Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Строительство новых и расширение имеющихся производств, увеличение общего потребления электроэнергии на душу населения в связи с ростом уровня жизни ведут к необходимости увеличения выработки тепловой и электрической электроэнегии.

В рамках курсового проекта будет рассчитан энергоблок с электрической мощностью 50 МВт и теплофикационной мощностью 120 Гкал/ч. Местоположение Шушенское.

Расчёт проектируемого блока будет состоять из:

- составления принципиальной тепловой схемы;

- построения процесса расширения;

- расчёта принципиальной схемы;

- расчёта технико-экономических показателей;

-выбора основного и вспомогательного оборудования;

- выбора оборудования топливного хозяйства;

- выбора тягодутьевых машин;

- выбора золоулавливания и золоудаления;

- выбора дымовой трубы.

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Произвести расчет тепловой схемы и определить технико-экономические показатели турбиныТ-50-8,8при следующих исходных данных, представленных в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные

Параметр	Значение
Тип станции	ТЭЦ
Количество блоков	1
Мощность блока, МВт	50
Тепловая мощность блока, Гкал/ч	120
Расположение	Шушенское
Температурный график	140/70

Принципиальная тепловая схема представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Принципиальная тепловая схема турбины Т-50-8.8

2. Построение процесса расширения пара на h-s диаграмме

Построим процесс расширения в h-S-диаграмме с учётом дросселирования пара в стопорных и регулирующих клапанах турбины.В точке давление пара на входе в проточную часть составляет, Мпа:

(1)

где - давление острого пара на выходе из котла, Мпа;

КПД дросселирования;

Тогда:

Теоретический процесс расширения пара от давления Р до давленияизображается линией При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке можно определить по формуле, кДж/кг:

(2)

Где - энтальпия острого пара в точке , определенная по давлению и температуре острого пара на выходе из котла кДж/кг;

- энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в точке , кДж/кг;

-внутренний относительный КПД турбины.

Зная давления отборного пара, по линии можем найти энтальпии пара. На рисунке 2 представлен процесс расширения турбины в h-s-диаграмме.



Рисунок 2 - Процесс расширения пара в турбинеТ-50-8,8 в h-s диаграмме

2.1 Расчет тепловой схемы

Определяем параметры по элементам схемы. Результаты сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Параметры элементов тепловой схемы

Величины	ПВД 2	ПВД 1	Деаэратор	ПНД 3	ПС	ПНД 2	ПНД 1	Конденсатор
Давление отборного пара, МПа	1.765	1.062	1.062	0.565	0.298	0.298	0.088	0.036
Энтальпия пара	3080.1	2966.16	2966.165	2840.4	2724.5	2724.58	2543.7	2422.687
Давление пара у подогревателя	1.6767	1.0089	0.7	0.5367	0.283	0.283	0.0836	0.0342
Температура насыщения греющего пара	203.64	180.271	164.953	154.52	131.54	131.547	94.674	72.137
Энтальпия конденсата греющего пара	868.84	764.385	697.143	651.82	552.99	552.996	396.64	307.036
Температура воды за подогревателем	200.64	177.271	164.953	150.52	133.29	133.297	90.674	72.137
Энтальпия воды за подогревателем	855.36	751.21	697.143	634.57	560.48	560.480	375.61	301.972
Использованный теплоперепад	406.07	520.103	520.103	645.78	645.78	645.784	942.51	1063.581

Расход сетевой воды, кг/с:

(3)

где- количество отпускаемой теплоты с ТЭЦ, кВт;

- теплоемкость воды, кДж/кг К;

- разница температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали.

Коэффициент теплофикации:

(4)

где - тепловая нагрузка турбины, МВт.

Температура сетевой воды:

(5)

Принимая недогрев сетевой воды в сетевом подогревателе , температура насыщения конденсирующего пара сетевого подогревателя составит .

Энтальпия насыщения конденсирующего пара сетевого подогревателя: кДж/кг.

