,9
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	a_к	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.13 с_s с_з с_фa_н	1,01×1,01×1,03×82=86,2
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,269×0,254=0,068
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	2,3
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs			k_гр_пs	2,3×0,068=0,156
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	507+25=532
Степень черноты газов в КПП ВД	a	-		НМ ном. 2	0,14
Коэффициент теплоотдачи излучением без учета излучения газового объема	a_л a₂	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19	0,14×0,99×160=22,2
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару		ккал/(м²ч°С)		НМ ном.15	7500
Коэффициент	А	-		НМ п. 7.37	0,3
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом излучения газового объема	a¢_л	ккал/(м²ч°С)		a_л[1+А(Т¢/1000)^0,25´ ´(l_об/l_п)^0,07]	24,3[1+0,3((952+273)/1000)^0,25×1,14]= =32,8
Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны	a_г	ккал/(м²ч°С)		x(a_к +a¢_л)	1×(86,2+32,8) =119,0
Коэффициент тепловой эффективности	y	-		НМ п. 7.55	0,85
Коэффициент теплопередачи в КПП ВД	к	ккал/(м²ч°С)		ya_г/(1+a_г/a₂)	0,85×119,0/(1+119,0/7500)=99,57
Температурный напор в КПП ВД	Dt	°С		[(J¢-t¢¢)-(J¢¢-t¢)]/2,3´ ´ lg(Dt_б/Dt_м)	[(952-545)-(738-469)]/2,3lg(407/269) = = 333,6
Тепловосприятие КПП ВД по уравнению теплопередач	Q^т_КПП	ккал/м³		кDt Н_КПП/В_р	99,57×333,6×2020/74×10³=907
Разница значений Q^т_КППи Q^б_п.п	DQ	%		½100×( Q^т_КПП-Q^б_п.п)/ Q^б_п.п ½	½100×(907-890)/890½=1,9<2
Температурный напор в подвесных трубах	Dt	°С		J_ср-t_ср	845-507=338
Тепловосприятие подвесных труб КПП ВД по уравнению теплопередач	Q^т_п.тр.	ккал/м³		кDt Н_п.тр./В_р	99,57×338×87/74×10³=39,5
Разница значений Q^т_п.тр.и Q^б_п.тр.	DQ	%		½100×( Q^т_п.тр.-Q^б_п.тр.)/ Q^б_п.тр.½	½100×(39,5-36)/36½=9,7<10
10. РАСЧЕТ II ЧАСТИ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Температура газов на входе	J¢	°С		из расчета КПП ВД	738
Энтальпия газов на входе	i¢	ккал/м³		из расчета КПП ВД	3121
Тепловосприятие II части п.п. низкого давления	Q_II	ккал/м³		Принято	510
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Тепловосприятие подвесных труб II части п.п. низкого давления	Q_п.тр	ккал/м³		Принято	55
Энтальпия газов за II частью п.п. низкого давления	i¢¢	ккал/м³		i¢-( Q_II + Q_п_._тр_.)/j + Da i_х_._в_.	3121-(510+55)/0,998 + 0,01×91,2=2555,8
Температура газов за II частью п.п. низкого давления	J_II¢¢_п.п.	°С		табл. I-J (a=1,14)	612
Средняя температура газов	J_ср	°С		(J¢_.+ J_II¢¢_п.п.)/2	(738+612)/2=675
Приращение энтальпии	Di	ккал/кг		Q_II_.В_р/Д_вт	510×74×10³/780×10³=48,4
Температура пара за II частью п.п. низкого давления	t¢¢	°С		Принято	545
Давление пара за II частью п.п. низкого давления	Р¢¢	МПа		Принято	3,7
Энтальпия пара за II частью п.п. низкого давления	i¢¢	ккал/кг		Принято	846
Энтальпия пара на входе во II часть п.п. низкого давления	i¢	ккал/кг		i¢¢-Di	846-48,4=797,6
Температура пара на входе во II часть п.п. низкого давления	t¢	°С		табл. водяного пара; Р=3,8 Мпа	451
Средняя температура пара	t_ср	°С		(t¢+ t¢¢)/2	(451+545)/2=498
Скорость газов	w_г	м/с		(1+J_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+675/273) ×74×10³×11,85/3600×91,7=9,2
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	a_к	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.13 с_s с_з с_фa_н	1,01×1,01×1,03×78=82,0
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,269×0,215=0,058
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	2,7
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs			k_гр_пs	2,7×0,058=0,157
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	598+25=523
Степень черноты газов	a	-		НМ ном. 2	0,14
Коэффициент теплоотдачи излучением без учета излучения газового объема	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,14×0,92×120=15,5
Коэффициент	А	-		НМ п. 7.37	0,3
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом излучения газового объема	a¢_л	ккал/(м²ч°С)		a_л[1+А(Т¢/1000)^0,25(l_об/l_п)^0,07]	15,5[1+0,3((738+273)/1000)^0,25×1]=20,1
Скорость пара во II части п.п. низкого давления	w_п	м/с		Д_втv/3600×f_п	780×10³×0,09/3600×0,545=35,8
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару	a₂	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.15	1400
Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны	a_г	ккал/(м²ч°С)		x(a_к +a¢_л)	1×(82,0+20,1) =102,1
Коэффициент тепловой эффективности	y	-		НМ п. 7.55	0,85
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		ya_г/(1+a_г/a₂)	0,85×102,1/(1+102,1/1400)=80,88
Температурный напор	Dt	°С		[(J¢-t¢¢)-(J¢¢-t¢)]/2,3´ ´ lg(Dt_б/Dt_м)	[(738-545)-(612-451)]/2,3´ ´ lg(193/161)=176,7
Тепловосприятие II части п.п. низкого давления по уравнению теплопередач	Q^т	ккал/м³		кDt Н/В_р	80,88×176,7×2690/74×10³=519
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Разница значений Q_IIи Q_т	DQ	%		½100×( Q^т-Q_II)/ Q_II ½	½100×(519-510)/510½=1,8<2
Температурный напор в подвесных трубах	Dt	°С		J_ср-t^п.тр._ср	675-400=275
Тепловосприятие подвесных труб по уравнению теплопередач	Q^т_п.тр.	ккал/м³		кDt Н_п.тр./В_р	80,88×275×193/74×10³=58
Разница значений Q^т_п.тр.и Q^б_п.тр.	DQ	%		½100×( Q^т_п.тр.-Q^б_п.тр.)/ Q^б_п.тр.½	½100×(58-55)/55½=5,5<10
11. РАСЧЕТ I ЧАСТИ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Температура газов на входе	J¢	°С		из расчета II части п.п. н.д.	612
Энтальпия газов на входе	i¢	ккал/м³		из расчета II части п.п. н.д.	2555,8
Тепловосприятие I части п.п. низкого давления	Q^б_I	ккал/м³		Принято	840
Энтальпия газов за I частью п.п. низкого давления	i¢¢	ккал/м³		i¢-Q^б_I/j + Da i_х_._в_.	2555,8-840/0,998 + 0,02×91,2=1715,9
Температура газов за I частью п.п. низкого давления	J_II¢¢_п.п.	°С		табл. I-J (a=1,16)	414
Средняя температура газов	J_ср	°С		(J¢_.+ J_II¢¢_п.п.)/2	(612+414)/2=514
Приращение энтальпии в пакете	Di	ккал/кг		Q^б_I.В_р/Д_вт	840×74×10³/780×10³=79,7
Температура пара на входе	t¢	°С		Принято	297
Давление на входе	Р¢	МПа		Принято	4
Энтальпия пара на входе	i¢	ккал/кг		Принято	705,5
Энтальпия пара за пакетом	i¢¢	ккал/кг		i¢+Di	705,5+79,7=786,1
Температура пара за пакетом	t¢¢	°С		табл. водяного пара; Р=3,8 Мпа	431
Средняя температура пара	t_ср	°С		(t¢+ t¢¢)/2	(297+431)/2=364
Средняя скорость газов	w_г	м/с		(1+J_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+514/273) ×74×10³×11,85/3600×77=9,1
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	a_к	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.13 с_s с_з с_фa_н	1,01×0,98×1,02×77=77,7
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,269×0,181=0,048
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	3,4
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs			k_гр_пs	3,4×0,048=0,163
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	364+25=389
Степень черноты газов	a	-		НМ ном. 2	0,145
Коэффициент теплоотдачи излучением без учета излучения газового объема	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,145×0,93×66=8,9
Коэффициент	А	-		НМ п. 7.37	0,3
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом излучения газового объема	a¢_л	ккал/(м²ч°С)		a_л[1+А(Т¢/1000)^0,25´ ´(l_об/l_п)^0,07]	8,9[1+0,3((612+273)/1000)^0,25×1]=11,49
Средняя скорость пара	w_п	м/с		Д_втv/3600×f_п	780×10³×0,075/3600×0,935=17,4
Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару	a₂	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.15	790
Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны	a_г	ккал/(м²ч°С)		x(a_к +a¢_л)	1×(77,7+11,49) =89,2
Коэффициент тепловой эффективности	y	-		НМ п. 7.55	0,85
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		ya_г/(1+a_г/a₂)	0,85×89,2/(1+89,2/790)=68,13
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Температурный напор	Dt	°С		[(T¢-t¢¢)-(T¢¢-t¢)]/2,3´ ´ lg(Dt_б/Dt_м)	[(612-431)-(414-297)]/2,3lg(181/117)= =146,8
Тепловосприятие I части п.п. низкого давления по уравнению теплопередач	Q^т_I	ккал/м³		кDt Н/В_р	68,13×146,8×6200/74×10³=838,0
Разница значений Q^б_I и Q^т_I	DQ	%		½100×( Q^т_I - Q^б_I)/ Q^б_I ½	½100×(838-840)/840½=0,2<2
12. РАСЧЕТ ЭКОНОМАЙЗЕРА
Температура газов на входе	J¢	°С		из расчета I части п.п. н.д.	414
Энтальпия газов на входе	i¢	ккал/м³		из расчета I части п.п. н.д.	1715,9
Тепловосприятие экономайзера по балансу	Q^б_э	ккал/м³		Принято	350
Энтальпия газов за экономайзером	i¢¢	ккал/м³		i¢- Q^б_э /j + Da i_х_._в_.	1715,9-350/0,998 + 0,03×91,2=1367,9
Температура газов за экономайзером	J¢¢_э	°С		табл. I-J (a=1,19)	324
Средняя температура газов	J_ср	°С		(J¢_.+ J_II¢¢_п.п.)/2	(414+324)/2=369
Приращение энтальпии в пакете	Di	ккал/кг		Q^б_I.В_р/Д_вт	350×74×10³/930×10³=27,8
Температура питательной воды	t¢	°С		Принято	260
Давление питательной воды	Р¢	МПа		Принято	31
Энтальпия питательной воды	i¢	ккал/кг		Принято	270,8
Энтальпия пара за пакетом	i¢¢	ккал/кг		i¢+Di	270,8+27,8=298,6
Температура воды на выходе из экономайзера	t¢¢	°С		табл. водяного пара; Р=30,9 Мпа	284
Средняя температура воды в экономайзере	t_ср	°С		(t¢+ t¢¢)/2	(260+284)/2=272
Средняя скорость газов в экономайзере	w_г	м/с		(1+J_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+369/273) ×74×10³×12,43/3600×88,9=6,8
Коэффициент теплоотдачи конвекцией	a_к	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.13 с_s с_з с_фa_н	1,01×1,01×1,05×67,5=72,3
Произведение	р_пs	м×кгс/см²		r_прs	0,254×0,146=0,0373
Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	1/(м×кгс/см²)		НМ номогр.3	4,0
Суммарная оптическая толщина слоя	kрs			k_гр_пs	4,0×0,0373=0,149
Температура загрязненной стенки	t_з	°С		t_ср+25	272+25=297
Степень черноты газов	a	-		НМ ном. 2	0,135
Коэффициент теплоотдачи излучением без учета излучения газового объема	a_л	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.19 а с_гa_н	0,135×0,93×39=4,9
Коэффициент	А	-		НМ п. 7.37	0,3
Коэффициент теплоотдачи излучением с учетом излучения газового объема	a¢_л	ккал/(м²ч°С)		a_л[1+А(Т¢/1000)^0,25´ ´(l_об/l_п)^0,07]	4,9[1+0,3((414+273)/1000)^0,25×1,05]=6,31
Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны	a_г	ккал/(м²ч°С)		x(a_к +a¢_л)	1×(72,3+6,31) =78,6
Коэффициент тепловой эффективности	y	-		НМ п. 7.55	0,85
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		ya_г	0,85×78,6=66,81
Температурный напор	Dt	°С		J_ср-t_ср	369-272=97
Тепловосприятие экономайзера по уравнению теплопередач	Q^т_э	ккал/м³		кDt Н/В_р	66,81×97×3960/74×10³=346,8
Разница значений Q^б_I и Q^т_I	DQ	%		½100×( Q^т_э - Q^б_э)/ Q^б_I ½	½100×(346,8-350)/350½=0,9<2
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
13. РАСЧЕТ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯ А) ГОРЯЧАЯ ЧАСТЬ
Температура горячего воздуха	J¢¢_г.в.	°С		Принято	320
Энтальпия горячего воздуха	i¢¢_г_._в_.	ккал/м³		табл. I-J	978
Температура воздуха на входе в горячую часть	J¢_г.в.	°С		Принято	83
Энтальпия воздуха на входе в горячую часть	i¢_г_._в_.	ккал/м³		табл. I-J	233
Тепловосприятие горячей части по балансу	Q^б	ккал/м³		(b¢+Da/2)( i¢¢_г_._в - i¢_г_._в)	(1,1-0,05+0,2/2)(978-233)=857
Температура газов перед воздухоподогревателем	J¢	°С		из расчета экономайзера	324
Энтальпия газов перед воздухоподогревателем	i¢	ккал/м³		из расчета экономайзера	1368
Энтальпия газов за горячей частью воздухоподогревателя	i¢¢	ккал/м³		i¢-Q^б/j + (Da/2) i¢¢_г_._в_.	1368-857/0,998+0,1×978=607
Температура газов за горячей частью воздухоподогревателя	J¢¢	°С		табл. I-J (a=1,29)	178
Средняя температура газов	J^г_ср	°С		(J¢_.+J¢¢)/2	(324+178)/2=251
Средняя скорость газов	w_г	м/с		(1+J^г_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+251/273) ×74×10³×13,06/3600×44=11,7
Средняя температура воздуха	J^в_ср	°С		(J¢_г.в.+ J¢¢_г.в.)/2	(83+320)/2=202
Средняя скорость воздуха	w_в	м/с		(1+ J^в_ср/273)В_р(b¢+Da/2)V_в / 3600×F_в	(1+202/273) ×74×10³×1,15×8,93/3600×44,4= = 8,3
Температурный напор	Dt	°С		J^г_ср-J^в_ср	251-202=49
Средняя температура стенки	t_ср	°С		(х₁J^г_ср+х₂J^в_ср)/(х₁+х₂)	(251+202)/2=227;(х₁=х₂=1)
Коэффициент теплопередачи с газовой стороны	a_г	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.18 с_н с_ф с_гa_н	1,6×1,15×1×41=75,4
Коэффициент теплопередачи с воздушной стороны	a_в	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.18 с_н с_ф с_гa_н	1,6×1×1×32=51,2
Коэффициент, учитывающий нестационарность теплообмена	p	-		НМ п. 7.14	1
Коэффициент использования	y	-		НМ п. 7.59	0,8
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		yp/[(1/х₁a_г)+ (1/х₂a_в)]	0,8/[(1/(0,458×75,4)+1/(0,458×51,2)]= =11,17
Тепловосприятие горячей части по уравнению теплопередачи	Q^т	ккал/м³		кDt Н/В_р	11,17×49×115860/74×10³=856,9
Разница значений Q^б и Q^т	DQ	%		½100×( Q^т - Q^б)/ Q^б ½	½100×(856,9-857)/857½=0,01<2
14. РАСЧЕТ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯ Б) ХОЛОДНАЯ ЧАСТЬ
Температура газов на входе	J¢	°С		из расчета горячей части	178
Энтальпия газов на входе	i¢	ккал/м³		из расчета горячей части	607
Температура воздуха на входе	J¢_х.в.	°С		Задано	30
Энтальпия воздуха на входе	i¢_х_._в_.	ккал/м³		табл. I-J	90,3
Температура воздуха на выходе	J¢¢_х.в.	°С		Задано	83
Энтальпия воздуха на выходе	i¢¢_х_._в_.	ккал/м³		табл. I-J	233
Тепловосприятие холодной части по балансу	Q^б	ккал/м³		b( i¢¢_х_._в - i¢_х_._в)	1,15×(233-90,3)=164
Наименование величины	Обозначение	Размер-ность		Формула	Рассчёт
Энтальпия уходящих газов	i_ух	ккал/м³		i¢-Q^б/j + (Da/2) i¢_х_._в_.	607-164/0,998+0,1×90,3=451
Температура уходящих газов	J_ух	°С		табл. I-J (a=1,3)	96
Средняя температура газов в холодной части	J^х_ср	°С		(J¢_.+ J_ух)/2	(178+96)/2=137
Средняя скорость газов в холодной части	w_г	м/с		(1+J^х_ср/273)В_рV_г / 3600×F_г	(1+137/273) ×74×10³×14,02/3600×40,6=10,7
Средняя температура воздуха	J^в_ср	°С		(J¢_х.в.+J¢¢_х.в.)/2	(30+83)/2=57
Средняя скорость воздуха	w_в	м/с		(1+ J^в_ср/273)В_рbV_в / 3600×F_в	(1+57/273) ×74×10³×1,15×8,93/3600×40,6=6,3
Температурный напор	Dt	°С		[(J¢-J¢¢_х.в.)-(J_ух-J¢_х.в.)]/2,3´ ´ lg(Dt_б/Dt_м)	[(178-83)-(96-30)]/2,3lg(95/66)=99,7
Средняя температура стенки	t_ср	°С		(х₁J^х_ср+х₂J^в_ср)/(х₁+х₂)	(137+57)/2=97;(х₁=х₂=0,458)
Коэффициент теплопередачи с газовой стороны	a_г	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.18 с_н с_ф с_гa_н	1,15×1×1,25×39=56,1
Коэффициент теплопередачи с воздушной стороны	a_в	ккал/(м²ч°С)		НМ ном.18 с_н с_ф с_гa_н	1,15×1×1,18×25=33,9
Коэффициент, учитывающий нестационарность теплообмена	p	-		НМ п. 7.14	1
Коэффициент использования	y	-		НМ п. 7.59	0,8
Коэффициент теплопередачи	к	ккал/(м²ч°С)		yp/[(1/х₁a_г)+ (1/х₂a_в)]	0,8/[(1/(0,458×56,1)+1/(0,458×33,9)]=7,7

