Расчет тепловых схем паротурбинных ТЭС

Министерство образования и науки Российской Федерации
НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
№ 3907
621.311
Р 248
РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
ПАРОТУРБИННЫХ ТЭС
Методические указания
к курсовому и дипломному проектированию
для студентов IV и V курсов ФЭН всех форм обучения
(специальности 140100, 140101, 140104, 220301, 140204)
НОВОСИБИРСК
2010
УДК 621.311.22.001.24(07)
Р 248
Составители: канд. техн. наук, доц. О.К. Григорьева
канд. техн. наук, доц. О.В. Боруш
Рецензент д-р техн. наук, проф. Г.В. Ноздренко
Работа подготовлена кафедрой тепловых электрических станций
Новосибирский государственный
технический университет, 2010
2
ВВЕДЕНИЕ
Основу энергетики нашей страны составляют тепловые электрические станции (ТЭС), работающие на твердом, жидком и газообразном
топливе.
Тепловая часть электростанции представляет собой набор отдельных сложных теплоэнергетических установок, соединенных в определенную систему, которая называется тепловой схемой электростанции.
В настоящем издании рассмотрена методика расчета принципиальных тепловых схем энергетических установок ТЭС; расчет показателей
энергетической эффективности работы оборудования; методика выбора основного и вспомогательного оборудования ТЭС. Приведена необходимая информация по схемам и параметрам энергетических установок на органическом топливе.
В ходе расчета студенты должны:
1) принять решения по выбору рациональной тепловой схемы, параметров и профиля энергетических установок (ТЭУ);
2) выполнить расчет тепловой схемы и основных техникоэкономических показателей ТЭУ;
3) оценить вредное воздействие от ТЭУ на окружающую среду.
Расчеты тепловых схем выполняются по методике, подробно изложенной в работах [1, 3, 5, 9].
В пояснительной записке к проекту должны быть отражены следующие разделы:
расчет тепловой схемы ТЭУ;
определение тепловой экономичности ТЭУ;
выбор основного и вспомогательного оборудования;
расчет и выбор дымовой трубы.
3
Исходные данные для расчета
Район функционирования энергоустановки.
Тип и мощность энергоустановки.
Конечная температура регенеративного подогрева (температура
питательной воды).
Давление и расход свежего пара.
Давление производственного отбора.
Изменение давления регулируемых теплофикационных отборов
(для турбин типа ПТ и Т).
Тепловая нагрузка теплофикационных отборов (для турбин типа
ПТ и Т).
Расчетный режим энергоустановки.
Требования к оформлению
Пояснительная записка оформляется на формате А4, шрифт 14 pt,
Times New Roman, интервал – 1. Пояснительная записка курсового
проекта должна содержать:
титульный лист;
задание на курсовой проект;
содержание;
введение;
основную часть;
заключение;
список литературы;
приложения (при необходимости).
Графическая часть проекта должна включать в себя:
графики тепловых нагрузок ТЭУ;
тепловую схему энергоблока ТЭС – 1 лист;
цикл паротурбинной установки в P–s-диаграмме – 1 лист;
процесс расширения пара в турбине в h–s-диаграмме – 1 лист.
4
1. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ
Режим работы ТЭУ и показатели их экономичности определяются
графиками тепловых нагрузок, расходом и температурой сетевой воды.
Отпуск теплоты, температуры прямой и обратной сетевой воды tпс, tос и
расход воды зависит от температуры наружного воздуха, соотношения
нагрузок отопления и горячего водоснабжения. Отпуск теплоты в соответствии с графиком нагрузки обеспечивается за счет теплофикационных отборов турбин с подогревом сетевой воды в основных сетевых
подогревателях и пиковых источников теплоты.
График продолжительности стояния температур наружного
воздуха tвз f
для заданного района функционирования ТЭУ
(рис. 1.1, кривая 1). Информация для построения графика для данного
региона берется из таблиц справочных материалов (прил. 1).
График зависимости тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха Qт f tвз (линия 2). Данный график задается тепловым
потребителем с учетом норм теплоснабжения и качественного регулирования тепловой нагрузки. При расчетной для отопления температуре
*
наружного воздуха tвз
для данного региона откладывается максимальное значение тепловых нагрузок по отпуску теплоты с сетевой водой:
QТМ
Т
QТЭС
,
(1.1)
ТЭЦ
где QТМ – максимальная тепловая нагрузка Т-отборов турбины, МВт;
αТЭЦ – коэффициент теплофикации (задается или рассчитывается, см.
формулу на стр. 8).
Среднегодовая тепловая нагрузка горячего водоснабжения принимается независящей от tвз и отмечается на базе графика, МВт:
Г
QТЭС
Т
0,15QТЭС
.
5
(1.2)
Значения Q T при различных tвз определяются из выражения:
QT
Г
QТЭС
18 tвз Т
Г
QТЭС QТЭС
,
*
18 tвз
(1.3)
где +18 С – расчетная температура, при которой наступает состояние
теплового равновесия. Принято, что расчетная температура для жилых
зданий должна составлять +18 С, для школ, детских садов, поликлиник и больниц +20 С, для общественных зданий +16 С [2].
Началу и окончанию отопительного сезона соответствует температура наружного воздуха tвз
8 C , причем согласно нормам отопление включается при прогнозируемом понижении или повышении
температуры в течение трех суток подряд. При этой температуре тепловая
Рис 1.1. Графики тепловых нагрузок
6
нагрузка отопления скачком падает до нуля. Распределяется тепловая
нагрузка между основными и пиковыми источниками теплоты с учетом номинальной нагрузки QiT отборов турбины.
Температурный график tпс f (tвз ) , tос f (tвз ) (линии 3 и 4).
При расчетной температуре теплового равновесия +18 С оба температурных графика исходят из одной точки с координатами по оси
абсцисс и ординат, равными +18 С. В соответствии с качественным
регулированием температуры tпс и tос из точки теплового равновесия
изменяются линейно. По условиям горячего водоснабжения температура прямой воды не может быть менее 70 С, поэтому линия 3 имеет
излом при tпс = 70 С (точка А), а на линии 4 соответствующий излом в
точке В.
Максимально возможная температура подогрева сетевой воды ограничена температурой насыщения греющего пара, определяемой предельным давлением пара PТ1 в Т-отборе турбины данного типа (берется
из характеристики турбины). Если таких данных нет, то ориентировочно можно принять для турбин типа Т и ПТ РТ = 2,5 бар, а для турбины Т – 250/300 РТ = 3 бар.
Падение давления в линии отбора принимается 0,1РТ1, таким образом:
сп
Рmax
0,9РТ1 ,
(1.4)
Максимально возможная температура подогрева сетевой воды определяется температурой насыщения при данном давлении пара в сетевом подогревателе за вычетом температурного напора δtсп (равного
обычно 5…7 С), являющегося недогревом до температуры насыщения
греющего пара ( С):
max
tпс
tsсп δtсп ,
(1.5)
сп
где tsсп f ( Pmax
) – температура насыщения при данном давлении пара
в сетевом подогревателе.
Проводится линия M1 – N1 параллельно линии 4. В точке N1 температура на выходе из сетевого подогревателя достигает предельного
значения. Точка N1 переносится на график QТ = f(tвз), и строится линия
M – N, характеризующая максимальную нагрузку QТМ теплофикационных отборов турбины. В точке N нагрузка теплофикационных отборов
7
изменяется пропорционально снижению разности температур в сетевых подогревателях:
*
*
,
tпс
tос
(1.6)
tС
max
tпс
(1.7)
Q*
QТМ
t
*
.
tос
*
Тогда нагрузка при tос
tc
,
t
(1.8)
а коэффициент теплофикации
ТЭЦ
max
tпс
*
tпс
*
tос
*
tос
.
(1.9)
График продолжительности тепловых нагрузок QT f ( ) . Строится с помощью переноса соответствующих точек с графиков 4 и 1.
Пиковая часть графика лежит выше линии M2 – N2, характеризует отпуск теплоты от пиковых источников теплоты. Базовая часть графика
(ниже линии M2 – N2) характеризует отпуск теплоты из теплофикационных отборов турбины.
Выбор расчетного режима энергоустановки.
а) Режим для средней нагрузки при средней температуре воздуха за
ср
отопительный период tвз
определяется по графику 2 ( Qср ), для выбранного режима с помощью графика 3 находим температуру прямой
и обратной сетевой воды.
б) Режим включения пиковых водогрейных котлов – точка М (из
графика 2 определяется отопительная нагрузка, а с помощью графика 3
находим температуру прямой и обратной сетевой воды).
*
в) Режим для максимально-зимней нагрузки при tвз
(из графика 2
определяется отопительная нагрузка, а с помощью графика 3 находится температура прямой и обратной сетевой воды).
8
2. ПОСТРОЕНИЕ ДИАГРАММ
Процесс расширения пара (рис. 2.1, 2.2) в турбине строится от точки 0 (при P0, t0). С учетом процесса дросселирования пара в регулирующих клапанах определяется конечное состояние процесса дросселирования – точка 0 (при P 0,95P0 и h idem ).
Давление промперегрева РПП берется по характеристике турбины
или (на основании рекомендаций технико-экономических исследований) оценивается по выражению
P0 6 .
PПП
(2.1)
Выбирается и обосновывается температура промперегрева tПП .
