Проект конденсационной электростанции

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 ею 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.

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

В данной работе представлен проект КЭС для г. Иркутска электрической мощностью 660 МВт. КЭС работает на Ирша — бородинском буром угле (Б2). На станции установлены три моноблока с турбоагрегатами типа К-200−130 и прямоточными котлоагрегатами типа ПК-47−3.

Турбина К-200−130 имеет семь нерегулируемых отборов пара, используемых для подогрева конденсата и питательной воды в четырех ПНД, в деаэраторе и трёх ПВД. А так же сетевой воды в сетевом подогревателе. Турбина состоит из трёх цилиндров, имеет сопловое парораспределение и промежуточный перегрев пара после ЧВД.

Тепловая схема конденсационной станции высокого давления с промежуточным перегревом пара. Мощность 660 МВт, турбина мощностью 200 МВт. Устанавливаем прямоточный котёл типа ПК-47−3 с давлением пара 13.7 МПа и температурой 565 и промежуточным перегревом пара до 565. На станции установлено три блока «Котёл-Турбина». Турбина рассчитана для работы под давлением МПа и температурой. Абсолютное давление в конденсаторе МПа.

Промежуточный перегрев пара производится до при абсолютном давлении МПа. Из пятого отбора допускается отбор для подогрева сетевой воды. Подогрев питательной воды осуществляется в трёх ПВД, дренаж которых по каскадной схеме направляется в деаэратор, работающий от третьего отбора через редуктор, дросселирующий пар с 11.3 до 5.88бар. Три ПНД включены по каскадной схеме со сбросом дренажа после шестого подогревателя при помощи дренажного насоса в трубопровод основного конденсата турбины между пятым и шестым подогревателями. Дренаж последнего (по давлению), седьмого, подогревателя отводится в конденсатор турбины.

Схемой предусмотрен отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения. Сетевой подогреватель питается паром из пятого отбора турбины. Восполнение потерь конденсата производится химически обессоленной водой.

Рисунок 1.1 — Принципиальная тепловая схема блока К-200−130

1.1 Основные характеристики блока мощностью 200 МВт

Таблица 1.1 — Основные параметры блока и парогенератора

1.2 Определение параметров нерегулируемых отборов

Таблица 1.2 — Характеристики отборов при номинальных значениях параметров пара и мощности турбины

1.3 Определение энтальпии в отборах

Энтальпии в отборах ЦВД находятся по формуле, кДж/кг:

Энтальпии в отборах ЦСД находятся по формуле, кДж/кг:

Энтальпии в отборах ЦНД находятся по формуле, кДж/кг:

1.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме с учётом определённых энтальпий в нерегулируемых отборах:

2. Определение параметров

2.1 Определение параметров по элементам схемы

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

Давление пара в отборе. Принимая потерю давления 5%, находим давление пара у подогревателя, бар:

Температура насыщения греющего пара, С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

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

Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:

Аналогичным образом рассчитываем параметры по другим элементам. Результаты сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Параметры по элементам схемы

2.2 Расчёт установки по подогреву сетевой воды

В блоке предусмотрен отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения города. Схема отпуска тепла представлена на рисунке 2.2.1. Схема состоит из одного подогревателя поверхностного вида и ПВК. Пар на сетевой подогреватель подаётся из V-го отбора. Дренаж греющего пара подогревателя направляется в деаэратор.

Рисунок 2.2.1 — Установка по подогреву сетевой воды

— энтальпия пара, подаваемого в подогреватель, кДж/кг;

— энтальпия конденсата пара подогревателя, кДж/кг;

Определяем температуру сетевой воды за подогревателем с учётом недогрева:

где: — температура насыщения греющего пара.

— недогрев воды в сетевом подогревателе.

Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

где: — тепло на производство энергии за счёт отборов пара, определяется как, при наличии на станции трёх моноблоков, МВт:

где: — тепло из отборов турбины.

