[расчет птс]. Задание по курсовому проекту Студенту

Скачать 1.25 Mb.

Название	Задание по курсовому проекту Студенту
Анкор	[расчет птс].docx
Дата	13.05.2017
Размер	1.25 Mb.
Формат файла
Имя файла	[расчет птс].docx
Тип	Документы #9312

Задание по курсовому проекту
Студенту: Малыгину М. А.

Тема проекта: Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки с турбиной

ПТ-80/100-130/13

Сроки сдачи студентом законченного проекта: 25 мая 2013 г.
Данные для проекта
ПТ-80/100-130/13 (каталог НИИИНФОРМТЯЖМАШ)

Р₀=12,75 МПа; t₀=555°C. Отбор пара на производство D_отб = 180 т/час. Отпуск тепла от ТЭЦ Q_отп = 60 гкал/час = 69,8 МВт (30 гкал/час = 35 МВт) из отборов теплофикации.
Р_к = 0,0036 МПа.
Объём расчётной части
Баланс пара и воды по котлоагрегату; расчет ПВД и питательной установки; расчет установки по подогреву сетевой воды; расчет ПНД; определение расхода пара на турбину; определение расхода пара в отборы и баланс мощности; технико-экономические показатели; выбор вспомогательного оборудования.

Объём графической части

Для пояснительной записки: а) hS-диаграмма; б) принципиальная тепловая схема; в) схемы ПВД, ТПН, ПНД, Д-0,7, сетевые подогреватели, подпитка теплосети.
2. Чертеж: развернутая тепловая схема блока.

1. Исходные справочные данные
Таблица 1. Номинальные значения основных параметров турбины

Таблица 2. Характеристика отборов

2. Расчет бойлерной установки

Рис. 2. Схема потоков сетевых подогревателей

ВБ – верхний бойлер; НБ – нижний бойлер; Обр – обратная сетевая вода.

Д_ВБ , Д _НБ - расход пара на верхний и нижний бойлер соответственно.

Температурный график: t_пр/ t_o_бр=130 / 70 C;

Т_пр = 130 ⁰С;

Т_обр = 70 ⁰С.

Определяем расход сетевой воды через сетевые подогреватели:

Принимаем утечки в системе теплоснабжения 1% от количества циркулирующей воды.

Определение параметров пара в теплофикационных отборах. Тепловая нагрузка на первый сетевой подогреватель достигает 60% от всей нагрузки на бойлерную.

Принимаем величину недогрева в сетевых подогревателях

Принимаем потери давления в трубопроводах

.

Давление верхнего и нижнего отборов из турбины для ВСП и НСП:

МПа;

МПа.

3. Построение процесса расширения пара в турбине
Примем потерю давления в устройствах парораспределения цилиндров:

;

.

В таком случае давления на входе в цилиндры (за регулирующими клапанами) составят:

;

;

.

Конечное давление Р_к = 0,0036 МПа.
Процесс в h,s-диаграмме изображён на рис. 3.

$e:\мои документы\[тэс и аэс]\[курсач]\hsdiagram222.jpg$

Рис. 3. Процесс расширения пара в турбине в hS - диаграмме
Таблица 3. Данные, используемые для построения процесса расширения пара в турбине

$e:\мои документы\[тэс и аэс]\[курсач]\table222 (2).jpg$

4. Баланс пара и питательной воды

Принимаем, что на концевые уплотнения (D_КУ) и на паровые эжектора (D_ЭП) идёт пар высшего потенциала.
Отработавший пар концевых уплотнений и из эжекторов направляется в сальниковый подогреватель. Принимаем подогрев конденсата в нем:

Отработавший пар в охладителях эжекторов направляется в подогреватель эжекторов (ЭП). Подогрев в нем:

Принимаем расход пара на турбину (D) известной величиной.
Внутристанционные потери рабочего тела: D_УТ=0,02D.
Расход пара на концевые уплотнения примем 0,3%: D_КУ=0,003D.
Расход пара на основные эжектора примем 0,5%: D_ЭЖ=0,005D.

