Расчет тепловой схемы турбоустановки Т-50

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

2. Определение расхода в нерегулируемом отборе пара на сетевой подогреватель

3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

4. Определение параметров по элементам схемы

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

6. Баланс пара и воды

7. Расчет регенеративной схемы

7.1 Расчет непрерывной продувки

7.2 Расчет ПВД

7.2 Расчет деаэратора

7.3 Расчет ПНД

8. Составление теплового и материального баланса

9. Расчет технико-экономических показателей работы станции

10. Выбор основного оборудования ТЭЦ

10.1 Регенеративные подогреватели

10.2 Деаэратор

10.3 Сетевые подогреватели

11. Насосы

11.1 Питательные насосы

11.2 Конденсатные насосы

11.3 Циркуляционные насосы

11.4 Сетевые насосы

12. Проектирование топливного хозяйства ТЭЦ

12.1 Определение расхода топлива на ТЭЦ

12.2 Приемные разгрузочные устройства

12.3 Ленточные конвейеры

12.4 Дробилки

12.5 Топливные склады

12.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

12.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

13. Золоулавливание

14. Золоудаление

15. Расчет выбросов вредных веществ и выбор дымовой трубы

16. Водоснабжение

17. Генеральный план

18. Компоновка главного корпуса

19. Индивидуальное задание

Заключение

Список использованной литературы



Введение

пар турбина тепловой станция

Энергетика - сектор экономики, охватывающий сложную совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников (природных энергетических ресурсов) до приемников энергии и представляет собой сложный объект, исследование которого является первостепенной задачей.

От правильного выбора всех элементов оборудования, который производят в процессе разработки тепловой схемы электростанции, зависит надежность и экономичность ее работы.

В курсовом проекте требуется спроектировать ТЭЦ для г. Назарово мощностью 150 МВт, с максимальной отопительной нагрузкой 360 МВт, при заданной тепловой нагрузке отборов турбины 180 МВт, работающую на Назаровском буром угле.



Исходные данные

Электрическая мощность	Wэ = 150 МВт
Максимальная теплофикационная нагрузка	Qотmax = 360 МВт
Максимальная теплофикационная нагрузка турбоагрегата	Qоттурб = 150 МВт
Топливо	Назаровское
Индивидуальное задание	Расчет и конструирование испарительной установки



1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Для покрытия данной нагрузки выбираем три турбины Т-50-130. Принципиальная тепловая схема с турбиной Т-50-130 представлена на рис.1 и листе №1 графической части.

В схеме используется котёл барабанного типа БКЗ -420 -140 с давление пара 14 МПа, температурой перегретого пара 560. Турбина имеет семь нерегулируемых отборов. Турбина имеет два регулируемых отопительных отбора - верхний и нижний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды.

Система регенерации состоит из четырёх подогревателей низкого давления, деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления - каскадный (без использования дренажных насосов) в деаэратор.

Пар с уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ОУ-1), а из основных эжекторов конденсатора - в охладитель эжекторного пара (ОЭ), что способствует дополнительному подогреву основного конденсата.

По заводским данным для турбины Т-50-130 [1]:

Электрическая мощность W_э = 50 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление P₀ = 128 бар;

Температура t₀ = 555 С;

Давление в отборах:

P_отб1 = 2,96 МПа;

P_отб2 = 1,765 МПа;

P_отб3 = 1,062 МПа;

P_отб4 = 0,565 МПа;

P_отб5 = 0,286 МПа;

P_отб6 = 0,178 МПа;

P_отб7 = 0,089 МПа;

Давление в конденсаторе турбины P_к = 0,0051 МПа;

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

;

Электромеханический КПД _эм = 0,98.

КПД транспорта _тр = 0,98.

Температурный график сети для г. Назарово принимаем 150/70.

Расход продувочной воды ;

Расход пара на собственные нужды машинного отделения ;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха ;

Внутристанционные потери конденсата от D_т;

Температура химически очищенной воды ;

Энтальпия химически очищенной воды = 125,7 кДж/кг;

Нагрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях t_оэ + t_оу = 15 C;

КПД подогревателей поверхностного типа .

Недогрев воды в ПВД и_пвд = 2 С.

Недогрев воды в ПНД и_пнд = 4С.



Рис. 1.1 ПТС Т-50-130



2. Определение расхода в нерегулируемом отборе пара на сетевой подогреватель

Максимальная тепловая нагрузка на одну турбину, МВт:

Расход сетевой воды, кг/с:

где С - теплоемкость воды, кДж/кг;

Дt - разница температур подающей и обратной сетевой воды, °С.