Тепловосприятие холодной части по уравнению теплопередачи	Q^т	ккал/м³		кDt Н/В_р	7,7×99,7×15600/74×10³=161,8
Разница значений Q^б и Q^т	DQ	%		½100×( Q^т - Q^б)/ Q^б ½	½100×(161,8-164)/164½=1,3<2

Сводная таблица результатов теплового расчета

Наименование величины	Обозначение	Размерность	95%
Производительность КА первичн./вторичн.	D_пе/D_вт	т/ч	960/741
Температура пара первичная / вторичная	t_пе/t_вт	°С	545/545
Температура питательной воды	t_пв	°С	260
Температура вторичного пара на входе	t¢_пп	°С	297
Давление первичного пара	Р_пв	кгс/см²	245
Давление вторичного пара	Р¢_пп/Р¢¢_пп	кгс/см²	40/37
Температура горячего воздуха	t_гв	°С	320
Температура уходящих газов	J_ух	°С	120
Расход топлива	B_p	м³/ч	74000
КПД брутто	h_бр	%	94,3
Потери с уходящими газами	q₂	%	5
Потери от химического недожога	q₃	%	0,5
Потери в окружающую среду	q₅	%	0,2
Теоретическая температура горения	J_а	°С	2073
Температура газов на выходе из топки	J¢¢_т	°С	1233
Температура газов за I ширмами	J¢¢_1ш	°С	1116
Температура газов за II ширмами	J¢¢_2ш/J¢_пк	°С	1030
Температура газов за поворотной камерой	J¢¢_пк	°С	952
Температура газов за КПП ВД	J¢¢_{КПП ВД}	°С	738
Температура газов за II частью КПП НД	J¢¢_2НД	°С	612
Температура газов за I частью КПП НД	J¢¢_1НД	°С	414
Температура газов за экономайзером	J¢¢_э	°С	324
Температура газов за горячей частью РВП	J¢¢_гч	°С	83
Средняя скорость газов в I ширмах	W^г_1ш	м/с	10,4
Средняя скорость газов во II ширмах	W^г_2ш	м/с	10,3
Средняя скорость газов в КПП ВД	W^г_КПП	м/с	9,9
Средняя скорость газов во II части КПП НД	W^г_2ч	м/с	9,2
Средняя скорость газов в I части КПП НД	W^г_1ч	м/с	9,1
Средняя скорость газов в экономайзере	W^г_э	м/с	6,8
Средняя скорость газов в горячей части РВП	W^г_гч	м/с	10,7
Средняя скорость газов в холодной части РВП	W^г_хч	м/с	10,7
Температура воздуха перед РВП	t¢_хв	°С	30
Температура воздуха перед горячей частью РВП	t¢_гв	°С	83
Температура воды за экономайзером	t¢¢_э	°С	284
Температура среды за I ширмами	t¢¢_1ш	°С	470
Температура среды за II ширмами	t¢¢_2ш	°С	504
Коэффициент теплопередачи в I ширмах	K_1ш	ккал/(м²ч°С)	86,7
Коэффициент теплопередачи в II ширмах	K_2ш	ккал/(м²ч°С)	93,9
Коэффициент теплопередачи в КПП ВД	K_ВД	ккал/(м²ч°С)	99,6
Коэффициент теплопередачи в II части КПП НД	K_2НД	ккал/(м²ч°С)	80,9
Коэффициент теплопередачи в I части КПП НД	K_1НД	ккал/(м²ч°С)	68,1
Коэффициент теплопередачи в экономайзере	K_э	ккал/(м²ч°С)	66,9
Коэффициент теплопередачи в горячей ч. РВП	K_гч	ккал/(м²ч°С)	11,2
Коэффициент теплопередачи в холодной ч. РВП	K_хч	ккал/(м²ч°С)	7,7
Температурный напор в I ширмах	Dt_1ш	°С	720
Температурный напор в II ширмах	Dt_2ш	°С	587
Температурный напор в КПП ВД	Dt_ВД	°С	334
Температурный напор в II части КПП НД	Dt_2НД	°С	177
Температурный напор в I части КПП НД	Dt_1НД	°С	147
Температурный напор в экономайзере	Dt_э	°С	97
Температурный напор в горячей части РВП	Dt_гч	°С	49
Температурный напор в холодной части РВП	Dt_хч	°С	100
Поверхность нагрева I ширм	H_1ш	м²	560
Поверхность нагрева II ширм	H_2ш	м²	500
Поверхность нагрева КПП ВД	H_ВД	м²	2020
Поверхность нагрева II части КПП НД	H_2НД	м²	3960
Поверхность нагрева I части КПП НД	H_1НД	м²	6200
Поверхность нагрева экономайзера	H_э	м²	3960
Поверхность нагрева горячей части РВП	H_гч	м²	115860
Поверхность нагрева холодной части РВП	H_хч	м²	15600

