Учебная работа. Проект теплоэлектроцентрали мощностью 120 МВт для города Омска

Учебная работа. Проект теплоэлектроцентрали мощностью 120 МВт для города Омска

Введение

Энергетика — сектор экономики, обхватывающий сложную совокупа действий преобразования и передачи энергии от источников природных энергетических ресурсов до приёмников энергии включительно, и представляет собой непростой развивающийся объект, исследование которого может быть лишь на базе системного подхода.
Для производства электроэнергии отыскали применение блоки на 60, 200, 300, 500 и 800 МВт. В данной работе представлен блок на 120 МВт, с отопительной перегрузкой 290 МВт.
В этом курсовом проекте был выполнен расчёт проекта ТЭЦ мощностью 120 МВт для городка Омска с наибольшей отопительной перегрузкой МВт, расходом пара на Создание т/ч. В согласовании с мощностью ТЭЦ я избрал две турбины ПТ-60-130. По необходимому расходу пара на эти турбоагрегаты я избрал два котла БКЗ-420-140.
1. Начальные данные

Требуется спроектировать теплоэлектроцентраль в г. Омске мощностью 120 МВт с наибольшей отопительной перегрузкой 290 МВт.
На основании технико-экономических расчётов и сопоставления вариантов выбраны две турбины ПТ — 60 — 130.
2. Описание термический схемы и подготовка данных к расчёту

В качестве макета используем турбину ПТ — 60 — 130, принципная термическая схема которой представлена на рисунке 2.1. Исходные характеристики блока бар и °С с барабанным котлом. Имеется семь регенеративных отборов пара, применяемых для обогрева конденсата и питательной воды в 4 ПНД, в деаэраторе и трёх ПВД.
Утраты пара и конденсата блока восполняются обессоленной водой, подаваемой в деаэратор. Воздух из конденсатора турбин отсасывается водоструйными эжекторами.
Таблица 2.1 — Номинальные характеристики турбины, /10/

Наименование характеристик

ПТ — 60 — 130

1. Мощность, МВт
2. Исходные характеристики пара:
давление, МПа
температура, °С
3. Расход охлаждающей воды, т/ч

4. Давление пара в конденсаторе, кПа

60
12,75
565
8000

3,5

Таблица 2.2 — Черта отборов турбины ПТ-60-130

Черта отборов
пользователь пара
Характеристики пара в камере отбора
давление, МПа
Температура, °С
ПВД №3
4,31
430
ПВД №2
2,55
355
ПВД №1
1,27
280
Деаэратор
1,27
280
ПНД №4
0,559
200
ПНД №3
0,147
150
ПНД №2
0,075
104
ПНД №1
0,012
49,4

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:
;
;
;
;
;
;
.
КПД дросселирования по отсекам, %:
;
.
Электромеханический КПД:
эм = 0,98.
температура химически чистой воды, С:
tхов = 30.
Нагрев воды в главном эжекторе и в подогревателе уплотнений, C:
tоэ + tпу = 6.
КПД подогревателей поверхностного типа:
.
Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД, С:
ПВД = 4.
Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД, С:
ПНД = 4.
Набросок 2.1 — Принципная термическая схема
3. Построение процесса расширения пара на h—s диаграмме

процесс расширение пара в турбине представлен на рисунке 3.1.
процесс построен с учётом утрат давления в регулирующих клапанах цилиндров турбины в согласовании с исходными и конечными параметрами.
Находим на h-s диаграмме точку А0. давление пара с учетом утрат при дросселировании в регулирующих клапанах ЦВД, бар:
.

Набросок 3.1 — процесс расширения пара в проточной части турбины ПТ-60-130 в h-s диаграмме

4. Определение характеристик по элементам схемы

Утрату давления в паропроводах на пути от отбора до подогревателя принимаем 5?, /1/.
Определение характеристик по элементам схемы покажем на примере подогревателя высочайшего давления ПВД-3. Давление пара в отборе 43,1 бар. Принимая утрату давления 5%, находим давление пара у подогревателя, бар:
.
температура насыщения греющего пара, /2/, С:
.
Энтальпия конденсата греющего пара, /2/, кДж/кг:
.
температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:
.
Энтальпия питательной воды, кДж/кг:
.
Энтальпия греющего пара (набросок 3.1), кДж/кг:
.
Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:
.
Аналогичным образом рассчитываем характеристики по остальным элементам. Результаты сводим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 — Таблица характеристик главных частей схемы