Максимальная теплота, МВт:

где:, принимаем 0.6

Отсюда, расход сетевой воды равен, кг/с:

Расход пара на сетевой подогреватель, кг/с:

где: — КПД теплообменника.

Дренаж греющего пара подогревателя направляется в деаэратор.

2.3 Определение расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительного отбора:

где: — энтальпия пара сетевого подогревателя, кДж/кг;

— энтальпия пара в конденсаторе, кДж/кг;

— энтальпия пара пароперегревателя, кДж/кг.

Расход пара на турбину, кг/с:

где: — использованный теплоперепад, кДж/кг;

— номинальная мощность турбины, кВт;

— электромеханический КПД;

— коэффициент регенерации принимаем равным =1,15 (с последующим уточнением).

2.4 Баланс пара и конденсата

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

Расход пара на уплотнения турбины принят 1% от расхода пара на турбину, кг/с:

Утечки пара и конденсата можно принять 2% от расхода пара на турбину, кг/с:

Расход перегретого пара, кг/с:

Расход питательной воды, кг/с:

3. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды

3.1 Расчёт подогревателей высокого давления

Рисунок 3.1 — Схема подогревателей высокого давления

ПВД — 1

 — энтальпии пара, греющего ПВД — 3, ПВД — 2 и ПВД — 1, соответственно, кДж/кг;

 — энтальпии конденсата греющего пара ПВД -3, ПВД — 2 и ПВД — 1, соответственно, кДж/кг;

, — энтальпии питательной воды за питательным насосом, за ПВД — 1 и за ПВД — 2, ПВД-3 соответственно, кДж/кг;

Уравнение теплового баланса ПВД — 1:

отсюда: — расход пара на утечки, кг/с.

— энтальпия пара на утечки, принимаем, отсюда:

Тогда расход пара на ПВД — 1 составит, кг/с:

ПВД — 2

Уравнение теплового баланса ПВД — 2:

Из уравнения теплового баланса находим расход пара на ПВД-1, кг/с:

ПВД — 3

Уравнение теплового баланса ПВД — 3:

Из уравнения теплового баланса находим расход пара на ПВД-3, кг/с:

где:, кДж/кг,

где: ,

отсюда:

тогда:

следовательно, расход пара на ПНД — 3 составит, кг/с:

3.2 Расчёт деаэратора

В деаэратор поступает:

Рисунок — 3.2.1 Схема деаэратора

— расход пара на сетевой подогреватель.

— энтальпия конденсата греющего пара.

— энтальпия конденсата греющего пара.

— энтальпия пара.

— пар из третьего отбора.

Основной конденсат из четвёртого отбора в количестве с энтальпией

Уравнение материального баланса деаэратора:

Уравнение теплового баланса деаэратора:

где:

тогда получим:

Следовательно, расход основного конденсата составит, кг/с:

3.3 Расчёт подогревателей низкого давления

Рисунок 3.3.1 Схема подогревателей низкого давления

где:, ,, , и — энтальпии основного конденсата за соответствующими ПНД, узлом смешения и эжектором с охладителем уплотнений, кДж/кг; Подогрев основного конденсата в эжекторе принимаем 4^оС и в охладителе уплотнений — 2 ^оС;

, и — расходы пара на соответствующие ПНД, кг/с;

, и — энтальпии пара на соответствующие ПНД, кДж/кг;

Уравнение теплового баланса ПНД — 4:

где:

Расход пара на ПНД — 4 (из уравнение теплового баланса), кг/с:

Уравнение теплового баланса ПНД — 5:

Расход пара на ПНД — 5 (из уравнение теплового баланса), кг/с:

Уравнение теплового баланса ПНД — 6:

Расход пара на ПНД — 6 (из уравнение теплового баланса), кг/с:

Расход пара на ПНД — 6 (из уравнение теплового баланса), кг/с:

Уравнение теплого баланса для точки смешения:

Уравнение теплового баланса ПНД — 7:

где: ,

отсюда:

Расход пара на уплотнения конденсатора, кг/с:

3.4 Определение расхода пара в конденсатор и погрешности расчёта ПТС

Расход пара на конденсатор, кг/с:

где,

отсюда: ,

Следовательно расход пара на конденсатор составляет:

Уравнение теплового баланса узла смешения:

Найдём энтальпию за узлом смешения, кДж/кг:

Подставив значение в найдём расход пара на ПНД-2, кг/с:

Подставив значение в найдём расход пара на ПНД-1, кг/с:

Проверка по балансу мощности

Расчётная электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

Погрешность расчета составляет:

Погрешность не превышает 2%, следовательно коэффициент регенерации уточнять не надо.

3.5 Уточнение расхода пара на турбину, кг/с

,

,

тогда:

4. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

4.1 Старая методика

Расходуемая тепловая мощность турбоустановки, МВт:

где: — секундный расход пара на турбоустановку, кг/с;

— количество пара, прошедшее через промперегрев, кг/с;

— энтальпия острого пара (по давлению и температуре острого пара), кДж/кг;

— энтальпия пара после и до промперегрева, кДж/кг.

Тепло, отданное тепловому потребителю, кВт:

где: — энтальпия после сетевого подогревателя, кДж/кг.

Затраты тепла на выработку электроэнергии, МВт:

КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

КПД станции по производству электроэнергии:

КПД станции по производству и отпуску тепла:

Удельный расход топлива на производство электроэнергии, кг/кВтч:

Удельный расход натурального топлива на производство электроэнергии, кг/кВтч:

Удельный расход топлива на производство тепла, кг/ГДж:

Удельный расход натурального топлива на производство тепла, кг/ГДж:

Удельный расход тепла, кДж/кВтч:

Удельный расход пара, кг/кВтч:

4.2 Новая методика

Коэффициенты ценности тепла:

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии, кВт:

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

Количество отпущенной электроэнергии с шин электростанции, кВт:

Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

где: — расчетный расход топлива на работу парогенератора

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

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

5. Выбор вспомогательного оборудование в приделах ПТС

5.1 Регенеративные подогреватели

Подогреватель высокого давления выбираем по заводским данным, так чтобы их характеристики удовлетворяли значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД — 1: ПВ-900−380−18−1, где 900 — площадь поверхности теплообмена, м²; 380 максимальное давление в трубной системе, бар; 70 — максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД — 2: ПВ-1200−380−43

ПВД — 3: ПВ-900−380−66

Подогреватели низкого давления:

ПНД — 4: ПН-350−14−7-III

ПНД — 3: ПН-350−16−7-II

ПНД — 2: ПН-350−16−7-I

ПНД — 1: ПН-250−16−7-I

5.2 Деаэратор

По найденному расходу питательной воды G_пв=176.6 кг/с выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-1000-М-2 с характеристиками:

емкость деаэраторной колонки — 17 м³,

производительностью — 1000 т/ч,

давление — 7 бар

5.3 Сетевые подогреватели

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

Расчетный пропуск сетевой воды G_св=180.1 кг/с.

Тип: ПСВ-315−3-23 с характеристиками:

расчетный пропуск воды — 725 т/ч;

поверхность нагрева — 315 м;

число ходов — 2;

вес без воды — 11.646 т.

5.4 Выбор питательных насосов

Для блочных электростанций производительность питательных насосов выбирают по расходу питательной воды на блок с запасом 6−8%, т/ч:

Напор питательного насоса принимается на 30−50% больше, чем номинальное давление пара перед турбиной, м:

Выбираем питательный электронасос ПЭ-720−185/200 в количестве (на 1 блок): 1 рабочий 1 резервный.

Характеристики:

· Производительность — 720 м³/ч

· Номинальная мощность — 5000 кВт

· Частота вращения — 2900 об/мин

· КПД — 81,5%

5.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы устанавливают в количестве 2−3 на турбину, при двух — каждый на 100% -ную производительность, а при трех — на 50% -ную.

