Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

Объектом проекта является ТЭЦ в городе Канске мощностью 500МВт,

С турбинами Т-100-130 в количестве пяти штук.

Основной целью работы состоит в определении расходов пара на турбину при заданной тепловой нагрузке, расчете систем пылеприготовления, топливоподачи, золошлакоудаления, также выбор основного и вспомогательного оборудования.

Расчеты проводились ручным методом и на ЭВМ.

По полученным результатам можно говорить о возможности строительства тепловой электрической станции.

Содержание

Введение

1. Расчет принципиальной тепловой схемы

1.1 Исходные данные

1.2 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

1.3 Построение процесса расширения пара в турбине

1.4 Определение параметров по элементам схемы

1.5 Расчет сетевой подогревательной установки

1.6 Определение расходов пара на турбину

1.7 Расчет сепараторов непрерывной продувки

1.8 Расчет регенеративной схемы ПВД

1.9 Расчет деаэратора

1.10 Расчет регенеративной схемы ПНД

1.11 Проверка по балансу мощности

2. Расчет показателей тепловой экономичности ТЭЦ

3. Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха

3.1 Регенеративные подогреватели

3.2 Деаэраторы

3.3 Сетевые подогреватели

3.4 Насосы

4. Выбор вспомогательного оборудования котельного цеха

4.1 Определение расходов топлива на ТЭЦ

4.2 Приемно-разгрузочные устройства

4.3 Ленточные конвейеры

4.4 Дробилки

4.5 Топливные склады

4.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

4.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Общая часть

1. Генеральный план

2. Компоновка главного корпуса

3. Выбор системы водоснабжения

4. Автоматизация производственных процессов

4.1 Регулирование температуры перегрева пара

5. Защита окружающей среды

5.1 Защита водоемов от загрязнения сточными водами

Введение

Сегодня электроэнергетика России имеет общую установленную мощность электростанций 215млн. КВт. В ее структуре 70% составляют тепловые электрические станции, половина из которых имеет крупноблочное оборудование на высокие и сверхвысокие параметры пара.

В электроэнергетике наступил переломный период старения оборудования и соответственно в связи с этим наступает нехватка мощностей электростанций.

В настоящее время суммарная мощность оборудования тепловых электростанций выработавших свой ресурс составит к 2005г. 55млн. КВт.

Поэтому техническое перевооружение и реконструкция электроэнергетики являются главными задачами отрасли.

Обеспечение высокого качества проектов электрических станций- важная задача ,имеющая народнохозяйственное значение в связи с ведущей и определяющей ролью энергетики в развитии всех отраслей народного хозяйства.

Тепловые электрические станции характеризуются значительными капитальными затратами, большим сроком строительства и длительным сроком эксплуатации.

Поэтому обеспечение надежности и экономичности, высокого уровня производительности и безопасности труда - важные задачи, стоящие перед проектировщиками тепловых электростанций.

1. Расчет принципиальной тепловой схемы

1.1 Исходные данные

ТЭЦ 500 МВт, в городе Канске, работающая на Ирша-Бородинском угле. Для покрытия, электрической и тепловой нагрузок, устанавливаем пять турбин Т 110-130, пар в которые поступает от пяти парогенераторов барабанного котла типа БКЗ-500. Турбина Т110-130 трех цилиндровая имеет два регулируемых отбора на сетевые подогреватели, без промежуточного перегрева.

Максимальная отопительная нагрузка ТЭЦ 1330 МВт.

1.2 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

Тепловая схема представлена на рис. 2.1.

Часть низкого давления состоит из одного двухпоточного цилиндра. Турбина имеет семь отборов два регулируемых и пять нерегулируемых отбора. Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в охладителе эжекторов, в двух охладителях уплотнений, в четырех подогревателях низкого давления, в деаэраторе и трех подогревателях высокого давления. Дренажи из подогревателей высокого давления сливаются каскадно в деаэратор. Дренажи из ПНД4 и ПНД5 сливаются каскадно в ПНД6 и оттуда дренажным насосом в трубопровод основного конденсата. Дренаж из ПНД7 сливается в конденсатор. После деаэратора вода подается в группу ПВД питательным насосом. Горячая вода на отопление подогревается в двух сетевых подогревателях. Пар на сетевые подогреватели подается из шестого и седьмого отборов турбины. Конденсат из сетевых подогревателей поступает в линию основного конденсата перед ПНД6. Непрерывная продувка котла направлена на двухступенчатый расширитель. Для уменьшения тепловых потерь с продувочной водой используем поверхностный теплообменник для подогрева воды из химической водоочистки. Из сепаратора первой ступени РНП1 выпар направляется в деаэратор, из второй ступени в ПНД6.

По заводским данным для турбины Т-110-130 из [5] принимаем:

электрическая мощность W_э=100МВт;

начальные параметры пара: Р₀=130 бар, t₀=545 ?С;

давление в конденсаторе турбины: Р_к=0,054 бар;

давление в деаэраторе: Р_g=6 бар;

Число регенеративных отборов пара-7

Давление регулируемых отборов пара:

верхнего Р= 0,6?5,5 бар;

нижнего Р= 0,5?2 бар.

