Проект теплоэлектроцентрали мощностью 120 МВт для города Омска

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

Для производства электроэнергии нашли применение блоки на 60, 200, 300, 500 и 800 МВт. В данной работе представлен блок на 120 МВт, с отопительной нагрузкой 290 МВт.

В этом курсовом проекте был выполнен расчёт проекта ТЭЦ мощностью 120 МВт для города Омска с максимальной отопительной нагрузкой МВт, расходом пара на производство т/ч. В соответствии с мощностью ТЭЦ я выбрал две турбины ПТ-60−130. По необходимому расходу пара на эти турбоагрегаты я выбрал два котла БКЗ-420−140.

1. Исходные данные

Требуется спроектировать теплоэлектроцентраль в г. Омске мощностью 120 МВт с максимальной отопительной нагрузкой 290 МВт.

На основании технико-экономических расчётов и сравнения вариантов выбраны две турбины ПТ — 60 — 130.

2. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

В качестве прототипа используем турбину ПТ — 60 — 130, принципиальная тепловая схема которой представлена на рисунке 2.1. Начальные параметры блока бар и °С с барабанным котлом. Имеется семь регенеративных отборов пара, используемых для подогрева конденсата и питательной воды в четырех ПНД, в деаэраторе и трёх ПВД.

Потери пара и конденсата блока восполняются обессоленной водой, подаваемой в деаэратор. Воздух из конденсатора турбин отсасывается водоструйными эжекторами.

Таблица 2.1 — Номинальные параметры турбины, /10/

Таблица 2.2 — Характеристика отборов турбины ПТ-60−130

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

;

;

;

;

;

;

.

КПД дросселирования по отсекам, %:

;

.

Электромеханический КПД:

_эм = 0,98.

Температура химически очищенной воды, С:

t_хов = 30.

Нагрев воды в основном эжекторе и в подогревателе уплотнений, C:

t_оэ + t_пу = 6.

КПД подогревателей поверхностного типа:

.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД, С:

_ПВД = 4.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД, С:

_ПНД = 4.

Рисунок 2.1 — Принципиальная тепловая схема

3. Построение процесса расширения пара на h-s диаграмме

Процесс расширение пара в турбине представлен на рисунке 3.1.

Процесс построен с учётом потерь давления в регулирующих клапанах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на h-s диаграмме точку А₀. Давление пара с учетом потерь при дросселировании в регулирующих клапанах ЦВД, бар:

.

Рисунок 3.1 — Процесс расширения пара в проточной части турбины ПТ-60−130 в h-s диаграмме

4. Определение параметров по элементам схемы

Потерю давления в паропроводах на пути от отбора до подогревателя принимаем 5?, /1/.

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере подогревателя высокого давления ПВД-3. Давление пара в отборе 43,1 бар. Принимая потерю давления 5%, находим давление пара у подогревателя, бар:

.

Температура насыщения греющего пара, /2/, С:

.

Энтальпия конденсата греющего пара, /2/, кДж/кг:

.

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

.

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

.

Энтальпия греющего пара (рисунок 3.1), кДж/кг:

.

Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:

.

Аналогичным образом рассчитываем параметры по другим элементам. Результаты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 — Таблица параметров основных элементов схемы

5. Расчёт установки по подогреву сетевой воды

Блоком предусмотрено отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения города в количестве 290 МВт. Схема отпуска тепла представлена на рисунке 5.1. Схема состоит из двух подогревателей поверхностного типа. Сетевые подогреватели подпитываются из пятого и шестого отборов.

Рисунок 5.1 — Схема подогрева сетевой воды

Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

(5.1)

где — максимальная отопительная нагрузка на турбину, кВт;

и — температуры прямой и обратной сетевой воды соответственно, °C;

— теплоемкость воды, кДж/кг.

Тепловая нагрузка отопительных отборов, кВт:

(5.2)

где — коэффициент теплофикации ТЭЦ.

Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов, кВт:

. (5.3)

Найдём давление в пятом отборе для этого находим энтальпию воды на выходе из ПС-2, кДж/кг:

(5.4)

где — энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

По найденной по формуле (5.4) энтальпии находим температуру воды на выходе из ПС-2, ?С:

. (5.5)

Определяем температуру конденсата пара в ПС-2, ?С:

(5.6)

где — недогрев сетевых подогревателей до температуры насыщения, ?С.

