Размещено на http://www.allbest.ru/

• Содержание
• Введение
• Исходные данные
• 1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту
• 2. Расчет установки по подогреву сетевой воды
• 3. Построение процесса расширения пара на диаграмме
• 4. Определение параметров по элементам схемы
• 5. Определение предварительного расхода пара на турбину

6. Баланс пара и конденсата

7. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды

7.1 Расчет ПВД

7.2 Расчет деаэратора

7.3 Расчет ПНД

8. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

9. Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

9.1 Регенеративные подогреватели

9.2 Деаэратор

9.3 Сетевые подогреватели

9.4 Выбор питательных насосов

9.5 Выбор конденсатных насосов

9.6 Выбор циркуляционных насосов

9.7 Выбор сетевых насосов

10. Проектирование топливного хозяйства и выбор котлоагрегатов

10.1 Определение расхода топлива на ТЭС

10.2 Приёмные разгрузочные устройства

10.3 Ленточные конвейеры

• 10.4 Топливные склады
• 10.5 Выбор механизмов системы пылеприготовления
• 10.6 Дутьевые вентиляторы и дымососы
• 10.7 Золоулавливание
• 10.8 Золоудаление
• 11. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы
• 12. Водоснобжение ТЭС
• 13. Индивидуальное задание
• 14. Генплан станции
• Заключение
• Список использованных источников
• тепловой турбина подогрев топливный
• 

Введение

Первая паровая турбина ПВК-150 мощностью 150 Мвт при 3000 об/мин была изготовлена «Харьковским турбинным заводом» в 1958 г. Увеличение экономичности турбоустановки ПВК 150 достигается посредством ряда мероприятий, основными из которых являются: дальнейшее повышение начальных параметров пара до уровня, допускающего применение надежных и относительно дешевых сталей перлитного класса; введение промежуточного перегрева пара (до начальной температуры) в газоходах котла при блочной компоновке котельного агрегата с турбиной; улучшение аэродинамических качеств проточной части.

Важно подчеркнуть, что хотя в этой установке температуры, как свежего пара, так и пара после промежуточного перегрева достигают 565° С, в ней почти полностью отсутствуют детали из аустенитных сталей; это является одним из основных факторов обеспечения надежности и значительного снижения стоимости агрегата. В один блок с паровой турбиной ПВК-150 компонуются котлы барабанного или прямоточного типа, питающие агрегат паром с давлением 130 ата и температурой 565° С (перед стопорным клапаном).

Пар проходит по двум трубам к стопорному клапану турбины, в котором применено бесфланцевое соединение крышек клапанов с его корпусом, позволяющее значительно уменьшить их размеры. При этом соединении паровое усилие воспринимается упорной резьбой в крышке, а плотность обеспечивается прокладкой, создающей уплотнение под воздействием давления пара. Аналогичная конструкция была предварительно изучена и отработана в условиях заводского эксперимента, а затем проверена в эксплуатации на машине типа ВР-25. Сопловое парораспределение турбин состоит из четырех регулирующих клапанов, два из которых (диаметрам 120 мм) работают параллельно; они расположены по обеим сторонам турбины и крепите К нижней части наружного корпуса. При полном открытии эти два клапана обеспечивают 75% номинальной мощности. Открытием третьего клапана (диаметром 135 мм) в верхней половине цилиндра достигается полная мощность турбины при номинальных параметрах дара.

Четвертый клапан, расположенный также в верхней половине корпуса цилиндра высокого давления, является перегрузочным и обеспечивает мощность при снижении начальных параметров пара до 125 ата и 555° С и при повышении температуры охлаждающей воды До 33° С. Чертеж нижнего регулирующего клапана диаметром 120 мм. Паровой патрубок приварен с одной стороны к присоединительному фланцу клапана, с другой он входит в расточку сопловой коробки, жестко соединенной с внутренним корпусом ц. в. д., и имеет возможность при тепловых расширениях перемещаться относительно внутреннего корпуса; паровое уплотнение при этом создается поршневыми кольцами, установленными в пазах патрубка.



Исходные данные

Электрическая мощность	Wэ = 450 МВт
Максимальная теплофикационная нагрузка	Qотmax =60 МВт
Максимальная теплофикационная нагрузка турбоагрегата	Qоттурб = 20 МВт
Топливо	Ирша - Бородинский уголь
Индивидуальное задание	Расчет и конструирование системы газоотчистки.



