Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение 3

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту 4

2. Определение давления в регулируемых отборах пара на сетевые подогреватели 7

3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме 10

4. Определение параметров по элементам схемы 12

5. Расчёт установки по подогреву сетевой воды 13

6. Определение предварительного расхода пара на турбину 14

7. Баланс пара и воды 15

8. Расчёт сепараторов непрерывной продувки 16

9. Расчёт регенеративной схемы 19

9.1 Расчет ПВД 19

9.2 Расчёт деаэратора 21

9.3 Расчет ПНД 22

10. Составление теплового и материального баланса 24

11. Расчет технико-экономических показателей 25

12. Выбор основного оборудования ТЭЦ 29

13. Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС 30

13.1 Регенеративные подогреватели 30

13.2 Деаэратор 30

13.3 Сетевые подогреватели 31

13.4 Насосы 31

13.4.1 Выбор питательных насосов 31

13.4.2 Выбор конденсатных насосов 32

13.4.3 Выбор циркуляционных насосов 32

13.4.4 Выбор сетевых насосов 33

14. Проектирование топливного хозяйства ТЭЦ 34

14.1 Определение расхода топлива на ТЭЦ 34

14.2 Приемные разгрузочные устройства 35

14.3 Ленточные конвейеры 35

14.4 Дробилки 37

14.5 Топливные склады 38

14.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления 39

14.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы 39

15. Золоулавливание 42

16. Золоудаление 43

17. Расчет выбросов вредных веществ и выбор дымовой трубы 45

18. Водоснабжение 48

19. Генеральный план 51

20. Компоновка главного корпуса 52

21. Индивидуальное задание 53

Заключение 60

Список использованных источников 61

Введение

Энергетика - сектор экономики, охватывающий сложную совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников (природных энергетических ресурсов) до приемников энергии и представляет собой сложный объект, исследование которого является первостепенной задачей.

От правильного выбора всех элементов оборудования, который производят в процессе разработки тепловой схемы электростанции, зависит надежность и экономичность ее работы.

В курсовом проекте требуется спроектировать ТЭЦ в г. Ванавара мощностью 300 МВт, с максимальной отопительной нагрузкой 900 МВт, при заданной тепловой нагрузке отборов турбины 450 МВт, работающую на мазуте.

Исходные данные

Электрическая мощность	Wэ = 300 МВт
Максимальная теплофикационная нагрузка	Qотmax = 900 МВт
Максимальная теплофикационная нагрузка турбоагрегата	Qоттурб = 450 МВт
Топливо	Мазут
Индивидуальное задание	Схема мазутного хозяйства

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Принципиальная тепловая схема с турбиной Т-100/120-130 представлена на листе №1 графической части. Как видно из тепловой схемы отпуск тепла осуществляется следующим образом: пар из двух теплофикационных регулируемых отборов подаётся на две сетевые подогревательные установки, включённые последовательно. Горячая вода на отопление подогревается в двух сетевых подогревателях и пиковом водогрейном котле (ПВК).

Система регенерации состоит из четырёх подогревателей низкого давления, деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления - каскадный (без использования дренажных насосов) в предвключённый деаэратор.

В схеме используется котёл барабанного типа. Из котла организована непрерывная продувка. Для уменьшения потерь тепла продувочная вода направляется в двухступенчатый расширитель непрерывной продувки, а затем - в регенеративный подогреватель химически очищенной воды из химводоочистки (ХВО) и сбрасывается в канализацию. Из сепаратора первой ступени (РНП №1) выпар направляется в деаэратор, из сепаратора второй ступени (РНП № 2) - в подогреватель низкого давления № 6.

Пар с уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ОУ-1 и ОУ-2), а из основных эжекторов конденсатора - в охладитель эжекторного пара (ОЭ), что способствует дополнительному подогреву основного конденсата.

По заводским данным для турбины Т-100/120-130:

Электрическая мощность W_э = 100 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление P₀ = 127,5 бар;

Температура t₀ = 565 С;

Давление в отборах:

P_отб1 = 33,2 бар;

P_отб2 = 22,8 бар;

P_отб3 = 12,2 бар;

P_отб4 = 5,7 бар;

P_отб5 = 2,94 бар;

P_отб6 = 1,72 бар;

P_отб7 = 0,85 бар;

Давление в конденсаторе турбины P_к = 0,053 бар;

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

;

;

КПД дросселирования по отсекам:

;

;

Электромеханический КПД _эм = 0,98.

КПД транспорта _тр = 0,98.

Температурный график сети для г. Ванавара принимаем 150/70 [2].

Расход продувочной воды _прод = 1,5% от D_пг;

Расход пара на собственные нужды машинного отделения от D_т; Расход пара на собственные котельного цеха от D_т;

Внутристанционные потери конденсата от D_т;

Потеря давления пара в трубопроводах до регенеративных подогревателей - 5%

Температура химически очищенной воды t_хов = 30 С;

Температура воды, сливаемой из подогревателя химочищенной воды в техническую канализацию t_сл = 60 С;

Нагрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях t_оэ + t_оу = 12 C;

КПД подогревателей поверхностного типа .

Недогрев воды в ПВД и_пвд=2 С.

Недогрев воды в ПНД и_пнд=4 С.

Недогрев воды в СП и_сп=4 С.