РАЗДЕЛ 3

АВТОМАТИЗАЦИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

Автоматизация энергетического производства обеспечивает улучшение технико-экономических показателей (увеличение КПД, уменьшение удельных расходов электроэнергии, сокращение численности обслуживающего персонала и т. д.), равномерность технологического режима, что в свою очередь уменьшает износ оборудования и, следовательно, сокращает объем ремонтных работ. Повышение производительности труда обеспечивается при широко механизированном и автоматизированном производстве.

Автоматизация улучшает условия труда, освобождает человека от работы в непосредственной близости от мест с выделением вредных веществ (дистанционное управление), повышает культуру обслуживания агрегатов и механизмов.

Основными средствами автоматизации ТЭЦ является теплотехнический контроль, тепловая защита, дистанционное управление, автоматическая блокировка, автопереключения, технологическая и командная сигнализация, а также автоматическое регулирование.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности.

Регулирование температуры вторичного пара ведется установленным в рассечку, промежуточного перегревателя, впрыском.

Питательная вода в котел подается основным турбонасосом (ПТН) или пускорезервным электронасосом (ПЭН).

Распределение воды по потокам ведется регулирующими питательными клапанами.

АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛА ТГМП - 314 .

Автоматическая система регулирования (АСР) пароводяного тракта котла включает в себя следующие регуляторы:

а) растопочные регуляторы питания ;

б) основные регуляторы питания;

в) регуляторы температуры первичного пара " впрыск I ";

г) регуляторы температуры первичного пара " впрыск II ";

д) регуляторы температуры вторичного пара.

Автоматическая система регулирования выполнена на базе серийной аппаратуры автоматического регулирования системы ГСП (государственной системы приборов), выпускаемой Московским заводом тепловой автоматики, обладает рядом преимуществ по сравнению с ранее выпускаемой аппаратурой серии РПИБ.

Наиболее существенным из этих преимуществ являются следующие факторы: связь между отдельными элементами (блоками) системы ГСП осуществляется унифицированным токовым сигналом постоянного тока 5,0 мА; система ГСП обладает сравнительно большими функциональными возможностями (по сравнению с РПИБ).

Перечень обозначений элементов АСР.

1. НП-ПЛ - нормирующий преобразователь (с МЭД или ДМ ) ;

2. НП-ТС - нормирующий преобразователь (с термометром сопротивления);

3. НП-ТП - нормирующий преобразователь (с термопарой);

4. В 01 - защитное диодное устройство;

5. ЗУ - 11 - задающее устройство потенциометрическое;

6. И - 04 - блок измерительный токовых сигналов ;

7. А - 04 - блок суммирования токовых сигналов;

8. Р-21,23 - блок регулирующий релейный;

9. Д - 01 - блок дифференцирования;

10. БУ-21 - блок управления релейного регулятора;

11. Д - 21 - блок интегрирования моторный;

12. А - 31 - блок умножения;

13. У - 21 - усилитель тиристорный трехпозиционный;

14. УП - указатель положения регулирующего органа;

15. ИСУ - избирательная система управления;

16. ПР. - переключатель;

17. МЭО - исполнительный механизм;

18. РПК - регулирующий питательный клапан.

И - 04 - блок измерительный для токовых сигналов: предназначен для применения в системах автоматического регулирования технологических процессов в качестве устройства, обеспечивающего: алгебраическое суммирование входных сигналов с независимым масштабированием; формирование сигналов, соответствующего заданному значению регулируемого параметра; формирование и преобразование сигнала ошибки.

А - 04 - блок суммирования токовых сигналов: для алгебраического суммирования вводных сигналов с независимым масштабированием.

А - 31 - блок умножения и возведения в квадрат: для формирования выходного токового сигнала, пропорционального произведению двух токовых сигналов на входе или квадратуру входного сигнала.

Р. - 21 - блок, регулирующий релейный: для получения пропорционально - интегрального (ПИ) закона регулирования совместно с интегрирующим исполнительным механизмом постоянной скорости.

Д - 01 - блок дифференцирования: для формирования выходного сигнала, характеризующего скорость изменения входного сигнала.

БУ - 21 - блок управления релейного регулятора: для ручного переключения управления нагрузкой релейного регулирующего блока с " автоматического " на " ручное " и обратно; коммутации цепей ручного управления.

ЗУ - 11 - задающее устройство потенциометрическое: для ручного дистанционного изменения заданного значения регулируемого параметра в измерительном блоке.

В - 01 - защитное диодное устройство: для защиты от разрыва токовой цепи 0 ... 5 мА, при отключении отдельных потребителей, путем шунтирования их входных сопротивлений без искажения нагрузочных характеристик источника сигнала.

МЭО - исполнительный механизм: для управления регулирующими органами.

ПР - переключатель режимов регулятора питания.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПИТАНИЯ .

Основные регуляторы питания (схема 1).

Регуляторы питания котла. помимо основной функции: поддержания заданного соотношения расходов топлива и питательной воды, выполняют также функцию первичного регулирования температур среды в паровом тракте котла. Целесообразность применения такой схемы регуляторов питания обусловлена близостью динамических свойств котла по температурам среды при возмущениях как синхронным изменением

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА АВТОМАТА РКГУЛИРОВАНИЯ ПИТАНИЯ

ОДНОГО ПОТОКА.

Схема 1.

расходов топлива и воздуха, так и изменением расхода питательной воды, также практическим отсутствием внутренних возмущений по тепловыделению в топке.

Отказ от непосредственного контроля температуры среды в промежуточной точке тракта позволяет избавиться от влияния на качество работы регулятора изменений статических и динамических характеристик по температуре, вызванных изменениями нагрузки, температуры питательной воды, соотношения расходов мазута или газа и т.п. Учет каждого из перечисленных факторов в схеме с непосредственным контролем температуры среды сделал бы такую схему очень сложной.

В связи с этим, котел оснащается двумя основными регуляторами питания , каждый из которых воздействует на регулирующий питательный клапан своего потока (А или В).

Каждый из регуляторов питания получает два основных сигнала:

n по суммарному расходу топлива G ^А_Г; G^Б_Г

n по расходу питательной воды WA или WБ, поступающей в один поток .

При изменении температуры питательной воды , а также факторов . которые при постоянном расходе топлива вызывают изменение тепловыделения (изменение калорийности сжигаемого топлива) . появляется статическая и динамическая ошибка регулирования. Для устранения этих ошибок в величину сигнала по расходу питательной воды соответствующего регулятора (А.Б.) посредством блока умножения А - 31 вводится коррекция от динамически преобразованного сигнала , посредством дифференциатора Д - 01 , сигнала по температуре питательной воды (t_п.в.) и по положению регулирующего клапана и впрыска II своего потока. Последняя составляющая коррекции, реализуемая при помощи регулирующего релейного блока Р - 23 и моторного интегратора Д - 21 , образующих корректирующий регулятор , в силу динамических свойств котла, может быть выполнена только медленнодействующей . Однако она позволяет обеспечивать необходимый диапазон регулирования клапаном впрыска II.

Передача корректирующего сигнала на регулятор питания через блок умножения обеспечивает коррекцию в нужном направлении не только расхода питательной воды при определенном расходе топлива , но и соотношения " топливо - вода " , поддерживаемого регулятором , так как блок умножения выполняет роль переменной " чувствительности " по расходу воды в регуляторе питания . Кроме того , использование в схеме регуляторов питания блока умножения позволяет обеспечить примерно равную степень устойчивости процесса коррекции по положению клапанов впрыска II на всех нагрузках , благодаря уменьшению у корректора коэффициента усиления по расходу воды со снижением нагрузки.

Растопочные регуляторы питания (схема 2).

Технологические требования, предъявляемые к системе автоматического регулирования питания различны, в зависимости от режима работы котла. На пусковом этапе, соответствующем сепараторному режиму работы котла (со сбросом части среды из пусковых сепараторов), расход питательной воды должен быть стабилизирован и составляет примерно 30 % от номинального значения нагрузки котла. Эта задача решается двумя растопочными регуляторами питания, получающими импульс по расходу питательной воды соответствующего потока (А или Б) и воздействующим на регулирующие питательные клапаны потоков , соответственно А или Б.

Величина стабилизированного расхода питательной воды может меняться задатчиками растопочных регуляторов питания. Переключение воздействия основных растопочных регуляторов питания на регулирующие питательные клапаны осуществляется переключателем , расположенным на пульте управления.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА.

Регулирование температуры первичного пара (схема 3).

Функцию первичного регулирования температуры в пароводяном тракте котла, выполняют регуляторы питания (об этом указывалось выше).

Точное регулирование температуры первичного пара ведется двумя впрысками на каждом потоке по пару.

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА РАСТОПОЧНОГО РЕГУЛЯТОРА.

Схема 2.

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА АСР ТЕМПЕРАТУРЫ ПЕРВИЧНОГО ПАРА ОДНОГО ИЗ ПОТОКОВ.

Схема 3.

Регуляторы температуры перегретого пара - " впрыск I "- получают основной сигнал по температуре пара за ширмовым пароперегревателем перед " впрыском II " и скоростной импульс , формируемый блоком дифференцирования Д - 01 - по температуре пара за впрыском I (перед ШПП).

Регуляторы температуры "впрыск II " поддерживают заданное значение температуры (545 ⁰С) перегретого пара за котлом; получая основной импульс - по температуре пара за впрыском II .

Воздействие клапанов впрысков I и II

Величина заданного значения температуры пара за ширмовым пароперегревателем (перед впрыском II) и на выходе из котла устанавливается изменением положения задатчиков регулирования. Автоматическая система регулирования температуры перегретого пара потока " Б " аналогична автоматической системе регулирования температуры пара для потока " А ".

Регулирование температуры вторичного пара (схема 4).