1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Для покрытия данной нагрузки выбираем три турбины К150-130.

Принципиальная тепловая схема с турбиной К150-130 представлена на рисунке 1. Турбина имеет один отопительный отбор пара, предназначенные для подогрева сетевой воды.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и состоит из четырех ПНД, деаэратора, двух ПВД. Установкой предусмотрено также использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений. ПНД №1, 2, 3, 4 поверхностные, вертикальные, питаются паром из отопительных отборов. Конденсат греющего пара из ПНД № 4 сливается в ПНД №3, а из ПНД №3 в ПНД№2. Из ПНД№2 откачивается сливным насосом в линию основного конденсата. А из ПНД №1 конденсат прокачивается дренажным насосом в конденсатор.

ПВД № 6,5 - вертикальные, поверхностного типа, предназначены для последовательного подогрева питательной воды после деаэратора. Конденсат греющего пара из ПВД № 6 сливается каскадно в ПВД № 5, а оттуда в деаэратор.

Пар из уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ПУ), а из основных эжекторов конденсатора - в охладитель эжекторного пара (ОЭ), что способствует дополнительному обогреву основного конденсата.

Восполнение потерь конденсата химочищенной водой осуществляется в конденсатор турбины.

Таблица 1.1

Номинальные параметры турбины [7]

Наименование параметров	К-150-130
1. Максимальная мощность, МВт 2. Начальные параметры пара: давление, МПа температура, °С 3. Параметры пара после промежуточного перегрева: давление, МПа температура, °С 4. Давление пара в конденсаторе, кПа 5. КПД установки, %	150 13 545 2,86 545 0,0035 50

В расчете приняты следующие давления в отборах [11]:

P_от1 = 3,25 МПа;

P_от2 = 1,26 МПа;

P_от3 = 0,43 МПа;

P_от4 = 0,125 МПа;

P_от5 = 0,066 МПа;

P_от6 = 0,03 МПа;

В расчете приняты следующие КПД по отсекам турбины [2]:

84,5%; 87,9 %; 86,6 %.

КПД дросселирования по отсекам:

96 %. 95% 94%.

Электромеханический КПД _эм = 0,98.

Расход пара на собственные нужды машинного отделения 1,2 %;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха 1,2 %;

Внутристанционные потери конденсата 1,1 %;

Температура химически очищенной воды t_хов = 30 С;

КПД подогревателей поверхностного типа з = 98 %.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД = 2 С.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД = 4 С.

Температурный график сети для г. Зеленогорска принимаем 150/70 C.

Рисунок 1 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-150-130



2. Расчет установки по подогреву сетевой воды

В блоке предусмотрен отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения города в размере в количестве =60 МВт. Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 Схема подогрева сетевой воды

ТП - тепловой потребитель; ПВК - пиковый водогрейный котел; СН - сетевой насос; СП-сетевой подогреватель.

Расход сетевой воды, кг/с:

Принимая недогрев сетевой воды в сетевом подогревателе С [8], температура насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя составит, С:

Энтальпия насыщения конденсирующего пара сетевого подогревателя [5], кДж/кг:

Давление пара в корпусе сетевого подогревателя [5], МПа:

Расход греющего пара на сетевой подогреватель, кг/с:

где =4,186 кДж/кгК-теплоемкость воды, [3]; - разность температур сетевой воды до и после сетевого подогревателя; =3059,468 кДж/кг энтальпия отборного пара на сетевой подогреватель (см.рисунок 2.1);

кг/с.



3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Находим на i-s диаграмме (рисунке 3) точку А₀ [5]. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД давление пара на входе в проточную часть составляет, МПа:

Теоретический процесс расширения пара от давления P₀' до давления P₁, соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией A'B₀. При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке “В” можно определить, кДж/кг:

где = 3054,754 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения;

= 3458,248 кДж/кг - энтальпия острого пара;

= 0,845 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра высокого давления.

Точку “С“ определим с учетом потери давления в промперегреве и с учетом дросселирования пара в регулирующих органах ЦСД, МПа:

где = 0,95 потери от дросселирования в первом цилиндре среднего давления.

