Тепловые нагрузки потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

тепловой паровой котел электростанция

Введение

1. Тепловые нагрузки потребителей

1.1 Производственно-технологические потребители (пар)

1.2 Коммунально-бытовые и производственные потребители (горячая вода)

1.2.1 Расчетные тепловые нагрузки

1.2.2 Средние тепловые нагрузки

1.2.3 Годовой расход теплоты

1.3 Отпуск теплоты по сетевой воде

1.4 График нагрузки по продолжительности

2. Выбор основного оборудования ТЭЦ

2.1 Выбор паровых турбин

2.2 Выбор паровых котлов и РОУ

3. Годовые показатели ТЭЦ

4. Принцип работы паротурбинной электростанции

5. Принцип работы паровых турбин

Заключение

Список использованной литературы



Введение

В данной курсовой работе производится расчет тепловых нагрузок производственно-технологических потребителей по пару и коммунально-бытовых и производственных потребителей по горячей воде, а так же последующий подбор основного оборудования теплоэлектроцентрали для обеспечения паром и горячей водой потребителей района города Красноярска.

Целью данной курсовой работы является применения на практике утвержденными соответствующими нормативными документами методов расчета тепловых нагрузок потребителей и методов подбора основного технологического оборудования теплоэлектроцентрали, при этом следует учитывать экономические ресурсы и потребности, выбрав наиболее экономически выгодное основное оборудование.

В ходе выполнения курсовой работы будут выполнены следующие пункты:

Расчет производственно-технологической нагрузки потребителей по пару.

Расчет коммунально-бытовой нагрузки потребителей по горячей воде в том числе:

Расчетные тепловые нагрузки

Средние тепловые нагрузки

Годовые тепловые нагрузки

Отпуск теплоты по сетевой воде

Построение графика нагрузки по продолжительности

Выбор основного оборудования ТЭЦ, основываясь на данных расчетной части курсовой работы

Так же в курсовую работу входит графическая часть, которая включает в себя чертежи на формате А3:

Принципиальная схема турбины

Схема ТЭЦ



1. Тепловые нагрузки потребителей

1.1 Производственно-технологические потребители (пар)

Расчетная технологическая нагрузка с учетом потерь в тепловых сетях; кВт (МВт)

(1)

где - энтальпии технологического пара, обратного конденсата и холодной воды зимой (температура и давление холодной воды зимой соответственно 5°С и 0,4 МПа), кДж/кг;

= 125 кг/с - расчетный отпуск пара на технологические нужды;

- доля тепловых потерь в паровых сетях (принимается в пределах от 0,04 до 0,6). Примем равной 0,2;

=0,9 - коэффициент перевода обратного конденсата и воды.

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг, по данным давления и температуры технологического пара.

МВт

Годовой отпуск теплоты технологическим потребителям, ГДж

(2)



Где ч - годовое время использования максимума технологической нагрузки.

МВт - расчетная технологическая нагрузка с учетом потерь в тепловых сетях.

млн. ГДж

Годовой график технологических нагрузок; строится в виде ступенчатой линии или столбчатой диаграммы, а высота каждой ступеньки или столбца соответствует средней нагрузке за рассматриваемый месяц i, определяемой по формуле

(3)

где - относительная величина средней технологической нагрузки месяца i;

- сумма относительных величин средних технологических нагрузок по месяцам за год.

Таблица 1. Значения среднемесячных относительных нагрузок

Месяцы	Коэффициент использования по месяцам	Относительная величина средней технологической нагрузки за месяц , млн. ГДж	Абсолютная величина средней технологической нагрузки за месяц , млн. ГДж
Январь	1	6,51	0,70
Февраль	0,95	6,18	0,66
Март	0,89	5,79	0,62
Апрель	0,76	4,94	0,52
Май	0,67	4,36	0,47
Июнь	0,61	3,97	0,43
Июль	0,59	3,84	0,41
Август	0,61	3,97	0,43
Сентябрь	0,67	4,36	0,47
Октябрь	0,78	5,07	0,54
Ноябрь	0,89	5,79	0,61
Декабрь	0,96	6,24	0,67
	млн. ГДж	млн. ГДж

Рисунок 1. Среднемесячные нагрузки производственно-технологических потребителей

1.2 Коммунально-бытовые и производственные потребители (горячая вода)

1.2.1 Расчетные тепловые нагрузки

1. Расчетная нагрузка отопления, Вт (МВт)

(4)



где - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м² общей площади, Вт/м²;

- общая площадь жилых зданий, м²;

- норма общей площади в жилых зданиях на 1 чел (может приниматься равной 18 м²/чел.),

тыс. чел.

- коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий.

МВт

2. Расчетная нагрузка вентиляции, Вт (МВт)

(5)

где - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию зданий (= 0,6 - для зданий постройки после 1985 г.)

- укрупненный показатель максимального теплового потока на вентиляцию зданий на 1 м² общей площади, Вт/м²

мВт

3. Расчетная нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(6)

где - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 чел., Вт/чел.

Вт/чел.

МВт

4. Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт (МВт)

(7)

МВт

1.2.2 Средние тепловые нагрузки

1. Средняя нагрузка отопления, Вт (МВт)

(8)

где - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий ( - для жилых и общественных зданий; для промпредприятий)

- расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха.

МВт

2. Средняя нагрузка вентиляции, Вт (МВт)

(9)



- расчетная для вентиляции.

МВт

3. Средняя за отопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт(МВт)

(10)

МВт

4. Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт(МВт)

(11)

где =5 °С и =15 °С - соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период;

- коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному (= 0,8 - для жилых и общественных зданий; =1,5 - для курортных и южных городов; =1 - для промышленных предприятий).

МВт

5. Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт(МВт)

(12)



МВт

1.2.3 Годовой расход теплоты

1. Годовой расход теплоты на отопление, ГДж

(13)

где - длительность отопительного периода, ч.

млн. ГДж

2. Годовой расход теплоты на вентиляцию, ГДж

(14)

где ч - время работы в сутки систем вентиляции общественных зданий.

млн. ГДж

3. Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, ГДж

(15)

млн. ГДж

4. Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж

(16)



млн. ГДж

1.3 Отпуск теплоты по сетевой воде

Сантехническая нагрузка промышленного предприятия покрывается сетевой водой и суммируется с коммунально-бытовой нагрузкой.

1. Расчетная сантехническая нагрузка, МВт

(17)

где - расчетная нагрузка на отопления-вентиляции.

- расчетная нагрузка на горячее водоснабжение промышленного предприятия.

МВт

2. Средние нагрузки и годовые расходы теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС промышленного предприятия рассчитываются по приведенным выше формулам для коммунально-бытовых потребителей.

МВт

МВт

МВт

МВт

млн. ГДж



млн. ГДж

3. Годовой расход теплоты на сантехнические нужды промпредприятия, ГДж

(18)

млн. ГДж

4. Расчетная нагрузка потребителей сетевой воды (с учетом тепловых потерь в сетях), МВт

(19)

где - расчетная сантехническая нагрузка, МВт;

- нагрузка коммунально-бытовых потребителей, МВт.

- доля тепловых потерь в тепловых сетях (принимается в пределах от 0,04 до 0,06 при надземной прокладке и от 0,02 до 0,04 при подземной прокладке, если прокладываемые трубопроводы изолированы пенополиуретаном (ППУ) и имеют гидроизоляционную оболочку (ГО) из полиэтилена).

Примем коэффициент .

МВт.

5. Годовой отпуск теплоты по сетевой воде (без учета тепловых потерь в сетях), ГДж



(20)

где млн. ГДж - годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды;

млн. ГДж - годовой расход теплоты на сантехнические нужды промпредприятия.

млн. ГДж

6. Расчетный тепловая нагрузка отбора от ТЭЦ, МВт

(21)