Регулирование температуры вторичного пара ведется впрыском , осуществляемым в рассечку вторичного пароперегревателя (между первой и второй ступенью).

Каждый из регуляторов получает основной импульс по температуре вторичного пара на выходе из котла и скоростной импульс по температуре вторичного пара за впрыском. При исчерпании диапазона регулирования регулирующих клапанов впрыска , оператору блока необходимо соответствующим образом изменить производительность вентилятора рециркуляции дымовых газов , осуществляющего рециркуляцию дымовых газов в топку котла. Схемы АСР температуры вторичного пара для потоков А и Б аналогичны.

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА АСР ТЕМПЕРАТУРЫ ВТОРИЧНОГО ПАРА.

Схема 4.

РАЗДЕЛ 4

ВОДОПОДГОТОВКА:

Введение.

Основной задачей проектируемой водоподготовительной установки является обеспечение норм качества питательной воды. Обессоленная вода используется в контурах отдельных блоков ТЭЦ в качестве теплоносителя, для восполнения возможных потерь теплоносителя, для охлаждения об моток статора генератора. Кроме того, обессоленная вода необходима при экплуатации некоторых вспомогательных схем и установок станции. Водоподготовительная установка выполнена по схеме трёхступенчатого обессоливания с предварительным известкованием и коагуляцией в осветлителях и очисткой на механических фильтрах. Исходная вода, подаваемая на установку и подвергающая очистке, является водой пруда-охладителя. Необработанная вода содержит в своём составе соли жёсткости, натрия, кремнекислоты, органические соединения.

Исходная вода характеризуется следующим составом:

Жёсткость 3,35,2 мг-экв/кг

Щёлочность 3,04,6 мг-экв/кг

Натрий 1013 мг/кг

Магний 1030 мг/кг

Хлориды 1030 мг/кг

Сульфаты 4070 мг/кг

Кремнекислота 510 мг/кг

Окисляемость 410 мг/кг

Взвешенные вещества 710 мг/кг

Качество обессоленной воды должно удовлетворять следующим нормам, не более:

Общая жесткость, мкг-экв/кг	0,2
Содержание кремниевой кислоты (в пересчете на SiО₂) , мкг-экв /кг	20
Содержание соединений Na , мкг / кг	15
Удельная электрическая проводимость, мк-см/см	0,5

ПРЕДОЧИСТКА

Примеси природных вод разделяются по степени дисперсности и по химическому составу.

Исходная вода насосами сырой воды проходит стадию подогрева в двух секционных теплообменниках поверхностного типа. Подогретая вода, до температуры 305°С, поступает через воздухоохладитель в нижнюю коническую часть осветлителя через тангенциально расположенные сопла. Также в нижнюю коническую часть подаются реагенты, в качестве которых используются FeSO₄ и Ca(OH)₂. Первая ступень предочистки предназначена для снижения временной жёсткости и общего солесодержания воды путём известкования. Суть известкования заключается в снижении жёсткости и щёлочности воды путём осаждения карбонатов кальция; максимально возможного снижения содержания коллоидных, органических веществ.

Назначение коагуляции—осветление воды путём укрупнения и осаждения крупнодисперстных частиц и примесей.

При известковании воды протекает процесс её декарбонизации—процесс снижения щёлочности, обусловленный наличием в воде бикарбонат-ионов.

Эффект декарбонизации достигается повышением рН исходной воды сверх 9 за счёт дозирования в осветлитель известкового молока, равномерность концентраций известкового молока в мешалке достигается насосами рециркуляции известкового молока, в результате образуются карбонат-ионы, в составе трудно растворимого соединения CaCO₃. При растворении извести в обрабатываемой воде увеличивается содержание ионов Са²⁺ и ОН^-. В результате этого происходит:

--удаление свободной углекислоты (СО₂)

СО₂+2ОН^- = СО₃^2- +Н₂О

--диссоциация бикарбонат-ионов, обуславливающих щёлочность воды

НСО₃^- + 2ОН^- = СО₃^2- +Н₂О

Са(ОН)₂+Са(НСО₃)₂= 2СаСО₃ +2Н₂О

Са(ОН)₂ +Мg(НСО₃)₂=СаСО₃ + Н₂О +Mg(ОН)₂

Снижение щёлочности происходит за счёт разрушения карбонатов кальция и магния. За счёт наличия гидроксида магния, при значительных его концентрациях, адсорбируется коллоидная кремнёвка.

Оптимальный рН=10,110,3.

Образующийся в процессе известкования карбонат кальция представляет собой мелкодисперстное кристаллическое вещество, которое трудно осаждается. Для его осаждения в осветлителях применяется коагуляцию. Коагулянтом является гидроксид железа.

Применением коагуляции достигается удаление 5070% содержащихся в воде органических веществ, отрицательно влияющих на качество работы и снижающих срок службы анионитов обессоливающей части установки. При введении в воду, наряду с известковым молоком, FeSO₄*7H₂O, происходит его гидролиз:

FeSO₄+H₂O Fe(ОН)₂+Н₂О

4Fe(OH)₂+O₂+2H₂O=Fe(OH)₃

Ca(OH)₂+FeSO₄=Fe(OH)₂ +CaSO₄

Гидроокись железа первоначально коллоидную систему, частицы которой коагулируют коллоидные примеси исходной воды. Затем образуются хлопья, которые захватывают естественную взвесь и мелкие частицы осадка, выделяющиеся при известковании воды. Постепенно укрупняясь, хлопья начинают выпадать в осадок.

Щлам, образующийся в осветителе, отводится непрерывной и периодической продувкой в баки шлама, оттуда насосами продувки осветителя откачиваются на шламоотвал.

Дозировка известкового молока может быть подсчитана по формуле:

Д_и=Щ_бик+Д_к+Щ_г+СО₂+Mg, где

Щ_бик- бикарбонатная щёлочность исходной воды, мкг-экв/кг,

Д_к- дозировка коагулянта, мг-экв/кг,

Щ_г – гидратная щёлочность обработанной воды, мг-экв/кг, равна 0,1-0,3;

СО₂ – содержание свободной углекислоты в исходной воде, мг-экв/кг,

Mg – количество выделившегося из воды магния, мг-экв/кг.

Величина дозы известкового молока определяется количеством исходной воды. С изменением состава воды соответственно должна меняться дозировка. Величина дозы коагулянта должна поддерживаться на определённом уровне 0,1 0,4 мг-экв/кг и увеличиваться в поводковый период до 1,0мг-экв/кг.

Практически доза коагулянта определяется по приращению некарбонатной жёсткости обработанной воды.

Д_к=(Ж_ов-Щ_ов) - (Ж_св-Щ_св), где

Ж_ов, Щ_ов– жёсткость и щёлочность осветлённой воды, мг-экв/кг;

Ж_св, Щ_св– жёсткость и щёлочность сырой воды, мг-экв/кг.

ОСВЕТЛИТЕЛЬ

В зависимости от характера процессов, протекающих в различных его частях, осветлитель условно разделён по высоте на три зоны: зону реакции, шламового фильтра и зону осветлённой воды.

Основные элементы осветлитель и краткое их описание:

1. Воздухооладитель предназначен для удаления из воды избытка растворённых газов;

2. Входные сопла – тангенциально врезаны в нижнюю конусную часть осветлителя. Сопла обеспечивают ввод воды в осветлитель со скоростями, достаточными для вывода интенсивного перемешивания с вводимыми в осветлитель реагентами;

3. Горизонтальная смесительная решётка обеспечивает равномерное поступление воды в среднюю цилиндрическую часть;

4. Вертикальные смесительные решётки –гасят вращательное движение воды в средней цилиндрической части осветлителя;

5. Шламоприёмная труба с отверстиями предназначена для вывода избытка образовавшегося в осветлителе шлама в шламоуплотнитель;

6. Шламоуплотнитель – встроенный в осветлитель напорный вертикальный отстойник. Предназначен для сбора и концентрирования избытка образовавшегося шлама;

7. Кольцевая труба с отверстиями обеспечивает равномерное отведение осветлённой воды в шламоуловителе;

8. Верхняя распределительная решётка обеспечивает равномерное поступление воды в верхнюю часть осветителя;

9. Кольцевой сборный желоб – предназначен для равномерного сбора и отведения осветлённой воды;

10. Сборный короб – промежуточная ёмкость, где собирается осветлённая вода с кольцевого желоба и из шламоуплотнителя, откуда свободно сливается в бак коагулированной воды;

11. Отсечка – трубопровод с регулирующей задвижкой. Предназначена для вывода осветлённой воды из шламоуплотнителя в сборный короб.

Вторая ступень предочистки (механические фильтры) предназначена для очистки коагулированной воды от тонкодисперстных взвесей.

Эффективность работы предочистки в значительной мере влияет на экономичность и надёжность обессоливающей установки.

Вода из бака коагулированной воды насосами коагулированной воды подаётся на механические фильтры. Принципы работы механических фильтров основаны на механическом улавливании механических примесей различной степени дисперстности, различными загруженными в фильтры материалами (антрацитом).

МФ представляет собой стальной цилиндрический резервуар со сферическими днищами, рассчитанный на рабочее давление 6 кгс /см². Предельная скорость фильтрации соответствует расходу 60 м³/г. Нижнее днище заполнено антрацитом фракции 10 20 мм на 1520см выше нижней дренажной системы, состоящей из центрального коллектора с отходящими от него боковыми лучами. Каждый луч рассверлен отверстиями, которые закрывает, прихваченный контактной сваркой, тонкостенный кожух. На поверхности кожуха имеются щели толщиной 0,4мм. Нижняя дренажная система обеспечивает равномерный сбор фильтрата при работе фильтра и распределении промывочной воды и сжатого воздуха при его обработках. В верней части МФ расположено распределительное устройство, представляющее собой систему из двух отбойных щитков и служащее для равномерного распределения исходной воды и отведения промывочной воды.

МФ оборудован двумя пробоотборами и воздушником, верхним и нижним люками. Нижний люк служит для выгрузки фильтрующего материала, для монтажа и ремонта внутренних устройств. Верхний люк – для загрузки и верхнего осмотра фильтра.

СХЕМА ТРЕХСТУПЕНЧАТОГО ОБЕССОЛИВАНИЯ.

Исходная вода через запорную арматуру и регулирующий клапан подается в баки сырой воды ( БСВ) откуда насосами сырой воды ( НСВ) подается через подогреватели ХВО на Н⁺ - катионитные фильтры I- ступени, затем вода проходит через анионитные фильтры .

1 ступени и попадает в декарбонизатор и далее в бак частично обессоленной воды (БЧОВ). Из БЧОВ насосами частично обессоленной воды (НЧОВ) вода подается на Н⁺- катионитные фильтры II - ступени и далее на анионитные фильтры II - ступени, после чего собираются в баках обессоленной воды (БОВ), откуда насосами подпитки прямоточных котлов (НППК), вода подается на третью ступень обессоливания (Н⁺- катионитные фильтры III ступени; анионитные фильтры III ступени ) и далее в баки запаса конденсата.

Общая часть.