Тепловая нагрузка пикового водогрейного котла, МВт

Коэффициент теплофикации:

Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя определим из условия равномерного нагрева воды в подогревателях,

70+

Принимая недогрев сетевой воды в верхнем сетевом подогревателе , найдем температуру насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя,

Энтальпия насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя, кДж/кг

Давление пара в корпусе верхнего сетевого подогревателя, МПа

Давление пара в 6 - ом отборе турбины с учетом потери давления пара в трубопроводе 5 %, Мпа

Принимая недогрев сетевой воды в нижнем сетевом пдогревателе , найдем температуру насыщения конденсирующего пара нижнего сетевого подогревателя,

Энтальпия насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя, кДж/кг



Давление пара в корпусе верхнего сетевого подогревателя, МПа

Давление пара в 6 - ом отборе турбины с учетом потери давления пара в трубопроводе 5 %, Мпа



3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине представлен на рисунке 3.1.

Процесс построен с учетом потерь давления в регулирующих органах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на i-s диаграмме точку А₀. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД параметры пара изменятся:

бар (точка А₀^').

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД, изображается линией

A₀^' - B. При действительном процессе расширения энтальпию в точке В₀ определяем:

где, i_B=3200,94 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦВД. Зная энтальпию i_B0 можно определить точку В₀ на изобаре Р_отб1.

Точку В₀^' определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦСД:

Используя значения давления в отборах, находим на i-s диаграмме энтальпии пара в этих отборах:

i_отб1=3124,346 кДж/кг;

i_отб2=3018,359 кДж/кг;

i_отб3=2914,889 кДж/кг;

i_отб4=2802,142 кДж/кг;

i_отб5=2694,066 кДж/кг;

i_отб6=2623,993 кДж/кг;

i_отб7=2528,324 кДж/кг;

i_к = 2201.6 кДж/кг;

Рисунок 2.1 Процесс расширения пара

Расход пара на верхний сетевой подогреватель, кг/с



Расход пара на нижний сетевой подогреватель, кг/с

Нагрузка верхнего сетевого подогревателя, кВт

Нагрузка нижнего сетевого подогревателя, кВт



4. Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере подогревателя высокого давления ПВД-1.

Давление пара в отборе турбины Р_отб1 = 2,96 МПа.

С учетом потерь давление по тракту от турбины до подогревателя в ПВД-1 составляет:

Р_ПВД-1 = 2,96•0,95=2,812 МПа.

Температура конденсата греющего пара по [2]:

t^н_ПВД-1 = 230,296С

Энтальпия конденсата греющего пара по [2]:

_пвд1 = 991,599 кДж/кг.

Температура питательной воды за подогревателем с учетом недогрева:

t^пв_ПВД-1 = t^н_ПВД-1-и_пвд=230,296- 5 = 228,296 С.

Энтальпия питательной воды за подогревателем:

^пв_ПВД-1 = 955,647 кДж/кг.

Энтальпия греющего пара (по i-s диаграмме):

i_отб1=3124,346 кДж/кг.

Использованный теплоперепад:

H_ПВД-1=i₀ - i_отб1=3486,5 -3124,346 = 362,161 кДж/кг.

Аналогичным образом рассчитываются параметры по другим элементам схемы. Результаты сводятся в таблицу 1.

Таблица 2.1

Конденсатор	0.0051	2201.6		33.228	33.228	139.24		1284.8
НС	0,089	2528.3	0.085	95	91	398.01	380.92	958.18
ПНД7	0,089	2528.3	0.085	95	91	398.01	380.92	958.18
ВС	0,178	2623.9	0.169	115	111	482.55	464.64	862.51
ПНД6	0,178	2623.9	0.169	115	111	482.55	464.64	862.51
ПНД5	0,286	2694,1	0,272	130,17	126,17	547,14	528,18	792,44
ПНД4	0,565	2802,1	0,537	154,52	150,52	651,83	630,1	684,36
Деаэратор	1,062	2914,9	0.6	180,27	178,27	764,38	746,24	571,61
ПВД3	1,062	2914,9	1,1	180,27	178,27	764,38	746,24	571,61
ПВД2	1,76	3018,3	1,67	203,64	201,64	868,85	844,08	468,14
ПВД1	2,96	3124	2,812	230	228,3	991,6	955,3	362,2
Параметр	Давление пара, МПа	Энтальпия пара кДж/кг	Давление у подогревателя, МПа	Температура насыщения пара	Температура воды за подогревателем.	Энтальпия конденсата пара кДж/кг	Энтальпия воды за подогревателем кДж/кг	Использованный теплоперепад.



5. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности пара отопительных отборов:

Для первого отбора:

где i₆ - энтальпия отопительного отбора, по таблицы1, кДж/кг;

i_к - энтальпия конденсата, по таблицы1, кДж/кг;

i₀ - начальная энтальпия, кДж/кг.