Потеря давления в системе промперегрева принимается равной
0,1PПП , поэтому давление на выходе из части высокого давления
(ЧВД) турбины (на входе в промперегреватель) PЧВД 1,1PПП .
На установках с промежуточным перегревом пара в один регенеративный подогреватель всегда целесообразно подавать греющий пар из
«холодной» нитки промперегрева [2].
Для турбин без промперегрева давление на выходе из ЧВД также
можно оценить по формуле (2.1).
Если имеется регулируемый производственный отбор, то давление
за ЧВД PЧВД принимается равным давлению производственного отбора PП.
Затем строим процессы в ступенях ЧВД
ЧВД
h0
h0
hsЧВД
ЧВД
0i
.
Внутренний относительный КПД ЧВД может быть оценен по формуле
ЧВД
0i
0
0i
a v0 ,
(2.2)
где 00i – базовое значение КПД (табл. 2.1); v0 – удельный объем пара,
м3/кг; a – коэффициент (табл. 2.1).
Аналогично определяются энтальпии пара ЧСД и ЧНД.
9
Т а б л и ц а 2.1
Параметры для определения относительного внутреннего КПД
Цилиндры
турбин
ЧВД
ЧСД
ЧНД
Базовое значение КПД,
К-турбины
0,87
0,9
0,83
0
0i
Т- и ПТ-турбины
0,85
0,82
0,80
Коэффициент
a
2,6·10–4
1,8·10–3
Дросселирование пара в дроссельных клапанах на входе в ЧСД
конденсационных турбин обычно принимают около 0,1 МПа (1 бар),
поэтому при построении процесса это дросселирование можно не учитывать.
Давление PЧСД для конденсационных турбин принимается из конструктивных требований на уровне 0,1 …0,2 МПа, а для теплофикационных турбин – PЧСД PТ1 (давление в регулируемом теплофикационном отборе).
При давлении в конденсаторе PК строится процесс конденсации К, К .
Если задана температура охлаждающей воды (табл. 2.2), а не давление в конденсаторе, то в соответствии с температурой принимается
значение этого давления. При расчетной температуре охлаждающей
воды 12…15 C давление в конденсаторе составляет 2,8…4,0 кПа, а
при большей температуре давление может приниматься в пределах
4…8 кПа [2].
Т а б л и ц а 2.2
Среднегодовая температура охлаждающей воды
Система водоснабжения
Температура охлаждающей воды, °С
Урал, Северный Казахстан, Средняя Азия,
Сибирь, Дальний Восток
юг Казахстана
Оборотная с прудами-охладителями
Оборотная с испарительными
градирнями и брызгальными
бассейнами
10
8…10
12…16
18…22
20…24
Давление в конденсаторе (МПа) оценивается по выражениям:
для системы технического водоснабжения с «сухими» вентиляторными
градирнями
PК
0,1 0, 466 5,39 10
3
tвз
0, 01DК0,1 hК
6,75
;
(2.3)
для систем технического водоснабжения с прудами-охладителями и
брызгальными бассейнами
PК
0,1 0, 466 5,39 10
3
tво
0, 01DК0,1 hК
6,75
.
(2.4)
Здесь tвз , tво – среднегодовые температуры воздуха и охлаждающей воды в
ареале функционирования ТЭС (оцениваются по табл. 2.2 и прил. 1); DК ,
hК – расход пара, кг/с, в конденсатор и удельная тепловая нагрузка конденсатора, кДж/кг (на первом этапе расчета принимается с использованием
прил. 2 и 3).
Поскольку напор конденсационных насосов составляет 1,1 МПа,
строится процесс К , КН – в конденсационных насосах. Пренебрегая
изменением энтальпии в этих насосах, процесс К , КН строим как изоэнтальпийный процесс.
В состоянии, характеризуемом точкой КН, начинается подогрев
питательной воды в ПНД. Процесс в ПНД изображается как КН, Д.
При расчете тепловой схемы (рис. 2.1) необходимо учесть, что подогрев
в сальниковом подогревателе (подогревателе уплотнений) принимается
t ОЭ+ПУ = 4…5 °С.
Состояние в точке Д характеризует состояние питательной воды после деаэратора (при давлении РД = 0,6…0,7 МПа). Температура (tД) и энтальпия (hД) питательной воды принимаются равными параметрам насыщения, соответствующим заданному (или принятому) давлению [2].
Давление в отборе, питающем деаэратор, определяется с учетом
PД (давления в деаэраторе). Падение давления в паропроводе отбора
принимается 0,2 МПа (2 бар) с учетом сопротивления регулирующего
клапана перед деаэратором. Принимается запас по давлению в отборе
20 % (это значит, что при снижении нагрузки блока до 80 % деаэратор
еще можно питать паром данного отбора).
Таким образом, PД 1,2 PД 0,2 МПа.
11
Процесс в питательном насосе Д, ПН строится с учетом повышения
энтальпии в питательном насосе hПН :
hПН
PПНv
ПН
,
(2.5)
где ПН – КПД питательного насоса ( ПН = 0,8); v = 10–3 м3/кг – удельный объем питательной воды; давление за питательным насосом принимается равным давлению питательной воды PПН 1,31, 4 P0 ,
МПа; P0 – давление острого пара, МПа.
ния
Расчетное давление питательного насоса (МПа) определяется из выражеPПН
1
P PПГ
PЭК
PПВД
наг
PТР
1,31, 4 P0 ,
вс
PТР
hПВД g10
6
PД
(2.6)
где P – запас давления на открытие предохранительных клапанов, принимаемый для парогенераторов с рабочим давлением более 10 МПа, равным
6 %; PПГ , PЭК , PПВД – сопротивление парогенератора, экономайзера и регенаг
неративных подогревателей высокого давления; PТР
– сопротивление питавс
тельных трубопроводов от насоса до парогенератора; PТР
– сопротивление
всасывающих трубопроводов; hПВД – разность уровней воды в барабане парогенератора и в баке деаэратора, м.
Процесс подогрева питательной воды в ПВД строим как процесс
ПН, ПВ. При этом полагаем, что давление в ПВД и парогенераторе изменяется по линии ПН, ПЕ (рис. 2.1), давление и температура перегретого пара за парогенератором принимаются: PПЕ P0 1,01,5 МПа 1
(меньшие значения – для турбин докритического давления);
tПЕ t0 5 C . Тогда состояние питательной воды после ПВД определяется в точке ПВ, которая находится на пересечении изотермы tпв с
линией ПН, ПЕ.
Процесс ПВ, ПЕ – процесс генерирования пара в парогенераторе.
1
Параметры пара РПЕ , tПЕ – стандартизованы, что необходимо учитывать
при проектировании.
12
Процесс ПЕ, 0 – снижение параметров пара в паропроводе.
Процесс 1, ПП – процесс промежуточного перегрева пара в парогенераторе.
Если питательный насос с турбоприводом (что характерно для турбин
большой мощности, 250 МВт и выше), необходимо построить в h–sдиаграмме (рис. 2.2) процесс расширения пара в приводной турбине.
Давление пара перед приводной турбиной должно быть 1,0…1,5 МПа
(прил. 2). Падение давления в патрубке отбора до приводной турбины
принимается 10 %. Для энергоблоков мощностью более 300 МВт принимаются конденсационные приводные турбины. Давление в конденсаторе приводной турбины можно принимать на уровне давления в
конденсаторе турбины привода электрического генератора, а КПД
ТП
0i = 0,84. Процесс в приводной турбине на рис. 2.2 показан линиями
1*, 2*.
Количество регенеративных подогревателей в системе регенерации
можно принимать по характеристике турбины (прил. 1).
Распределение подогрева воды по ступеням
Распределение подогрева питательной воды в регенеративных подогревателях проводится разными методами.
1. Энтропийный метод (принцип максимальной термодинамической эффективности) – распределение регенеративного подогрева, при
котором в каждом из подогревателей энтропия воды возрастает на одно и то же значение.
Приращение энтропии в ПВД и ПНД, Дж/(кг·К):
siПВД
sПВ sПН
nПВД
siПНД
sД
sКН'
nПВД
Д
const ,
(2.7)
const .
(2.8)
где sПВ , sПН , sД , sКН – энтропии в соответствующих точках цикла,
Дж/(кг·К).
2. Равномерное распределение по ступеням – распределение, при
котором в каждом подогревателе осуществляется одинаковый подогрев воды.
13
ПН' ПН ПВ
ПЕ
0
δtПВД
КН
ПП
1
δtПВД
δtПВД
Д
2
δtПНД
δtПНД
δtПНД
δtПНД
K
Ks K
Рис. 2.1. Цикл энергоблока в P–s-диаграмме
14
Нагрев питательной воды в каждом подогревателе в линии ПВД:
tПВ tД
tПН
,
(2.9)
tПВД
nПВД
где nПВД – количество ПВД, шт;
насосе, °С:
tПН
tПН – нагрев воды в питательном
pПН v
,
ПН c p
где c p – изобарная теплоемкость воды, Дж/(кг·К).
Нагрев воды в каждом подогревателе в линии ПНД:
tД
tД tK'
t ОЭ+ПУ
,
tПНД
nПНД
(2.10)
(2.11)
где tД – подогрев питательной воды в деаэраторе, для надежной работы деаэратора рекомендуется подогревать в нем питательную воду
не менее чем на 20 °С; nПНД – количество ПНД.