Результаты расчета тепловых нагрузок сводим в таблицу 2

Таблица 2. Исходные данные

Характеристика	Условное обозначение	Источник	Исходные данные по шифру
1	2	3	4
1. Расчётная нагрузка по промпару, кг/с		Задание на курсовую работу	125
2. Параметры промпара
2.1 Давление, МПа		Задание на курсовую работу	0,7
2.2 Температура, °С		Задание на курсовую работу	190
2.3 Энтальпия, кДж/кг		[ENEKcalc 3]	2821,79
2.4 Годовое время использования максимума, ч	Тисп	Задание на курсовую работу	4900
3. Обратный конденсат
3.1 Доля возврата		Задание на курсовую работу	0,9
3.2 Температура, °С		Задание на курсовую работу	95
3.3 Энтальпия, кДж/кг	hк	[ENEKcalc 3]	398,76
4. Расчетная нагрузка по горячей воде, МВт
4.1 Отопления и вентиляции промпредприятия		Задание на курсовую работу	130
4.2 ГВС промпредприятия		Задание на курсовую работу	32
5. Климатические условия города
5.1 Расчётная температура наружного воздуха, °С			-31
5.2 Средняя температура за отопительный период, °С			-9,3
5.3 Расчётный тепловой поток на отопление, Вт/м2			88
5.4 Средний тепловой поток на ГВС, Вт/чел			376
5.5 Продолжительность отопительного периода, ч			4920
6. Численность населения, чел		Задание на курсовую работу	190 000
7. Система теплоснабжения		Задание на курсовую работу	СТ3
8. Топливо		Задание на курсовую работу	ГМ

Таблица 3. Тепловые нагрузки потребителей

Характеристика	Усл. обозн.	Формула или источник	Расчёт
1	2	3	4
1. Потребители технологического пара
1.1 Расчётная нагрузка, МВт			369,1
1.2 Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж			6,51
1.3 То же как сумма среднемесячных нагрузок		Значения среднемесячных относительных нагрузок	61,02
1.4 Отпуск теплоты по месяцам, млн. ГДж
Январь			0,70
Февраль			0,66
Март		и т.п.	0,62
Апрель		и т.п.	0,52
Май		и т.п.	0,47
Июнь		и т.п.	0,43
Июль		и т.п.	0,41
Август		и т.п.	0,43
Сентябрь		и т.п.	0,47
Октябрь		и т.п.	0,54
Ноябрь		и т.п.	0,61
Декабрь		и т.п.	0,67
2. Потребители сетевой воды
2.1 Коммунально-бытовые
2.1.1 Расчётная нагрузка, МВт
Отопления			409,2
Вентиляции			45,1
ГВС			71,4
Суммарная			525,7
2.1.2 Средняя нагрузка, МВт
Отопления			227,9
Вентиляции			30,78
ГВС зимняя			71,4
ГВС летняя			45,7
2.1.3 Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж
На отопление			4,03
На вентиляцию			0,36
На ГВС			1,83
Итого			6,49
2.2. Санитарно-технические
2.2.1 Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж
На отопление и вентиляцию			1,283
На ГВС			0,887
Итого			2,17
2.3 Суммарное теплопотребление по сетевой воде
2.3.1 Расчётная нагрузка, МВт			688,46
2.3.2 То же с потерями в тепловых сетях, МВт			716,56
2.3.3 Годовой отпуск теплоты, млн. ГДж			8,62
2.3.4 То же с потерями в тепловых сетях, млн. ГДж			8,96

1.4 График нагрузки по продолжительности

По результатам расчета нагрузок потребителей сетевой воды строится график тепловых нагрузок по продолжительности, который помещается в ПЗ.

Методика построения графика нагрузки по продолжительности

График строится для:

визуального анализа внутригодовой (сезонной) неравномерности тепловой нагрузки;

графического суммирования годового потребления тепла;

определения годовой продолжительности использования расчетной мощности потребления и производства тепла парогенераторами и его выдачи из теплофикационных отборов турбин при разных значениях коэффициента теплофикации.

Визуальной логической проверки правильности расчетов.

На листе миллиметровки наносятся оси координат с предварительным выбором масштабов: на горизонтальной оси вправо - 8400 часов, влево от t_НО до t_Н=18⁰С; на вертикальной оси вверх от нуля до Q_Р; вниз - от нуля до продолжительности стояния t_н?+8⁰С.

В левом верхнем квадранте строится график Q_о(t_НО):

на вертикальной оси откладывается Q_О при t_НО и соединяется прямой линией с t_Н = t_В=16⁰С;

от точки t_Н = t_НВ вверх откладывается расчетная мощность вентиляции, полученная точка соединяется с t_Н=16⁰С слева, а вправо проводится горизонтальная линия - т.е. вентиляционная нагрузка (которая при t_Н < t_В остается постоянной, что обеспечивается сокращением кратности вентиляции);

строится график суммарной нагрузки отопления и вентиляции на вертикальной оси к Q_О прибавляется Q_В, затем линия Q_О+ Q_В идет к t_Н=18⁰С. Отрезки всех трех линий в диапазоне t_Н=+(8-16⁰С используются лишь для построения графиков, поскольку отопление и вентиляция отключается при t_н?+8⁰С.

