Основными параметрами поверхностных подогревателей, определяющими пригодность их для данной турбины, служат: пропускная способность (кг/с); давление греющего пара (МПа); давление воды (МПа) и поверхность нагрева (м²).

Подогреватель высокого давления выбираем так, чтобы характеристики удовлетворяли данным, полученным в ходе расчета ПТС [3].

ПВД-7: ПВ-450-230-50, где 450 - площадь поверхности теплообмена,; - максимальное давление в трубной системе, ; - максимальное давление в корпусе, .

ПВД-6: ПВ-450-230-35.

ПВД-5: ПВ-450-230-25.

Подогреватели низкого давления [2]:

ПНД-4: ПН-250-16-7-IV.

ПНД-3: ПН-250-16-7-IV

ПНД-2: ПН-250-16-7-IV.

ПНД-1: ПН-250-16-7-III.

За расчетную производительность примем расход конденсата в летний период. Принимаем напор конденсатных насосов в приделах .

Выбираем конденсатные насосы КсД 140-140/3 количеством 2 шт. (на турбину), с характеристиками [2]:

· Производительность: ;

· Максимальный напор: ;

· Частота вращения: ;

· Мощность электродвигателя: ;

КПД: .

4.6 Выбор циркуляционных насосов

Суточный расход топлива составляет, :

Топливо подается в котельную двумя параллельными линиями ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная часовая производительность каждой нитки, :

,

где - число часов работы топливо подачи.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле, :

,

где - ширина ленты, ;

- скорость ленты, ;

- насыпной вес топлива, ;

- коэффициент, учитывающий угол естественного откоса.

Мощность на вал приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства определяются по формуле, кВт:

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

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

- коэффициент, зависящий от длины ленты [2];

- коэффициент, зависящий от ширины ленты [2].

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, :

где - коэффициент запаса [2];

- КПД электродвигателя [2];

- КПД редуктора [2].

5.4 Дробилки

Применяем на проектируемом блоке двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива используем молотковые незабивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котельный агрегат по расчетному расходу топлива выбираем дробилки типа СМ-19А с характеристиками [2]:

· Производительность - ;

· Размеры ротора

длина - ;

диаметр - ;

· Частота вращения ротора -;

· Масса - ;

· Мощность электродвигателя - ;

Емкость бункера сырого угля, :

где - число часов работы котельного агрегата на топливе, запасенном в бункерах;

- коэффициентом заполнения [2];

- насыпной вес угля [2].

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с шириной ленты , длиной . Производительность при высоте слоя , требуемая мощность - .

5.5 Топливные склады

Емкость склада угля рассчитываем на месячный запас при 20 часах работы в сутки всех котлов.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, ориентировочно определяем по формуле, :

где - число суток запаса топлива на складе;

- высота штабеля, ;

- коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле [2].

5.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигание Ирша-Бородинского бурого угля применяем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами (рис 9).

Устанавливаем четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет .

Рисунок 9. - Замкнутая индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием пыли:

1-бункер сырого угля; 2-молотковая мельница; 3-горелки; 4-короб горячего воздуха; 5-воздухоподогреватель.

Расчетная производительность мельницы, :

где - количество мельниц на котле;

- коэффициент размолоспособности [6].

Мельница ММТ 1500/2510/750 имеет следующие характеристики:

· Производительность - ;

· Частота вращения - .

5.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Теоретический объем воздуха, :

Теоретический объем азота, :

Теоретический объем трехатомных газов, :

Теоретический объем водяных паров, :

Теоретический объем продуктов сгорания, :

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, :

,

где - коэффициент избытка воздуха в топке, принимаем равным [7];

- присос воздуха в топке, принимаем равным [7];

- присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным [2];

- относительная утечка воздуха в ВЗП [2];

- температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, :

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

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-26-II у с характеристиками [2]:

· Производительность - ;

· КПД - ;

· Частота вращения - ;

· Мощность - ;

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

Выбираем дымососа типа ДН-22х2 с характеристиками [2]:

· Производительность - 285;

· КПД - 83%;

· Частота вращения - 744;

· Температура газа - 100 ;

· Мощность - 345 ;

6. Золоулавливание и золоудаление

6.1 Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтром ЭГА-2-58-12-6-3 (рис 10) с горизонтальным движением дымовых газов, с площадью активного сечения 188,2, площадь осаждения осадительных электродов 16300, количество полей 3 шт. Количество коронирующих электродов 174шт, осадительных 177шт. Из бункеров зола направляется в золонакопители, после чего машинами-миксерами удаляется на золоотвал (рис11).