Обессоливающая установка предназначена для очистки воды от растворенных в ней солей методом ионного обмена. При этом практически полностью удаляются из воды ионы:Ca²⁺, Mq²⁺, Na⁺, SiO3 ^2-, SO4^2-, Cl^-, NO3^-, NO2^-.

Принцип ионного обмена основан на способности практически нерастворимых в воде органических материалов-ионитов вступать в ионный обмен с растворимыми в воде солями.

Ионит, имеющий ионом катион Н⁺, называется катионитом, а протекающий процесс - катионированием; ионит, имеющий обменным ионом ОН^- анион - анионитом , процесс - анионированием.

I ступень обессоливания.

Н⁺ - катионитные фильтры 1 ступени.

Н⁺ - катионитные фильтры 1 ступени служат для обмена катионов Ca²⁺, Mq²⁺ и частично Na⁺на катион водорода, содержащийся в катионите. В результате такого обмена в фильтрате появляется эквивалентная концентрация кислот.

Упрощенная схема ионного обмена выглядит следующим образом:

Различные ионы имеют различную способность к обмену. При ионном обмене наиболее активные ионы способны вытеснять ранее поглощенные менее активные ионы.

В ряду Na ⁺ Ca²⁺ K⁺ Mg²⁺ … H⁺ … каждый последующий катион поглощается более интенсивно, чем предыдущий, т.е. истощение катионита происходит послойно. Т.к. ионы СА ²⁺ , Мg²⁺ вытесняют из верхних слоев поглощенных ими ранее ионы H⁺ , то в слое катионита образуются, условно, две зоны или два работающих слоя.

Сверху, по ходу движения воды, образуется зона, где поглощается Ca²⁺, a под нею находится зона поглощения Mg²⁺ . Обе эти зоны по мере истощения Н⁺- катиона передвигаются одна за другой по направлению к нижней границе слоя катионита.

При достижении этой зоны поглощения нижней границы слоя катионита прекращается обмен ионов Ca²⁺ и Mg²⁺ обрабатываемой воды на ион Н⁺ катиона, ион появляется в фильтрате, при этом уменьшается кислотность. Это явление называется " проскоком" натрия.

Снижение кислотности в фильтрате является сигналом отключения фильтра на регенерацию.

Полный рабочий цикл Н⁺- катионитного фильтра 1 ступени состоит из 4 операций : взрыхления, регенерации, отмывки , катионирования.

Взрыхление.

Операция взрыхления предназначена для удаления из фильтрующего материала занесенных с водой загрязнений, мелких частиц катионита, образующихся в результате постепенного измельчения его при работе, а также для разрыхления катионита.

Взрыхление Н⁺ фильтра 1 ступени производится исходной водой обессоливающей установки.

Регенерация.

Регенерация катионита осуществляется для восстановления его иона - обменной способности путем вытеснения катионов Ca²⁺,Mg²⁺ , поглощенных катионитом из обрабатываемой воды, и замены их катионом водорода.

Регенерация Н⁺-фильтра 1 ступени производится 1.2 - 2 % раствором серной кислоты.

Отмывка.

Отмывка катионита производится для удаления из него остатков продуктов регенерации и избытка кислоты. Скорость при отмывке 10 м / ч.

Производится в три этапа :

1. ступенчато- противоточная отмывка ;

2. отмывка первого корпуса ;

3. последовательная прямоточная 1 и 2 корпусов.

Анионитные фильтры 1 ступени.

Анионитные фильтры 1 ступени предназначены для удаления из воды всех анионов сильных кислот, образовавшихся при Н⁺ - катионировании. Обменным ионом является анион гидроксила ОН^-.

В ряду SiO₃^2- ,SO₄^2- ,Cl^-,NO₃^- ,NO₂^- каждый последующий анион поглощается менее активно, чем предыдущий. Следовательно, все процессы ионного обмена в слое анионита аналогичны процессам, протекающим в Н⁺- катионитном фильтре. При появлении в фильтрате менее активного иона хлора, анионит считается истощенным, и фильтр выводится на регенерацию.

Полный рабочий цикл состоит из 4^х операций: взрыхление, регенерация , отмывка , анионирование.

Взрыхление анионитного фильтра 1 ступени производится частично обессоленной водой из бака ЧОВ.

Регенерация анионита осуществляется для восстановления его ионно-обменной способности путем вытеснения анионитов Cl^- ,SO₄^2- ,SiO₃^2- ,NO ₃^- , поглощенных анионитом из обрабатываемой воды и замены их на гидроксил - ионы (ОН^-).

Регенерация слабоосновных анионитов производится 3-4 % раствором едкого натра (NaOH).

Отмывка анионитных фильтров 1 ступени проводится в два этапа:

1 этап - частично обессоленной водой по линии регенерации;

2 этап – Н⁺ катионитной водой с расходом 70 - 80 т/ч.

Декарбонизатор воды.

После анионитных фильтров 1 ступени вода подается на декарбонизатор и затем в бак ЧОВ.

Процесс декарбонизации служит для удаления из обрабатываемой воды свободной углекислоты (СО₂) , образовавшейся при Н⁺ - катионировании. Кроме того, создает более благоприятные условия при поглощении кремниевой кислоты высокоосновным анионитом в анионитовом фильтре 2 ступени, т.к. угольная кислота поглощается вышеуказанным анионитом, и ёмкость поглощения последнего по кремниевой кислоте уменьшается.

Исходная вода поступает в верхнюю часть и через водоносные патрубки верхней царги равномерно распределяется по сечению аппарата. В верхних слоях загрузки из керамических колец происходит раздробление воды, в виде мелких капель она течёт по основной высоте слоя и пройдя нижнюю распределительную решётку, свободно сливается в бак декарбонизированной воды. Воздух от вентилятора подаётся в нижнюю часть аппарата. Под нижний распределительной решёткой распределяется по сечению аппарата и течёт вверх. Отработанный воздух проходит воздухоочистку верхней царги, брызгоулавливатель и выбрасывается в атмосферу.

Из бака декарбонизированной воды далее вода поступает на вторую ступень обессоливания.

II ступень обессоливания.

Н⁺ - катионитные фильтры 2 ступени.

Предназначены для поглощения всех катионов, как проскочивших через 1 ступень катионирования , так и попавших в воду из анионитных фильтров в результате недостаточной отмывки после регенерации.

Регенерация проводится 2-4 % раствором серной кислоты.

Отмывка - для удаления из фильтров остатков продуктов регенерации и избытка кислоты проводится в 2 этапа:

1 этап - по линии регенерации:

2 этап - отмывка частично обессоленной водой.

Анионитные фильтры 2 ступени.

Предназначены для поглощения кремниевой кислоты и остатков свободной углекислоты из Н - катионированной и ЧОВ с заменой их анионами гидроксила , находящегося в сильноосновном анионите , и образование воды из соответствующих кислот.

Взрыхление анионитных фильтров производится ЧОВ.

Регенерация анионита осуществляется для восстановления его ионно-обменной способности путем вытеснения анионитов SiO₃^2- ,SO₄^2- ,Cl^-,NO₃^- ,NO₂^- , поглощенных анионитом из обрабатываемой воды и замены их на гидроксил - ион (ОН^-).

Регенерация производится 3.5 - 4 % раствором щелочи (ОН^-).

Отмывка ведется в два этапа:

1 этап - совместно с анионитным фильтром 1 ступени отмывка ЧОВ по линии регенерации;

2 этап - отмывка анионитного фильтра 1 ступени и анионитного фильтра 2 ступени обрабатываемой водой.

III ступень обессоливания.

Предназначена для окончательной очистки воды, восполнения потерь воды и пара прямоточных котлов.

Н⁺ - катионитные фильтры 3 ступени.

Предназначены для поглощения катионов натрия , проскочивших через 2 ступень обессоливания.

Эксплуатация включает в себя полный рабочий цикл.

Взрыхление проводится водой, с целью разрыхления уплотнившегося катионита и удаления его мелких частиц.

Регенерация осуществляется раствором серной кислоты, концентрация 2 - 4 %.

Отмывка - назначение аналогично Н⁺ фильтров 2 ступени

1 этап - по линии регенерации в течение 1 часа.

Анионитные фильтры 3 ступени.

Сильноосновные анионитные фильтры 3 ступени предназначены для понижения кремне содержания обессоленной воды.

Эксплуатация включает в себя полный рабочий цикл.

Взрыхление - назначение аналогично Н⁺ фильтру 3 ступени.

Регенерация осуществляется раствором щелочи NaOH концентрация 2 - 4 %.

Отмывка проводится в два этапа:

1 этап - по линии регенерации;

2 этап - отмывка по рабочей линии.

РАЗДЕЛ 6

БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ.

1. Выбор объектов анализа.

В качестве объектов анализа принять:

для разработки мероприятий по безопасности труда - котлотурбинный цех;

для разработки мероприятий по охране окружающей среды и обеспечении безопасности в чрезвычайных ситуациях - ТЭЦ;

ТЭЦ отпускает электрическую энергию

ТЭЦ отпускает тепловую энергию.

ТЭЦ расположена в Европейской части РФ.

2. Анализ потенциальной опасности ТЭЦ для персонала и окружающей среды.

2.1. Анализ потенциальноопасных и вредных производственных факторов

Таблица 1.

Факторы и место их действия

Фактическое значение фактора. Последствия воздействия.

Нормируемые значение фактора (ПДУ, ПДК ПДД). Нормативный документ.

1. Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека.

Применимо на всех участках

6 , 0,4, кВ , 220 , 36 В Общие и местные электротравмы.

При аварийном режиме работы в зависимости от напряжения, времени

t_с U _пр, В I, мА

0.8 650 650

0.1 500 500

0.2 250 250

1 36 6

ГОСТ 12.1.038 - 82 (8)

2. Подвижные части производственного оборудования на различных участках объекта.

Скорость движения достигает больших значений. Механические травмы.

Не нормируется.

3. Повышенное давление в барабане в сосудах и трубопроводах. Компрессоры, воздухосборники, воздушные выключатели, паровые котлы, пароперегреватели, экономайзеры, баллоны сжатого и сжиженного воздуха.

Рабочее давление, МПа.

22 - трубопроводы питательной воды ;

14 - паропровод острого пара ;

0.8 - сосуды, работающие под давлением.

При р= 0,02 ... 0,004Мпа - травмы, ушибы , вывихи.

Более 0,1 МПа - смертельные поражения.

Пробное давление р _проб = = 1.25р_раб=1,25*254 МПа=

= 313,69Мпа

Правила (11), (13).

4. Повышенная или пониженная температура , подвижность воздуха.

Котельные и машинные цеха, термические участки , теплофикационные туннели , теплообменники , сепараторы и другие объекты.

Температура от - 30 до +50⁰С

Относительная влажность до 90 %

Скорость движения воздуха от 0 до 3 м/с и более.

Перегрев или переохлаждение в организме , заболевание дыхательных путей , утомление.

Температура не ниже +12⁰С и не выше + 32 ⁰С в зависимости от влажности и скорости движения воздуха.

Влажность до 85 % - в зависимости от температуры и скорости. Скорость до 0,9 м/с в зависимости от тяжести выполняемой работы.

ГОСТ 12.1.005 - 88 (7).