Для приближенной оценки числа подогревателей можно учесть,
что в ПВД нагрев питательной воды осуществляется на tZПВД
30…40 °С, а для ПНД – tZПНД 20…30 °С.
Температуры дренажей в подогревателях определяются с учетом недогрева:
tдрi
tвi
δt ,
(2.12)
где δt – недогрев, для ПНД δt 4 C , для ПВД δt 2 C ; если в ПВД
имеется встроенный охладитель дренажа, то недогрева не будет. По
температуре дренажа определяем давление PП Z .
Падение давления в линиях отборов принимается равным 0,1PП Z ,
поэтому давление отборного пара PП Z
1,1PП Z .
Отмечаем изобары PП Z и на их пересечении с процессом расширения пара в отборах (рис. 2.2) определяем энтальпии отборного пара
( h1, h2 ,hZ ).
15
4000
4000
3900
3900
3800
3800
3700
3700
3600
3500
3500
3400
0 0*
3400
3300
3300
1отб
3200
3200
3000
1s
б2отб
1 1*
б
2900
16
Энтальпия, кДж/кг
3100
Энтальпия, кДж/кг
ПП
P2
1*
P
3
PД
3600
0 0*
3отб + D
2800
2700
2600
2s
D4отб + СП1
2*
2 СП1
5отб + СП2
2
3000
2*
P4
2s
1
P5
1s
2900
P6
2800
3s 3
P7
2700
P
8
2600
6отб
СП2
2500
P1
3100
2500
2400
K
2400
2300
Ks
2300
K
2200
2200
Ks
2100
2100
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
6,0
Энтропия, кДж/(кг·К)
6,5
7,0
а
б
Рис. 2.2. Процесс расширения пара в турбине в h–s-диаграмме:
а – без промперегрева; б – с промперегревом
7,5
Энтропия, кДж/(кг·К)
8,0
Сетевые подогреватели
Температуры прямой tпс и обратной tос сетевой воды определяются
по графикам зависимости температуры прямой и обратной сетевой воды от температуры наружного воздуха при заданном режиме теплофикации (см. рис. 1.1).
Температура сетевой воды между сетевыми подогревателями (при
равномерном распределении теплофикационной нагрузки):
t
t
(2.13)
tсв пс ос .
2
Температуры дренажей с учетом недогрева:
tдрi tвi δtсп ,
(2.14)
Дренаж
Вода
Параметры
насыщения
Пар
где δtсп – недогрев, определенный ранее в п. 1.3.
После оптимального распределения подогрева по ступеням и определения параметров в регулируемых отборах целесообразно их согласовать
с соответствующими параметрами по заводской характеристике турбины
(прил. 2, пределы изменения давления в регулируемых отборах).
Все полученные значения параметров заносим в табл. 2.3.
Точка
t, ºC
P, бар
h, кДж/кг
s, кДж/кг·К
t, ºC
П1
П2
П3
P, бар
h, кДж/кг
s, кДж/кг·К
t, ºC
P, бар
h, кДж/кг
s, кДж/кг·К
t, ºC
h, кДж/кг
17
Д
ТП
Т а б л и ц а 2.3
…
ВСП Пn
3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Относительный расход питательной воды, подаваемой в парогенератор:
пв
1
у
пр .
ут
(3.1)
В порядке оценки принята относительная величина утечек пара
0,02 ; относительный расход пара на уплотнения у 0,036 ;
ут
продувка парогенератора пр 0,02 (для парогенераторов барабанного
типа). Энтальпия пара из уплотнений условно принимается равной энтальпии острого пара h0 .
Предварительный расход пара на турбину D может быть взят из
(прил. 2) или определен по формуле, кг/с.
D
Kр
NЭ
H i ηЭМ
уТ1DТ1
уТ2 DТ2 ,
(3.2)
где K р – коэффициент регенерации, выбирается из диапазона K р
1,15...1,25 ; ηЭМ 0,98 – электромеханический КПД турбогенератора; DТi – расход пара на теплофикационный отбор, кг/с; yТi – коэффициент недовыработки соответствующего теплофикационного отбора
yТi
hТi
hK
Hi
.
(3.3)
Для выбранного режима работы теплофикационной турбины и значений температур прямой tпс и обратной tос воды расход пара на сетевые подогреватели (при равномерном распределении теплофикационной нагрузки), кг/с:
DТi
QТ
2 hТi
Тi
hдр
ηТО
,
(3.4)
где QТ – тепловая нагрузка турбины на заданном расчетном режиме,
Тi
кВт; hТi , hдр
– энтальпии отборного пара и дренажа, кДж/кг; ТО – КПД
18
подогревателя, учитывающий потери в окружающую среду, можно
принять равным ТО = 0,98.
Тогда относительные расходы пара на сетевые подогреватели будут находиться по следующей формуле
DТ
.
D
Тi
(3.5)
Расчет тепловой схемы начинается с расчета ПВД в порядке понижения давления отборного пара.
Для расчета подогревателей составляются тепловой и материальный балансы:
n
m
(3.6)
iвыход ,
iвход
i 1
i 1
n
m
i hi
i 1
вход
i hi выход
i 1
.
(3.7)
Расчет ПВД. Для подогревателя поверхностного типа П1, поскольку потоки теплоносителей не смешиваются, составляют только
уравнение теплового баланса с учетом всех входящих и всех выходящих потоков воды и пара (рис. 3.1):
пв hв2
1h1
пв hв1
1hдр1
(3.8)
без учета потерь в окружающую среду.
С учетом КПД подогревателя, учитывающего эти потери, уравнение теплового баланса будет иметь вид
1
h1 hдр1
ТО
пв
откуда относительный расход пара на П1
пв hв1 hв2
1
h1 hдр1
(3.9)
hв1 hв2 ,
(3.10)
.
ТО
П2. Аналогичным образом рассчитываем П2. Исходное уравнение
теплового баланса:
2
h2
hдр2
ТО
1
hдр1 hдр2
19
ТО
пв
hв2
hв3 .
(3.11)
αпв, hв1
П1
α1, h1
αпв, hв2
α1, hдр1
П2
(α1+α2), hдр2
α2, h2
αпв, hв3
П3
3,
h3
(α1+α2+
3),
hдр3
αпв, hпн
Рис. 3.1. Схема ПВД
Относительный расход пара на П2
пв
2
hв2
hв3
h2
1
hдр2
hдр2
hдр1
ТО
.
(3.12)
ТО
П3. П3 рассчитывается так же, как и П2. При этом нужно иметь в
виду, что энтальпия воды на входе в ПВД3 определяется с учетом подогрева воды в питательном насосе hПН hД
hПН .
Деаэратор (Д). В деаэратор (рис. 3.2) отводятся дренажи, подводятся питательная вода и греющий пар. Поскольку деаэратор – это подогреватель смешивающего типа, т. е. потоки теплоносителей смешиваются и количество питательной воды в процессе ее подогрева меняется, кроме уравнения теплового баланса необходимо составить и
уравнение материального баланса.
20
Уравнение материального баланса:
Д
в4
1
2
пв .
3
(3.13)
Уравнение теплового баланса:
Д h4
в4 hв4
1
2
3
hдр3
(3.14)
пв hД ,
откуда находится относительный расход питательной воды
ПНД и относительный расход пара Д на деаэратор:
в4
пв
пв
hД
hв4
Д
Д
1
2
1
2
h4
hв4
3
3
в4
после
;
hв4
hдр3
(3.15)
.
Сетевые подогреватели (СП) (рис. 3.3) рассчитываются так же,
как регенеративные.
Относительный расход воды, проходящий через сетевую установку, равен
ос
QТ 103
.
(hпс hос ) D0
(3.16)
Расчет ПНД. ПНД рассчитывают так же, как ПВД. Наибольшую
сложность для расчета представляет схема ПНД с дренажным насосом
(рис. 3.4). В этом случае составляется и решается система, включающая уравнения тепловых балансов поверхностных подогревателей и
уравнения материальных и тепловых балансов для смешивающих подогревателей (точек смешения).
αд, h4
(α1+ α2+ α3), hдр3
αв4, hв4
αт1, h6 = hт1
αос, hпс
ВСП
αос, hсв
т1
αсп1, hдр
αпв, hд
Рис. 3.2. Схема деаэратора
αт2, h7 = hт2
НСП
αос, hос
т2
αсп2, hдр
Рис 3.3. Схема сетевых подогревателей
21
6,
т2
h6 αт2 , hдр
П6
в6,
h7
П7
hтс
hв6
тс
5,
7,
в7,
в7,
hв7
hв8
ДН
( 5+ 6+ 7), hдр7
hдр5
( 5+ 6), hдр6
Рис. 3.4. Схема ПНД с дренажным насосом (ДН)
Так, для схемы, показанной на рис. 3.4, составляется система уравнений: уравнение теплового баланса для П6, уравнения материального
и теплового балансов для точки смешения и уравнение теплового баланса для П7:
6
h6
в6
т2
в6 hтс
7
hдр6
h7
ТО
5
т2
т2 hдр
hдр7
ТО
5
6
hдр5
hдр6
7
в7 ;
ТО
в6
hв6
hтс ;
(3.17)
5
6
5
7
6
hдр7
в7 hв7 ;
hдр6
hдр7
ТО
в7
hв7
hв8 .
Из решения этой системы уравнений находятся значения 6 , 7 ,
hтс , в7 .