По найденной температуре конденсата пара определяем давление в корпусе подогревателя ПС-2, по /2/, МПа:

. (5.7)

Учитывая потери давления в трубопроводах находим давление пара в камере отбора, МПа:

. (5.8)

Теперь находим значение давления в шестом отборе для этого найдём температуру воды на выходе из ПС-1, ?С:

. (5.9)

Найдём температуру конденсата пара в ПС-1, ?С:

. (5.10)

Определяем давление в корпусе ПС-1, /2/, МПа:

. (5.11)

Учитывая потери давления в трубопроводах находим давление пара в камере отбора, МПа:

. (5.12)

6. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности пара производственного отбора равен:

(6.1)

где — энтальпия пара производственного отбора турбины (рис

унок 3.1), кДж/кг;

— энтальпия пара на входе в конденсатор (рисунок 3.1), кДж/кг;

— энтальпия пара перед турбиной (рисунок 3.1), кДж/кг.

Коэффициент недоиспользования мощности пара отопительных отборов:

(6.2)

где — энтальпия пара пятого отбора (рисунок 3.1), кДж/кг.

(6.3)

где — энтальпия пара шестого отбора (рисунок 3.1), кДж/кг.

Расход пара в ПС-2 находим по следующей формуле, кг/с:

. (6.4)

Расход пара в ПС-1 находим по формуле, кг/с:

. (6.5)

Расход пара на турбину, кг/с:

. (6.6)

где — коэффициент регенерации;

— номинальная электрическая мощность турбины (таблица 2.1), кВт;

— полезно использованный теплоперепад (рисунок 3.1), кДж/кг;

и — механический и КПД генератора.

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с:

. (6.7)

Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с:

. (6.8)

Производительность парогенератора нетто, кг/с:

. (6.9)

Производительность парогенератора брутто, кг/с:

. (6.10)

Найдём расход продувочной воды, кг/с:

. (6.11)

Далее находим расход питательной воды, кг/с:

. (6.12)

7. Расчёт сепараторов непрерывной продувки

Схема продувки блока представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 Схема сепараторов непрерывной продувки

Составим уравнения материального и теплового балансов для первой ступени сепаратора:

где — выпар из первой ступени сепаратора, кг/с;

— расход во вторую ступень сепаратора, кг/с;

— энтальпия продувочной воды, определяем по давлению в барабане, /2/, кДж/кг;

— энтальпия выпара из первой ступени, определяем по давлению в сепараторе, /2/, кДж/кг;

— энтальпия продувочной воды на выходе из первой ступени сепаратора, /2/ кДж/кг.

Подставляем известные значения в систему и находим и .

Составим уравнения материального и теплового балансов для второй ступени сепаратора:

где — выпар из второй ступени сепаратора, кг/с;

— расход воды в подогреватель хим. очищенной воды, кг/с;

— энтальпия выпара из второй ступени, определяем по давлению в сепараторе, /2/, кДж/кг;

— энтальпия продувочной воды на выходе из второй ступени сепаратора, /2/, кДж/кг.

Подставляем известные значения в систему и находим и .

Находим необходимый расход химически очищенной воды, кг/с:

где — внутристанционные потери конденсата, кг/с.

Энтальпия химически очищенной воды после ПХОВ, кДж/кг:

где — энтальпия химически очищенной воды до ПХОВ, определяем с помощью /2/, кДж/кг;

— энтальпия воды, сливаемой в техническую канализацию /2/, кДж/кг.

8. Расчёт регенеративной схемы

Расчетная схема подогревателей высокого давления представлена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 — Схема включения подогревателей высокого давления

Уравнения теплового баланса для ПВД-3:

где — расход пара на ПВД-3, кг/с;

— энтальпия пара первого отбора (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия греющего пара на выходе из зоны ОП ПВД-3 /2/, кДж/кг;

— КПД теплообменника;

— расход питательной воды, кг/с;

— энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-3, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из зоны СП ПВД-3, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из зоны ОД ПВД-3, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-2, кДж/кг.

Уравнения теплового баланса для ПВД-2:

где — расход пара на ПВД-2, кг/с;

— энтальпия пара второго отбора (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия греющего пара на выходе из зоны ОП ПВД-2, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из зоны СП ПВД-2, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из зоны ОД ПВД-2, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-1, кДж/кг.

Уравнения теплового баланса для ПВД-1:

где — расход пара на ПВД-1, кг/с;

— энтальпия пара третьего отбора (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия греющего пара на выходе из зоны ОП ПВД-1, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из зоны СП ПВД-1, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из зоны ОД ПВД-1, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды на выходе из питательного насоса, кДж/кг.