5. Повышенная загазованность воздуха рабочей зоны .

Турбинный и котельный цеха, установки химочистки воды , окрасочные участки , ЗРУ аккумуляторные помещения.

Концентрация газов и паров в воздухе рабочей зоны могут достигать десятки норм.

Отравления и профзаболевания в зависимости от вида газа (пара).

ПДК , мг/м³:

оксид углерода - 20;

хлор - 1;

серная кислота - 1;

соляная кислота - 5;

гидразингидрат - 0,1;

ацетон - 200.

Аммиак - 20

ГОСТ 12.1.003 - 94 (11)

6. Повышенная температура на поверхности тепломеханического оборудования , трубопроводов пара и горячей воды.

Температура на поверхности оборудования и трубопроводов от + 20 до + 55^°С

Ожоги.

При температуре окружающего воздуха + 24⁰С температура на поверхности оборудования не должна превышать + 45 ⁰С.

Правила (5,6,8).

7. Расположение рабочих мест на высоте

Турбинный и котельный цеха.

Расположение рабочих мест в котлотурбинном цехе на высоте от 0 до 26 м

Падение с высоты травмы , летальный исход.

ПДУ

а) площадки и лестницы с перилами высотой более 0,9м и сплошной обшивкой по низу высотой 0,1 м;

б) ширина лестниц 600 мм, высотой 200 мм, ширина ступеней 80 мм;

в) расстояние между площадками по высоте более 4 м.

Правила (10).

8. Повышенный уровень шума на рабочем месте.

Турбинный и котельный цеха , насосные станции , парогазопроводы , коллекторы дренажей.

Уровни звука ( дБ). А):

Генератор, турбина - до-117

Насосы - до - 99;

паро-газопроводы - до-98;

коллекторы дренажей - до -103 .

Заболевания органов слуха , нервной системы , головы.

ПДУ (дБ.А) на постоянных рабочих местах и рабочих зонах в производственных помещениях и на территории предприятий - 80.

ГОСТ 12.1.003-94 (11).

9. Повышенный уровень вибрации на рабочем месте.

Турбинный и котельный цеха, цехи централизованного ремонта, испытательные участки механического оборудования.

Уровни вибрации (дБ):

котельный цех - до 94;

турбинный - до 94;

ЦЦР - до 94;

испытательные участки механического оборудования - до 96;

Профзаболевания - вибрационная болезнь.

ПДУ общей технологической вибрации 63 Гц: уровень виброскорости 92 дБ, виброскорость - 0,02 м/с; виброускорение - 0,8 м/с².

ГОСТ 12.1. 012-90 (10).

10. Взрывопожаробезопасность концентрации горючих газов , паров легковоспламеняющихся газов , паров и горючих жидкостей, пыли.

Ацетиленовые станции , системы охлаждения генераторов, помещений электролиза воды, аккумуляторные , зарядные станции , котельный цех, машинные залы аммиачных компрессорных и холодильных установок , помещения подачи мазута .

Горючие газы: ацетилен, водород, оксид углерода, аммиак.

Горючие жидкости: мазут, масло турбинное, масло трансформаторное.

Лекговоспламеняющиеся жидкости , пыль.

При концентрации выше предельных норм может быть взрыв и пожар.

Нижний концентрационный предел воспламенения (НКПВ) , % об:

ацетилен - 2,5;

водород - 4,09;

оксид углерода - 12,5;

аммиак - 17,0;

ацетон - 2,91;

ГОСТ 12.1.004 - 79.

Температура вспышки , ⁰С:

мазут - 150;

масло турбинное - 184

масло трансформаторное - 140. ПУЭ (21)

Классификация производства , среды , зданий и сооружений.

Основные характеристики производственных помещений ТЭЦ приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Наименование помещения . цеха , участка.	Категория взрывопожароопасности ОНТП 24 - 86	Степень огнестойкости здания СНиП 2.09.02.-85	Класс взрыво- или пожароопасной зоны ПУЭ (21) гл. 7.3,7.4	Класс помещения по окружающей среде ПУЭ (21) 1.14 - 2.1.12	Класс помещения по опасности поражения электрическим током ПУЭ (21) 1.1.13	Группа производственных процессов по санитарной характеристике СН и П 2.09.04-87 (16)	Санитарный класс производства , ширина санитарнозащищенной зоны СН 245-71
Аккумуляторная	А	II	B -Ia	С химически активной средой	Особо опасное	1б	IV-100 м
Водонасосная	Д	III	П-Ia	Сырое	То же	2в	V-50 м
Котельный цех	А	II	B-Ia	Закрытое , сухое	То же	2а	IV-100 м
Турбинный цех	А	II	B-Ia	Закрытое , сухое	То же	2а	IV-100 м
ХВО	Д	III	П-I	С химически активной средой	опасное	1в	IV-100 м
Компрессорная	А	III	B-I	С химически активной средой	Повышенной опасности	1б	IV-100 м
ГРП	А	III	B-I	Закрытое	Повышенной опасности	1б	IV-100 м
Очистные сооружения	Д	II	П-III	сырое	Особо опасное	3а	IV-100 м
БЩУ	Д	II	П-III	сухое	Повышенной опасности	1а	V-50 м

2.2. Анализ производственных воздействий ТЭЦ на окружающую среду.

2.2.1. Загрязнение атмосферы.

Главное значение в загрязнении атмосферы в районе ТЭЦ имеют: оксид углерода, диоксид серы, оксиды азота. Концентрация вредных веществ в выбросах велика и количество валовых выбросов с уходящими газами очень значительно. ПДК вредных веществ приведены в табл. 3.

Таблица 3.

Вредные вещества, выделяемые в процессе производства.

№ п/п	Наименование	ПДК , мг / м³ В атмосферном воздухе		Место выделения
		Максимально разовая	Среднесуточная
1.	Диоксид серы	0.5	0.05	Котлотурбинный цех, дымовая труба
2.	Оксид углерода	5	3	То же
3.	Диоксид азота	0,085	0,04	То же
4.	Пятиоксид ванадия	-	0.002	То же
5.	Бензапирень	-	1 10^-5	То же
6.	Пыль (сажа)	0.15	0.05	То же

2.2.2. Загрязнение водоемов .

ТЭЦ загрязняет водоемы:

n водами , загрязненными нефтепродуктами (мазутом, маслами);

n растворами и отмывочными водами после химических очисток и консервации теплосилового оборудования (серная кислота , HCI, шлам);

n водами после обмывок конвективных поверхностей нагрева и регенеративных подогревателей (ванадий , никель, медь , серная кислота);

n сбросные воды водоподготовительных установок.(грубодисперсными веществами , серная кислота , HCI);

Самое сильное химическое загрязнение водоемов вызывают стоки химводоподготовки и обмывок поверхностей нагрева котлов. ПДК вредных веществ в водоемах указаны в табл. 4

Таблица 4.

Средние значения примесей в водоемах.

Виды примеси	Концентрация , мг/л
Грубодисперсные вещества	0.5
Свободная вода	4 - 5
Железо	7 - 8
Ванадий	0.3 - 0.8
Никель	0 - 0,15
Медь	0,02 - 0,05
Сухой остаток	32 - 45
Масло (мазут)	0.5 - 2.0

2.2.3. Энергетические загрязнения

ТЭЦ является источником интенсивного шума , который воздействует на жителей примыкающих территорий. Шумовые характеристики на внешней границе санитарно - примыкающей зоны ТЭЦ следующие:

уровень звука: максимальный - 120 дБА;

средний 71 дБА

Допустимый уровень шума на территории ТЭЦ 60 дБА.

2.3. Анализ возможности возникновения чрезвычайных ситуаций на ТЭЦ.

Наиболее вероятно возникновение чрезвычайных ситуаций в результате взрывов и пожаров. Опасность взрывов и пожаров создают факторы 3,5, 10 приведенные в табл.1.

3. Мероприятия и средства по обеспечению безопасности труда.

3.1.Защита от поражений электрическим током:

В качестве защиты предусматриваем:

а) совершенную изоляцию и ее контроль;

б) ограждения и кожухи на токоведущих частях;

в) зануление корпусов электроустановок напряжением до 1000 В с глухо-заземленной нейтралью;

г) защитное заземление для других электроустановок.

3.2. Защита от механических травм.

В качестве защиты предусматриваем:

а) ограждение вращающихся частей (муфт, шкивов) от случайных прикосновений;

б) оснащение тормозными устройствами тягодутьевых машин для быстрого останова и предотвращения самопроизвольного вращения от самотяги.

3.3 Нормализация воздушной среды производственных помещений.

Согласно СН 245-71 (5) планируется объем производственных помещений на одного работающего не менее 15 м³ , а площадь не менее 4,5 м².

В помещениях проектируемой ГРЭС предусмотрены согласно ГОСТ 12.1.005-88 (7), ПУЭ (гл.4.4), ГОСТ 12.4.021-75 (8):

а) поддержание допустимых параметров метеоусловий путем применения отопления , вентиляции , кондиционирования воздуха (см. таб. 3.1.).

n Нормы допустимых температур, относительной влажности и скорости движения в табл . 1.

б) поддержание чистоты воздуха рабочей зоны за счет применения герметичности технологического оборудования , местной вытяжной вентиляции на рабочих местах , общеобменной вентиляции , кондиционирование воздуха.

Системы отопления и вентиляции зданий и помещений ТЭЦ.

Таблица 3.1.

№ п/п	Назначение помещения	Система отопления	Система вентиляции	Подогрев воздуха	Очистка воздуха
1.	Помещение аккумуляторных батарей и кислотных	Водяное или паровое	Приточно-вытяжная с механическим побуждением	В калориферных установках до температуры не ниже 10 и не выше 35⁰С	Круглогодичная , приточного воздуха от пыли в фильтрах
2.	Водонасосная	Водяное или паровое	Приток воздуха естественный через открывающиеся фрамуги, удаление воздуха дефлекторами	В калориферных установках до температуры не ниже 10 и не выше 35⁰С
3.	Котельный и турбинный цеха	Водяное или паровое	Местный отсос из рабочих зон. Приточно-вытяжная с механическим побуждением	В калориферных установках до температуры не ниже 10 и не выше 35⁰С
4.	ХВО	Водяное или паровое	Приточно-вытяжная с механическим побуждением Используются вытяжные шкафы с принудительной вентиляцией	В калориферных установках до температуры не ниже 10 и не выше 35⁰С	Круглогодично
5.	Компрессорная	Водяное или паровое	Приток воздуха естественный	Не предусматривается
6.	ГРП	Дежурное	Приток воздуха естественный	Не предусматривается
7.	БЩУ	Водяное или паровое	Приточно-вытяжная с механическим побуждением	В калориферных установках до температуры не ниже 10 и не выше 35⁰С

3.4. Нормализация производственного освещения.

В соответствии со СН и П 23-05-95 (9) в производственных помещениях ТЭЦ предусмотрены:

а) естественное освещение с к.е.о. = 1,5 % боковое за счет применения остекленных световых проемов в двух противоположных наружных станах помещения и комбинированное (верхнее и боковое) за счет применения фонарей в покрытии и бокового освещения;

б) искусственное освещение (общее, местное , комбинированное) с помощью электрических ламп - газоразрядных (КТЦ, ХВО , БЩУ) или накаливания (аварийное освещение , турбинный цех, для местного освещения) с минимальной освещенностью.