2. Определение давления в регулируемых отборах пара на сетевые подогреватели

Максимальная тепловая нагрузка на одну турбину, МВт:

Тепловая нагрузка, покрываемая отборами одной турбины, МВт:

Расход сетевой воды, кг/с:

где с - теплоемкость воды, кДж/кг;

Дt - разница температур подающей и обратной сетевой воды, °С.

Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов, МВт:

Коэффициент теплофикации:

Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем (СП-2), кДж/кг:



где t_ос - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Температура сетевой воды за СП-2, С:

Температура конденсата пара из СП-2 с учетом недогрева, С:

t^н_ПСГ-2=t_СП-2+и_сп=110+4=114

По [4] находим давление в СП-2, бар:

Р^'_СП-2=1,64

С учетом потери давления пара в трубопроводах, давление в теплофикационном отборе, бар:

Р_СП-2=

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых подогревателях, определим величину нагрева в каждом из них, С:

Температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем СП-1, С:

t_СП-1=t_ос+Дt=70+20=90

Температура конденсата пара из СП-1 с учетом недогрева, С:

t^н_СП-1=t_СП-1+и_сп=90+4=94

По [4] находим давление в СП-1, бар:

Р^'_СП-1=0,81

С учетом потери давления пара в трубопроводах, давление в теплофикационном отборе, бар:

Р_СП-1=

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем (СП-1), кДж/кг:

3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине представлен на рисунке 3.1.

Процесс построен с учетом потерь давления в регулирующих органах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на i-s диаграмме точку А₀. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД параметры пара изменятся:

бар (точка А₀^').

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД, изображается линией

A₀^' - B. При действительном процессе расширения энтальпию в точке В₀ определяем:

где, i_B=3119 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦВД. Зная энтальпию i_B0 можно определить точку В₀ на изобаре Р_отб1. Точку В₀^' определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦСД:

Энтальпия пара в точке С₀:

где, i_С=2454 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦСД. Зная энтальпию i_С0 можно определить точку С₀ на изобаре Р_отб7.

Точку С₀^' определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦНД:

Энтальпия пара в точке D₀:

где, i_D=2184 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦНД. Зная энтальпию i_D0 можно определить точку D₀ на изобаре Р_к.

Используя значения давления в отборах, находим на i-s диаграмме энтальпии пара в этих отборах:

i_отб2=3109 кДж/кг;

i_отб3=2976 кДж/кг;

i_отб4=2838 кДж/кг;

i_отб5=2735 кДж/кг;

i_отб6=2657 кДж/кг;

4. Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере подогревателя высокого давления ПВД-1.

Давление пара в отборе турбины Р_отб1=33,2 бар.

С учетом потерь давление по тракту от турбины до подогревателя в ПВД-1 составляет:

Р_ПВД-1=33,2•0,95=31,54 бар.

Температура конденсата греющего пара по [4]:

t^н_ПВД-1=236 С

Энтальпия конденсата греющего пара по [4]:

_пвд1=1021 кДж/кг.

Температура питательной воды за подогревателем с учетом недогрева:

t^пв_ПВД-1=t^н_ПВД-1-и_пвд=236-2=234 С.

Энтальпия питательной воды за подогревателем:

^пв_ПВД-1=980 кДж/кг.

Энтальпия греющего пара (по i-s диаграмме):

i_отб1=3186 кДж/кг .

Использованный теплоперепад:

H_ПВД-1=i₀ - i_отб1=3511-3186=325 кДж/кг.

Аналогичным образом рассчитываются параметры по другим элементам схемы.

5. Расчет установки по подогреву сетевой воды

Рисунок 5.1 Схема установки по подогреву сетевой воды.

Расход пара на сетевой подогреватель СП-2 (из уравнения теплового баланса), кг/с:

где i₆ - энтальпия из отбора на входе в СП-2 из таблицы 4.1, кДж/кг.

i₇ - энтальпия из отбора на входе в СП-1 из таблицы 4.1, кДж/кг.

Расход пара на сетевой подогреватель СП-1 (из уравнения теплового баланса), кг/с:

6. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности пара теплофикационного отбора на СП-1:

где i₇ - энтальпия первого отопительного отбора из таблицы 4.1, кДж/кг;

i_к - энтальпия конденсата из таблицы 4.1, кДж/кг;

i₀ - начальная энтальпия , кДж/кг.

Коэффициент недоиспользования мощности пара теплофикационного отбора на СП-2:

где i₆ - энтальпия второго отопительного отбора из таблицы 4.1, кДж/кг. Принимая коэффициент регенерации K_р =1,15 расход пара на турбину составит кг/с:

где Нi - располагаемый теплоперепад [таблица 4.1], кДж/кг

7. Баланс пара и воды

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с:

Паропроизводительность парогенератора нетто, кг/с:

Производительность парогенератора брутто кг/с:

Расход пара на собственные нужды котельного цеха, кг/с:

Расход питательной воды (с учётом продувки), кг/с:

8. Расчёт сепараторов непрерывной продувки

Рисунок 8.1 Схема расширителей непрерывной продувки

Расход продувочной воды из котла, кг/с:

Из [4] находим энтальпии продувочной воды и сепаратора:

t''_пр = 478 кДж/кг, по давлению 1,634 бар;

i_с1 = 2756 кДж/кг, по давлению 6 бар;

t'_пр = 666 кДж/кг, по давлению 6 бар;

i_с2 = 2697 кДж/кг, по давлению 1,634 бар;

t_пр = 1573 кДж/кг, по давлению 140 бар;

Уравнения материального и теплового балансов для РНП-1:

,

Решая систему уравнений, получаем:

Уравнения материального и теплового балансов для РНП-2:

,

Решая систему уравнений, получаем:

Как видно из тепловой схемы, см. рисунок 1 графической части, вторичный пар из сепаратора направляется в деаэратор и в ПНД-6, а продувочная вода в количестве 0,93 кг/с в подогреватель химической очистки воды, а затем после охлаждения до температуры 60°С сливается в техническую канализацию. Количество химически очищенной воды, подаваемой в деаэратор, равно количеству потерь, т. е.:



.

