КП ТЭЦ для г. Абакана

Энергетика — сектор экономики, охватывающий сложную совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников природных энергетических ресурсов, до приемников энергии включительно и представляет собой сложный развивающийся объект, исследование которого возможно только на основе системного подхода.

Энергетика сегодня занимает в жизни общества такое место, что не возможно оценить отказ от его благ. Основным назначением электрических станций является выработка электрической энергии для снабжения ей промышленного и сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта. Часто электростанции обеспечивают также предприятия паром и горячей водой.

Вместе с тем и очень высока цена энергии: ее производство и транспорт. Повышение технического уровня тепловых электростанций на основе применения энергетического оборудования с высокими технико-экономическими показателями, комплексной автоматизации технологических процессов, совершенствования проектных решений, направленных на снижение стоимости сооружения и экологической безопасности — основная задача повышения эффективности отечественной теплоэнергетики. Эта проблема останется актуальной и в перспективе, так как тепловым электростанциям, составляющим в настоящее время основу электроэнергетики России, ещё длительное время будет принадлежать ведущая роль в производстве тепла и электроэнергии.

В курсовом проекте требуется спроектировать ТЭЦ в г. Лесосибирске мощностью 320 МВт.

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Произвести выбор оборудования, расчет тепловой схемы и определить технико-экономические показатели при следующих данных:

тепловой топливный пар дымовой

Принципиальная тепловая схема с турбиной ПТ-80/100−130/13 представлена на рисунке 1. Как видно из тепловой схемы отпуск тепла осуществляется из двух теплофикационных, регулируемых отборов. Отборный пар поступает на две сетевые подогревательные установки включенные последовательно.

Система регенерации состоит из трех подогревателей низкого давления, деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив конденсата из подогревателей высокого давления (ПВД) — каскадный в деаэратор. Слив конденсата из подогревателей низкого давления (ПНД) — каскадный в ПНД № 1 и из него дренажным насосом (ДН) в линию основного конденсата. В схеме используется котел барабанного типа, непрерывная продувка котла направляется в двухступенчатый расширитель. Для уменьшения тепловых потерь с продувочной водой используется поверхностный подогреватель химически очищенной воды (ПХОВ) из химводоочистки (ХВО). Из расширителя первой ступени выпар направляется в деаэратор, из расширителя второй ступени в ПНД № 1.

Пар из уплотнений поступает в сальниковый подогреватель — охладитель уплотнений (ОУ), а из основных эжекторов конденсатора — в охладитель эжекторного пара (ОЭ), что способствует дополнительному обогреву основного конденсата.

Восполнение потерь конденсата химочищенной водой осуществляется в конденсатор турбины.

По заводским данным для турбины ПТ-80/100−130/13 [3]:

Давление в отборах:

P_от1 = 4,41 МПа;

P_от2 = 2,55 МПа;

P_от3 = 1,27 МПа;

P_от4 = 0,39 МПа;

P_от5 = 0,0981 МПа;

P_от6 = 0,033 МПа;

В расчете приняты следующие КПД по отсекам турбины [3]:

0,85; 0,91%. 0,88%.

КПД дросселирования по отсекам:

Электромеханический КПД _эм = 0,98.

Расход пара на собственные нужды машинного отделения 1,2%;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха 1,25%;

Внутристанционные потери конденсата 1,1%;

Температура химически очищенной воды t_хов = 30 С;

Нагрев в сальниковом и эжекторном подогревателях t_эж + t_сп = 15 C;

КПД подогревателей поверхностного типа з = 98%.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД = 2 С.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД = 4 С.

Температурный график сети для г. Лесосибирск принимаем 150/70 C.

Рисунок 1 — Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-80/100−130/13

2. Расчет установки по подогреву сетевой воды

Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 — Схема подогрева сетевой воды

ТП — тепловой потребитель; ПВК — пиковый водогрейный котел; СН — сетевой насос; НС — нижний сетевой подогреватель; ВС — верхний сетевой подогреватель.