давление нерегулируемых отборов:

Р_отб1=33,6 бар, Р_отб2=22,75 бар, Р_отб3=11,3 бар, Р_отб4=5,42 бар,

Р_отб5=2,78 бар, Р_отб6=1,00 бар, Р_отб7=0,20 бар

коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного зала h_сн^м3=1%

температура химически очищенной воды t_хов=30?С;

подогрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях

?t_оэ+?t_оу=12?С;

недогрев воды в ПВД Q_пвд=2?С;

недогрев воды в ПНД Q_пнд=4?С;

недогрев воды в СП Q_сп=5?С;

КПД дросселирования в регулирующих клапанах цилиндров:

з_др^ЦВД=95%; з_др^ЦСД=95%; з_др^ЦНД=95%;

Расчетное значение внутреннего относительного КПД

по цилиндрам: з_oi^ЦВД=83%; з_oi^ЦCД=85.2%; з_oi^ЦHД=80%

КПД парогенератора брутто з_пр^бр=92%;

КПД транспорта: з_тр=0,98;

КПД электромеханический: з_эж=0,98;

КПД теплообменников: з_то=0,98;

потери давления пара в трубопроводах до регенеративных подогревателей= 5%;

потери давления пара в трубопроводах до сетевых подогревателей=8%;

коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения h_сн^кд=1,2% от D_пр^бр

расход продувочной воды: h_пр=1,5% от D_пр^бр

температура воды сливаемой из подогревателя химически очищенной воды в техническую канализацию t_спх=60?С.

температурный график сети в расчетном режиме =150/70 С.

1.3 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс построен с учетом потерь в регулирующих клапанах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами. Из характеристики турбины имеем начальное давление пара 130бар, температура острого пара 545 С. Находим на i-s диаграмме точку (А₀') (рисунок 2.2.) Давление пара с учетом потерь в регулирующих клапанах ЦВД составляет, бар.

Р₀'=Р₀· з_др^ЦВД=127,5·0,95=121,125

Находим по i-s диаграмме точку (А_о). Определяем энтальпию пара в точке Ао. Далее из точки (Ао) проводим прямую, до пересечения с изобарой, соответствующей давлению пара за ЦВД. Отмечаем точку( В'0).

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД изображается линией (А₀'-В'0). Находим действительный процесс расширения пара в ЦВД, зная относительный внутренний КПД части высокого давления. При действительном процессе расширения, энтальпию пара в точке (В). можно определить, кДж/кг

i_B0= i_А0-( i_А0- i_B) з_oi^ЦВД

i_B0=3511,46-(3511,46-3131,92)·0,83=3195,98

где i_B- энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения пара в ЦВД, кДж/кг

Зная энтальпию i_B0, можно найти точку (В₀ ) на изобаре Р_отб1.

Давление в точке (В) определяем с учетом дросселирования в регулирующих клапанах ЦСД, бар.

Р_B= Р_отб1· з_др^ЦВД

Р_В=33,6·0,95=31,92

Из точки (В)- проводим прямую линию, до пересечения с изобарой, что

соответствует давлению пара за ЦСД. Действительный процесс расширения пара в ЦСД находим, зная относительный внутренний КПД части среднего давления.

Энтальпия пара в точке С₀, кДж/кг.

i_С0= i_В0-( i_В0'- i_С) з_oi^ЦСД

i_С0=3195,98-(395,98-2515,25)0,852=2616,0

где i_с энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения пара в ЦСД, кДж/кг.

Зная энтальпию i_С0, можно определить точку С₀ на изобаре Р_отб7.

Точку С найдем с учётом потери давления в регулирующих клапанах ЦНД, бар.

Р_С= Р_отб7· з_др^ЦНД

Р_С= 0,91·0,95=0,86

Из точки (С) - проводим прямую линию, до пересечения с изобарой, что соответствует давлению пара за ЦНД. Действительный процесс расширения пара в ЦНД, находим, зная относительный внутренний КПД части низкого давления.

Энтальпия пара в точке D₀, кДж/кг.

i_D0= i_C0'-( i_C0'- iк) з_oi^ЦHД

i_D0= 2616-(2616-2198.5)·0.8=2282

где iк- энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения пара в ЦНД. Зная i_D0 можно определить точку D₀ на изобаре Р_к.,

Используя значения давлений в отборах, находим по диаграмме энтальпии пара в этих отборах.

На рисунке 2.2. построен процесс расширения пара в турбине.



1.4 Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере ПВД-1. Потерю давления в паропроводах на пути от отбора турбины до подогревателя принимаем 5% [3].

Давление пара у подогревателя ПВД-1 с учетом потерь, бар.

Р_ПВД1=Р_отб1·0,95=33,6·0,95=31,92,

Где Р_отб1- давление пара в отборе, бар.

Температура конденсата греющего пара за ПВД-1, С. [2].

t_ПВД1= t_ПВД1=237,3.

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД-1, кДж/кг. [2].

t_ПВД1= 993,34.

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

t_ПВД1^пв= t_ПВД1- Q_ПВД1

t_ПВД1^пв =237,3-2=235,3.

Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг. [2].

t_ПВД1^пв=984,97

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

i_отб1=3195,98

Использованный теплоперепад,кДж/кг.

h_ПВД1=i₀-i_отб1

где iо- энтальпия острого пара, кДж/кг.

h_ПВД1=3511,46-3195,98=315,48

Аналогичным образом рассчитываем другие элементы схемы.

Результаты расчета сводим в таблицу 2.1.

1.5 Расчет сетевой подогревательной установки

Рисунок 2.3 - Установка по подогреву сетевой воды

Тепловая мощность блока, МВт.

Qбл^max =1330/5=266

Тепловая нагрузка отборов турбины составит, МВт.

Q_отб^тур=150

Тепловая нагрузка ПВК, МВт.

Qпвк= Qбл^max - Q_отб^тур=266-150 =116

Расход сетевой воды, кг/с.