Температура химически очищенной воды после подогревателей непрерывной продувки (на входе в деаэратор) определяется из уравнения теплового баланса водоводяного подогревателя.

,

где t_сл - температура воды, которая сливается в техническую канализацию, по [2] 60°С;

t'_хов - температура воды после химической очистки, по [2] 30°С.

Отсюда температура химически очищенной воды:

.

9. Расчет регенеративной схемы

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для подогревателей высокого давления, деаэратора и подогревателей низкого давления на основе решения уравнений тепловых балансов.

9.1 Расчет ПВД

Рисунок 9.1 Схема включения ПВД

Уравнение теплового баланса для ПВД-1 запишется:

,

Отсюда расход пара на ПВД-1:

.

Аналогично с учетом слива конденсата из ПВД-1 определяем расход пара на ПВД-2:

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД-3 определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе.

,

где Дt_пн - повышение энтальпии воды в питательном насосе [3]кДж/кг.

,

где х - удельный объем воды по давлению и температуре воды в деаэраторе [4], м³/кг;

з_н - КПД насоса;

Р_наг - давление после насоса, МПа;

Р_вс - давление перед насосом, МПа.

.

.

Тогда расход пара на ПВД-3 составит:



9.2 Расчет деаэратора

Рисунок 9.2 Схема включения деаэратора

Материальный баланс деаэратора:

Уравнение теплового баланса:

Подставляя в эти уравнения значения величин, получаем:

Решая эти уравнения, находим:

9.3 Расчет ПНД

Рисунок 9.3 Схема включения ПНД

Расход пара на ПНД-4 посчитается из уравнения теплового баланса:

.

Для расчета ПНД-5 предварительно оценим энтальпию воды перед подогревателем, с последующей проверкой:

i_см1=466 кДж/кг.

Расход пара на ПНД-5 составит:

Для определения расхода пара на ПНД-6 определим энтальпию смеси воды перед подогревателем:

Тогда расход пара на ПНД-6 равен:

Из уравнения теплового баланса для ПНД-7 имеем:

где t_эж - энтальпия эжектора по температуре 46°С.

Расход пара в конденсатор составит:

Проверяем правильность оценки величины энтальпии конденсата перед ПНД-5:

10. Составление теплового и материального баланса

Проверка материального баланса пара в турбине:

116,1=14,4+4,78+6,91+3,87+1,1+4,46+2,86+3,03+2,64+33,92+35,12

116,1=116,09

Проверка по балансу мощности:

Несоответствие заданной мощности ДW_э:

,

что составляет 0,7 %, что допустимо по нормам.

Уточним расход пара на турбину:

Уточненное значение коэффициента регенерации составит:

11. Расчет технико-экономических показателей

Общий расход топлива на ТЭЦ может быть подсчитан из уравнения теплового баланса котла:

где - низшая теплота сгорания топлива, равная 41620 кДж/кг;

з_пг - КПД парогенератора, принимаем 0,93;

D_т - расход пара на турбину, кг/с;

i_пе - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

D_пр - расход продувочной воды, кг/с;

- энтальпия продувочной воды, кДж/кг.

Отсюда общий расход топлива равен:

Расход топлива на выработку электроэнергии подсчитывается:

,

где Э, Э_от - выработка и отпуск электроэнергии, ;

- расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с производством электроэнергии, .

Количество электроэнергии, отпускаемое с шин электростанции, Э_от определяется как разность между количеством выработанной электроэнергии и расходом ее на собственные нужды электростанции. Расход на собственные нужды электростанции составляют 8 % от выработанной электроэнергии. Расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с производством электроэнергии, составляют 5 % от выработанной электроэнергии, [2].

К_э - коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

,

Здесь расход тепла на производство электроэнергии, кДж:

Расход тепла на турбоустановку составит, кДж:

Расход тепла на регенеративные отборы, кДж:



Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата принимается 5 % от расхода тепла на производство электроэнергии, [2], кДж:

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при наличии отборов, кДж:

Q_сп-1, Q_сп-2 - тепло, отпущенное из двух теплофикационных отборов.

Отношение принимается равным 1.

о - коэффициент ценности тепла каждого отбора.

К - коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной, его значение принимаем равным 0,4 из [2].

Расход топлива на отпуск тепла определяется:

Здесь В_пвк - расход топлива пиковым водогрейным котлом:

Фактическое значение удельных расходов условного топлива на отпуск электроэнергии и тепла определяются по формулам:

Расход топлива на отпуск тепла без учета ПВК.

