Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

2. Расчет установки по подогреву сетевой воды

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 конденсата

7. Расчёт сепараторов непрерывной продувки

8. Расчёт регенеративной схемы (ПВД)

9. Расчёт деаэратора

10. Расчёт регенеративной схемы (ПНД)

11. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

12. Выбор вспомогательного оборудование в приделах ПТС

12.1 Регенеративные подогреватели

12.2 Деаэратор

12.3 Сетевые подогреватели

12.4 Выбор питательных насосов

12.5 Выбор конденсатных насосов

12.6 Выбор циркуляционных насосов

12.7 Выбор сетевых насосов

13. Проектирование топливного хозяйства

13.1 Определение расхода топлива на ТЭС

13.2 Приемные разгрузочные устройства

13.3 Ленточные конвейеры

13.4 Дробилки

13.5 Топливные склады

13.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

13.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

13.8 Золоулавливание

14. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

15. Выбор системы технического водоснабжения

16. Индивидуальное задание

16.1 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

16.2 Выбор системы технического водоснабжения

16.3 Индивидуальное задание

Заключение

Список использованных источников

Введение

Энергетика сектор экономики, охватывающий сложную совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников природных энергетических ресурсов до приемников энергии включительно и представляет собой сложный развивающийся объект, исследование которого возможно только на основе системного подхода.

Энергетика сегодня занимает в жизни общества такое место, что невозможно оценить отказ от его благ. Основным назначением электрических станций является выработка электрической энергии для снабжения ею промышленного и сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта. Часто электростанции обеспечивают также предприятия паром и горячей водой.

Вместе с тем и очень высока цена энергии: ее производство и транспорт. Повышение технического уровня тепловых электростанций на основе применения энергетического оборудования с высокими технико-экономическими показателями, комплексной автоматизации технологических процессов, совершенствования проектных решений, направленных на снижение стоимости сооружения и экологической безопасности, - основная задача повышения эффективности отечественной теплоэнергетики, эта проблема останется актуальной и в перспективе, так как тепловым электростанциям, составляющим в настоящее время основу электроэнергетики России, ещё длительное время будет принадлежать ведущая роль в производстве тепла и электроэнергии.

В курсовом проекте требуется спроектировать ТЭЦ в г. Ужуре мощностью 405 МВт, с максимальной отопительной нагрузкой 400 МВт, при заданной тепловой нагрузке отборов турбины 200 МВт, работающую на угле Ирша-Бородинского месторождения.

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Произвести выбор оборудования, расчет тепловой схемы и определить технико-экономические показатели при следующих данных:

электрическая нагрузка Wэ=405000 кВт;

максимальная отопительная нагрузка кВт;

тепловая мощность отопительных отборов кВт;

отбор на производство Dпр=600 т/ч;

возврат конденсата пара с производства Dок=90%;

Температура конденсата пара с производства tок=40.

На основании заданных величин в качестве основного оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, целесообразным является вариант с установкой трех турбоагрегатов ПТ-135/165-130/15. Другие способы компоновки не целесообразны и не возможны.

Принципиальная тепловая схема с турбиной ПТ-135/165-130/15 представлена на рисунке 1 [2]. Как видно из тепловой схемы отпуск тепла осуществляется из двух теплофикационных, регулируемых отборов. Отборный пар поступает на две сетевые подогревательные установки включенные последовательно.

Система регенерации состоит из трёх подогревателей низкого давления, деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив конденсата из подогревателей высокого давления (ПВД) - каскадный в деаэратор. Слив конденсата из подогревателей низкого давления (ПНД) - каскадный в ПНД № 1 и из него дренажным насосом (ДН) в линию основного конденсата. В схеме используется котел барабанного типа, непрерывная продувка котла направляется в двухступенчатый расширитель. Для уменьшения тепловых потерь с продувочной водой используется поверхностный подогреватель химически очищенной воды (ПХОВ) из химводоочистки (ХВО). Из расширителя первой ступени выпар направляется в деаэратор, из расширителя второй ступени в подогреватель низкого давления № 1.

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 осуществляетсяв конденсатор.