После определения величин относительных расходов пара из отборов Z рассчитываются соответствующие коэффициенты недовыработки yZ . Для i-го отбора ЧВД турбин с промперегревом коэффициент
недовыработки определяется как (обозначения рис. 2.2):
yi
hi
h1
hПП
H
22
hK
;
(3.18)
для отборов из ЧСД и ЧНД, а также для турбин без промперегрева:
hi
yi
hK
,
H
(3.19)
где hi – энтальпия соответствующего отбора, кДж/кг; H
H ЧВД
H ЧСД H ЧНД – теплоперепад на турбину (см. рис. 2.2), кДж/кг.
Определяется расход пара через турбину:
D0
H
ЭМ
NЭ
1
Z yZ
,
(3.20)
где М , Г – КПД (механический) турбины и электрического генератора, Z – относительный расход пара данного отбора (например, если из третьего отбора турбины питаются ПВД3, деаэратор и турбопривод, то III
3
Д
ТП ).
В этом выражении учитываются все отборы пара, в том числе на
турбопривод, производственный и теплофикационный отборы.
Относительный расход пара на турбопривод
пв
ТП
hПН
H ТП
.
(3.21)
м
Мощность приводной турбины, кВт:
ТП D0 HТП м ,
NТП
(3.22)
где HТП – действительный теплоперепад на приводную трубу (с учеК
том PТП
1,5PК , ТП
0i = 0,84);
Дебаланс расхода пара
D0
м
= 0,98.
D0 D
100 % 3 % .
D0
(3.23)
Расход пара на входе в конденсатор
DК
D0 1
где учитываются все отборы пара.
23
Z
,
(3.24)
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ
Расход теплоты с паром производственного отбора
DП hП ,
QП
(4.1)
где hП – разность энтальпий пара производственного отбора и конденсата, возвращаемого с производства.
Расход пара и теплоты турбогенераторной установкой:
DТГ
QТГ
D0 1
у
D0 1
h0
hПВ
(4.2)
,
у
ПП
hПП
hЧВД
,
(4.3)
где ПП – относительный расход пара в промежуточный пароперегреватель.
КПД турбогенераторной установки по производству электроэнергии
NЭ
,
(4.4)
Э
QТГ QТ QП
где QТ , QП – отпуск теплоты с сетевой водой и паром производственного отбора.
Годовой отпуск теплоты пиковыми источниками теплоты
год
Qпик
Т
QТЭС
от
n
1
ТЭЦ
1 Qmin
Q Qmin ,
(4.5)
Т
где Qmin Qmin QТЭС
; Qmin – минимальная нагрузка (при температуре
воздуха 8 °С; от – продолжительность отопительного периода (см.
рис. 1.1, кривая 1);
Q
1
Г
ср
QТЭС
18 tвз
Г
QТЭС
Т
QТЭС
18 tвз
Т
QТЭС
,
(4.6)
ср
– средняя за отопительный период температура наружного воздуха
tвз
(прил. 1); n – показатель степени: n
24
1 Qmin
Q Qmin .
Годовой отпуск теплоты основными источниками теплоты
год
Qос
Т
QТЭС
от
1
1 Qmin
n
год
Qпик
Q Qmin
Г
QТЭС
8760
от
.
(4.7)
Среднегодовая электрическая нагрузка
N ср
Эгод
8760
N
8760
NЭ .
(4.8)
Среднегодовая тепловая нагрузка отборов турбины
Q ср
год
Qос
,
8760
(4.9)
где Эгод – годовая выработка электроэнергии;
пользования установленной мощности.
N
– число часов ис-
Выбор парогенератора
Тип парового котла определяется главным образом выбранным типом турбины, а также видом топлива, суммарной мощностью и режимом работы ГЭС.
По параметрам питательной воды на входе и параметрам пара за
парогенератором определяется количество отпускаемой теплоты (тепловая нагрузка парогенератора)
QЕ
DЕ hПЕ
hпв
D0
ПП
hПП
hЧВД ,
(4.10)
где DЕ DТГ D0 ут – паровая нагрузка парогенератора.
На блочных КЭС производительность котла DПЕ, кг/с, выбирается
по максимальному расходу пара на турбину D0 с учетом расхода на
собственные нужды (0,02 D0) и общего запаса по пару (0,03 D0) [12]:
DПЕ 1,05D0 .
(4.11)
На ТЭЦ с поперечными связями производительность и число котлов выбирают по максимальному расходу пара на ТЭЦ, но так, чтобы
при выходе из работы одного котла не было снижения отпуска теплоты и пара. При этом электрическая нагрузка может быть снижена на
мощность самого крупного агрегата ТЭЦ.
25
Параметры пара на выходе из котла выше, чем перед турбиной, на
величину потерь давления и температуры в паропроводах:
РПЕ
1,04 1,06 Р0 ; tПЕ
1,01 1,02 t0 .
(4.12)
Если давление пара не выше 17 МПа, то применяют барабанные
котлы с естественной циркуляцией; при более высоком давлении устанавливают прямоточные котлы.
Котлы производительностью 400 т/ч и выше выпускаются в газоплотном исполнении (ГП); газомазутные котлы указанной производительности работают под наддувом (НД) или под разрежением (Р); пылеугольные котлы – только под разрежением.
Расход электроэнергии на собственные нужды
1. На тягодутьевые установки (кВт)
N ТД
где
ТД
1,3 – коэффициент запаса;
ТД
энергии, кВт·ч/т пара;
ливе;
3,6
ТД
ТД
ТД D0 ,
ТД
(4.13)
– удельный расход электро-
3 при работе ТЭУ на газомазутном топ-
6 при работе на угле.
Дымососы и дутьевые вентиляторы предназначены для отсоса продуктов
сгорания топлива и подачи воздуха, необходимого для горения. Парогенераторы, работающие под наддувом, имеют только дутьевые вентиляторы.
Тягодутьевые установки выбираются по расходу (подаче) среды и перепаду полных давлений газового или воздушного тракта.
Величина напора определяется на основании аэродинамических расчетов
газового и воздушного трактов парогенератора.
Объемы газов и воздуха (расход среды) устанавливаются по результатам
теплового расчета парогенератора.
Объемы газов и воздуха зависят от вида сжигаемого топлива, мощности
парогенератора (часового расхода топлива). Как правило, на один парогенератор устанавливаются два вентилятора и два дымососа. Для парогенераторов
производительностью 950 т/ч и более применяют осевые дымососы, а при
производительности более 1500 т/ч – также и осевые вентиляторы.
В остальных случаях устанавливаются высокоэкономичные центробежные (радиальные) тягодутьевые машины.
26
Расход воздуха (м3/с) на парогенератор (а следовательно, и производительность вентилятора) определяется по формуле
Vвоз
BV 0
Т
Т
ППУ
ВП
tхв 273
;
273
(4.14)
объемный расход ( м3/с) газов на выходе из парогенератора (на входе в дымосос)
Vгаз
B Vг0
1 V0
Д
t ух
273
273
,
(4.15)
где B – расчетный расход топлива, кг/с; V 0 – теоретическое количество воздуха (при 0,1 МПа и 0 °С), необходимое для сгорания 1 кг твердого или жидкого топлива, м3/кг (прил. 4); Vг0 – теоретический объем продуктов сгорания
(при 0,1 МПа и 0 °С) при избытке воздуха
1 (прил. 4); tхв , t ух – температура холодного воздуха и газов у дымососа, °С; Т – избыток воздуха в топке
( Т = 1,2…1,25);
Т,
Т = 0,05…0,1)
ППУ – присосы воздуха в топке (
и системе пылеприготовления (для пылесистемы с ШБМ – 0,04…0,02; с ММ –
0,04; с МВС – 0,04; с МВ – 0,2…0,25);
ВП – присосы воздуха в воздухоподогревателе (для регенеративных воздухоподогревателей – 0,2, а для трубчатых – 0,03 на каждую ступень); Д – коэффициент избытка воздуха перед
дымососом, равный сумме коэффициента избытка воздуха в топке и всех присосов в парогенераторе (ориентировочно может быть принят равным
Т + (0,45…0,55)).
Перепад полных давлений PП по газовому и воздушному трактам можно ориентировочно принять: PП = 3000…4500 Па для газового тракта и
PП – 2500…5000 Па для воздушного тракта.
Расчетная производительность т4ягодутьевой машины
Qр
1
V
,
Z
(4.16)
а расчетное давление тягодутьевой машины
Pр
2
PП ,
(4.17)
где V – расход газов или воздуха, м3/с; PП – перепад полных давлений, Па;
Z – число тягодутьевых машин на парогенератор; 1 и 2 – коэффициенты
27
запаса по производительности и давлению, принимаемые соответственно равными 1,1 и 1,2.
Мощность (кВт) электродвигателей тягодутьевых машин определяется по
формуле
NТД
β3Qp Pр
ηТД
10 3 ,
(4.18)
где β3 1,1 – коэффициент запаса мощности электродвигателя; ηТД – КПД
тягодутьевой машины на расчетном режиме.
2. На пылеприготовительное оборудование (устройства, при помощи которых производится помол твердого топлива до пылеобразного
состояния: шаровые барабанные мельницы, быстроходные молотковые
мельницы, валковые среднеходные мельницы с центробежными сепараторами, мельничные вентиляторы).