Давление пара в корпусе сетевого подогревателя МПа.

Давление пара в четвертом отборе турбины с учетом потери давления в трубороводе 5%, МПа.

Расход пара на сетевой:

,(6)

где - разность температур сетевой воды перед сетевым подогревателем и после;

- энтальпия пара в четвертом отборе, кДж/кг;

- КПД поверхностного теплообменного аппарата.

Нагрузка сетевого подогревателя, кВт:

, (7)

Тогда:

Расход пара на турбину, кг/с:

(8)

где - коэффициент регенерации;

- электрическая мощность, МВт;

- электромеханический КПД;

- расходы пара сетевого подогревателя

коэффициенты недоиспользования мощности для отопительного отбора.

см. таблицу 2.

Коэффициент недоиспользования мощности для отбора:

(9)

Где - энтальпия пара, идущего на сетевой подогреватель, кДж/кг;

- энтальпия пара перед конденсатором, кДж/кг;

- энтальпия острого пара, кДж/кг;

Определим расход перегретого пара, кг/с:

(10)

где - расход пара на турбину, кг/с

- внутристанционные потери пара и конденсата, кг/с;

- поток пара на концевыеуплотнения, кг/с;

- поток пара на эжекторы, кг/с;

- величина собственных нужд станции, кг/с;

Расход продувочной воды, кг/с:

(11)

Расход питательной воды с учетом продувки, кг/с:

(12)

Определим величины потоков пара и конденсата в различных точках схемы.

Для этого составим систему балансовых уравнений для всех теплообменных аппаратов.

Расчетная схема представлена на рисунке 3



Рисунок 3 - Схема РНП и ПХОВ

Уравнения материально-теплового баланса для расширителя и ПХОВ:

, (15)

где К - расход воды на продувку, кг/с;

х - расход вторичного пара после продувки, кг/с;

t - расход вторичной воды с продувки, кг/с;

- энтальпия химически очищенной воды на входе в ПХОВ, кДж/кг;

Температура химически очищенной воды на выходе из ПХОВ, кДж/кг:

,(17)

где - температура химически очищенной воды на входе в ПХОВ, єС;

х - температура вторичной воды из расширителя на входе в ПХОВ, єС;

К - температура слива продувочной воды из расширителя на выходе из ПХОВ, єС;

Тогда:

.

Расчетная схема для группы ПВД представлена на рисунке 4.

Рисунок 4- Схема группы ПВД

Уравнение материально-теплового баланса для группы ПВД, будет выглядеть следующим образом:

(18)

(19)

где - расход пара в первом отборе, кг/с;

- расход пара во втором отборе, кг/с;

- расход питательной воды, кг/с (см. формулу (12));

- энтальпия пара в первом отборе, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия пара во втором отборе, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия пара на выходе из из подогревателя, кДж/кг;

- энтальпия пара на выходе из подогревателя, кДж/кг;

- энтальпия питательной воды, кДж/кг

- энтальпия питательной воды, кДж/кг

- энтальпия питательной воды, кДж/кг

- КПД теплообменника.

Группа ПНД представлена на рисунке 5.

Рисунок 5- Схема группы ПНД

Система уравнений для группы ПНД и точки смешения:

(20)

(21)

(22)

(23)

(24)

где - расход пара в третьем отборе, кг/с;

- расход пара в четвертом отборе, кг/с;

- расход пара в пятом отборе, кг/с;

- расход основного конденсата, кг/с;

- расход точки смешения, кг/с;

- энтальпия пара в третьем отборе, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия пара в четвертом отборе, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия пара во пятом отборе, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия конденсатана выходе из подогревателя, кДж/кг;

- энтальпия конденсатана выходе из подогревателя, кДж/кг;

- энтальпия конденсатана выходе из подогревателя, кДж/кг;

- энтальпия смеси, кДж/кг;

- энтальпия основного конденсата, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия основного конденсата, кДж/кг (см. таблицу 2);

- энтальпия основного конденсата, кДж/кг (см. таблицу 2);

Схема деаэратора представлена на рисунке 6, а схема конденсатора на рисунке 7.