Тогда:

Расход пара из котла составит:

D_К= D + D_УТ + D_КУ + D_ЭЖ=(1+0,02+0,005+0,003)D=1,028D

При восполнении потерь в цикле и у потребителей обессоленной водой процент продувки котлов принимаем 0,3% от паропроизводительности котлов. Поэтому:

D_прод= 0,003 D_К =0,003∙1,028D =0,00308D.

Количество питательной воды, подаваемой в котел:

D_ПВ= D_К+D_прод=(1,028+0,00308)D=1,031084D.

Количество добавочной воды:

D_доб=D_ут+(1-K_пр)D_пр+D_в.р.

Основными потребителями пара являются машиностроительные заводы. Коэффициент возврата конденсата при этом составит K_пр = 0,73. Тогда:

(1-K_пр)D_пр=(1-0,73)∙50=13,5 кг/с.

Давление в барабане котла примерно на 20% больше, чем давление свежего пара у турбины (засчет гидравлических потерь), т.е.:

P_к.в.=1,2P₀=1,2∙12,75=15,3 МПа →

кДж/кг.

Давление в расширителе непрерывной продувки (РНП) примерно на 10% больше, чем в деаэраторе (Д-6), т.е.:

P_РНП=1,1P_д=1,1∙5,88=6,5 бар →

→

кДж/кг;

Тогда:

D_П.Р.=β∙D_прод=0,438∙0,00308D=0,001349D;

D_В.Р.=(1-β)D_прод=(1-0,438) 0,00308D =0,001731D.

D_доб=D_ут+(1-K_пр)D_пр+D_в.р.=0,02D+(1-0,73)∙50+0,001731D=0,02173D+13,5 кг/с.
Определяем расход сетевой воды через сетевые подогреватели:

Принимаем утечки в системе теплоснабжения 1% от количества циркулирующей воды:

Таким образом необходимая производительность хим. водоочистки:

5. Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС
Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:

I отбор	ПВД-7	4%
II отбор	ПВД-6	5%
III отбор	ПВД-5	6%
IV отбор	ПВД-4	7%
V отбор	ПНД-3	8%
VI отбор	ПНД-2	9%
VII отбор	ПНД-1	10%

Определение параметров зависит от конструкции подогревателей. В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные.

$c:\users\максим\desktop\безымянный.jpg$

Рис. 4. Температурные напоры в подогревателе с ОП и ОД

По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры.
5.1. Повышением энтальпии в конденсатном насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ЭП:

Р_к = 0,0036 МПа,

°С,

кДж/кг.
5.2. Принимаем подогрев основного конденсата в эжекторном подогревателе равным 5°С.

32,18 °С;

кДж/кг.
5.3. Подогрев воды в сальниковом подогревателе (СП) принимаем равным 5°С.

37,18 °С,

кДж/кг.
5.4. ПНД-1 – отключен.

5.5. ПНД-2.

Питается паром из VI отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

МПа;

°С,

кДж/кг = h_д2 (дренаж из ПНД-2).

Параметры воды за подогревателем:

°С,

4,19∙87,71=367,51кДж/кг.
5.6. ПНД-3.

Питается паром из V отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

МПа;

°С,

кДж/кг;

Параметры воды за подогревателем:

°С,

4,19∙100,00=419,00 кДж/кг.

Предварительно задаемся повышением температуры за счет смешения потоков перед ПНД-3 на

, т.е. имеем:

;

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

;

кДж/кг.

5.7. ПНД-4.

Питается паром из IV отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

бар;

°С,

кДж/кг;

Параметры воды за подогревателем:

°С,

4,19∙136,90=573,61 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

кДж/кг.
5.8. Деаэратор питательной воды.

Деаэратор питательной воды работает при постоянном давлении пара в корпусе

Р_Д-6=5,88 бар → t_Д-6^Н=158 ˚С, h’_Д-6=667 кДж/кг, h”_Д-6=2755,54 кДж/кг.
5.9. Питательный насос.