Повышение энтальпии питательной воды в насосе (ПЭН), кДж/кг:

где — давление воды в питательном насосе, МПа;

— давление пара в барабане, МПа;

— давление в деаэраторе, МПа;

— удельный объём воды при давлении, м³/кг;

— КПД насоса.

Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг:

где — энтальпия воды на выходе из деаэратора /2/, кДж/кг.

Подставим известные значения в уравнения и решим систему из девяти уравнений.

Расчетная схема деаэратора представлена на рисунке 8.2.

Составим уравнения материального и теплового балансов для деаэратора:

(8.1)

где — расход пара в деаэратор из третьего отбора, кг/с;

— расход конденсата после ПНД-4, кг/с;

— энтальпия конденсата после ПНД-4, кДж/кг.

Подставим известные значения в систему (25) и решим её.

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

(8.2)

Рисунок 8.3 Схема включения ПНД-4.

Из уравнения (26) выражаем расход через четвёртый отбор, кг/с:

. (8.3)

Рисунок 8.4 — Схема ПНД-3, ПНД-2, ПНД-1, ОЭ, ПУ и конденсатора

Уравнение теплового баланса ПНД-3:

(8.4)

где — расход пара в ПНД-3, кг/с;

— энтальпия пара на входе в ПНД-3, кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара, /таблица 4.1/, кДж/кг;

— энтальпия воды на выходе из ПНД-3, /таблица 4.1/, кДж/кг;

— энтальпия воды после точки смешения 1, кДж/кг.

Уравнение материального баланса точки смешения 1:

. (8.5)

Уравнение теплового баланса точки смешения 1:

(8.6)

где — энтальпия воды на выходе из ПНД-2, (таблица 4.1), кДж/кг;

— энтальпия конденсата греющего пара ПНД-2, (таблица 4.1), кДж/кг.

Уравнение теплового баланса ПНД-2:

(8.7)

Уравнение материального баланса точки смешения 2:

. (8.8)

Уравнение теплового баланса точки смешения 2:

. (8.9)

Уравнение материального баланса точки смешения 3:

. (8.10)

Уравнение теплового баланса точки смешения 3:

. (8.11)

Уравнение теплового баланса ПНД-1:

(8.12)

Уравнение материального баланса точки смешения 4:

. (8.13)

Уравнение теплового баланса точки смешения 4:

. (8.14)

Составляем систему уравнений, состоящую из уравнений (8.4−8.14) и решим её.

Решив эту систему с помощью программы Mathcad получаем следующие ответы:

кг/с;

кДж/кг;

кг/с;

кг/с;

кг/с;

кДж/кг;

кДж/кг;

кг/с;

кг/с;

кДж/кг;

кг/с.

Проверка по балансу мощности.

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

(8.15)

где — электрическая мощность i-того отсека, кВт.

кВт.

кВт.

кВт.

кВт.

кВт.

кВт.

По формуле (39) вычисляем расчётное значение электрической мощности турбины, кВт:

.

Погрешность расчета составляет, %:

.

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

9. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Старая методика.

Полный расход тепла на турбоустановку, кВт:

. (9.1)

Расход тепла на производственный потребитель, кВт:

. (9.2)

Расход тепла на отопление, кВт:

(9.3)

где — суммарная отопительная нагрузка теплофикационных отборов (верхнего+нижнего) турбоустановки, кВт;

— КПД сетевых подогревателей.

Общий расход тепла для внешних потребителей, кВт:

.

Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии, МВт:

.

КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

(9.4)

Удельный расход тепла на производство электроэнергии, кДж/(кВт· ч):

. (9.5)

Тепловая нагрузка парогенераторной установки, МВт:

КПД трубопроводов (на транспорт тепла от котла к турбине):

(9.6)

КПД ТЭЦ брутто по производству электроэнергии:

(9.7)

КПД ТЭЦ брутто по производству и отпуску тепла на отопление:

(9.8)

КПД ТЭЦ нетто по производству и отпуску электроэнергии:

(9.9)

где — собственный удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ.

КПД ТЭЦ нетто по производству и отпуску тепла на отопление:

(9.10)

где — удельный расход тепловой энергии на собственные нужды ТЭЦ.

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, г/(кВт· ч):

. (9.11)

Удельный расход натурального топлива на производство и отпуск тепловой энергии, кг/ГДж:

. (9.12)

Новая методика.

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

(9.13)

где — расход условного топлива, кг/с.

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

. (9.14)

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

. (9.15)

Коэффициенты ценности тепла:

;

.