12. Выбор основного оборудования ТЭЦ

На основании заданных величин в качестве основного оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, выбираем три турбоагрегата Т-100/120-130. Котлоагрегаты выбираем по максимальному расходу пара на турбину с запасом 3%. Для турбоустановки Т-100/120-130 максимальный расход пара составляет 420 т/ч. Таким образом, паропроизводительность котельного агрегата должна составлять 420•(100+3)/100=430,5 т/ч. По этому значению выбираем четыре котла барабанного типа БКЗ-420-140-НГМ-4 Барнаульского котельного завода.

Использование однотипных турбин и котлов дает ряд преимуществ, например, позволяет упростить эксплуатацию и ремонт оборудования станции.

13. Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

13.1 Регенеративные подогреватели

Регенеративные подогреватели выбираем по заводским данным, так как их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД-1: ПВ 450-230-50,

где 450 - площадь прогрева, м²;

230 - максимальное давление в трубной системе, бар;

50 - максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД-2: ПВ 450-230-35;

ПВД-3: ПВ 450-230-25;

ПНД-4: ПН 250-16-7-IV.

ПНД-5: ПН 250-16-7-IV.

ПНД-6: ПН 250-16-7-IV.

ПНД-7: ПН 250-16-7-III.

13.2 Деаэратор

По найденным параметрам выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-500-М2 с характеристиками:

геометрическая ёмкость колонки - 8,5 м³;

давление - 6 бар;

производительность - 138,9 кг/с;

аккумуляторный бак=100 м³;

13.3 Сетевые подогреватели

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температурам пара на входе и на выходе. Расчетный пропуск воды G_св=895,84 кг/с. Принимая давление и температуру среды из таблицы 4.1 выбираем в качестве верхнего сетевого подогревателя (СП-2) - подогреватель ПСГ-2300-3-8 и нижнего (СП-1) - подогреватель ПСГ-2300-2-8

13.4 Насосы

13.4.1 Выбор питательных насосов

Питательный насос выбираем по производительности (с запасом 7%) и напору.

т/ч

м.вод.ст.

Выбираем питательный электронасос ПЭ 500-180 [7] с характеристиками: подача - 500 т/ч; напор - 1970 м; частота вращения - 2900 об/мин; КПД - 78%.

Необходимая мощность электродвигателя:

кВт,

где D=0,138 - подача,

м³/с; г=908,26 - плотность питательной воды, кг/м³.

13.4.2 Выбор конденсатных насосов

Устанавливаем два конденсатных насоса, на 100%-ую производительность каждый. Конденсатные насосы выбираются по производительности (расход конденсата в летний период - без отопительного отбора, но с учетом регенеративных отборов) и напору.

т/ч

Выбираем конденсатные насосы КсВ 320-160 [7] с характеристиками:

подача - 320 м³/ч;

напор - 160 м;

частота вращения - 1500 об/мин;

мощность - 186 кВт;

КПД - 75%.

13.4.3 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским данным составляет 16000 м³/ч. Число турбин на станции - 3. Расчетный расход циркуляционной воды на ТЭЦ составит:

м³/ч

Выбираем насосы типа ОП2-110 [7] с характеристиками: Производительность - 21960 м³/ч; полный напор - до 16,2 м.вод.ст.; число оборотов - 485 об/мин; КПД - 87%.

Необходимое количество насосов на береговой:

Мощность электродвигателя:

кВт,

где Q=21960/3,6=6100 кг/с.

13.4.4 Выбор сетевых насосов

Выбор сетевого насоса производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаем в количестве двух насосов на турбину, рассчитывая их на 50%-ую производительность.

Производительность сетевого насоса:

м³/ч

Выбираем сетевые насосы СЭ 2000-100 [7] с характеристиками: подача - 2000 м³/ч; напор - 100 м.вод.ст.; частота вращения - 3000 об/мин; мощность - 640 кВт; КПД - 85%.

14. Проектирование топливного хозяйства ТЭЦ

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется Черногорский уголь со следующими характеристиками [8] .

Таблица 14.1 Характеристики угля

Wр, %	Aр, %	Sр, %	Cр, %	Hр, %	Nр, %	Oр, %
14,0	15,5	1	54,9	3,7	1,4	10
Qрн, кДж/кг	Vг, %	V0м3/ч	V0г, м3/ч	t1, ?С	t2, ?С	t3, ?С
21055	44	5,54	6,09	1180	1210	1240

По t₃=1240 ^оС принимаем на устанавливаемых котлоагрегатах жидкий тип шлакоудаления [8]

14.1 Определение расхода топлива на ТЭЦ

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношения:

Часовой расход топлива на ТЭЦ составит:

или 222,6 т/ч,

где n=4 - количество котлов на ТЭЦ.

14.2 Приемные разгрузочные устройства

По расходу топлива на станцию используем один вагоноопрокидыватель роторного трехопорного типа по [7]. Характеристики вагоноопрокидывателя:

число опрокидываний за 1 час - 30;

теоретическая производительность - 2790/1800 т/ч (при разгрузке 90-тонных и 60-тонных вагонов соответственно);

мощность электродвигателей - кВт.

14.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива на станцию составляет:

Топливо подается в котельный цех двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная часовая производительность каждой нитки:

,

где Т=21 ч - число часов работы топливоподачи.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле:

,

где, b=1 м - ширина ленты;

с=2 м/с - скорость ленты [7];

г=0,85 т/м³ - насыпной вес топлива [7];

К_б=320 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте [7].