По заводским данным для турбины ПТ-135/165-130/15: [3]

Электрическая мощность: Wэ = 135 МВт;

Максимальная отопительная нагрузка: кВт;

Тепловая мощность отопительных отборов: кВт;

Пар на производство: т/ч.

Начальные параметры пара:

Давление P0 = 12,75 МПа;

Температура t0 = 555 С;

Производственный отбор Pпр=1,3 Мпа;

Давление в конденсаторе турбины Pк = 0,0034 Мпа;

Число отборов пара на регенерацию - 6;

Давление в отборах:

Pот1 = 3,335 МПа;

Pот2 = 2,236 МПа;

Pот3 = 1,49 МПа;

Pот4 = 0,5 МПа;

Pот5 = 0,24 МПа;

Pот6 = 0,085 МПа;

Pот7 = 0,019 МПа.

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

;

;

.

КПД дросселирования по отсекам:

;

;

.

Принимаем данные из учебного пособия [2]:

Электромеханический КПД эм = 0,98;

Расход продувочной воды прод = 1,5%;

Расход пара на собственные нужды машинного отделения ;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха ;

Внутристанционные потери конденсата ;

Температура химически очищенной воды tхов = 30 С;

Нагрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях tэж + tсп = 15 C;

КПД подогревателей поверхностного типа ;

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД = 2 С;

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД = 5 С;

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



Рисунок 1 - Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-135/165-130/15.

2. Расчет установки по подогреву сетевой воды

Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рис. 2

Рисунок 2 - Схема подогрева сетевой воды.

ТП - тепловой потребитель; ПВК - пиковый водогрейный котел; СН - сетевой насос; НС - нижний сетевой подогреватель; ВС - верхний сетевой подогреватель

Расход сетевой воды, кг/с:

; (2.1)

Тепловая нагрузка пикового водогрейного котла составляет, МВт:

; (2.2)

Коэффициент теплофикации:

; (2.3)

Температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя, С:

; (2.4)

Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя, С:

; (2.5)

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

; (2.6)

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

;

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

;

Давление пара в пятом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5 % [2], МПа:

; (2.7)

Принимая недогрев сетевой воды в нижнем сетевом подогревателе С [2], температура насыщения конденсирующего пара нижнего сетевого подогревателя, С:

; (2.8)

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

;

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

;

Давление пара в шестом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5 %, МПа:

; (2.9)

3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Из характеристик турбины [2] имеем:

Начальные параметры пара перед стопорным клапаном:

Давление P0 = 12,75 МПа;

Температура t0 = 555 С;

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

; (3.1)

Теоретический процесс расширения пара от давления до давления , соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией A'0B0. При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке “В” можно определить, кДж/кг:

; (3.2)

где =2890,4 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения;

= 3487 кДж/кг - энтальпия острого пара;

= 0,82 внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра высокого давления.

Точку B' определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦНД, МПа:

 = = 1,490,95 = 1,41 (3.3)

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

По тому же принципу достраиваем i-s диаграмму и на заключительном этапе, используя значения давления в отборах, находим на ней энтальпию пара в этих отборах.

Дополнение к п.п. 3:

Расход пара на верхний сетевой подогреватель (из уравнения теплового баланса) определяется, кг/с:

; (3.4)

Расход пара на нижний сетевой подогреватель, кг/с:

, (3.5)

;

Нагрузка верхнего сетевого подогревателя, кВт:

; (3.6)

Нагрузка нижнего сетевого подогревателя, кВт:

. (3.7)



Рисунок 3 - Процесс расширения пара в турбине ПТ-135/165-130/15 в i-s диаграмме

4. Определение параметров по элементам схемы

Подогреватель высокого давления (ПВД-3). Давление пара в отборе 4,31 МПа. Принимая потерю давления 5 %, находим давление пара у подогревателя, МПа:

; (4.1)

Температура насыщения греющего пара [5], С:

tн = 236,9;

Энтальпия конденсата греющего пара [5], кДж/кг:

= 1022,79;

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

tпв = tн - = 236,9- 2 = 234,9; (4.2)

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

= tпв·Св = 234,9·4,186 = 983,3; (4.3)