Тепловая нагрузка верхнего сетевого подогревателя, кВт:

.

Тепловая нагрузка нижнего сетевого подогревателя, кВт:

.

По формуле (54) определяем увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счет отборов пара, кВт:

.

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

.

По формуле (53) находим коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

.

Принимая мощность собственных нужд блока 9%, отпущенная мощность составляет, кВт:

.

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

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

Расход топлива на выработку электроэнергии, находим по формуле (9.13) кг/с:

.

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

где — расход топлива пиковыми водогрейными котлами, кг/с.

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

.

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

.

10. Выбор вспомогательного оборудование в пределах ПТС

Регенеративные подогреватели

Подогреватель высокого давления выбираем по заводским данным, так чтобы их характеристики удовлетворяли значениям, полученным в ходе расчета ПТС. Основными параметрами поверхностных подогревателей, определяющими пригодность их для данной турбины, служат: пропускная способность (кг/с); давление греющего пара (МПа); давление воды (МПа) и поверхность нагрева (м²).

Найдём площадь поверхности нагрева ПВД-3. Для этого определим тепловую мощность подогревателя, кВт:

.

Площадь поверхности нагрева зоны ОП ПВД-3 Опреедляем по следующей формуле, м²:

(10.1.1)

где — коэффициент теплопередачи зоны ОП, кВт/(кг· єС);

— среднелогарифмический температурный напор зоны ОП.

Определяем температурный напор. Для этого построим температурный график для зоны ОП ПВД-3 (рисунок 10.1.1).

Рисунок 10.1.1 — Температурный график зоны ОП ПВД-3

(10.1.2)

где — большая разность температур, єС;

— меньшая разность температур, єС.

Определяем среднелогарифмический температурный напор по формуле (10.1.2):

.

По формуле (10.1.1) определяем площадь поверхности нагрева зоны ОП ПВД-3, м²:

.

Аналогичным образом определяем площади для зон СП и ОД, затем складываем получившиеся площади и получаем площадь поверхности нагрева подогревателя.

Таблица 10.1.1 — Выбор ПВД и ПНД.

Деаэратор

По найденному расходу питательной воды G_пв=118,836 кг/с выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-500 с характеристиками: емкость — м³; давление — 7 бар; производительностью — 500 м³/ч.

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=432,99 кг/с. Выбираем сетевые подогреватели ПС-1 и ПС-2 типа БО-350 с характеристиками:

· расчетный пропуск воды — 1100 т/ч;

· рабочее давление пара — 3 бара;

· рабочее давление воды в трубной системе — 23 бара;

· вес без воды — 11 т/ч.

Выбор питательных насосов

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

(10.4.1)

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

. (10.4.2)

Выбираем питательный насос с электроприводом и гидромуфтой

ПН-500−180 с характеристиками:

· производительность — 500 м³/ч;

· напор — 1970 м;

· частота вращения — 2900 об/мин;

· КПД — 78%.

Необходимая мощность электродвигателя, кВт:

. (10.4.3)

где — производительность, м³/с;

— плотность питательной воды при заданной температуре после деаэратора, кг/м³.

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, т/ч:

.

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

Выбираем конденсатный насос КсВ-500−85 с характеристиками:

· производительность — 500 м³/ч;

· напор — 85 м. вод. ст.;

· частота вращения — 1000 об/мин;

· мощность — 154 кВт;

· КПД — 75%.

Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на турбину по заводским данным составляет 8000 м³/ч.

Устанавливаем циркуляционные насосы в машинном зале. Тогда производительность одного насоса составляет, м³/ч:

(10.6.1)

Выбираем два насоса типа ОП6−87 с характеристиками:

· производительность — 6480ч12 960 м³/ч;

· напор — 3,9ч7,5 м. вод. ст.;

· частота вращения — 585 об/мин;

· КПД — 80ч85%.

Расчетная мощность электродвигателя, кВт:

. (10.6.2)

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:

. (10.7.1)

Выбираем сетевые насосы типа СЭ 500−70 с характеристиками:

· производительность — 500 м³/ч;

· напор — 70 м. вод. ст.;

· допустимый кавитационный запас — 10 м;

· частота вращения — 3000 об/мин;

· потребляемая мощность — 120 кВт;

· КПД — 82%.

11. Проектирование топливного хозяйства

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется каменный уголь экибастузского месторождения со следующими характеристиками.

Таблица 11.1 Характеристика Экибастузского угля.

