ТЭЦ для крупного промышленного центра
Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования. Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии. Укрупнённый расчёт котлоагрегата. Компоновка главного корпуса. Методы подавления образования окислов азота на газо-мазутных котлах.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 03.03.2013 |
| Размер файла | 539,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования Республики Беларусь
Белорусская государственная политехническая
академия
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Кафедра «Тепловые электрические станции»
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
ТЭЦ для крупного промышленного центра
Введение
Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-энергетического комплекса. Однако проблема обеспечения потребителей необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к обострению.
Республика Беларусь на 80% зависит от поставок ТЭР из России. В настоящее время республика покупает энергоносители в России по ценам ниже мировых. В дальнейшем ожидается переход на мировые цены и зависимость республики от ввоза энергоресурсов несомненно усилится. В связи с этим проблема сокращения импорта ТЭР приобретает государственное значение.
Тепловые электрические станции являются на сегодняшний день основным источником электрической энергии. Даже современные КЭС на сегодняшний день имеют невысокий КПД - это обусловлено технологией производства (ограничивает термический КПД цикла). Выработка электрической энергии на тепловом потреблении позволяет существенно повысить КПД и тем самым снизить расход столь дорогого на сегодняшний день топлива. В связи с этим проектирование и строительство новых ТЭЦ является основным направлением сбережения топливных ресурсов. Очевидно, что подобное направление топливосбережения возможно лишь при стабильной экономике и активно развивающемся производстве, требующем большие объёмы тепловой энергии. Несомненно, что экономическое положение нашей республики на сегодняшний день не позволяет строить мощные ТЭЦ или КЭС, именно поэтому станции небольшой мощности, требующие относительно небольших капиталовложений сегодня имеют наибольшую актуальность.
Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что значительно упрощает обслуживание ТЭЦ, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации персонала.
С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за текущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего своевременно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к уменьшению эксплуатационных затрат.
1. Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования
1.1 Величины тепловых нагрузок
Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных отборов для турбин (10) приведена в таблице 1.1.:
Табл.1.1 Величины отборов турбин
|
Тип турбоагрегата |
Количество |
QТФО , Гкал/ч |
QТХО , Гкал/ч |
|
|
Т-110/120-130 |
2 |
204 |
- |
|
|
ПТ-80-130 |
1 |
70 |
116 |
Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю на теплофикацию из отборов турбин:
Qчтфо=2Qтфо т-110+Qтфо пт-80=2204+70=478 Гкал/ч .
Принимаем коэффициент теплофикации: тф=0,55 (10).
Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию:
QТЭЦтф=Qчтфо/тф=4780,55=869,1 Гкал/ч.
Технологическая нагрузка:
Принимаем: тх=0,95,
1.2 Обоснование тепловых нагрузок
Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем тс=0,94. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет (10):
для отопления и вентиляции qОВГОД=4,06 Гкал/годчел; hОВMAX=2500 час.
для горячего водоснабжения qГВГОД=1,16 Гкал/годчел; hГВMAX=3500 час.
час.
тогда число жителей определяем как:
жителей.
Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:
отопление и вентиляция
Гкал/год.
горячее водоснабжение
Гкал/год.
Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году
Гкал/год.
Максимальная часовая нагрузка:
Гкал/час
Гкал/час
Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:
Гкал/год.
1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ
В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 2хТ-110/120-130 + ПТ-80-130. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем Т-175/210-130 + ПТ-80-130.
1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов
Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется:
Qпвк=Qтэцтф-Qтэцтфо=869,1-478=391,1 Гкал/ч.
n=QПВК180=391,11004
Принимаем 4 пиковых водогрейных котлов типа КВГМ-100 произвоительностью по 100 Гкал/ч.(16).
Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:
вариант I - 2хТ-110/120-130 и ПТ-80-130;
вариант II - Т-175-130 и ПТ-80-130.
1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии (вариант 1)
1.5.1. Расчёт капиталовложений в ТЭЦ
Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ (10) приведены в таблице 1.2.
Табл.1.2 Капиталовложения в основное оборудование
|
Тип |
Затраты на 1 оборудования (млн. $) |
||
|
оборудования |
Головной |
Последующий |
|
|
Т-110/120-130 |
28,2 |
14,1 |
|
|
ПТ-80-130 |
24,1 |
12 |
|
|
БКЗ-420 |
12,1 |
9,5 |
|
|
КВГМ-100 |
3,381 |
1,139 |
Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:
КТЭЦ=k(К1ПТ-80+К1БКЗ-420+2 К2Т-110+3 К2БКЗ-420+К1ПВК+3К2ПВК)=3(24,1+12,1+214,1+39,5+3,381+31,139)=300 млн. $
где k=3 - коэффициент поправки капиталовложений.
Удельные капиталовложения в ТЭЦ
млн.$/МВт =1000$/кВт;
Капиталовложения в тепловые и электрические сети:
Ктс=0,3Ктэц=0,3300=90 млн.$;
Клэп=0,1Ктэц=0,1300=30 млн.$.
1.5.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ
Определим годовой расход топлива для первого варианта состава оборудования.
Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 1.3)(10).
Табл.1.3 Энергетические характеристики турбин Т-110 и ПТ-80, МВт/МВт
|
Турбина |
r k |
r |
WТФО |
Wтхо |
c |
а |
|
|
Т-110/120-130 |
2,33 |
1,315 |
0,6 |
- |
34,9 |
20,7 |
|
|
ПТ-80-130 |
1,98 |
0,97 |
0,54 |
0,3 |
11,6 |
16,8 |
Qтгод=aT+rкNтh-rЭт+Qтфоhтфо+ Qтхоhтхо;
Эт=WтфоQтфоhтфо+ WтхоQтхоhтхо-cT ,
Где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;
c - потери мощности в отборах,МВт;
T - число часов работы турбины в году, ч/год;
h - годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;
rк - относительный прирост для конденсационного потока;
r - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке, МВт/МВт;
Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.
Wтхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;
Принимаем (10):
T=6500 ч/год; h=5500 ч/год; hтфо=4500 ч/год; hтхо=5500ч/год.
Этт-110= 0,6.236,6.4500-34,9.6500=411970 МВт-ч/год;
Этпт-80=0,54.81,2.4500-11,6.6500+0,3134,565500=343940 МВт-ч/год;
Qтгод т-110=20,7.6500+2,33.110.5500-1,315.411970+236,6.4500=
=2067159,5 МВт-ч/год;
Qтгод пт-80=16,8.6500+1,98.80.5500-0,97.343940+81,2.4500+
+134,565500=1752258 МВт-ч/год.
Общий годовой расход теплоты:
МВт-ч/год;
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Этэц=Nтhэл(1-Эс.н./100)
где Эс.н.=9% - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ;
Этэц=300.5500(1-9/100)=1,502106 МВт-ч/год.
Общая потребность в теплоте от паровых котлов:
Qка=(1,02…1,03)(+Qроу);
Qроу=(1-тх)Qтх,
где Qтх=Qтхоhтхо=1161,165500=740080 МВт-ч/год.
Qроу=(1-0,95)740080=37004 МВт-ч/год;
Qка=1,03(5886577+37004)=6,1.106 МВт-ч/год .
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:
Bка=Qка/(КАКП)=6,1106/(0,93.8,14)=0,81106 т у.т./год,
Где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.
Расход топлива на ПВК:
Bпвк=Qпвкhтфо(1-тф год)/(пвкKп)=391,1.4500(1-0,87)/
/(0,88.8,14)=31940 т у.т./год,
где тф год - годовой коэффициент теплофикации при часовом тф=0,55 (10).
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Bтэц=Bка+Bпвк=0,81106+31940=0,84.106 т у.т./год .
1.5.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ
Постоянные издержки:
Ипост=1,3(1,2КТЭЦРа/100+kштNТЭЦзсг),
Где Ра =4,1 % - норма амортизации (10),
зсг=2000 $/год - заработная плата, среднегодовая,
kшт=0,8 чел./МВт - штатный коэффициент (10),
Ипост=1,3(1,23001064,1/100+0,83002000)=19,3106 $/год
Переменные издержки:
Ипер=ВТЭЦЦтут=0,8410670=54,7106 $/год,
Где Цтут=70 $/тут - цена тонны условного топлива.
Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:
ИТС= 0,075КТС=0,07590106 =6,75106 $/год,
ИЛЭП=0,034КЛЭП=0,03430106 =1,02106 $/год.
Приведенные затраты на ТЭЦ:
ЗТЭЦ=Ен( КТЭЦ+КТС+КЛЭП)+ Ипост+Ипер+ИТС+ИЛЭП,
ЗТЭЦ=(0,12(300+90+30)+19,3+57,4+6,75+1,02) 106 =134,87 млн./год.
где Ен=0,12 - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капиталовложений.
1.6 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии (вариант 2)
Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице 1.4.
Табл.1.4. Состав основного оборудования
|
Тип турбоагрегата |
Количество |
QТФО, Гкал/ч |
Qтхо, Гкал/ч |
|
|
Т-175/210-130 |
1 |
314 |
- |
|
|
ПТ-80-130 |
1 |
70 |
116 |
Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:
QТФОПТ-80=70 Гкал/ч; QТФОТ-175=314 Гкал/ч (16);
QТФО =70+314=384 Гкал/ч;
Часовой отпуск тепла от ТЭЦ
QТФ=QТФО/ТФ=384/0,55= 698,2 Гкал/ч
Годовой отпуск тепла от ТЭЦ:
QгТФ= QТФОhТФ/гТФ =3844500/0,87=1986207 Гкал/год
Необходимый отпуск теплоты от ПВК:
Qпвк=Qтф-Qтфо=698,2-384=304,2 Гкал/ч.
n=QПВК180=304,21003 шт.
Ставим три ПВК КВГМ-100.
Капиталовложения показаны в таблице 1.5.
Табл.1.5. Капиталовложения в основное оборудование
|
Тип |
Затраты на 1 оборудования (млн.$ ) |
||
|
оборудования |
головной |
последующий |
|
|
ПТ-80-130 |
24,1 |
12,0 |
|
|
Т-175/210-130 |
42,3 |
26,8 |
|
|
БКЗ-420 |
12,1 |
9,5 |
|
|
КВГМ-100 |
3,381 |
1,139 |
Общие капиталовложения в ТЭЦ:
КТЭЦ=k(К1БКЗ-420+2 К2БКЗ-420+ К1ПТ-80+К2Т-175+К1ПВК+2 К2ПВК)=3(12,1+29,5+24,1+26,8+3,381+21,139) 106 =263 млн. $
Удельные капиталовложения в ТЭЦ:
млн.$/МВт=1031$/кВт.
Капиталовложения в тепловые и электрические сети:
Ктс=0,3Ктэц=0,3263=78,9 млн.$;
Клэп=0,1Ктэц=0,1263=26,3 млн.$.
Определим годовой расход топлива для второго варианта состава оборудования.
Энергетические характеристики (10) для турбин приведены в таблице 1.6.
Табл.1.6. Энергетические характеристики турбин Т-175 и ПТ-80, МВт/МВт
|
Турбина |
rk |
r |
WТФО |
Wтхо |
c |
а |
|
|
Т-175/210-130 |
2,316 |
1,3 |
0,6 |
- |
24,4 |
29,89 |
|
|
ПТ-80-130 |
1,98 |
0,97 |
0,54 |
0,3 |
11,6 |
16,8 |
Qтгод=aT+rкNтh-rЭт+Qтфоhтфо+ Qтхоhтхо;
Эт=WтфоQтфоhтфо+ WтхоQтхоhтхо-cT
где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;
c - потери мощности в отборах,МВт;
T - число часов работы турбины в году, ч/год;
h - годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;
rк - относительный прирост для конденсационного потока;
r - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке,МВт/МВт;
Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.
Wтхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;
Принимаем (10):
T=6500 ч/год; h=5500 ч/год; hтфо=4500 ч/год; hтхо=5500ч/год.
Этт-175= 0,6.364,24.4500-24,4.6500=824848 МВт-ч/год;
Этпт-80=0,54.81,2.4500-11,6.6500+0,3134,565500=343940 МВт-ч/год;
Qтгод т-175=29,89.6500+2,316.175.5500-1,3.824848+364,24.4500=
=2990213 МВт-ч/год;
Qтгод пт-80=16,8.6500+1,98.80.5500-0,97.343940+81,2.4500+
+134,565500=1752258 МВт-ч/год.
Общий годовой расход теплоты:
МВт-ч/год;
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Этэц=Nтhэл(1-Эс.н./100)
где Эс.н.=9% - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ;
Этэц=255.5500(1-9/100)=1,27106 МВт-ч/год.
Общая потребность в теплоте от паровых котлов:
Qка=(1,02…1,03)(+Qроу);
Qроу=(1-тх)Qтх,
где Qтх=Qтхоhтхо=1161,165500=740080 МВт-ч/год.
Qроу=(1-0,95)740080=37004 МВт-ч/год;
Qка=1,03(4,74.106 +37004)=4,9.106 МВт-ч/год .
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:
Bка=Qка/(КАКП)=4,9106/(0,93.8,14)=0,64106 т у.т./год,
Где Kп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.
Расход топлива на ПВК:
Bпвк=Qпвкhтфо(1-тф год)/(пвкKп)=314,2.4500(1-0,87)/
/(0,88.8,14)=25660 т у.т./год,
где тф год - годовой коэффициент теплофикации при часовом тф=0,55 (10).
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Bтэц=Bка+Bпвк=0,64106+25660=0,67.106 т у.т./год .
Постоянные издержки:
Ипост=1,3(1,2КТЭЦРа/100+kштNТЭЦзсг),
Где Ра =4,1 % - норма амортизации (10),
зсг=2000 $/год - заработная плата, среднегодовая,
kшт=0,8 чел./МВт - штатный коэффициент (10),
Ипост=1,3(1,22631064,1/100+0,82552000)=17,6106 $/год
Переменные издержки:
Ипер=ВТЭЦЦтут=0,6710670=46,9106 $/год,
Где Цтут=70 $/тут - цена тонны условного топлива.
Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:
ИТС= 0,075КТС=0,07578,9106 =5,92106 $/год,
ИЛЭП=0,034КЛЭП=0,03426,3106 =0,89106 $/год.
Приведенные затраты на ТЭЦ:
ЗТЭЦ=Ен(КТЭЦ+КТС+КЛЭП) + Ипост+Ипер+ИТС+ИЛЭП, ЗТЭЦ=(0,12(263+78,9+26,3)+17,6+46,9+5,92+0,89)106=128,5 млн./год.
где Ен=0,12 - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности капиталовложений.
1.7 Выбор оптимального состава оборудования
Оптимальным, т.е. более предпочтительным для строительства, является вариант с наименьшими приведенными затратами. Разность приведенных затрат в менее чем на 5% говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).
Для более точного определения оптимального варианта проведём сравнение вариантов по NPV.
1.8. Сравнение вариантов по NPV
1.8.1 Расчёт NPV (вариант 1)
Балансовая стоимость основных фондов:
Сбоф=КТЭЦ+Ктс+Клэп=(300+90+30) 106=420 млн. $
Ликвидная стоимость основных фондов:
Слоф=5%Сбоф=0,05420106=21 млн.
Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:
1кВт ч=0,045$; 1ГДж/ч=13$.
Срок службы проектируемой ТЭЦ принимаем Тсл=25лет.
Норма амортизации:
Ра=(1/Тсл)100%=1/25100%=4%.
Прибыль после ввода в работу всего оборудования:
Пр=ЦнээЭТЭЦ + ЦнтэQТЭЦ- И+ Иа,
где И=Ипост+Ипер+Итс+Илэп=(19,3+57,4+6,75+1,02) 106=84,47 млн$,
Иа=(СбофРа)./100=4201064/100=16,8 млн.