За расчетную производительность принимают расход конденсата в летний период, кг/с. Принимаем напор конденсатных насосов — 160 м. вод. ст.

Выбираем конденсатный насос КСВ 320−160, количеством (на блок) 2 шт., с характеристиками:

· Производительность — 320 м³/ч

· Напор — 160 м. вод. ст.

· Частота вращения 1500 об/мин

· Мощность — 186 кВт

· КПД — 75%

5.6 Выбор циркуляционных насосов

Выбираем насос типа ОП 6−110 Э в количестве двух штук с характеристиками:

· Производительность — 14 760−38 160 м³/ч

· Напор — 7,5−12,7 м.вод.ст.

· Частота вращения 485 об/мин

· КПД — 80−87%

5.7 Выбор сетевых насосов

Выбор производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаются в количестве двух на турбину, рассчитывая их на 50% -ную производительность.

Производительность сетевого насоса, м³/ч:

Выбираем сетевые насосы СЭ-500−70 с характеристиками:

· Производительность — 500 м³/ч

· Напор — 70 м.вод.ст.

· Допустимый кавитационный запас — 10 м.вод.ст.

· Частота вращения 3000 об/мин

· Потребляемая мощность — 120 кВт

· КПД — 82%

· Температура перекачиваемой воды — 180С

6. Проектирование топливного хозяйства

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

Таблица 6.1 Характеристика Ирша — Бородинского угля:

6.1 Определение расхода топлива на ТЭС

Расчетный расход топлива на работу парогенераторов блока, кг/с:

Расчетный расход топлива на КЭС, кг/с:

6.2 Приемные разгрузочные устройства

По расходу топлива на станции используем один вагоноопрокидыватель роторного трехопорного типа.

Характеристика вагоноопрокидывателя:

· Число опрокидываний за 1 час — 30;

· Теоретическая характеристика — 2790/1800 т/ч;

· Мощность электродвигателей -362 кВт;

· Габариты — 17−8.9−7.95 м.

6.3 Ленточные конвейеры

Из приёмного устройства топливо подаётся в котельную двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, вторая — резервная.

Суточный расход топлива на блок составляет, т/сут:

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

где: T =21ч — число часов работы топливоподачи.

Производительность ленточного конвейера (приближенно), т/ч:

где: b — ширина ленты (принимаем 1м);

c — скорость ленты (принимаем 2.5м/с);

— насыпной вес топлива (принимаем 0.85т/м³⁾;

= 345 — коэффициент, учитывающий угол естественного откоса.

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

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;

— коэффициент, зависящий от длины ленты ;

— коэффициент, зависящий от ширины ленты.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

где: =1,25 — коэффициент запаса (т.к горизонтальный);

=0,95 — КПД электродвигателя;

=0,96 — КПД редуктора.

6.4 Дробилки

Применяем на проектируемой станции двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива используем молотковые не забивающиеся 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-170Б с характеристиками:

· Производительность — 200 т/ч;

· Размеры ротора

длина — 1600 мм

диаметр — 1300 мм

· Частота вращения ротора — 750 об/мин;

· Мощность электродвигателя — 150 кВт;

· Масса — 14,8 т.

Емкость бункера сырого угля, м³:

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

=0,8 — коэффициентом заполнения;

=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.

6.5 Топливные склады

Емкость склада угля рассчитываем на двухнедельный расход при 20 часах работы в сутки всех котлов.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, ориентировочно определяем по формуле, м² :

где: — запас топлива на складе (принимаем 30сут);

— высота штабеля (принимаем 15м);

— насыпной вес топлива, т/м³;

=0,8−0,9 — коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле.

6.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигания Ирша — Бородинского бурого угля применяем замкнутую систему пылеприготовления с прямым вдуванием пыли, с использованием молотковых мельниц. Устанавливаем четыре мельницы на блок.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

где: — количество мельниц на котле;

— коэффициент размолоспособности.