Наименование величин

Размерность

Элементы схемы

ПВД-1

ПВД-2

ПВД-3

деаэрат

ПНД-4

ПНД-3

ПНД-2

ПНД-1

кон-р

СП-1

СП-2

давление отборного пара

МПа

1,27

2,55

4,31

1,27

0,559

0,147

0,075

0,012

0,0035

0,075

0,147

Энтальпия пара

кДж/кг

3000,2

3137,9

3280,3

3000,2

2852,3

2772,8

2678,12

2443,66

2307,01

2678,12

2772,8

давление в подогревателе

МПа

1,206

2,422

4,094

0,7

0,531

0,143

0,0728

0,0114

0,0035

0,0728

0,143

Тем-ра конденсата гр. пара

?С

188,19

222,26

251,71

164,95

154,12

110

91

48,42

26,7

91

110

Энтальпия воды на выходе

кДж/кг

781,59

935,42

1074,47

697,04

632,72

444,52

360,22

185,94

111,9

360,22

444,52

Энтальпия конденсата гр. пара

кДж/кг

799,36

953,92

1093,94

697,04

650

461,22

381,26

202,66

111,9

381,26

461,22

Использованный теплоперепад потока пара

кДж/кг

511,3

373,6

231,2

511,3

659,2

738,7

833,38

1067,84

1204,49

833,38

738,7

5. Расчёт установки по обогреву сетевой воды

Блоком предвидено отпуск тепла для отопления и жаркого водоснабжения городка в количестве 290 МВт. Схема отпуска тепла представлена на рисунке 5.1. Схема состоит из 2-ух подогревателей поверхностного типа. Сетевые подогреватели подпитываются из 5-ого и шестого отборов.

Набросок 5.1 — Схема обогрева сетевой воды
Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:
, (5.1)
где — наибольшая отопительная перегрузка на турбину, кВт;
и — температуры прямой и оборотной сетевой воды соответственно, °C;
— теплоемкость воды, кДж/кг.
Термическая перегрузка отопительных отборов, кВт:
, (5.2)
где — коэффициент теплофикации ТЭЦ.
Термическая перегрузка пиковых водогрейных котлов, кВт:
. (5.3)
Найдём давление в 5-ом отборе для этого находим энтальпию воды на выходе из ПС-2, кДж/кг:
, (5.4)
где — энтальпия оборотной сетевой воды, кДж/кг.
По отысканной по формуле (5.4) энтальпии находим температуру воды на выходе из ПС-2, ?С:
. (5.5)
Определяем температуру конденсата пара в ПС-2, ?С:
, (5.6)
где — недогрев сетевых подогревателей до температуры насыщения, ?С.
По отысканной температуре конденсата пара определяем давление в корпусе подогревателя ПС-2, по /2/, МПа:
. (5.7)
Беря во внимание утраты давления в трубопроводах находим давление пара в камере отбора, МПа:
. (5.8)
сейчас находим воды на выходе из ПС-1, ?С:
. (5.9)
Найдём температуру конденсата пара в ПС-1, ?С:
. (5.10)
Определяем давление в корпусе ПС-1, /2/, МПа:
. (5.11)
Беря во внимание утраты давления в трубопроводах находим давление пара в камере отбора, МПа:
. (5.12)
6. Определение подготовительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности пара производственного отбора равен:
, (6.1)
где — энтальпия пара производственного отбора турбины (рис
унок 3.1), кДж/кг;
— энтальпия пара на входе в конденсатор (набросок 3.1), кДж/кг;
— энтальпия пара перед турбиной (набросок 3.1), кДж/кг.
Коэффициент недоиспользования мощности пара отопительных отборов:
, (6.2)
где — энтальпия пара 5-ого отбора (набросок 3.1), кДж/кг.
, (6.3)
где — энтальпия пара шестого отбора (набросок 3.1), кДж/кг.
Расход пара в ПС-2 находим по последующей формуле, кг/с:
. (6.4)
Расход пара в ПС-1 находим по формуле, кг/с:
. (6.5)
Расход пара на турбину, кг/с:
. (6.6)
где — коэффициент регенерации;
— номинальная электронная мощность турбины (таблица 2.1), кВт;
— полезно использованный теплоперепад (набросок 3.1), кДж/кг;
и — механический и КПД генератора.
Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с:
. (6.7)
Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с:
. (6.8)
Производительность парогенератора нетто, кг/с:
. (6.9)
Производительность парогенератора брутто, кг/с:
. (6.10)
Найдём расход продувочной воды, кг/с:
. (6.11)
Дальше находим расход питательной воды, кг/с:
. (6.12)
7. Расчёт сепараторов непрерывной продувки
Схема продувки блока представлена на рисунке 7.1.
Набросок 7.1 Схема сепараторов непрерывной продувки
Составим уравнения вещественного и термического балансов для первой ступени сепаратора:
,
где — выпар из первой ступени сепаратора, кг/с;
— расход во вторую ступень сепаратора, кг/с;
— энтальпия продувочной воды, определяем по давлению в барабане, /2/, кДж/кг;
— энтальпия выпара из первой ступени, определяем по давлению в сепараторе, /2/, кДж/кг;
— энтальпия продувочной воды на выходе из первой ступени сепаратора, /2/ кДж/кг.
Подставляем известные значения в систему и находим и .
Составим уравнения вещественного и термического балансов для 2-ой ступени сепаратора:
,
где — выпар из 2-ой ступени сепаратора, кг/с;
— расход воды в подогреватель хим. чистой воды, кг/с;
— энтальпия выпара из 2-ой ступени, определяем по давлению в сепараторе, /2/, кДж/кг;
— энтальпия продувочной воды на выходе из 2-ой ступени сепаратора, /2/, кДж/кг.
Подставляем известные значения в систему и находим и .