Шаровые барабанные мельницы (ШБМ) применяются для размола
антрацитов и каменных углей, требующих для своего сжигания очень
тонкой пыли. Молотковые мельницы (ММ) и среднеходные мельницы
(МВС) – для размола бурых и каменных углей с относительно высоким
выходом летучих, мельницы-вентиляторы (МВ) – для размола мягких
бурых углей.
Для пылеугольных парогенераторов в основном применяются индивидуальные системы пылеприготовления: замкнутые схемы с прямым вдуванием пыли, полуразомкнутые схемы с промежуточным бункером пыли.
Требуемая единичная производительность мельниц определяется
часовым расходом топлива парогенератором и числом устанавливаемых мельниц.
При останове одной мельницы другие должны обеспечивать: при
двух мельницах на парогенератор – не менее 60 % номинальной паропроизводительности; при трех – 80 %; при четырех – 90 %; при пяти и
более – 100 %.
В системах с пылевым бункером производительность мельниц (т/ч)
выбирается по формуле с учетом связей системы отдельных парогенераторов по пыли
Bр
k3 Z К B
,
ZМ
28
(4.19)
где k3 – коэффициент запаса (для ШБМ принимается равным 1,1; для
установок с ММ и МВС при двух мельницах – 1,35; при трех – 1,2;
при четырех – 1,1); Z К – число установленных котлов; B – расход
топлива на парогенератор при номинальной нагрузке, т/ч; ZМ – число мельниц.
N ТП
3,6
ТП Bр
,
(4.20)
где ТП = 27 кВт·ч/т – при сжигании бурых углей; ТП = 30 кВт·ч/т –
при сжигании каменных углей.
3. На сетевые установки (привод сетевых и других насосов) (кВт)
0,633
N CУ
T
0,357QM
0,0734
ТЭЦ
17,8 40,7
.
(4.21)
ТЭЦ
4. На циркуляционные, конденсатные и дренажные насосы (кВт)
NЦН
3,6DK
ЦН mохл
КД
,
(4.22)
где ЦН = 0,14 кВт·ч/т воды; КД = 0,4 кВт·ч/т конденсата; mохл –
кратность охлаждения, равная отношению расхода охлаждающей
конденсатор воды к пропуску пара в конденсатор; mохл = 40…50 для
прудов-охладителей; mохл = 30…40 – для испарительной градирни;
mохл = 15…20 – для оборотных систем с вентиляторными градирнями.
Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от
мощности турбоагрегата устанавливают два, три или даже четыре конденсатных насоса; один из них является резервным.
Производительность рабочих насосов определяется максимальным
расходом конденсата турбины (по условиям летнего периода) с учетом
подвода в конденсатор или смеситель перед входом в насос дренажей
химически очищенной воды в конденсатор и т. п.
Напор конденсатных насосов определяется по формуле
PКН
hПНД g10
6
29
PД
PС
PК ,
(4.23)
где hПНД – высота подъема воды от уровня в конденсаторе до уровня в деаэраторе, м; PС – суммарное гидравлическое сопротивление во всасывающей
и нагнетательной линиях, включая сопротивление подогревателей низкого
давления, МПа.
5. На питательные насосы расход электроэнергии определяется
следующим образом. Рассчитывается количество питательной воды
при максимальной нагрузке энергоблока с запасом не менее 5 %. На
энергоблоках мощностью до 210 МВт в качестве привода питательного
насоса применяют электродвигатели, на энергоблоках 300 МВт и выше – турбопривод.
Из-за высоких требований к надежности работы питательных насосов обычно предусматривается резерв. На энергоблоках с давлением
13 МПа мощностью до 210 МВт устанавливается один рабочий и один
резервный насосы с производительностью каждого, равной 100 % полного расхода воды, или два по 50 % без резерва.
На энергоблоках К-300-240 и Т-250-240 устанавливают по одному
рабочему питательному насосу 100 % производительности с приводом
от паровой турбины и один пускорезервный электронасос на 50 %
полного расхода питательной воды.
Для энергоблоков 500, 800 МВт устанавливают по два турбонасоса
на 50% производительности с резервированием подвода пара к приводным турбинам.
В качестве питательных насосов применяются насосы многоступенчатые центробежного типа. Мощность, потребляемая электродвигателем питательного насоса (кВт) при наличии гидромуфты и редуктора, рассчитывается по формуле
N ПН
DПВ hПН 103
,
(4.24)
ЭД ГМ РЕД
где ЭД , ГМ , РЕД – КПД электродвигателя (0,95…0,97), гидромуфты (0,99), редуктора (0,98).
6. На вентиляторы «сухой» градирни (кВт)
NВН
3,6DК
30
ВН mохл mвз ,
(4.25)
где
ВН
= 0,023 кВт·ч/т охлаждающего воздуха;
Gвз
GЦВ
mвз
Gвз
DК mохл
34,
(4.26)
где Gвз – расход воздуха через «сухую» градирню.
Коэффициент затрат электроэнергии на собственные нужды
KCH
NТД
NТП
NСУ
NЦН
NВН
NПН
NЭ
.
(4.27)
Если КПД парогенератора не известен (прил. 3), то его можно оценить по следующим выражениям:
при работе парогенератора на газе
ПГ
0,95 3,3 10
4
tпв
270 ;
(4.28)
4
tпв
270 .
(4.29)
для угольных парогенераторов:
0,93 3,3 10
ПГ
КПД транспорта теплоты
тр
QТГ QЕ .
(4.30)
КПД энергоустановки по отпуску электроэнергии
N
ПГ тр Э .
1 KСН
(4.31)
КПД энергоустановки по отпуску теплоты
Q
0,98
ПГ тр ,
(4.32)
где 0,98 – КПД турбогенераторной установки по отпуску теплоты
(учитывающий потери теплоты в окружающую среду).
Удельный расход условного топлива по отпускаемой электроэнергии (кг/кВт·ч)
0,123
bN
(4.33)
N
31
и по отпускаемой теплоте (кг/кВт·ч теплоты)
0,123
bQ
,
(4.34)
Q
или
bQ
143
кг/Гкал.
(4.35)
Q
5. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
ОТ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЭС
При работе ТЭС некоторые компоненты продуктов сгорания топлива (зола, окислы серы азота), сбрасываемые в атмосферу с дымовыми
газами, вредно воздействуют на окружающую среду. Это воздействие
может быть уменьшено снижением концентраций вредных компонентов
в окружающей среде путем серо- и азотоочистки и золоочистки дымовых газов и рассеивания газов в атмосфере с помощью дымовых труб.
Современные ТЭС проектируются с многоствольными (трех-, четырехствольными) дымовыми трубами. Присоединенная к одному
стволу мощность составляет 500...800 МВт.
Расчет дымовой трубы ведется по следующему алгоритму.
1. Принимается скорость газа w0 в устье трубы 25…30 м/с.
2. Определяется расход натурального топлива (кг/с) при номинальной нагрузке всех котлоагрегатов ТЭС:
29,3
(5.1)
B
bNi NЭi
bQi QTi ,
3,6Qнр
где bNi , bQi – удельные расходы условного топлива i-го энергоблока
на отпущенные электроэнергию и теплоту.
3. Рассчитывается (только для твердого топлива) суммарный выброс (из всех труб) в атмосферу золы и недогоревших частиц топлива
(г/с) при очистке дымовых газов в электрофильтрах (имеющих КПД
ЗУ = 0,98...0,99):
М А 10 Ар
q4
ун В
1
ЗУ
,
(5.2)
где Ар – зольность топлива на рабочую массу, принимается по прил. 4.
32
Величина механического недожога q4 и коэффициента уноса
принимается согласно табл. 5.1.
Показатели q4 и
ун
Т а б л и ц а 5.1
ун при сжигании в топках твердого топлива
Показатели
Твердое шлакоудаление
Жидкое шлакоудаление
q4 , %
Каменный уголь
2
Бурый уголь
0,5
ун
0,9
0,9
q4 , %
1,5
0,4
ун
0,6
0,6
4. Оценивается максимальное (без учета улавливания SO2 золой)
количество окислов серы (г/с), выбрасываемых с дымовыми газами в
атмосферу:
(5.3)
M SO2 20Sр В 1 SO2 ,
где Sp – содержание серы на рабочую массу топлива (прил. 4); SO2 =
= 0,8 – КПД очистки газов от окислов серы.
5. Находится (в порядке оценки) суммарное количество окислов
азота, выбрасываемых в атмосферу (с учетом систем подавления окислов азота):
(5.4)
M NOx 0,034 1KBQнр 1 10 2 1 NOx ,
где
NO x
– КПД системы подавления окислов азота (
NO x
= 0,4 при
сжигании твердого топлива; 0,8 – при сжигании газа); 1 – поправочный коэффициент (принимается по табл. 5.2); 2 – коэффициент, который принимается при сжигании газа и мазута равным 0,02, твердого
топлива – 0,01; K 12 DПЕ 200 DПЕ ; DПЕ – производительность
парогенератора, т/ч.
6. Оценивается максимальное количество выбросов оксида углерода с дымовыми газами, г/с:
q4
M СO ССО B 1
,
(5.5)
100
33
здесь ССО – выход окислов углерода при сжигании твердого, жидкого и
газообразного топлива, кг/т (кг/тыс. м3):
CCO
0,01q3
RQнр
CO
3
QCO 10
(5.6)
,
где q3 – потери теплоты от химической неполноты сгорания (принимается по табл. 5.3), %; R – коэффициент, учитывающий долю потери
теплоты из-за химической неполноты сгорания топлива, обусловленного содержанием в дымовых газах продуктов неполного сгорания
окиси углерода (принимается по табл. 5.3); CO – удельный вес оксида
углерода при нормальных условиях, равный 1,25 кг/м3; QCO – теплота
сгорания оксида углерода, равная 12 650 кДж/м3.