Выбираем мельницу типа ММТ 1500/3230/740, имеет следующие характеристики:

· Производительность — 39.7 т/ч;

· Частота вращения — 980 об/мин.

6.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Для каждого котла моноблоков устанавливаем один дымосос и один вентилятор.

Теоретический объем воздуха, Нм³/кг:

Теоретический объем азота, Нм³/кг:

Теоретический объем трехатомных газов, Нм³/кг:

Теоретический объем водяных паров, Нм³/кг:

Теоретический объем продуктов сгорания, Нм³/кг:

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м³/с:

где: — коэффициент избытка воздуха в топке, принимаем равным 1.25;

— присос воздуха в топке, принимаем равным 0.05;

— присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным 0;

— относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0.05

— температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, м³/с:

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту H_пот = 4 кПа. Тогда расчетный напор дутьевого вентилятора, кПа:

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-20-II 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. Тогда расчетный напор дымососа, кПа:

Выбираем дымосос типа ДН-222 с характеристиками:

· Производительность — 285 м³/ч;

· КПД — 83%;

· Частота вращения — 744 об/мин;

· Мощность — 345 кВт;

· Полное давление — 3300 Па.

7. 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, поступающей в золоуловитель (с одного блока), кг/ч:

где: — 0.95 — доля золы уносимая газами;

— зольность топлива, %;

— 0.5% потеря с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

где — КПД золоуловителя, %.

8. Золоудаление

Удаление шлака из-под топок устанавливаемых котлоагрегатов осуществляется непрерывно с помощью скребкового транспортера, передвигающегося в заполненной водой 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.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с электростанции, т/ч:

Расход золы, т/ч:

Расход шлака, т/ч:

Расход воды, т/ч:

Расчетный расход пульпы, т/ч:

где, и — соответственно удельный вес шлака, золы и воды, т/м^3.

Диаметр шлакозолопровода, м:

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

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа 3Гр-8 с характеристиками:

· Производительность — 35−75 м³/ч;

· Давление на выходе из насоса — 0.17−0.135 МПа;

· Мощность на валу насоса — 3.33−4.7 кВт;

· Мощность электродвигателя — 10 кВт;

· Частота вращения ротора — 1450 об/мин.

9. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

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

Выбросы золы всей станции, кг/с:

Выбросы оксидов азота, кг/с:

где: — коэффициент, зависящий от режима работы котла;

— поправочный коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива и способ шлакоудаления.

Выбросы оксидов серы, кг/с:

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

— доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителе.

Влияние скорости осаждения вредных веществ в атмосфере:

где: F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере:

— для газообразных выбросов,

— для золы.

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

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, м:

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

F — безразмерный коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений;

m — коэффициент, учитывающий влияние скоростей выхода газов из устья трубы;

N — количество дымовых труб;

V_г — суммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из трубы, м³/с;

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

Далее находим следующие коэффициенты:

где: D=7,2 — диаметр устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

Скорость ветра на высоте10 м над уровнем земли, м/с:

При N=1 <, следовательно принимаем дымовую трубу высотой 200 м, изготовленную из железобетона, с диаметром устья 7.2 м.

Эффективная высота дымовой трубы, м:

где — скорость ветра над уровнем земли, м/с

— коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбранной трубе принимаем 1.63

10. Индивидуальное задание

10.1 Выбор системы пылеприготовления

Поскольку влажность заданного топлива, Ирша — Бородинского бурого угля, составляет 33%, то рекомендуется сушка его смесью воздуха с газами.

Таблица 10.1 — Характеристики исходного топлива и угольной пыли

Применяем замкнутую схему пылеприготовления, с прямым вдуванием пыли.

Рисунок 10.1 — Система пылеприготовления с прямым вдуванием.