Рисунок 6- Схема деаэратора

Рисунок 7- Схема конденсатора

Балансовые уравнения для деаэрационной установки и конденсатора:

(25)

(26)

(27)

где - расходы дренажей греющего пара, кг/с;

- расход греющего пара на деаэратор, кг/с;

- расход химически очищенной воды, кг/с;

- расход основного конденсата, кг/с;

- расход питательной воды, кг/с (см. формулу (7));

Решив данную систему уравнений, сведём полученные результаты в таблицу 3.

Таблица 3 - Результаты расчёта тепловой схемы

Параметр	Значение
Расход греющего пара первого отбора, кг/с	3,184
Расход греющего пара второго отбора , кг/с	2,325
Расход греющего пара третьего отбора, кг/с	0,709
Расход греющего пара четвёртого отбора , кг/с	1,015
Расход греющего пара пятого отбора , кг/с	0,652
Расход пара на конденсатор, кг/с	16,927
Расход основного конденсата, кг/с	18,623
Энтальпия смеси , кДж/кг	559,398

Расчётная мощность турбины, МВт, находится по формуле:

(28)

где - мощность i-го отсека турбины, МВт.

Определим мощность каждого отсека турбины, МВт:

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

где - расход острого пара на турбину, кг/с;

- расходы пара на регенерацию, кг/с (см. таблицу 3);

- КПД электромеханический;

- теплоперепады отсеков турбины, кДж/кг. Тогда:

Тогда расчётная мощность будет равна, МВт (по формуле (24)):

Погрешность в таком случае удовлетворяет условию.

2.2 Расчёт технико-экономических показателей

Расход тепла на турбоустановку, кВт:

,(35)

где - расход острого пара на турбину, кг/с;

расход химически очищенной воды, кг/с;

энтальпия питательной воды кДж/кг;

Тогда:

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

(36)

Тепловая нагрузка котла, кВт:

(37)

Полный расход условного топлива, кг/с

(38)

где теплота сгорания условного топлива, кДж/кг;

Тогда:

кг/с

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

,(39)

где собственные нужды блока;

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

(40)

где = 0,05-доля электроэнергии затраченная на производство электроэнергии.

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

(41)

Коэффициенты ценности тепла:

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

,(43)

Тогда:

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

,(45)

где полный расход топлива, кг/с (см. формулу 34);

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

(46)

3. Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

3.1 Регенеративные подогреватели

Выбор типа и размера подогревателей производится заводом изготовителем соответственно тепловому расчету турбинного агрегата и подогревателей. Основными параметрами поверхностных подогревателей, определяющими пригодность их для данной турбины, служат: давление греющего пара (МПа), давление воды (МПа) и поверхность нагрева (мІ). Подогреватели, входящие в состав установки, представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Подогреватели

Обозначение в схеме	Марка
ПВД-1	ПВ-350-230-21
ПВД-2	ПВ-350-230-36
ПНД-1	ПН-100-16-4-?
ПНД-2	ПН-130-16-9-?
ПНД-3	ПН-130-16-9-?

3.2 Деаэратор

По заводским данным выбираем деаэратор типаДСП-320с давлением 7 бар.

3.3 Сетевые подогреватели

Устанавливается подогреватель сетевой воды: ПСГ-2300-2-8.

3.4 Выбор парового котла

Тип парового котла определяется по максимальному расходу пара т/ч.Так как давление пара меньше 17МПа, то применяется 2 барабанных котла марки БКЗ-220.

В качестве основного топлива будет использоваться бурый уголь Большесырского месторождения с характеристиками, представленными в таблице 5.