КПД насоса примем

0,78.

Давление нагнетания:

МПа.

При давлении в деаэраторе

бар и установке его на высоте 25 м, а также принимая потери в трубопроводе

бар, имеем давление на всасе насоса:

бар,

где

кг/м³.

Среднее давление воды в насосе:

бар.

Средний удельный объём воды в насосе:

м³/кг.

Повышение энтальпии в насосе составит:

кДж/кг.

Энтальпия после ПН:

кДж/кг;→

°С.

5.10. ПВД-5.

Питается паром из III отбора.

Подогрев воды в охладителе пара зависит от расхода пара через охладители, они неизвестны. Задаемся предварительно подогревом питательной воды в охладители пара.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

187,05°С,

794,56 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С;

2229,23 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С;

719,28 кДж/кг.

Принимаем потерю давления в тракте питательной воды от питательного насоса до точки за собственно подогревателем 5 бар, а потери давления в ПВД-6 и ПВД-7 по 5 бар. В таком случае, давление питательной воды перед ПВД-6 равно:

бар.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С;

782,56 кДж/кг.
5.11. ПВД-6.

Питается паром из II отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

223,72 °С,

961,03 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С;

2734,30 кДж/кг.

Задаёмся подогревом воды в ОП-5 равным 8°С. Тогда температура воды за ПВД-5 равна

°С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С;

830,09 кДж/кг.

Давление питательной воды перед ПВД-7 равно:

бар.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С,

937,91 кДж/кг.

5.12. ПВД-7.

Питается паром из I отбора.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

254,95°С,

1109,95 кДж/кг;
Параметры пара в охладителе пара:

°С;

2832,99 кДж/кг.

Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 10 °С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна

°С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С;

1008,02 кДж/кг.

Давление питательной воды после ПВД-7 равно:

бар.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С,

1086,36 кДж/кг.

6. Составление и решение уравнений тепловых балансов

по участкам и элементам ПТС

6.1. Расчет ПВД.

6.1.1. Расчетная схема.

Рис. 5. Компоновка ПВД

Примем коэффициент рассеивания тепла K=1,01 .

K ∙D_ПВ =1,031084K ∙D = 1,041D.
6.1.2. Составление уравнений теплового баланса для трех участков
D₁(h_ОП7- h_д7)+D₂(h₂- h_ОП6)=KD_ПВ(h_СПВ7- h_СПВ6) ;
D₁(h_Д7- h_д6)+D₂(h_ОП6- h_Д6)+D₃(h₃- h_ОП5)= KD_ПВ(h_СПВ6- h_СПВ5);
(D₁+D₂)(h_Д6- h_д5)+D₃(h_ОП5- h_Д5)= KD_ПВ(h_СПВ5- h_ПН) ,

где h_ОП5, h_ОП6 , h_ОП7– энтальпии за ОП для П-5, П-6, П-7 соответственно.
Решим эти уравнения:
D₁(2832,99-1008,02)+D₂(3105,57-2734,30)=1,041D(1086,36-937,91) ;
D₁(1008,02-830,09)+D₂(2734,30-830,09)+D₃(2949,58-2229,23)= 1,041D (937,91-782,56);
(D₁+D₂)(830,09-719,28)+D₃(2229,23-719,28)= 1,041D (782,56-695,92) ;
1824,97D₁+371,27D₂=154,54D ;
177,93D₁+1904,21D₂+720,35D₃= 161,72D;
110,81(D₁+D₂)+1509,95D₃= 90,19D ;
После некоторых преобразований, получим:

D₁ = 0,072552D;

D₂ = 0,059241D;

D₃ = 0,050050D.
6.1.3. Контрольные расчеты ПВД

Для определения температур питательной воды за ПВД в целом составляем уравнения теплового баланса для ОП-7, ОП-6, ОП-5:
ОП-7:

D₁(h₁- h_ОП7)=KD_ПВ(h_ПВ7- h_СПВ7) ;→

→ h_ПВ7=[0,072552D(3233,25-2833,99)/1,041D]+1086,36=1114,26 кДж/кг;

(Р_ПВ7=199,2 бар) → t_ПВ7 = 255,86 ⁰С = t_ПВ.
ОП-6: D₂(h₂- h_ОП6)=KD_ПВ(h_ПВ6- h_СПВ6) ;→

→ h_ПВ6 =[0,059241D(3105,57-2734,30)/1,041D] + 937,91 =959,04 кДж/кг;

(Р_ПВ6=204,2 бар) → t_ПВ6 = 226,43 ⁰С.