На рисунке 10.1 цифрами обозначены следующие элементы:

1. Бункер сырого угля;

4. Питатель угля;

5. Устройство для исходящей сушки;

6. Мигалка;

7. Мельница;

8. Сепаратор;

11. Клапан присадки холодного воздуха;

12. Горелка;

13. Короб вторичного воздуха;

14. Парогенератор;

16. Воздухопровод горячего воздуха;

17. Воздухоподогреватель;

18. Дутьевой вентилятор;

19. Взрывной клапан;

21. Течка сырого угля;

22. Отсекающий шибер;

34. Шибер с быстрозакрывающимся устройством;

35. Заглушка;

36. Трубопровод аварийной присадки холодного воздуха;

37. Трубопровод холодного воздуха для уплотнения вала мельницы.

Выбираем мельницы типа ММТ 1500/3230/720. Поскольку производительность котельного агрегата превышает 400т/ч, устанавливаем 4 мельницы на блок.

Характеристики ММТ 1500/3230/720:

· производительность — 39.7 т/ч

· число оборотов — 980 об/мин.

Рисунок 10.2 — Молотковая мельница тангенциального типа

На рисунке 10.2 — цифрами обозначены следующие элементы:

1. Корпус;

2. Ротор;

3. Вал;

4. Била;

5. Биладержатели;

6. Опорные подшипники;

7. Электродвигатель;

8. Соединительная муфта;

9. Подвод и отвод охлаждающей вал воды;

10. Опорная рама.

10.2 Тепловой баланс сушильно-мельничной системы

Приходные статьи баланса, кДж/кг:

,

где:

— физическое тепло, внесённое сушильным агентом, кДж/кг.

- тепло, выделившееся в результате работы размалывающих органов, кДж/кг.

- физическое тепло присосов холодного воздуха, кДж/кг.

,

где:

Первое слагаемое — учитывает тепло, внесённое с воздухом, кг/кг.

Второе слагаемое — учитывает тепло, внесённое с газами, кг/кг.

где:

— расход воздуха, кг/кг

— теоретический объём воздуха, Нм/кг.

Таблица 10.2.1 — Характеристика Ирша — Бородинского угля:

где:

— коэффициент подачи пылевоздушной смеси, принимается в зависимости от типа горелок, в данном случае выбрана прямоточная щелевая, тогда коэффициент принимаем 0.55.

— плотность воздуха,

отсюда:

тогда:

Топка с твёрдым шлакоудалением при сушке топлива смесью воздуха стопочными газами.

— температура воздуха, равная выбранной ранее температуре подогрева ()С;

— теплоёмкость воздуха, определяется как функция от температуры воздуха ();

— температурная характеристика золы, ;

— температура уходящих газов, ;

— температура газов, для расчёта принимаем .

Тепло, выделившееся в результате работы размалывающих органов, кДж/кг.

,

где:

— коэффициент, учитывающий долю энергии, переходящей в тепло в процессе размола, для ММТ ;

— удельный расход энергии на размол, он равен .

тогда:

Физическое тепло присосов определяется как, кДж/кг:

где:

— коэффициент присоса;

— температура холодного воздуха;

— теплоёмкость холодного воздуха.

тогда:

Тепло, затрачиваемое на подогрев топлива, кДж/кг:

где:

— температура сушильного агента, С;

— температура на выходе из сушильно-мельничной системы, ;

— температура сырого топлива, принимается равной температуре холодного воздуха.

отсюда:

Потери тепла от охлаждения установки в окружающую среду, кДж/кг:

где:

— часовая потеря тепла на охлаждение установки.

Тепло, затраченное на испарение влаги, кДж/кг:

где:

— количество испаренной влаги на 1 кг сырого топлива, определяется как, кг/кг:

отсюда:

Тепло, уносимое из установки с сушильным агентом, кДж/кг:

Определение из балансового уравнения искомой величины:

отсюда:

отсюда:

где:

следовательно:

тогда:

Балансовое уравнение:

10.3 Пересчёт производительности углеразмольных мельниц

За эталонное топливо принимаем бурый уголь.