Производительность ленточного конвейера:

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

,

где, Z=50 м - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабана;

Н=5 м - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабана;

К₁=515 - коэффициент, зависящий от ширины ленты [7];

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

В_л=151,11 кг/с;

Мощность на валу приводного барабана:

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции:



где, К_з=1,25 - коэффициент запаса [7];

з_эд=0,95 - КПД электродвигателя [7];

з_р=0,96 - КПД редуктора [7].

Мощность электродвигателя:

14.4 Дробилки

Применяем на проектируемой станции двухступенчатое дробление и выбираем молотковые незабивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котлоагрегат В_рас=55,66 т/ч выбираем дробилки типа СМ-19А [7] с характеристиками: производительность - 67-105 т/ч; частота вращения - 1000 об/мин; мощность электродвигателя - 125 кВт. диаметр ротора - 1000 мм; длина ротора - 800 мм;

Емкость бункера сырого угля:

где, ф=10 ч - число часов работы котлоагрегата на топливе, запасенном в бункере; К_з=0,8 - коэффициент заполнения бункера [7]; г^нас_т=0,85 т/м³ - насыпной вес угля [7].

Емкость бункера сырого угля:

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с:

шириной ленты - 400 мм;

длиной - 3,2 м;

производительность при высоте слоя 0,2 м - 35-80 м³/ч;

требуемая мощность - 1 кВт [7].

14.5 Топливные склады

Емкость склада угля рассчитывается на месячный расход при 20 часах работы в сутки всех котлов:

Площадь, непосредственно занятая штабелем:

,

где, n=30 сут. - число суток запаса топлива на складе;

h=15 м - высота штабеля;

ц=0,85 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса (сползания) топлива в штабеле [7].

Площадь, занятая штабелем:

14.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигаемого Черногорского угля применяем систему пылеприготовления с прямым вдуванием с мельницами молотковыми тангенциальными. Устанавливаем по четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 110%.

Расчетная производительность мельницы:

где К_ло=1,2 - коэффициент размолоспособности;

Выбираем молотковые мельницы ММТ-1500/3230/740 с характеристиками:

производительность - 22,6/39,7 т/ч;

частота вращения - 740 об/мин;

14.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Устанавливаем один дымосос и один вентилятор.

Дутьевой вентилятор и дымосос выбираются по производительности и напору.

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле:

,

где, V⁰=5,54 м³/ч - теоретическое количество воздуха [таблица 14.1]

б_т = 1,2 - коэффициент избытка воздуха на выходе из топки [7];

Дб_т= 0,08 - присос воздуха в топке [8];

Дб_пп=0 - присосы воздуха в системе пылеприготовления [7];

Дб_взп=0,05 - относительная утечка воздуха в ВЗП [7];

t_хв=30 ?С - температура холодного воздуха [7];

Производительность дутьевого вентилятора:

Расчетная производительность дымососа определяется по формуле:

,

где, V⁰_г=6,09 м³/ч - теоретический объем продуктов сгорания [таблица 14,1];

б_д=1,5 - коэффициент избытка воздуха перед дымососом [8];

t_д=160 ?С - температура газов у дымососа.

Расчетная производительность дымососа:

Расчетный напор дутьевого вентилятора определяется по формуле:

где, УН_пот=5 кПа - суммарный перепад давлений по воздушному тракту [7].

Расчетный напор дымососа:

где, УН_пот=3 кПа - суммарный перепад давлений по газопроводному тракту [7].

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-18-II с характеристиками:

производительность - 156/120 м³/с;

полное давление - 3750/2200 Па;

температура газа - 30 ?С;

КПД - 83%;

частота вращения - 980/740 об/мин;

мощность - 250/105 кВт.

Выбираем дымосос типа ДН -24 с характеристиками:

производительность - 176/145 м³/с;

полное давление - 3820/2450 Па;

температура газа - 100 ?С;

КПД - 83%;

частота вращения - 740/590 об/мин;

мощность - 234/123 кВт.

15. Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтрами, типа ЭГА-40-12-6-3 с КПД=99%.

Расход летучей золы на входе в фильтр:

,

где, В=222624 кг/ч - часовой расход сжигаемого топлива;

а_ун=0,95 - доля золы, уносимая газами [7];

q₄=0,5 - потеря тепла с механическим недожогом [8];

А^р=15,5% - зольность топлива на рабочую массу [таблица 14.1]

Расход летучей золы на входе в фильтр:

Количество летучей золы, выбрасываемой в дымовую трубу:

,

где, з_зу - КПД золоуловителя.

16. Золоудаление

Удаление шлака из под топок устанавливаемых котлоагрегатов осуществляется непрерывно с помощью скребкового транспортера, передвигающегося в заполненной водой ванне. С транспортера шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в самотечный канал.

Для транспортировки золы и шлака за пределы станции применяются багерные насосы.

Суммарное количество шлака и золы, удаляемое с электростанции

Расход золы:

Расход шлака:

Расход воды:

Расчетный расход пульпы:

где, г_ш=0,5; г_з=0,4; г_в=1 - удельный вес шлака, золы и воды соответственно, т/м³ [10].

Диаметр шлакозолопровода:

,

где, н=1,75 м/с - расчетная скорость потока пульпы.

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа Гр-8Г с характеристиками:

производительность - 1000-2000 м³/ч;

давление на выходе из насоса 0,57-0,48 МПа;

мощность на валу насоса 270-422 кВт;

мощность электродвигателя 500 кВт;

частота вращения ротора 730 об/мин;

диаметр рабочего колеса - 840 мм;

В багерной насосной устанавливаем три насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте.