G_с.в.= Q_отб^max/C·?t

G_с.в =266000/4.186·(150-70)=793.56

Где С-теплоемкость сетевой воды, кДж/кг,

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

Доля максимальной нагрузки, покрываемая отборами турбины.

б_тэц= Q_отб^тур/ Q_отб^max

б_тэц =150/266=0,56

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

t_сп2=t_ос+ Q_отб^тур/G_c.в.

t_сп2=293,02+150000/793,56=454,88

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

t_ос=70?С=> t_ос=70·4,186=293,02

Температура сетевой воды, ? С

t_сп2= t_сп2/4,186=454,88/4,186=109?

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

t_сп2^н= t_сп2+ Q_сп2=109+5=114

Из [2] находим что давление в СП-2 Р_СП2'=1,64 бар

Давление отборного пара, с учетом потерь на транспорт, бар

Ротб6=Р отб сп2/0,92=1,64/0,92=1,78

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых нагревателях. Определяем величину нагрева в каждом из них, С

?t =

?t = =89.5-70=19,5

Температура воды за нижним сетевым подогревателем СП1, С

t_СП1=t_ОС+Дt

t_СП1=70+19,5=89,5

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

t_сп1^н= t_сп1+ Q_сп

t_сп1^н =89,5+5=94,5

Из[2] находим, что давление в СП 1 Р_СП1'=0,84 бар

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

Р_т1=

Р_т1=0,84/0,92=0,91

Р_т2=

Р_т2=1,64/0,92=1,78

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем СП 1:

t_СП1=t_СП1·С

t_СП1=89,5·4,186=376,74 кДж/кг

1.6 Определение расходов пара на турбину

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

Расход пара на СП 2 составляет, кг/с

Dпс2=Gсв (tпс2-tпс1)/(iпс2-tк2)0,98

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

Расход пара на СП 1 составляет, кг/с

D_пс1= Gсв (tпс1-tос1)-Дпс2(tпс2-tпс1)0.98/(iпс1-tк1) 0,98

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

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

Для первого у_т1= =Нi-hотб7/Hi

у_т1=1229,46-867,86/1229,46=0,294

Для второго у_т2=Нi-hотб6/Hi

у_т2= 1229.46-825,46/1229.46=0,328

где Н_i- теплоперепад срабатываемый турбиной, кДж/кг;

h_ОТБ7 и h_ОТБ6- теплоперепады, срабатываемые до первого и второго теплофикационных отборов соответственно, кДж/кг

Принимаем коэффициент регенерации

К_рег=1,19 с последующим уточнением

Расход пара на турбину, кг/с.

D_т= К_рег·(+ У_т1 D_пс1+ У_т2D_пс2)

где Nэ - электрическая мощность турбоагрегата, кВт;

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

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

1.7 Расчет сепараторов непрерывной продувки

Рисунок 2.4 - Схема сепараторов непрерывной продувки

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с

D_м3^сн= h_м3^сн· D_т

D_м3^сн =0,01·121,62=1,22

Где h_м3^сн коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного зала.

Производительность парогенератора нетто, кг/с

D_ПГ^н= D_т+D_сн^м3

D_ПГ^н =121,62+1,22=122,84

Производительность парогенератора брутто, кг/с

D_ПГ^бр= Dпг/(1- hсн)

D_ПГ^бр = 122,84/(1-0,012)=124,33

где h_сн коэффициент расхода пара на собственны нужды котельного оборудования.

Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с

D_сн^ко= D_ПГ^бр- D_ПГ^н

D_сн^ко =124,33-122,84=1,49

Расход продувочной воды, кг/с

G_ПР= D_ПГ^бр· h_ПР

G_ПР =124,33·0,015=1,86

где h_пр коэффициент расхода продувочной воды

Расход питательной воды, кг/с

G_П.В.= D_ПГ^бр+ D_ПР

G_П.В.=124,33+1,86=126,19

Выпар из расширителя первой ступени, кг/с

D_РНП1= G_ПР(tпр-t'пр)/ i рнп1

D_РНП1= 1,86 (1640,4-670.4)/ 2086,57= 0,86

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

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

i_РПН1 теплота парообразования при давлении P_g=6 бар, кДж/кг.

Расход продувочной воды в расширитель второй ступени, кг/с

G_пр'=G_пр-Д_РПН1

G_пр'=1,86-0,86=1,00

Выпар из расширителя второй ступени, кг/с

D_РНП2= G"пр. (t'пр-t''пр)/ i рнп2

D_РНП2= 1,00(670,4-496,64)/2206,37=0,08

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

i_РПН2 теплота парообразования при давлении Ротб6=1,96 бар, кДж/кг.

Количество воды сливаемой в техническую канализацию, кг/с

G_пр"=G_пр'-D_РПН1

G_пр"=1,00-0,08=0,92

Внутристанционные потери конденсата, кг/с

G_ут =h_ут ·D_т

G_ут =0,015·121,62=1,82

_hут=1,5% коэффициент учитывающий потери конденсата.

Расход химически очищенной воды, кг/с

G_хов=G_пр"+G_ут+ D_сн^ко

G_хов =0,92+1,82+1,49=4,23

Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки, кДж/кг

tдоб= t_хов+ G''пр.(t''пр-tсл)/ Gхов

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

где t_хов=t_хов·С=30·4,186=125,58 кДж/кг энтальпия воды сливаемой в техническую канализацию.