Пр=451,502106+135,89106-84,47106+16,8106= 76,49106 $,
Расчётная формула NPV, :
,
где I=Сбоф- Слоф=(420-21) 106=399 млн.
Принимаем процентную ставку:
1) r=30%:
r=20%:
r=10%:
1.8.2 Расчёт NPV (вариант 2)
Балансовая стоимость основных фондов:
Сбоф=КТЭЦ+Ктс+Клэп=(263+78,9+26,3) 106=368,2 млн. $
Ликвидная стоимость основных фондов:
Слоф=5%Сбоф=0,05368,2106=18,41 млн.
Принятые тарифы на тепловую и электрическую энергию:
1кВт ч=0,045$; 1ГДж/ч=13$.
Срок службы проектируемой ТЭЦ принимаем Тсл=25лет.
Норма амортизации:
Ра=(1/Тсл)100%=1/25100%=4%.
Прибыль после ввода в работу всего оборудования:
Пр=ЦнээЭТЭЦ + ЦнтэQТЭЦ- И+ Иа,
где И=Ипост+Ипер+Итс+Илэп=(17,6+46,9+5,92+0,89) 106=71,31 млн$,
Иа=(СбофРа)./100=368,21064/100=14,73 млн.
Пр=451,27106+134,87106-71,31106+14,73106= 63,88106 $.
Расчётная формула NPV, :
,
где I=Сбоф- Слоф=(368,2-18,41) 106=349,79 млн.
Принимаем процентную ставку:
1) r=30%:
r=20%:
r=10%:
1.8.3 Анализ расчётов NPV
Анализ произведённых расчётов и построенных на их основе графики зависимости чисто дисконтированной стоимости (NPV) от процентной ставки (r) показал, что внутренняя норма доходности (IRR) для первого варианта больше, чем для второго. Поэтому для строительства ТЭЦ принимаем оборудование 1-го варианта, т.е. 2хТ-110/120-130, 1хПТ-800-130, 4хБКЗ-420, 4хКВГМ-100.
2. Расчёт тепловой схемы
Описание принципиальной тепловой схемы турбины Т-110/120-130
Принципиальная тепловая схема блока состоит из котла, ЦВД, ЦСД и ЦНД, конденсатора, деаэратора, ПВД и ПНД, сетевых подогревателей, питательного, конденсатного и дренажных насосов.
Принцип работы: пар из котла попадает в ЦВД через регулирующий клапан. ЦВД имеет один нерегулируемый отбор на ПВД; затем пар поступает в ЦСД, который имеет 4 нерегулируемых и 2 регулируемых отбора, от последних, кроме подогрева питательной воды в ПНД идёт на нагрев воды в сетевых подогревателях. После ЦСД пар идёт в ЦНД, после чего поступает в конденсатор, где охлаждается, конденсируется и через конденсатный насос попадает на линию ПНД. В схеме применён комбинированный отвод дренажа. После ПНД основной конденсат идёт в деаэратор, который разделяет пароводяной тракт на 2 части: в первой - давление основного конденсата, до деаэратора, создаётся конденсатными насосами; во второй - давление питательной воды, от деаэратора до котла, создаётся питательными насосами. Номинальноая мощность турбины - 110МВт, тепловая (отопительная) - 175,4Гкал/ч.
2.1 Исходные данные для расчета
Турбина имеет 7 регенеративных отборов и 2 теплофикационных. Мощность турбины N=110 МВт, начальные параметры Ро=12,75 МПа, tо=555С, давление в конденсаторе Рк=5кПа, турбоустановка работает в теплофикационном режиме Qт=Qтном, с двухступенчатым подогревом сетевой воды.
азот мазутный котел электроэнергия
2.2 Построение процесса расширения в hs-диаграмме
Для определения давления в отопительных отборах задаёмся тепловым графиком тепло сети 150/70.
Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем.
,
где - доля покрытия теплофикационной нагрузки турбоустановкой;
- температура прямой сети;
- температура обратной цепи.
Применяем равный подогрев сетевой воды в этом случае
- температура воды за первым подогревателем.
Температура насыщения пара в подогревателе:
-температурный напор;
- температура насыщения в ПСН;
температура насыщения в ПСВ.
По таблице термодинамических свойств воды и водяного пара (1) находим давление насыщения :
;
;
Давление в отборах определяем по формуле:
, где
;
.
На найденные давления в отборах имеются технические ограничения:
пределы изменения давления пара в верхнем отопительном отборе (включены оба отопительных отбора) 0,059-0,29;
пределы изменения давления пара в нижнем отопительном отборе (верхний отопительный отбор отключён) 0,049-0,196;
Данное ограничение выполняется, так как .
Давление пара в отборах турбины принимаем по справочным данным (5).
Табл. 2.1
|
Отбор |
Р, МПа |
|
|
I |
3,32 |
|
|
II |
2,28 |
|
|
III |
1,22 |
|
|
IV |
0,57 |
|
|
V |
0,294 |
|
|
VI |
0,098 |
|
|
VII |
0,037 |
Принимаем потери в регулирующих клапанах 3%, в перепускных трубах 2%, в диафрагме ЧНД 5%; относительный внутренний КПД: ЦВД - 0,8; ЦСД - 0,84; ЦНД - 0,78.
;
;
.
Так как пар на ПНД-2 и ПСВ отбирается из одного отбора (т.6), а давление , то давление в регенеративном отборе на ПНД-2 равно 0,2173.
Скорректируем давление в 5 отбое:
Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять =1 .
.
2.3 Составление таблицы состояния пара и воды в системе регенерации
Уточняем давление в подогревателях:
где: - потери давления в паропроводах отборов, принимаем 6 %.
Температура воды в подогревателях:
где: - температурный напор, принимаем 4 в ПВД, 2 в ПНД.
Принимаем давление воды в ПНД 1,5 МПа, в ПВД:
Рв=1,25 Ро=1,25 12,75=15,94 МПа
Табл. 2.2 Состояния пара и воды в системе регенерации
|
N |
Пар |
Конденсат |
Вода |
||||||
|
Р, МПа |
t (х), оС |
h, кДж/кг |
tн, оС |
h`, кДж/кг |
tв, оС |
Рв, МПа |
hв, кДж/кг |
||
|
0 |
12,75 |
555 |
3486 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
0` |
12,37 |
554 |
3486 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
1 |
3,32 |
418 |
3273 |
- |
- |
- |
- |
-- |
|
|
П1 |
3,12 |
418 |
3273 |
235 |
1013 |
231 |
15,94 |
993 |
|
|
1' |
3,25 |
417 |
3273 |
||||||
|
2 |
2,28 |
380 |
3199 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
П2 |
2,14 |
380 |
3199 |
215 |
922 |
211 |
15,94 |
903 |
|
|
3 |
1,22 |
320 |
3088 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
П3 |
1,15 |
320 |
3088 |
185 |
786 |
181 |
15,94 |
771 |
|
|
Д |
0,588 |
320 |
3088 |
157 |
662 |
157 |
0,588 |
662 |
|
|
4 |
0,57 |
258 |
2980 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
П4 |
0,54 |
258 |
2980 |
154 |
650 |
152 |
1,5 |
633 |
|
|
5 |
0,294 |
207 |
2887 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
П5 |
0,276 |
207 |
2887 |
131 |
549 |
129 |
1,5 |
547 |
|
|
6 |
0,098 |
120 |
2720 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
П6 |
0,092 |
120 |
2720 |
96 |
403 |
94 |
1,5 |
398 |
|
|
7 |
0,037 |
73 |
2616 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
П7 |
0,035 |
73 |
2616 |
72 |
302 |
70 |
1,5 |
294 |
|
|
К |
0,005 |
33 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
2.4 Расчёт теплообменных аппаратов
2.4.1 Расчёт расширителя непрерывной продувки
Так как турбина имеет только отопительные отборы и работает с барабанным котлом, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной продувки (рис. 2.3.).
