Учебная работа. Проект строительства ТЭЦ 500 МВт

одогревателя принимаем 5%.

давление пара у подогревателя ПВД-1 с учетом утрат, бар.

РПВД1=Ротб1·0,95=33,6·0,95=31,92,

Где Ротб1 — давление пара в отборе, бар.

Температура конденсата греющего пара за ПВД-1, С..

tПВД1= 237,3 [3]

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД-1, кДж/кг.

tПВД1= 993,34 [3]

температура питательной воды за ПВД-1 с учетом недогрева, С.

tПВД1пв= tПВД1- QПВД1

tПВД1пв =237,3-2=235,3.

Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг

tПВД1пв=984,97 [3]

Энтальпия греющего пара из отбора по i-s диаграмме, кДж/кг.

iотб1=3195,98 [3]

Использованный теплоперепад,кДж/кг.

hПВД1=i0-iотб1

— энтальпия острого пара, кДж/кг.
hПВД1=3511,46-3195,98=315,48

Аналогичным образом рассчитываем остальные элементы схемы.
Результаты расчета сводим в таблицу 2.1.

2.1.3 Расчет сетевой подогревательной установки

Набросок 2.3 — установка по обогреву сетевой воды

Термическая мощность блока, МВт.

Qблmax =1330/5=266

Термическая перегрузка отборов турбины составит, МВт.

Qотбтур=150

Термическая перегрузка ПВК, МВт.

Qпвк= Qблmax — Qотбтур=266-150 =116

Расход сетевой воды, кг/с.

Gс.в.= Qотбmax/C·?t

Gс.в =266000/4.186·(150-70)=793.56

Где С — теплоемкость сетевой воды, кДж/кг,

?t- разность температур прямой и оборотной сетевой воды, С.

Толика наибольшей перегрузки, покрываемая отборами турбины.

бтэц= Qотбтур/ Qотбmax

бтэц =150/266=0,56

Энтальпия сетевой воды за (СП2) составляет, кДж/кг.

tсп2=tос+ Qотбтур/Gc.в.

tсп2=293,02+150000/793,56=454,88

где tос — энтальпия оборотной сетевой воды, кДж/кг.

tос=70єС=> tос=70·4,186=293,02

температура сетевой воды, ?С

tсп2= tсп2/4,186=454,88/4,186=109?

температура конденсата пара из СП2 с учетом недогрева сетевой воды составит, ?С.

tсп2н= tсп2+ Qсп2=109+5=114

находим что давление в СП-2 РСП2’=1,64 бар

Давление отборного пара, с учетом утрат на транспорт, бар

Ротб6=Р отб сп2/0,92=1,64/0,92=1,78

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых нагревателях. Определяем величину нагрева в любом из их, С

?t =

?t = =89.5-70=19,5

температура воды за нижним сетевым подогревателем СП1, С

tСП1=tОС+Дt

tСП1=70+19,5=89,5

температура конденсата пара из СП 1 с учетом недогрева сетевой воды составит, С

tсп1н= tсп1+ Qсп

tсп1н =89,5+5=94,5

находим давление в СП 1 РСП1’=0,84 бар

С учетом утраты давления пара в трубопроводах давление в первом и втором теплофикационных отборах составит, бар

Рт1=

Рт1=0,84/0,92=0,91

Рт2=

Рт2=1,64/0,92=1,78

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем СП 1:

tСП1=tСП1·С

tСП1=89,5·4,186=376,74 кДж/кг

2.1.4 Определение расходов пара на турбину

Определив энтальпию пара в отборах, рассчитываем значения расходов пара на подогревателе сетевой воды.

Расход пара на СП 2 составляет, кг/с

Dпс2=Gсв (tпс2-tпс1)/(iпс2-tк2)0,98

Dпс2=793,56 (454,88-376,74)/(2686,6-454,88)0,98 = 31,4

Расход пара на СП 1 составляет, кг/с

Dпс1= Gсв (tпс1-tос1)-Дпс2(tпс2-tпс1)0.98/(iпс1-tк1) 0,98

Dпс1=793,56 (376,74-293,3)-31,4(478,5-398.0)0,98/(2616,0-398,0)0,98 =30,46

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

Для первого ут1= =Нi-hотб7/Hi

ут1=1229,46-867,86/1229,46=0,294

Для второго ут2=Нi-hотб6/Hi

ут2= 1229.46-825,46/1229.46=0,328

где Нi- теплоперепад срабатываемый турбиной, кДж/кг;

hОТБ7 и hОТБ6- теплоперепады, срабатываемые до первого и второго теплофикационных отборов соответственно, кДж/кг

Принимаем коэффициент регенерации
Крег=1,19 с следующим уточнением

Расход пара на турбину, кг/с.

Dт= Крег·(+ Ут1 Dпс1+ Ут2Dпс2)

где Nэ — электронная мощность турбоагрегата, кВт;

Dпс1 и Dпс2- расходы пара на тепло, кг/с.

Dт=1,19·(+0,294·31,4+0,328·30,4)=121,62

2.1.5 Расчет сепараторов непрерывной продувки

Набросок 2.4 — Схема сепараторов непрерывной продувки

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с

Dм3сн= hм3сн· Dт

Dм3сн =0,01·121,62=1,22

Где hм3сн коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного зала.

Производительность парогенератора нетто, кг/с

DПГн= Dт+Dснм3

DПГн =121,62+1,22=122,84

Производительность парогенератора брутто, кг/с

DПГбр= Dпг/(1- hсн)

DПГбр = 122,84/(1-0,012)=124,33

где hсн коэффициент расхода пара на собственны нужды котельного оборудования.

Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с

Dснко= DПГбр- DПГн

Dснко =124,33-122,84=1,49

Расход продувочной воды, кг/с

GПР= DПГбр· hПР

GПР =124,33·0,015=1,86

где hпр коэффициент расхода продувочной воды

Расход питательной воды, кг/с

GП.В.= DПГбр+ DПР

GП.В.=124,33+1,86=126,19

Выпар из расширителя первой ступени, кг/с

DРНП1= GПР(tпр-t’пр)/ i рнп1

DРНП1= 1,86 (1640,4-670.4)/ 2086,57= 0,86

где tпр энтальпия продувочной воды из барабана котла при давлении 130 бар, кДж/кг;

t’пр энтальпия продувочной воды из РНП1 при давлении в деаэраторе 6 бар, кДж/кг;

iРПН1 теплота парообразования при давлении Pg=6 бар, кДж/кг.

Расход продувочной воды в расширитель 2-ой ступени, кг/с

Gпр’=Gпр-ДРПН1

Gпр’=1,86-0,86=1,00

Выпар из расширителя 2-ой ступени, кг/с

DРНП2= G»пр. (t’пр-t»пр)/ i рнп2

DРНП2= 1,00(670,4-496,64)/2206,37=0,08

где t»пр энтальпия продувочной воды из РНП2 при давлении в ПНД6 равному 1,96 бар, кДж/кг;

iРПН2 теплота парообразования при давлении Ротб6=1,96 бар, кДж/кг.

количество воды сливаемой в техно сточную канаву, кг/с

Gпр»=Gпр’-DРПН1

Gпр»=1,00-0,08=0,92

Внутристанционные утраты конденсата, кг/с

Gут =hут ·Dт

Gут =0,015·121,62=1,82

hут=1,5% коэффициент, учитывающий утраты конденсата.

Расход химически чистой воды, кг/с

Gхов=Gпр»+Gут+ Dснко

Gхов =0,92+1,82+1,49=4,23

Энтальпия химически чистой воды опосля охладителя непрерывной продувки, кДж/кг

tдоб= tхов+ G»пр.(t»пр-tсл)/ Gхов

tдоб =4,186·30+0,92(496.64-251,4)/4,23=178,78

где tхов=tхов·С=30·4,186=125,58 кДж/кг энтальпия воды сливаемой в техно сточную канаву.

2.1.6 Расчет регенеративной схемы ПВД

Регенеративная схема с подогревателем высочайшего давления представлена на рисунке 2.5

Набросок 2.5 — Схема включения ПВД в регенеративную схему

Расход пара на ПВД-1 из уравнения термического баланса, кг/с

D1= Gп.в.·(tпвд1- tпвд2)/ (iотб1- tотб1)· зто

D1= 126,19 (984,97- 897,14)/(3195,9-993,34) 0,98=5,73

где зТО КПД теплообменника;

tпвд1. — энтальпия питательной воды за ПВД 1, кДж/кг;

tпвд2. — энтальпия питательной воды за ПВД 2, кДж/кг;

iотб1 энтальпия пара из первого отбора , кДж/кг;

tотб1 энтальпия конденсата пара из первого отбора, кДж/кг.

Уравнение термического баланса для ПВД 2

D1( tотб1- tотб2)· зто+ D2.·(iотб2- tотб2)· зто= Gп.в.·(tпвд2- tпвд3)

Отсюда расход пара на ПВД2 составит, кг/с

D2= Gп.в.·(tпвд2- tпвд3)- D1( tотб1- tотб2)· зто./(iотб2- tотб2)· зто

D2=126,19(897,14-751,71)-5,73(993,34-905,52)0,98/(3104,9-905,52)0,98=8,7

где tпвд3 энтальпия питательной воды за ПВД3, кДж/кг;

iотб2 энтальпия пара из второго отбора, кДж/кг;

tотб2 энтальпия конденсата из второго отбора, кДж/кг.

Термический баланс для ПВД 3

(D1+ D2)·(tотб2- tотб3)· зто+ D3·(iотб3- tотб3)· зто= Gп.в.·(tпвд3- tпв)

Энтальпию питательной воды на входе в ПВД3 определяем с учетом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг

tпэн = tпв+?tпэн

?tпэн увеличение энтальпии питательной воды в питательном насосе:

?tпэн==

?tпэн =22590Дж/кг=22,59кДж/кг

?Рпн =Рб-Рд

где ?Рпн = (160-6+1)=153- перепад давления в питательном насосе, бар;

зПЭН КПД питательного насоса;

Vср — удельный размер воды, при температуре 158С, м/кг.

Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг

tпвпэн=664,86+22,59=687,45

Расход пара на ПВД3, кг/с

D3 = 126,19 (751,71- 687,45) — (5,73 + 8,7) (905,52 — 766,08) 0,98 / (2966,8 -766,08) 0,98 = 2,91

iотб3 энтальпия пара из третьего отбора, кДж/кг;

tотб3 энтальпия конденсата пара из третьего отбора, кДж/кг.

2.1.7 Расчет деаэратора

Набросок 2.6 — Схема деаэратора

Вещественный баланс для деаэратора:

DПВД + DРНП1+ DД+ Gок+ Gдоб= Gп.в.+ Gут

где Dпвд=D1+D2+D3 — дренажи конденсата греющего пара ПВД 1,ПВД 2,ПВД 3 соответственно, кг/с;

Dрнп — выпар из РНП1, кг/с;

Dд — расход пара,из отбора на деаэратор,кг/с;

Gок — расход деаэрируемого конденсата из ПНД, кг/с;

Gдоб — расход дополнительной воды, кг/с;

Gпв — расход питательной воды, кг/с;

Gут — утраты питательной воды с утечками, кг/с.

16.34+0.86+Dд+Gок+4.23=126,19+1.82

Gок+Dд=106,58

Термический баланс для деаэратора:

DПВД· tотб3+DРНП1· iРНП1+ Дд· iотб3+ Gок·tпнд4 + Gдоб·tдоб=(Gп.в.+Gут) tп.в.