Находим нужный расход химически чистой воды, кг/с:
,
где — внутристанционные утраты конденсата, кг/с.
Энтальпия химически чистой воды опосля ПХОВ, кДж/кг:
,
где — энтальпия химически чистой воды до ПХОВ, определяем при помощи /2/, кДж/кг;
— энтальпия воды, сливаемой в техно сточную канаву /2/, кДж/кг.
8. Расчёт регенеративной схемы

Схема подогревателей высочайшего давления представлена на рисунке 8.1.

Набросок 8.1 — Схема включения подогревателей высочайшего давления
Уравнения термического баланса для ПВД-3:
где — расход пара на ПВД-3, кг/с;
— энтальпия пара первого отбора (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия греющего пара на выходе из зоны ОП ПВД-3 /2/, кДж/кг;
— КПД теплообменника;
— расход питательной воды, кг/с;
— энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-3, кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из зоны СП ПВД-3, кДж/кг;
— энтальпия конденсата греющего пара (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из зоны ОД ПВД-3, кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-2, кДж/кг.
Уравнения термического баланса для ПВД-2:
где — расход пара на ПВД-2, кг/с;
— энтальпия пара второго отбора (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия греющего пара на выходе из зоны ОП ПВД-2, кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из зоны СП ПВД-2, кДж/кг;
— энтальпия конденсата греющего пара (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из зоны ОД ПВД-2, кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-1, кДж/кг.
Уравнения термического баланса для ПВД-1:
где — расход пара на ПВД-1, кг/с;
— энтальпия пара третьего отбора (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия греющего пара на выходе из зоны ОП ПВД-1, кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из зоны СП ПВД-1, кДж/кг;
— энтальпия конденсата греющего пара (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из зоны ОД ПВД-1, кДж/кг;
— энтальпия питательной воды на выходе из питательного насоса, кДж/кг.
Увеличение энтальпии питательной воды в насосе (ПЭН), кДж/кг:
,
где — давление воды в питательном насосе, МПа;
— давление пара в барабане, МПа;
— давление в деаэраторе, МПа;
— удельный объём воды при давлении , м3/кг;
— КПД насоса.
Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг:
,
где — энтальпия воды на выходе из деаэратора /2/, кДж/кг.
Подставим известные значения в уравнения и решим систему из 9 уравнений.
Схема деаэратора представлена на рисунке 8.2.

Набросок 8.2 Схема включения деаэратора

Составим уравнения вещественного и термического балансов для деаэратора:
, (8.1)
где — расход пара в деаэратор из третьего отбора, кг/с;
— расход конденсата опосля ПНД-4, кг/с;
— энтальпия конденсата опосля ПНД-4, кДж/кг.
Подставим известные значения в систему (25) и решим её.

Уравнение термического баланса для ПНД-4:
(8.2)
Набросок 8.3 Схема включения ПНД-4.
Из уравнения (26) выражаем расход через четвёртый отбор, кг/с:
. (8.3)