Gp, hp``
в Д
Gпр, hпр
Gпр-Gр, hp`
Рисунок Расширитель непрерывной продувки
Давление в расширителе
МПа.
По Рр находим: кДж/кг, кДж/кг.
По давлению в барабане котла Рбар=14 МПа находим hпр=h`бар=1572,8 кДж/кг.
Принимаем КПД расширителя р=0,98.
Тепловой баланс расширителя:
2.4.2Расчёт деаэратора подпитки теплосети
Так как применяется двухступенчатый подогрев сетевой воды, то для деаэрации подпиточной воды используется вакуумный деаэратор.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Расход сетевой воды:
,
где кДж/ч;
кДж/(кг oС).
кг/ч
Величина подпитки теплосети:
т/ч.
Составим уровнение смешения для определения температуры на входе в ПСН:
,
где для вакуумных деаэраторов.
Определим расход пара в верхний и в нижний подогреватель:
,
где - определяем по давлению вподогревателе; .
т/ч;
,
где - определяем по давлению подогревателей;
т/ч.
2.5 Составление баланса пара и воды
Принимаем расход пара на турбину Gт=1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД Go=Gт+Gпрупл=1,015Gт. Паровая нагрузка парогенератора Gпе=Go+Gут=1,012 Go=1,027Gт, где потеря от утечек через неплотности Gут=0,012; Go=0,01218Gт.
Расход питательной воды Gпв=Gпе+Gпр=1,32Gт, где расход продувочной воды Gпр=0,005х хGпе=0,005135Gт. Приведенный расход продувочной воды G`пр=Gпр-Gp= =Gпр-0,409Gпр=0,591Gпр. Расход добавочной воды Gдоб=Gут+G`пр=0,01218Gт+0,591 0,005135Gт = 0,0152 Gт.
2.6 Расчёт системы ПВД
Из таблицы 2.2 находим:
h1=3273 кДж/кг h21оп=993 кДж/кг
h2=3199 кДж/кг h22оп=903 кДж/кг
h3=3088 кДж/кг h23оп=771 кДж/кг
jопп = f (Pпод j, tн j+20) hдр j = f (Pпод j, tв j+1+10)
h1опп=2866 кДж/кг hдр1=944 кДж/кг
h2опп=2861 кДж/кг hдр2=808 кДж/кг
h3опп=2835 кДж/кг hдр3=786 кДж/кг
Повышение энтальпии воды в питательных насосах:
кДж/кг.
Энтальпия воды перед ПВД 3 с учетом работы питательных насосов:
h13=h`д+hпн=666+20,9=686,9 кДж/кг.
Расход пара уплотнений, подаваемый на подогреватель:
Энтальпия пара уплотнений:
кДж/кг.
Тепловой баланс для ПВД 1:
Тепловой баланс для ПВД 2:
Тепловой баланс для ПВД 3:
Определяем нагрев воды в ОПП:
кДж/кг,
кДж/кг,
кДж/кг.
Уточняем энтальпии воды за подогревателями.
кДж/кг.
кДж/кг.
кДж/кг.
Составляем уточненные тепловые балансы.
Для ПВД 1:
Для ПВД 2:
Для ПВД 3:
Таким образом, получаем: hпв=1012кДж/кг, tпв=233С.
2.7 Расчёт деаэратора питательной воды
,
Составим уравнение материального баланса:
где Gпв=1,032Gт; Gвып=0,002Gок; Gр=0,002Gт;
.
Тогда
1,032+0,002Gок=0,137+Gд+Gок+0,02
Gд=0,893-0,998Gок
Уравнение теплового баланса:
1,032662+0,0022757Gок=
=[0,1137786+(0,893-0,998Gок)3088+633Gок+0,0022761]0,98.
Отсюда Gок=0,885 Gт; Gд=0,893-0,9980,885Gт=0,01Gт.
2.8 Расчёт системы ПНД
h4=2980кДж/кг h24=633 кДж/кг hдр4=650 кДж/кг
h5=2887 кДж/кг h25=547 кДж/кг hдр5=549 кДж/кг
h6=2720 кДж/кг h26=398 кДж/кг hдр6=403 кДж/кг
h7=2616 кДж/кг h27=294 кДж/кг hдр7=302 кДж/кг
Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД 4-5, связанных дренажными насосами:
;
;
;
.
Отсюда ;
Тепловой баланс для ПНД 6:
Принимаем для простоты расчета hдр6=h26.
Рассчитаем конденсатор ОУ+СП, ОЭ как один смешивающий подогреватель.
Примем G7=0, Gоэ=0,002 Gт
Расход пара в конденсатор:
Тепловой баланс для ОУ+СП и ОЭ:
Оценим энтальпию h27.
Отсюда кДж/кг, а оС, что меньше 60 оС, значит линия рециркуляции не работает. Но меньше =70 оС в таблице состояния пара и воды, следовательно ПНД 7 работает. Составим для него тепловой баланс:
2.9 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности
Расход пара при теплофикационном режиме:
кг/с,
Расход пара на турбину:
кг/с.
Тогда:
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с,
кг/с.
Мощность турбины:
Погрешность определения мощности составляет 0,92%.
3. Укрупнённый расчёт котлоагрегата
3.1 Исходные данные к расчету
Исходные данные (6) к расчету котлоагрегата БКЗ-420-140 НГМ приведены в таблице 3.1.
Табл.3.1. Исходные данные к расчету котла БКЗ-420-140
|
Паропроизводительность |
D= 420 т/ч. |
|
|
Давление свежего пара |
pп=140 кг/см2 |
|
|
Температура перегретого пара |
tп=5600С |
|
|
Температура уходящих газов |
tух=1300С |
|
|
Сопротивление газового тракта |
pг=298,5 кгс/м2 |
|
|
Сопротивление воздушного тракта |
pв=78,4 кгс/м2 |
|
|
Температура питательной воды |
tп.в. =2300С |
Для расчетов примем следующий состав газа, содержание по компонентам которого приведено в таблице 3.2.
Табл.3.2 Состав газа (в процентах)
|
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
C4H10 |
CO2 |
N2 |
|
|
94 |
0,8 |
0,2 |
0,05 |
1,0 |
3,95 |
3.2 Выбор температуры уходящих газов
Температура уходящих газов оказывает решающее влияние на экономичность работы парогенератора, так как потери тепла с уходящими газами являются наибольшими даже в сравнении с суммой других потерь. Снижение температуры уходящих газов на 12-160С приводит к повышению КПД котлоагрегата примерно на 1%. Однако глубокое охлаждение уходящих газов требует увеличение размеров конвективных поверхностей нагрева и во многих случаях связано с низкотемпературной коррозией.
Оптимальные значения температуры уходящих газов для различных топлив и параметров пара устанавливается на основании технико-экономического расчета. Так как в качестве топлива используется природный газ принимаем температуру уходящих газов tух=1300С.
3.3 Выбор температуры подогрева воздуха
Для открытых камерных топок при сжигании природного газа оптимальная температура подогрева воздуха определяется по формуле:
tоптг.в=tп.в+40+0,7(tух-120) ,0С
где:tп.в- температура питательной воды,
tух- температура уходящих газов,
tоптг.в=230+40+0,7(130-120)=2630С.
Температуру предварительного подогрева воздуха на входе в воздухоподогреватель, предотвращающую низкотемпературную коррозию, принимаем равную t'вп=300С ( 17).
3.4 Расчёт объемов воздуха и продуктов сгорания
Объемы продуктов сгорания и воздуха по общепринятой методике (17) выражаются в кубических метрах при нормальных условиях на 1кг сжигаемого топлива (твердого или жидкого) или на 1м3 газообразного.