Местное освещение, с применением ламп накаливания

Комбинированную систему освещения применяем в помещениях КТЦ , ХВО, БЩУ , турбинном цехе и складских зданий.

Для освещения помещений производственных и складских зданий применяем газоразрядные лампы низкого и высокого давления (люминесцентные , ДРЛ, натриевые).

в) аварийное освещение , освещенностью 10 лк , с питанием от аккумуляторной батареи;

г) очистку остекленных проемов и светильников проводить не реже 2 раз в год.

3.5. Защита от шума.

В соответствии с ГОСТ 12.1.003 - 94 (11) проектом предусмотрены:

3.5.1. Архитектурно - планировочные мероприятия:

а) размещение наиболее шумных помещений и зон в отдельных зданиях (компрессорная , кислородная станции);

б) размещение вне главного корпуса дымососов и дутьевых вентиляторов;

в) удаление внешних источников шума (трансформаторов , парогазопроводов и др) от помещений дежурного персонала;

г) отвод паров от предохранительных клапанов при помощи конденсационных устройств , соединенных с атмосферой , при этом противодавление не должно превышать 0,02 МПа;

д) создание свободной зоны между шумными цехами до 100 м.

Предусматриваем свободную зону – 85м.

3.5.2. Акустические мероприятия:

а) установка насосов . вентиляторов, компрессоров на отдельных фундаментах, не связанных между собой и со станами зданий;

б) звукоизолирующие прокладки между агрегатами и фундаментами;

в) акустические разрывы в конструкциях , заполненных звукоизолирующим материалом;

г) герметизация , уплотнение по периметру притворов окон , дверей и ворот;

д) герметизация стен и потолков помещений звукопоглощающими облицовочными материалами;

е) звукопоглощающая облицовка внутренних поверхностей газо-воздушных трактов вентиляционных систем .

3.5.3. Организационно - технические мероприятия:

а) своевременное и качественное профилактическое обслуживание оборудования , обеспечивающее надежность крепления , правильную регулировку сочленений;

б) использование рационального режима труда и отдыха работающих на шумных участках;

в) применение средств индивидуальной защиты органов слуха (наушники и виброобувь для операторов обслуживающих турбину).

3.6. Защита от вибрации.

Согласно ГОСТ 12.1.012 - 90 (10) проектом предусмотрены:

а) акустические разрывы , заполненные пористым материалом между фундаментами вибрирующих агрегатов и рабочими площадками ;

б) виброизолирующие опоры (стальные пружины , резина) под станинами и корпусами оборудования;

в) эластичные виброизолирующие вставки на воздуховодах в местах присоединения их с вентиляторами и в местах прохождения их через стены;

г) облицовка листов покрытия пола рабочих площадок вибродемпфирующим материалом;

д) применение средств индивидуальной защиты от вибрации (рукавицы с амортизационными прокладками при выполнении работ с отбойным молотком и уплотнительным вибратором при бетонировании , виброгасящая обувь);

е) поддержание в условиях эксплуатации технического состояния оборудования на уровне , предусмотренном нормативно - технической документацией;

ж) применение режимов труда , регулирующих продолжительность воздействия вибрации на работающих.

3.7. Снижение температуры на поверхности оборудования

Для снижения предусматриваем:

а) тепловую изоляция, которая должна выполняться так , чтобы температура ее наружной поверхности не превышала 55 ⁰С . Для тепловой изоляции предусматриваем малотеплопроводные материалы (шамотный кирпич , красный кирпич и т.д.);

б) все горячие части оборудования должны иметь тепловую изоляцию;

в) все горячие участки поверхностей оборудования , находящихся в зоне возможного попадания на них легковоспламеняющихся , горючих , взрывоопасных или вредных веществ должны быть покрыты металлической обшивкой для хранения тепловой изоляции от пропитывания этими веществами.

4. Мероприятия и средства по защите окружающей среды.

4.1. Снижение выбросов в атмосферу .

Во избежание загрязнения атмосферного воздуха предусматриваются:

а) дымовая труба высотой 150 м для рассеяния вредных остаточных веществ: оксидов азота и оксидов серы и др.;

б) рециркуляция дымовых газов в топочную камеру для снижения (примерно на 25 %) концентрации окислов серы с применением дымососов рециркуляции;

в) снижение выбросов бенз(а)пирена за счет контроля за полнотой сгорания топлива с помощью оптических дымномеров;

г) применяют очистку дымовых газов в скруббере , водой с добавкой известкового молока для очистки дымовых газов от SО₂.

_4.1.1.Расчет приземной концентрации SO₂, NO₂(22).

Высота дымовой трубы определяется по формуле:

H= =180м , где

А - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы.

Для европейской части России А = 120 ;

F -- безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе. F = 1;

Т -- разность выходящих из дымовой трубы газов и окружающего воздуха;

М -- количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу;

М=М_SO₂+5.58М_NO₂;

м,n -- безразмерные коэффициенты;

Н – высота дымовой трубы, м.

Определяем количество вредного вещества выбрасываемого в атмосферу.

Расчетным топливом проектируемого блока является природный газ, поэтому загрязнение окислами серы общей формулы SO_xотсутствует.

М=0+5,58×12×4=1,284

Выброс окислов азота рассчитывается по выражению

М_NO₂=0.034b₁kB/Q^P_Hj ,где

b₁=0,8 (для газа), коэффициент к=12D/(200+D_н) в зависимости от начальной D_ни фактической D нагрузок котла, т/ч ;

j - коэффициент, учитывающий мероприятия по подавлению оксидов азота в топке (от 0,9 до 0,5).

Из расчета тепловой схемы имеем:

k=12×1000/(200+960)=10,35

j=0,75

Определяем приземную концентрацию:

М_NO₂=0.0344×0.8×10.35×74000/88550×0.75=1,17<1,280 г/с.

Данные приземных концентраций SO₂ NO₂меньше ПДК SO₂ и ПДК NO₂ , поэтому выбранная высота трубы отвечает требованиям защиты атмосферы.

4.2. Снижение загрязнения сточных вод.

С целью уменьшения загрязнения водоемов проектом предусмотрены:

а) использование продувочных засоленных вод котлов в цикле подготовки добавочной воды на испарительной установке;

б) использование продувочных вод испарительной установки для получения реагентов для химводоочистки;

в) использование вод обмывки РВП для получения реагентов для химводоочистки;

г) очистка вод, загрязненных мазутом и маслом, по схеме установки с напорной флотацией.

4.3. Предотвращение загрязнений территорий.

Проектом предусматривается рациональное использование земель.

Самые большие территории земель используются под хранилище мазута

Для сбора металлома выделена площадка для его резки и погрузки в вагоны.

4.4. Организационные мероприятия.

Проектом предусмотрено составление экологического паспорта ТЭЦ в соответствии с требованием ГОСТ 17.00.09-90. Кроме того, на каждый год рассчитываются лимиты предельно - допустимых сбоев (ПДС) и предельно - допустимых выбросов (ПДВ), производят их согласование с администрацией региона и города, региональным органом Роскомприроды. На ТЭЦ предусмотрена должность ответственного за природоохранную деятельность.

5. Мероприятия и средства по обеспечению безопасности в чрезвычайных ситуациях.

5.1. Предотвращения пожаров и взрывов.

Согласно ГОСТ 12.1.004- 91 (11) и ГОСТ 12.1.010-76 (13) проектом предусмотрены:

а) на складах мазута и масел:

n территория склада с резервуарами мазута огораживается несгораемым ограждением высотой не ниже 2 м ;

n оснащается установками автоматического пожаротушения резервуаров;

n резервуары для хранения энергетических масел оснащаются устройствами для замера уровня жидкости в предотвращения перелива;

n технологические требования к оборудованию, зданиям и сооружениям складов по хранению и транспортировке топлива должны соответствовать ПТЭ

б) на котельных установках:

n оснащение котельных установок в соответствии с техническими требованиями по взрывобезопасности ;

n на мазутопроводах применение несгораемой теплоизоляции ;

n выполнение мазутопроводов в зданиях выполнены из усиленных стальных бесшовных труб повышенного класса на давление соответственно р_у = 64 МПа при температуре до 200⁰С;

n применение фланцевых соединений типа " шип - паз ";

n периодический (не менее 2 раз в год) визуальный осмотр состояния изоляции;

в) турбогенераторы:

n для исключения попадания масла на горячие поверхности предусматриваются меры против фонтанирования масла на напорных маслопроводах: применение стальной запорной арматуры , установка фланцев фасонного типа , окожушивание фланцев;

n в маслосистемах агрегатов применяется маслостойкие и температуростойкие материалы уплотнений фланцевых соединений маслопроводов;

n не реже 2 раз в год визуальный осмотр состояния изоляции паропроводов;

n при эксплуатации газомасляной системы агрегатов с водородным охлаждением исключение образования взрывоопасной смеси при объемном содержании водорода в воздушной среде от 4 до 75 %

г) аккумуляторные установки:

n в помещении проверка состояние приточно-вытяжной вентиляции;

n хранение кислотных и щелочных аккумуляторов в разных помещениях.

5.2. Пожарная защита и взрывазащита.

Согласно ГОСТ 12.1.004 - 91 (11) и ГОСТ 12.1.010-76 (13) проектом предусмотрены мероприятия по пожарной защите:

а) максимально возможное применение негорючих и трудногорючих веществ вместо пожароопасных - покрытие кровель зданий несгораемым пенополеуретаном;

б) ограничение количества горючих веществ и их размещения (смазочные материалы по нормам суточного расхода);

в) изоляция горючей среды за счет устройства обваловки хранилищ масла и мазута;

г) предотвращение распространения пожара за пределы очага за счет применения противопожарных стен и перегородок и дренчерных установок;

д) применение средств пожаротушения (огнетушители)типы: ОХП-10, ОПС - 10, ОВП-5, ОВП-10, ОУ - 5 (песок - при локальных очагах, установки автоматического пожаротушения, орошающие установки ферм перекрытия главного корпуса);

е) эвакуация людей;

ж) применение средств коллективной защиты;

з) система противодымной защиты;

и) применение средств пожарной сигнализации и средств извещения о пожаре. Предусмотрен пульт ППС - 2 , имеющий 65 направлений пожарных извещателей и возможность запуска системы автоматического пожаротушения по отдельным направлениям.

По взрывозащите предусматриваются следующие мероприятия:

а) установление минимальных количеств взрывоопасных веществ , применяемых в данных производственных процессах;

б) применение оборудования рассчитанного на давление взрыва;

в) обваловка и бункеровка взрывоопасных участков;

г) защита оборудования, работающего под давлением, п.5.3;

д) применение быстродействующих отсечных -- на газо - мазутопроводах котлов и обратных клапанов на отборах турбин;

е) применение средств предупредительной сигнализации о больших концентрациях за счет применения газоанализаторов.

5.3. Предотвращение взрывов сосудов и трубопроводов, работающих под давлением.