Расход сетевой воды, кг/с:

(2.1)

Тепловая нагрузка пикового водогрейного котла составляет, МВт:

(2.2)

Коэффициент теплофикации:

(2.3)

Температура сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя, С:

(2.4)

Температура сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя, С:

(2.5)

Принимая недогрев сетевой воды в верхнем сетевом подогревателе С [8], температура насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя составит, С:

(2.6)

Энтальпия насыщения конденсирующего пара верхнего сетевого подогревателя [16], кДж/кг:

Давление пара в корпусе верхнего сетевого подогревателя [16], МПа:

Давление пара в седьмом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5%, МПа:

(2.7)

Принимая недогрев сетевой воды в нижнем сетевом подогревателе С [8], температура насыщения конденсирующего пара нижнего сетевого подогревателя, С:

(2.8)

Энтальпия насыщения конденсирующего пара нижнего сетевого подогревателя [16], кДж/кг С:

Давление пара в корпусе нижнего сетевого подогревателя [16], МПа:

Давление пара в восьмом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5%, МПа:

(2.9)

3. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Из характеристик турбины имеем:

Начальные параметры пара перед стопорным клапаном:

Давление P₀ = 12,75 Мпа;

Температура t₀ = 565 С;

Находим на i-s диаграмме (рис. 3.1) точку А₀. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД давление пара на входе в проточную часть составляет, Мпа:

(3.1)

Теоретический процесс расширения пара от давления до давления, соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией A₀Б₀. При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке «Б» можно определить, кДж/кг:

(3.2)

где = 2864,77 кДж/кг — энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения;

= 3512,96 кДж/кг — энтальпия острого пара;

= 0,85 внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра высокого давления.

Потеря давления от дросселирования пара в цилиндре низкого давления, точка «В», Мпа:

= = 1,270,96 = 1,2192 (3.3)

где = 0,96 потери от дросселирования в цилиндре низкого давления.

Энтальпия, а точке «Г», кДж/кг:

(3.4)

где = 2961,66 кДж/кг — энтальпия пара перед цилиндром низкого давления;

= 2331,86 кДж/кг — теоретическая энтальпия пара за цилиндром низкого давления при давлении в конденсаторе Р_к = 0,0033 МПа;

= 0,88 — внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра низкого давления.

Используя значения давления в отборах находим на i-s диаграмме энтальпию пара в этих отборах.

Рисунок 3.1 — Процесс расширения пара в турбине ПТ-80−130−13 В i-s диаграмме

Расход пара на верхний сетевой подогреватель (из уравнения теплового баланса) определяется, кг/с:

(3.5)

Расход пара на нижний сетевой подогреватель, кг/с:

(3.6)

Нагрузка верхнего сетевого подогревателя, кВт:

(3.7)

Нагрузка нижнего сетевого подогревателя, кВт:

(3.8)

4. Определение параметров по элементам схемы

Подогреватель высокого давления (ПВД7). Давление пара в отборе 4,21 МПа. Принимая потерю давления в паропроводе 5%, находим давление пара у подогревателя, МПа:

(4.1)

Температура насыщения греющего пара, С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

(4.2)

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

(4.3)

Энтальпия греющего пара (из i-S диаграммы), кДж/кг:

i_отб = 3309,2

Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД, кДж/кг:

(4.4)

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

для первого отбора:

(5.1)

для второго отбора:

(5.2)

для производственного отбора:

(5.3)

Принимая коэффициент регенерации K_р = 1,196 расход пара на турбину составит, кг/с:

(5.4)

где H_i = 1467,345 кДж/кг — теплоперепад срабатываемый турбиной;

_эм = 0,98 — электромеханический КПД.

6. Баланс пара и конденсата

Расход пара на эжектор принят 0,5% от расхода пара на турбину, кг/с:

D_эж = 0,005D_Т (6.1)

D_эж = 0,5 111,96 = 0,554

Расход пара на уплотнение турбины, кг/с:

D_упл = 0,01D_Т (6.2)

D_упл = 0,1 111,96 = 1,7075

Утечки пара и конденсата, кг/с:

D_ут = D_Т (6.3)

D_ут = 111,96= 1,218

Расход пара на собственные нужды, кг/с:

D_сн = D_Т (6.4)

D_сн = 111,96 = 2,713

Расход перегретого пара, кг/с:

D_пе = D_Т + D_эж + D_упл + D_ут + D_сн (6.5)

D_пе =111,96 + 0,914 + 1,828 + 2,011 + 4,388 = 117,55

Расход питательной воды с учетом продувки, кг/с:

7. Расчёт расширителей непрерывной продувки

Расчетная схема расширителей непрерывной продувки представлена на рис. 7.1

Рис. 7.1 — Расчетная схема расширителей непрерывной продувки.