17. Расчет выбросов вредных веществ и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количества дымовых труб производится таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало ПДК вредных примесей.

Выбросы золы:

Выбросы оксидов серы:

Выбросы оксидов азота:

где, К=4,771 - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота [9]; в=0,7 - коэффициент, учитывающий влияние на выход азота качества сжигаемого топлива [9].

Приведенная масса вредных веществ:

Предварительно, по количеству и паропроизводительности парогенераторов выбираем для установки одну дымовую трубу высотой 150 м с диаметром устья 7,2 м [7].

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м:

где, А=200 - коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе [7];

F=1 - коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений [7];

m=0,8 - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скоростей выхода газов из устья трубы [7];

n=1 - число труб;

V=4•158,93=635,72 м³/с - суммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из труб;

?t=130 ?С - разность температур, выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха;

Минимально допустимая высота дымовой трубы:

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:

где, d₀=7,2 м - диаметр устья трубы [7];

щ₀=35 м/с - скорость газов в устье трубы [7];

х=5 м/с - скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли [7];

ц=1,48 - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы [7];

Эффективная высота выброса дымовых газов:

18. Водоснабжение

В технологическом процессе выработки тепла и электрической энергии вода является, во-первых, рабочим телом термодинамического цикла; во-вторых, она служит в качестве теплоносителя, при помощи которого огромные количества тепла перемещаются на станции от более нагретых тел к менее нагретым. Воду расходуют также в больших количествах для хозяйственных и бытовых нужд. Расход воды зависит от типа электростанции, рода сжигаемого топлива, типа и мощности установленного оборудования, температуры воды, применяемой для охлаждения, степень совершенства эксплуатации станции. В качестве источника циркуляционной воды принимаем пруд - охладитель, так он характеризуется более низкой и устойчивой температурой воды, меньшими ее потерями и не большим расходом электроэнергии на циркуляционные насосы. Схема пруда охладителя представлена на рисунке 18.1. Площадь от места сброса от места забора:

где F^a - активная или транзитная площадь без застойных зон, м²;

- коэффициент использования пруда, зависящий от его формы.

При правильной вытянутой форме пруда , при неправильной , при округленной .

Активная площадь пруда охладителя:

где N_к - полная мощность, кВт.

Расход технической воды на три турбины - 48000 м³/ч;

Расход технической воды в систему оборотного водоснабжения - 51504 м³/ч; Расход технической воды на маслоохладитель - 1200 м³/ч;

Расход технической воды на охладитель газа и воздуха - 1920 м³/ч;

Расход технической воды на подшипники - 384 м³/ч;

Слив с подшипников в систему ГЗУ - 96 м³/ч;

Расход технической воды в систему ГЗУ - 102,816 м³/ч;

Расход технической воды на ХВО - 51,408 м³/ч;

Расход осветленной воды - 2688 м³/ч;

Расход технической воды, пошедшей на золоотвал - 2976 м³/ч;

Потери на испарение и фильтрацию - 192 м³/ч;

Расход технической воды, сбрасываемой в пруд охладитель - 51253,776 м³/ч

Рисунок 18.1 - Схема циркуляционного охлаждения с прудом охладителем

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

19. Генеральный план

Генеральный план - план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения: главный корпус внутри которого размещается турбинное и котельное отделения, помещения для деаэраторов, щиты управления, оборудование пылеприготовления, бункера угля и пыли; топливоподача, состоящая из разгрузочного устройства, дробильного помещения, эстакад для ленточных транспортеров; склады топлива; распределительное устройство генераторного напряжения, повышающие трансформаторы и распределительные устройства, обычного открытого типа; дымовые трубы; химводоотчистка; система технического водоснабжения; система золо- и шлакоудаления с золоотвалами; мазутное хозяйство; здания и сооружения подсобного назначения: мастерские, склады, гараж, пожарная охрана, а также железнодорожные пути, автомобильные дороги, устройства водоснабжения, канализации.

Все здания и сооружения размещаются, как правило, в пределах основной ограды электростанции. Вне основной ограды размещаются золоотвалы, а также ряд других сооружений.

20. Компоновка главного корпуса

Главным корпусом электростанции называют главное ее здание, в котором размещают основное и связанное с ним вспомогательное оборудование. В главный корпус подается топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбоагрегатов и для других целей. Из главного корпуса отводится охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы котла, выводится конечная продукция - электрическая энергия и тепловая энергия с паром и горячей водой. Под компоновкой главного корпуса электростанции понимают взаимное размещение оборудования и строительных конструкций. При выборе компоновки главного корпуса основным является принцип размещения оборудования в соответствии с последовательностью технологического процесса.

Компоновка главного корпуса зависит от типа проектируемой ТЭЦ, мощности начальных параметров, назначения станции, вида топлива, климатических условий района и т.д.

Разрез главного корпуса ТЭЦ представлен на листе №3 графической части.

