Определение параметров по элементам схемы покажем на примере ПВД-1. Потерю давления в паропроводах на пути от отбора турбины до подогревателя принимаем 5%.

Давление пара у подогревателя ПВД-1 с учетом потерь, бар.

РПВД1=Ротб1·0,95=33,6·0,95=31,92,

Где Ротб1 - давление пара в отборе, бар.

Температура конденсата греющего пара за ПВД-1, С..

tПВД1= 237,3 [3]

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД-1, кДж/кг.

tПВД1= 993,34 [3]

Температура питательной воды за ПВД-1 с учетом недогрева, С.

tПВД1пв= tПВД1- QПВД1

tПВД1пв =237,3-2=235,3.

Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг

tПВД1пв=984,97 [3]

Энтальпия греющего пара из отбора по i-s диаграмме, кДж/кг.

iотб1=3195,98 [3]

Использованный теплоперепад,кДж/кг.

hПВД1=i0-iотб1

где iо - энтальпия острого пара, кДж/кг.

hПВД1=3511,46-3195,98=315,48

2.1.3 Расчет сетевой подогревательной установки

Рисунок 2.3 - Установка по подогреву сетевой воды

Тепловая мощность блока, МВт.

Qблmax =1330/5=266

Тепловая нагрузка отборов турбины составит, МВт.

Qотбтур=150

Тепловая нагрузка ПВК, МВт.

Qпвк= Qблmax - Qотбтур=266-150 =116

Расход сетевой воды, кг/с.

Gс.в.= Qотбmax/C·?t

Gс.в =266000/4.186·(150-70)=793.56

Где С - теплоемкость сетевой воды, кДж/кг,

?t- разность температур прямой и обратной сетевой воды, С.

Доля максимальной нагрузки, покрываемая отборами турбины.

бтэц= Qотбтур/ Qотбmax

бтэц =150/266=0,56

Энтальпия сетевой воды за (СП2) составляет, кДж/кг.

tсп2=tос+ Qотбтур/Gc.в.

tсп2=293,02+150000/793,56=454,88

где tос - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

tос=70єС=> tос=70·4,186=293,02

Температура сетевой воды, ?С

tсп2= tсп2/4,186=454,88/4,186=109?

Температура конденсата пара из СП2 с учетом недогрева сетевой воды составит, ?С.

tсп2н= tсп2+ Qсп2=109+5=114

находим что давление в СП-2 РСП2'=1,64 бар

Давление отборного пара, с учетом потерь на транспорт, бар

Ротб6=Р отб сп2/0,92=1,64/0,92=1,78

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых нагревателях. Определяем величину нагрева в каждом из них, С

?t =

?t = =89.5-70=19,5

Температура воды за нижним сетевым подогревателем СП1, С

tСП1=tОС+Дt

tСП1=70+19,5=89,5

Температура конденсата пара из СП 1 с учетом недогрева сетевой воды составит, С

tсп1н= tсп1+ Qсп

tсп1н =89,5+5=94,5

находим давление в СП 1 РСП1'=0,84 бар

С учетом потери давления пара в трубопроводах давление в первом и втором теплофикационных отборах составит, бар

Рт1=

Рт1=0,84/0,92=0,91

Рт2=

Рт2=1,64/0,92=1,78

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем СП 1:

tСП1=tСП1·С

tСП1=89,5·4,186=376,74 кДж/кг

2.1.4 Определение расходов пара на турбину

Определив энтальпию пара в отборах, рассчитываем значения расходов пара на подогревателе сетевой воды.

Расход пара на СП 2 составляет, кг/с

Dпс2=Gсв (tпс2-tпс1)/(iпс2-tк2)0,98

Dпс2=793,56 (454,88-376,74)/(2686,6-454,88)0,98 = 31,4

Расход пара на СП 1 составляет, кг/с

Dпс1= Gсв (tпс1-tос1)-Дпс2(tпс2-tпс1)0.98/(iпс1-tк1) 0,98

Dпс1=793,56 (376,74-293,3)-31,4(478,5-398.0)0,98/(2616,0-398,0)0,98 =30,46

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

Для первого ут1= =Нi-hотб7/Hi

ут1=1229,46-867,86/1229,46=0,294

Для второго ут2=Нi-hотб6/Hi

ут2= 1229.46-825,46/1229.46=0,328

где Нi- теплоперепад срабатываемый турбиной, кДж/кг;

hОТБ7 и hОТБ6- теплоперепады, срабатываемые до первого и второго теплофикационных отборов соответственно, кДж/кг

Принимаем коэффициент регенерации

Крег=1,19 с последующим уточнением

Расход пара на турбину, кг/с.

Dт= Крег·(+ Ут1 Dпс1+ Ут2Dпс2)

где Nэ - электрическая мощность турбоагрегата, кВт;

Dпс1 и Dпс2- расходы пара на тепло, кг/с.

Dт=1,19·(+0,294·31,4+0,328·30,4)=121,62

2.1.5 Расчет сепараторов непрерывной продувки

Рисунок 2.4 - Схема сепараторов непрерывной продувки

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с

Dм3сн= hм3сн· Dт

Dм3сн =0,01·121,62=1,22

Где hм3сн коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного зала.