1.8 Расчет регенеративной схемы ПВД

Регенеративная схема с подогревателем высокого давления представлена на рисунке 2.5



Рисунок 2.5 - Схема включения ПВД в регенеративную схему

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

D1= G_п.в.·(t_пвд1- t_пвд2)/ ( i_отб1- t_отб1)· з_то

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

где з_ТО КПД теплообменника;

t_пвд1. - энтальпия питательной воды за ПВД 1, кДж/кг;

t_пвд2. - энтальпия питательной воды за ПВД 2, кДж/кг;

i_отб1 энтальпия пара из первого отбора , кДж/кг;

t_отб1 энтальпия конденсата пара из первого отбора, кДж/кг.

Значение энтальпий берутся из таблицы 2.1

Уравнение теплового баланса для ПВД 2

D₁( t_отб1- t_отб2)· з_то+ D_2.·(i_отб2- t_отб2)· з_то= G_п.в.·(t_пвд2- t_пвд3)

Отсюда расход пара на ПВД2 составит, кг/с

D₂= G_п.в.·(t_пвд2- t_пвд3)- D₁( t_отб1- t_отб2)· з_то./(i_отб2- t_отб2)· з_то

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

где t_пвд3 энтальпия питательной воды за ПВД3, кДж/кг;

i_отб2 энтальпия пара из второго отбора, кДж/кг;

t_отб2 энтальпия конденсата из второго отбора , кДж/кг.

Значение энтальпий берутся из таблицы 2.1

Тепловой баланс для ПВД 3

(D₁+ D₂)·( t_отб2- t_отб3)· з_то+ D₃·(i_отб3- t_отб3)· з_то= G_п.в.·(t_пвд3- t_пв)

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

t^пэн = t_пв+?t^пэн

?t^пэн повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе:

?t^пэн==

?t^пэн =22590Дж/кг=22,59кДж/кг

?Р_пн =Р_б-Р_д

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

з_ПЭН КПД питательного насоса;

Vср - удельный объем воды, при температуре 158С, м/кг.

Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг

t_пв^пэн=664,86+22,59=687,45

Расход пара на ПВД3, кг/с

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

i_отб3 энтальпия пара из третьего отбора, кДж/кг;

t_отб3 энтальпия конденсата пара из третьего отбора, кДж/кг.

1.9 Расчет деаэратора

Рисунок 2.6 - Схема деаэратора

Материальный баланс для деаэратора:

D_ПВД + D_РНП1+ D_Д+ G_ок+ G_доб= G_п.в.+ G_ут

где Dпвд=D1+D2+D3 - дренажи конденсата греющего пара ПВД 1,ПВД 2,ПВД 3 соответственно, кг/с; Dрнп - выпар из РНП1, кг/с;

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

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

Gдоб - расход добавочной воды, кг/с;

Gпв - расход питательной воды, кг/с;

Gут - потери питательной воды с утечками, кг/с.

16.34+0.86+Dд+Gок+4.23=126,19+1.82

Gок+Dд=106,58

Тепловой баланс для деаэратора:

D_ПВД· t_отб3+D_РНП1· i_РНП1+ Д_д· i_отб3+ G_ок·tпнд4 + G_доб·t_доб=(G_п.в.+G_ут) t_п.в.

где t_отб3 - энтальпия конденсата третьего отбора, кДж/кг;

i_РНП1 - энтальпия выпара из РНП1, кДж/кг;

i_отб3 - энтальпия греющего пара из третьего отбора , кДж/кг;

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

tдоб- - энтальпия химочищенной воды, кДж/кг;

tпв - энтальпия питательной воды после деаэратора, кДж/кг.

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

Dд 2966,8+Gок 623,55 = 70040,27

Gок + Dд =106,58

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

Dд =1,83 и Gок =105,05

1.10 Расчет регенеративной схемы ПНД

Рисунок 2.9 - схема включения групп ПНД

Уравнение теплового баланса для ПНД 4:

D₄( i_отб4- t_отб4)· з_то=G_ок·(t_пнд4- t_пнд5) (2.1)

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

D₄= (G_ок·(t_пнд4- t_пнд5)/ ( i_отб4- t_отб4)· з_то (2.2)

где з_тоКПД теплообменника, t_пнд4 энтальпия основного конденсата за ПНД 4,кДж/кг; t_пнд5 энтальпия основного конденсата за ПНД 5, кДж/кг; i_отб4 энтальпия пара из 4-го отбора, кДж/кг; t_отб4энтальпия конденсата из 4-го отбора, кДж/кг; Gок -расход основного конденсата в деаэратор, кДж/кг.

Значение энтальпий берутся из таблицы 2.1

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

Уравнение теплового баланса для ПНД5:

D₄·( t_отб4- t_отб5)· з_то+ D₅·( i_отб5- t_отб5)·з_то=G_ок( tпвд5- t_см1) (2.3)

В этом уравнении неизвестны две величины: Расход пара из отбора на ПНД5=>D₅ и энтальпия основного конденсата после первой точки смешения t_см1. Составим уравнения материального и теплового балансов для первой точки смешения и запишем все три уравнения в системе:

D₄·( t_отб4- t_отб5)· з_то+ D₅·( i_отб5- t_отб5)·з_то=G_ок( tпвд5- t_см1) (2.4)

G_ок=G_ок'+D_рнп2+ D₄+ D₅+ D₆ (2.5)

G_ок· t_см1= G_ок.'·t_пнд5+(D_рнп2+ D₄+ D₅+ D₆)· t_пнд6 (2.6)

В этой системе неизвестны 4 величины D₅, t_см1, расход основного конденсата через ПНД6 G_ок' и расход пара из отбора на ПНД6. Добавим систему уравнение теплового баланса для ПНД6:

D₄( t_отб4- t_отб5)·з_то+ D_5.·(i_отб5- t_отб5)· з_то= G_ок.·(t_пнд5- t_см1) (2.7)

G_ок=G_ок'+D_рнп2+ D₄+ D₅+ D₆

G_ок· t_см1= G_ок.'·t_пнд5+(D_рнп2+ D₄+ D₅+ D₆)· t_пнд6

[D₆·(i_отб6- t_отб6)+D_рнп2·(i_рнп2-t_отб6)+(D₄+ D₅)·(t_отб5- t_отб6)]·з_то= G_ок.'·(t_пнд6- t_см2)

В этой системе неизвестны 5 величин: D₅, t_см1, G_ок', D₄ и энтальпия основного конденсата после второй точки смешения t_см2. Добавим в систему уравнений уравнения материального и теплового балансов для второй точки смешения:

D₄-( t_отб4-t_отб5)· з_то+ D_5.·(i_отб5- t_отб5)· з_то= G_ок.·(t_пндl5- t_см1) (2.11)

G_ок=G_ок'+D_рнп2+D₄+D₅+ D₆ (2.12)

G_ок·t_см1=G_ок.'·t_пнд5+(D_рнп2+ D₄+ D₅+ D₆)· t_пнд6 (2.13)

[D₆·(i_отб6- t_отб6)+ D_рнп2·(i_рнп2- t_отб6)+(D₄+ D₅)·(t_отб5- t_отб6)]·з_то=G_ок.'·(t_пнд6- t_см2)

G_ок'·t_см2G_ок.·t_пнд+(D_т1+D_т2)· t_см1' (2.15)

G_ок'·t_см2=G_ок."·t_ок^пнд7+(D_т1+D_т2)·tпс (2.16)

В получившейся системе имеем 6 неизвестных величин: D₅, t_см1, G_ок', D₆, t_см2, G_ок". Предварительно оцениваем энтальпию основного конденсата после первой точки смешения t_см1 =483 кДж/кг с последующей проверкой по балансу. Определяем расход пара на ПВД-5, кг/с:

D₅= D₄·( t_отб4-t_отб5)·з_то -G_ок.·(t_пнд5- t_см1)/ _.·(i_отб5- t_отб5)· з_то (2.17)

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

где i_отб5энтальпия пара из пятого отбора, кДж/кг;

t_отб5энтальпия конденсата пара из пятого отбора, кДж/кг.

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

D₆=G_ок- G_ок- D_рнп2-D₄- D₅ (2.18)

Подставив полученное выражение в уравнение (2.14)

G_ок·(t_пвд6- t_см2)=[(G_ок- G_ок'-D_рнп2- D₄- D₅)· ( i_отб6- t_отб6)+ D_рнп2·( i_отб2- t_отб2)+

(D₄+D₅)·( t_отб5- t_отб6)]· з_то (2.19)

где t_пвд6 -энтальпия основного конденсата после ПНД-6, кДж/кг;

t_см2 -энтальпия основного конденсата в точке смешения, кДж/кг;

G_ок'- расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с.

Выразим из него энтальпию основного конденсата после второй точки смешения:

t_см2=tпнд6[(Gок-G'ок-Dрнп2-D4-D5) ( i_отб6- t_отб6)+ D_рнп2·( i_отб2- t_отб2)+ / G'ок (D₄+D₅)·( t_отб5- t_отб6)]· з / G'ок (2.20)

Полученное выражение подставим в уравнение (2.16)

G_ок· (tпнд6[(Gок-G'ок-Dрнп2-D4-D5) ( i_отб6- t_отб6)+ D_рнп2·( i_отб2- t_отб2)+ / G'ок = G_ок."·t_пнд7+(D_т1 D_т2)· t_см1 (2.21)

Упростим выражение, раскрыв скобки из первой части

G_ок'·t_пнд6+[(G_ок- G_ок'-D_рнп2-D₄- D₅)·(i_отб6- t_отб6)+ D_рнп2·(i_рнп2- t_отб6)+(D₄+D₅)·(t_отб5-t_отб6)]·з_то= G_ок"· t_пнд7+(D_т1+D_т2)· t_см1 (2.22)

Из этого уравнения выразим расход основного конденсата через ПНД

G_ок"= G_ок'·t_пнд6+[(G_ок- G_ок'-D_рнп2-D₄- D₅)·(i_отб6- t_отб6)+ D_рнп2·(i_рнп2- t_отб6)+

(D₄+ D₅)·(t_отб5- t_отб6)]·з_то -(D_т1-D_т2)· t_см1 / tпнд7 (2.23)

Таким образом мы получим уравнение в котором неизвестна только одна величинарасход основного конденсата через ПНД6. Подставляя численные значения в уравнение (2.23) находим методом подбора расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с

G_ок'=84,32

Подставив это значение в уравнение (2.18) найдем расход пара из отбора на ПНД-6, кг/с

D₆=G_ок-G_ок'-D_рнп2-D₄-D₅

D₆=105,05-84,32-0,08-4,86-1,786=14,00

Уточним значение энтальпии основного конденсата после первой точки смешения, подставив численные значения G_ок', D₅ и D₆ в уравнение системы (2.13)

t_см1= G_ок.'·t_пнд5+(D_рнп2+ D₄+ D₅+ D₆)· t_пнд6 / t_{см 1}

Итого энтальпия в точке смешения равна, кДж/кг

t_см1= 84,32 479,72+(0,08+4,86+1,786+14,00)496,46/105,05 =483,00

Ошибки расхождения между принятым t_см1=483 кДж/кг и получившимся нет. Расхождений с предварительно оцененным значением нет, поэтому нет необходимости повторно рассчитывать ранее найденные значения расходов G_ок', D₅ и D₆. Расход основного конденсата через ПНД7,кг/с