В левом нижнем квадранте строится график продолжительности стояния Т(t_Н). Значения температуры отопительного периода t_Н и число часов за отопительный период со среднесуточной температурой (и ниже) наружного воздуха принимаются согласно варианта (климатологические данные городов).

В правом верхнем квадранте строится график продолжительности стояния отопительно-вентиляционной нагрузки Q_О+ Q_В с использованием графиков в левых верхнем и нижнем квадрантах - по пересечениям линий, соответствующих ряду значений t_Н:

в правом верхнем квадранте к линии Q_О+ Q_В прибавляется Q_ГВС (значения для зимы и лета различные);

пристраивается линия тепловых потерь Q_П, которые имеют разные значения зимой и летом;

пристраивается линия Q_Т (условно в расчетах принимаем двухсменную работу предприятий - 16 часов в сутки), следовательно, Q_Т продолжается (16/24)х(16/24)хТ₈^оС и (16/24)х(8760-Т₈^оС), 16-число часов в сутки при двухсменной работе предприятия; 24-число часов в сути; Т₈^о_С - число часов за отопительный период со среднесуточной температурой t_н=+8⁰С.

Огибающая линия представляет собой искомый график суммарного расхода тепла или распределения необходимой мощности его генерации во времени.

Суммарное годовое потребление тепла - это площадь под кривой, построенная в координатах Q_i и Т (верхний правый квадрант) МВт·час. После этого проводятся горизонтальные линии, соответствующие заданным значениям коэффициента теплофикации Q_i=Q_Р/б_i - и измеряются площади ниже этих линий. Результаты сводятся в таблицу 4.

Таблица 4. Обеспечение потребления тепла за счет отбора турбин

Показатели		Коэффициент теплофикации
		1	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4
Мощность отбора Qотб МВт	839,64	755,68	671,71	587,75	503,78	419,82	335,86
Обеспечение потребления W	ГВт/ч	4029	4017,5	3939	3660	3322,5	3022,5	2610,4
	%	100	99,7	97,7	90,8	82,5	75	64,8
Годовая продолжительность использования мощности, ч.	4800	4784,8	4691,3	4374,6	3957,1	3599,8	3108,5



2. Выбор основного оборудования ТЭЦ

2.1 Выбор паровых турбин

В курсовой работе предполагается, что в качестве основного источника теплоснабжения сооружается паротурбинная ТЭЦ. К основному оборудованию ТЭЦ относят паровые (ПК) и водогрейные котлы (ПВК) и паровые турбины (ПТ).

Выбор паровой турбины (ПТ) осуществляется по расчетным тепловым нагрузкам, характеристикам выбираемых паровых турбин(Приложение F, табл.6) и расчетным значениям коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде, которые должны меняться в пределах соответственно = 0,7...1,0 и = 0,4...0,7. При этом используются выражения

(21)

(22)

где - расчетный отпуск пара из производственных отборов и противодавления выбранных турбин типа ПТ и Р, кг/с;

кг/с - расчетный отпуск пара на технологические нужды;

- расчетный отпуск теплоты из отопительных отборов и встроенных пучков конденсаторов выбранных турбин типа Т и ПТ, МВт.

МВт - расчетная нагрузка потребителей сетевой воды.

Выберем 2 турбины типа ПТ-60/75-12,8/1,3 так как, ее расчетный отпуск пара из производственных отборов, практически равен расчетному отпуску пара на технологические нужды. Если расчетный отпуск пара из производственных отборов будет выше расчетного отпуска пара на технологические нужды, то коэффициент теплофикации будет превышен.