Таблица 5 - Основные характеристики используемого топлива

Состав рабочей массы топлива, %	Выход летучих, %	Теплота сгорания, кДж/кг
19	5	0,8	55	3,1	0,6	13,4	37	20599,056

3.5 Выбор насосов

Насосы тепловых электростанций, как и другие типы машин, служащие для перемещения среды и сообщения ей энергии, характеризуются следующими параметрами: объемной производительностью (подачей)Q, м³/с; давлением на стороне нагнетания р_н,Па; плотностью перемещаемой среды, кг/м³.

3.5.1 Выбор питательных насосов

В расчетах тепловой схемы расход воды определяется как массовый , кг/с. Следовательно, объемная производительность питательного насоса, м³/ч, определяется по формуле:

(49)

где -расход на питательный насос с запасом 5%, кг/с:

-плотость воды за деаэратором, кг/м³.

Мощность, потребляемая насосом, кВт, определяется по формуле:

(50)

где -давление питательной воды, МПа;

давление воды за деаэратором, МПа;

КПД насоса, %.

По результатам расчетов можно сделать вывод, что наиболее подходящим под нашу станцию является электронасос ПЭ-150-53.Устанавливается два электронасоса 50% производительностью и один резервный.

3.5.2 Выбор конденсатных насосов

Общая подача конденсатных насосов, кг/с, рассчитывается
по максимальному расходу пара в конденсатор, т.е. необходимо выполнить пересчет схемы на летний режим работы (без учета СП). Из расчета получается: кг/c.

Объемная производительность насоса, м³/ч, определяется по формуле:

(51)

где -плотость воды, кг/м³;

Мощность, потребляемая насосом, кВт, определяется по формуле:

(52)

где -давление основного конденсата за КН, МПа;

-давление воды, МПа.

По результатам расчетов можно сделать вывод, что наиболее подходящимпод нашу станцию насосом является 10КсД-5х3. На один блок устанавливается 2 насоса на 100% производительности, один из них резервный .

3.5.3 Выбор циркуляционных насосов

Расход охлаждающей воды, кг/с, при конденсационном режиме рассчитывается по формуле:

(52)

где - кратность охлаждения, кг/кг.

Расчетный расход охлаждающей воды, кг/с, определяется по формуле:

(53)



Объемная производительность насоса, м³/ч, определяется по формуле:

(54)

где - плотность воды, кг/м³;

На блочных станциях устанавливается два циркуляционных насоса по 50% производительности (без резерва). Исходя из этого условия, выбираем насос ОП-6-110КЭ.

3.5.4 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы устанавливаются на ТЭС индивидуально (на каждую турбоустановку) или как групповые. Число насосов регламентируется следующим образом: при индивидуальной установке ставят два насоса по 50 % производительности каждый; на складе предусматривается один резервный насос для всей ТЭЦ или один на каждый тип насосов.

При групповой установке сетевых насосов, если число их не более трех, устанавливается один резервный насос; при четырех насосах и более резерва не устанавливают.

Подача насосов рассчитывается по расходу сетевой воды , определяемому при расчете тепловой схемы.

Подогреватели сетевой воды современных допускают давление воды до 0,8 МПа; сопротивление трубопроводов теплосети значительно выше. Это приводит к необходимости применять две ступени сетевых насосов: первая ступень (СH I) устанавливается до сетевых подогревателей, вторая (СH I)-перед ПВК.

Объемная производительность насоса, м³/ч, определяется по формуле:

(55)

где -плотость воды, кг/м³;

Устанавливается 2 сетевых насоса СЭ800-100 по 50% производительности каждый.

4. Выбор оборудования топливного хозяйства

4.1 Определение расхода топлива на КЭС и выбор приемных разгрузочных устройств

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношения, т/ч:

(56)

где - производительность котла, т/ч;

,- энтальпии острого пара и питательной воды, кДж/кг;

- теплота сгорания топлива, кДж/кг;

- коэффициент полезного действия парогенератора, %.

Часовой расход топлива на ТЭС, т/ч, составит:

(57)

где - количество парогенераторов.

По расходу топлива на станции устанавливается один вагоноопрокидыватель бокового типа.