Энтальпия в точке “D”, кДж/кг:

где = 3559,64 кДж/кг - энтальпия пара за промежуточным перегревом;

= 2990,616 кДж/кг - теоретическая энтальпия пара за первым цилиндром среднего давления;

= 0,879 внутренний относительный коэффициент полезного действия первого цилиндра среднего давления.

Потеря давления от дросселирования пара в цилиндре низкого давления, точка “Е”, МПа:

где = 0,94 потери от дросселирования в цилиндре низкого давления.

Энтальпия в точке “Е”, кДж/кг:

где = 3059,468 кДж/кг - энтальпия пара перед цилиндром низкого давления;

= 2258,231 кДж/кг - теоретическая энтальпия пара за цилиндром низкого давления при давлении в конденсаторе P_k=0,0035 МПа;

= 0,866 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра низкого давления.

Используя значения давления в отборах, находим на i-s диаграмме энтальпию пара в этих отборах.

Рисунок 3 Процесс расширения пара в турбине К-150-130 в i-s диаграмме



4. Определение параметров по элементам схемы

Подогреватель высокого давления (ПВД6). Давление пара в отборе 3,25 МПа. Принимая потерю давления в паропроводе 5 %, находим давление пара у подогревателя, МПа:

Температура насыщения греющего пара, С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

Энтальпия греющего пара (из i-S диаграммы), кДж/кг:

h_отб = 3117,295

Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД, кДж/кг:

Также определяем параметры по другим элементам схемы. Результаты сводим в таблицу 1.

Таблица 2

Параметры элементов тепловой схемы

Конденсатор	0,0035	2365,5	0,0035	26,673	111,65	26,673	111,65	1534,9
СП	0,43	3059,4	0,4085	144,37	607,99	137,37	575,03	841,12
ПНД1	0,03	2618,2	0,0285	67,921	284,31	63,921	267,57	1282,3
ПНД2	0,066	2726	0,0627	87,059	364,60	83,059	347,68	1173,6
ПНД3	0,125	2828	0,1187	104,48	438,02	100,48	420,61	1072,4
ПНД4	0,43	3059	0,4085	144,37	607,99	140,33	587,59	841,12
Деаэратор	1,26	3321	0,6	158,83	670,50	158,83	670,50	579,49
ПВД 5	1,26	3321	1,127	187,85	793,04	185,85	777,97	579,49
ПВД6	3,25	3117,295	3,0875	235,45	1015,9	233,45	977,25	340.95
Наименование величины	Давление отборного пара, МПа	Энтальпия пара, кДж/кг	Давление пара у подогревателя, МПа	Температура насыщения греющего пара, С	Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	Температура воды за подогревателем, С	Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг	Использованный теплоперепад, кДж/кг

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

для первого отбора:

Принимая коэффициент регенерации K_р = 1,21 [24] расход пара на турбину составит, кг/с:

где H_i = 1534,995 кДж/кг - теплоперепад, срабатываемый турбиной;

_эм = 0,98 - электромеханический КПД.



6. Баланс пара и конденсата

Расход пара на эжектор принят 0,5 % от расхода пара на турбину, кг/с:

D_эж = 0,005D_Т = 0,005125,3 = 0,6265

Расход пара на уплотнение турбины, кг/с:

D_упл = 0,01D_Т = 0,01125,3 = 1,253

Утечки пара и конденсата, кг/с:

D_ут = D_Т = 125,3 = 1,3783

Расход пара на собственные нужды, кг/с:

D_сн = D_Т = 125,3 = 3,01

Расход перегретого пара, кг/с:

D_пе = D_Т + D_эж + D_упл + D_ут + D_сн =

125,3 + 0,6265+ 1,253 + 1,3783 + 3,01 = 131,56

Расход питательной воды, кг/с:



7. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды

7.1 Расчет ПВД

Расчетная схема ПВД представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема включения подогревателей высокого давления

Уравнение теплового баланса для ПВД-6:

Расход пара на ПВД-6, кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-5:

Расход пара на ПВД-6, кг/с:

где - энтальпия питательной воды на входе в ПВД-5, определим с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:

где - перепад давления питательной воды в питательном насосе, МПа;

V = 0,0010996 м³/кг - удельный объем питательной воды;

з_н = 0,75 - КПД насоса.