Определение расхода топлива на ТЭЦ

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

Часовой расход топлива на ТЭЦ составит, кг/с:

где — количество котлов на ТЭЦ, шт.

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 — 36Ч2 кВт.

Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива составляет, т/сут:

. (11.3.1)

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

Расчётная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

. (11.3.2)

где — число часов работы топливоподачи в течение суток, ч.

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

(11.3.3)

где — ширина ленты, м;

— скорость ленты, м/с;

— насыпной вес топлива, т/м³;

— коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте.

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства определяют по формуле, кВт:

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

— высота подъёма 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:

(11.3.4)

где — коэффициент запаса для наклонных конвейеров;

— КПД электродвигателя;

— КПД редуктора.

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 молотковые однороторные дробилки типа СМ-431 с характеристиками:

· производительность — 18ч24 т/ч;

· размеры ротора:

длина — 600 мм;

диаметр — 800 мм;

· частота вращения ротора — 1000 об/мин;

· мощность электродвигателя — 55 кВт;

· масса — 3,7 т.

Емкость бункера сырого угля, м³:

. (11.4.1)

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

— коэффициент заполнения бункера;

— 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.

Топливный склад

Ёмкость склада угля рассчитываем на месячный расход при 20 часах работы в сутки всех котлов.

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

(11.5.1)

где — количество котельных агрегатов;

— высота штабеля, м;

— коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле.

Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для сжигания Экибастузского каменного угля применяем систему пылеприготовления с молотковыми мельницами. Устанавливаем по две мельницы на каждый котел, при этом расчётная производительность мельниц составляет 110%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

(11.6.1)

где — количество мельниц на котле;

— коэффициент размолоспособности.

Выбираем мельницы ММТ 1500/3230/740, которые имеют следующие характеристики:

· производительность — 22,6/39,7 т/ч;

· частота вращения — 740 об/мин.

Дутьевые вентиляторы и дымососы

На каждый котёл устанавливаем по одному дымососу и дутьевому вентилятору.

Теоретический объём воздуха, м³/кг:

. (11.7.1)

Теоретический объём азота, м³/кг:

. (11.7.2)

Теоретический объем трехатомных газов, Нм³/кг:

. (11.7.3)

Теоретический объём водяных паров, м³/кг:

.

Теоретический объём продуктов сгорания, м³/кг:

. (11.7.4)

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м³/с:

(11.7.5)

где — коэффициент избытка воздуха в топке;

— присос воздуха в топке;

— присос воздуха в системе пылеприготовления для шаровой барабанной мельницы с прямым вдуванием;

— относительная утечка воздуха для трубчатых ВЗП;

— температура холодного воздуха, єС.

Расчетная производительность дымососа, м³/с:

.

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

. (11.7.6)

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-18−11у 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 кПа. Тогда расчетный напор дымососа, кПа:

. (11.7.7)

Выбираем дымососа типа ДН-24 с характеристиками:

· производительность — 175/145 м³/ч;

· КПД — 83%;

· частота вращения — 740/590 об/мин;

· температура газа — 100 °C;

· мощность — 234/123 кВт.

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 входе в фильтр определятся по формуле, кг/ч:

где — доля золы уносимая газами;

— зольность рабочей массы топлива, %;

— потеря тепла с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

(11.8.1)

где — КПД золоуловителя, %.

Золоудаление

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

.

Расход золы, кг/с:

. (11.9.1)

Расход шлака, кг/с:

. (11.9.2)

Расход воды, кг/с:

. (11.9.3)

Расчетный расход пульпы, м³/ч:

(11.9.4)

где;; - соответственно удельный вес шлака, золы и воды, т/м³.

Диаметр шлакозолопровода, м:

(11.9.5)

где — расчетная скорость пульпы, м/с.

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

· производительность — 36ч75 м³/ч;

· давление на выходе из насоса — 0,17ч0,135 МПа;

· мощность на валу насоса — 3,33ч4,7 кВт;

· мощность электродвигателя — 10 кВт;

· частота вращения ротора — 1450 об/мин.

12. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

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

Выбросы золы, кг/с:

(12.1)

Выбросы оксидов азота, кг/с:

(12.2)

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.

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

— для газообразных выбросов;

— для золы;

;

;

.

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

. (12.3)

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:

(12.4)

где — коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе;

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

— количество дымовых труб;

— объем удаляемых дымовых газов через трубу;

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

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

Принимаем высоту трубы равную H=120 м. Далее находим следующие коэффициенты.