Теоретический объем воздуха:
V0=0,0476[ (m+n/4)CmHn+0,5(CO+H2)+1,5H2S-O2], м3/м3;
V0=0,0476[(1+4/4)94,0+(2+6/4)0,8+(3+8/4)0,2+(4+10/4)0,05]=9,15 м3/кг
Теоретический объем продуктов сгорания:
V0N2=0,79V0+0,01N2 м3/м3;
V0N2=0,799,15+0,013,95=7,268 м3/м3
VRO2=0,01[mCmHn+CO2+CO +H2S], м3/м3;
VRO2=0,01[19494,0 +?20,8 +?30,2 +?40,5+1,0]=0,974 м3/м3;
V0H2O=0,01[n/2CmHn+H2+H2S+0,124dг+1,61V0], м3/м3;
Где dг- влагосодержание газообразного топлива; при расчетной температуре 100С
dг=10 г/м3
V0H2O=0,01[294,0+30,8?4?0,2+50,05+0,12410+1,619,15]==2,07м3/м3;
Для расчета действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам парогенератора принимаем коэффициент избытка воздуха в верхней части топки т и присосы воздуха в отдельных поверхностях нагрева .?
Коэффициент избытка воздуха т выбираем в зависимости от топочного устройства и вида сжигаемого топлива =0,05 (топочные камеры при сжигании природного газа с металлической наружной обшивкой).
Присосы воздуха в поверхностях нагрева котлоагрегата (17) приведены в таблице 3.3.
Табл. 3.3 Присосы воздуха в поверхностях нагрева
|
Поверхности нагрева |
Величина присоса |
|
|
Фестоны, ширмовый перегреватель на выходе из топки |
0 |
|
|
Конвективный перегреватель 1-ой ступени |
0,03 |
|
|
Конвективный перегреватель 2-ой ступени |
0,03 |
|
|
Конвективный перегреватель 3-ей ступени |
0,03 |
|
|
Водяной экономайзер 1-ой ступени |
0,02 |
|
|
Водяной экономайзер 1-ой ступени |
0,02 |
|
|
Регенеративный воздухоподогреватель |
0,2 |
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры получается прибавлением к т соответствующих присосов воздуха, т.е.
n=т+
Где n - номер поверхности нагрева по ходу дымовых газов.
Расчет объёмов продуктов сгорания в поверхностях нагрева представлен в таблице 3.4.
3.5 Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Для всех видов топлив энтальпии теоретических объёмов воздуха и продуктов сгорания при расчетной температуре определяются по формулам:
I0в=V0Cвt ,кДж/кг
I0г=(VR02CR02+ V0H20CH20+ V0N2CN2)t ,кДж/кг
Энтальпия продуктов сгорания при избытке воздуха определяется по формуле:
Iг= I0г +(-1)? I0в
Значение принимается за газоходами .
В приведенных выше формулах Cв ,CR02 ,CH20, CN2- теплоёмкости воздуха, трёхатомных газов, водяных паров и азота при постоянном давлении, кДж/м3К (17). Их значения приведены в таблице 3.5.
3.6 Коэффициент полезного действия котлоагрегата
Коэффициент полезного действия котлоагрегата определяется по формуле:
ка=100-(q2+q3+q4+q5+q6) ,%
Где q2 - потеря теплоты с уходящими газами;
q3- потеря теплоты с химическим недожогом;
q4- потеря теплоты с механическим недожогом;
q5- потеря теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата;
q6- потеря теплоты с физическим теплом шлаков.
Табл.3.4 Объёмы продуктов сгорания в поверхностях нагрева
Табл.3.5. Средние теплоёмкости воздуха и газов от 0 С до t С, кДж/м*К
При сжигании природного газа потери теплоты с механическим недожогом и физическим теплом шлаков отсутствуют т.е. q4=0 и q6=0 , потерю теплоты с химическим недожогом принимаем q3=0,5% (17). Потери тепла от наружного охлаждения котлоагрегата определяем при помощи таблицы 3.6.
Табл.3.6 Зависимость потери q5 от паропроизводительности котла
|
Паропроизводительность котла, D ,т/ч |
80 |
100 |
200 |
300 |
400 |
600 |
|
|
Потеря тепла q5,% |
0,75 |
0,70 |
0,60 |
0,50 |
0,40 |
0,30 |
Принимаем q5=0,4%.
Потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:
q2 =((Iух-ухI0хв)(100-q4))/Qрр, %
где Iух - энтальпия уходящих газов, определяется по величине tух из таблицы ,кДж/кг;
I0хв- энтальпия холодного воздуха, при расчетной температуре tхв=300С и =1;
I0хв=39,5V0=39,59,15=361,42 кДж/м3.
По таблице определяем энтальпию уходящих газов при tух =1300С Iух=2064 кДж/м3.
Располагаемое тепло на 1 м3 газа принимаем равным низшей теплоте сгорания газообразного топлива т.е. Qрр = Qрн=34422,4 кДж/м3 .
Тогда:
q2 =((2064-1,38361,42)(100-0))/34422,4=5,1 %.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата :
ка=100-(5,1+0,5+0,4)=94,0 %.
3.7 Определение расхода топлива
Расход топлива определяется по следующей формуле:
B=(Dпе(iпп-iпв)+Dвт(i''вт-i'вт)+Dпр(iк-iпв))/Qррка ,кг/с;
Где Dпе -расчетная производительность котлоагрегата ,кг/с;
iпп,iпв,iк -энтальпии соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды в барабане котлоагрегата, кДж/кг ;
Dвт -расход пара на вторичный перегрев , кг/с;
D пр -расход продувочной воды из испарительного контура котлоагрегата кг/с;
Dпр =0,01 Dпе
Расход газа:
Bг=(116,7(3485-993,7)+1,167(1651,5-993,7))/(0,9434422,4)=9 кг/с.
Расход мазута:
В=ВгQг/Qм=98480/9260=8,2кг/с.
4. Выбор вспомогательного оборудования
4.1 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения ТЭЦ
К вспомогательному оборудованию котельного отделения станции относятся дымососы и вентиляторы. Они должны надёжно обеспечивать подачу воздуха в топку котла и удаление продуктов сгорания при любых его режимах работы. При этом на привод тяго-дутьевых машин должно расходоваться минимальное количество электроэнергии.
Выбор вспомогательного оборудования производится для котлоагрегата БКЗ-420-140 ГМ. Так как производительность котлоагрегата менее 500 т/ч, то на него устанавливается по одному дымососу и вентилятору.
4.1.1 Выбор дымососов
Расход газов перед дымососами определяется по формуле
Qд = Вр( Vг0 + ( д - 1) Vв0) Тд / 273,
где д - коэффициент избытка воздуха перед дымососом;
Вр - расход топлива котлом;
Vг0 - теоретический объём продуктов сгорания;
Vв0 - теоретический объём воздуха;
Тд - абсолютная температура газов перед дымососом.
Qд = 32400 (10,63+0,019,45) 303/273 = 390835 м3/ч .
Расчётная производительность дымососов выбирается с запасом 10%,т.е
Qдр = 1,1 390835= 429918,5м3/ч.
Устанавливаем один дымосос 100% производительности марки ДН-26х2, подача Q=475000 м3/ч (6).
4.1.2 Выбор вентиляторов
Расход воздуха перед вентиляторами
Qв = в Вр Vв0 Тхв / 273,
где в - коэффициент избытка воздуха перед вентилятором, в = 1,05;
Тхв - абсолютная температура воздуха на всасе вентиляторов, Тхв =303 К.
Qв = 1,05 32400 9,15 303 / 273 = 345490 м3/ч.
Расчётная производительность вентиляторов с учётом запаса
Qв = 1,1 345490 = 379800м3/ч.
Выбираем дутьевой вентилятор ВДН-28,6-11у с подачей Q=380м3/ч (6).
4.2 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения ТЭЦ
Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения производится для турбоагрегата Т-110/120-130.
4.2.1 Выбор питательных насосов
Питательные насосы выбираются на подачу питательной воды при максимальной мощности ТЭЦ с запасом не менее 5%. Расчётный напор питательного насоса должен превышать давление пара на выходе из котла с учётом потерь давления в тракте и необходимой высоты подъёма воды. Приближённо можно принять
рп.н = 1,25 р0 = 1,25 12,75 = 15,94 МПа = 160 ата,
где р0 - номинальное давление пара перед турбиной.