Из уравнений материального и теплового баланса для первой ступени расширителя найдём количество вторичного пара, кг/с:

(7.1)

где = 1570,878 кДж/кг — энтальпия воды в барабане парогенератора при Р_б = 14 МПа; = 670.51 кДж/кг — энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой ступени расширителя; =2756,139 кДж/кг — энтальпия пара при давлении Р₁ = 0,7 МПа.

Расход продувочной воды в расширитель второй ступени, кг/с:

(7.2)

Из уравнений материального и теплового баланса для второй ступени расширителя найдём количество вторичного пара, кг/с:

(7.3)

где = 670,51 кДж/кг — энтальпия продувочной воды поступающая из первой ступени расширителя; = 439,3 кДж/кг — энтальпия продувочной воды, сливаемой из второй ступени расширителя; = 2683,06 кДж/кг — энтальпия пара при давлении Р₂ = 0,12 МПа.

Количество воды, сливаемой в техническую канализацию, кг/с:

(7.4)

Количество химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор, кг/с:

(7.5)

Из уравнения подогревателя ПХОВ найдём температуру химически очищенной воды на выходе из подогревателя, С:

(7.6)

где = 104,94 С — температура продувочной воды расширителя второй ступени, = 60 С — температура продувочной воды сливаемая в тех. канализацию после подогревателя химически очищенной воды.

8. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды

Расчет ПВД

Расчетная схема ПВД представлена на рисунке 3

Рисунок 7.1 — Схема включения подогревателей высокого давления

Уравнение теплового баланса для ПВД-6:

Расход пара на ПВД-6, кг/с:

(8.1)

Уравнение теплового баланса для ПВД-5:

Расход пара на ПВД-5, кг/с:

(8.2)

Уравнение теплового баланса для ПВД-5:

Расход пара на ПВД-4, кг/с:

(8.3)

где — энтальпия питательной воды на входе в ПВД-4, определим с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:

(8.4)

где — перепад давления питательной воды в питательном насосе, МПа;

V = 0,108 м³/кг — удельный объем питательной воды;

з_н = 0,75 — КПД насоса.

Расчет деаэратора

Схема потоков воды и пара представлена на рисунке 8.2

Рисунок 8.2 — Схема включения деаэратора

Уравнение материального баланса:

(8.5)

Уравнение теплового баланса:

(8.6)

Решив систему уравнений получим, кг/с:

Расчет регенеративной схемы ПНД

Рисунок 7.3 — Схема включения подогревателей низкого давления

Уравнение теплового баланса для ПНД-3, TC-1:

(8.7)

(8.8)

(8.9)

Решая систему находим =410,9, =35,268

Расход пара на ПНД-3, кг/с:

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

(8.10)

(8.11)

(8.12)

(8.13)

где С — температура основного конденсата перед ПНД-1;

= 27,15 С — температура насыщения после конденсатора [2];

= 15 С — нагрев основного конденсата в охладителе эжекторов и охладителе уплотнений [3];

Решив данную систему из четырех уравнений получим:

= 0,977 кг/с;

= 0,588 кг/с;

= 19,435 кг/с;

=338,44 кДж/г;

Расхода пара в конденсатор, кг/с:

(8.14)

Проверка баланса пара в турбине:

(8.15)

что полностью совпадает с ранее найденным значением.

Проверка по мощности:

(8.16)

Погрешность расчета составляет:

(8.17)

Коэффициент регенерации уточнения не требует.

9. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку, кВт:

(9.1)

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, кВт:

(9.2)

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

(9.3)

Тепловая нагрузка котла, кВт:

(9.4)

Полный расход топлива, кг/с

(9.5)

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

(9.6)

Принимая мощность собственных нужд блока 8% [3], отпущенная мощность составляет, кВт:

(9.7)

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

(9.8)

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

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(9.9)

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

(9.10)

Расход тепла на производство, кВт:

Коэффициенты ценности тепла:

(9.11)

(9.12)

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

(9.13)

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

(9.14)

Расход топлива пиковыми водогрейными котлами, кг/с:

(9.15)

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

(9.16)

Удельный расход условного топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

(9.17)

Удельный расход условного топлива на выработку тепла блоком (без ПВК), кг/ГДж:

(9.18)

10. Выбор вспомогательного оборудование в пределах ПТС

Выбор основного оборудования ТЭЦ

На основании заданных величин в качестве основного оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, выбираем четыре турбоагрегата ПТ-80/100−130/13.

