Проект конденсационной электростанции 450 мВт в г. Назарово

Содержание Задание на курсовой проект Введение

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

2. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

3. Определение параметров по элементам схемы

4. Расчёт установки по подогреву сетевой воды

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

6. Баланс пара и конденсата

7. Расчёт регенеративной схемы

8. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

9. Выбор вспомогательного оборудования

9.1 Регенеративные подогреватели

9.2 Деаэратор

9.3 Сетевые подогреватели

9.4 Выбор питательных насосов

9.5 Выбор конденсатных насосов

9.6 Выбор циркуляционных насосов

9.7 Выбор сетевых насосов

10. Проектирования топливного хозяйства

10.1 Определение расхода топлива на ТЭС

10.2 Приемные разгрузочные устройства

10.3 Ленточные конвейеры

10.4 Дробилки

10.5 Топливные склады

10.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

10.7 Выбор тягодутьевых машин

10.8 Золоулавливание

10.9 Золоудаление

11. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

12. Генеральный план

13. Компоновка главного корпуса

14. Индивидуальное задание Вывод Заключение Список использованных источников

Задание на курсовой проект турбина регенеративный электростанция конденсационный Разработать проект конденсационной электростанции (КЭС), для г. Назарово электрической мощностью 450 МВт, с использованием конденсационных турбин марки К-150−130. Топливо для работы котлоагрегатов — Назаровский бурый уголь.

Индивидуальное задание:

Организовать регулируемый отбор пара мощностью 50 МВт.

Введение

В данном курсовом проекте представлена разработка конденсационной электрической станции для города Назарово установленной электрической мощностью 450 МВт и тепловой нагрузкой 120 МВт. Для выполнения проекта в начале необходимо произвести расчет ПТС и определить основные показатели тепловой экономичности при ее общей мощности. Далее нужно определить технико-экономические показатели, выбрать вспомогательное оборудование и произвести расчет топливного хозяйства. В конце расчета необходимо выбрать компоновку главного корпуса и генеральный план проектируемой станции. По окончании расчета необходимо выполнить индивидуальное задании и графическую часть курсового проекта.

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту На станции установлены три дубль-блока с турбоагрегатами типа К-150−130 и прямоточными котлоагрегатами типа ПК-38.

Турбина К-150−130 имеет семь нерегулируемых отборов пара, используемых для подогрева конденсата и питательной воды в четырех ПНД, в деаэраторе, трех ПВД и сетевой воды в сетевом подогревателе. Турбина состоит из двух цилиндров, имеет сопловое парораспределение и промежуточный перегрев пара после ЧВД.

Конструкция ЦВД такова, что совмещает в одном корпусе ступени части высокого и среднего давления, расположенные после промежуточного перегрева пара. В корпусе ЦВД размещена разделительная диафрагма между проточными частями высокого и среднего давления. По одну сторону диафрагмы находится камера отвода пара на промежуточный перегрев, по другуюкамера впуска после перегрева.

Потери пара и конденсата блока восполняются обессоленной водой, подаваемой в конденсатор. Воздух из конденсатора турбины отсасывается пароструйным эжектором.

Принципиальная тепловая схема энергоблока представлена на рисунке 1.1 и на листе 1 графической части, основные параметры её работы — в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Принципиальная схема турбины К-150−130турбины К-150−130

Таблица 1.2. Характеристики отборов турбины К-150−130

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

;

;

;

Электромеханический КПД эм = 0.98.

Потери давления пара в промперегреве? Рпп = 5%

Температура химически очищенной воды tхов = 30 С;

Нагрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях tэж + tсп = 3 C;

КПД подогревателей поверхностного типа .

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД ПВД = 2 С.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД ПНД = 4 С.

Рисунок 1.1. Принципиальная схема турбины К-150−130

2. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме Процесс расширение пара в турбине представлен на рисунке 2.1.

Процесс построен с учетом потерь давления в регулирующих органах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на h-s диаграмме точку А0. Давления пара с учетом потерь при дросселирование в регулирующих клапанах ЦВД P0'=P0•здрЦВД=12,8•0,96=12,3 МПа.