Для второго отбора:

Принимая коэффициент регенерации K_р =1,205 расход пара на турбину составит кг/с:

где Нi - располагаемый теплоперепад [таблица 1], кДж/кг



6. Баланс пара и воды

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

Расход пара на уплотнение турбины, кг\с:

Утечки пара и конденсата, кг\с:

Расход пара на собственные нужды, кг/с

Расход перегретого пара, кг\с:

Расход продувочной воды, кг/с:

Расход питательной воды, кг\с:



7. Расчет регенеративной схемы

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для расширителя непрерывной продувки, подогревателей высокого давления, деаэратора и подогревателей низкого давления на основе решения уравнений тепловых балансов.

7.1 Расчет непрерывной продувки

Рисунок 7.1 Расчетная схема расширителя непрерывной продувки

Из уравнений материального и теплового баланса для первой ступени расширителя найдем количество вторичного пара, кг/с

Где кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при Р_б = 15 МПа; кДж/кг - энтальпия продувочной воды сливаемой в техническую канализацию

Решив данную систему, получим

Количество химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор, кг/с

Из уравнения подогревателя ПХОВ найдем температуру химически очищенной воды на выходе из подогревателя,



7.2 Расчет ПВД

Рисунок 7.2 Схема включения ПВД

Уравнение теплового баланса для ПВД-3 запишется:

,

Отсюда расход пара на ПВД-3, кг\с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-2:

Отсюда расход пара на ПВД-2, кг\с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-1:

Расход пара на ПВД-1, кг\с:

где - энтальпия питательной воды на входе в ПНД-3 с учета нагрева в питательном насосе.

кДж/кг

7.3 Расчет деаэратора

Рисунок 7.3 Схема включения деаэратора

Материальный баланс деаэратора:

Уравнение теплового баланса:

Подставляя в эти уравнения значения величин, получаем:

Решая эти уравнения, находим:

7.4 Расчет ПНД

Рисунок 7.3 Схема включения ПНД

Расход пара на ПНД-4 посчитается из уравнения теплового баланса, кг\с:

Уравнение теплового и материального баланса для ПНД-3 и ТС1:

Решая систему уравнений получаем:

Уравнение теплового и материального баланса для ПНД-2, ТС2 и ПНД - 1:

Решая систему уравнений получаем:



8. Составление теплового и материального баланса

Расход пара в конденсатор, кг\с:

Проверка материального баланса пара в турбине:

что полностью совпадает с ранее найденным значением .

Проверка по балансу мощности:

Несоответствие заданной мощности ДW_э:

Что допустимо пределом погрешности 2%.



9. Расчет технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку составит, кДж:

Расход тепла на сетевые подогреватели, кВт:

Здесь расход тепла на производство электроэнергии, кВт:

Тепловая нагрузка котла, кВт:

где i_пе - энтальпия перегретого пара, кДж\кг.

Полный расход натурального топлива, кг\с:

где теплотворная способность Назаровского бурого угля, кДж\кг;

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг\с:

где В- полный расход топлива на блок, кг\с;

К_э- коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии;

W_отп- отпущенная мощность, кВт;

W_э - мощность, снимаемая с шин генератора, кВт;

W_ээ^cн- мощность собственных нужд, затраченная на производство электроэнергии

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

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

где доля электроэнергии, затраченная на производство электроэнергии.

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:



Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при наличии отборов, кДж:

Q_ВС, Q_НС - тепло, отпущенное из двух теплофикационных отборов.

о - коэффициент ценности тепла каждого отбора.

К - коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной, его значение принимаем равным 0,4 из [2].

Расход топлива пиковыми водогрейными котлами, кг/с

Расход топлива на отпуск тепла определяется:

Фактическое значение удельных расходов условного топлива на отпуск электроэнергии и тепла определяются по формулам:

Без ПВК:



10. Выбор основного оборудования ТЭЦ

На основании заданных величин в качестве основного оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, выбираем три турбоагрегата

Т-50-130.

Котлоагрегат выбираем по максимальному расходу пара на турбину с учетом расхода на собственные нужды и общего запаса по пару, т/ч:

По этому значению выбираем два котлоагрегата на один энергоблок БКЗ- 420-140-7 [1] производительностью 420 т/ч с характеристиками:

давление перегретого пара =14 МПа;

температура перегретого пара = 560 °С;

температура питательной воды = 230 °С;

температура уходящих газов =147°С;

10.1 Регенеративные подогреватели

Регенеративные подогреватели выбираем по заводским данным, так как их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД-1: ПВ 350-230-21,

где 350 - площадь прогрева, м²;

230 - максимальное давление в трубной системе, бар;

21 - максимальное давление в корпусе, бар.