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

iотб = 3157,43;

Использованный теплоперепад, кДж/кг:

h = i0 - iотб = 3487,2 - 3157,43=329,58 (4.4)

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

Таблица 1 - Параметры элементов тепловой схемы

Наименование величины	ПВД7	ПВД6	ПВД5	Деаэ- ратор	ПНД4	ПНД3	ВС	ПНД2	НС	ПНД1	Конден-сатор
Давление отборного пара, МПа	3,335	2,236	1,49	1,49	0,5	0,24	0,178	0,089	0,089	0,019	0,0034
Энтальпия пара, кДж/кг	3157,4	3074	2997,2	2972,2	2807	2695	2695	2584,8	2584,8	2425,3	2275
Давление пара у подогревателя, МПа	3,16	2,1242	1,41	0,7	0,475	0,228	0,169	0,084	0,084	0,0180	-
Температура насыщения греющего пара, С	236,9	215,45	195,56	164,95	149,91	124,4	115	95	95	57,85	26,18
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	1022,79	922,68	832,44	697,14	631,87	522,52	522,52	398,01	398,01	242,19	109,78
Температура воды за подогревателем, С	234,9	213,45	193,56	164,95	144,91	119,4	110	90	90	52,86	-
Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг	986,31	893,51	810,25	697,14	606,61	499,83	460,46	376,73	376,73	221,26	-
Использованный теплоперепад, кДж/кг	329,58	412,45	489,25	489,25	679,78	791,58	791,58	902,16	902,16	1061,7	1211,62

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

для первого отбора:

; (5.1)

для второго отбора:

; (5.2)

Коэффициент недоиспользования мощности производственного отбора:

; (5.3)

Принимая коэффициент регенерации Kр = 1,184 расход пара на турбину составит, кг/с:

, (5.4)

;

где Hi = 1211,62 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 [2], кг/с:

Dэж = 0,005Dт = 0,005184,6= 0,92; (6.1)

Расход пара на уплотнение турбины, кг/с:

Dупл = 0,01Dт = 0,01184,6= 1,84; (6.2)

Утечки пара и конденсата, кг/с:

Dут = Dт = 184,6= 2,03; (6.3)

Расход пара на собственные нужды, кг/с:

Dсн = Dт = 184,6= 4,43; (6.4)

Расход перегретого пара, кг/с:

Dпе = Dт + Dэж + Dупл + Dут + Dсн, (6.5)

Dпе =184,6+ 0,92+ 1,84+ 2,03+ 4,43= 193,92;

Расход продувочной воды, кг/с:

Gпр = Dпе = 193,9= 2,91; (6.6)

Расход питательной воды с учетом продувки, кг/с:

. (6.7)

7. Расчёт сепараторов непрерывной продувки

Расчетная схема расширителей непрерывной продувки представлена на рис. 4

Рисунок 4 - Расчетная схема расширителей непрерывной продувки.

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

; (7.1)

где = 1669,68 кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при Рб = 16,5, [2] МПа;

= 697,14 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой ступени расширителя;

= 2065,61 кДж/кг - теплота парообразования при давлении Рд = 0,7 Мпа, [2].

Расход продувочной воды в расширитель второй ступени, кг/с:

; (7.2)

Из уравнений материального и теплового баланса для второй ступени расширителя найдём количество вторичного пара, кг/с:

; (7.3)

где = 697,05 кДж/кг - энтальпия продувочной воды поступающая из первой ступени расширителя;

= 421,03 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из второй ступени расширителя;

= 2256,11 кДж/кг - теплота парообразования при давлении РПНД1 = 0,1029 МПа (по тепловой схеме выпар из второй ступени направляется в отбор №6).