7.2 Расчет деаэратора

Схема потоков воды и пара представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 Схема включения деаэратора

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Объединяем уравнения в одну систему:

Решив систему уравнений получим, кг/с:

7.3 Расчет регенеративной схемы ПНД

Расчетная схема ПВД представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 Схема включения подогревателей низкого давления

Уравнения теплового баланса для ПНД-4:

Откуда расход пара на ПНД-4 равен, кг/с:

где =104,28 кг/с - расход основного конденсата на деаэратор;

=607,991 кДж/кг энтальпия дренажа основного конденсата за подогревателем, (см. таблицу 3.1); =420,617 кДж/кг- энтальпия основного конденсата перед подогревателем, (см. таблицу 3.1); =587,598 кДж/кг - энтальпия основного конденсата за подогревателем, (см. таблицу 3.1); =3059,468 кЖд/кг -энтальпия греющего пара перед подогревателем, (см. таблицу 3.1).

С учетом дренажа ПНД-4, расход греющего пара на ПНД-3 будет составлять, кг/с:

Уравнение теплового и материального баланса для ПНД-2 и ТС:

где - энтальпия основного конденсата после ТС, кДж/кг.

Решая данную систему уравнений находим неизвестные величины:

Уравнение теплового баланса для ПНД-1:

Откуда расход пара на ПНД-1, кг/с:

Расхода пара в конденсатор, кг/с:

Проверка по мощности:

150000 = [12,73·340,952 + 3,41 ·579,496 + 2,579·579,496 + 7,25·841,125 + 2,73·1072,4 + 5,106·1173,6 + 3,63·1282,3 + 8,41 ·841,125 + 79,094·1534,996]0,98;

150000 = 152816,827;

Погрешность расчета составляет:

Так как коэффициент регенерации уточнения не требует.



8. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку, кВт:

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, кВт:

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

Тепловая нагрузка котла, кВт:

Полный расход топлива, кг/с

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

Принимая мощность собственных нужд блока 9 % [3], отпущенная мощность составляет, кВт:

Мощность собственных нужд, затраченная только на производство электроэнергии, кВт:

где = 0,05 доля электроэнергии затраченная на производство электроэнергии [3].

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счет отборов пара, кВт:

Коэффициенты ценности тепла:

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт·ч:

Удельный расход условного топлива на выработку тепла, кг/ГДж:



9. Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

9.1 Регенеративные подогреватели

Подогреватель высокого давления выбираем по заводским данным, так чтобы их характеристики удовлетворяли значениям, полученным в ходе расчета ПТС [2].

ПВД-6: ПВ-425-230-35 где 425 - площадь поверхности теплообмена, м²; 230 максимальное давление в трубной системе, бар; 35 - максимальное давление в паровом пространстве (в корпусе), бар.

ПВД-5: ПВ-425-230-12,

Подогреватели низкого давления по [2]:

ПНД-4: ПН-250-16-7,

ПНД-3: ПН-250-16-7,

ПНД-2: ПН-250-16-7,

ПНД-1: ПН-250-16-7.

9.2 Деаэратор

По найденному расходу питательной воды G_пв = 131,56 кг/с = 473,616 т/час выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления, с деаэрационной головкой типа ДСП-500 [2] с пропускной способностью 500 т/ч, давлением 6 бар.

Емкость деаэраторного бака должна обеспечивать суммарный запас питательной воды необходимый для 20 минут работы блока. Выбираем бак с учетом 100 м³.



9.3 Сетевые подогреватели

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температуре пара на входе и воды на выходе.

Расчетный пропуск сетевой воды G_св = 70,9 кг/с = 255,24 т/ч. Для обеспечения такой производительности установим подогреватель: ПСВ-125-7-15 с характеристиками:

· Площадь поверхности теплообмена 125 м².

· Рабочее давление пара 0,78 и 1,57 атм.

9.4 Выбор питательных насосов

Для блочных электростанций производительность питательных насосов выбирают по расходу питательной воды на блок с запасом 6-8%, т/ч:

,

где - расход питательной воды на турбину, кг/с.