ПНД-1 ПН-90-16-4-111

ПНД-2 ПН-130-16-9-111

ПНД-3 ПН-130-16-10-11

ПНД-4 ПН-350-16-10-11

ПВД-1 ПВ-350-230-21

ПВД-2 ПВ-350-230-36

ПВД-3 ПВ-350-230-50

10.2 Деаэратор

По расходу питательной воды выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-225-7 с характеристиками:

Номинальная производительность 62,5 кг/c

Давление рабочее 0,59 Мпа;

Температура рабочей среды 158 ;

Объем деаэраторного бака 65 м³;

Длина 9100 мм;

Наружный диаметр колонки 1826 мм;

Высота от оси деаэраторного бака 5337 мм;

Масса деаэратора сухого 22725 кг;

10.3 Сетевые подогреватели

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

ПС1: ПСГ-1300-3-8

ПС2: ПСГ -1300 - 3 - 8

Площадь поверхности нагрева 1300 м³



11. Насосы

11.1 Питательные насосы

Питательный насос выбираем по производительности (с запасом 7%) и напору.

т/ч

Напор питательного насоса принимается на 30-50% больше, чем номинальное давление пара перед турбиной, м. вод. ст.:

м.вод.ст.

Выбираем питательный насос ПЭ-250-180 с характеристикой [2]:

Производительность - 250 м3/ч;

Давление - 20 МПа;

Частота вращения - 2980 об/мин;

Мощность привода: - 2000 кВт;

Масса 5570 кг

11.2 Конденсатные насосы

Устанавливаем два конденсатных насоса, на 100%-ую производительность каждый. Конденсатные насосы выбираются по производительности (расход конденсата в летний период - без отопительного отбора, но с учетом регенеративных отборов) и напору.

54, 69 кг/c

Выбираем конденсатные насосы КсВ - 90 -155 с характеристиками:

подача - 90 м³/ч;

напор -155 м;

частота вращения - 2940 об/мин;

мощность - 75 кВт;

11.3 Циркуляционные насосы

При максимальном расходе пара в конденсатор 54 т/ч кратности охлаждения =45 расход циркуляционной воды на турбину составляет,м³/ч:

Число турбин на станции - 3.

Расчетный расход циркуляционной воды на ТЭЦ составит:

Выбираем насосы типа 1ОПВ- -2500-4.2с характеристиками:

Производительность -2500 м³/ч;

полный напор - до 4.2 м.вод.ст.;

число оборотов - 730 об/мин;

КПД - 86%.

11.4 Сетевые насосы

Сетевые насосы могут быть привязанными к турбине и группами. При установке одного-двух сетевых наосов дополняют один резервный. Если число насосов четыре и более, резерв не устанавливают.

Выбор производится по производительности и напору. Принимаем двухступенчатую схему сетевых насосов из-за разности максимально допустимого давления сетевых подогревателей и трубопроводов сетевой воды. Устанавливаем на каждой ступени по два насоса на 50 % производительности каждый.

м³/ч

Выбираем сетевые насосы СЭ 500-70-16 [1] с характеристиками:

подача - 500 м³/ч;

напор - 70 м;

частота вращения - 3000 об/мин;

мощность - 160 кВт;

КПД - 80%.



12. Проектирование топливного хозяйства ТЭЦ

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется Назаровский бурый уголь со следующими характеристиками [1].

Таблица 12.1

Характеристика Назаровкого бурого угля

, %	, %	, %	V, м3/кг	Кло	, кДж/кг	, %
39	7,3	0.8	3,62	1,1	13020	47

12.1 Определение расхода топлива на ТЭЦ

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношение, кг/с:

где - теплота сгорания натурального топлива;

- КПД котла.

Часовой расход топлива на ТЭЦ составит, т/ч:

где - количество котлоагрегатов.



12.2 Приемные разгрузочные устройства

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

число опрокидываний за 1 час - 30;

теоретическая производительность - 1860/1500 т/ч (при разгрузке 90-тонных и 60-тонных вагонов соответственно);

мощность электродвигателей - кВт.

12.3 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 м - ширина ленты;

с=2 м/с - скорость ленты [1];

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

К_б=320 - 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=515 - коэффициент, зависящий от ширины ленты [1];

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

В_л=544 кг/с;

Мощность на валу приводного барабана:

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции:



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

з_эд=0,95 - КПД электродвигателя [1];

з_р=0,96 - КПД редуктора [1]

Мощность электродвигателя:

12.4 Дробилки

Применяем на проектируемой станции двухступенчатое дробление и выбираем молотковые незабивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котлоагрегат В_рас= 77,535 т/ч выбираем дробилки типа СМ 19А[1] с характеристиками:

производительность -67-105т/ч;

частота вращения - 1000 об/мин;

мощность электродвигателя - 125 кВт.

диаметр ротора - 1000 мм;

длина ротора - 800 мм;

Емкость бункера сырого угля:

где, ф=10 ч - число часов работы котлоагрегата на топливе, запасенном в бункере;

К_з=0,8 - коэффициент заполнения бункера [1];

г^нас_т=0,85 т/м³ - насыпной вес угля [1].