Коэффициент
1
Т а б л и ц а 5.2
для различных видов топлив
Вид топлива
Газ
Мазут
Бурый уголь
твердое шлакоудаление
жидкое шлакоудаление
Каменный уголь
твердое шлакоудаление
жидкое шлакоудаление
1
0,85
0,8
0,6
0,6
1,0
1,4
Т а б л и ц а 5.3
Показатели q3 и R
Вид топлива
Антрацит
Каменный уголь
Бурый уголь
Торф
Мазут
Газ
q3, %
0
0…0,5
0,5
1,0
1,5
1,5
34
R
1,0
1,0
1,0
1,0
0,65
0,5
7. Находится суммарное количество мазутной золы (в пересчете на
ванадий V2O5), поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла
при сжигании мазута, г/с:
M V2O5
0,0014GV2O5 B 1
1
V2O5
,
(5.7)
где GV2O5 – количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т, может
быть определено по приближенной формуле GV2O5
2222 Ар ;
– ко-
эффициент оседания оксидов ванадия на поверхности нагрева котлов:
для котлов с промперегревом
= 0,07, для котлов без промперегрева
= 0,05, для остальных случаев
= 0; V2O5 – степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, %, в
специально применяемых для этого батарейных циклонах определяется как
V2O5
1,85
0,076
ЗУ
2,32
ЗУ .
Данная
формула
справедлива
при
выполнении
.
65 %
85
%
V2O5
При совместном сжигании мазута и твердого топлива
с
V2O5
ЗУ ,
(5.8)
условия
(5.9)
где с – коэффициент, равный: с = 0,6 для электрофильтров, с = 0,5 для
мокрых аппаратов, с = 0,3 для батарейных циклонов.
8. Определяется концентрация вредных веществ в дымовых газах
(в порядке оценки), выбрасываемых в атмосферу на уровне устья источника рассеивания, мг/м3:
ci
Mi
BVг0
103 ,
(5.10)
где Vг0 – теоретический объем продуктов сгорания, м3/кг (прил. 4).
9. Определяется минимально допустимая высота дымовой трубы
(при которой максимальная концентрация каждого вредного вещества
35
не должна превышать соответствующую ПДК, определяемую по
табл. 5.4):
при выбросах золы и недогоревших частиц топлива
Н
M
MA
ПДК А С АФ
(5.11)
;
при выбросах окислов серы и азота
H
M
M SO2
ПДКSO2
В этих выражениях M
M NO x
Ф
CSO
2
ПДК NO x
Ф
CNO
x
.
(5.12)
z
; z – суммарное число стволов;
V t
коэффициент A принимается для Казахстана, Средней Азии, Сибири и
Дальнего Востока равным 200, для Урала – 160; коэффициент F = 1
(при выбросе окислов серы и азота) и F = 2 (при выбросе золы); n = 1;
m = 0,9 (для принятой в расчетах w0 ).
Суммарный объемный расход газов V (м3/с) при нагрузке всех парогенераторов рассчитывается по формуле
V
AFmn 3
K3 B Vг0
ух
1 V0
tг
273
,
273
(5.13)
где K3 = 1,05 – коэффициент по производительности; ух – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах перед дымовой трубой (с учетом присосов воздуха по всему газовому тракту), принимаемый для
газомазутных топлив равным 1,40; для твердых топлив – 1,55.
Т а б л и ц а 5.4
Значение предельно допустимых концентраций (ПДК)
вредных веществ в атмосфере воздуха
Загрязняющее вещество
Недогоревшее топливо, зола
Окислы серы ( SO 2 )
Окислы азота ( NOx )
ПДК, мг/м3
0,500
0,500
0,085
36
Температура (°С) дымовых газов
– при сжигании углей и мазута
tг
127 0,5 tпв
270 ;
(5.14)
270 .
(5.15)
– газообразного топлива
tг
145 0,5 tпв
Значение t находится как разность между температурой выбрасываемых газов tг (°С) и средней расчетной температурой окружающего воздуха, принимаемой по прил. 1 (для ГРЭС равной средней температуре самого жаркого месяца, а для ТЭЦ – средней температуре
самого холодного месяца). Характеристики топлива Vг0 (теоретический объем продуктов сгорания) и V 0 (теоретическое количество воздуха, необходимое для сгорания) выбираются по прил. 4 или рассчиФ
Ф
тываются по работе [9]; САФ , CSO
, CNO
– фоновые концентрации,
x
2
которые учитываются для ТЭС, сооружающихся в городах или вблизи
промышленных предприятий.
10. При наличии в дымовых газах различных вредных примесей
(зола, окислы серы и азота) высота дымовой трубы выбирается наибольшей из рассчитанных в п. 9 значений.
11. Полученное значение H округляется (в большую сторону) до
стандартного типоразмера и принимается окончательно для проектируемой ТЭС.
Унифицированный ряд высот дымовых труб: 30, 45, 60, 75, 90, 105,
120 м и далее через 30 м [8].
12. Рассчитывается (и округляется до ближайшего типоразмера)
диаметр ствола трубы:
d0
1,13
V
.
zw0
(5.16)
Диаметры надлежит принимать по следующему унифицированному ряду: 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,0; 3,3; 3,6 м и далее через 0,6 м [8].
10. Оценивается расстояние, на котором наблюдается максимальная концентрация вредных примесей у поверхности земли HМ 20H .
37
ЛИТЕРАТУРА
1. Белинский С.Я., Липов Ю.М. Энергетические установки электростанций. – М.: Энергия, 1974.
2. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. и др.Тепловые электрические
станции: учебник для вузов. / под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд. дом МЭИ, 2007. – 466 с., ил.
3. Волков Э.П., Ведяев В.А., Обрезков В.И. Энергетические установки
электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1983.
4. ГОСТ Р 50831–95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование.
5. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. – М.:
Энергия, 1982.
6. Паротурбинные энергетические установки: отраслевой каталог. – М.:
ЦНИИТЭИтяжмаш, 1994.
7. Пугач Л.И. Энергетика и экология: учебник. – Новосибирск: Изд-во
НГТУ, 2003. – 504 с. – (Серия «Учебники НГТУ»)
8. СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий.
9. Теплотехнический справочник. – М.: Энергия, 1975,1976. – Т. 1 и 2.
10. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. – 2-е изд., перераб. и
доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 640 с., ил.
11. Уральский турбинный завод. Каталог: Паровые турбины.
http://utz.ru/catalog/id/49
12. Федорович Л.А., Рыков А.П. Выбор тепломеханического оборудования ТЭС: учеб. пособие по курсу «ТЭС и АЭС» / под ред. А.И. Абрамова. –
М.: Изд-во МЭИ, 1999. – 48 с.
38
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Продолжительность стояния температур наружного воздуха
39
Число суток за отопительный период
со среднесуточной температурой
Наименование
наружного воздуха, °С
города
–35 –30 –25 –20 –15 –10
–5
0
+8
–40 –35 –30 –25 –20 –15
Москва
0,13 0,50 1,33 5,19 10,3 20,3 34,4 54,0 79,4
Санкт–
– 0,87 2,54 7,95 18,2 34,4 55,6 98,1
Петербург
Барнаул
1,70 4,90 10,2 16,7 25,8 34,1 36,4 41,7 52,0
Владивосток
–
–
– 3,70 17,8 34,9 36,1 45,4 67,0
Иркутск
2,10 4,80 11,9 16,9 36,0 36,0 29,6 42,4 63,0
Екатеринбург 0,42 1,82 6,0 12,2 24,1 38,0 43,3 44,1 63,0
Красноярск
2,70 5,30 10,8 14,9 22,1 31,6 37,1 42,8 63,0
Саратов
– 0,1 1,5 8,1 18 27,3 36,8 57,2 47,0
Новосибирск
3,10 4,80 11,8 17,6 26,9 36,1 36,2 40,8 50,0
Омск
2,44 5,40 12,1 19,5 29,6 34,2 34,4 39,1 50,0
Пермь
0,52 2,5 6,0 11,9 21,8 33,7 42,6 50,8 56
Тобольск
1,54 4,80 9,50 18,2 28,3 35,6 38,8 33,0 65,0
Томск
2,70 6,10 11,3 18,1 28,0 37,0 36,6 43,0 55,0
Тюмень
– 3,90 7,30 15,8 24,8 35,6 38,9 41,7 57,0
Чита
5,20 13,8 23,9 31,1 30,8 26,1 28,1 24,1 59,1
Казань
0,03 0,82 3,6 9,2 19,2 30,6 39,6 54,9 59
Хабаровск
0,1 2,1 12,3 28,2 35,8 29,8 26,6 27,1 58
Средняя температура воздуха
Расчетная
темпера- отопитель- в 13 ч самого
самого
тура возного
жаркого
холодного
духа, °С периода, °С
месяца, °С
месяца, °С
–25
–3,2
–25
–2,2
–39
–25
–38
–31
–40
–25
–39
–37
–34
–36
–40
–35
–38
–30
–32
–8,3
–4,8
–8,9
–6,4
–7,2
–5,0
–9,1
–7,7
–6,4
–7,0
–8,8
–5,7
–11,6
–5,7
–10,1
21,6
–9,4
–7,9
24,0
20,0
22,6
21,1
24,2
25,7
23,0
23,0
21,8
21,6
22,5
22,5
18,8
24,0
–17,7
–14,4
–20,9
–15,3
–17,1
–11,9
–19,0
–19,2
–15,1
–18,6
–19,0
–16,6
–22,6
–13,5
–22,3
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Основные показатели турбин семейства Т-110/120-130 [11]
Показатель
40
Мощность, МВт:
номинальная / максимальная
Расход свежего пара, т/ч:
номинальный / максимальный
Параметры свежего пара:
давление, кгс/см2 (МПа)
температура, С
Тепловая нагрузка отопительная,
Гкал/ч:
номинальная / максимальная
Пределы изменения давления в регулируемых отборах, кгс/см2:
отопительного верхнего / нижнего
Расчетная температура питательной
воды, °С
Давление в конденсаторе, кПа
Расчетный расход охлаждающей воды, м3/ч
Структура системы регенерации
Модификация
Т-110/120-130-5М Т-116/125-130-7М Т-118/125-130-8
Т-120/130-130-8М
110 / 120
116 / 125
118/125
120 / 130
480 / 485
495 / 510
505/520
515 / 520
130 (12,8)
555
130 (12,8)
555
130 (12,8)
555
130 (12,8)
555
175 / 184
184 / 193
188 / 197
188 / 197
0,6…2,5 / 0,5…2,0 0,6…2,5 / 0,5…2,0 0,6…2,5 / 0,5…2,0 0,6…2,5 / 0,5…2,0
234
234
235
236
5,6
5,6
5,6
5,6
16 000
16 000
16 000
16 000
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+4ПНД
Во всех турбинах семейства предусмотрен двухступенчатый подогрев сетевой воды.