Энтальпия в отборах ЦВД находиться по формуле:

Энтальпия в отборах ЦНД находиться по формуле:

Рисунок 2.1 Тепловой процесс турбины К-150−130 в i-s диаграмме

3. Определение параметров по элементам схемы Давление пара у подогревателя ПВД-1, с учётом потерь в паропроводе, МПа Температура насыщения греющего пара за ПВД-1, С: tн = 234,2

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД-1, кДж/кг:hк = 980,4

Температура питательной воды за ПВД-1, с учётом недогрева, С Энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-1, кДж/кг:

hпв = tпв· Св = 232,2· 4,186 = 971,9

Энтальпия греющего пара из отбора, кДж/кг:

iотб = 3170,8

Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:

h = i0 — iотб =3512,5 — 3170,8 = 341,7

Аналогичным образом подсчитываем значения параметров других подогревателей. Результаты расчётов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 — Результаты расчётов параметров воды и пара в подогревателях

4. Расчёт установки по подогреву сетевой воды Блоком предусмотрен отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения города в количестве 40 Мвт. Схема отпуска тепла представлена на рисунке 4.1. Схема состоит из двух подогревателей поверхностного типа. Пар на сетевые подогреватели поступает из пятого и шестого отборов турбины.

Рисунок 4.1 Установка по подогреву сетевой воды Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

(1)

где — нагрузка отборов турбины, КВт;

=tпс-tосразница между прямой и обратной температурой сетевой воды,°C;

Расход пара на сетевой подогреватель, кг/с:

(2)

где — температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, °С;

— температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем),°С;

— энтальпия пара на входе в сетевой подогреватель, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

— КПД теплообменника.

(3)

где — температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, °С;

— температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем),°С;

— энтальпия пара на входе в сетевой подогреватель, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

— КПД теплообменника.

5. Определение предварительного расхода пара на турбину Коэффициент недовыработки мощности отопительного отбора равен:

Для первого отбора:

(4)

где — энтальпия на выходе из турбины, кДж/кг;

— энтальпия пара на входе в пароперегреватель, кДж/кг;

— энтальпия пара на выходе из пароперегревателя, кДж/кг.

Для второго отбора:

(5)

Расход пара на турбину, кг/с:

(6)

где — использованный теплоперепад, кДж/кг;

— номинальная мощность турбины, кВт;

— коэффициент регенерации принимаем равным =1.18 с последующим уточнением

6. Баланс пара и конденсата Расход пара на эжектор приняли 5% [1,3] от расхода пара, кг/с:

(7)

Расход пара на уплотнения турбины приняли 1% [1,3] от расхода пара, кг/с:

8)

Утечки пара и конденсата приняли 2% [1,3] от расхода пара, кг/с:

(9)

Расход перегретого пара, кг/с:

(10)

Расход питательной воды, кг/с:

(11)

7. Расчёт регенеративной схемы Рисунок 7.1 Расчетная схема подогревателей высокого давления Уравнение для теплового баланса ПВД-1:

(12)

Из уравнения (12) находим расход пара на ПВД-3, кг/с:

(13)

где — энтальпия питательной воды после ПВД-1 (находится по давлению насыщения греющего пара минус недогрев 2 °С), кДж/кг;

— энтальпия питательной воды перед ПВД-1, кДж/кг;

— энтальпия греющего пара в первом отборе, кДж/кг;

— энтальпия конденсата на выходе из ПВД-1 (находится по давлению первого отбора на линии насыщения), кДж/кг.

Уравнение теплового баланса для ПВД -2:

(14)

Из уравнения (14) находим расход пара на ПВД-2, кг/с:

(15)

где — энтальпия питательной воды после ПВД-3 (находится по давлению насыщения греющего пара минус недогрев 2 °С), кДж/кг;

— энтальпия греющего пара во втором отборе, кДж/кг;

— энтальпия конденсата на выходе из ПВД-3 (находится по давлению второго отбора на линии насыщения), кДж/кг.

Уравнение теплового баланса для ПВД-3:

(16)

Чтобы узнать энтальпию перед ПВД-3 необходимо определить прирост энтальпии за питательным насосом.

== (17)

где — энтальпия воды после деаэратора, кДж/кг;

— прирост энтальпии в питательном насосе, кДж/кг;

— разность давлений до и после питательного насоса;

— удельный оббьем питательной воды, м3/кг;

— КПД питательного насоса.