Количество воды, сливаемой в техническую канализацию, кг/с:

; (7.4)

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

; (7.5)

где Dпр= невозвращенный конденсат;

Из уравнения подогревателя ПХОВ найдём температуру химически очищенной воды на выходе из подогревателя, С:

; (7.6)

где = 100,44 С - температура продувочной воды расширителя второй ступени;

= 60 С - температура продувочной воды сливаемая в тех. канализацию после подогревателя химически очищенной воды. [2]

8. Расчёт регенеративной схемы (ПВД)

Расчетная схема ПВД представлена на рисунок 5

Рисунок 5 - Схема включения подогревателей высокого давления

Уравнение теплового баланса для ПВД-7:

; (8.1)

Расход пара на ПВД-7, кг/с:

;

Уравнение теплового баланса для ПВД-6:

; (8.2)

Расход пара на ПВД-6, кг/с:



;

Уравнение теплового баланса для ПВД-5:

; (8.3)

Расход пара на ПВД-5, кг/с:

;

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

; (8.4)

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

= 0,00108 м3/кг - удельный объем питательной воды;

= 0,75 - КПД насоса.

9. Расчёт деаэратора

Схема потоков воды и пара представлена на рисунке 6:

Рисунок 6 - Схема включения деаэратора

Уравнения материального баланса:

, (9.1)

;

Уравнения теплового баланса:

, (9.2)

;

Решив систему уравнений получим, кг/с:

;

.

10. Расчёт регенеративной схемы (ПНД)

Расчетная схема ПНД представлена на рисунке 7:

Рисунок 7 - Схема включения подогревателей низкого давления.

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

; (10.1)

Расход пара на ПНД-4, кг/с:

;

Уравнение теплового и материального баланса для ПНД-3 , ТС-1:

; (10.2)

; (10.3)

; (10.4)

;

;

;

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

; (10.5)

; (10.6)

; (10.7)

; (10.8)

где кДж/кг - энтальпия основного конденсата перед ПНД-1;

= 26,18 С - температура насыщения после конденсатора;

=15 С - нагрев основного конденсата в охладителе эжекторов и охладителе уплотнений;

;

тепловой станция выброс насос

;

;

;

Решив данную систему получим:

= 8,53 кг/с;

=0,43 кг/с;

=108,37 кг/с;

= 225,34 кДж/кг.

Расхода пара в конденсатор, кг/с:

; (10.9)

Проверка баланса пара в турбине:

(10.10)

;

- полностью совпадает с ранее найденным значением.

Проверка по мощности:

; (10.11)

;

135000 = 135000;

Погрешность расчета составляет:

; (10.12)

что допустимо.

В случае превышения допустимой погрешности уточняется коэффициент регенерации с последующим пересчетом расхода пара на турбину и системы регенерации:

. (10.13)

11. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку, кВт:

; (11.1)

;

Расход тепла на сетевые подогреватели, кВт:

; (11.2)

;

Расход тепла на производство, кВт:

; (11.3)

;

Расход тепла на производство и на сетевые подогреватели, кВт:

; (11.4)

;

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

; (11.5)

;

Тепловая нагрузка котла, кВт:

; (11.6)

;

Полный расход топлива, кг/с:

; (11.7)

где - КПД парогенератора.

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

; (11.8)

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

; (11.9)

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

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

; (11.10)

Коэффициенты ценности тепла:

; (11.11)

;

; (11.12)

;

; (11.13)

;

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

; (11.14)

;

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

; (11.15)

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

; (11.16)

;

Расход топлива пиковыми водогрейными котлами, кг/с:

; (11.17)

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

; (11.18)

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

; (11.19)

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

; (11.20)

Удельный расход условного топлива на выработку тепла блоком (без ПВК), кг/ГДж:

; (11.21)

12. Выбор вспомогательного оборудование в приделах ПТС

12.1 Регенеративные подогреватели

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

ПВД-7: ПВ 450-230-50-I, где 450 - площадь поверхности теплообмена, м2; 230 максимальное давление в трубной системе, бар; 50 максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД-6: ПВ-450-230-35;

ПВД-5: ПВ-450-230-25.

Подогреватели низкого давления [2]:

ПНД-4: ПН-250-16-7-IV;

ПНД-3: ПН-250-16-7-IV;

ПНД-2: ПН-250-16-7-IV;

ПНД-1: ПН-250-16-7-III.

12.2 Деаэратор

По найденному расходу питательной воды Gпв=708,6 т/ч выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-800 [2] с характеристиками: давление 7 бар; производительностью - 800 т/ч.