Во всех турбинах возможен нерегулируемый отбор пара сверх регенерации из трубопровода отбора пара к ПНД
№ 3 до 50 т/ч.
NГ
ЦСД
ЦВД
ЦНД
ПГ
П1
П2
41
КН
П3
П5
П4
П6
П7
ОУ1
Д
ПН
ВСП
НСП
СН
QТ
Тепловая схема с турбиной Т-100-130
ОУ2
ОЭ
Основные показатели турбин семейства Т-250/300-240 [11]
Показатель
42
Мощность, МВт:
номинальная / максимальная
Расход свежего пара, т/ч:
номинальный / максимальный
Параметры свежего пара:
давление, кгс/см2 / температура, С
Параметры пара после промперегрева:
давление, кгс/см2 / температура, С
Давление пара на турбопривод, кгс/см2
Тепловая нагрузка, Гкал/ч:
номинальная / максимальная
Пределы изменения давления в регулируемых отборах, кгс/см2:
отопительного верхнего / нижнего
Температура питательной воды, С
Давление в конденсаторе, кПа
Расчетная температура, С
Расчетный расход охлаждающей воды, м3/ч
Структура системы регенерации
Т-250/305-240-Д
Модификация
Т-255/305-240-5 Т-265/305-240-С
Т-285/335-240
250 / 305
260 / 305
265 / 305
285 / 335
980 / 1000
980 / 1000
980 / 1000
1050
240 / 540
240 / 540
240 / 540
240 / 560
36,8 / 540
36,8 / 540
36,8 / 540
36,8 / 560
385
2,5
350 / 415
360 / 370
360 / 370
0,6…4,0 /
0,5…3,5
265
5,8
20
28 500
3ПВД+Д+4ПНД
0,6…2,0 /
0,5…1,5
265
5,8
20
28 500
3ПВД+Д+5ПНД
0,5…1,5 /
0,5…1,0
265
5,8
20
28 500
3ПВД+Д+5ПНД
0,6…2,5 / 0,5
273
5,8
20
28 500
3ПВД+Д+5ПНД
Турбина Т-265/305-240-С предназначена для ТЭЦ с пониженным до 0,3 коэффициентом теплофикации (αТЭЦ)
(вместо 0,5…0,6 у базовой модели), что бывает целесообразно для ТЭЦ, расположенных в черте города. Для этого увеличивается расход сетевой воды через сетевые подогреватели (ПСГ) и несколько снижается давление в отборах, максимальный подогрев сетевой воды ограничен 106 °С.
Турбина Т-250/305-240-Д разработана для ТЭЦ дальнего теплоснабжения, расположенных в 30…35 км от города,
имеет трехступенчатый подогрев сетевой воды до температуры 150 °С (у базовой модели двухступенчатый подогрев
воды до 117 °С); устанавливается при схемах с деаэратором 7 кгс/см2.
ЦВД
ПГ
ЦСД-1
NГ
ЦНД
ЦСД-2
П1
43
На уплотнения
П2
П3
КН1
П4
П5
П6
П8
П7
Д
QТ
ПН
ВСП
НСП
ТП
Тепловая схема с турбиной Т-250-23,5
оэу
оэ
БОУ
в расширитель
конденсатора
СБ
СН
КН2
Основные показатели турбин
Показатель
Т-50/60-130
Модификация
Т-175/210-130
Т-180/210-130-8
44
Т-185/215-130-2
Мощность, МВт:
номинальная / максимальная
50 / 60
175 / 210
180 / 210
185 / 215
Расход свежего пара, т/ч:
номинальный / максимальный
245 / 255
745 / 760
670 / –
785 / 810
Параметры свежего пара:
давление, кгс/см2 (МПа)
130 (12,8)
130 (12,8)
130 (12,8)
130 (12,8)
555
550
540
555
температура, С
Параметры пара после промперегрева:
–
–
0,25 / 540
–
давление, кгс/см2 / температура, С
Тепловая отопительная нагрузка,
420
1170
1089
1172
ГДж/ч
Пределы изменения давления в
регулируемых отборах, кгс/см2:
отопительного верхнего/нижнего 0,6…2,5 / 0,5…2,0 0,6…2,9 / 0,5…2,0 0,6…1,96 / 0,5…1,47 0,6…2,9 / 0,5…2,0
Расчетная температура питатель232
232
232
232
ной воды, °С
Давление в конденсаторе, кПа
5,1
3,9
6,3
5,0
Расчетный расход охлаждающей
7000
24 800
22 000
24 800
воды, м3/ч
Структура системы регенерации
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+4ПНД
NГ
ЦВД
ПГ
ЦНД
П1
П2
45
КН
П3
П5
П4
П6
П7
ОУ
Д
ПН
ВСП
НСП СН
QТ
Тепловая схема с турбиной Т-50-130
ОЭ
ЦВД
ПГ
NГ
ЦНД
ЦСД
П1
46
На уплотнения
П2
П3
КН
П4
П5
П6 П7
оуэ
Д
ВСП
ПН
НСП
QТ
Тепловая схема с турбиной Т-175-130
СН
оэ
ПГ
NГ
ЦНД
ЦСД
ЦВД
П1
47
На уплотнения
П2
П3
П4
П5
П6 СП
П7
оуэ
Д
ВСП
ПН
НСП
QТ
Тепловая схема с турбиной Т-180/210-12,8
СН
КН
оэ
ПГ
NГ
ЦНД
ЦСД
ЦВД
П1
К
К
Д
П2
ПН
П4
П5
П6
П7 ПУ
48
П3
ЭЖ
КН
QТ
ВСП
НСП
СН
Тепловая схема с турбиной Т-185/220-130
Основные показатели турбин
Модификация
Показатель
ПТ-65/75-130/13
ПТ-80/100-130/13
65 / 75
80 / 100
400
468
130 (12,8)
130 (12,8)
555
555
355
284
115
185
1,28±0,29
1,28±0,29
Мощность, МВт:
номинальная / максимальная
Расход свежего пара, т/ч
Параметры свежего пара:
давление, кгс/см2 (МПа)
температура, °С
Тепловая отопительная нагрузка, ГДж/ч
49
Расход пара на производственные нужды, т/ч
Давление производственного отбора, кгс/см
2
Пределы изменения давления в регулируемых
отборах, кгс/см2:
– / 0,07…2,5
0,5…2,5 / 0,3…1,0
Расчетная температура питательной воды, °С
отопительного верхнего / нижнего
242
249
Давление в конденсаторе, кПа
4,9
3,4
8000
8000
3ПВД+Д+4ПНД
3ПВД+Д+3ПНД
3
Расчетный расход охлаждающей воды, м /ч
Структура системы регенерации
к промышленному
потребителю
Поворотная
диафрагма
NГ
ЦВД
ЦНД
ПГ
в ОЭУ
На уплотнения
П1
П2
50
П3
КН
ОЭ
П4
П5
П6
П7
ОУ
ОЭУ
Д
СП
Коллектор пара теплофикационных
отборов турбин
СН
ПН
QТ
Тепловая схема с турбиной ПТ-65-130
Поворотная
диафрагма
Dпр
ПГ
NГ
ЦНД
ЦВД
в ОЭУ
П1
П3
Д
ПН
КН
ОЭ
П4
Возвращаемый
конденсат
51
На уплотнения
П2
П5
П6
СП
НСП
ВСП
QТ
Тепловая схема с турбиной ПТ-80/100-12,8/1,3
ОЭУ
СН
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Основные характеристики парогенераторов
Типоразмер парогенератора
Заводская
По ГОСТ 3619–76
маркировка
Параметры
Паропроизводитель- давление, темпераность, т/ч
МПа
тура, °С
Основное
топливо
52
Газ,
мазут
Газ,
570/570
мазут
Газ,
545/545
мазут
96,4
96,3
93,1
92,5
94,9
94
25/3,62
565/570 Каменный уголь
92,4
1000
25/3,62
545/545 Каменный уголь
92,4
ТГМП–114
950
25/3,62
565/570
Пп–950–255ГМ
ТГМП–324
950
25/3,62
Газ,
мазут
Газ,
565/565
мазут
91,7
94
94,7
95,2
Пп–1800–255ГМ
МПМ–501
1800
25/3,62
545/545 Мазут
92,6
Пп–1800–255М
ТПМ–501
1800
25/3,62
545/545 Мазут
92,6
Пп–2650–255ГМ
ТГМП–204
2650
25/3,62
545/545
Газ,
мазут
94,4
Пп–640–140
Пк–40–1
640
13,8
570/570 Каменный уголь
90,3
Пп–640–140ГМ
Пк–47–3
640
13,8
570/570 Газ
92,6
Еп–500–140ГМ
ТГМ–444
500
13,8
Еп–640–140ГМ
ТГМ–104
640
13,8/2,18
Еп–670–140ГМ
ТГМЕ–206
670
13,8/2,18
Пп–950–255
ТПП–312
950
Пп–950–255Ж
ТПП–312А
Пп–950–255ГМ
560
Тип
компоновки
КПД, %
П-образная
–
П-образная
П-образная
однокорпусная
П-образная
однокорпусная
П-образная
однокорпусная
П-образная
газоплотная
полупиковая
П-образная
газоплотная
полупиковая
П-образная
однокорпусная
П-образная
двухкорпусная
П-образная
двухкорпусная
Экибастузский
уголь