670.5+

Из уравнения (16) находим расход пара на ПВД-3, кг/с:

(18)

Расчетная схема деаэратора представлена на рисунке 7.2

Рисунок 7.2 Схема обвязки деаэратора Уравнение материального баланса деаэратора:

(19)

Уравнение теплового баланса деаэратора:

(20)

Составляем систему уравнений:

Решая эту систему уравнений находим и, кг/с:

=108.206

=2.462

Расчетная схема подогревателей низкого давления представлена на рисунке 7.3

Рисунок 7.3 Схема привязки подогревателей низкого давления Уравнение теплового баланса ПНД-1:

(21)

Уравнение материального баланса точки смешения 1:

(22)

Уравнение теплового баланса точки смешения 1:

(23)

Уравнение теплового баланса ПНД-2:

(24)

Уравнение материального баланса точки смешения 2:

(25)

Уравнение теплового баланса точки смешения 2:

(26)

Уравнение теплового баланса ПНД-3:

(27)

Уравнение материального баланса точки смешения 3:

(28)

Уравнение теплового баланса точки смешения 3:

(29)

Уравнение теплового баланса ПНД-4:

(30)

где — энтальпия конденсата перед ПНД-4 (находится как произведение температуры на выходе из ПУ и теплоемкости воды),

tпнд4'=tк+3.

Составляем систему уравнений, и решаем ее по средствам программы «MathCad».

Решая данную систему, находим искомые величины:

Расход пара на ПНД-1, кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 1, кг/с:

Энтальпия конденсата после точки смешения 1, кг/с:

Расход пара на ПНД-2, кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 2, кг/с:

Энтальпия конденсата после точки смешения 2, кг/с:

Расход пара на ПНД-3, кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 3, кг/с:

Энтальпия конденсата после точки смешения 3, кг/с:

Расход пара на ПНД-4, кг/с:

Расход пара в конденсатор, кг/с:

(31)

Проверка баланса пара в турбине, кг/с:

Dk=Dт-(D1+D2+D3+Dд+ Dпнд1+ Dпнд2+ Dпнд3+ Dпнд4+ Dвсп+ Dнсп) (32)

119,946-(5,471+4,686+3,319+2,468+6,982+3,421+1,811+4,992+9,5+7,5)=69,802

Что полностью совпадает с ранее найденным значением.

Проверка по балансу мощности Электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

(33)

Погрешность расчета составляет:

Поскольку погрешность находится в допустимых пределах, то делаем вывод о том что расчет выполнен правильно.

8. Расчёт технико-экономических показателей работы станции Расход тепла на турбоустановку, МВт

(34)

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, МВт

(35)

Расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии, МВт

(36)

Тепловая нагрузка котла, МВт

(37)

Полный расход натурального топлива, кг/с

(38)

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с

(39)

Принимая мощность собственных нужд 9%, отпущенная мощность составляет, МВт

(40)

Мощность собственных нужд, затраченная только на производство электроэнергии, МВт

(41)

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(42)

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счёт отборов пара, кВт

(43)

Коэффициент ценности тепла:

(44)

(45)

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт

(46)

Расход топлива на выработку тепла, кг/с

(47)

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

(48)

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж

(49)

9. Выбор вспомогательного оборудования

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

ПВД-1: ПВ 425−230−37, где 425 — площадь поверхности теплообмена, м2; 230-максимальное давление в трубной системе, бар; 37 максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД-2: ПВ-425−230−25.

ПВД-3: ПВ-425−230−13.

Подогреватели низкого давления:

ПНД-5: ПН-425−16−7-I.

ПНД-6: ПН-425−16−7-I.

ПНД-7: ПН-425−16−7-II.

ПНД-8: ПН-425−16−7-II-Х.

9.2 Деаэратор По найденному расходу питательной воды Gпв=124,144 выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДСП-500-М-2 с характеристиками: емкость деаэраторной колонки — 8,5 м³; давление 6 бар; производительностью — 500 т/ч.

Аккумуляторный бак: емкость 100 м³ давление 6 бар.

9.3 Сетевые подогреватели Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температура пара на входе и воды на выходе. Расчетный пропуск сетевой воды Gсв=282,7 кг/с.