G_ок"= G_ок'-D_т1-D_т2

G_ок"=84,32-31,4-33,4=19,32

Уравнение теплового баланса для ПНД7:

G_ок"·(t_пнд7- t_к)= D₇·(i_отб7-t_отб7)· з_то

где t_кэнтальпия основного конденсата после охладителей пара с с уплотнения эжектора, кДж/кг

t_к= t_н+?t_сп+эж

t_к =147,6+50,16=197,76

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

tн- энтальпия конденсата после коденсатора из таблицы 2.1, кДж/кг

Расход пара из отбора на ПНД7, кг/с

D₇= G_ок"·(t_пнд7- t_к)/ (i_отб7-t_отб7)· з_то

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

где i_отб7 энтальпия пара из седьмого отбора, кДж/кг;

t_отб7энтальпия конденсата пара из седьмого отбора, кДж/кг.

Расход пара в конденсатор, кг/с

Р_к= G_ок"- D₇

Р_к =19,32-1,6=17,32

Проверка материального баланса пара на турбину, кг/с

D_т=D_к+D₁+D₂+D₃+D_д+D₄+D₅+D₆+D₇+D_т1+D_т2

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

120,96-121,62·100% /120,96= 0,54%

1.11 Проверка по балансу мощности

Внутренняя мощность турбины,МВт

N_i=?D_i h_i

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

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт

N_э= N_i·з_эм

N_э =103,039·0,98=100,97

Небаланс мощности, МВт

?N=N_э-N_э^ном

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

Уточняем расход пара на турбину, кг/с

?D_т= К_рег·

?D_т =1,19·100,97/1229,46 0,98=0,099

Уточнение расхода пара, кг/с

D_т'=D_т+ ?D_т

D_т'=121,62+0,099=121,719

Уточняем коэффициент регенерации:

К_рег'= К_рег·( D_т'/ D_т)

К_рег'=1,19(121,719/120,62)=1,2008

Ошибка расхождений:

1,2008-1.19·100% /1,19= 0,9075%

Ошибка не значительная, поэтому пересчета не требуется.

2. Расчет показателей тепловой экономичности ТЭЦ

Расходуемая тепловая мощность турбоустановки:

Q_э= D₀·( i₀- t_п.в.)+D_рнп1(i_рнп1- t_п.в.)+D_рнп2(i_рнп2-t_п.в.)-+G_хов(t_п.в.- t_хов')

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

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

где Qэ - расходуемая тепловая мощность,МВт;

D₀ - расход перегретого пара на турбоустановку, кг/с;

D_рпн - расход выпара из расширителей непрерывной продувки, кг/с;

D_хов - расход добавочной воды, кг/с;

tпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

iо - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

tхов - энтальпия добавочной воды, кДж/кг;

Тепло, отдаваемое тепловому потребителю:

Q_т=D_т1·( i_отб7-t_с.в)+D_т2·(i_отб6- t_с.в)

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

где Qт - тепло отдаваемое тепловому потребителю, кВт;

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

tсв - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Затраты тепла на выработку электроэнергии, кВт.

Q_ту=Q_э-Qт

Q_ту^э =305942,199-158224,906=147717,293

Тепловая мощность котла:

Q_пе= D_пе·( i_пе- t_п.в.)+D_пр(t_пр- t_п.в.)

Q_пе=121,719(3511,46-984,97)+1,86(1640,4-984,97)=308718,197

где Q_пе- - тепловая мощность котла, МВт;

D_пе - производительность котла по пару, кг/с;

D_пр - расход продувочной воды, кг/с

Частный КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

з_ту^э = Wэ/Qту

где Wэ - отпуск электроэнергии, кВт

з_ту^э = 100000/147717,293=0,67

КПД по производству электроэнергии на станции:

з_с^э= з_тр· з_пг^бр· з_ту^э=0,99· 0,92· 0,67=0,61

где з_тр - КПД транспорта тепла:

з_тр= Qэ/Qпе= 305942,199/308718.197=0,99

з_пг^{бр- --}КПД парогенератора принимаем 0,92 /3/

КПД ТЭЦ по производству и отпуску тепла:

з_с^т= з_тр· з_т· з_то з_пг^бр

з_с^т =0,99·0,912·0,92=0,83

где з_т - КПД турбоустановки по отпуску тепла

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, кг/кВт·ч.

в_э= 0,123/ з_с^э

вэ= 0,123/0,61=0,201

Удельный расход условного топлива на производство тепла, кг/ГДж.

в_т= 34,1/ з_с^т

в_т= 34,1/ 0,83=41,08

Удельный расход тепла, кДж/кВт·ч

q== 3600/0,61=5901,63

Удельный расход пара, кг/кВт·ч

d===2,988

где H_i теплоперепад, срабатываемый турбоустановкой, кДж/кг.

Выработка электроэнергии на тепловом потреблении, кВт.

W_лэ=[ D_т1·( i₀- i_отб7)+ D_т2·( i₀- i_отб4)]· з_эж

W_лэ =[33,4(3511,46-2643,6)+31,4(3511,46-2831,69)]·0,98=49324,7

Удельная выработка электроэнергии на единицу теплового потребления

Э=

Э=49324,7/158224,906=0,3117

3 Выбор вспомогательного оборудования

3.1 Регенеративные подогреватели

Тип и мощность, устанавливаемой турбины, предопределяют типы отдельных элементов вспомогательного оборудования, так как заводы изготовители турбин поставляют их вместе со вспомогательным оборудованием по типовой спецификации для каждой турбины.