где tотб3 — энтальпия конденсата третьего отбора, кДж/кг;

iРНП1 — энтальпия выпара из РНП1, кДж/кг;

iотб3 — энтальпия греющего пара из третьего отбора , кДж/кг;

tпнд4 — энтальпия конденсата за ПНД-4, кДж/кг;

tдоб- — энтальпия химочищенной воды, кДж/кг;

tпв — энтальпия питательной воды опосля деаэратора, кДж/кг.

16,34х766,08+0,86х2086,57+Dд2966,8+Gок623,55+4,23х178,78=(126,19+1,82) 664,86

Dд 2966,8+Gок 623,55 = 70040,27

Gок + Dд =106,58

Решая эту систему, находим расходы пара и конденсата в деаэратор, кг/с.

Соответственно:

Dд =1,83 и Gок =105,05

2.1.8 Расчет регенеративной схемы ПНД

Набросок 2.7 — схема включения групп ПНД

Уравнение термического баланса для ПНД 4:

D4(iотб4- tотб4)· зто=Gок·(tпнд4- tпнд5) (2.1)

Отсюда находим расход пара на ПНД 4, кг/с.

D4= (Gок·(tпнд4- tпнд5)/ (iотб4- tотб4)· зто (2.2)

Где

зтоКПД теплообменника

tпнд4 энтальпия основного конденсата за ПНД 4,кДж/кг;

tпнд5 энтальпия основного конденсата за ПНД 5, кДж/кг;

iотб4 энтальпия пара из 4-го отбора, кДж/кг;

tотб4энтальпия конденсата из 4-го отбора, кДж/кг;

Gок — расход основного конденсата в деаэратор, кДж/кг.

D4= 105,05(623,55-524,21)/(2831,6-640,2900,98=4,86

Уравнение термического баланса для ПНД5:

D4·(tотб4- tотб5)· зто+ D5·(iотб5- tотб5)·зто=Gок( tпвд5- tсм1) (2.3)

В этом уравнении неопознаны две величины:

Расход пара из отбора на ПНД5=>D5 и энтальпия основного конденсата опосля первой точки смешения tсм1

Составим уравнения вещественного и термического балансов для первой точки смешения и запишем все три уравнения в системе:

D4·(tотб4- tотб5)· зто+ D5·(iотб5- tотб5)·зто=Gок( tпвд5- tсм1) (2.4)

Gок=Gок’+Dрнп2+ D4+ D5+ D6 (2.5)

Gок· tсм1= Gок.’·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.6)

В данной нам системе неопознаны 4 величины D5, tсм1, расход основного конденсата через ПНД6 Gок’ и расход пара из отбора на ПНД6.

Добавим систему уравнение термического баланса для ПНД6:

D4( tотб4- tотб5)·зто+ D5.·(iотб5- tотб5)· зто= Gок.·(tпнд5- tсм1) (2.7)

Gок=Gок’+Dрнп2+ D4+ D5+ D6 (2.8)

Gок· tсм1= Gок.’·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.9)

[D6·(iотб6- tотб6)+Dрнп2·(iрнп2-tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто=Gок.’·(tпнд6- tсм2) (2.10)

В данной нам системе неопознаны 5 величин: D5, tсм1, Gок’, D4 и энтальпия основного конденсата опосля 2-ой точки смешения tсм2.

Добавим в систему уравнений уравнения вещественного и термического балансов для 2-ой точки смешения:

D4-( tотб4-tотб5)· зто+ D5.·(iотб5- tотб5)· зто= Gок.·(tпндl5- tсм1) (2.11)

Gок=Gок’+Dрнп2+D4+D5+ D6 (2.12)

Gок·tсм1=Gок.’·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.13)

[D6·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто=Gок.’·(tпнд6- tсм2)

Gок’·tсм2Gок.·tпнд+(Dт1+Dт2)· tсм1′ (2.15)

Gок’·tсм2=Gок.»·tокпнд7+(Dт1+Dт2)·tпс (2.16)

В получившейся системе имеем 6 неведомых величин: D5, tсм1, Gок’, D6, tсм2, Gок»

За ранее оцениваем энтальпию основного конденсата опосля первой точки смешения tсм1 =483 кДж/кг с следующей проверкой по балансу. Определяем расход пара на ПВД-5, кг/с:

D5= D4·(tотб4-tотб5)·зто -Gок.·(tпнд5- tсм1)/.·(iотб5- tотб5)· зто (2.17)

D5= 4,86(640,29-540,96)0.98-105,05(524-483)/(2726-540.96)=1,786

где iотб5энтальпия пара из 5-ого отбора, кДж/кг;

tотб5энтальпия конденсата пара из 5-ого отбора, кДж/кг.

Выразим из уравнения (2.12) расход пара из отбора на ПНД6, кг/с

D6=Gок- Gок- Dрнп2-D4- D5 (2.18)

Подставив приобретенное выражение в уравнение (2.14)

Gок·(tпвд6- tсм2)=[(Gок- Gок’-Dрнп2- D4- D5)· (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+

(D4+D5)·(tотб5- tотб6)]· зто (2.19)

где tпвд6 -энтальпия основного конденсата опосля ПНД-6, кДж/кг;

tсм2 -энтальпия основного конденсата в точке смешения, кДж/кг;

Gок’ — расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с.