Набросок 8.4 — Схема ПНД-3, ПНД-2, ПНД-1, ОЭ, ПУ и конденсатора
Уравнение термического баланса ПНД-3:
, (8.4)
где — расход пара в ПНД-3, кг/с;
— энтальпия пара на входе в ПНД-3, кДж/кг;
— энтальпия конденсата греющего пара, /таблица 4.1/, кДж/кг;
— энтальпия воды на выходе из ПНД-3, /таблица 4.1/, кДж/кг;
— энтальпия воды опосля точки смешения 1, кДж/кг.
Уравнение вещественного баланса точки смешения 1:
. (8.5)
Уравнение термического баланса точки смешения 1:
, (8.6)
где — энтальпия воды на выходе из ПНД-2, (таблица 4.1), кДж/кг;
— энтальпия конденсата греющего пара ПНД-2, (таблица 4.1), кДж/кг.
Уравнение термического баланса ПНД-2:
(8.7)
Уравнение вещественного баланса точки смешения 2:
. (8.8)
Уравнение термического баланса точки смешения 2:
. (8.9)
Уравнение вещественного баланса точки смешения 3:
. (8.10)
Уравнение термического баланса точки смешения 3:
. (8.11)
Уравнение термического баланса ПНД-1:
(8.12)
Уравнение вещественного баланса точки смешения 4:
. (8.13)
Уравнение термического баланса точки смешения 4:
. (8.14)
Составляем систему уравнений, состоящую из уравнений (8.4-8.14) и решим её.
Решив эту систему при помощи программки Mathcad получаем последующие ответы:
кг/с;
кДж/кг;
кг/с;
кг/с;
кг/с;
кДж/кг;
кДж/кг;
кг/с;
кг/с;
кДж/кг;
кг/с.
Проверка по балансу мощности.
Электронная мощность турбоагрегата, МВт:
, (8.15)
где — электронная мощность i-того отсека, кВт.
кВт.
кВт.
кВт.
кВт.
кВт.
кВт.
По формуле (39) вычисляем расчётное 9. Расчёт технико-экономических характеристик работы станции

Древняя методика.
Полный расход тепла на турбоустановку, кВт:
. (9.1)
Расход тепла на производственный пользователь, кВт:
. (9.2)
Расход тепла на отопление, кВт:
, (9.3)
где — суммарная отопительная перегрузка теплофикационных отборов (верхнего+нижнего) турбоустановки, кВт;
— КПД сетевых подогревателей.
Общий расход тепла для наружных потребителей, кВт:
.
Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии, МВт:
.
КПД турбоустановки по производству электроэнергии:
(9.4)
Удельный расход тепла на Создание электроэнергии, кДж/(кВт·ч):
. (9.5)
Термическая перегрузка парогенераторной установки, МВт:
КПД трубопроводов (на транспорт тепла от котла к турбине):
(9.6)
КПД ТЭЦ брутто по производству электроэнергии:
(9.7)
КПД ТЭЦ брутто по производству и отпуску тепла на отопление:
(9.8)
КПД ТЭЦ нетто по производству и отпуску электроэнергии:
, (9.9)
где — свой удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ.
КПД ТЭЦ нетто по производству и отпуску тепла на отопление:
, (9.10)
где — удельный расход термический энергии на собственные нужды ТЭЦ.
Удельный расход условного горючего на Создание электроэнергии, г/(кВт·ч):
. (9.11)
Удельный расход натурального горючего на Создание и отпуск термический энергии, кг/ГДж:
. (9.12)
Новенькая методика.
Расход горючего на выработку электроэнергии, кг/с:
, (9.13)
где — расход условного горючего, кг/с.
Коэффициент отнесения издержек горючего энергетическими котлами на Создание электроэнергии:
. (9.14)
Повышение расхода тепла на Создание электроэнергии за счет отборов пара, кВт:
. (9.15)
Коэффициенты ценности тепла:
;
.
Термическая перегрузка верхнего сетевого подогревателя, кВт:
.
Термическая перегрузка нижнего сетевого подогревателя, кВт:
.
По формуле (54) определяем повышение расхода тепла на Создание электроэнергии за счет отборов пара, кВт:
.
Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:
.
По формуле (53) находим коэффициент отнесения издержек горючего энергетическими котлами на Создание электроэнергии:
.
Принимая мощность собственных нужд блока 9%, отпущенная мощность составляет, кВт:
.
Мощность собственных нужд, затраченная лишь на Создание электроэнергии, кВт:
,
где = 0,05 — толика электроэнергии, затраченная на Создание электроэнергии.
Расход горючего на выработку электроэнергии, находим по формуле (9.13) кг/с:
.
Расход горючего на выработку тепла, кг/с:
,
где — расход горючего пиковыми водогрейными котлами, кг/с.
Удельный расход горючего на выработку электроэнергии, кг/кВт·ч:
.
Удельный расход условного горючего на выработку тепла, кг/ГДж:
.

10. Выбор вспомогательного оборудование в пределах ПТС

Регенеративные подогреватели
Подогреватель высочайшего давления избираем по заводским данным, так чтоб их свойства удовлетворяли значениям, приобретенным в процессе расчета ПТС. Главными параметрами поверхностных подогревателей, определяющими пригодность их для данной турбины, служат: пропускная способность (кг/с); давление греющего пара (МПа); давление воды (МПа) и поверхность нагрева (м2).
Найдём площадь поверхности нагрева ПВД-3. Для этого определим термическую мощность подогревателя, кВт:
.
Площадь поверхности нагрева зоны ОП ПВД-3 Опреедляем по последующей формуле, м2:
, (10.1.1)
где — коэффициент теплопередачи зоны ОП, кВт/(кг·єС);
— среднелогарифмический температурный напор зоны ОП.
Определяем температурный напор. Для этого построим температурный график для зоны ОП ПВД-3 (набросок 10.1.1).