Емкость бункера сырого угля:

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с:

шириной ленты - 500 мм;

длиной - 1,5 м;

масса 470 кг;

требуемая мощность - 1,7 кВт [1].

12.5 Топливные склады

Емкость склада угля рассчитывается на месячный расход при 20 часах работы в сутки всех котлов:

Площадь, непосредственно занятая штабелем:

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

h = 30 м - высота штабеля;

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



12.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигание Назаровского бурого угля применяем схему пылеприготовления разомкнутую с промбункером и газовой.Так как топливо является высоковлажным и высокореакционным, необходимо применять газовую сушку. Газы при этом забираются из верхней части топки, а также после воздухоподогревателя с помощью дымососа рециркуляции и после смешения подаются на сушку. Пыль засасывается мельничным вентилятором и подается на горелки котла.

Устанавливаем четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 120%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

где - количество мельниц на котле;

- коэффициент размолоспособности [7].

Мельница тангенциальная ММТ 1500/3230/740 имеет следующие характеристики:

· Производительность - 22,6/39,7 т/ч;

· Частота вращения - 740 об/мин.

12.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Дутьевой вентилятор выбирается по производительности и напору, на котел устанавливаем два дутьевых вентилятора.

Производительность дутьевого вентилятора определяется расходом воздуха, необходимым для горения топлива, с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и присосов по тракту котла, м³/кг:

,

где, V⁰=3,62 м³/ч - теоретическое количество воздуха, по таблице 12.1;

б_т = 1,2 - коэффициент избытка воздуха на выходе из топки [1];

Дб_т= 0,08 - присос воздуха в топке [1];

Дб_пп=0 - присосы воздуха в системе пылеприготовления [1];

Дб_взп=0,05 - относительная утечка воздуха в ВЗП [1];

t_хв=30 ?С - температура холодного воздуха [1];

Производительность дутьевого вентилятора:

Расчетная производительность дымососа определяется по формуле:

,

где, V⁰_г=3.62 м³/кг - теоретический объем продуктов сгорания, по таблице 13,1;

б_д=1,5 - коэффициент избытка воздуха перед дымососом [1];

t_д=140 ?С - температура газов у дымососа.

Расчетная производительность дымососа:

Расчетный напор дутьевого вентилятора определяется по формуле:

где УН_пот=5 кПа - суммарный перепад давлений по воздушному тракту [1].

Расчетный напор дымососа:

где, УН_пот=3 кПа - суммарный перепад давлений по газопроводному

тракту [1]

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-20-II с характеристиками:

производительность - 222000/173000 м³/ч;

полное давление - 4500/27000 Па;

температура газа - 30 ?С;

КПД - 82%;

частота вращения - 980/740 об/мин;

мощность - 400/170 кВт.

Выбираем дымосос типа ДН-26*2 с характеристиками:

производительность - 475000 м³/ч;

полное давление - 4600 Па;

температура газа - 100 ?С;

КПД - 83%;

частота вращения - 744 об/мин;

мощность - 790 кВт.

13. Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтром ЭГД 2-128-9-6-4-200-5 с горизонтальным движением дымовых газов, двухъярусный, с двумя секциями, 128 газовых проходов в двух ярусах, при этом скорость газов в активном сечении составит 1.3 м/с, что позволит электрофильтру работать с КПД,около 99% [3].

Расход летучей золы на входе в фильтр определятся по формуле, кг/ч:

где =0.95 - доля золы уносимая газами[8], - зольность топлива, %;

=0.5 % потеря с механическом недожогом [8].

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

где - КПД золоуловителя.



14. Золоудаление

Удаление шлака из-под топок устанавливаемых котлоагрегатов осуществляется непрерывно с помощью шнекового транспортера, передвигающегося в заполненной ванне, после чего шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в смывной канал, где за счет смывной воды поступающей через побудительные сопла поступает в приямок багерной станции.

Для транспортирования шлака за пределы станции применяются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы осуществляется по общему трубопроводу. Имеется две нитки одна из которых рабочая, другая резервная. На шлакоотвале вода осветляется, насосами перекачивается обратно на станцию.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с электростанции,

,

Расход золы, кг/с:

,

Расход шлака, кг/с:

,

Расход воды, кг/с:

,

Расчетный расход пульпы, м³/ч:

,

где ; ; - соответственно удельный вес шлака, золы и воды, т/м³.

Диаметр шлакозолопровода, м:

,

где - расчетная скорость пульпы, .

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа 3 Гр-8 с характеристиками [2]:

производительность - 35-75 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 - 225 мм;

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



15. Расчет выбросов вредных веществ и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количества устанавливаемых труб производиться таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало предельно-допустимых концентраций вредных примесей.

Выбросы золы, кг/с:

Выбросы оксидов азота, кг/с:

где - коэффициент, зависящий от режима работы котла.