Принятая нами в пункте 5.12

228,72°С. Погрешность менее 1%.
ОП-5: D₃(h₃- h_ОП5)=KD_ПВ(h_ПВ5- h_СПВ5) ;→

→ h_ПВ5 = [0,050050D(2949,58-2229,23)/1,041D] +782,56 = 817,19 кДж/кг; (Р_ПВ5=209,2 бар) → t_ПВ5 = 190,03 ⁰С.

Принятая нами в пункте 5.11

190°С. Погрешность менее 1%.

Составляем и решаем уравнения теплового баланса в целом для каждого ПВД.
D₁^*=K D_ПВ(h_ПВ7-h_ПВ6)/(h₁-h_д7)=1,041D(1114,26-959,04)/(3233,25-1008,02)=0,072614D.

Невязка:

, что допустимо.
D₂^*=[K D_ПВ(h_ПВ6-h_ПВ5)-D₁(h_д7-h_д6)]/(h₂-h_д6)=[1,041D(959,04-817,19)-0,072552D(1008,02-

-830,09)]/(3105,57-830,09)=0,059221 D.
Невязка:

, что допустимо.
D₃^*=[K D_ПВ(h_ПВ5-h_ПН)-(D₁+D₂)(h_д6-h_д5)]/(h₃-h_д5)=[1,041D(817,19-695,92)-

-(0,072552D+0,059241D)(830,09-719,28)]/(2949,58-719,28)=0,050055D.

Невязка:

, что допустимо.
Таблица 4. Параметры пара, питательной воды и конденсата в системе регенерации турбины ПТ-80/100-130/13

№ п/п	Наименование	В месте отбора			Потеря Давления	У регенеративных подогревателей				Питательная вода после регенеративных подогревателей			Слив конденсата
№ п/п	Наименование	Р, (МПа)				Р,(МПа)
1	Перед турбиной и соплами	12,750	555,00	3486,98	-	-	-	-	-	-	-	-		-
2	1-й отбор	4,570	411,87	3233,25	4	4,32140	2836,21	254,95	1109,96	249,95	1086,36	233,72		1008,2
3	2-й отбор	2,660	342,22	3105,57	5	2,48900	2833,76	223,72	961,03	218,72	937,91	195,00		830,09
4	3-й отбор	1,270	257,96	2949,58	6	1,17590	2229,23	187,05	794,56	182,05	782,56	169,67		719,28
5	Деаэратор Д-6	1,270	189,82	2755,54		0,58800	2755,54	158,00	667,00	158,00	667,00	-		-
6	4-й отбор	0,410	158,12	2769,41	7	0,3813	2769,41	141,90	597,05	136,90	573,61	105,00		440,44
7	5-й отбор	0,1313	107,43	2610,88	8	0,1208	2610,88	105,00	439,85	100,00	419,00	93,71		392,51
8	6-й отбор	0,0853	95,25	2554,87	9	0,0776	2554,87	92,71	388,14	87,71	367,51	92,70		388,10
9	После СП	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-
10	7-й отбор	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-
11	После ЭП	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-		-
12	Конденсатор и последняя ступень турбины	0,0036	27,18	2293,58	-	0,0036	2293,58	27,18	114,04	27,18	114,04	-		-

6.2. Расчёт основного деаэратора Д-6

6.2.1. Из условий оптимальной деаэрации:

.
Энтальпию выпара принимаем по х=0,95 и Р=Р_д=5,88 бар:

кДж/кг.