Набросок 10.1.1 — Температурный график зоны ОП ПВД-3
, (10.1.2)
где — большая разность температур, єС;
— наименьшая разность температур, єС.
Определяем среднелогарифмический температурный напор по формуле (10.1.2):
.
По формуле (10.1.1) определяем площадь поверхности нагрева зоны ОП ПВД-3, м2:
.
Аналогичным образом определяем площади для зон СП и ОД, потом складываем получившиеся площади и получаем площадь поверхности нагрева подогревателя.
Таблица 10.1.1 — Выбор ПВД и ПНД.

ПВД—1

ПВД—2

ПВД—3

ПНД—1

ПНД—2

ПНД—3

ПНД—4

, кВт

701,798

2330,8

3207,7

, кВт

8180

15405,87

13693,3

1,296

1192,989

1864,38

7638,061

, кВт

217,803

962,369

785157

48,23

53,93

58,44

20,13

23,01

16,34

9,165

28,9

35,25

50,71

13,43

16,83

8,79

, м2

145,51

432,19

548,89

, м2

16,25

267,81

335,21

0,0589

17,2

22,04

62,76

, м2

81,09

71,48

111,65

, м2

242,85

771,48

995,75

0,0589

17,2

22,04

62,76

Тип обогревателя

ПВ-250/180 №2

ПВ-950-380-40

ПВ-1300-380-66

ПН-100-16-4-3

ПН-100-16-4-3

ПН-100-16-4-3

ПН-100-16-4-3

Деаэратор
По отысканному расходу питательной воды Gпв=118,836 кг/с избираем деаэратор смешивающего типа завышенного давления ДП-500 с чертами: емкость — м3; давление — 7 бар; производительностью — 500 м3/ч.
Сетевые подогреватели
Подогреватели сетевой воды избираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температуре пара на входе и воды на выходе.
Расчетный пропуск сетевой воды Gсв=432,99 кг/с. Избираем сетевые подогреватели ПС-1 и ПС-2 типа БО-350 с чертами:
· расчетный пропуск воды — 1100 т/ч;
· рабочее давление пара — 3 бара;
· рабочее давление воды в трубной системе — 23 бара;
· вес без воды — 11 т/ч.
Выбор питательных насосов
Для блочных электростанций производительность питательных насосов выбирают по расходу питательной воды на блок с припасом 6-8%, т/ч:
(10.4.1)
Напор питательного насоса принимается на 30-50% больше, чем номинальное давление пара перед турбиной, м:
. (10.4.2)
Избираем питательный насос с электроприводом и гидромуфтой
ПН-500-180 с чертами:
· производительность — 500 м3/ч;
· напор — 1970 м;
· частота вращения — 2900 о/мин;
· КПД — 78%.
Нужная мощность электродвигателя, кВт:
. (10.4.3)
где — производительность, м3/с;
— плотность питательной воды при данной температуре опосля деаэратора, кг/м3.
Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы устанавливают в количестве 2-3 на турбину, при 2-ух — любой на 100%-ную производительность, а при 3-х — на 50%-ную. За расчетную производительность принимают расход конденсата в летний период, т/ч:
.
Принимаем напор конденсатных насосов в границах 50-150 м. вод. ст.
Избираем конденсатный насос КсВ-500-85 с чертами:
· производительность — 500 м3/ч;
· напор — 85 м. вод. ст.;
· частота вращения — 1000 о/мин;
· мощность — 154 кВт;
· КПД — 75%.
Выбор циркуляционных насосов
Расход циркуляционной воды на турбину по заводским данным составляет 8000 м3/ч.
Устанавливаем циркуляционные насосы в машинном зале. Тогда производительность 1-го насоса составляет, м3/ч:
(10.6.1)
Избираем два насоса типа ОП6-87 с чертами:
· производительность — 6480ч12960 м3/ч;
· напор — 3,9ч7,5 м. вод. ст.;
· частота вращения — 585 о/мин;
· КПД — 80ч85%.
Расчетная мощность электродвигателя, кВт:
. (10.6.2)
Выбор сетевых насосов
Выбор делается по производительности и напору. Сетевые насосы инсталлируются в количестве 2-ух на турбину, рассчитывая их на 50%-ную производительность.
Производительность сетевого насоса, м3/ч:
. (10.7.1)
Избираем сетевые насосы типа СЭ 500-70 с чертами:
· производительность — 500 м3/ч;
· напор — 70 м. вод. ст.;
· допустимый кавитационный припас — 10 м;
· частота вращения — 3000 о/мин;
· потребляемая мощность — 120 кВт;
· КПД — 82%.
11. Проектирование топливного хозяйства

В качестве горючего на ТЭЦ по заданию употребляется каменный уголь экибастузского месторождения со последующими чертами.
Таблица 11.1 Черта Экибастузского угля.