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

Выбросы оксидов серы, кг/с:

где - доля оксидов серы, которая улавливается летучей золой в газоходах котла; - доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителие.

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере[11]:

- для газообразных выбросов

- для золы

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

=

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

Минимально допустимая высота трубы определяется по формуле, м:

где A - коэффициент учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным 200 [7]; m, n - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса; N=1 - количество дымовых труб; V_г - объем удаляемых дымовых газов через трубу, равен; - коэффициент, учитывающий рельеф местности (зависит >2, то ); - разность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха.

Принимаем высоту трубы равную H=150м. Далее находим следующие коэффициенты.

где D=6 - диаметр устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

< , принимаем дымовую трубу высотой 120м, изготавливаем из железобетона.

Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

где - скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, принимаем равной 5 м/с [7]; - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбранной трубе принимаем 1.54 [7].



16. Водоснабжение

Для охлаждения пара в конденсаторах используется циркуляционная вода из реки Оби- Чулыма, схема водоснабжения прямоточная.

Рисунок 16.1 Принципиальная схема прямоточного водоснабжения

1-конденсаторы; 2-центральная насосная; 3-напорные магистрали; 4-сливной канал; 5-сливные колодца; 6-переключательный колодец; 7-перепускной канал; 8-водоочистительные решетки; 9-циркуляционные насосы.

Расход технической воды на три турбины - 10260 м³/ч.



17. Генеральный план

План размещения сооружений на территории (площадке) называют генеральным планом, или сокращенно, генпланом электростанции. Рационально составленный генплан способствует удобной и надежной эксплуатации, индустриализации сооружения, механизации монтажа электростанции.

При размещении сооружений соблюдают необходимые санитарно-гигиенические и противопожарные правила и нормы, учитывают господствующее направление и силу ветра (розу ветров).

Удобные коммуникации внутри площадки электростанции обеспечиваются размещением сооружений электростанции в соответствии с последовательностью ее технологического процесса. Сооружения электростанции размещают так, чтобы обеспечить удобную связь их с топливной и водной базой, потребителями электрической и тепловой энергии, золоотвалами и т. п.

Предусматривают также удобный подвод железнодорожных путей, а также автомобильных дорог для подвоза топлива, оборудования и материалов; рациональный подвод и отвод охлаждающей воды трубопроводами и каналами; вывод воздушных линий электропередачи и кабелей высокого напряжения; вывод трубопроводов горячей воды и пара; отвод золоводяной пульпы трубопроводами (или каналами) на золоотвалы или вывоз шлаков и золы железнодорожными составами. Оптимальный вариант генплана электростанции при соблюдении этих требований отвечает минимальной величине расчетных затрат.

На территории электростанции размещают следующие сооружения и установки: главный корпус с дымовыми трубами; электрический щит управления; открытые и закрытые (обычно на теплоэлектроцентралях) электрические распределительные устройства и трансформаторы; топливоподачу и топливные склады для основного и вспомогательного топлива (растопочного мазута); насосные гидрозолоудаления; устройства системы водоснабжения насосные станции, градирни; установки для химической очистки воды; вспомогательный корпус со служебными помещениями, мастерскими, лабораториями, компрессорной, складами и пр.; масляное, водородное и ацетилено-кислородное хозяйство и т. п.

Кроме того, на площадке электростанции прокладывают трубопроводы и каналы водоснабжения; железнодорожные и автомобильные пути; линии электропередачи и кабели; золоводяные каналы; теплопроводы; линии водопровода и канализации; линии электрического освещения, телефонной связи.

Степень совершенства генплана характеризуют удельной величиной площади, ограничиваемой оградой (например в гектарах на 1 или 100 тыс. кВт); коэффициентом ее застройки, т. е. долей или процентом площади, занятой зданиями, ко всей площади участка; коэффициентом использования, т.е. долей или процентом площади, занятой зданиями и открытыми наземными устройствами и сооружениями (топливным складом, открытым распределительным устройством, железными и автомобильными дорогами, каналами водоснабжения и т. д.).

На отечественных электростанциях машинный зал обычно размещают со стороны источника водоснабжения.

Обычной до последнего времени является следующая «параллельная» компоновка генплана, отвечающая в основном последовательности технологического процесса электростанции: источник водоснабжения с береговыми насосными; открытое распределительное электрическое устройство с помещением электрического щита управления; трубопроводы и каналы водоснабжения; машинный зал; котельная с дымовыми трубами; топливоподача и топливный склад.



18. Компоновка главного корпуса

Главным корпусом тепловой электростанции называют ее главное здание, внутри которого размещается основное и связанное с ним вспомогательное энергетическое оборудование, осуществляющее главный технологический процесс преобразования теплоты сгорания топлива в электрическую энергию.