На блок устанавливается один рабочий питательный электронасос со 100%-ой подачей, а на складе предусматривается один резервный насос для всей электростанции.
Максимальная подача воды на питательный насос
Qпэн = Dпвvпв+Dпв vпв5%/100=4201,1+4201,10,05=485,1 м3/ч,
где vпв=1,1 м3/ч.
По таблице 4.19 (6) принимаем к установке один рабочий насос типа ПЭ-580-185/200 и один резервный на складе для всей ТЭЦ. Техническая характеристика насоса:
производительность Q= 580 м3/ч;
давление рп.н = 18,1 МПа;
номинальная мощность электродвигателя Nэл = 3650 кВт.
4.2.2 Выбор конденсатных насосов
Устанавливаем один рабочий конденсатный насос и один резервный производительностью по 100%.
Расчётная подача конденсатных насосов
Gк = 1,15 Gкмакс=1,15100,43,6=415,7т/ч
где Gкмакс - максимальный расход пара в конденсатор.
Конденсатные насосы сетевых подогревателей также выбираются с резервом, причём на подогревателе верхней ступени резервный насос не устанавливается, а предусматривается каскадный сброс конденсата из верхнего подогревателя в нижний.
Таким образом, для верхнего сетевого подогревателя выбирается один конденсатный насос марки КсВ-320-160, для нижнего сетевого подогревателя два КсВ-320-160 (один резервный).
4.2.3 Выбор дренажных насосов
Дренажные (сливные) насосы регенеративных подогревателей устанавливают без резерва с применением резервной линии каскадного слива дренажа в соседний регенеративный подогреватель более низкого давления.
Выбираем один насос типа КС-32-150 (6).
4.2.4 Выбор деаэратора
Деаэратор питательной воды выбирается по максимальному её расходу. На блок устанавливается один деаэратор. Суммарный запас питательной воды в баке основного деаэратора должен составлять не менее 7 минут работы станции, т.е его полезная ёмкость должна составлять
V = 7Gп.вмакс / 60 = 7 4201,04 / 60 = 50,96 м3.
По таблице 4.23 (6) выбирается деаэратор марки ДСП-500 с деаэраторным баком БД-65-1-13.
4.2.5 Выбор сетевых подогревателей
Основные сетевые подогреватели устанавливаются индивидуально у турбин без резервных корпусов (ремонт их предусматривается в неотопительный период).
Подогреватели сетевой воды: основной (нижний) ПСГ-1300-3-8-1, пиковый (верхний) ПСГ-2300-3-8-II.
5. Топливное хозяйство
Основным видом топлива на ТЭЦ 300 МВт является газ, мазут используется как резервное.
5.1 Газовое хозяйство электростанции
Тепловые электростанции снабжаются газом от газораспределительных станций (ГРС) через газораспределительные пункты (ГРП). Последние вместе с системой газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭЦ (2).
Располагаются ГРП на территории станции в отдельном здании или под навесами. Подвод газа от газораспределительной станции (ГРС) к ГРП производится по одному газопроводу на каждый ГРП, резервный подвод газа не предусматривается.
Число параллельных установок, регулирующих давление газов, в каждом ГРП выбирается с учетом одной резервной. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котельной выполняется наземной. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлам не резервируется и может производиться по одной нитке. Газовый коллектор, распределяющий газ по котельным агрегатам, прокладывается вне здания котельного отделения.
Схема газового хозяйства ТЭЦ показана на рисунке
Рисунок Схема газового хозяйства ТЭЦ
Производительность ГРП рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами. ГРП размещают в отдельных зданиях на территории электростанции. К каждому ГРП газ подводится по одному газопроводу (без резервного) от расположенной вне территории электростанции ГРС. Давления газа перед ГРП 0,6-1,1 МПа, а после ГРП требуемое его давление определяется потерями давления до самого удаленного от ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками и составляет обычно 0,13-0,2 МПа (5).
В ГРП имеются рабочие нитки газопровода, нитки малого расхода, включаемые при малом потреблении газа, и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливаются автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы, действующие по принципу “после себя”. Защитные регуляторы настраивают на повышенное давление по сравнению с рабочим и при работе в расчетном диапазоне полностью открыты.
В пределах ГРП и до котлов прокладка газопроводов наземная.
Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от нее к котлам не резервируется и выполняется однониточным. На газопроводах устанавливается только стальная арматура.
5.2 Мазутное хозяйство электростанции
Основные элементы мазутного хозяйства: приемно-сливное устройство, мазутохранилище, мазутная насосная, установки для ввода жидких присадок, трубопроводы и арматура. Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции показана на рис. 5.2.
Рисунок 5.2. Принципиальная схема мазутного хозяйства
1-цистерна; 2-лоток приемно-сливного устройства; 3- фильтр-сетка; 4-приемный резервуар; 5- перекачивающий насос; 6-основной резервуар; 7-насос первого подъема; 8-основной подогреватель мазута; 9-фильтр тонкой очистки мазута; 10-насос второго подъема; 11-регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12-насос рециркуляции; 13- фильтр очистки резервуара; 14-подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15 подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка
Для разогрева мазута и слива мазута из цистерн могут применятся как сливные эстакады разогрева мазута открытием паром или горячим мазутом, так и закрытые сливные устройства - тепляки. Разогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляются в приемную емкость, перед которой установлены грубый фильтр-сетка. На дне лотков укладывают паровые трубы.
Приемно-сливное устройство рассчитывают на прием цистерн грузоподъемностью 60 и 120 т. Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства составляет не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут перекачивается насосами наружного типа в мазутохранилище.
Когда мазут является резервным видом топлива вместимость мазутохранилища - десятисуточный расход топлива.
Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогревают циркуляционным способом по отдельному контуру. Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища не должна превышать 90 ОС (15).
Оборудование основного мазутохозяйства должно обеспечивать непрерывную подачу мазута в котельное отделение при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью. Мазут из основного подается к котлам по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рециркуляции.
Для проектируемой ТЭЦ ёмкость мазутохранилищ определяем по формуле
V=20nэBэtэ
где 20 - число часов работы энергетических котлов в сутки при номинальной нагрузке;
nэ - количество энергетических котлов, nэ=4;
Вэ - расход мазута одним котлом, Вэ=29,52т/ч;
tэ - запас мазута для энергетических котлов, tэ=10суток;
V=20429,52101=23616.
Принимаем к установке на проектируемой ТЭЦ три резервуара ёмкостью .
6. Система технического водоснабжения
Основными потребителями на ТЭС технической воды являются конденсаторы паровых турбин, которые используют охлаждающую воду для конденсации пара. Кроме того, техническая вода расходуется также на охлаждение масла турбогенераторов, воздуха, водорода или непосредственно обмоток генераторов, подшипников вспомогательного оборудования, восполнения потерь в цикле станции, системе теплоснабжения и оборотного технического водоснабжения, а также на хозяйственно-питьевые и противопожарные нужды. Исходной водой для ХВО ТЭС обычно также является вода из системы технического водоснабжения.
Основными источниками технического водоснабжения являются реки и озёра. Температура охлаждающей воды зависит от источника, типа системы водоснабжения, района расположения станции, времени года и может изменяться в пределах от 0 до 30 С.
Применяются следующие основные системы технического водоснабжения электростанций: прямоточная; оборотная; смешанная.
Табл.6.1. Потребность ТЭЦ в технической воде
|
Потребитель |
% |
т/ч |
|
|
Конденсация пара в конденсаторах турбин |
100 |
40000 |
|
|
Системы охлаждения в эл.генераторов и крупных эл.двигателей |
2,5…4 |
2000 |
|
|
Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов |
0,5…1 |
320 |
|
|
Восполнение потерь пароводяного тракта и тепловой сети |
4…7 |
2000 |
Общая потребность ТЭЦ в технической воде 44320т/ч.