12.3 Сетевые подогреватели

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

Выбираем СП-1: ПСГ-1300-2-8-I - давление по пару , давление отборного пара перед подогревателем - . Площадь теплообмена: . Соблюдается расход сетевой воды: расчетный и по характеристике подогревателя.

Выбираем СП-2: ПСГ-1300-2-8-II - давление по пару , давление отборного пара перед подогревателем - .

12.4 Выбор питательных насосов

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

; (12.4.1)

;

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

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

; (12.4.2)

;

Выбираем питательный насос с электроприводом ПЭ-720-185/200 [2] с характеристикой:

· Производительность - 720 м3/ч

· Напор - 2030 м

· Частота вращения 2900 об/мин

· КПД - 77 %

Мощность привода ПЭН, МВт:

; (12.4.3)

;

где =0,106- производительность, м3/с;

- плотность питательной воды, кг/м3.

12.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы устанавливают в количестве 2-3 на турбину, при двух - каждый на 100 %-ную производительность, а при выборе трех - на 50 %-ную. За расчетную производительность принимают расход конденсата в летний период, т/ч:

;

Принимаем напор конденсатных насосов в приделах 50-150 м. вод.ст.

Выбираем 2 конденсатных насосa 16КcД-11*4 с характеристиками[7]:

· Производительность - 470 м3/ч;

· Напор - 160 м.вод.ст.;

· Частота вращения 1450 об/мин;

· Мощность - 300 кВт;

· КПД - 65 %.

12.6 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на турбину рассчитывается по формуле Dо.в., м3/ч:

; (12.6.1)

,

где - кратность охлаждения, кг/кг;

- максимальный расход пара.

; (12.6.2)

;

Выбираем насос типа 24Ндн в количестве двух штук с характеристиками [2]:

· Производительность: ;

· Напор: ;

· Частота вращения: ;

· Потребляемая мощность: ;

· КПД: ;

Расчетная мощность электродвигателя, кВт:

Мощность привода ЦН, кВт:

; (12.6.3)

;

12.7 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:

; (12.7.1)

;

Выбираем сетевые насосы СЭ-800-70 с характеристиками[7]:

· Производительность - 800 м3/ч

· Напор - 68 м.вод.ст.

· Допустимый кавитационный запас 10 м.

· Частота вращения 1500 об/мин

· Потребляемая мощность - 190 кВт

· КПД - 81 %

13. Проектирование топливного хозяйства

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется бурый уголь Б2 Ирша-Бородинского месторождения со следующими характеристиками [8].

Таблица 2 - Характеристика Ирша-Бородинского угля

Wр, %	Aр, %	Sрк+ор, %	Cр, %	Hр, %	Nр, %	Oр, %	Qнр, кДж/кг	Vг, %
33	7,4	0,2	42,6	3	0,6	13,2	15280	47

13.1 Определение расхода топлива на ТЭС

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

; (13.1.1)

;

13.2 Приемные разгрузочные устройства

По расходу топлива на станции используем один вагоноопрокидыватель роторного трехопорного типа.

Характеристика вагонопрокидывателя:

· Число опрокидываний за 1 час - 30;

· Теоретическая характеристика - 2790/1800 т/ч;

· Мощность электродвигателей - 2*36 кВт.

13.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива составляет, т/сут:

; (13.3.1)

;

где n =4 - число блоков.

Топливо подается в котельную двумя параллельными линиями ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

; (13.3.2)

;

где T =21 ч - число часов работы топливо подачи.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле, т/ч:

; (13.3.3)

;

где B - ширина ленты, м;

c - скорость ленты [7], м/с;

- насыпной вес топлива [7], т/м3;

= 320 - коэффициент [7].

Мощность на вал приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства определяются по формуле, кВт:

; (13.3.4)

;

где K1 - коэффициент, зависящий от ширины ленты;

L=50 - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

H=5 - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов ,м;

=1 - коэффициент, зависящий от длины ленты [7];

=296 - коэффициент, зависящий от ширины ленты[7].

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

; (13.3.5)

;

где =1.25 - коэффициент запаса [7];

=0.95 - КПД электродвигателя[7];

=0.95 - КПД редуктора [7].