Среди производственных установок и сооружений электростанции главный корпус занимает особое, центральное место, к которому стекаются и от которого отходят разнообразные технологические потоки.

Так, в главный корпус подается топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбин и для других целей и т. д.

Из главного корпуса отводятся охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы парогенераторов, шлак и зола при использовании твердых топлив и т. д. Из главного корпуса выводится конечная продукция электростанции - электрическая энергия, а на теплоэлектроцентралях, кроме того, и тепловая энергия с паром или горячей водой.

В соответствии с установкой в главном корпусе основных энергетических агрегатов - парогенераторов и турбоагрегатов - в состав главного корпуса входят два основных помещения (отделения) - парогенераторное и турбинное (машинный зал) - и, кроме того, так называемое промежуточное помещение между парогенераторным и турбинным помещениями для различного вспомогательного оборудования турбоагрегатов и парогенераторов. Промежуточное помещение выполняют многоэтажным (в виде «этажерки»); наличие его способствует устойчивости строительных конструкций главного корпуса, включающих, в частности, колонны наружных (фасадных) стен машинного зала и отделения парогенераторов.

В промежуточном помещении находятся деаэраторы с баками, иногда бункеры топлива и оборудование пылеприготовления, которое выполняется двухпролетным, состоящим из деаэраторного и бункерного отделений, или однопролетным в виде совмещенного бункерно-деаэраторного помещения. Кроме того, в нем размещают РОУ и БРОУ, трубопроводы, электрическое распределительное устройство собственного расхода и тепловые щиты, в том числе блочные щиты управления. Эти щиты размещают на основном уровне обслуживания, составляющем 9-11 м и совпадающем с таковым в помещениях турбоагрегатов и парогенераторов. Бункерное и совмещенное бункерно-деаэраторное помещения входят в состав парогенераторного отделения; отдельно выполненное деаэраторное помещение относят к машинному залу.

Парогенераторное помещение электростанции на твердом топливе включает бункерное отделение с бункерами, в которых обеспечивается запас топлива, и парогенераторное помещение. На пылеугольных электростанциях с индивидуальным пылеприготовлением оборудование пылеприготовления размещают в бункерном отделении, но быстроходные угольные мельницы располагают в основном помещении парогенераторов.

Дымовые трубы сооружают вблизи главного корпуса со стороны парогенераторного помещения.

Под компоновкой главного корпуса электростанции понимают взаимное размещение оборудования и строительных конструкций, а также отдельных его помещений, указанных выше. Выбор для вновь проектируемой электростанции компоновки главного корпуса имеет большое техническое и экономическое значение. Основным при этом является принцип размещения оборудования главного корпуса в соответствии с последовательностью технологического процесса.

Компоновка главного корпуса должна обеспечивать:

· надежное и экономичное осуществление технологического процесса электростанции, всемерную механизацию и автоматизацию ее рабочих процессов, удобное обслуживание оборудования;

· экономичность сооружения, снижение затрат на строительные конструкции, материалы, линии коммуникаций, связывающие между собой элементы оборудования;

· специализацию методов и сокращение сроков сооружения и монтажа электростанции, ремонта ее оборудования;

· должные санитарно-гигиенические условия труда персонала электростанций и населения окружающего района;

· выполнение требований правил техники безопасности и противопожарной охраны.

Компоновка главного корпуса должна способствовать осуществлению полной механизации рабочих процессов, максимальной их автоматизации, удобному управлению работой оборудования, предусматривать целесообразные места для щитов управления, возможность дистанционного и централизованного управления.

Вокруг оборудования предусматривают проходы и площадки, необходимые для обслуживания, выемки деталей оборудования и его ремонта. Для монтажа и ремонта оборудования устанавливают грузоподъемные механизмы (мостовые краны, электротали и т. п.); в машинный зал, а часто и в котельную, вводят железнодорожный путь широкой колеи для транспорта тяжелых частей оборудования; в машинном зале предусматривают монтажные площадки.

Размеры площадей для обслуживания и ремонта оборудования должны удовлетворять одновременно требованиям экономичности и надежности эксплуатации.

Компоновка главного корпуса должна предусматривать установку газоочистных устройств и высоких дымовых труб, обеспечивающих чистоту воздуха в районе электростанции.

Помещения электростанции, особенно площадки обслуживания и ремонта, должны иметь хорошее, по возможности естественное, освещение и приток свежего воздуха (аэрацию) нужной температуры; необходимо предусматривать устройства искусственной вентиляции. В помещениях щитов управления осуществляют кондиционирование воздуха и при отсутствии естественного освещения используют лампы дневного света.

При размещении оборудования должны выполняться требования противопожарных правил и техники безопасности. Так, элементы масляного хозяйства турбины должны быть удалены от горячих ее поверхностей и паропроводов; должны соблюдаться правила прокладки мазутопроводов и газопроводов, размещения компрессоров и воздушных ресиверов и т. д.