=0,001099-удельный объем питательной воды, м³/кг;

Объемный расход питательной воды на один насос, м³/ч:

Напор питательного насоса принимается на 30-50% больше, чем номинальное давление пара перед турбиной, МПа:

,

Выбираем питательный насос ПЭ-580-200 в количестве двух 1-основной и 1-резервный с характеристикой:

· Производительность - 580 м³/ч

· Напор - 2000 м

· Частота вращения 2900 об/мин

· КПД - 81,5 %

· Мощность привода АГД - 4000 кВт

9.5 Выбор конденсатных насосов

За расчетную производительность примем расход конденсата в летний период, D=79,094 т/ч. Принимаем напор конденсатных насосов в пределах 50-150 м. вод.ст.

Часовой расход основного конденсата, м³/ч;

где - =0,001024-удельный объем основного конденсата, м³/кг;

Выбираем конденсатные насосы КсВ-320-125 (I ст.) и КсВ-320-160 (II ст.). (один из которых является резервным), с характеристиками [2]:

· Производительность - 320 м³/ч.

· Максимальный напор - 125 м. вод. ст.

· Частота вращения 1500 об/мин.

· Мощность электродвигателя 250 кВт.

· КПД - 75 %.



9.6 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на турбину составляет, м³/ч:

где m-кратность охлаждения; =79,094-расход пара в конденсатор, кг/с:

где m - кратность охлаждения (количество охлаждающей воды необходимое для конденсации 1 кг пара), кг.

Так как вода подается по двум трубопроводам, то расход через один насос, м³/ч:

=

Выбираем насосы типа ОП-5-87 в количестве двух штук с характеристиками [2]:

· Производительность - 9360-13680 м³/ч.

· Напор - 7,1-11,6 м.вод.ст.

· Частота вращения 585 об/мин.

· КПД - 80-87 %

9.7 Выбор сетевых насосов

Выбор производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаются в количестве двух на турбину, рассчитывая их на 50%-ную производительность.

Производительность сетевого насоса, м³/ч:

Выбираем сетевые насосы СЭ-160-100 с характеристиками [2]:

· Производительность - 160 м³/ч

· Напор - 98 м.вод.ст.

· Частота вращения 3000 об/мин.

· Потребляемая мощность - 75 кВт.

· КПД - 71 %.



10. Выбор парового котла и определение расхода топлива на ТЭС

Котлоагрегаты выбираем по максимальному расходу пара на турбину с запасом 3%. Таким образом, выбираем шесть котельных агрегатов заводской марки ПК-38 [2].

Использование однотипных котлов позволяет упростить эксплуатацию и ремонт оборудования станции.

Техническая характеристика котла:

· Заводская марка - ПК-38

· Расход пара - , т/ч;

· Давление острого пара и промперегрева - , МПа, , МПа;

· Температура острого пара и промперегрева - , , ;

· Температура питательной воды - , ;

· Температура уходящих газов - , ;

· Сопротивление по газовому и воздушному тракту - , кПа, , кПа;

· КПД брутто - ;

· Тип воздухоподогревателя - РВП;

· Высота котла - , м;

· Тип котла - ГП

В качестве топлива на блоке по заданию используется бурый уголь, его характеристики представлены в таблице 2.



Таблица 2

Характеристика Ирша - Бородинского угля

Бассейн, месторождение	Марка топлива	Рабочая масса топлива, %	Выход летучих, Vг, %	Теплота сгорания , МДж/кг
		Wр	Ар	Sр	Cр	Hр	Nр	Oр
Ирша-Бородинское	2Б	33	6,0	0,4	42,6	3,0	0,6	13,2	47	15820

10.1 Определение расхода топлива

Часовой расход топлива на ТЭС составит:

,

где n=6 - количество котлов на ТЭЦ, =24,023- полный расход топлива, кг/с.

10.2 Приемные разгрузочные устройства

По расходу топлива на станцию используем один вагоноопрокидыватель роторного трехопорного типа по [7]. Характеристики вагоноопрокидывателя:

число опрокидываний за 1 час - 30;

теоретическая производительность - 2790/1800 т/ч (при разгрузке 90-тонных и 60-тонных вагонов соответственно);

мощность электродвигателей - кВт.