13.4 Дробилки

Применяем на проектируемом блоке двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива используем молотковые не забивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расчетному расходу топлива выбираем дробилки типа СМ-170Б [7] с характеристиками:

· Производительность - 200 т/ч;

· Размеры ротора:

длина - 1600 мм;

диаметр - 1300 мм;

· Частота вращения ротора - 750 об/мин;

· Мощность электродвигателя - 150 кВт;

· Масса - 14,8 т.

Емкость бункера сырого угля, м3:

; (13.4.1)

;

где =10 - число часов работы котельного агрегата на топливе, запасенном в бункерах;

n =4 - число блоков[7];

=0,8 - коэффициентом заполнения [7];

=0,85 - насыпной вес угля [7].

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с шириной ленты 500 мм, длиной 1,5 м. Производительность при высоте слоя 0.2 м 100-125 м3/ч, требуемая мощность - 150 кВт.

13.5 Топливные склады

Емкость склада угля рассчитываем на месячный расход при 20 часах работы в сутки всех котлов.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, ориентировочно определяем по формуле, м2:

; (13.5.1)

;

где - число суток запаса топлива на складе;

- часовой расход топлива парогенераторами, т/ч;

- высота штабеля, м;

- насыпной вес топлива, т/м3;

=0,8-0,9 - коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле[7].

13.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигание Ирша-Бородинского бурого угля применяем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем две мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 180%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

; (13.6.1)

;

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.

13.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Теоретический объем воздуха, Нм3/кг:

; (13.7.1)

;

Теоретический объем азота, Нм3/кг:

; (13.7.2)

;

Теоретический объем трехатомных газов, Нм3/кг:

; (13.7.3)

;

Теоретический объем водяных паров, Нм3/кг:

; (13.7.4)

;

Теоретический объем продуктов сгорания, Нм3/кг:

; (13.7.5)

;

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м3/ч:

; (13.7.6)

;

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

- присос воздуха в топке, принимаем равным 0,08 [8];

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

- относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0,05 [7];

- температура холодного воздуха =30.

Расчетная производительность дымососа, м3/ч:

; (13.7.7)

;

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

; (13.7.8)

;

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-26-IIу с характеристиками:

· Производительность - 350/280 м3/ч;

· КПД - 83 %;

· Частота вращения - 740/590 об/мин;

· Мощность - 630/320 кВт.

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

; (13.7.9)

;

Выбираем дымососа типа ДН-25*2-ШБ с характеристиками:

· Производительность - 650 м3/ч;

· КПД - 68 %;

· Частота вращения - 585 об/мин;

· Температура газа - 200 °С;

· Мощность - 1290 кВт.

13.8 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:

; (13.8.1)

; (13.8.2)

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:

; (13.8.3)

;

где - КПД золоуловителя.

14. Расчет выбросов 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:

; (14.1)

;

Выбросы оксидов азота, кг/с:

; (14.2)

;

где - коэффициент, зависящий от режима работы котла.

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

Выбросы оксидов серы, кг/с:

; (14.3)

;

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

- доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителе.

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере[10]:

- для газообразных выбросов;

- для золы;

; (14.4)

; (14.5)

; (14.6)

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

; (14.7)

;

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:

; (14.8)

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;

Vг - 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=200 м. Далее находим следующие коэффициенты.

; (14.9)

;

где D=6 - диаметр устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

; (14.10)

;

; (14.11)

;

; (14.12)

;

; (14.13)

;

< , принимаем дымовую трубу высотой 200 м, изготавливаем из железобетона.

Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

; (14.14)

;

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].

15. Выбор системы технического водоснабжения

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 18.1.

Площадь от места сброса от места забора:

;

где Fa - 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, м2:

;

где Nк - полная мощность, кВт.