Компоновка главного корпуса должна быть связана с компоновкой электростанции в целом, т. е. с ее генеральным планом. Должны технически целесообразно и экономично осуществляться внешние коммуникации главного корпуса: подача топлива в котельную, удаление шлаков и золы из котельной; отвод из котельной дымовых газов; подвод и отвод охлаждающей воды конденсаторов турбин; вывод электрического тока, пара и горячей воды для внешних потребителей.

Исторически сложилось размещение котельного и турбинного оборудования в разных помещениях из-за необходимости обеспечения повышенной чистоты помещения турбогенераторов, нуждающихся в особом наблюдении за состоянием зазоров и вращающихся узлов; из-за стремления разделить взрывоопасное оборудование (генератор с водородным охлаждением, пылесистему и газоходы парогенератора); из-за разной высоты котельного и турбинного оборудования, разных их габаритов и веса основных частей, что приводит к применению неодинаковых грузоподъемных механизмов и т. д.

В настоящее время часть взрывоопасного оборудования размещают вне здания (сепараторы и циклоны на крыше) и в этих условиях возведение стен между котельным и турбинным зданием не является обязательным и повсеместным. Они ограничивают лишь источники загрязнения (например, стена между этажом тракта топливоподачи в котельной и другими помещениями главного корпуса) или служат для шумозащиты.

Технологическая схема производства энергии, габариты ее оборудования и условия обслуживания должны удовлетворять строительным требованиям (наивыгоднейшее распределение статических и динамических нагрузок, пролеты между опорными конструкциями зданий, возможности восприятия ветровых нагрузок, нагрузки на фундамент здания и оборудования, световые проемы, этажность, очередность сооружения) таким образом, чтобы обеспечить оптимальный экономический эффект не только в стоимости всего сооружения, но и в показателях его эксплуатации.



19. Индивидуальное задание

Расчет и конструирование испарительной установки.

Схема испарительной установки представлена на рисунке 19.1

Рисунок 19.1 Схема испарителя

Расход вторичного пара примем 4% от расхода пара через стопорный клапан турбины

Расход пара на продувку возьмем 2% от расхода вторичного пара

Температуру вторичного пара можно найти как температура насыщения первичного пара минус разница температур , которая для данного типа испарителей составляет 14-20. .

Энтальпия первичного пара находится по давлению и температуре пара.

Энтальпия конденсата находится в точке насыщения при давлении первичного пара.

Энтальпия вторичного пара находится в точке насыщения для пара по температуре.

Энтальпия продувки находится в точке насыщения для воды по температуре .

Исходные данные к расчету представлены в таблице 1.

Таблица 4

Исходные данные

Наименование	Обозначение	Значение
Расход вторичного пара		2,527 кг/с
Расход пара на продувку		0,05 кг/с
Энтальпия питательной воды		868,084 кДж/кг
Энтальпия первичного пара на входе		2694,066 кДж/кг
Энтальпия первичного конденсата		554,518 кДж/кг
Энтальпия вторичного пара		2698,441 кДж/кг
Энтальпия продувки		482,141 кДж/кг

Необходимо найти расход первичного пара, для этого запишем уравнение для испарительной установки:

Выразим из уравнения искомую нами величину:

Подставляем и находим:



Следующим этапом находим площадь теплообменной поверхности греющей секции испарительной установки.

При выполнении расчетов значение коэффициента теплопередачи в испарителе принимается, с последующим уточнением, по данным промышленных испытаний в пределах: .



Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ мощностью 150 МВт, с максимальной отопительной нагрузкой 360 МВт, при заданной тепловой нагрузке отборов турбины 180 МВт, работающую на Назаровском буром угле. В качестве основного оборудования были выбраны три турбины Т-50-130 и три котла БКЗ-420-140.

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

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

Расчет технико-экономических показателей работы проектируемой станции.

Расчет испарительной установки.

Произведен расчет и выбор, на основании данных, полученных при расчете, вспомогательного оборудования (регенеративные подогреватели, деаэратор, насосы, сетевые подогреватели), элементов топливного хозяйства (систем топливоподачи, дутьевых вентиляторов, дымососов). Выбрана дымовая труба.

Составлена схема ПТС и которая представлена на чертеже.



Список использованной литературы

1. Цыганок А. П., Михайленко С. А. Проектирование тепловых электрических станций: Учеб. пособие. Красноярск, КрПИ, 2006.

2. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1980. 425 с.

3. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. М.: Минэнерго СССР, 1981.

4. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1967.

5. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые электрические станции: Учеб. Пособие.- Красноярск, КрПИ, 2005.

6. Рихтер Л.А. Елизаров Д.П. Вспомогательное оборудование тепловых электрических станций: Учеб. Пособие.: Энергоатомиздат, 1967.

Размещено на Allbest.ru

...