10.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива на станцию составляет:

Топливо подается в котельный цех двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная часовая производительность каждой нитки:

где Т=21 ч - число часов работы топливоподачи.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле:

,

где b=1,6 м - ширина ленты;

с=2.5 м/с - скорость ленты [1];

г=0,85 т/м³ - насыпной вес топлива [1];

К_б=210 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте [1].

Производительность ленточного конвейера:

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства определяется по формуле:

,

где Z=50 м - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабана;

Н=5 м - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабана;

К₁=900 - коэффициент, зависящий от ширины ленты [1];

К_z=1 - коэффициент, зависящий от длины ленты [1];

В_л=151,11 кг/с;

Мощность на валу приводного барабана:

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции:

где К_з=1,25 - коэффициент запаса [1];

з_эд=0,97 - КПД электродвигателя [1];

з_р=0,96 - КПД редуктора [1]

Мощность электродвигателя:

10.4 Топливные склады

Площадь, непосредственно занятая штабелем:

,

где, n=30 сут. - число суток запаса топлива на складе;

h=15 м - высота штабеля;

ц=0,85 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса (сползания) топлива в штабеле [1].

Площадь, занятая штабелем:

10.5 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигаемого Ирша-Бородинского угля применяем систему пылеприготовления с прямым вдуванием с мельницами молотковыми тангенциальными. Устанавливаем по три мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 110%.

Расчетная производительность мельницы:

где К_ло=1,2 - коэффициент размолоспособности;

Выбираем молотковые мельницы ММТ-1500/2510/740 с характеристиками:

производительность - 30,6 т/ч;

частота вращения - 740 об/мин;

10.6 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Устанавливаем один дымосос и один вентилятор.

,

Теоретический объем азота, Нм³/кг:

,

Теоретический объем трехатомных газов, Нм³/кг:

,

Теоретический объем водяных паров, Нм³/кг:

,

Теоретический объем продуктов сгорания, Нм³/кг:

,

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м³/с:

,

где - коэффициент избытка воздуха в топке, принимаем равным 1,2 [8];

- присос воздуха в ГП топке, принимаем равным 0 [8];

- присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным 0 [7];

- относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0,2 [7];

- температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, м³/с:

,

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту H_дв=4 кПа[7]. Тогда расчетный напор дутьевого вентилятора, кПа:

,

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-18-11 с характеристиками:

· Производительность - 156/120 м³/ч;

· КПД - 85 %;

· Частота вращения - 980/740 об/мин;

· Мощность - 250/105 кВт;

Принимаем суммарный перепад давления по газовому тракту H_дс=3 кПа[7]. Тогда расчетный напор дымососа, кПа:

, (10.20)

Выбираем дымосос типа ДН-22 с характеристиками:

· Производительность - 285 м³/ч;

· КПД - 83 %;

· Частота вращения - 744 об/мин;

· Температура газа -100 °С;

· Мощность - 345 кВт;

10.7 Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтрами, типа ЭГА-40-12-6-3 с КПД=99%.

Расход летучей золы на входе в фильтр:

,

где, В=86482,8 кг/ч - часовой расход сжигаемого топлива;

а_ун=0,95 - доля золы, уносимая газами [1];

q₄=0,8 - потеря тепла с механическим недожогом [1];

А^р=6% - зольность топлива на рабочую массу, по таблице 13.1.

Расход летучей золы на входе в фильтр:

Количество летучей золы, выбрасываемой в дымовую трубу:

,

где, з_зу - КПД золоуловителя.

10.8 Золоудаление

Удаление шлака из под топок, устанавливаемых котлоагрегатов, осуществляется непрерывно с помощью скребкового транспортера, передвигающегося в заполненной водой ванне. С транспортера шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в самотечный канал.

Для транспортировки золы и шлака за пределы станции применяются багерные насосы.

Суммарное количество шлака и золы, удаляемое с электростанции:

Расход золы:

Расход шлака:

Расход воды:

Расчетный расход пульпы:

где, г_ш=0,5; г_з=0,4; г_в=1 - удельный вес шлака, золы и воды соответственно, т/м³ [10].

Диаметр шлакозолопровода:

,

где, н=1,75 м/с - расчетная скорость потока пульпы.