Газ,
545/545
мазут
Назаровский
565/565
уголь
Экибастузский
545/500
уголь
53
Пп–950–255
Пк–39–2
950
25
Пп–950–255ГМ
Пк–41–1
950
25
Пп–1600–255Ж
П–49
1600
25
Пп–1600–255
П–57–1
1600
25
Пп–2650–255
–
2650
25
Е–320–140ГМ
БКЗ–320–140ГМ
320
13,8
560
Е–320–140
БКЗ–320–140ПТ–4
320
13,8
560
Е–320–140
БКЗ–320–140ПТ–5
320
13,8
560
Е–420–140
БКЗ–420–140–5
420
13,8
560
Е–420–140
Е–420–140
БКЗ–420–140–6
БКЗ–420–140–6
420
420
13,8
13,8
560
560
Е–420–140Ж
БКЗ–420–140ПТ–2
420
13,8
560
Е–420–140ГМН
БКЗ–420–140ГМ2
420
13,8
560
Е–420–140ГМ
БКЗ–420–140ГМ
420
13,8
560
Е–640–140Ж
БКЗ–640–140ПТ–1
640
13,8
545
545/545
545/545
–
Т-образная
92
П-образная
93,1
91,8
Экибастузский
уголь
Газ,
мазут
Ирша–бородинский уголь
Назаровский
уголь
Экибастузский
уголь
Азейский уголь
Азейский уголь
Канско–ачинские
угли
Газ,
мазут
Газ,
мазут
Назаровский
уголь
Т-образная однокорпусная
Т–образная
однокорпусная
газоплотная
93,8
92
П-образная
91,2
П-образная
90
П-образная
90,5
Т-образная
92
92,7
П-образная
П-образная
91,2
П-образная
94,7
93,5
93,8
92,2
П-образная
92,5
П-образная
П-образная
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Расчетные характеристики некоторых энергетических топлив [6]
№
п/п
1
54
2
3
5
6
7
Республика, край,
область
Бассейн,
месторождение
Зольность
Ар , %
Твердое топливо
Кузнецкий каменный
уголь
18,2
Россия,
Кемеровская область Томусинский каменный
уголь
18,9
Экибастузский каменКазахстан
ный уголь
38,1
Россия,
Челябинский бурый
Челябинская область уголь
29,5
Бурые канско-ачинские
угли:
ирша-бородинский
6,0
Россия,
назаровский
7,3
Красноярский край
азейский
16,5
березовский
4,7
Россия,
Итатский бурый уголь
6,8
Кемеровская область
Россия,
Черемховский каменИркутская область
ный уголь
27,0
Теоретические
Низшая
объемы воздуха
рабочая теп- и продуктов сгорания
Сера лота сгорания
топлива, V 0 Vг0 ,
Sp ,% Q p , МДж/кг
н
кг/кг твердого
(МДж/м3)
и жидкого топлива
или м3/м3 газа
0,3
23,88
6,26 / 6,73
0,4
22,58
6,02 / 6,50
0,8
16,76
4,42 / 4,79
1,0
13,83
3,74 / 4,26
0,2
0,4
0,5
0,2
15,67
13,03
15,99
15,67
4,24 / 4,98
3,62 / 4,39
4,26 /
4,26 / 5,01
0,4
12,32
3,53 / 4,33
1,1
17,80
4,72 / 5,21
8
Бурятия
Гусинозерский бурый
уголь
18,8
0,5
16,35
4,39 / 5,01
9
Россия,
Читинская область
Букачачинский каменный уголь
9,2
0,6
26,73
7,01 / 7,54
10
Россия,
Хабаровский край
Райчихинский бурый
уголь
9,4
0,3
12,74
3,56 / 4,30
11
Якутия
Нерюнгринский каменный уголь
12,7
0,2
24,70
6,51 / 6,97
Жидкое топливо
12
Мазут сернистый
–
1,4
39,76
10,45 / 11,28
13
Мазут высокосернистый
–
2,8
38,8
10,20 / 10,99
–
–
35,8
9,52 / 10,68
Газ
14
Уренгой,
Тюменская область
Уренгойский газ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Нормативы удельных выбросов в атмосферу для котельных установок, вводимых на ТЭС с 1 января 2001 г. [4]
Нормативы удельных выбросов твердых частиц
Паропроизводительность
котла D, т/ч
До 420
420 и более
Приведенное
содержание золы Апр ,
% кг/МДж
Массовая концентрация
частиц в дымовых газах
при = 1,4, мг/м3
Менее 0,6
150
0,6…2,5
150…250
Более 2,5
250
Менее 0,6
50
0,6…2,5
50…150
Более 2,5
150
При нормальных условиях (температура 0 С, давление 101,3 кПа)
Нормативы удельных выбросов оксидов серы
Паропроизводительность
котла D, т/ч
До 320
320…400
400…420
420 и более
Приведенное
содержание золы Sпр ,
% кг/МДж
Массовая концентрация
SOx
в дымовых газах
при = 1,4, мг/м3
0,045 и менее
1200
Более 0,045
1400
0,045 и менее
950
Более 0,045
1050
0,045 и менее
700
Более 0,045
700
–
700
При нормальных условиях (температура 0 С, давление 101,3 кПа)
рассчитаны на сухие газы
56
Нормативы удельных выбросов окиси углерода
Массовая концентрация СO
в дымовых газах при = 1,4, мг/м3
300
300
Вид топлива
Газ
Мазут
Уголь:
твердое шлакоудаление
400
жидкое шлакоудаление
300
При нормальных условиях (температура 0ºС, давление 101,3 кПа)
Нормативы удельных выбросов оксидов азота
Паропроизводительность
котла D, т/ч
Вид топлива
Массовая концентрация NOx
в дымовых газах
при = 1,4, мг/м3
125
250
Газ
Мазут
Бурый уголь:
твердое шлакоудаление
300
До 420
жидкое шлакоудаление
300
Каменный уголь:
твердое шлакоудаление
470
жидкое шлакоудаление
640
Газ
125
Мазут
250
Бурый уголь:
150
твердое шлакоудаление
300
420 и более
жидкое шлакоудаление
–
Каменный уголь:
твердое шлакоудаление
350
жидкое шлакоудаление
570
При нормальных условиях (температура 0 С, давление 101,3 кПа) рассчитаны
на сухие газы
Норматив удельных выбросов золы жидкого топлива не устанавливается. Нормирование выбросов мазутной золы электростанций и котельных проводится только по содержанию в ней ванадия из расчета
57
предельно допустимой среднесуточной концентрации мазутной золы
(в пересчете на элемент ванадий) 0,002 мг/м3.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение .........................................................................................................
3
1. Построение графиков нагрузки ................................................................
5
2. Построение диаграмм ................................................................................
9
3. Расчет тепловой схемы ..............................................................................
18
4. Определение технико-экономических показателей ................................
24
5. Защита окружающей среды от вредного воздействия ТЭС ...................
32
Литература ......................................................................................................
38
ПРИЛОЖЕНИЯ .............................................................................................
39
58
РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
ПАРОТУРБИННЫХ ТЭС
Методические указания
Редактор И.Л. Кескевич
Выпускающий редактор И.П. Брованова
Корректор Л.Н. Киншт
Компьютерная верстка В.Ф. Ноздрева
Подписано в печать 30.11.2010. Формат 60 84 1/16. Бумага офсетная.
Тираж 200 экз. Уч.-изд. л. 3,48. Печ. л. 3,75. Изд. № 259. Заказ №
Цена договорная
59
Отпечатано в типографии
Новосибирского государственного технического университета
630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20
60