Wр, %

Aр, %

Sрк+ор, %

Cр, %

Hр, %

Nр, %

Oр, %

Qнр, кДж/кг

Vг, %

5

45,6

0,6

38,4

2,7

0,8

6,9

14610

30

Определение расхода горючего на ТЭЦ
Расчетный расход горючего на работу парогенератора определяется из последующего соотношение, кг/с:
Часовой расход горючего на ТЭЦ составит, кг/с:
,
где — количество котлов на ТЭЦ, шт.
Приемные разгрузочные устройства
По расходу горючего на станции используем один вагоноопрокидыватель роторного трехопорного типа.
Черта вагоноопрокидывателя:
· число опрокидываний за 1 час — 30;
· теоретическая черта — 2790/1800 т/ч;
· мощность электродвигателей — 36Ч2 кВт.
Ленточные сборочные потоки
Дневной расход горючего составляет, т/сут:
. (11.3.1)
Горючее подается в котельную 2-мя параллельными линиями ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, иная запасная.
Расчётная часовая производительность каждой нити, т/ч:
. (11.3.2)
где — число часов работы топливоподачи в течение суток, ч.
Производительность ленточного сборочного потока приближенно определяется по формуле, т/ч:
, (11.3.3)
где — ширина ленты, м;
— скорость ленты, м/с;
— насыпной вес горючего, т/м3;
— коэффициент, учитывающий угол естественного откоса горючего на ленте.
Мощность на валу приводного барабана ленточного сборочного потока без сбрасывающего устройства определяют по формуле, кВт:
,
где — длина сборочного потока меж центрами приводного и концевого барабанов, м;
— высота подъёма по вертикали меж центрами приводного и концевого барабанов, м;
— коэффициент, зависящий от длины ленты;
— коэффициент, зависящий от ширины ленты.
Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:
, (11.3.4)
где — коэффициент припаса для наклонных конвейеров;
— КПД электродвигателя;
— КПД редуктора.
Молотилки
Применяем на проектируемом блоке двухступенчатое дробление. Ввиду высочайшей влажности горючего используем молотковые незабивающиеся молотилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу горючего на котельный агрегат по расчетному расходу горючего избираем молотковые однороторные молотилки типа СМ-431 с чертами:
· производительность — 18ч24 т/ч;
· размеры ротора:
длина — 600 мм;
поперечник — 800 мм;
· частота вращения ротора — 1000 о/мин;
· мощность электродвигателя — 55 кВт;
· масса — 3,7 т.
Емкость бункера сырого угля, м3:
. (11.4.1)
где — число часов работы котельного агрегата на горючем, запасенном в бункерах;
— коэффициент наполнения бункера;
— насыпной вес угля.
Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с шириной ленты 800 мм, длиной 2 м. Производительность при высоте слоя 0,2 м 270 м3/ч, требуемая мощность — 4,5 кВт.
Топливный склад
Ёмкость склада угля рассчитываем на месячный расход при 20 часах работы в день всех котлов.
Площадь, конкретно занятую штабелями, приблизительно определяем по формуле, м2:
, (11.5.1)
где — количество котельных агрегатов;
— высота штабеля, м;
— коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) горючего в штабеле.
Выбор устройств системы пылеприготовления
Для сжигания Экибастузского каменного угля применяем систему пылеприготовления с молотковыми мельницами. Устанавливаем по две мельницы на любой котел, при всем этом расчётная производительность мельниц составляет 110%.
Расчетная производительность мельницы, т/ч:
, (11.6.1)
где — количество мельниц на котле;
— коэффициент размолоспособности.
Избираем мельницы ММТ 1500/3230/740, которые имеют последующие свойства:
· производительность — 22,6/39,7 т/ч;
· частота вращения — 740 о/мин.
Дутьевые вентиляторы и дымососы
На любой котёл устанавливаем по одному дымососу и дутьевому вентилятору.
Теоретический объём воздуха, м3/кг:
. (11.7.1)

Теоретический объём азота, м3/кг:

. (11.7.2)

Теоретический размер трехатомных газов, Нм3/кг:

. (11.7.3)

Теоретический объём водяных паров, м3/кг:

.

Теоретический объём товаров сгорания, м3/кг:

. (11.7.4)

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м3/с:

, (11.7.5)

где — коэффициент излишка воздуха в топке;

— присос воздуха в топке;

— присос воздуха в системе пылеприготовления для шаровой барабанной мельницы с прямым вдуванием;

— относительная утечка воздуха для трубчатых ВЗП;

— температура прохладного воздуха, єС.