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа 3Гр-8 с характеристиками:

производительность - 36-75 м³/ч;

давление на выходе из насоса 0,17-0,135 МПа;

мощность на валу насоса 3,33-4,7 кВт;

мощность электродвигателя 10 кВт;

частота вращения ротора 1450 об/мин;

диаметр рабочего колеса - 500 мм;

В багерной насосной устанавливаем три насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте.



11. Расчет выбросов и дымовой трубы

Выбор высоты и количества дымовых труб производится таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало ПДК вредных примесей.

Выбросы золы, кг/с:

Выбросы оксидов серы, кг/с:

,

Выбросы оксидов азота, кг/с:

,

Где - коэффициент, зависящий от режима работы котла.

- поправочный коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива и способ шлакоудаления.

Приведенная масса вредных веществ,г/с:

,

Суммарная масса вредных примесей пересчитывается на выбросы оксидов серы. Отношения среднесуточных ПДК в этой формуле являются коэффициентами, учитывающими вредность золы и оксидов азота по сравнению с оксидами серы.

Предварительно, по количеству и паропроизводительности парогенератора выбираем для установки одну дымовую трубу высотой 180 м с диаметром устья 7,2 м [7].

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м:

,

где, А=200 - коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе [7];

F=1 - коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений [7];

m=0,9 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скоростей выхода газов из устья трубы [7];

n=1 - число труб;

V=160,704 м³/с - суммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из труб;

?t=120 ?С - разность температур, выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха;

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м:

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:

, (11.6)

где, d₀=6 м - диаметр устья трубы [7];

щ₀=30 м/с - скорость газов в устье трубы [7];

х=4,5 м/с - скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли [7];

ц=1,63 - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы [7];

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:



12. Водоснабжение

В технологическом процессе выработки тепла и электрической энергии вода является, во-первых, рабочим телом термодинамического цикла; во-вторых, она служит в качестве теплоносителя, при помощи которого огромные количества тепла перемещаются на станции от более нагретых тел к менее нагретым.

Воду расходуют также в больших количествах для хозяйственных и бытовых нужд. Расход воды зависит от типа электростанции, рода сжигаемого топлива, типа и мощности установленного оборудования, температуры воды, применяемой для охлаждения, степень совершенства эксплуатации станции.

В качестве источника циркуляционной воды принимаем пруд - охладитель, так он характеризуется более низкой и устойчивой температурой воды, меньшими ее потерями и не большим расходом электроэнергии на циркуляционные насосы. Схема пруда охладителя представлена на рисунке 7.

Площадь от места сброса от места забора:

где F_а - активная или транзитная площадь без застойных зон, м²;

- коэффициент использования пруда, зависящий от его формы.

При правильной вытянутой форме пруда , при неправильной , при округленной .

Активная площадь пруда охладителя:

где N_к - полная мощность, кВт.

Рисунок 7 Схема циркуляционного охлаждения с прудом охладителем. 1- площадка электростанции; 2 - плотина; 4 -водозаборное сооружение; 5 - отводящий канал; 6 - струенаправляющая дамба; 8 - транзитный поток; 9 - водоворотная зона



13. Индивидуальное задание

В качестве индивидуального задания был выполнен выбор и расчет электрофильтра к паровому котлу ПК-38 паропроизводительностью 270 т/ч, давлением пара Р=13,8 МПа, температурой промперегрева , температурой питательной воды , температурой уходящих газов , топливо- Ирша-Бородинский уголь, размол в мельницах ММ.

Степень улавливания золы .

Из расчета парового котла определяем объем дымовых газов, поступающих в электрофильтр: V=160,704 м³/с

По [11] находим критерий электрофизических свойств

Выбираем скорость дымовых газов u=1,4 м/с.

Принимая число параллельных корпусов z=2, определяем необходимое сечение корпуса электрофильтра, м^{2 :}

По [11] по данной площади поперечного сечения выбмраем электрофильтр ЭГА 2-30-7,5-6-4.

Для этого электрофильтра длина поля , расстояние между осадительным и коронирующим электродом .