Выбираем сетевые подогреватели типа: ПСВ-500−3-23 с характеристиками: расчетный пропуск воды 1500 т/ч; рабочее давление пара 3 бара; рабочее давление воды в трубной системе 23 бара; вес без воды 12.5 т/ч.

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

где — расход питательной воды на турбину, кг/с.

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

Выбираем питательный электронасос ПЭ-580−180−200 в количестве одной штуки (1рабочий, 1 резервный). Питательный насос центробежный, горизонтальный, двухкорпусный, секционный, 10-ти ступенчатый. Характеристики:

Производительность — 580 м3/ч Напор — 2030;2190 мм.в.ст.

Частота вращения 2904 об/мин КПД — 81,5%

Элекродвигатель: АТД-4000, мощьностью 3650 кВт.

9.5 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, Gок=266,4 т/ч.

Принимаем напор конденсатных насосов в приделах 50−150 м. вод.ст.

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

Производительность — 320 м3/ч Напор — 160 м.вод.ст.

Частота вращения 1500 об/мин Мощность — 186 кВт КПД — 75%

9.6 Выбор циркуляционных насосов Расход циркуляционной воды на турбину по заводским данным составляет 20 812 м3/ч.

(50)

Выбираем насос типа ОП 6−110 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 Потребляемая мощность — 925−1390 кВт КПД — 80−87%

9.7 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:

(51)

Выбираем сетевые насосы СЭ-500−100 с характеристиками:

Производительность — 500 м3/ч Напор — 100 м. вод.ст.

Допустимый кавитационный запас-10 м.вод.ст.

Частота вращения 3000 об/мин Потребляемая мощность — 170 кВт КПД — 81%

10. Проектирование топливного хозяйства В качестве топлива на КЭС по заданию используется Назаровский бурый уголь со следующими характеристиками.

Таблица 5.1 Характеристика Назаровского угля

10.1 Определение расхода топлива на ТЭС Расчетный расход топлива на работу блока определяется из следующего соотношение, кг/с:

(52)

Расчетный расход топлива на КЭС, кг/с:

(53)

10.2 Приемные разгрузочные устройства По расходу топлива на станции используем один вагоноопрокидыватель роторного трех — опорного типа.

Характеристика вагоноопрокидывателя:

Число опрокидываний за 1 час — 30;

Теоретическая характеристика — 2790/1800 т/ч;

Мощность электродвигателей — 2*36 кВт.

10.3 Ленточные конвейеры Суточный расход топлива составляет, т/сут:

(54)

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

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

(55)

где T =21 ч — число часов работы топливоподачи Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле, т/ч:

(56)

где b — ширина ленты, м;

c — скорость ленты, м/с;

— насыпной вес топлива, т/м3;

= 375 — коэффициент.

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

(57)

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.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

(58)

где =1.25 — коэффициент запаса [7];

=0.95 — КПД электродвигателя [7];

=0.95 — КПД редуктора [7]

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

(59)

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

=0.8 — коэффициент заполнения [7];

=0.85 — насыпной вес угля.

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

10.5 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:

(60)

где — число суток запаса топлива на складе;

h — высота штабеля, м;

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

10.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления Для сжигания Назаровского угля применяем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем четыре мельницы на блок (2 на котел), при этом расчетная производительность каждой из них составляет 110%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

(61)

где — количество мельниц на котле;

— коэффициент размолоспособности.

Мельница ММА 1500/1670/740 имеет следующие характеристики:

Производительность — 20,4 т/ч;

Частота вращения — 740 об/мин.

10.7 Выбор тягодутьевых машин Теоретический объем воздуха, Нм3/кг:

(62)

Теоретический объем азота, Нм3/кг:

(63)

Теоретический объем трехатомных газов, Нм3/кг:

(64)

Теоретический объем водяных паров, Нм3/кг:

(65)

Теоретический объем продуктов сгорания, Нм3/кг:

(66)

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м3/с:

(67)

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

— присос воздуха в топке, принимаем равным 0.08;

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

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

— температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, м3/с:

(68)

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту Hпот=4 кПа[7]. Тогда расчетный напор дутьевого вентилятора, кПа:

(69)

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-18-IIу с характеристиками:

Производительность — 117/88 м3/ч;

КПД — 82%;

Частота вращения — 980/740 об/мин;

Мощность — 200/85 кВт;

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

(70)

Выбираем дымососа типа ДН-21 с характеристиками:

Производительность — 138/105 м3/ч;

КПД — 85%;

Частота вращения — 980/740 об/мин;

Температура газа -100 °С;

Мощность — 262/105 кВт;

10.8 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:

(71)

где =0.95 — доля золы, уносимая газами;

— зольность топлива, %;

=0.5% потеря с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

(72)

где — КПД золоуловителя,%.