Рис. 6. Схема потоков деаэратора

6.2.2. Материальный баланс деаэратора:

D_Д^ОСН +D_ПВ1+D₃+D₂+D₁+D_{П. Р.}= D_ПВ + D_ВЫП^ОСН ;
D_ПВ1= D_ПВ+ D_ВЫП^ОСН - D_Д^ОСН - D_ПВ1 - D₃ - D₂ - D₁ - D_{П. Р.};
D_ПВ1=(1,031084 - 0,050050 - 0,059241 - 0,072552+0,004124)D - D_Д^ОСН;
D_ПВ1=0,853365D – D_Д^ОСН.
6.2.3. Тепловой баланс деаэратора :

D_Д^ОСН∙h₃+D_ПВ1∙h_ПВ4+ (D ₁ +D₂ +D₃)h_Д5+D_{П. Р.}h_Р^//= K(D_ПВ∙h_Д^/+D_ВЫП^ОСН∙ h_ВЫП^ОСН);
D_Д^ОСН∙2949,58+(0,853365D- D_Д^ОСН )∙573,61+0,181843D∙719,28+0,001349D∙2759,9=

=1,01(1,031084D∙667+0,004124D∙2651).
В результате решения уравнений получаем:

D_Д^ОСН = 0,034356D;

D_ПВ1 = 0,819009D.
6.3. Расчет системы подготовки добавочной воды

6.3.1. Расчет ПХО

Из условия работы фильтров ХВО: t_ХО = 35⁰С → h_ХО = 4,19∙35=147 кДж/кг.

Расход воды на собственные нужды ХВО равен 12%, т.е. на ХВО поток:

D_ХО^/ = 1,12D_ХО = 0,0243387D +18,212163 (кг/с).

кДж/кг.

Рис. 7. Схема подогревателя хим. очищенной воды

Принимаем температурный напор в конденсаторе Δt_конд = 4⁰С ;

кДж/кг.
D_ПХО(h₆- h_ПХО^/)=KD_ХО^/(h_ХО- h_Ц^ВЫХ) →

→ D_ПХО = (0,0243387D+18,212163)1,01∙(147,16-97,81)/(2554,87-388,13);
D_ПХО = 0,00050477D + 1,152898.
6.3.2. Расчет температуры ХОВ после охладителя воды непрерывной продувки

Рис. 8. Схема охладителя воды непрерывной продувки
D_ВР(h_Р^/- h_ДР) = KD_ХО(h_ХО1- h_ХО) → h_ХО1=D_ВР(h_Р^/- h_ДР)/ KD_ХО + h_ХО ;
h_ХО1=0,001731D(683,28-148,6)/1,01(0,021731D+16,260860)+146,84=148,6 кДж/кг,

где D=470 т/ч=130,55кг/с из паспорта.
t_ХО1=35,43 ⁰С.
6.3.3. Расчет деаэратора добавочной воды

Рис. 9. Схема деаэратора добавочной воды (Д-1,2)

Расчет деаэратора добавочной воды производим совместно с охладителем выпара.

Уравнение материального баланса:

D_ДВ=D_ДР.Б+D_ХО+D_К^ПР+D_Д^ДОБ-D_ВЫП^ДОБ ;
D_ДР.Б=D_ПХО+D_УПЛ+D_ВЫП^ОСН+D_ВЫП^ДОБ ;
D_ВЫП^ДОБ=0,003D_ДВ ;
D_К^ПР=0,7∙D_ПР=0,7∙50=36,5 кг/с.
Тепловой баланс деаэратора:

D_Д^ДОБh₆+D_ХОh_ХО1+ D_ДР.Бh_ДР +D_К^ПРh_К^ПР = K(D_ДВh_ДВ^/+D_ВЫП^ДОБ h_ДР) ;
D_Д^ДОБ∙2554,7+(0,021731D+16,26086)∙146,84+ D_ДР.Б∙392,5 +36,5∙335,1 = =1,01(D_ДВ∙437,17+D_ВЫП^ДОБ ∙2638,2) ;
Из совместного решения этих уравнений получаем:
D_Д^ДОБ = 0,00296D + 6,7783 кг/с;
D_ВЫП^ДОБ = 0,0000739D + 0,1697 кг/с;
D_ДВ = 0,024617D + 56,6086 кг/с;
D_ДР.Б = 0,009962D + 1,197 кг/с;
D_ДВ1 = 0,021731D + 49,635 кг/с.