Подогреватели высокого и низкого давления выбираем по заводским данным, для турбины Т-100/120-130-3 так их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД 1: ПВ42523037,

где 425площадь нагрева, м²;

230максимальное давление в трубной системе, бар;

35максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД 2: ПВ42523025;

ПВД 3: ПВ42523013:

Подогреватели низкого давления выбираем по [5]

ПНД 4: ПН250167IV;

ПНД 5: ПН250167IV;

ПНД 6: ПН250167IV;

ПНД 7: ПН250167III;

3.2 Деаэратор

Деаэраторы выбирают по пропускной способности деаэрационной колонки /3/. Объем баков рассчитывается на пятиминутный запас воды.

Выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДСП500М с характеристиками:

емкость 10,5 м³;

давление 6 бар;

производительность 500 т/ч;

аккумуляторный бак:

емкость 100 м³;

давление 7 бар.

3.3 Сетевые подогреватели

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

Нижний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-2-8-1

где ПСГ- подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности теплообмена, м;

2- давление пара, бар;

8- давление сетевой воды, бар;

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

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

давление пара Рп = 0,03-0,2 Мпа;

давление воды Рв - 0,88 Мпа;

максимальная температура сетевой воды на входе t =115С

Верхний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-3-8-2

где ПСГ- подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности теплообмена, м;

3- давление пара ,бар;

8- давление сетевой воды, бар;

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

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

давление пара Рп = 0,06-0,25 Мпа;

давление воды Рв - 0,88 Мпа;

максимальная температура сетевой воды на входе t = 120С

3.4 Насосы

Выбор питательных насосов

Питательный насос выбираем по производительности (с запасом 7%) и напору, м/ч

G=G·1,07·3,6=121,62·1,07·3,6=509,7

H=1,4· Р₀=1,4·127,5=178,51 м.вод.ст.

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

Выбираем питательный электронасос ПЭ 580185 с характеристиками:

где производительность580 м/ч;

напор2030 м вод.ст.;

частота вращения 2904 об./мин;

КПД80%

Мощность электродвигателя ПЭН

Р_н=1,05·

Р_н ==3,82

где Dпроизводительность, м³/с;

Рн- мощность электродвигателя ПЭН, МВт;

гплотность питательной воды [3], кг/м³

Выбор конденсатных насосов.

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

D=D_к+D_т1+D_т2

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

где D - производительность насоса, т/ч

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

Выбираем конденсатные насосы КсВ 320160 с характеристиками:

подача 320 м³/4;

напор 160 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 об/мин;

мощность 185 кВт;

КПД 75%.

Выбор циркуляционных насосов

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

Число блоков на станции - 5. Насосы размещаем в центральной береговой насосной ( четыре штуки ), так как их установка в машинном зале, из расчета два насоса на один блок, потребует большего количества насосов.

Расчетный расход цирк. воды на ТЭЦ составит:

Q=5·16000=80 м³/ч

Выбираем насосы типа ОП2110 с характеристиками:

производительность Q =21960 м³/4;

полный напор 16,2 м.вод.ст.;

число оборотов 485 об/мин;

КПД8087%;

Необходимое количество насосов на береговой, шт

П=Qр/Q=80000/21960=4

Мощность электродвигателя, кВт

Р=

Выбор сетевых насосов.

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

Производительность СН, м³

G=Gсв/2 3,6=793,56/2 3,6=1428,4

Не имея точных данных, для определения напора СН принимаем равным 60 м.вод.ст. выбираем СН СЭ 180070 с характеристиками:

подача 1800 м³/4;

напор 70 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 об/мин;

мощность 295 кВт;

КПД 82%.

4. Проектирование топливного хозяйства

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется бурый уголь Б2. Ирша-Бородинского месторождения со следующими характеристиками.

Таблица 4.1 Характеристики угля

W1р, %	А1р, %	Sк+4р, %	С1р, %	Н1р, %	N1р, %	O1р, %
33	6	0,2	43,7	3	0,6	13,5

Qнр,кДж/кг	V1р, %	t1, ?C	t2, ?C	t3, ?C	V10, м3/кг	Vр0, м3/кг
15700	48	1180	1210	1230	3,62	4,39

По t₃=1230?C выбираем на устанавливаемом котлоагрегате твердый тип шлакоудаления [3].

4.1 Определение расходов топлива на ТЭЦ

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяются из следующего соотношения:

В_рас = D_пе·( i_пе- t_п.в.)+D_пр(t_пр- t_п.в.)/ Q_р

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

где В_рос - расчетный расход топлива, кг/с;

D_пе - производительность котла по пару, кг/с;

D_пр - расход продувочной воды, кг/с;

Q_р - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг

Часовой расход топлива на ТЭЦ составляет, т/ч.

В_?= В_рас·n

В_?= 21,55·5=107,79 3600 =387,9

где nчисло котлов на ТЭЦ.

4.2 Приемно разгрузочное устройство

По расходу топлива на станции используем два вагоноопрокидывателя роторного трех опорного типа, один из которых - резервный. Характеристики вагоноопрокидывателя:

число опрокидываний за 1 ч30;

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

мощность электродвигателя 2х36 кВт.

Применение вагоноопрокидывателей экономически целесообразно на тепловых электростанциях с расходом топлива свыше 150 т/ч. Разгрузочное устройства с вагоноопрокидывателями позволяют снизить количество эксплуатационного персонала, занятого на разгрузке, уменьшить длительность простоя ж/д полувагонов на территории ТЭЦ, разгружать большое количество топлива в минимально короткие сроки.