10.9 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:

(73)

Расход золы, кг/с:

(74)

Расход шлака, кг/с:

(75)

Расход воды, кг/с:

(76)

Расчетный расход пульпы, м3/ч:

(77)

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

Диаметр шлакозолопровода, м:

(78)

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

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа 5Гр-8 с характеристиками:

Производительность — 100−230 м3/ч;

Давление на выходе из насоса — 0,36−0,28 МПа;

Мощность на валу насоса — 20−32 кВт;

Мощность электродвигателя — 40 кВт;

Частота вращения ротора — 1450 об/мин.

11. 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, кг/с:

(79)

Где — степень улавливания частиц в золоуловителе.

Выброс оксидов азота в атмосферу, г/с

(80)

где

— коэффициент, зависящий от режима работы котла.

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

Масса диоксида серы, г/с где — доля оксидов серы, которая улавливается летучей золой в газоходах котла;

— доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителе.

Концентрация диоксида серы, г/м3

(81)

Суммарные массовые выбросы КЭС, г/с

(82)

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м

(83)

где — коэффициент температурной стратификации для территории Сибири;

F = 2 — коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений;

— суммарные массовые выбросы вредных веществ, г/с;

— число труб одинаковой высоты;

— безразмерный коэффициент, учитывающий скорость газов на выходе из дымовой трубы;

— объём дымовых газов выбрасываемых из дымовой трубы, м3/с;

— разность температур, 0С.

(84)

Эффективная высота дымовой трубы, м:

(85)

где — скорость ветра на высоте10 м над уровнем земли, м/с;

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

По результатам расчета получается что для проектируемой станции необходимо установить две дымовых трубы высотой 250 метров каждая.

12. Генеральный план Генеральный план — план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами и дымовыми трубами, включающий в себя турбинное и котельное отделение; электрический щит управления; масляное хозяйство; служебные помещения и сооружения подсобного значения; мастерские, гараж, пожарная охрана, а также железнодорожные пути и т. д. Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды.

13. Компоновка главного корпуса Главным корпусом электростанции называют главное ее здание, в котором размещают основное и связанное с ним вспомогательное оборудование. В главный корпус подается топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбоагрегатов и для других целей. Из главного корпуса отводится охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы котла, выводится конечная продукция — электрическая энергия и тепловая энергия с паром и горячей водой. Под компоновкой главного корпуса электростанции понимают взаимное размещение оборудования и строительства конструкций. При выборе компоновки главного корпуса основным является принцип размещения оборудования в соответствии с последовательностью технологического процесса.

14. Индивидуальное задание Организация регулируемого отбора пара на теплофикацию с увеличением мощности до 150 Мвт.

Рисунок 14.1 Установка по подогреву сетевой воды Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

(86)

где — нагрузка отборов турбины, КВт;

=tпс-tосразница между прямой и обратной температурой сетевой воды, °C;

Расход пара на сетевой подогреватель, кг/с:

(87)

где — температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, °С;

— температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем), °С;

— энтальпия пара на входе в сетевой подогреватель, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

— КПД теплообменника.

(88)

где — температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, °С;

— температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем),°С;

— энтальпия пара на входе в сетевой подогреватель, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

— КПД теплообменника.

Уравнение теплового баланса ПНД-1:

(89)

Уравнение материального баланса точки смешения 1:

(90)

Уравнение теплового баланса точки смешения 1:

(91)

Уравнение теплового баланса ПНД-2:

(92)

Уравнение материального баланса точки смешения 2:

(93)

Уравнение теплового баланса точки смешения 2:

(94)

Уравнение теплового баланса ПНД-3:

(95)

Уравнение материального баланса точки смешения 3:

(96)

Уравнение теплового баланса точки смешения 3:

(97)

Уравнение теплового баланса ПНД-4:

(98)

где — энтальпия конденсата перед ПНД-4 (находится как произведение температуры на выходе из ПУ и теплоемкости воды), tпнд4'=tк+3.