Уточняем скорость газов, м/с:

По [11] определяем среднюю напряженность поля , коэффициент обратной короны . По табл. [11] медианный диаметр при размоле в ММТ Теоретическая скорость дрейфа, м/с:

Определяем коэффициент вторичного уноса по [11]:

где -коэффициент учитывающий тип электрода, =1,3- коэффициент учитывающий влияние режима встряхивания на унос;

Параметр по [11] при числе полей n=4 равен:

Проскок при равномерном поле по [11] =0,001.

Применяем к установке газораспределительное устройство МЭИ с относительной длиной шахты и одной решеткой. По [11] при четырех полях Определяем коэффициент R:

Проскок с учетом неравномерности:

Определяем изменение степени улавливания за счет движения через неактивные и полуактивные зоны. Принимаем стандартную схему с тремя вертикальными перегородками в бункерах, доля полуактивных зон, ; возрастание .

Окончательно получаем степень улавливания:

т.е степень улавливания близка к заданной (0,99).

Принимаем схему с наклонными перегородками в бункерах. Тогда , , р=0,02, т.е. данное значение совпадает с требуемым значением.

Таким образом, принимаем к установке четырехпольный электрофильтр

ЭГА2-30-7,5-6-4.

Определяем режим встряхивания. Из [11] поверхность осаждения

A=3550, одного. Из табл. [11]

.

Определяем расчетные интервалы времени встряхивания по полям:

Определяем мощность электроагрегата на каждое поле, принимая

Выбираем агрегат АТПОМ-400. Принемая среднее напряжение 80 кВ,

Получаем мощность агрегата питания электрофильтра

А всего на четыре поля электрофильтра:

Электрофильтр представлен в графической части проекта чертеж №2.



14. Генеральный план

Генеральный план - план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения: главный корпус, внутри которого размещается турбинное и котельное отделения, помещения для деаэраторов, щиты управления; топливоподача; распределительное устройство генераторного напряжения, повышающие трансформаторы и распределительные устройства, закрытого типа; дымовые трубы; химводоотчистка; система технического водоснабжения; мазутное хозяйство; газовое хозяйство; здания и сооружения подсобного назначения: мастерские, склады, гараж, пожарная охрана, а также железнодорожные пути, автомобильные дороги, устройства водоснабжения, канализации.

Все здания и сооружения размещаются, как правило, в пределах основной ограды электростанции.



Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ для г. Зеленогорска электрической мощностью 450 МВт, максимальной отопительной мощностью 60 МВт. ТЭЦ работает на Ирша - Бородинского буром угле.

На станции установлены три блока с турбоагрегатами типа К150-130 и прямоточными котлоагрегатами ПК-38 [2].

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

1. Расчет принципиальной тепловой схемы с уточнением коэффициента регенерации по небалансу электрической мощности;

2. Расчет технико-экономических показателей проектируемой станции;

Был также произведен расчет и выбор на основании данных, полученных при расчете вспомогательного оборудования (регенеративных подогревателей, деаэратор, насосы, сетевой подогреватель), а также оборудования обеспечивающего аэродинамику в топке, очистку дымовых газов. В конце расчета была рассчитана и выбрана дымовая труба.



Список использованных источников

1. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые электрические станции: Учебное пособие. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. 300 с.

2. Цыганок А.П., Михайленко С.А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. Красноярск: КРПИ, 1991. 119 с.

3. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1982. 624 с.

4. Цыганок А.П. Тепловые и атомные электрические станции: Учебное пособие: В 2 ч. Ч. 2. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000. 123 с.

5. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, 1984.

6. Котельный агрегат: Справочно-нормативные данные по курсовому проектированию для студентов специальности 100500 / Сост. И.С. Деринг, В.А. Дубровский, Т.И. Охорзина. Красноярск: КГТУ, 2000. 40 с.

7. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред. Н.В. Кузнецов и др. М.: Энергия, 1973.

8. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции - М.: Энергоатомиздат, 1987.

9. Паротурбинные энергетические установки: Отраслевой каталог /Под ред. Н.Н. Ермашов и др.- М.: 1988.

10. Золоулавливающие устройства теплоэлектростанций: конструкции и методы расчетов: Учеб. Пособие. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. 80 с.

11. Бойко Е.А., Баженов К.В., Грачев П.А. Тепловые электрические станции: Справочное пособие. Красноярск 2006. 153 с.

Размещено на Allbest.ru

...