4.2 Ленточные конвейеры

Из приемного устройства твердое топливо подается в котельную двумя параллельными линиями ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, вторая резервная.

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

(58)

где - количество часов в сутках, ч;

- число часов работы топливоподачи в течение суток, ч.

Производительность ленточного конвейера, т/ч, зависит от типа ленты, ее ширины, скорости движения и угла наклона, приближенно можно найти по формуле:

(59)

где - ширина ленты, м;

- скорость ленты, м/с;

- насыпной вес топлива, т/м³;

- коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте.

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства, кВт, определяется по формуле:

(60)

где - коэффициент, зависящий от ширины ленты;

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

- высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м.

4.3 Дробилки

Применяется одноступенчатое дробление, так как размер куска не более 50 мм (30-50). Применяются дробилки двухвалковые зубчатые ДД3Э-15х12.Дробленое топливо поступает в бункер сырого угля.

Емкость бункеров, м³, определяется по формуле:

(61)

где - число часов работы котла на топливе, запасенном в бункере;

- коэффициент заполнения бункеров.

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель с шириной ленты 400 мм, длиной 3,2 м.

4.4 Топливные склады

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

(62)

где - число суток запаса топлива на складе;

- высота штабеля, м;

- коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива в штабеле.

4.5 Выбор оборудования пылеприготовления

Молотковые мельницы применяются для бурых углей с относительно высоким выходом летучих (V^г>30 %)

Производительность одной мельницы, т/ч, определяется по формуле:

(63)

где - расчетный расход топлива на работу парогенератора;

количество мельниц, шт.

Пересчет производительности, т/ч:



Выбираем три мельницы типа ММТ 1300/2030/735.

5ю Выбор тягодутьевых машин

5.1 Выбор дутьевых вентиляторов

Производительность дутьевого вентилятора, м³/ч, определяется по формуле:

(64)

Где температура холодного воздуха, ;

расчетный расход топлива на работу парогенератора:

(65)

где - расход топлива на котел при номинальной нагрузке, т/ч;

механический недожог топлива, %.

теоретический объем воздуха, м³/кг, определяется по уравнению:

(66)

где см. таблицу 5;

Расчетная производительность одного вентилятора из двух, м³/ч, определяется по формуле:

(67)

Рабочий напор дутьевого вентилятора принимается с коэффициентом запаса и составляет 4,6 кПа.

По найденным величинам производительности и напора выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-24х2-11у.

Мощность на валу дутьевого вентилятора с учетом коэффициента запаса равным 1,05, составляет, кВт:

(68)

На один блок будет установлено один дутьевой вентилятор100 % производительности.

5.2 Выбор дымососов

С учетом температуры газов перед дымососом, объемная производительность машины, м³/ч, определяется по формуле:

(69)

где - объем уходящих газов определяется по формуле:

(70)

Где - теоретический объем газов определяется по формуле:

(71)

где - объем трехатомных газов определяется по формуле:

(72)

- объем водяных паров определяется по формуле:

(73)

- объем азота определяется по формуле:

(74)

объем присосов за пределами котла определяется по формуле:

(75)

где - величина присосов в золоуловителе;

величина присосов воздуха в газоходах, выбирается 0,01 на 10 погонных метров.

Длина участка от котла до золоуловителя, м:

(76)

Длина участка от золоуловителя до дымовой трубы, м:

(77)

Длина всего участка от взп до дымососа, м:

(78)

Следовательно

Температура газов перед дымососом, :

(79)

Расчетная производительность одного дымососа из двух, м³/с, определяется по формуле:

(80)

Рабочий напор дымососа принимается с коэффициентом запаса и составляет 4 кПа.

По найденным величинам производительности и напора выбираем дымосос типа ДОД-28х5.

Мощность на валу дутьевого вентилятора, кВт, составляет:

(81)

На один котел будет установлено один дымосос по 100 % производительности.

6. Золоулавливание и золоудаление

6.1 Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтром ПГД-3•38 с горизонтальным ходом газов.