Рисунок 10. - Схема электрофильтра типа ЭГА

1-подводящие газоходы; 2-газораспределительная решетка; 3-коронирующий электрод; 4-осадительный электрод; 5-механизм встряхивания коронирующих электродов; 6-механизм встряхивания осадительных электродов; 7-бункер для пересыпки золы из верхнего яруса.

Рисунок 11. - Схема золоудаления

Расход летучей золы на входе в фильтр определятся по формуле, :

где - доля золы уносимая газами;

- зольность топлива, ;

- потеря с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу,:

где - КПД золоуловителя.

6.2 Золоудаление

Удаление шлака из-под топок устанавливаемых котлоагрегатов осуществляется непрерывно с помощью шнекового транспортера, передвигающегося в заполненной ванне, 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 шлакоотвале вода осветляется, насосами перекачивается обратно на станцию.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с электростанции, :

Расход золы, :

Расход шлака, :

Расход воды, :

Расчетный расход пульпы, :

где ; ; - соответственно удельный вес шлака, золы и воды, .

Диаметр шлакозолопровода, :

где - расчетная скорость пульпы, .

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа Гр-8 с характеристиками [2]:

· Производительность - 36-75;

· Давление на выходе из насоса - 0.17-0.135 ;

· Мощность на валу насоса - 3.33-4.7 ;

· Мощность электродвигателя - 10 ;

· Частота вращения ротора - 1450 .

7. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

тепловой электростанция топливный труба

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, [8]:

Выбросы оксидов азота,:

где - коэффициент, зависящий от режима работы котла.

- поправочный коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива и способ шлакоудаления [8].

Выбросы оксидов серы, [8]:

где - доля оксидов серы, которая улавливается летучей золой в газоходах котла;

- доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителе.

- безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере:

- для газообразных выбросов

- для золы

Приведенная масса вредных примесей,:

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

Минимально допустимая высота трубы определяется по формуле,:

где A - коэффициент учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным ;

, - безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса;

- количество дымовых труб;

- объем удаляемых дымовых газов через трубу, равен;

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

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

Принимаем высоту трубы равную . Далее находим следующие коэффициенты.

,

где - диаметр устья трубы, .

Скорость газов в устье дымовой трубы, :

< , принимаем дымовую трубу высотой , изготавливаем из железобетона.

Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, :

где - скорость ветра на высоте над уровнем земли, принимаем равной 5 [8]; - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбранной трубе принимаем .

8. Водоснабжение ТЭС

Для охлаждения пара в конденсаторах используется циркуляционная вода из реки Енисей, схема водоснабжения прямоточная. (рис 12).

Рисунок 12. - Принципиальная схема прямоточного водоснабжения

1-конденсаторы; 2-центральная насосная; 3-напорные магистрали; 4-сливной канал; 5-сливные колодца; 6-переключательный колодец; 7-перепускной канал; 8-водоочистительные решетки; 9-циркуляционные насосы.

9. Генеральный план

Генеральный план - план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения:

- устройство размораживающее

- весы тензорные

- вагоноопрокидыватель

- узел пересыпки

- склад топливный

- мазутное хозяйство

- служебный корпус

- проходная

- водородные ресиверы

- железные дороги

- ленточные конвейеры

- котельный цех

- турбинный цех.

10. 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 строительства конструкций. При выборе компоновки главного корпуса основным является принцип размещения оборудования в соответствии с последовательностью технологического процесса.

При разработке компоновки главного корпуса необходимо обеспечить:

надёжность и бесперебойность, экономичность эксплуатации, безопасные условия работы персонала;

возможность быстрого и качественного проведения ремонтов оборудования;

быстрое и дешёвое сооружение электростанции и увеличение её мощности.