На проектируемой ТЭЦ исходной водой является технический водопровод, то целесообразно применить оборотную систему. В качестве водоохладителя в проекте используем башенные градирни с плёночным оросителем, в которых вытяжная башня выполняется из монолитного железобетона в виде гиперболической формы.
Рисунок Устройство градирни
Башенная градирня является теплообменным аппаратом и предназначена для охлаждения циркуляционной воды, отводящей тепло от пара, газа, масла, подшипников и других элементов при работе тепловой электростанции. Экономичность работы турбины во многом зависит от эффективности работы градирни.
Охлаждение воды в градирни осуществляется за счёт передачи тепла от воды к воздуху вследствии испарения (массопереноса) происходящего в результате разности парциальных давлений водяных паров воды и воздуха, а также за счёт конвективного теплообмена происходящего вследствии разности температур воды и воздуха.
Основной характеристикой градирни является плотность орошения, которая характеризует отношение расхода циркулирующей воды Gц к площади оросителя Fор:
Необходимая площадь орошения градирни:
Fор=fудN к
где fуд - удельная площадь градирни, fуд=0,025 - 0,05м/кВт, принимаем fуд=0,03 м/кВт;
Nк - конденсационная мощность станции.
Для ТЭЦ с турбинами 2*Т-110/120-130 и ПТ-80/100-130
Nк=2*120+100=340 кВт
Fор=0,03*340*10=10200м
На ТЭС устанавливаются не менее двух градирен.
Типовые гиперболические железобетонные плёночные градирни имеют площадь орошения 2100, 2600, 3200, 4000, 6400, 9200м.
Количество устанавливаемых градирен:
При эксплуатации градирен в зимний период происходит их обмерзание, что затрудняет доступ холодного воздуха в оросительную систему и вызывает разрушение градирни. Для борьбы с обмерзанием осуществляем периферийное орошение нижних рядов реек и строительных конструкций оросительной системы струями тёплой воды из конденсаторов, ограждаем деревянными щитами входные окна. Для предотвращения обрастания оросителей водорослями циркуляционную воду необходимо хлорировать. Схема технического водоснабжения с градирнями предусматривает центральную насосную станцию. Охлажденная вода после градирни самотеком по железобетонным каналам поступает на всас циркуляционных насосов. Их установка обеспечивает работу насосов под заливом. Во избежание накипеобразования в трубной системе конденсаторов циркуляционную воду подкисляют. На насосной станции применяют центробежные насосы, создающие давление воды в 2,3 МПа.
7. Выбор водоподготовительной установки и водно-химического режима ТЭЦ
7.1 Выбор и расчёт водоподготовительной установки
7.1.1 Показатели качества исходной воды и их пересчёт в мг-экв/кг
Взвешенные вещества: 50 мг/кг
Сухой остаток: -
Минеральный остаток: 116,9 мг/кг
Окисляемость по О2: 12,5 мг/кг
Жёсткость общая: 3,2 мг-экв/кг
Жёсткость карбонатная: 3,0 мг-экв/кг
Жёсткость некарбонатная: 0,2 мг-экв/кг
Табл.7.1 Содержание ионов и окислов
|
№ |
Показатель |
мг/кг |
Э экв |
мг-экв/кг |
|
|
1 |
Ca |
42,7 |
20,04 |
2,13 |
|
|
2 |
Mg |
13,1 |
12,16 |
1,08 |
|
|
3 |
Na |
3,96 |
23 |
0,17 |
|
|
4 |
HCO3 |
183 |
61 |
3,0 |
|
|
5 |
SO4 |
12,6 |
48 |
0,263 |
|
|
6 |
Cl |
3,7 |
35,5 |
0,1 |
|
|
7 |
NO3 |
0,3 |
62 |
0,005 |
|
|
8 |
NO2 |
- |
- |
- |
|
|
9 |
SiO3 |
13,0 |
38 |
0,34 |
|
|
10 |
Al2O3+Fe2O3 |
- |
- |
- |
7.1.2 Выбор метода и схемы очистки воды
Данный выбор производится в зависимости от качества исходной воды, а также от типа котлоагрегата, требований к качеству обработанной воды.
Возможные методы обработки: ионный обмен, термический или мембранный.
Восполнение потерь методом ионного обмена производится в том случае, если суммарное содержание анионов сильных кислот в исходной воде будет менее 5 мг экв/кг:
Аск(Cl,SO4,NO3,NO2)<5мг экв/кг
и при отсутствии специфических органических соединений, которые не могут быть удалены при коагуляции.
Термический метод допускается применять при соответствующем технико-экономическом обосновании и при наличии в воде упомянутых органических загрязнений.
Мембранные методы в качестве первой ступени обработки воды с дообессоливанием её методами ионного обмена применяют при суммарном содержании анионов сильных кислот более 5мг экв/кг.
Так как у нас
Аск=Cl+SO4+NO3+NO2=0,1+0,236+0,005
Аск=0,368мг экв/кг<5мг экв/кг,
то обработку исходной воды будем производить методом ионного обмена.
Выбор конкретной ионообменной схемы обессоливания ведётся в зависимости от котлоагрегата.
Для ТЭС с барабанными котлами в зависимости от параметров пара, способа регулирования, температуры перегрева пара и качества исходной воды применяют упрощённую или 2-х ступенчатую схему обессоливания.
При Аск<2мг экв/кг - схема упрощённая;
Т.е. Н1 - Н2 - Д - А2
При Аск>2мг экв/кг - схема двухступенчатая;
Т.е. Н1 - А1 - Н2 - Д - А2
На ТЭС с прямоточными котлами применяют только трёхступенчатое обессоливание:
Н1 - А1 - Н2 - Д - А2 - ФСД
Так как Аск=0,368мг экв/кг<2мг экв/кг, то схема обработки воды будет упрощённой.
7.1.3 Показатели качества воды после отдельныхстадий её обработки
Предварительная обработка воды
Так как Жк исх=3мг экв/кг>2мг экв/кг, то для предварительной обработки воды выбираем коагуляцию FeSO4 с известкованием.
А) Жёсткость остаточная:
Карбонатная
Жк ост=0,7мг экв/кг;
Некарбонатна
Жнк ост=Жнк исх +КFe =0,2+0,5=0,7мг экв/кг;
Где КFe =0,2 …0,7 мг экв/кг - доза коагулянта. Принимаем КFe=0,5мг экв/кг.
Общая Жо ост=0,7+Жнк исх+КFe=0,7+0,2+0.5=1,4мг экв/кг.
Б) Щёлочность остаточная:
Щост=0,7+изв=0,7+0,3=1мг экв/кг,
Где изв =0,3…0,4 мг экв/кг - избыток извести при известковании исходной воды. Принимаем изв=0,3мг экв/кг.
В) Концентрация сульфат-ионов:
SO4 ост=SO4 исх+КFe = 0,5+0,263=0,763мг экв/кг.
Г) Концентрация Cl не изменяется.
Д) Концентрация SiO3 ост=0,6*SiO3 исх=0,6*0,34=0,204мг экв/кг.
Схема обработки воды упрощённая ввиду отсутствия в ней фильтра А1, который обычно загружают низкоосновным анионитом АН-31, для удаления анионов сильных кислот. Этим фильтром пренебрегаем, и все анионы сильных и слабых кислот будут удаляться в фильтре А2, который загружен высокоосновным анионитом АВ-17-8.
Ионитная часть схемы ВПУ
А) Первая ступень Н - катионирования (Н1).
В этом фильтре удаляются катионы Ca, Mg и Na в количестве
Жо ост+2,15*Na, мг экв/кг
где Жо ост - общая остаточная жёсткость после предочистки.
Uн1=Жо ост+2,15*Na=1,4+2,15*0,17=1,8мг экв/кг.
Жёсткость воды после Н1 составляет 0,2…0,3мг экв/кг.
Кислотность воды равна:
(SO4+Cl+NO3+NO2)исх+KFe=0,263+0,1+0,005+0,5=0,868мг экв/кг.