6.4. Расчет ПНД

6.4.1. Расчетная схема

Рис.10. Расчетная схема ПНД

6.4.2. Уравнения материального и теплового балансов по участкам

ПНД-4: D₄(h₄- h_Д4) = KD_ПВ1(h_ПВ4- h_ПВ3)→

→D₄ = 0,853365D∙1,01(573,61 - 372,24)/(2769,41 - 392,88) = 0,073031D кг/с

Из-за наличия точки смешения между ПНД-2 и ПНД-3, их считаем совместно с соответствующей разбивкой на участки:

Решив систему, получаем следующие значения:

7. Энергетическое уравнение мощности и его решение
Расход пара на турбину:

D = d_Э∙N₀+ D₁∙у₁+ D₂у₂+ D₃∙у₃+ D₄∙у₄+ D₅∙у₅+ D₆у₆.
Удельный расход пара на выработку электрической мощности:

d_Э = 1000/(Δh₀∙η_М∙η_Г)=1000/((3485,3176 – 2285,1270)∙0,97∙0,98)=0,8765 кг/МДж,

где Δh₀=h₀-h_K; η_М=0,97 и η_Г=0,98.
7.1. Определение расходов пара в отборах в относительных единицах:

D_1ОТБ = D₁=0,072552D кг/с,
D_2ОТБ = D₂=0,059241D кг/с,
D_3ОТБ =D₃+ D_Д^ОСН+D_ПР= 0,084406D+50 кг/с,
D_4ОТБ = D₄=0,073031D кг/с,
D_5ОТБ =D₅ +D_ВБ=0,030372D+14,633 кг/с,
D_6ОТБ =D₆ +D_НБ+D_Д^ДОБ+D_ПХО=0,044D+18,012 кг/с,
где

7.2. Расчет коэффициентов недовыработки мощности отборным паром:

y₁=(h₁-h_К)/(h₀-h_К)=(3233,2454 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,7900;
y₂=(h₂-h_К)/(h₀-h_К)=(3105,5715 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,6836;
y₃=(h₃-h_К)/(h₀-h_К)=(2949,5849 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,5536;
y₄=(h₄-h_К)/(h₀-h_К)=(2769,4137 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,4035;
y₅=(h₅-h_К)/(h₀-h_К)=(2610,8823– 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,2714;
y₆=(h₆-h_К)/(h₀-h_К)=(2554,8689 – 2285,1270)/( 3485,3176 – 2285,1270)=0,2247.

7.3. Решение энергетического уравнения мощности:

D = 0,8765∙80+0,072552D ∙0,7900+0,059241D ∙0,6836+(0,084406D+50)∙ 0,5536+

+0,073031D ∙0,4035+(0,030372D+14,633)∙ 0,2714+(0,044D+18,012)∙ 0,2247→

→D = 130,986 кг/с = 471,550 т/ч.
7.4. Определение расходов пара в отборах и на элементы ПТС

в абсолютных единицах:

D_1ОТБ = D₁=0,072552D = 9,503 кг/с = 34,211 т/ч,
D_2ОТБ = D₂=0,059241D = 7,760 кг/с = 27,936 т/ч,
D_3ОТБ = D₃+ D_Д^ОСН+D_ПР = 0,084406D+50 = 61,056 кг/с = 219,802 т/ч,
D_4ОТБ = D₄=0,073031D = 9,566 кг/с = 34,438 т/ч,
D_5ОТБ = D₅ +D_ВБ=0,030372D+14,633 = 18,611 кг/с = 67,0 т/ч,
D_6ОТБ = D₆ +D_НБ+D_Д^ДОБ+D_ПХО = 0,044D+18,012 =23,775 кг/с = 85,590 т/ч.
D_1ОТБ+ D_2ОТБ+ D_3ОТБ+ D_4ОТБ+ D_5ОТБ+ D_6ОТБ = 130,271 кг/с = 468,976 т/ч.