Котлоагрегаты выбираем по максимальному расходу пара на турбину с запасом 3%. Для турбоустановки ПТ-80/100−130/13 максимальный расход пара составляет 546,98 т/ч. Таким образом, паропроизводительность котельного агрегата должна составлять 546,98•(100+3)/100=564 т/ч. По этому значению выбираем пять котлов барабанного типа БКЗ-500−140 Барнаульского котельного завода.

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

Регенеративные подогреватели

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

ПВД-1: ПВ 450−230−50,

где 450 — площадь прогрева, м²;

230 — максимальное давление в трубной системе, бар;

50 — максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД-2: ПВ 450−230−35;

ПВД-3: ПВ 450−230−25;

ПНД-4: ПН 200−16−7-I;

ПНД-5: ПН 200−16−7-I;

ПНД-6: ПН 130−16−10-II;

ПНД-7: ПН 130−16−10 — II.

Деаэратор

По расходу питательной воды выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-500М-2 с характеристиками:

геометрическая ёмкость колонки — 8,5 м³;

давление — 6 бар;

производительность — 138,9 кг/с;

аккумуляторный бак — 100 м³;

Сетевые подогреватели

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температурам пара на входе и на выходе.

Расчетный пропуск воды G_св=268,7 кг/с. Принимая давление и температуру среды из таблицы 4.1 выбираем в качестве верхнего сетевого подогревателя (ВС) — подогреватель ПСВ-315−14−23 и нижнего (НС) — подогреватель ПСВ-315−14−23

Выбор питательных насосов

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

т/ч м.вод. ст.

Выбираем питательный электронасос ПЭ 500−180 с характеристиками:

подача — 500 т/ч;

частота вращения — 2900 об/мин;

КПД — 90%.

Необходимая мощность электродвигателя:

кВт, где D=0,2 — подача, м³/с; г=908,26 — плотность питательной воды, кг/м³.

Выбор конденсатных насосов

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

т/ч

Выбираем конденсатные насосы12 КсВ-9×4 с характеристиками:

подача — 300 м³/ч;

напор -160 м вод. ст.

частота вращения — 1450 об/мин;

мощность — 230 кВт;

КПД — 75%.

Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским данным составляет 8000 м³/ч. Число турбин на станции — 4.

Расчетный расход циркуляционной воды на ТЭЦ составит:

м³/ч Выбираем насосы типа ОП-2−110 с характеристиками:

Производительность — 16 000 м³/ч;

полный напор — до 15,2 м. вод. ст.;

число оборотов — 485 об/мин;

КПД — 80%.

Необходимое количество насосов на береговой:

Мощность электродвигателя:

кВт, где Q=16 000/3,6=4444,4 кг/с.

Выбор сетевых насосов

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

Производительность сетевого насоса:

м³/ч Выбираем сетевые насосы СЭ 500−100 с характеристиками:

подача — 500 м³/ч;

напор — 0,98 МПа;

частота вращения — 3000 об/мин;

мощность — 170 кВт;

КПД — 80%.

11. Проектирование топливного хозяйства

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

Таблица 5.1 Характеристика Ирша-Бородинского угля

Определение расхода топлива на ТЭС

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношение, кг/с:

(11.1)

Приемные разгрузочные устройства

По расходу топлива на станции используем разгрузочное устройство со щелевыми бункерами и лопастными питателями.

Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива составляет, т/сут:

(11.2)

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

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

(11.3)

где T =21 ч — число часов работы топливо подачи.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле, т/ч:

(11.4)

где b — ширина ленты, м;

c — скорость ленты [7], м/с;

— насыпной вес топлива [7], т/м³;

= 320 коэффициент.

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

(11.5)

где Z=50 — длина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

H=5 — высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м;

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

=515 — коэффициент, зависящий от ширины ленты[7].