Б) Вторая ступень Н - катионирования (Н2).
В фильтре Н2 удаляются катионы в количестве:
UН2=0,2…0,3мг экв/кг.
Для дальнейших расчётов принимаем UH2=0,25мг экв/кг.
Кислотность воды после фильтра Н2 не выше 0,05мг экв/кг.
В) Декарбонизатор.
Остаточная концентрация CO2 после декарбонизатора принимается в пределах 3…10мг/кг.
Принимаем CO2 ост=5мг/кг; CO2 ост=5/44=0,114мг экв/кг.
Г) Вторая ступень анионирования (А2).
В фильтре А2 в схеме упрощённого обессоливания удаляются анионы сильных и слабых кислот, оставшиеся после предочистки, и CO2 после декарбонизатора:
UA2=(SO4+NO3+Cl)исх+SiO3 ост+КFe+CO2 ост=
=0,263+0,1+0,005+0,204+0,5+0,114=1,186мг экв/кг.
Качество обессоленной воды после фильтра А2 в схеме упрощённого обессоливания:
Солесодержание - 0,5…5мг/кг;
Кремнесодержание - 0,1…0,3мг/кг.
7.1.4 Определение производительности ВПУ
На ТЭС с первым котлоагрегатом включается водоподготовка, определяемая конкретными условиями развития теплосетей и промышленных предприятий.
Расчётная производительность обессоливающей установки для ТЭС принимается равной 2-м процентам от суммарной производительности котлов и, кроме того:
для электростанций с барабанными котлами - на 25т/ч;
для барабанных котлов учитывают потери с продувкой из барабана.
QВПУ обес=2%Dn+25+pDn
где D - паропроизводительность котлов;
n - число котлов;
p - потери с продувкой;
Для рассчитываемого проекта:
QВПУ обес=0,02*3*420+0,006*3*420+25+0,2*200*1,5=118т/ч
Производительность схемы умягчения для подпитки теплосети принимается равной 2% объёма сетевой воды в системе теплоснабжения:
QВПУ Na=2%GСВ
Для турбин ПТ - 80 GСВ=2300 т/ч,
Для турбин Т - 110 GСВ=3500 - 4500т/ч,
принимаем GСВ т-110=4000т/ч.
QВПУ Na=0,02(2*2300+4000)=206т/ч.
7.1.5 Методика расчёта схемы ВПУ
Расчёт ионитных фильтров
Расчёт ведётся с последнего фильтра по процессу очистки воды с целью учёта воды на собственные нужды.
Необходимая площадь фильтрования:
где Q - производительность фильтров без учёта расхода воды на их собственные нужды, /ч;
- скорость фильтрования.
Число установленных фильтров одинакового диаметра принимается не менее трёх.
Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:
По вычисленной площади определяется диаметр фильтра и по справочным данным принимается ближайший больший стандартный (табл.2.3 (9)). Затем площадь фильтра пересчитывается с учётом изменения диаметра:
Продолжительность фильтроцикла каждого фильтра для (m-1) фильтров, т.е. при одном резервном или ремонтном, определяем:
где Тu - полезная продолжительность фильтроцикла, ч;
U - суммарное содержание катионов или анионов в воде,поступающей на фильтр,мг экв/кг;
Q - производительность фильтров, /ч;
h - высота слоя ионита, м;
fст - сечение фильтра, (стандартного);
m - число фильтров;
ер - рабочая обменная ёмкость ионита, г экв/, (табл.1.6 (9)).
Количество регенераций в сутки:
где t - продолжительность операций, связанных с регенерацией фильтров, t=1,5-2ч, принимаем t=1,8ч.
Объём ионитных материалов, загруженных в фильтры во влажном состоянии:
Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:
где Рu -удельный расход на собственные нужды фильтров,
м/м ионита (табл.1.7 (9)).
Расход химических реагентов (H2SO4, NaOH, NaCl) на регенерацию одного фильтра:
где b - удельный расход химреагентов, кг/м, (табл.1.6 (9));
С - содержание активно действующего вешества в техническом продукте, % ( CH SO=75%, СNaOH=42%,CNaCl=95%).
Суточный расход химических реагентов на регенерацию группы одноимённых фильтров:
Часовой расход воды, который должен быть подан на следующую рассчитываемую группу фильтров:
Результаты расчёта приведены в табл.7.2.
Табл.7.2 Результаты расчёта ионитных фильтров
|
№ |
Показатель |
Об-ние |
Ед.изм |
Na |
H1 |
H2 |
A2 |
|
|
1 |
Производительность фильтров без учёта расхода воды на сн |
Q |
м/ч |
206 |
122,1 |
125,2 |
118 |
|
|
2 |
Скорость фильтрования |
м/ч |
25 |
30 |
40 |
20 |
||
|
3 |
Необходимая площадь фильтрования |
F |
м |
8,24 |
4,1 |
3,1 |
5,9 |
|
|
4 |
Число фильтров |
m |
- |
3 |
3 |
3 |
3 |
|
|
5 |
Необходимая площадьфильтрования каждого фильтра |
f |
м |
2,7 |
1,37 |
1,03 |
1,97 |
|
|
6 |
Диаметр фильтра |
dст |
м |
2,0 |
1,5 |
1,5 |
2,0 |
|
|
7 |
Сечение фильтра |
fст |
м |
3,14 |
1,77 |
1,77 |
3,14 |
|
|
8 |
Продолжительность фильтроцикла |
Тu |
ч |
38 |
19,3 |
67,9 |
26,9 |
|
|
9 |
Суммарное содержание катионов или анионов в воде |
Подобные документы
Расчет теплопотребления и технико-экономических показателей комбинированной схемы энергоснабжения промышленного района. Годовой расход топлива котельными. Параметры основного оборудования. Расчет себестоимости производства и передачи электроэнергии.
курсовая работа [419,3 K], добавлен 24.10.2012Выбор площадки строительства и генеральный план КЭС. Выбор основного энергетического оборудования для электростанции. Плановая компоновка и крановое оборудование главного корпуса. Выбор оборудования газовоздушного тракта. Вспомогательные сооружения.
курсовая работа [228,7 K], добавлен 13.05.2009Технико-экономическое обоснование ТЭЦ. Конструирование и расчет тепловой схемы выбранной турбины. Выбор оборудования станции. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения.
дипломная работа [440,5 K], добавлен 09.01.2015Принципы и классификация компоновок по степени закрытости здания. Компоновка главного корпуса с продольным и поперечным расположениями турбин, двухпролетным машинным залом. План главного корпуса станции с котлами ТГМП-314 и турбинами Т-250-300-240.
презентация [2,8 M], добавлен 08.02.2014Категории надёжности электроснабжения предприятия, расчет нагрузок цеха. Выбор напряжения и схемы. Выбор мощности трансформаторов, высоковольтного оборудования. Расчёт токов короткого замыкания, линий электропередачи. Расчёт стоимости электроэнергии.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 06.02.2010Тепловые нагрузки потребителей и выбор основного оборудования теплоэлектростанции, анализ годовых показателей ее деятельности и производительности. Теплоутилизационная установка: внутреннее устройство и элементы, анализ оборудования и показатели.
контрольная работа [550,5 K], добавлен 28.05.2016Выбор основного оборудования на подстанции и аппаратов защиты. Определение категорий надёжности и выбор схемы электроснабжения. Выбор точек и расчёт токов короткого замыкания. Мероприятия по безопасности труда при ремонте потолочного светильника в цехе.
курсовая работа [489,7 K], добавлен 05.08.2012Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор реакторов, выключателей, разрядников, токоведущих частей.
курсовая работа [356,9 K], добавлен 16.04.2012Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.
дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010Производственно-технологические потребители пара, горячей воды. Отпуск теплоты по сетевой воде. Выбор паровых турбин. Расчетные, годовые и средние тепловые нагрузки. Построение графика нагрузки по продолжительности. Выбор основного оборудования ТЭЦ.
курсовая работа [223,4 K], добавлен 09.06.2015