Таблица 10.3.1 — Характеристики эталонного топлива (`)

Таблица 10.3.2 — Характеристики заданного топлива («)

Производительность, т/ч:

где:

— поправочные коэффициенты, учитывающие влияние влажности топлива на его размолоспособность.

10.3.1 Расчёт заданного топлива

где:

— константа, характеризующая максимальную влажность топлива.

где:

— средняя влажность размалываемого топлива.

отсюда:

отсюда:

тогда:

— поправочный коэффициент, учитывающий влияние влажности топлива на его размолоспособность.

отсюда:

10.3.2 Расчёт эталонного топлива

где:

где:

отсюда:

отсюда:

тогда:

отсюда:

Значит, производительность составит, т/ч:

10.4 Определение сушильной производительности мельницы

где:

где:

— разрежение перед мельничным вентилятором, принимается из промежутка ;

— барометрическое давление;

— температура смеси на входе в мельничный вентилятор; - влагосодержание сушильного агента на входе в мельницу.

где:

— влагосодержание воздуха;

— влагосодержание газов.

отсюда:

отсюда:

10.5 Определение производительности мельничного вентилятора, м/с:

,

где:

— плотность воздуха;

— плотность газов.

тогда:

,

Значит, сушильная производительность мельницы равна:

11. Генеральный план

Генеральный план — план размещения основного и вспомогательного оборудования (строений, цехов, сооружений) на площадке, отведённой для строительства электростанции.

Генеральный план представлен на листе 1 графической части и включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами, системами газоочистки и дымовыми трубами, включающий в себя турбинное и котельное отделение; электрический щит управления (повышающие трансформаторы и распред. устройства); ХВО; мазутное хозяйство; ацетилено-кислородную установку; водородные рессиверы; насосную станцию; помещения и сооружения топливно-транспортного цеха; железнодорожные подъездные пути; служебные помещения и сооружения подсобного значения; мастерские, гараж, пожарная охрана; бытовой корпус, и т. д. Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды.

12. Компоновка главного корпуса

Компоновка главного корпуса — взаимное расположение помещений и установленного в них оборудования.

Поперечный разрез главного корпуса представлен на листе 2 графической и включает:

цех парогенераторов,

машинный зал,

бункерное помещение,

деаэраторное помещение,

главный щит управления.

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. 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.

Компоновка главного корпуса должна, по возможности, легко осуществить технологическую схему станции.

Заключение

электростанция топливный тепловой энтальпия

В данном курсовом проекте был выполнен проект КЭС для г. Иркутска электрической мощностью 660 МВт, максимальной отопительной мощностью 120 МВт. КЭС работает на Ирша — Бородинских бурых углях (Б2).

На станции установлены три моноблока с турбоагрегатами типа К-200−130 и прямоточными котлоагрегатами типа ПК-47−3.

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 транспортного хозяйства (система топливо подачи, дутьевой вентилятор, дымосос), дымовой трубы.

Список использованных источников

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

2 Цыганок А. П., Михайленко С. А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. — Красноярск: КРПИ, 1991 г. 119с.

3 Паровая турбина К-200−130 ХТГЗ./ Под ред. С. П. Соболева. — М.: Энергия, 1980 г. 192с.

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

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

6 Котельный агрегат: Справочно-нормативные данные по курсовому проектированию для студентов специальности 100 500 / Сост. И. С. Деринг, В. А. Дубровский, Т. И. Охорзина. — Красноярск: КГТУ, 2000 г. 40с.

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

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

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

10 Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. А. Охорзина — Красноярск: ИПЦ КГТУ, 1995 г. — 96с. Тепловой расчёт парового котла.

11 Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. А. Охорзина — Красноярск, 2006 г. 45с. Котельные установки и парогенераторы (выбор и расчёт систем пылеприготовления и горелочных устройств котельных агрегатов).

12 Е. А. Бойко, К. В. Баженов, П. А. Грачёв — Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006 г. — 152с.