Характеристика теплофикационной паровой турбины ПТ-80/100-12,8/1,3

Электрическая мощность:

Номинальная - 80 МВт

Максимальная - 100 МВт

Начальные параметры пара:

Давление - 12,8 Мпа

Температура - 555 °С

Расход пара на турбину:

Номинальный - 124 кг/с

Максимальный - 131 кг/с

Номинальная нагрузка отбора:

Производственного - 51,4 кг/с

Отопительного - 79 МВт

Нагрузка встроенного пучка - 10 МВт

; коэффициент теплофикации по пару находится в допустимых пределах. (0,7…1,0)

МВт

- коэффициент теплофикации по сетевой воде ниже допустимого ( должно быть 0,4…0,07). Следовательно, нужно выбрать дополнительно турбину типа Т.

Выберем 2 турбины Т-50/60-12,8

Характеристика теплофикационной паровой турбины Т-50/60-12,8

Электрическая мощность:

Номинальная - 50 МВт

Максимальная - 60 МВт

Начальные параметры пара:

Давление - 12,8 Мпа

Температура - 555 °С

Расход пара на турбину:

Номинальный - 66,7 кг/с

Максимальный - 69,4 кг/с

Номинальная нагрузка отбора:

Производственного - 0 кг/с

Отопительного - 105 МВт

Нагрузка встроенного пучка - 6 МВт

- коэффициент теплофикации по сетевой воде в допустимых пределах. ( должен быть 0,4…0,7)

Окончательно выбираем четыре турбины:

Две турбины типа ПТ-80/100-12,8/1,3

Две турбины типа Т-50/60-12,8

2.2 Выбор паровых котлов и РОУ

Паровые (ПК) и водогрейные котлы (ПВК) выбираются, исходя из требуемой паро- и теплопроизводительности по соответствующим характеристикам выпускаемых котлов.

Пиковые паровые нагрузки технологических потребителей



(23)

Выбор типа и количества паровых котлов производится по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины и РОУ с коэффициентом 1,02 для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ, кг/с

(24)

(25)

- энтальпии питательной воды, кДж/кг;

кДж/кг, по данным давления и температуры технологического пара (рассчитано в пункте 1.1).

- КПД РОУ.

кДж/кг; по данным давления и температуры пара.

кг/c

кг/c

По числовому значению выбираем тип парового котел: пять котлов Е-320-13,8 ГМ

Характеристика парового котла Е-320-13,8 ГМ

Номинальная паропроизводительность - 88,9 кг/с

Параметры пара:

Давление - 13,8 МПа

Температура - 560 °С

Температура питательной воды - 230 °С

Топливо - ГМ

КПД брутто - 93,8%

По рассчитанной пиковой паровой нагрузке технологических потребителей выберем пиковые водогрейные котлы (Приложения L; табл.8): четыре котла КВ-ГМ-100. Выбор более мощных пиковых водогрейных котлов обусловлено развитием отапливаемого населенного пункта, которое может привести к увеличению пиковой нагрузки.

Характеристика водогрейного котла КВ-ГМ-100

Номинальная теплопроизводительность - 116 (100) МВт (Гкал/ч)

Температура воды:

На входе - 70-110 °С

На выходе - 150 °С

Топливо - ГМ

Результаты расчета сведем в таблицу 5

Таблица 5. Выбор основного оборудования ТЭЦ

Характеристика	Условное обозначе-ние	Формула или источник	Расчёт
1	2	3	4
1. Паровые турбины (ПТ)
1.1 Турбины типа ПТ и Р
1.1.1 Типоразмер турбин
1.1.1.1 Типа ПТ			ПТ-60/75-12,8/1,3
1.1.1.2 Типа Р			-
1.1.2 Количество турбин, шт.
1.1.2.1 Типа ПТ		Принято	2
1.1.2.2 Типа Р		Принято	0
1.1.3 Расчётная нагрузка П-отбора и противодавления, кг/с			77,8
1.1.4 Расчётный коэффициент теплофикации по пару			0,778
1.1.5 Расчётная нагрузка Т-отбора и ВП, МВт
1.1.6 Максимальный расход пара на ПТ, кг/с
1.1.7 Установленная электрическая мощность, МВт			100
1.2 ПТ типа Т
1.2.1 Типоразмер турбин			Т-50/60-12,8
1.2.2 Количество турбин, шт.		Принято	2
1.2.3 Расчётная нагрузка Т-отбора и ВП, МВт
1.2.4 Расчётный коэффициент теплофикации по с.в.			0,658
1.2.5 Максимальный расход пара на ПТ, кг/с
1.2.6 Установленная электрическая мощность, МВт			100
1.3 Установленная электрическая мощность ТЭЦ, МВт			200
2. Паровые котлы (ПК) и РОУ
2.1 Параметры свежего пара и питательной воды
2.1.1 Давление пара, МПа			13,8
2.1.2 Температура пара, °С			560
2.1.3 Энтальпия технологич-го пара, кДж/кг			2845,73
2.1.3 Энтальпия пара (свежего), кДж/кг			3488
2.1.4 Температура питательной воды, °С			230
2.1.5 Энтальпия воды, кДж/кг			993
2.2 Расход свежего пара на РОУ, кг/с			17
2.3 Требуемая паропроизводительность ПК, кг/с			378,2
2.4 Тип устанавливаемых ПК			Е-480-13,8 ГМ
2.5 Количество ПК, шт		Принимаем	3
2.6 Номинальная паропроизводительность котла, кг/с			133,3
2.7 Установленная паропроизводительность ПК, кг/с			399,9
3. Пиковые водогрейные котлы (ПВК)
3.1 Расчётная нагрузка, МВт			184,24
3.2 Тип устанавливаемых ПВК			КВ-ГМ-100
3.3 Количество, шт.		Принимаем	2
3.4 Номинальная теплопроизводительность котла, МВт			116
3.5 Установленная теплопроизводительность котла, МВт			232



3. Годовые показатели ТЭЦ

(26)

(27)

где: нагрузка производственных отборов у выбранных турбин типа ПТ и Т, кг/с

нагрузка отопительных отборов выбранных турбин типа ПТ и Т, МВт

- годовой коэффициент теплофикации по пару и сетевой воде.

- коэффициенты аварийного и ремонтного простоя (среднегодовые значения ориентировочно принимаются равными соответсвенно 0,98 и 0,92…0,94)

- средневзвешенные значения удельной выработки электроэнергии на технологическом и отопительном теплопотреблении, которые представляют собой соответствующие значения удельной выработки электроэнергии для выбранных типов турбин. (кВт*ч/ГДж).:

(28)

(29)

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ складывается из годовых расходов на отпуск электроэнергии ( и теплоты .

(30)

(31)



, - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии и теплоты от ТЭЦ с высокими параметрами пара (ориентировочно при работе на Т =34,5 кгут/ГДж)

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (ориентировочно: при работе на Т равен 9…9,5%)



4. Принцип работы паротурбинной электростанции

Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах (четырехосные грузоподъемностью 63 т, шестиосные -- 93 т и восьмиосные -- 125 т). Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется прогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство -- вагоноопрокидыватель 1, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180°; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера 2. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер, по которому поступает в узел пересыпки 3; отсюда уголь подается транспортерами либо на угольный склад 4, либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6, в которые может также доставляться с угольного склада.

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭС. Размол дробленого угля осуществляется в мельнице 7 с непосредственным вдуванием пылевоздушной смеси через горелки в топку. Предварительно подогретый в воздухоподогревателе 8 воздух, нагнетаемый дутьевым вентилятором 9, подается частично в мельницу (первичный воздух) и частично -- непосредственно к горелкам (вторичный воздух). Дутьевой вентилятор засасывает воздух через воздухозаборный короб либо из верхней части котельного отделения (летом), либо извне главного корпуса (зимой). Широко распространен калориферный подогрев воздуха паром или горячей водой перед подачей его в воздухоподогреватель.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах 10, в которых он перед сливом разогревается паром. Разогретый мазут сливается по обогреваемому межрельсовому лотку 11 в приемный резервуар 12, из которого перекачивающими насосами 13 подается в основной резервуар 14. Насосом первого подъема 15 мазут прокачивается через подогреватели 16, обогреваемые паром, после которых насосом второго подъема 17 подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт 18 в котельную.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС, отпадают угольный склад, дробильное отделение, система транспортеров, бункера сырого угля и пыли, а также система золоулавливания и золошлакоудаления.