21. Индивидуальное задание

Содержащиеся в дымовых газах летучая зола, частиц несгоревшего топлива, окислы азота, сернистые газы и другие, загрязняют атмосферу и оказывают вредное влияние на живые организмы и растения, увеличивают износ механизмов и вызывают коррозию металлов, разрушающе действуют на строительные конструкции зданий и сооружений, основными мероприятиями, обеспечивающими чистоту воздушного бассейна и должные санитарно-гигиенические условия населенных пунктов и промышленных зон, являются:

- использование в энергоустановках газообразного и малосернистого жидкого топлива;

- глубокая очистка дымовых газов от золы, сернистых и других соединений;

- устройство высоких дымовых труб;

- создание санитарно-защитных зон между электростанцией и жилым массивом.

Система очистки дымовых газов на электростанции должна быть такой, чтобы на выходе из трубы они не создавали концентрацию вредных примесей в воздухе, превышающей предельно допустимую. Допустимые нормы загрязнния атмосферного воздуха населенных мест на уровне земли, устанавливаемые «Санитарными нормами», приведены в таблице

Таблица 21.1 - Допустимые нормы загрязнения атмосферного воздуха

Загрязняющие вещества	Предельно допустимая концентрация в атмосфере на уровне земли, мг/м3
	Максимальная разовая	среднесуточная
Сернистый ангидрид (SO2) Пыль нетоксическая (зола) Сажа (копоть)	0,5 0,5 0,15	0,15 0,15 0,05

Улавливание твердых частиц золы из потока дымовых газов осуществляют золоуловители. По физическому принципу действия они подразделяются на инерционные (сухие и мокрые) и электростатические.

Работа инерционных аппаратов основана на использовании сил инерции: выделение частиц происходит при изменении направления или скорости движения газового потока. В мокрых золоуловителях, кроме использования инерционного эффекта, дополнительное улавливание и удержание твердых частиц производится на водяной пленке.

Электростатическое улавливание в электрофильтрах твердых частиц основано на ионизации газовой среды под действием постоянного электрического поля высокой напряженности (50-80 кВ) и создании коронного разряда между разноименными электродами. В результате этого положительные и отрицательные ионы и свободные электроны, встречая на своем пути, взвешенные в газах частицы уноса, заряжают их и вместе с ними движутся к противоположно заряженным электродам, на которых происходит осаждение частиц. Коронирующие (излучающие) электроды являются отрицательными, а осадительные - положительными. Основная масса частиц собирается на осадительных электродах фильтра. Удаление осевшей на электродах золы осуществляется путем их периодического встряхивания с помощью специальных механизмов.

Для получения постоянного пульсирующего тока высокого напряжения применяются механические (при сухих топливах и большом содержании золы) и полупроводниковые (при влажных топливах с концентрацией золы менее 40 г/м³) выпрямители с автоматическим поддержанием оптимального напряжения на коронирующих электродах. Механические выпрямители применяются типов АФА-90-200 и АФАП-80-255.

Выбор типа золоуловителя определяется дисперсным составом и физическими свойствами золы, количеством улавливаемой золы, степенью очистки газов, санитарными нормами и т. д.

Эффективность работы золоуловителя характеризуется степенью очистки дымовых газов, представляющей отношение весового количества уноса, уловленного в аппарате, к весу уноса, содержащегося в дымовых газах до их поступления в аппарат.

В процессе очистки дымовых газов от золы происходит также снижение концентрации SО₂ в результате взаимодействия его с золой или растворения в воде (в мокрых золоуловителях).

В качестве сухих инерционных золоуловителей в настоящее время на станциях применяются лишь батарейные циклоны, состоящие из большого числа отдельных циклонов небольшого диаметра, включенных по газу параллельно. Степень очистки дымовых газов в батарейных циклонах составляет 70-80%, поэтому они применяются главным образом в качестве первой ступени комбинированной системы золоулавливания (с электрофильтрами) при высокой начальной концентрации золы.

Среди мокрых инерционных золоуловителей наибольшее распространение на электростанциях получили мокрые прутковые аппараты типа МП-ВТИ. Улавливание золы в этом золоуловителе происходит главным образом в орошаемой водой прутковой решетке. Частицы золы соприкасаются с поверхностью водяной пленки, образующейся на прутках, и улавливаются ею. Дальнейшая очистка дымовых газов происходит на водяной пленке, стекающей сверху вниз по внутренней поверхности цилиндра золоуловителя.

Мокрые прутковые золоуловители имеют расчетную степень очистки газов 85-90% и способны улавливать как мелкие, так и крупные фракции летучей золы.

Они характеризуются низкой стоимостью и простотой обслуживания. Снижение температуры и объема дымовых газов в результате контактирования с водой приводит к уменьшению мощности дымососов (одновременно снижается и самотяга дымовой трубы). Однако возможное увлажнение дымовых газов и растворение в воде окислов серы, содержащихся в газах, накладывает определенные ограничения на использование мокрых золоуловителей. Они могут применяться для топлив с приведенным содержанием серы и свободной извести не более 1%, и с содержанием щелочи в золе не более 20% при жесткости смывной воды не свыше 15 мг-экв/л. Температура газов после золоуловителя не должна, быть ниже 120 °С.

Удельный расход воды на мокрый золоуловитель равен 0,15-0,3 кг/м газа. Гидравлическое сопротивление золоуловителя составляет 80-100 мм.вод.ст.

Для защиты от коррозии и золового износа на прутки надеваются резиновые, фарфоровые или кварцевые трубки, а входной патрубок и нижняя часть скруббера футеруются изнутри кислотоупорными плитками.