Выразим из него энтальпию основного конденсата опосля 2-ой точки смешения:

tсм2=tпнд6[(Gок-G’ок-Dрнп2-D4-D5) (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+ / G’ок

(D4+D5)·(tотб5- tотб6)]· з / G’ок (2.20)

Приобретенное выражение подставим в уравнение (2.16)

Gок (tпнд6[(Gок-G’ок-Dрнп2-D4-D5) (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+ / G’ок= Gок.»·tпнд7+(Dт1 Dт2)· tсм1 (2.21)

Упростим выражение, раскрыв скобки из первой части

Gок’·tпнд6+[(Gок- Gок’-Dрнп2-D4- D5)·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+D5)·(tотб5-tотб6)]·зто= Gок»· tпнд7+(Dт1+Dт2)· tсм1 (2.22)

Из этого уравнения выразим расход основного конденсата через ПНД-7, кг/с

Gок»= Gок’·tпнд6+[(Gок- Gок’-Dрнп2-D4- D5)·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто -(Dт1-Dт2)· tсм1 / tпнд7 (2.23)

Таковым образом мы получим уравнение в каком неведома лишь одна величинарасход основного конденсата через ПНД6.

Подставляя численные значения в уравнение (2.23) находим способом подбора расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с

Gок’=84,32

Подставив это

D6=Gок-Gок’-Dрнп2-D4-D5

D6=105,05-84,32-0,08-4,86-1,786=14,00

Уточним значения Gок’, D5 и D6 в уравнение системы (2.13)

tсм1= Gок.’·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 / tсм 1

Итого энтальпия в точке смешения равна, кДж/кг

tсм1= 84,32 479,72+(0,08+4,86+1,786+14,00)496,46/105,05 =483,00

Ошибки расхождения меж принятым tсм1=483 кДж/кг и получившимся нет.

Расхождений с за ранее оцененным значением нет, потому нет необходимости повторно рассчитывать ранее отысканные значения расходов Gок’, D5 и D6.

Расход основного конденсата через ПНД7,кг/с

Gок»= Gок’-Dт1-Dт2

Gок»=84,32-31,4-33,4=19,32

Уравнение термического баланса для ПНД7:

Gок»·(tпнд7- tк)= D7·(iотб7-tотб7)· зто

где tкэнтальпия основного конденсата опосля охладителей пара с

с уплотнения эжектора, кДж/кг

tк= tн+?tсп+эж

tк =147,6+50,16=197,76

где ?tсп+эж=12°С недогрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях

tн — энтальпия конденсата опосля коденсатора, кДж/кг

Расход пара из отбора на ПНД7, кг/с

D7= Gок»·(tпнд7- tк)/ (iотб7-tотб7)· зто

D7= 19,92(388,8-197,76)/(2616,6-396,83)0,98=1,6

где iотб7 энтальпия пара из седьмого отбора, кДж/кг;

tотб7энтальпия конденсата пара из седьмого отбора, кДж/кг.

Расход пара в конденсатор, кг/с

Рк= Gок»- D7

Рк =19,32-1,6=17,32

Проверка вещественного баланса пара на турбину, кг/с

Dт=Dк+D1+D2+D3+Dд+D4+D5+D6+D7+Dт1+Dт2

Dт =17,32+5,73+8,7+2,91+1,83+4,86++1,786+14,00+1,7+31,4+34,4=120,96

120,96-121,62·100% /120,96= 0,54%

Проверка по балансу мощности

Внутренняя мощность турбины,МВт

Ni=?Di hi

Ni=5,73·315,48+8,7·406,55+(2,91+1,83)·544,57+(14,0+33,4)·679,77+1,786785,4+14,00·824,4+(1,6+31,4)·894,4+17,32·1229,46=103,039

Электронная мощность турбоагрегата, МВт

Nэ= Ni·зэм

Nэ =103,039·0,98=100,97

Небаланс мощности, МВт

?N=Nэ-Nэном

?N =100-100,97=0,97

Уточняем расход пара на турбину, кг/с

?Dт= Крег·

?Dт =1,19·100,97/1229,46 0,98=0,099

Уточнение расхода пара, кг/с

Dт’=Dт+ ?Dт

Dт’=121,62+0,099=121,719

Уточняем коэффициент регенерации:

Крег’= Крег·(Dт’/ Dт)

Крег’=1,19(121,719/120,62)=1,2008

Ошибка расхождений:

1,2008-1.19·100% /1,19= 0,9075%

Ошибка не значимая, потому пересчета не требуется.

2.2 Расчет характеристик термический экономичности ТЭЦ

Расход тепла на котёл, кВт:

где Qт- — термическая мощность котла, МВт;

Dт — производительность котла по пару, кг/с;

Dпр — расход продувочной воды, кг/с

Полный расход горючего, кг/с:

Полный расход тепла на турбоустановку, кВт:

=121,719(3511,46-984,97)+0,86(2756,55-984,37)+0,08(2704,84-984,97)-

-4,23(984,97-178,78)=305942,199

где Qту — используемая термическая мощность,МВт;

Dт — расход перегретого пара на турбоустановку, кг/с;

Dрнп — расход выпара из расширителей непрерывной продувки, кг/с;

Gхов — расход дополнительной воды, кг/с;

hпв — энтальпия питательной воды, кДж/кг;

i0 — энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

hхов — энтальпия дополнительной воды, кДж/кг;

Тепло отдаваемое термическому пользователю, кВт:

Qт=Dт1·( iотб7-tс.в)+Dт2·(iотб6- tс.в)

Qт =33,4(2616,6-293)+31,4(2686,6-293)=158224,906

где Qт — тепло отдаваемое термическому пользователю, кВт;

Dт1, Dт2 — расходы пара на сетевые подогреватели, кг/с;

tсв — энтальпия оборотной сетевой воды, кДж/кг.

Издержки тепла на выработку электроэнергии, кВт.