Поперечный разрез главного корпуса представлен в графической части проекта и включает:

парогенератор,

турбина,

БСУ,

электрофильтр,

групповой щит управления,

дымосос,

мельничный вентилятор,

молотковая мельница,

деаэратор,

питатель сырого угля,

мостовые краны

11. Индивидуальное задание

В качестве индивидуального задания было предложено заменить первый по ходу конденсата подогреватель низкого давления ПНД 1(поверхностный), на подогреватель смешивающего типа. После чего произвести расчет схемы, и по расчетным данным выбрать марку подогревателя (смешивающего) рис.13.

Рисунок 13. - Вертикальный смешивающий подогреватель

1-подвод пара из отбора турбины; 2-отвод паровоздушной смеси; 3-подвод основного конденсата; 4-напорный коллектор; 5-перегородка; 6-водянной обратный клапан; 7-аварийный перелив в конденсатор; 8-отвод конденсата; 9-подвод воды из обратного клапана; 10-подвод пара из уплотнений турбины; 12-слив из уплотнений пит. насосов.

Зададимся коэффициентом регенерации , неизвестные расходы возьмем из выше посчитанных пунктов (4,5,6,7,8,9),т.к коэффициент регенерации остался прежним, то и расходы на группу ПВД не изменятся. Пересчитаем расходы пара на группу ПНД.

=,

где - теплоперепад срабатываемый турбиной;

Ниже представлена схема группы ПНД, рис. 14

Рисунок 14. - Схема включения ПНД.

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

Расход пара на ПНД-4, :

.

Уравнение теплового и материального баланса для ПНД-3, ПНД-2,ПС-1, ТС-1 и ТС-2:

Составим из этой системы уравнений матрицу и решим ее через общий и дополнительный определитель, с помощью программы Office Exel. Численные значения неизвестных будут следующие.

;

;

;

;

;

;

Расходырассчитаны в пунктах &5,7,8,9.Далее производим проверку найденных расходов по пару и по мощности.

Проверка баланса пара в турбине:

, где:

;

;

В результате этой проверке мы получили допустимую погрешность в пределах

Проверка по балансу мощности:

,

где ;

;

;

;

;

;

;

;

Погрешность расчета составляет:

,

В результате проверке мы получили погрешность в допустимых пределах.

Вывод: Заменив подогреватель поверхностного типа ПНД 1, на смешивавающий, уменьшился расход пара ,т.к. в данном подогревателе отсутствует недогрев, значит расхода пара необходимого для подогрева воды нужно меньше.

Выбираем смешивающий подогреватель типа ПНСВ-800-2 с характеристиками:

Расход конденсата - 800 т/ч,

Температура конденсата - 49/94 град,

Рабочее давление в корпусе - 0,0857 МПа,

Объем корпуса - 23,4 м,

Расход пара - 57 т/ч,

Температура пара - 134 град

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ для г.Красноярска электрической мощностью 270 МВт, максимальной отопительной мощностью 360 МВт. ТЭЦ работает на Ирша-Бородинских бурых углях.

На станции установлены четыре котлоагрегата БКЗ-420/140 с двумя турбоагрегатами типа ПТ-135-130/15.

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

- расчет принципиальной тепловой схемы с уточнением коэффициента регенерации;

- расчет технико-экономических показателей проектируемой станции;

- выбор и расчет вспомогательного оборудования;

- конструирование и краткий расчет систем топливоснабжения;

- золоудаление и газоочистки;

- расчет высоты дымовой трубы.

- индивидуальное задание (расчет и конструкция подогревателя смешивающего типа)

Список использованных источников

1. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые электрические станции: Учебное пособие. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. 300 с.

2. Цыганок А.П., Михайленко С.А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. - Красноярск: КГТУ, 2006. 136 с.

3. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1982. 624 с.

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

5. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

6. Котельный агрегат: Справочно-нормативные данные по курсовому проектированию для студентов специальности 100500 / Сост. И.С. Деринг, В.А. Дубровский, Т.И. Ахорзина. - Красноярск: КГТУ, 2000. 40 с.

7. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции - М.: Энергоатомиздат, 1987.

8. Золоулавливающие устройства теплоэлектростанций: конструкции и методы расчетов: Учеб. Пособие. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2001. 80 с.

9. Промышленные тепловые станции: Учебник для вузов/ Баженов М.И., Богородский А.С; под ред. Е.Я. Соколова. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1979. - 269 с.

Размещено на Allbest.ru