(12.5)

где — диаметр устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

. (12.6)

. (12.7)

. (12.8)

(12.9)

Так как <, принимаем дымовую трубу высотой 120 м, изготавливаем из железобетона.

Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

(12.10)

где — скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, м/с;

— коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы.

13. Индивидуальное задание

В качестве индивидуального задания был выполнен конструкторский расчёт сетевого подогревателя. Схема включения сетевого подогревателя изображена на рисунке 13.1.

Рисунок 13.1 — Схема включения сетевого подогревателя ПС-1

Рисунок 13.2 — Тепловая схема сетевого подогревателя Находим тепловую мощность сетевого подогревателя, кВт:

.

Определим эскизную площадь сетевого подогревателя, м²:

(13.1)

где — коэффициент теплопередачи, Вт/(м²ЧєС).

Находим температурный напор:

(13.2)

где — коэффициент, учитывающий эффективность нагрева;

— условный параметр;

— условный параметр;

— условный параметр.

По формуле (13.2) определяем среднелогарифмический температурный напор:

.

Находим эскизную площадь сетевого подогревателя по формуле (13.1), м²:

.

Выполним расчёт основных конструктивных размеров. Секундный расход греющего теплоносителя, м³/с:

.

Секундный расход нагреваемого теплоносителя, м³/с:

.

Предварительная оценка скоростей теплоносителей, м/с:

;

.

Выбираем трубу 22Ч2 мм.

Находим число труб в одном ходе, шт.:

.

Выполняем оценку общей длины труб теплообменника, м:

.

Так как длина труб получилась больше 9 м, то теплообменник выполняется многоходовым. Число ходов, шт.:

.

Длина одного хода, м:

.

Общее число труб в теплообменнике, шт.:

.

Шаг между трубами, м:

.

.

.

Выбираем расположение труб по концентрическим окружностям. Так как число ходов, то выбираем разбивку по секторам.

.

.

Выбираем эллиптическую крышку.

Так как, поэтому число ходов увеличивать не надо.

Диаметр патрубка подвода и отвода воды, м:

.

Размер патрубка подвода греющей среды, м:

.

Диаметр отвода дренажа пара из подогревателя, м:

.

Диаметр патрубка подвода дренажа из ПС-2, м:

.

Компоновка межтрубного пространства

Площадь межтрубного пространства без учёта перегородок, м²:

.

Оценка фактической скорости пара в межтрубном пространстве без учёта перегородок, м/с:

.

Так как фактическая скорость пара меньше рекомендуемой (м/с), то принимаем решение о необходимости установки поперечных перегородок. Устанавливаем перегородки кольцевого типа.

(м²)

(м²).

(м).

(м²);

(м).

(м²);

(м).

Так как мм, принимаем м и уточняем значение скорости пара в межтрубном пространстве.

(м²).

(м/с).

(м).

(м).

Коэффициент теплообмена от стенки к нагреваемой среде.

.

.

(Вт/(м² ЧєС)).

Коэффициент теплообмена от греющей среды к стенке, Вт/(м² ЧєС):

— коэффициент.

Уточняем значение коэффициента теплопередачи, Вт/(м² ЧєС):

.

Оценка расчётной площади поверхности теплообмена, м²:

.

14. Генеральный план

Генеральный план представлен на листе 3 графической части, который 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. Для нужд технического водоснабжения используем оборотную систему.

15. Компоновка главного корпуса

Чертеж главного корпуса представлен на листе 2 графической части, 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.

Заключение

В данном курсовом проекте был выполнен проект блока на твердом топливе с электрической мощностью 120 МВт и максимальной отопительной нагрузкой 290 МВт.

В качестве основного оборудования были выбраны две турбины ПТ-60−130 и два котла БКЗ-420−140.

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

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

2. расчёт технико-экономических показателей проектируемой станции;

3. расчёт выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчёт 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 использованной литературы

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

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

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

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

5. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. — Минск, 1974.

6. Шляхин П. Н., Бершадский М. Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. — М.: ГЭУ, 1970.

7. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. — М.: Энергоиздат, 1982.

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

9. Теплообменное оборудование паротурбинных установок 1,2 часть: Отраслевой каталог / Под ред. В. А. Пермякова и др. — М.: 1989.

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

11. Куликов С. М., Бойко Е. А. Расчет содержания вредных веществ в дымовых газах при проектировании котлов и энергетических установок: Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 1005 — «Тепловые электрические станции» и 1007 — «Промтеплоэнергетика». — Красноярск, КГТУ, 1995.