Расчетная производительность дымососа, м3/с:

.

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту кПа. Тогда расчётный напор дутьевого вентилятора, кПа:

. (11.7.6)

Избираем дутьевой вентилятор типа ВДН-18-11у с чертами:

· производительность — 117/88 м3/ч;

· КПД — 82%;

· частота вращения — 980/740 о/мин;

· Мощность — 200/85 кВт.

Принимаем суммарный перепад давления по газовому тракту кПа. Тогда расчетный напор дымососа, кПа:

. (11.7.7)

Избираем дымососа типа ДН-24 с чертами:

· производительность — 175/145 м3/ч;

· КПД — 83%;

· частота вращения — 740/590 о/мин;

· температура газа — 100 °С;

· мощность — 234/123 кВт.

Золоулавливание

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

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

где — толика золы уносимая газами;

— зольность рабочей массы горючего, %;

— утрата тепла с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

(11.8.1)

где — КПД золоуловителя, %.

Золоудаление

Удаление шлака из-под топок устанавливаемых котлоагрегатов осуществляется безпрерывно при помощи скребкового 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 осуществляется по общему трубопроводу.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с электростанции, кг/с:

.

Расход золы, кг/с:

. (11.9.1)

Расход шлака, кг/с:

. (11.9.2)

Расход воды, кг/с:

. (11.9.3)

Расчетный расход пульпы, м3/ч:

, (11.9.4)

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

Поперечник шлакозолопровода, м:

, (11.9.5)

где — расчетная скорость пульпы, м/с.

По расчетному расходы пульпы избираем багерный насос типа Гр-8 с чертами:

· производительность — 36ч75 м3/ч;

· давление на выходе из насоса — 0,17ч0,135 МПа;

· мощность на валу насоса — 3,33ч4,7 кВт;

· мощность электродвигателя — 10 кВт;

· частота вращения ротора — 1450 о/мин.

12. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количества устанавливаемых труб делается таковым образом, чтоб загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало максимально допустимых концентраций вредных примесей.

Выбросы золы, кг/с:

(12.1)

Выбросы оксидов азота, кг/с:

, (12.2)

где — коэффициент, зависящий от режима работы котла.

— поправочный коэффициент, учитывающий свойство сжигаемого горючего и метод шлакоудаления.

Выбросы оксидов серы, кг/с:

,

где — толика оксидов серы, которая улавливается летучей золой в газоходах котла;

— толика оксидов серы, которая улавливается в золоуловителе.

F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере:

— для газообразных выбросов;

— для золы;

;

;

.

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

. (12.3)

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

Мало допустимая высота трубы определяется по формуле, м:

, (12.4)

где — коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе;

, — безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной консистенции из устья источника выброса;

— количество дымовых труб;

— размер удаляемых дымовых газов через трубу;

— коэффициент, учитывающий рельеф местности (зависит >2, то );

— разность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха.

Принимаем высоту трубы равную H=120 м. Дальше находим последующие коэффициенты.

, (12.5)

где — поперечник устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

. (12.6)

. (12.7)

. (12.8)

(12.9)

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

Действенная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

, (12.10)

где — скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, м/с;

— коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы.

13. Личное задание

В качестве личного задания был выполнен конструкторский расчёт сетевого подогревателя. Схема включения сетевого подогревателя изображена на рисунке 13.1.

Набросок 13.1 — Схема включения сетевого подогревателя ПС-1

Набросок 13.2 — Термическая схема сетевого подогревателя

Находим термическую мощность сетевого подогревателя, кВт:

.

Определим эскизную площадь сетевого подогревателя, м2:

, (13.1)

где — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2ЧєС).

Находим температурный напор:

, (13.2)

где — коэффициент, учитывающий эффективность нагрева;

— условный параметр;

— условный параметр;

— условный параметр.

По формуле (13.2) определяем среднелогарифмический температурный напор:

.

Находим эскизную площадь сетевого подогревателя по формуле (13.1), м2:

.

Выполним расчёт главных конструктивных размеров. Секундный расход греющего теплоносителя, м3/с:

.

Секундный расход нагреваемого теплоносителя, м3/с:

.

Подготовительная оценка скоростей теплоносителей, м/с:

;

.

Избираем трубу 22Ч2 мм.

Находим число труб в одном ходе, шт.:

.

Исполняем оценку общей длины труб теплообменника, м:

.

Потому что длина труб вышла больше 9 м, то теплообменник производится многоходовым. Число ходов, шт.:

.

Длина 1-го хода, м:

.

Общее число труб в теплообменнике, шт.:

.

Шаг меж трубами, м:

.

.

.

Избираем размещение труб по концентрическим окружностям. Потому что число ходов , то избираем разбивку по секторам.