Qтуэ=Qту-Qт

Qтуэ =305942,199-158224,906=147717,293

Расход горючего на выработку электроэнергии, кг/с:

где кВт;

кВт;

где

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

Расход горючего на выработку тепла, кг/с:

где

Удельный расход горючего на выработку тепла, кг/ГДж:

где

Пересчет на условное горючее:

2.3 Выбор вспомогательного оборудования

2.3.1 Регенеративные подогреватели

Тип и мощность, устанавливаемой турбины, предназначают типы отдельных частей вспомогательного оборудования, потому что фабрики изготовители турбин поставляют их вкупе со вспомогательным оборудованием по типовой спецификации для каждой турбины.

Подогреватели высочайшего и низкого давления избираем по заводским данным, для турбины Т-100/120-130-3 так их свойства удовлетворяют значениям, приобретенным в процессе расчета ПТС.

ПВД 1: ПВ42523037,

где 425площадь нагрева, м2;

230наибольшее давление в трубной системе, бар;

35наибольшее давление в корпусе, бар.

ПВД 2: ПВ42523025;

ПВД 3: ПВ42523013:

Подогреватели низкого давления избираем по [5]

ПНД 4: ПН250167IV;

ПНД 5: ПН250167IV;

ПНД 6: ПН250167IV;

ПНД 7: ПН250167III;

2.3.2 Деаэратор

Деаэраторы выбирают по пропускной возможности деаэрационной колонки /3/. Размер баков рассчитывается на пятиминутный припас воды.

Избираем деаэратор смешивающего типа завышенного давления ДСП500М с чертами:

емкость 10,5 м3;

давление 6 бар;

производительность 500 т/ч;

аккумуляторный бак:

емкость 100 м3;

давление 7 бар.

2.3.3 Сетевые подогреватели

Сетевые подогреватели инсталлируются без резерва. Выбор ведется по пропускной возможности пара и воды с учетом их давлений. Выбор производим по /3/.

Нижний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-2-8-1

Где

ПСГ — подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности термообмена, м;

2- давление пара, бар;

8- давление сетевой воды, бар;

номинальный расход сетевой воды — G = 972,2 кг/с;

номинальный расход пара — D = 47,2 кг/с;

давление пара Рп = 0,03-0,2 Мпа;

давление воды Рв — 0,88 Мпа;

наибольшая температура сетевой воды на входе t =115С

Верхний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-3-8-2

где ПСГ — подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности термообмена, м;

3- давление пара ,бар;

8- давление сетевой воды, бар;

номинальный расход сетевой воды — G = 972,2 кг/с;

номинальный расход пара — D = 47,2 кг/с;

давление пара Рп = 0,06-0,25 Мпа;

давление воды Рв — 0,88 Мпа;

наибольшая температура сетевой воды на входе t = 120С

2.3.4 Выбор питательных насосов

Питательный насос избираем по производительности (с припасом 7%) и напору, м/ч

G=G·1,07·3,6=121,62·1,07·3,6=509,7

H=1,4· Р0=1,4·127,5=178,51 м.вод.ст.

Для блоков с давлением пара 15Мпа и мощностью до 200МВт устанавливают один насос с электроприводом и гидромуфтой.

Избираем питательный электронасос ПЭ 580185 с чертами:

где производительность580 м/ч;

напор2030 м вод.ст.;

частота вращения 2904 о./мин;

КПД80%

Мощность электродвигателя ПЭН

Рн=1,05·

Рн ==3,82

где Dпроизводительность, м3/с;

Рн- мощность электродвигателя ПЭН, МВт;

гплотность питательной воды [3], кг/м3

2.3.5 Выбор конденсатных насосов

Устанавливаем два конденсатных насоса, по 100% производительности любой. Насосы выбираются по производительности (расход конденсата в летний период) без отопительного отбора, но с учетом регенерации и напора.

D=Dк+Dт1+Dт2

D=(17,32+33,4+31,4)3,6=304,8

где D — производительность насоса, т/ч

Не имея четких данных, для определения напора КН, принимаем, равным 80 м.вод.ст.

Избираем конденсатные насосы КсВ 320160 с чертами:

подача 320 м3/4;

напор 160 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 о/мин;

мощность 185 кВт;

КПД 75%.

2.3.6 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским данным составляет: 16000 м3/ч.

Число блоков на станции — 5. Насосы размещаем в центральной береговой насосной (четыре штуки), потому что их установка в машинном зале, из расчета два насоса на один блок, востребует большего количества насосов.

Расчетный расход цирк. воды на ТЭЦ составит:

Q=5·16000=80 м3/ч

Избираем насосы типа ОП2110 с чертами:

производительность Q =21960 м3/4;

полный напор 16,2 м.вод.ст.;

число оборотов 485 о/мин;

КПД8087%;

Нужное количество насосов на береговой, шт

П=Qр/Q=80000/21960=4

Мощность электродвигателя, кВт

Р=

2.3.7 Выбор сетевых насосов

Выбор делается по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаем из расчета два штуки на турбину, рассчитывая их на 50% производительность.

Производительность СН, м3

G=Gсв/2 3,6=793,56/2 3,6=1428,4

Не имея четких данных, для определения напора СН принимаем равным 60 м.вод.ст. избираем СН СЭ 180070 с чертами:

подача 1800 м3/4;

напор 70 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 о/мин;

мощность 295 кВт;

КПД 82%.

3. Генплан и сборка головного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения

3.1 Проектирование топливного хозяйства

В качестве горючего на ТЭЦ по заданию употребляется бурый уголь Б2. Ирша-Бородинского месторождения со последующими чертами.

Таблица 4.1 свойства угля

W1р, %

А1р, %

Sк+4р, %

С1р, %

Н1р, %

N1р, %

O1р, %

33

6

0,2

43,7

3

0,6

13,5

Qнр,кДж/кг

V1р, %

t1, ?C

t2, ?C

t3, ?C

V10, м3/кг

Vр0, м3/кг

15700

48

1180

1210

1230

3,62

4,39

По t3=1230?C избираем на устанавливаемом котлоагрегате жесткий тип шлакоудаления [3].