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

(11.6)

где =1.25 — коэффициент запаса [7];

=0.95 — КПД электродвигателя[7];

=0.96 — КПД редуктора [7]

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[7] с характеристиками:

· Производительность — 67−105 т/ч

· Размеры ротора:

длина — 800 мм

диаметр — 1000 мм

· Частота вращения ротора — 1000 об/мин;

· Мощность электродвигателя — 125 кВт;

· Масса — 7,2 т.

Емкость бункера сырого угля, м³:

(11.7)

где =10 — число часов работы котельного агрегата на топливе, запасенном в бункерах;

=0.8 — коэффициентом заполнения [7];

=0.85 — насыпной вес угля.

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с шириной ленты 800 мм, длиной 2 м. Производительность при высоте слоя 0.2 м 270 м³/ч, требуемая мощность — 4.5 кВт.

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, м²:

(11.8)

гдечисло суток запаса топлива на складе;

— высота штабеля, м;

=0.8−0.9 — коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле[7].

Выбор оборудования системы пылеприготовления

Для сжигание Ирша-Бородинского бурого угля применяем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 120%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

(11.9)

где — количество мельниц на котле;

— коэффициент размолоспособности.

Мельница ММТ 2000/2600/590 имеет следующие характеристики:

· Производительность — 34,6 т/ч;

· Частота вращения — 590 об/мин.

Дутьевые вентиляторы и дымососы

Теоретический объем воздуха, Нм³/кг:

(11.10)

Теоретический объем азота, Нм³/кг:

(11.11)

Теоретический объем трехатомных газов, Нм³/кг:

(11.12)

Теоретический объем водяных паров, Нм³/кг:

(11.13)

Теоретический объем продуктов сгорания, Нм³/кг:

(11.14)

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м³/ч:

(11.15)

где — коэффициент избытка воздуха в топке, принимаем равным 1.2 [8];

— присос воздуха в топке, принимаем равным 0.08 [8];

— присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным 0 [7];

— относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0.05 [7];

— температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, м³/ч:

(11.16)

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту H_пот=3 кПа[7]. Тогда расчетный напор дутьевого вентилятора, кПа:

(11.17)

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-20−11 с характеристиками:

· Производительность — 222/173 м³/ч;

· КПД — 82%;

· Частота вращения — 980/740 об/мин;

· Мощность — 400/170 кВт;

Принимаем суммарный перепад давления по газовому тракту H_пот=3 кПа[7]. Тогда расчетный напор дымососа, кПа:

(11.18)

Выбираем дымососа типа Д-26*2 с характеристиками:

· Производительность -475 м³/ч;

· КПД — 83%;

· Частота вращения — 744 об/мин;

· Температура газа -100°С;

· Мощность — 790 кВт;

12. Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтром ЭГД 2−128−9-6−4-200−5 с горизонтальным движением дымовых газов, двухъярусный, с двумя секциями, 128 газовых проходов в двух ярусах, при этом скорость газов в активном сечении составит 1.3 м/с, что позволит электрофильтру работать КПД около 99%.

Расход летучей золы на выходе в фильтр определятся по формуле, кг/с:

(12.1)

где =0.95 — доля золы уносимая газами[8];

— зольность топлива, %;

=0.5% потеря с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/с:

(12.2)

где — КПД золоуловителя.

13. Золоудаление

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

Для транспортирования золы и шлака за пределы станции применяются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы осуществляется по общему трубопроводу[7].

Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с электростанции, кг/с:

(13.1)

Расход золы, кг/ч:

(13.2)

Расход шлака, кг/с:

(13.)

Расход воды, кг/с:

(13.4)

Расчетный расход пульпы, м³/с:

(13.5)

где =0.5; =0.4; =1 — соответственно удельный вес шлака, золы и воды, т/м³[10].

Диаметр шлакозолопровода, м:

(13.6)

где =1.7 — расчетная скорость пульпы, м/с.

По расчетному расходы пульпы выбираем багерный насос типа Гр-8 с характеристиками[7]:

Производительностью, м³/ч: 36−75;

Давление на выходе из насоса, МПа: 0,17−0,135;

Диаметр рабочего колеса, мм: 225;

Мощность на валу насоса, кВт: 3,33−4,7;

Мощность электродвигателя, кВт: 10;

Частота вращения ротора, об/мин: 1450;

14. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

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

Выбросы золы, г/с:

(14.1)

Выбросы сернистого газа, г/с:

(14.2)

где — рабочая масса серы, содержащаяся в топливе;

— расход топлива, кг/с.