.

.

Избираем эллиптическую крышку.

Потому что , потому число ходов наращивать не нужно.

Поперечник патрубка подвода и отвода воды, м:

.

Размер патрубка подвода греющей среды, м:

.

Поперечник отвода дренажа пара из подогревателя, м:

.

Поперечник патрубка подвода дренажа из ПС-2, м:

.

Сборка межтрубного места

Площадь межтрубного места без учёта перегородок, м2:

.

Оценка фактической скорости пара в межтрубном пространстве без учёта перегородок, м/с:

.

Потому что фактическая скорость пара меньше рекомендуемой (м/с), то принимаем решение о необходимости установки поперечных перегородок. Устанавливаем перегородки кругового типа.

(м2)

(м2).

(м).

(м2);

(м).

(м2);

(м).

Потому что мм, принимаем м и уточняем

(м2).

(м/с).

(м).

(м).

Коэффициент термообмена от стены к нагреваемой среде.

.

.

(Вт/(м2 ЧєС)).

Коэффициент термообмена от греющей среды к стене, Вт/(м2 ЧєС):

,

— коэффициент.

Уточняем

.

Оценка расчётной площади поверхности термообмена, м2:

.

14. Генеральный план

Генеральный план представлен на листе 3 графической части, который включает последующие производственные и подсобные строения и сооружения:

· основной корпус, с размещаемыми на открытом воздухе дымососами и дымовыми трубами, включающий в себя турбинное и котельное отделение;

· электронный щит управления;

· масляное хозяйство;

· служебные помещения и сооружения подсобного значения;

· мастерские, гараж, пожарная охрана, также жд пути и т.д.

Все строения и сооружения располагаются в границах главный ограды. Для нужд технического водоснабжения используем обратную систему.

15. Сборка головного корпуса

Чертеж головного корпуса представлен на листе 2 графической части, в каком располагают основное и связанное с ним вспомогательное оборудование. В основной корпус подается горючее, подлежащее использованию, вода для остывания отработавшего пара турбоагрегатов и для остальных целей. Из головного корпуса отводится охлаждающая вода опосля конденсаторов, дымовые газы котла, выводится конечная продукция — электронная энергия и термическая энергия с паром и жаркой водой. Под компоновкой головного корпуса электростанции соображают обоюдное размещение оборудования и строительства конструкций. При выбирании компоновки головного корпуса главным является принцип размещения оборудования в согласовании с последовательностью технологического процесса.

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект блока на жестком горючем с электронной мощностью 120 МВт и наибольшей отопительной перегрузкой 290 МВт.

В качестве основного оборудования были выбраны две турбины ПТ-60-130 и два котла БКЗ-420-140.

При выполнении курсового проекта были произведены последующие расчеты:

1. расчёт принципной термический схемы с уточнением коэффициента регенерации по небалансу электронной мощности;

2. расчёт технико-экономических характеристик проектируемой станции;

3. расчёт выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчёт и выбор на основании данных, приобретенных при расчете вспомогательного оборудования (регенеративных подогревателей, деаэратор, насосы, сетевой подогреватель), частей транспортного хозяйства (система горючее подачи, дутьевой вентилятор, дымосос), дымовой трубы.

Перечень использованной литературы

1. Цыганок, А.П. Проектирование термических электронных станций: Учебное пособие/ А.П. Цыганок, С.А. Михайленко. — Красноярск: КРПИ, 1991 — 119 с.

2. Ривкин С.Л. Теплофизические характеристики воды и водяного пара./ С.Л. Ривкин, А.А Александров. — М.: Энергоатомиздат, 1984.

3. Рыжкин В.Я. Термо электронные станции. М: Энергоатомиздат, 1987.

4. Нормы технологического проектирования термических электронных станций. — М.: Минэнерго СССР

6. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Лаконичный справочник по паротурбинным установкам. — М.: ГЭУ, 1970.

7. Термо и атомные электронные станции: Справочник / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. — М.: Энергоиздат, 1982.

8. Термический расчет котельных агрегатов (Нормативный способ)/ Под ред. Н.В. Кузнецов и др. — М.: Энергия, 1973.

9. Теплообменное оборудование паротурбинных установок 1,2 часть: Отраслевой каталог / Под ред. В.А. Пермякова и др. — М.: 1989.

10. Паротурбинные энерго установки: Отраслевой каталог /Под ред. Н.Н. Ермашов и др. — М.: 1988.

11. Куликов С.М., Бойко Е.А. Расчет содержания вредных веществ в дымовых газах при проектировании котлов и энергетических установок: Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 1005 — «Термо электронные станции» и 1007 — «Промтеплоэнергетика». — Красноярск, КГТУ, 1995.

]]>