3.1.1 Определение расходов горючего на ТЭЦ

Расчетный расход горючего на работу парогенератора определяются из последующего соотношения:

Врас = Dпе·(iпе- tп.в.)+Dпр(tпр- tп.в.)/ Qр

Врас=121,719(3511,46-984,97)+1,86(1640,4-984,97)/15700 0,912=21,55

где Врос — расчетный расход горючего, кг/с;

Dпе — производительность котла по пару, кг/с;

Dпр — расход продувочной воды, кг/с;

Qр — низшая теплота сгорания горючего, кДж/кг

Часовой расход горючего на ТЭЦ составляет, т/ч.

В?= Врас·n

В?= 21,55·5=107,79 · 3,6 =387,9

где nчисло котлов на ТЭЦ.

3.1.2 Приемноразгрузочное устройство

По расходу горючего на станции используем два вагоноопрокидывателя роторного 3-х опорного типа, один из которых — запасный. Свойства вагоноопрокидывателя:

число опрокидываний за 1 ч30;

теоретическая производительность 2790/1800 м/ч (при разгрузке 90 т, 60т вагонов, соответственно);

мощность электродвигателя 2х36 кВт.

Применение вагоноопрокидывателей экономически целенаправлено на термических электростанциях с расходом горючего выше 150 т/ч. Разгрузочное устройства с вагоноопрокидывателями разрешают понизить количество эксплуатационного персонала, занятого на разгрузке, уменьшить продолжительность простоя ж/д полувагонов на местности ТЭЦ, разгружать огромное количество горючего в мало недлинные сроки.

В Рф разработаны и используют последующие типы вагоноопрокидывателей:

роторный (радиальный) — разгружает вагоны поворотом их вокруг продольной оси на угол до 175?;

боковой — разгружает вагоны подъемом и опрокидыванием их поворотом на консольной платформе;

торцевой — разгружает вагоны наклоном их в сторону 1-го из торцов.

Для разгрузки вагонов грузоподъемностью до 125 т используют разгрузочные устройства с роторными вагоноопрокидывателями. Производительность таковых вагоноопрокидывателей принимается исходя из 10 циклов в час, т.е. 10 вагонов грузоподъемностью 93 и 125 т, и 12 циклов в час для вагонов грузоподъемностью 60 т. При поступлении вагонов различной грузоподъемности за расчетный вагон условно принимается вагон средневзвешенной грузоподъемности.

Горючее (уголь, сланец) разгружается из вагонов в приемный бункер, расположенный под вагоноопрокидывателем. Для предотвращения налипания и зависания горючего, стены бункера обогреваются. Верхняя часть бункера перекрыта сетками, размер ячейки которых зависит от крупности поступающего горючего.

Для маленького горючего размер ячейки принимается 350х350 мм, для крупнокускового550х550 мм. Угол наклона стен бункера должен быть не наименее 55?. Из бункеров горючее подается ленточными питателями. Если опосля питателей для подготовительного дробления крупнокускового горючего устанавливают дискозубчатые молотилки, то для предотвращения их поломок от случайных железных предметов, попавших в горючее, в качестве приводного барабана питателей используют шкивной магнитный сепаратор. Надвиг груженных вагонов в вагоноопрокидыватель и откатка порожних — механизированы. Управление вагоноопрокидывателем и механизмами по надвигу и откатке вагонов осуществляется оператором со щита управления, размещенного в разгрузочном устройстве.

Для дробления больших кусков и смерзшихся глыб горючего на сетках бункеров устанавливают дробильно фрезерные машинки, а для зачистки вагонов от остатков горючего на вогоноопрокидывателе установлены вибраторы.

3.1.3 Ленточные сборочные потоки

Дневной расход горючего на станции составляет, т

Всут= В?·24

Всут =387,9·24=9309,6

Горючее подается в котельный цех 2-мя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, иная запасная.

Расчетная производительность (часовая) каждой нити, т/ч.

Врас= Всут/Т

Врас =9309,6/21=443,3

где Т число часов работы топливоподачи, ч.

Производительность ленточного сборочного потока (Т/4) приближенно определяется, т/ч

Вл= в2·с·г· КL

где в ширина ленты;

с скорость ленты, м/с;

г рассыпной вес горючего, т/ м3;

Кб коэффициент, учитывающий угол естественного откоса горючего на ленте.

Принимаем в =1000 мм; с =2 м/с [7]; г =0,85 т/ м3 [3]

Кб — [3] (при использовании ленты сборочного потока желобного типа и значении угла естественного откоса для бурого угля 45? [3])

Вл= 1·2·0,85·375=657,5

Мощность на вал проводного барабана ленточного сборочного потока без сбрасывающего устройства, кВт определяем по формуле:

Wб=

где zдлина сборочного потока меж центрами приводного и концевого барабанов, м;

Нвысота подъема по вертикали меж центрами приводного и концевого барабанов, м;

Кzкоэффициент, зависящий от длины лент;

К1 коэффициент, зависящий от ширины лент;

Принимаем длину сборочного потока z =50 м;

высота подъема Н =5 м; Кz=1; К1=515 [3].

Мощность на валу приводного барабана:

Wб=[(515 х 50 х2 +2 х 657,5 х 50 +37 х 657,5х5) /(1000 х 1,36)] х1 =175,65

где Вл производительность сборочного потока, т/ч.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводного станции, кВт:

Wэл=

Wэл=1,25 х175,65/0,95 х 0,96 = 240,75

где К3 — коэффициент припаса [3];

зэд — КПД электродвигателя [3];

зд — КПД редуктора [3].