На ТЭС, сжигающих твердое топливо в котлах с жидким шлакоудалением, зола сожженного в топке котла 19 топлива частично вытекает в виде жидкого шлака через сетку пола топки, а частично уносится дымовыми газами из котла, улавливается затем в электрофильтре 20 и собирается в бункерах летучей золы. Посредством смывных устройств шлак и летучая зола подаются в самотечные каналы гидрозолоудаления 21, из которых гидрозолошлаковая смесь, пройдя предварительно металлоуловитель и шлакодробилку, поступает в багерный насос 22, транспортирующий ее по золопроводам на золоотвал. Наряду с гидрозолоудалением находит применение пневмозолоудаление, при котором зола не смачивается и может использоваться для приготовления строительных материалов.

Дымовые газы после золоуловителя дымососом 23 подаются в дымовую трубу 24. При работе котла под наддувом необходимость установки дымососов отпадает.

Подогретый пар из выходного коллектора пароперегревателя по паропроводу свежего пара 25 поступает в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины 26а. После ЦВД пар по «холодному» паропроводу промежуточного перегрева 27 возвращается в котел и поступает в промежуточный пароперегреватель 28, в котором перегревается вновь до температуры свежего пара или близкой к ней. По «горячей» линии промежуточного перегрева 27а пар поступает к цилиндру среднего давления. (ЦСД) 26б, затем -- в цилиндр низкого давления (ЦНД) 26в и из него -- в конденсатор турбины 29. Из конденсатосборника конденсатора конденсатные насосы I ступени 30 подают конденсат на фильтры установки очистки конденсата 31, после которой конденсатным насосом второй ступени 32 конденсат прокачивается через группу подогревателей низкого давления (ПНД) 33 в деаэратор 34. В деаэраторе вода доводится до кипения и при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О3 и СО2, что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Деаэрированная питательная вода из аккумуляторного бака деаэратора, питаемого насосом 35, подается через группу подогревателей высокого давления (ПВД) 36 в экономайзер 37. Тем самым замыкается пароводяной тракт, включающий в себя пароводяные тракты котла и турбинной установки.

В последние годы находит применение нейтральный водный режим с дозированием газообразного кислорода во всасывающий коллектор конденсатных насосов II ступени. При этом прекращается дозировка в конденсат или питательную воду гидразина и аммиака, выпары деаэратора закрываются.

Концентрация кислорода в воде 200--400 мкг/кг при высоком качестве обессоленного конденсата и отсутствии органических соединений обеспечивает образование пассивирующих окисных пленок в конденсатно-питательном тракте, на поверхностях нагрева ПВД и парового котла. Применение этого метода на новых энергоблоках приведет к. бездеаэраторной схеме.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды. Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы еще система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела и система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.

Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки 38. Из бака обессоленной воды 39 добавочная вода перекачивающим насосом подается в конденсатор турбины.

Охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционным насосом 40 и затем поступает в башенный охладитель (градирню) 41, где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На ТЭС применяются системы водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

Электрический генератор 42, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор 43 идет на сборные шины 44 открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд 45 присоединены также шины собственного расхода 46. Таким образом, собственные нужды энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд -- насосов, вентиляторов, мельниц и т. п.) питаются от генератора энергоблока. В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуски и остановки) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор с шин ОРУ.

Надежное электропитание электродвигателей агрегатов собственных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков к ТЭС в целом. Нарушения электропитания собственных нужд приводят к отказам и авариям.

Таким образом, описанная технологическая схема ТЭС представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: топливный тракт, система пылеприготовления, пароводяной тракт, газовоздушный тракт, шлакозолоудаление, электрическая часть, система приготовления добавочной воды, система технического водоснабжения.



5. Принцип работы паровых турбин

Паровые турбины работают следующим образом: пар, образующийся в паровом котле, под высоким давлением, поступает на лопатки турбины. Турбина совершает обороты и вырабатывает механическую энергию, используемую генератором. Генератор производит электричество. Электрическая мощность паровых турбин зависит от перепада давления пара на входе и выходе установки. Мощность паровых турбин единичной установки достигает 1000 МВт. В зависимости от характера теплового процесса паровые турбины подразделяются на три группы: конденсационные, теплофикационные и турбины специального назначения. По типу ступеней турбин они классифицируются как активные и реактивные.

Конденсационные паровые турбины

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование). Конденсационные турбины бывают стационарными и транспортными.

Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами. Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций -- электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Частота вращения ротора стационарного турбогенератора связана с частотой электрического тока 50 Герц. То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту, на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту. Частота электрического тока вырабатываемой энергии является одним из главных показателей качества отпускаемой электроэнергии. Современные технологии позволяют поддерживать частоту вращения с точностью до трёх оборотов. Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока, в котором наблюдается подобный сбой.

В зависимости от назначения паровые турбины электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80 %), от пиковых -- возможность быстрого пуска и включения в работу, от турбин собственных нужд -- особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. ч работы (до капитального ремонта).

Теплофикационные паровые турбины

Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин -- тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.

В турбинах с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень турбины) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.

У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.

Паровые турбины специального назначения

Паровые турбины специального назначения обычно работают на технологическом тепле металлургических, машиностроительных, и химических предприятий. К ним относятся турбины мятого (дросселированного) пара, турбины двух давлений и предвключённые (форшальт).

Турбины мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющих давление немного выше атмосферного.

Турбины двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней.

Предвключённые турбины представляют собой агрегаты с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих турбин направляют в другие с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключённых турбинах возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ранее установленные на электростанции турбоагрегаты.

Также к турбинам специального назначения относятся и приводные турбины различных агрегатов, требующих высокой мощности привода. Например, питательные насосы мощных энергоблоков электростанций, нагнетатели и компрессоры газокомпрессорных станций и т. д.

Обычно стационарные паровые турбины имеют нерегулируемые отборы пара из ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды. Паровые турбины специального назначения не строят сериями, как конденсационные и теплофикационные, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.

Паровые турбины - преимущества

работа паровых турбин возможна на различных видах топлива: газообразное, жидкое, твердое

высокая единичная мощность

свободный выбор теплоносителя

широкий диапазон мощностей

внушительный ресурс паровых турбин

Паровые турбины - недостатки

высокая инерционность паровых установок (долгое время пуска и останова)

дороговизна паровых турбин

низкий объем производимого электричества, в соотношении с объемом тепловой энергии

дорогостоящий ремонт паровых турбин

снижение экологических показателей, в случае использования тяжелых мазутов и твердого топлива



Заключение

В данной курсовой работе был производен расчет тепловых нагрузок производственно-технологических потребителей по пару и коммунально-бытовых и производственных потребителей по горячей воде, а так же последующий подбор основного оборудования теплоэлектроцентрали для обеспечения паром и горячей водой потребителей района города Красноярска.

В расчетной части курсового проекта были получены значения:

Производственно-технологической нагрузки потребителей по пару.

Коммунально-бытовой нагрузки потребителей по горячей воде

В связи с полученными данными было выбрано следующее оборудование для ТЭЦ:

Паровые турбины типа:

ПТ-80/100-12,8/1,3 2 шт.

Т-50/60-12,8 2 шт.

Паровые котлы типа:

Е-320-13,8 ГМ 5 шт.

Водогрейные котлы типа:

КВ-ГМ-100

Так же был построен график нагрузки по продолжительности.



Список использованной литературы

1. Лукина Г.В., Суслов К.В., Подъячих С.В. Энергоснабжение предприятий: Методические указания к курсовой работе. - ИрГСХА: Иркутск, 2012.

2. Трухин А.Д. Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. - МЭИ: Москва, 2002.

3. Бененсон Е.И. Теплофикационные турбины. - Москва, 1999.

4. Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: Уч. пос. для студ. ВУЗов. - М.: Изд-во АКАДЕМИЯ, 2008-304 с.

5. Википедия-свободная энциклопедия. - Энергетика России. - Режим доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/Энергетика_России, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. Рус.

6. Михайлов С.А., Клименко А.В. Извеков А.В. и др. Концепция развития теплоснабжения в России включая коммунальную энергетику, на среднесуточную перспективу. - Москва: Минэнерго, 2002-91 с. - Режим доступа: http://www.rosteplo.ru/Npb_files/npb_shablon.php?id=27, свободный. - Загл. с экрана. - Яз. Рус.

7. Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: Уч. пос. для студ. ВУЗов. - М.: Изд-во АКАДЕМИЯ, 2008.

8. Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции. - М.: ЭНЕРГИЯ, 2008.

9. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: МЭИ, 2008.

10. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: ЭНЕРГИЯ, 1980.

Размещено на Allbest.ru

...