;

Расход технической воды на три турбины - 21000 м3/ч;

Расход технической воды в систему оборотного водоснабжения - 22533 м3/ч;

Расход технической воды на маслоохладитель - 525 м3/ч;

Расход технической воды на охладитель газа и воздуха - 840 м3/ч;

Расход технической воды на подшипники - 168 м3/ч;

Слив с подшипников в систему ГЗУ - 42 м3/ч;

Расход технической воды в систему ГЗУ - 84 м3/ч;

Расход технической воды на ХВО - 23 м3/ч;

Расход осветленной воды - 1176 м3/ч;

Расход технической воды, пошедшей на золоотвал - 1480 м3/ч;

Потери на испарение и фильтрацию - 84 м3/ч;

Расход технической воды, сбрасываемой в пруд охладитель - 22486 м3/ч;



Рисунок 8 - Схема циркуляционного охлаждения с прудом охладителем

1- плотина; 2 - дамба; 3 - конденсатор; 4 - водоприемные колодцы; 5 - циркуляционные насосы; 6 - маслоохладитель; 7 - охладитель газа и воздуха; 8 - подшипники; 9 - водоподготовка рабочего тела; 10 - гидрозолоудаление.

16. Индивидуальное задание

16.1 Исходные данные

Рисунок 9 - Схематичное изображение подогревателя высокого давления

Давление пара………………………………..

Температура пара……………………………

Энтальпия пара………………………………

Температура дренажа ……………………….

Энтальпия дренажа ………………………….

Расход питательной воды……………………

Температура питательной воды на входе….

Энтальпия питательной воды на входе…….

Давление питательной воды………………...

Температура питательной воды на выходе..

Энтальпия питательной воды на выходе…..

Температура насыщения пара……………...

Энтальпия дренажа на выходе ……………..

16.2 Тепловой баланс

После нахождения исходных данных необходимо составить уравнение теплового баланса теплообменного аппарата и в случае, если баланс выполняется, то принимается решение о правильности исходных данных и начала процесса проектирования.

так как:

1) , => необходимо учесть зону ОП;

2) , => необходимо учесть зону ОД.

Решив, полученную квадратную матрицу методом Джордана-Гаусса, мы находим:

Тепловая нагрузка:

16.3 Определение эскизной площади поверхности теплообменного аппарата

Эскизная площадь поверхности теплообмена определяется для каждой выделенной условной зоны теплообмена по следующей зависимости:

(16.3.1)

где Qi - тепловая нагрузка, соответствующая i-ой зоны [кДж/кг];

ki - коэффициент теплопередачи i-ой зоны;

?tср - средний логарифмический температурный напор.

Так как ki во многом зависит от теплофизических характеристик теплоносителей, а так же от конструктивных размеров теплообменного аппарата, и в частности, от площади поверхности подогревателя на первой итерации расчетов рекомендуется ориентировочно задавать значение коэффициента для каждой выделенной зоны из диапазонов:

Коп=50ч100 Вт/(м2К);

Ксп=2400ч2700 Вт/(м2К);

Код=150ч1000 Вт/(м2К);

Для зоны охлаждения дренажа (ОД):

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 10 - Схематическое изображение движения сред в зоне ОД

Коэффициент теплопередачи:

Для зоны собственного подогрева (СП):



Рисунок 11 - Схематическое изображение движения сред в зоне СП

Коэффициент теплопередачи:

Для зоны охлаждения пара (ОП):



Рисунок 12 - Схематическое изображение движения сред в зоне ОП

Коэффициент теплопередачи:

Суммарная эскизная площадь поверхности, м2:

 (16.3.2)

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ для г. Ужур электрической мощностью 405 МВт, максимальной отопительной мощностью 400 МВт. ТЭЦ работает на Ирша-Бородинских бурых углях.

На станции установлены четыре котлоагрегатов БКЗ-500/140 с тремя турбоагрегатами типа ПТ-135-130/15.

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;

3. Выбор и расчет вспомогательного оборудования;

4. Конструирование и краткий расчет систем топливоснабжения;

5. Золоудаления и газоочистки;

6. Расчет высоты дымовой трубы.

И в конце курсового проекта мною был выполнен расчет индивидуального задания по нахождению эскизной площади ПВД.

Список использованных источников

1. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые электрические станции: Учебное пособие. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. 297 с.

2. Цыганок А.П., Михайленко С.А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 127 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. Ахорзина. - 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.

Размещено на Allbest.ru

...