3.1.4 Молотилки

Принимаем на проектируемой станции двухступенчатое дробление. Ввиду высочайшей влажности горючего, используем молотковые мельницы, с подвижной дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу горючего на котлоагрегат Врас=77,4 т/ч избираем производительность 67ч105 т/ч дробление типа СМ19А с чертами:

производительность — 67ч105 т/ч;

поперечник ротора -1000 мм;

длина ротора -800 мм;

частота вращения -1000 о/мин;

мощность электродвигателя -125 кВт.

Емкость бункера сырого угля, м3

Vб=

Vб =21,55 х 5/0,85 0,8=158,45

где К3 коэффициент наполнения примесей [3];

ч число часов работы котлоагрегата на горючем, занесенном в бункере.

Для передачи угля из бункера употребляет ленточный питатель с шириной ленты 400 мм, длиной 3,2 м. Производительность при высоте слоя 0,2 м3580 м3/ч;

требуемая мощность1кВт.

3.1.5 Топливные склады

Для обеспечения электростанции топливом делают запасные его припасы: оперативный резерв в бункерах головного корпуса и в расходном складе, долговремнный резерв на запасном складе.

Для ГРЭС и ТЭЦ емкость склада угля принимается в расчете на месячный расход, исчисляемый исходя из 20-часовой работы в день всех рабочих парогенераторов.

Горючее на складе укладывают в штабеля. Форма штабелей угля на плане зависит от занимаемой складом местности и от типа используемых на складе главных устройств. Высота штабелей для этого горючего не ограничивается, и обуславливается только техническими способностями складских устройств.

Площадь, конкретно занятую топливным складом, рассчитываем по формуле, м2

F=

где nчисло суток припаса горючего на складе;

hвысота штабеля, м;

цкоэффициент учитывающий угол естественного сползания горючего в штабеле;

Принимаем: n=30 сут; h=15 м; ц=0,85.

F=(24 х 387,9 х30)/ (15 х0,85 х 0,85) =25770,5

3.2 Выбор устройств системы пылеприготовления

Для Ирша-Бородинского бурого угля принимаем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем по 3 мельницы на котел, при всем этом расчетная производительность каждой из их составляет 135%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч.

1,35 х77,5 /3 х 1,1=31,7

где Клокоэффициент размолоспособности [3];

n- число мельниц, шт.

Принимаем молотковые тангенциальные мельницы ММТ2000/2590/590 с чертами:

Производительность 40 т/ч;

поперечник ротора 2000 м;

длина ротора 2590 м;

частота вращения 590 о/мин;

мощность электродвигателя 630 кВт.

3.2.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Устанавливаем один дымосос и один вентилятор. Дутьевой вентилятор и дымосос выбираются по производительности и напору, м3/с

Vвнсб=1,05·Вр·V0(бт·? бт? бпп+? бввп)· ;

Где

V0 теоретическое количество воздуха по табл. 2.1;

бт коэффициент излишка воздуха в топке [3];

? бпп присос воздуха в систему пылеприготовления;

? бввп относительная утечка воздуха [3];

tхв температура прохладного воздуха, С;

Vвнсб=1,05·20,68·3,62·(1,2-0,08-0+0,05)·=102,07

Расчетная производительность дымососа:

VД= Вр·[Vр0+(бg1)·V0·]

Vг0 теоретический размер товаров сгорания [табл.2];

бD коэффициент излишка воздуха перед дымососом;

tg температура газов у дымососа, ?С;

VД= 21.55·[4.39+(1.5-1)·3.62·] =208,87

Расчетный напор РВ и дымососа, кПа

Н=1,1? Нпот,

где Нпот суммарный перепад давления по воздушному и газопроводному тракту с учетом самотяги вертикальных участков.

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту Нпот=4кПа [3].

Расчетный напор дутьевого вентилятора:

Н=1,1·4=4,4

Избираем дутьевой вентилятор типа ВДН18 11у с чертами:

производительность -117/88 м3/с;

полное давление — 3500/2000 Па;

температура газа — 30?С

КПД -85%;

частота вращения -980/740 о/мин;

мощность — 200/85 кВт.

Принимаем суммарный перепад давления по газопроводному тракту Нпот=3 кПа [3].

Тогда расчетный напор дымососа, кПа

Н=1,1·3=3,3

Избираем дымосос типа ДН22х2 с чертами:

производительность285 м3/с;

полное давление 3300 Па;

температура газа 200?С

КПД 83%;

частота вращения 744 о/мин;

мощность 345 кВт.

Набросок 3.1 Схема топливоподачи пылеугольной ТЭЦ

1 — размораживающее устройство; 2 — электротележка — толкатель; 3 — разгрузочное устройство; 4 — сборочные потоки от разгрузочного устройства; 5 — узел пересыпки; 6 — сборочные потоки в дробильный корпус; 7 — дробильный корпус; 8 — сборочные потоки в основной корпус; 9 — основной корпус; 10 — сборочный поток на склад; 11 — сборочный поток со склада; 12 — загрузочный бункер; 13 — узел пересыпки; 14 — сборочный поток в узел пересыпки; 15 — погрузочная машинка; 16 — склад горючего

3.3 Золоулавливание

Улавливание жестких частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтрами, четырехпольными горизонтальными ПГД4х50, при всем этом скорость газов в активном сечении составит 1,3 м/с, что дозволяет электрофильтрам работать с КПД около 98% [3].

Выбор в качестве золоулавливающего устройства электрофильтров обоснован последующими причинами:

Высочайшее содержание вольной извести в золе (CaO32%) не дозволяет употреблять влажные золоуловители, а проектирование станции в промышленном городке обязует употреблять золоулавливающие устройства с наибольшей степенью чистки.

Расход летучей золы на входе в фильтр кг/ч:

Мзолвх=0,01·В·Qун Ар+0,01·В·qн·Qн/32700=0,01· 77580·0,95 · 6+0,01·77580·0,5·15700/32700=4422,25

где В часовой расход сжигаемого горючего, кг/ч;

Qун толика золы, уносимая газами [10];

qн утрата тепла с механическим недожогом [3].