В связи со снижением температуры дымовых газов и ухудшением
вследствие этого рассеивающего эффекта дымовых труб мокрые
золоуловители электростанциях большой мощности, особенно сжигающих сернистые топлива, не применяются.

Число устанавливаемых аппаратов на один парогенератор зависит от его производительности, но должно быть не менее двух.

Наибольшее распространение на электростанциях получает улавливание летучей золы с помощью электрофильтров. Электрофильтры бывают с вертикальным и горизонтальным ходом газов. По числу расположенных по ходу газов электрических полей они выполняются одно-, двух-, трех- и четырехпольными.

С увеличением числа полей степень очистки газов в электрофильтре повышается. В основном применяются трех- и четырехпольные горизонтальные фильтры, степень очистки газов в которых может достигать 99%. Вертикальные фильтры выполняются обычно однопольными, и их коэффициент полезного действия меньше горизонтальных.

Степень очистки газов в электрофильтре зависит от скорости, равномерности распределения и влажности газов, размера частиц, конструкции электродов и др.

Оптимальная скорость газов в активной зоне электрофильтра находится в пределах 1,2-1,5 м/с при сжигании каменных углей и 2-2,5 м/с при сжигании высоковлажных бурых углей.

Достоинствами электрофильтров являются высокая степень очистки дымовых газов и способность улавливать золу с частицами менее 10 мк, а также небольшой расход электроэнергии и малое гидравлическое сопротивление проходу газов. Основными недостатками их являются громоздкость, сложность эксплуатации и неудовлетворительная работа встряхивающего устройства, что значительно снижает степень очистки газов.

Для обеспечения наиболее высокой степени очистки дымовых газов от золы (98--99%) на электростанциях большой мощности, работающих на высокозольном топливе, применяются комбинированные золоуловители, состоящие из последовательно установленных аппаратов двух типов, например батарейный циклон с электрофильтром.

Из выше сказанного видно, что наиболее эффективными устройствами для очистки дымовых газов от золовых частиц являются электрофильтры. Так как зольность Черногорского угля, используемого для снабжения топливом проектируемой станции, не велика, поэтому для улавливания золы не требуется комбинированная схема очистки, то для проектируемой ТЭЦ в качестве золоулавливающих устройств можно установить электрофильтры.

Расчет электрофильтра:

Необходимая площадь активного сечения фильтра:

где V - объем дымовых газов, м³/с;

w - скорость газов в электрическом поле, м/с;

Исходя из площади активного сечения, выбираем электрофильтр ЭГА-40-12-6-3 с характеристиками:

количество газовых проходов - 40 шт;

активная высота электродов - 12м;

активная длина поля - 3,84м;

количество полей - 3шт;

общая площадь осаждения - 11250 м²;

длина - 17,28 м;

ширина по осям - 12,2 м;

высота19,9 м;

Удельная поверхность осаждения:

Скорость дрейфа частиц:

где Е - средняя напряженность поля, В/м;

- радиус частицы, м;

- динамическая вязкость воздуха по [11];

где U - напряженность поля осаждения, В;

d_э - расстояние между плоскостями осадительных и коронирующих электродов;

Расход электроэнергии на работу электрофильтра:

Мощность поля:

Мощность электроагрегата одного поля:

Расход электрической энергии:

где n - количество полей;

Удельные затраты электрической энергии на 1м³ поверхности:

КПД электрофильтра по[11]:

99,99%

Заключение

электрический мощность тепловой

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ на твердом топливе с электрической мощностью 300 МВт и максимальной отопительной нагрузкой 900 МВт в городе Абакане. В качестве основного оборудования были выбраны три турбины Т-100/120 -130 и четыре котла БКЗ-420.

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

Расчет принципиальной тепловой схемы с уточнением коэффициента регенерации по небалансу электрической мощности.

Расчет технико-экономических показателей работы проектируемой станции.

Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчет и выбор, на основании данных, полученных при расчете, вспомогательного оборудования (регенеративные подогреватели, деаэратор, насосы, сетевые подогреватели), элементов топливного хозяйства (систем топливоподачи, дутьевых вентиляторов, дымососов). Была выбрана дымовая труба.

После этого был составлен генеральный план проектируемой ТЭЦ, произведена компоновка главного корпуса и составлена схема ПТС, которые представлены на чертежах.

Список использованных источников

1. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1982.

2. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - М.: Минэнерго СССР, 1981.

3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1967.

4. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980. - 425 с.

5. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник/Под общ.ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина / М.: Энергоиздат, 1982 - 624с.

6. Цыганок А.П. Тепловые и атомные электрические станции: Учеб. пособие: В 2 ч. Ч. 2. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000. 123 с.

7. Цыганок А.П., Михайленко С.А. Проектирование тепловых электрических станций: Учеб. пособие. - Красноярск, КрПИ, 1991.

8. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред. Н.В. Кузнецова и др. - М.: Энергия, 1973.

9. Расчет содержания вредных веществ в дымовых газах при проектировании котлов и энергетических установок: Методическое указание к дипломному проектированию для студентов специальностей 1005 - Тепловые электрические станции, 1007 - Промышленная теплоэнергетика/Сост. С.М. Куликов, Е.А. Бойко; КГТУ. Красноярск, 1995.

10. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

11. И.С. Деринг, В.А. Дубровский, В.В. Криворучко Золоулавливающие устройства теплоэлектростанций: конструкции и методы расчетов: Учеб. пособие. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. 80 с.

Размещено на Allbest.ru