Для безаварийной работы котлов и трубопроводов , работающих под давлением согласно правилам (24) предусматриваются следующие мероприятия:

n правильная организация режимов пуска и останова данного оборудования;

n обеспечение надежной автоматической , контрольно - измерительной аппаратурой , а также дистанционным управлением;

n оснащение запорной и запорно-регулирующей арматурой , предохранительными устройствами (импульсными предохранительными установками на паропроводах парового котла); предохранительными клапанами (в любой точке паропровода до запорного устройства); указателями уровня жидкости;

Расчет предохранительного клапана (23).

№ п/п		Параметры	Указание по выбору параметра и расчетные формулы	Данные расчета
Исходные данные

1		Схема включения клапана		-


2		Массовый аварийный расход газа через предохранительный клапан G, т/ч	Определено заданием	1000



3		Состав газа (объемный) г_пар	» »	г_пар = 1,0

4		Газовая постоянная R, кгс×м/(кг×град)	» »	58,7
5		Показатель адиабаты к	Ср/Сv	1,33
6		Рабочее давление газа в системе (избыточное) р₁, кгс/см²	Определено заданием	254

7		Давление в резервуаре, куда сбрасывается газ после клапана (избыточное) р₂, кгс/см²	» »	28
8		Температура газа перед клапаном Т₁, К	» »	818

Расчет необходимого эквивалентного проходного сечения

		Максимальное допустимое давление в системе при открытом клапане (избыточное) р_мах1 , кгс/см²	(1.7) и (1.8)	1,1*254=279,4




10		Потеря давления в подводящем трубопроводе р_{тр ,} кгс/см²	при p₁ > 60 кгс/см² р_тр<0,04р₁	@0,04×254=10


11		Давление полного открытия клапана (избыточное) Р_h₁, кгс/см²	Р_мах — Р_тр	254-10=244
12		Приведенное давление перед клапаном p₁		=1,0855

№ п/п		Параметры	Указание по выбору параметра и расчетные формулы	Данные расчета
13		Температура при полном открытии клапана Т_h₁, К	T₁(P_h1/P₁)	=809,89
14		Приведенная температура перед клапаном t₁		810/(647*1)=1,25

15		Отношение приведенных координат p_i_/t_i	-	1,0855/1,25=,8684
16		Коэффициент сжимаемости газа перед клапаном , x₁	Рис. 99 при t_iи p_i	1,25

17		Коэффициент отклонения расхода реального газа от идеального ,y	Рис. 13 при (P_h₁ +1) и T_h₁	-
18	Коэффициент отклонения реального газа m_т		Рис. 11 и 12. В расчет принимается в случае отсутствия данных y и В При p_1/t₁ > 0,5	@1



19	Объемный показатель адиабаты реального газа k_v К_v=кx/m_т		Уравнение (11.46). В расчет принимается при отсутствии данных y и В при p_i/t_i > >0,5	1,33*1,25/1= = 1,16625	'
20	Площадь эквивалентного проходного сечения Ф_в клапана по воздуху при h/d_c =0,4 см²		Рис.101-104	0,75
21	Коэффициент пересчета В		Рис. 105, уравнение (VI.7)	* =1,75
22	Критическое отношение давлении в клапан s^=0,57s^_с		Рис. 98, уравнение (II.34)	0,27*0,57=0,15
№ п/п	Параметры		Указание по выбору параметра и расчетные формулы	Данные расчета
23	Максимальное допустимое давление в резервуаре сброса (избыточное) р_мах2 кгс/см²		Уравнения (1.7) и (1.8) р<3 р_max₂=h+0.5	0.5
24	Отношение давлений в открытом клапане s		(P_h2+1)/(P_h2+1) при P_h2=P_{h max2}	(0.5+1)/(244+1)= =0.0006<s^*=0.15
25	Коэффициент докритического расхода q		Рис100,уравнение (11,35) q=	=0,989
26	Коэффициент расширения среды в клапане e^*		Рис 98,табл 4 и уравнение (11,39) e^=1,2e^	0,57*1,2=0,684
27	Расчётная площадь эквивалентного проходного сечения Ф_р клапана для газа при h/d_c=0.4см²		В*Ф_р/q	0,75*1,75/0,989= 1,327
Определение размеров клапана
28	Относительная высота подъёма клапана		Принимается	0,4
29	Отношение размеров d₃/d_c		Табл, 21 d_c= d₃=(1.52.5)d_c (принимаем)	2.0
30	Коэффициент расхода a_с		Рис , 17	0,83
31	Расчётная площадь узкого сечения седла клапана (F_с)_р,см²		Ф_р/a_с	1,327/0,83=1,65
32	Расчётный диаметр узкого сечения седла (d_с)_р,мм			=14,5
№ п/п	Параметры		Указание по выбору параметра и расчетные формулы	Данные расчета
Выбор клапана
33	Диаметр седла принятого клапана d_с,мм		Определяется значением (d_с)_рd_с	15
34	Эквивалентная площадь проходного сечения принятого клапана Ф ,см²		a_с	0,83*= =1,466
35	Уточнённое давление Р_h1^’,кгс/см²,перед открытым клапаном при выработанном сечении		(Р_h₁+1)-1> >0.8Р₁	(244+1)1,65/1,466—1=275>0,8*254= =203,3
36	Выходной диаметр седла d_с^’,мм		Табл,21 d^’_c=(1.01.1)d_c	15*1.0=15
37	Высота подъёма диска клапана h,мм		В соответствии с п,28 расчёта	0,4*15=6
38	Наибольшая площадь сечения щели клапана при полном открытии F_щ,мм²		Должно быть F₃>F_щ Проверяется на основании размеров чертежа	-
Расчёт пружины
40	Коэффициент давления потока у		Рис35	2,44
41	Усилие сжатия пружины в открытом клапане Q_пр2,кгс		Уравнение lll,43	(2722,44-33,1) 3,14*0,8²/4-2=310
42	Жёсткость пружины х,кгс/см²		Уравнение lll,41
43	Прогиб пружины при закрытом клапане l.см		Q_про/х	195/322=0,6
44	Прогиб пружины l₂ при открытии клапана на величину h_max,см		l₁+h_max	0.6+0.6=1,2
№ п/п	Параметры		Указание по выбору параметра и расчетные формулы	Данные расчета
Расчёт сил реакции

45	Сила реакции от истечения среды из выпускного трубопровода R,кгс		Уравнение(vll,1) и (vll,2)	(32,2-28)⁴0,00385+ +1,42810⁴* *0,00385=1680
46	Сила реакции Р_х и Р_у от поворота потока в выпускном трубопроводе на 90°,кгс		Уравнение (vll,4)	21,40,00385* 32,210⁴0,705= =2450
47	Суммарная сила реакции ,кгс V H		R+P_y P_x	1680+2450=4130 2450
48	Момент М_v от силы реакции V,кгс*м		V*l_v	4130*0.3=1240
49	Момент М_н от силы реакции Н,кгс*м		Н*l_Н	2450*0,3=245
50	Суммарный момент М от сил реакции,кгс		M_v-M_Н	1240-245=995

В результате рассчёта принимаем к установке на парогенератор 2 предохранительных клапана.

n оборудование паровых котлов автоматическими устройствами для прекращения подачи топлива в топку в случаях:

а) погасания факела в топке;

б) отключения всех дымососов;

г) отключение всех дутьевых вентиляторов.

n периодическое техническое освидетельствование: внутренний смотр - не реже 1 раза в 4 года; гидравлическое испытание - не реже 1 раза в 8 лет.

Для безопасно эксплуатации баллонов со сжиженным и растворенными газами предусматривается:

n соблюдение правил наполнения баллонов и транспортировки;

n нормирование расстояния места установки балонов от источников тепла;

n соблюдение правил хранения баллонов.

Используемая литература.

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов работающих под давлением.

2. ГОСТ 12.1.004 – 76. Пожарная безопасность.

3. Правила устройства электроустановок М.1986.

4. СНиП II - 58 - 75. Теплоизоляция оборудования.

5. СН 245-71. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. М.1972.

6. СНиП II – 33 – 75. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. М.1976.

7. ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

8. ГОСТ 12.4.021-75. Системы вентиляционные.

9. СНиП 23 – 05 – 95. Естественное и искусственное освещение.М., 1995.

10. ГОСТ 12.1.012-78. Вибрация. Общие требования.

11. ГОСТ 12.1.003-83 Шум. Общие требования безопасности.

12. ГОСТ 12.1.004-85. Пожарная безопасность. Общие требования.

13. ГОСТ 12.1.010-76. Взрывобезопасность. Общие требования.

14. Методические указания МГОУ М.,1997.

15. ОНТП 24-86. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности. Общесоюзные нормы технологического проектирования. М.1986.

16. СНиП – 2.09.04 – 87. Производственные здания. М.1988.

17. ГОСТ 12.2.007.0 – 75 Изоляционные материалы электротехнические.

18. Павлов С.П., Денисенко Г.Ф., Афонасьева Е.В. “Защита окружающей среды при эксплуатации теплоэнергетических обьектов” 1993г.

19. СНиП 11-12-77 Защита от шума 1978.

20. Справочник по пыле- и золоулавливанию (Русаков) 1983.

21. Правила техники безопасности при экплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, М.1984.

22. Рыжкин В.Я.,Тепловые электрические станции, М.,1984

23. Кондратьнва Т.Ф., Предохранительные клапаны, «Машиностроение»,1976.

24. Тувальбаев Б.Г., Оптимизация схем и оборудования ТЭС,М.,1996г.

25. Тепловой расчёт котельных агрегатов (нормативный метод), М.,1973г.

26. Дранченко А.А., Коваленко О.М., Марченко Е.М., Тувальбаев Б.Г., Энерготехнологическое использование топлива, М.,1993г.

27. Чернухин А.А., Любимова Н.Г., Методические указания по выполнению организационно- экономической части дипломного проекта, М.,1989г.

28. Рихтер Л.А., Газовоздушные тракты тепловых электростанций, М.,1969г.

29. Стерман Л.С. технико-экономические основы выбора параметров КЭС, М.,1970г.

30. Стерман Л.С., Покровский С.А., Водоподготовка, М.,1989г.

31. Арсеньев Г.В., Белоусов В.П., Дранченко А.А. и др., М., 1988г.

32. Рихтер Л.А. и др. Вспомогательное оборудование ТЭС, М.,1987г.

Теплоперепад в ЦВД1

Действительный теплоперепад в ЦВД

Н = h - h = 3542,6 - 2976 = 566,6 кДж/кг

Н= h - h = 3427,4 - 3046,1 = 381,3 кДж/кг

Действительный теплоперепад в турбоприводе

Теплоперепад в ЦСД 2

Н = h - h = 3071,3 - 2602 = 469,3 кДж/кг

РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС

РАСЧЁТ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ ДЛЯ ЧЕТЫРЁХ БЛОКОВ

РАЗДЕЛ 2

ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ КОТЛА.

Тракт высокого давления

СТРУКТУРНАЯ СХЕМА АСР ТЕМПЕРАТУРЫ ВТОРИЧНОГО ПАРА.

РАЗДЕЛ 4

ВОДОПОДГОТОВКА:

Введение.

Расчет предохранительного клапана (23).

Исходные данные