Составляем систему уравнений, и решаем ее по средствам программы «MathCad».

Решая данную систему, находим искомые величины:

Расход пара на ПНД-1, кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 1, кг/с:

Энтальпия конденсата после точки смешения 1, кг/с:

Расход пара на ПНД-2, кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 2, кг/с:

Энтальпия конденсата после точки смешения 2, кг/с:

Расход пара на ПНД-3, кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 3, кг/с:

Энтальпия конденсата после точки смешения 3, кг/с:

Расход пара на ПНД-4, кг/с:

Расход пара в конденсатор, кг/с:

(99)

Проверка баланса пара в турбине, кг/с:

Dk=Dт-(D1+D2+D3+Dд+ Dпнд1+ Dпнд2+ Dпнд3+ Dпнд4+ Dвсп+ Dнсп) (100)

119,946-(5,471+4,686+3,319+2,468+6,982+3,358+1,717+4,733+11,879+9,377)=65,961,

Что полностью совпадает с ранее найденным значением.

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

(101)

Делаем пересчет технико-экономических показателей.

Расход тепла на турбоустановку, МВт

(102)

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, МВт

(103)

Расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии, МВт

(104)

Тепловая нагрузка котла, МВт

(105)

Полный расход натурального топлива, кг/с

(106)

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с

(107)

Принимая мощность собственных нужд 9%, отпущенная мощность составляет, МВт

(108)

Мощность собственных нужд, затраченная только на производство электроэнергии, МВт

(109)

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(110)

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счёт отборов пара, кВт

(111)

Коэффициент ценности тепла:

(112)

(113)

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт

(114)

Расход топлива на выработку тепла, кг/с

(115)

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

(116)

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж

(117)

Вывод После организации регулируемого отбора пара и увеличении мощности отборов с 40 до 50 МВт (на блоке) достаточно сильно изменились многие параметры. Поскольку при увеличении мощности регулируемых отборов расход пара на турбину остался прежним, электрическая мощность турбины снизится, так как в последних ступенях турбины будет проходить меньший расход пара. Тепло затраченное на сетевые подогреватели увеличится, а тепло на производство электроэнергии соответственно уменьшится.

Так же можно сделать вывод о том, что данная реконструкция турбины дает экономические выгоды по сравнению с первоначальным вариантом, поскольку снизились такие показатели как удельный расход топлива на выработку тепловой и электрической энергии.

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температура пара на входе и воды на выходе. Расчетный пропуск сетевой воды Gсв=353,4 кг/с.

Поскольку подогреватели сетевой воды выбранные ранее способны пропускать новый расход воды, а параметры пара остались без изменений, то их замена не требуется.

Поскольку ранее выбранные сетевые насосы не удовлетворяют новым условиям то необходимо заново произвести выбор.

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:

(118)

Выбираем сетевые насосы СЭ-800−100 с характеристиками:

Производительность — 800 м3/ч Напор — 100 м.вод.ст.

Допустимый кавитационный запас-10 м.вод.ст.

Частота вращения 1500 об/мин Потребляемая мощность — 275 кВт КПД — 80%

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект блока на твердом топливе с электрической мощностью 300 МВт и максимально отопительной нагрузкой 120 МВт.

В качестве основного оборудования было выбрано: турбина К-300−240 и котел П-64.

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 используемых источников

1. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина.- М.:Энергоатомиздат, 1982.

2. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. — М.: Минэнерго СССР, 1981.

3. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции.- М.: Энергоатомиздат, 1967.

4. Ривкин С. Л., Александров А. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. — М.: Энергия, 1980. — 425с.

5. Расчет содержания вредных веществ в дымовых газах при проектировании котлов и энергетических установок: Методическое указание по дипломному проектированию — Сост. С. М. Куликов, Е. А. Бойко; КГТУ, Красноярск, 1995.

6. Цыганок А. П. Михайленко С.А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. — Красноярск, ИПЦ КГТУ, 2006.

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

8. Смирнов А. Д., Антипов К. М. Справочная книжка энергетика. — М.: Энергоатомиздат, 1987.