8.Проверка расчета по балансам
8.1. Материальный баланс в конденсаторе.

В конденсатор поступают потоки рабочего тела со стороны турбины:

D_К = D-( D_1ОТБ+ D_2ОТБ+ D_3ОТБ+ D_4ОТБ+ D_5ОТБ+ D_6ОТБ) =

=130,986 – 130,271 = 0,715 кг/с.

Со стороны основного конденсата этот же расход можно определить как:

D_К = D_ПВ2 - D₆ - D_КУ – D_ЭЖ = 0,652953D – 76,582 - 0.040922D – 6,270 - 0.003D - 0.005D =

= 0,604 D –82,852= 0,849 кг/с.

∆D_К = |0,849 – 0,751| = 0,098 кг/с.

Невязка, отнесенная к расходу пара ну турбину:

8.2. Баланс мощностей:

N_H = [Σ (D_n _ОТБ*(h₀- h_n _ОТБ)+D_КΔh₀] η_М η_Г
N_1ОТБ = D_1ОТБ(h₀-h₁)η_М η_Г = 9,503(3485,3176-3233,2454)0,97*0,98 = 2,277 МВт.
N_2ОТБ = D_2ОТБ(h₀-h₂)η_М η_Г = 7,760(3485,3176-3105,5715) 0,97*0,98 = 2,801 МВт.
N_3ОТБ = D_3ОТБ(h₀-h₃)η_М η_Г = 61,056(3485,3176-2949,5849) 0,97*0,98 = 31,090 МВт.
N_4ОТБ = D_4ОТБ(h₀-h₄)η_М η_Г = 9,566(3485,3176-2769,4137) 0,97*0,98 = 6,510 МВт.
N_5ОТБ = D_5ОТБ(h₀-h₅)η_М η_Г = 18,611(3485,3176-2610,8823) 0,97*0,98 = 15,470 МВт.
N_6ОТБ = D_6ОТБ(h₀-h₆)η_М η_Г = 23,775(3485,3176-2554,8689) 0,97*0,98 = 21,03 МВт.
N_К = D_К(h₀-h_К)η_М η_Г = 0,849(3485,3176-2285,1270)0,97*0,98 = 0,9688 МВт.
N_Н = 2,277+2,801+31,090+6,510+15,470+21,030 = 79,178 МВт.
N_Э = 80 МВт.
Исходя из значений N_Н и N_Э, видно, что невязка ничтожна, что допустимо.

9. Энергетические показатели ПТУ

9.1. Удельный расход пара на турбину:

d_э = D / N_Н =130,986/79,178 = 1,654 (кг/МДж) = 5,954 (кг/кВтч).
9.2. Расход теплоты на турбоустановку:

Q_ТУ=D(h₀-h_ПВ)= 130,986 (3485,3176-1086,36)=314,2 МВт.
9.3. Расход теплоты на выработку электроэнергии:

.
9.4. Абсолютный электрический КПД турбоустановки:

η_ЭЛ^а = (N_Н/ Q_ТУ)100% = (79,178/314,2)100 % = 25,2 %.
9.5. КПД выработки электроэнергии брутто:

η_ЭЭ^БР= (N_Н/ Q_ТУ^Э )100% = (79,178/244,4)100 % = 32,397 %.
9.6. Коэффициент использования тепловой энергии

η_Т = ((N_Н+ Q_Б )/ Q_ТУ)100% = ((79,178+69,8)/314,2)100 % = 47,415 %.
9.7. Расход тепла на паровой котел:

Q_к = D_кh_к – D_пвh_пв + D_продh_прод =

= 1,028∙130,986∙3485,3176 – 1,031084∙130,986∙984,346 + 0,001349∙130,986∙2759,9 =

= 336,9 МВт.
9.8. КПД транспорта теплового потока:

η_тр = Q_ТУ/ Q_к = (314,2/336,9) 100% = 93,3%.
9.9. КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии брутто:

η^э _тэц = η_пк η_тр η_ЭЭ^БР = 0,92∙0,933∙0,32397 = 0,278,

где η_пк = 0,92 – КПД парового котла.
9.10. КПД ТЭЦ по отпуску тепловой энергии:

η^т _тэц = η_пк η_тр η_т = 0,92∙0,933∙0,99 = 0,85,

где η_т = 0,99 – КПД теплообменников тепловых потребителей.
9.11. Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии:

b^э_усл = 123/ η^э _ТЭЦ = 123/0,278 = 442,446 г.у.т./кВтч;

b^т_усл = 123/ η^т _ТЭЦ = 123/0,850 = 144,706 г.у.т./ГДж.

10. Выбор вспомогательного оборудования ПТУ
10.1. Питательные насосы

Подача питательной воды на ТЭЦ организуется так, чтобы при выходе из работы наиболее крупного насоса, остальные обеспечили подачу воды на все установленные паровые котлы при номинальной их производительности. Установлен 1 котел Е-500-13,8-560 ГМВН производительностью 500 т/ч. Необходимо установить 2 питательных насоса с подачей 250 т/ч.

Выбираем насос ПЭ-250-180-3.
10.2. Конденсатные насосы

Общая подача определяется по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов (конденсационный режим работы с включенными отборами) D_к^макс = 0,849 кг/с = 3,0564 т/ч.

Выбираем 3 насоса КС-12-50.
10.3. Выбор насосов подпитки теплосети

Расход подпиточной воды D_подп = 2,7608∙3,6=9,9389 т/ч. Устанавливаем 3 насоса

КС-50.
10.4. Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

Расход пара на каждый бойлер составляет около 17 кг/с=61,2 т/ч.

Устанавливаем рабочий и резервный насос КС-80-100 (D = 80 м³/ч,

Н = 100 м вод.ст.).
10.5. Выбор перекачивающих насосов

Перекачивающие насосы подают добавочную воду из Д-1,2 в цикл станции (перед ПНД-3) в количестве D_ДВ = 0,024617D + 56,6086 кг/с =60 кг/с=215,4 т/ч. Устанавливаем 3 насоса КСВ-315-80-1.
10.6. Верхний и нижний бойлеры

По G_СВ=276,08 кг/с, t_ПР/t_ОБР=130/70 ºС выбираем: ПСГ-1300-3-8.
10.7. Деаэратор Д-6

Производительность деаэратора 107,28 кг/с. Выбираем деаэратор ДП-500-100.
10.8. Подогреватели высокого и низкого давления

Производительность и число регенеративных подогревателей определяется числом отборов пара из турбины. Выбираем следующие регенеративные подогреватели:

ПВД-7 – ПВ-450-230-50,

ПВД-6 – ПВ-450-230-35,

ПВД-5 – ПВ-450-230-25,

ПНД-4 – ПН-200-16-7-I,

ПНД-3 – ПН-200-16-7-I,

ПНД-2– ПН-130-16-10-II,

ПНД-1– ПН-130-16-10-II.
10.9. Эжекторный подогреватель и сальниковый подогреватель

По Д_ПВ2=8,95 кг/с выбираем ЭП-3-700-1 и ПС-50-1.

Список литературы

Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/ Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1982.
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред.В.Я. Гиршфельда. – М.: Энергоатомиздат, 1987.
Курс лекций «ТЭС и АЭС» ч.2.
Бойко Е.А. Тепловые электрические станции (паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие / Е.А. Бойко, К.В. Баженов, П.А.Грачев. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 152 с.
А.В.Мошкарин, И.М.Чухин. Расчет тепловых схем ТЭЦ. Учебное пособие. Иваново, Ивановский государственный университет, 1985, 64 с.