F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере[11]:

— для газообразных выбросов

— для золы Минимально допустимая высота трубы определяется по формуле, м:

(14.3)

где A — коэффициент учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным 200 [7];

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

N=2 — количество дымовых труб;

V_г — объем удаляемых дымовых газов через трубу;

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

Принимаем высоту трубы равную H=180 м. Далее находим следующие коэффициенты.

где D=7.2 — диаметр устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

(14.4)

<, принимаем дымовую трубу высотой 180 м, изготавливаем из железобетона.

Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

где — скорость ветра на высоте10 м над уровнем земли, принимаем равной 5 м/с [7]; - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбранной трубе принимаем 1.54.

15. Водоснабжение

В технологическом процессе выработки тепла и электрической энергии вода является, во-первых, рабочим телом термодинамического цикла, во-вторых, она служит в качестве теплоносителя, при помощи которого огромные количества тепла перемещаются на станции от более нагретых тел к менее нагретым.

Воду расходуют также в больших количествах для хозяйственных и бытовых нужд. Расход воды зависит от типа электростанции, рода сжигаемого топлива, типа и мощности установленного оборудования, температуры воды, применяемой для охлаждения, степень совершенства эксплуатации станции.

В качестве источника циркуляционной воды принимаем градирню пленочного типа — это тепломассообменное устройство, в котором охлаждение воды осуществляется воздухом путем их непосредственного контакта. Она характеризуется высоким эффектом охлаждения при малых площадях и меньшей стоимостью сооружения. Схема градирни представлена на рисунке 18.1.

Поверхность орошения:

(15.1)

где Wэ — электрическая мощность станции;

.

.

Плотность орошения:

где G — расход воды, проходящий через оборотную систему водоснабжения.

Расход технической воды на четыре турбины — 32 000 м³/ч;

Расход технической воды в систему оборотного водоснабжения — 34 336 м³/ч;

Расход технической воды на маслоохладитель — 800 м³/ч;

Расход технической воды на охладитель газа и воздуха — 1280 м³/ч;

Расход технической воды на подшипники — 256 м³/ч;

Слив с подшипников в систему ГЗУ — 64 м³/ч;

Расход технической воды в систему ГЗУ — 68,544 м³/ч;

Расход технической воды на ХВО — 34,272 м³/ч;

Расход осветленной воды — 1792 м³/ч;

Расход технической воды, пошедшей на золоотвал — 1984 м³/ч;

Потери на испарение и фильтрацию — 128 м³/ч;

Расход технической воды, сбрасываемой в пруд охладитель — 34 169,18 м³/ч

Рисунок 15.1 — Схема циркуляционного охлаждения с градирней

1-градирня; 2 — циркуляционный насос; 3 — конденсатор; 4 — маслоохладитель;

5 — охладитель газа и воздуха; 6 — подшипники; 7 — водоподготовка рабочего тела; 8 — гидрозолоудаление.

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект ТЭЦ для г. Красноярска электрической мощностью 405 МВт, максимальной отопительной мощностью 380 МВт. ТЭЦ работает на Ирша-Бородинских углях.

На станции установлены три дубль-блока с турбоагрегатами типа ПТ-135−130/15 и барабанными котлоагрегатами БКЗ-420.

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

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

2. Расчет технико-экономических показателей проектируемой станции;

3. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчет и выбор на основании данных, полученных при расчете вспомогательного оборудования (регенеративных подогревателей, деаэратор, насосы, сетевой подогреватель), элементов системы топливоподачи и пылеприготовления, а также оборудования обеспечивающего аэродинамику в топке, очистку дымовых газов. В конце расчета была рассчитана и выбрана дымовая труба.

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: КРПИ, 1991. 119 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 100 500 / Сост. И. С. Деринг, В. А. Дубровский, Т. И. Ахорзина. — Красноярск: КГТУ, 2000. 40 с.

7. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред. Н. В. Кузнецов и др. — М.: Энергия, 1973.

8. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции — М.: Энергоатомиздат, 1987.

9. Паротурбинные энергетические установки: Отраслевой каталог /Под ред. Н. Н. Ермашов и др. — М.: 1988.

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