В России разработаны и применяют следующие типы вагоноопрокидывателей:

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

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

торцевой - разгружает вагоны наклоном их в сторону одного из торцов.

Для разгрузки вагонов грузоподъемностью до 125 т применяют разгрузочные устройства с роторными вагоноопрокидывателями. Производительность таких вагоноопрокидывателей принимается исходя из 10 циклов в час, т.е. 10 вагонов грузоподъемностью 93 и 125 т, и 12 циклов в час для вагонов грузоподъемностью 60 т. При поступлении вагонов различной грузоподъемности за расчетный вагон условно принимается вагон средневзвешенной грузоподъемности. Топливо (уголь, сланец) разгружается из вагонов в приемный бункер, расположенный под вагоноопрокидывателем. Для предотвращения налипания и зависания топлива, стенки бункера обогреваются. Верхняя часть бункера перекрыта решетками, размер ячейки которых зависит от крупности поступающего топлива. Для мелкого топлива размер ячейки принимается 350х350 мм, для крупнокускового550х550 мм. Угол наклона стенок бункера должен быть не менее 55?. Из бункеров топливо подается ленточными питателями. Если после питателей для предварительного дробления крупнокускового топлива устанавливают дискозубчатые дробилки, то для предотвращения их поломок от случайных металлических предметов, попавших в топливо, в качестве приводного барабана питателей применяют шкивной магнитный сепаратор. Надвиг груженных вагонов в вагоноопрокидыватель и откатка порожних - механизированы. Управление вагоноопрокидывателем и механизмами по надвигу и откатке вагонов осуществляется оператором со щита управления, расположенного в разгрузочном устройстве. Для дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива на решетках бункеров устанавливают дробильно фрезерные машины, а для зачистки вагонов от остатков топлива на вогоноопрокидывателе установлены вибраторы.

4.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива на станции составляет, т

В_сут= В_?·24

В_сут =387,9·24=9309,6

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

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

В_рас= В_сут/Т

В_рас =9309,6/21=443,3

где Т число часов работы топливоподачи, ч.

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

В_л= в²·с·г· К_L

где в ширина ленты;

с скорость ленты, м/с;

г рассыпной вес топлива, т/ м³;

К_б коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте.

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

К_б - [3] (при использовании ленты конвейера желобного типа и значении угла естественного откоса для бурого угля 45 ? [3])

В_л= 1·2·0,85·375=657,5

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

W_б=

где zдлина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

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

К_zкоэффициент, зависящий от длины лент;

К₁ коэффициент, зависящий от ширины лент;

Принимаем длину конвейера z =50 м;

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

Мощность на валу приводного барабана:

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

где В_л производительность конвейера, т/ч.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводного станции, кВт:

W_эл=

W_эл=1,25 х175,65/0,95 х 0,96 = 240,75

где К₃ - коэффициент запаса [3];

з_эд - КПД электродвигателя [3];

з_д - КПД редуктора [3].

4.4 Дробилки

пар турбина деаэратор подогревательный

Принимаем на проектируемой станции двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива, используем молотковые мельницы, с подвижной дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котлоагрегат В_рас=77,4 т/ч выбираем производительность 67?105 т/ч дробление типа СМ19А с характеристиками:

производительность - 67?105 т/ч;

диаметр ротора -1000 мм;

длина ротора -800 мм;

частота вращения -1000 об/мин;

мощность электродвигателя -125 кВт.

Емкость бункера сырого угля, м³

V_б=

V_б =21,55 х 5/0,85 0,8=158,45 где К₃ коэффициент заполнения примесей [3];

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

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

требуемая мощность1кВт.

4.5 Топливные склады

Для обеспечения электростанции топливом создают резервные его запасы:

оперативный резерв в бункерах главного корпуса и в расходном складе,

долговремнный резерв на резервном складе.

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

Топливо на складе укладывают в штабеля. Форма штабелей угля на плане зависит от занимаемой складом территории и от типа применяемых на складе основных механизмов. Высота штабелей для этого топлива не ограничивается, и обуславливается лишь техническими возможностями складских механизмов.

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

F=

где nчисло суток запаса топлива на складе;

hвысота штабеля, м;

цкоэффициент учитывающий угол естественного сползания топлива в штабеле;

Принимаем: n=30 сут; h=15 м; ц=0,85.

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

4.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

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

Расчетная производительность мельницы, т/ч.

1,35 х77,5 /3 х 1,1=31,7

где К_локоэффициент размолоспособности [3];

n- число мельниц, шт.

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

Производительность 40 т/ч;

диаметр ротора 2000 м;

длина ротора 2590 м;

частота вращения 590 об/мин;

мощность электродвигателя 630 кВт.

4.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

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

V_внсб=1,05·В_р·V⁰(б_т·? б_т? б_пп+? б_ввп)· ;

где V⁰ теоретическое количество воздуха по табл.2.1;

б_т коэффициент избытка воздуха в топке [3];

? б_пп присос воздуха в систему пылеприготовления;

? б_ввп относительная утечка воздуха [3];

t_хв температура холодного воздуха, С;

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

Расчетная производительность дымососа:

V_Д= В_р·[ V_р⁰+(б_g1)·V⁰·]

V_г⁰ теоретический объем продуктов сгорания [табл.2];

б_D коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

t_g температура газов у дымососа, ?С;

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

Расчетный напор РВ и дымососа, кПа

Н=1,1? Н_пот,

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