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч

Мзолвх= Мзолвх·

Мзолвх =4422,25·=88,136

где ззуКПД золоуловителей.

Расход золы удаляемой гидрозолоудалением, кг/ч

Мзол= Мзолвх- Мзолвых

Мзол =4422,25-88,136=4334,114

Избираем электрофильтры три /3/ типа:

ПГД — 4 х 50;

габариты — 20,2х10х15,

число секций -2шт;

вес механического оборудования -148,1 т;

с горизонтальным ходом газов.

3.4 Золоудаление

Удаление шлака из под топок, устанавливаемых котлоагрегатов, осуществляется безпрерывно, при помощи шнекового транспортера, движущегося в заполненной водой ванне. С транспортера шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на кусочки не наиболее 50 мм, потом поступает в самотечный канал. Для транспортирования золы и шлака за границы станции используются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы на золоотвал осуществляется по общему трубопроводу [4].

Сжигание на электростанциях твердого горючего приводит к большенному выходу золошлаковых материалов, требующих утилизации. Для сбора золы и шлака котельных установок, отпуска их пользователю, транспорта золошлаковых материалов снутри строения головного корпуса, на площадке ТЭЦ и за ее пределами, для складирования их в золоотвалах и предотвращения вредного действия крайних на окружающую среду делают системы золошлакоудаления, образующие золовое хозяйство станции. характеристики системы ГЗШУ должны быть допустимыми в экономическом и действенном отношении. Опосля гидротранспорта шлак складируется на поверхности земли в золоотвалах.

В системе гидрозолошлакоудаления для подачи воды употребляют последующие группы насосов: смывные насосыдля подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают два рабочих и один запасный насос.

Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего употреблять в обратном водоснабжении системы ГЗУ, на золоотвалах оборудуют отстойные пруды.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемого со станции, кг/ч

Мшл.з.=0,01·В·(Ар+qн·

=0,01·77580·(6+0,5·15700/32700) [1-0,95(1-98/100)]=4528,07

Расход воды,кг/ч

Мв= 12· Мшл.з

Мв =12·4528,07=54336,84

Расчетный расход пульпы ,м3/ч

Q= Мшл.з / гшл,зол. +Мв / гв

Q =4,528/0,5+54,336/1=62,852

Где гшл, зол, гвсоответственно удельный вес шлака, золы, воды, т/м3.

Поперечник шлакопровода, м.

d=

d =4х62,852/3600х3,14х1,7=0,115

Расчетный расход пульпы для 5 котлов,м/ч

Q =62,852х5=314.26

где V расчетная скорость потока пульпы [3], м/с.

По расчетному расходу пульпы избираем багерный насос типа Гру-12;

Производительность 250-500 м3/ч;

давление на выходе из насоса — 0,21-0,17Мпа;

мощность на валу насоса — 26,4- 46,2 кВт;

мощность 55 кВт;

число оборотов 985 о/мин.

В багерной насосной устанавливаем 3 насоса: один рабочий, один запасный, один в ремонте.

В системе ГЗШУ для подачи воды употребляются последующие группы насосов:

Смывные насосы — для подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают один рабочий и один запасный насос. Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего употреблять в обратном водоснабжении системы ГЗШУ,на золоотвалах оборудуются отстойные пруды.

3.5 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количество устанавливаемых труб выполняются таковым образом, чтоб загрязнение слоя воздуха выбросами из труб не превосходит ПДК вредных примесей.

Выбросы золы, г/с.

Мзол=

Мзол =38700х 0,36·[()··0.95++]=63,8

Выбросы оксидов серы, г/с.

МSO2=0,02 х 38700х 0,36··0,2=413,6

Выбросы оксидов азота, г/с.

МNO2=0.34· 10-7·K·B· Qнр·(1- q4/100)·B·(1- E1·r)· В2·В3·Ес=

=0,34·10-7·4,771·107750·15700(1-0,5/100)·10775·(1-0,005·0,3)·0,85·1·0,75=61

где К коэффициент,характеризующий выход оксидов азота [10];

В расход горючего, г/с;

В1 коэффициент, учитывающий воздействие на выход оксидов азота свойства сжигания горючего [10], ;

У1 коэффициент, характеризующийэффективность действия рецеркули-руемых газов [10];

R степень рецеркуляции дымовых газов [10];

В2 коэффициент, учитывающий систему горелок [10];

В3 коэффициент, характеризующий понижение выбросов.

Приведенная масса вредных примесей, г/с.

М=MSO2+· MNO2+ Мзол =413,6+61+63,8=538,4

Суммарная масса вредных примесей пересчитывается на выбросы оксидов серы. Отношение среднесуточных ПДК в данной нам формуле является коэффициентом, учитывающим вредность золы и оксидов азота по сопоставлению с оксидами серы.

Мало допустимая высота дымовой трубы, м.

Н=

где А коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвентивной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным [3];

Fкоэффициент, учитывающий нрав выкидываемых загрязнений, принимаем [3];

m коэффициент, учитывающий воздействие скорости выхода газов из устья трубы, по высоте за ранее избранной трубы, принимаем [3];

nчисло труб;

Vсуммарный размер дымовых газов, выкидываемых из труб равен, м3/с

V=5·Vg=3·150,2=753

?tразность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха, принимаем;

Н==90 м;

Действенная высота выброса дымовых газов, м.

Hэф= H+ДН=Н+1,9·;

где d6диаметр устья трубы;

W0скорость газов в устье трубы по высоте избранной трубы, м/с [3];

Vскорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, принимаем, м/с [3];

ц коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте избираемой дымовой трубы, принимаем [3];

]]>