Расход летучей золы, поступающей в золоуловитель одного котла, кг/ч, находим из выражения:

(82)

где - расчетный расход топлива на работу парогенератора, кг/ч;

- зольность рабочей массы топлива, %;

- доля золы, уносимая газами, %;

- потеря с механическим недожогом, %;

- теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Количество летучей золы (кг/ч), выбрасываемой в дымовую трубу одним котлом, определяем по формуле:

(83)

где - КПД золоулавливающей установки, принимаем 99 %.

6.2 Золоудаление

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

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

Суммарное количество шлака и золы, т/ч, удаляемое с электростанции, определяем по формуле:

(84)

где часовой расход топлива на ТЭС, кг/с.

Расчетный расход пульпы, т/ч:

(85)

где соответственно расход шлака, золы и воды, т/ч;

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

Расход воды, т/ч:

(86)

Расчетный расход пульпы, т/ч:

Для найденного расхода пульпы выбираем багерный насос 5Гр-8. Один в работе, один в резерве и один в ремонте.

Диаметр шлакозолопровода:

(87)

где расчетная скорость пульпы, м/с.

7. Расчет дымовой трубы

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

Выбросы золы, кг/с: (88)

Выбросы сернистого газа, кг/с:

(89)

Суммарный выброс загрязняющего вещества, кг/с:

(90)

По величине предельно допустимой концентрации вредных примесей может быть найдена минимально допустимая высота дымовых труб, м:

(91)

где - коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе5;

- коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнний;

- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скоростей выхода газов из устья трубы;

- число труб;

- суммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из труб,м³/с;

- предельно допустимая концентрация вредных примесей;

- разность температур, выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха, °С;

М - суммарный выброс загрязняющего вещества, кг/с;

Внутренний диаметр дымовой трубы на выходе, м:

(92)

гдескорость газов в выходном сечении трубы, м/с.

Опираясь на расчет, выбираем одну дымовую трубу высотой 120 метров с диаметром устья 3 м.

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:

(93)

где- высота подъема факела дымовых газов, м:

(94)

гдестандартный диаметр дымовой трубы, м;

- скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли;

- коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы.

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект блока ТЭЦ на буром угле Большесырского месторождения с электрической мощностью 50 МВт и максимальной отопительной нагрузкой 120 Гкал/ч который будет построен в пгт. Шушенское. В качестве основного оборудования турбина Т-50-8.8и два котлаБКЗ-220.

При выполнении курсового проекта был произведен расчёт принципиальной тепловой схемы и расчёт технико-экономических показателей. Также произведен расчет с дальнейшим выбором вспомогательного оборудования. Выбраны регенеративные подогреватели, деаэратор, питательные насосы, циркуляционные насосы, конденсатные насосы, сетевые насосы, сетевые подогреватели. Также расчитаны элементы системы топливоподачи и пылеприготовления, тягодутьевые машины, система золоулавливания и золошлакоудаления. Произведен расчет вредных выбросов и на его основании была выбрана дымовая труба.

Спроектированы генеральный план проектируемой ТЭЦ с детальной компоновкой главного корпуса.

тепловой топливо котел паровой

Список использованных источников

1. Бойко, Е. А. Котельные установки и парогенераторы (выбор и расчет систем пылеприготовления и горелочных устройств котельных агрегатов): Учебное пособие / Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. - 45 с.

2. Бойко, Е. А. Котельные установки и парогенераторы (аэродинамический расчет котельных установок): Учебное пособие / Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. - 71 с.

3. СТО 4.2-07-2014. Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной деятельности. Введен взамен СТО 4.2-07-2012. Дата введения 30 декабря 2013 года. Красноярск : ИПК СФУ, 2014. - 60с.

4. Бойко, Е. А. Котельные установки и парогенераторы (тепловой расчет парового котла): Учебное пособие / Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 96 с.

5. Бойко, Е. А. Тепловые электрические станции (Паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие / Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. - 96 с.

Размещено на Allbest.ru