Производительность парогенератора нетто, кг/с

DПГн= Dт+Dснм3

DПГн =121,62+1,22=122,84

Производительность парогенератора брутто, кг/с

DПГбр= Dпг/(1- hсн)

DПГбр = 122,84/(1-0,012)=124,33

где hсн коэффициент расхода пара на собственны нужды котельного оборудования.

Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с

Dснко= DПГбр- DПГн

Dснко =124,33-122,84=1,49

Расход продувочной воды, кг/с

GПР= DПГбр· hПР

GПР =124,33·0,015=1,86

где hпр коэффициент расхода продувочной воды

Расход питательной воды, кг/с

GП.В.= DПГбр+ DПР

GП.В.=124,33+1,86=126,19

Выпар из расширителя первой ступени, кг/с

DРНП1= GПР(tпр-t'пр)/ i рнп1

DРНП1= 1,86 (1640,4-670.4)/ 2086,57= 0,86

где tпр энтальпия продувочной воды из барабана котла при давлении 130 бар, кДж/кг;

t'пр энтальпия продувочной воды из РНП1 при давлении в деаэраторе 6 бар, кДж/кг;

iРПН1 теплота парообразования при давлении Pg=6 бар, кДж/кг.

Расход продувочной воды в расширитель второй ступени, кг/с

Gпр'=Gпр-ДРПН1

Gпр'=1,86-0,86=1,00

Выпар из расширителя второй ступени, кг/с

DРНП2= G"пр. (t'пр-t''пр)/ i рнп2

DРНП2= 1,00(670,4-496,64)/2206,37=0,08

где t"пр энтальпия продувочной воды из РНП2 при давлении в ПНД6 равному 1,96 бар, кДж/кг;

iРПН2 теплота парообразования при давлении Ротб6=1,96 бар, кДж/кг.

Количество воды сливаемой в техническую канализацию, кг/с

Gпр"=Gпр'-DРПН1

Gпр"=1,00-0,08=0,92

Внутристанционные потери конденсата, кг/с

Gут =hут ·Dт

Gут =0,015·121,62=1,82

hут=1,5% коэффициент, учитывающий потери конденсата.

Расход химически очищенной воды, кг/с

Gхов=Gпр"+Gут+ Dснко

Gхов =0,92+1,82+1,49=4,23

Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки, кДж/кг

tдоб= tхов+ G''пр.(t''пр-tсл)/ Gхов

tдоб =4,186·30+0,92(496.64-251,4)/4,23=178,78

где tхов=tхов·С=30·4,186=125,58 кДж/кг энтальпия воды сливаемой в техническую канализацию.

2.1.6 Расчет регенеративной схемы ПВД

Регенеративная схема с подогревателем высокого давления представлена на рисунке 2.5

Рисунок 2.5 - Схема включения ПВД в регенеративную схему

Расход пара на ПВД-1 из уравнения теплового баланса, кг/с

D1= Gп.в.·(tпвд1- tпвд2)/ (iотб1- tотб1)· зто

D1= 126,19 (984,97- 897,14)/(3195,9-993,34) 0,98=5,73

где зТО КПД теплообменника;

tпвд1. - энтальпия питательной воды за ПВД 1, кДж/кг;

tпвд2. - энтальпия питательной воды за ПВД 2, кДж/кг;

iотб1 энтальпия пара из первого отбора , кДж/кг;

tотб1 энтальпия конденсата пара из первого отбора, кДж/кг.

Уравнение теплового баланса для ПВД 2

D1( tотб1- tотб2)· зто+ D2.·(iотб2- tотб2)· зто= Gп.в.·(tпвд2- tпвд3)

Отсюда расход пара на ПВД2 составит, кг/с

D2= Gп.в.·(tпвд2- tпвд3)- D1( tотб1- tотб2)· зто./(iотб2- tотб2)· зто

D2=126,19(897,14-751,71)-5,73(993,34-905,52)0,98/(3104,9-905,52)0,98=8,7

где tпвд3 энтальпия питательной воды за ПВД3, кДж/кг;

iотб2 энтальпия пара из второго отбора, кДж/кг;

tотб2 энтальпия конденсата из второго отбора, кДж/кг.

Тепловой баланс для ПВД 3

(D1+ D2)·(tотб2- tотб3)· зто+ D3·(iотб3- tотб3)· зто= Gп.в.·(tпвд3- tпв)

Энтальпию питательной воды на входе в ПВД3 определяем с учетом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг

tпэн = tпв+?tпэн

?tпэн повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе:

?tпэн==

?tпэн =22590Дж/кг=22,59кДж/кг

?Рпн =Рб-Рд

где ?Рпн = (160-6+1)=153- перепад давления в питательном насосе, бар;

зПЭН КПД питательного насоса;

Vср - удельный объем воды, при температуре 158С, м/кг.

Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг

tпвпэн=664,86+22,59=687,45

Расход пара на ПВД3, кг/с

D3 = 126,19 (751,71- 687,45) - (5,73 + 8,7) (905,52 - 766,08) 0,98 / (2966,8 -766,08) 0,98 = 2,91

iотб3 энтальпия пара из третьего отбора, кДж/кг;

tотб3 энтальпия конденсата пара из третьего отбора, кДж/кг.

2.1.7 Расчет деаэратора

Рисунок 2.6 - Схема деаэратора

Материальный баланс для деаэратора:

DПВД + DРНП1+ DД+ Gок+ Gдоб= Gп.в.+ Gут

где Dпвд=D1+D2+D3 - дренажи конденсата греющего пара ПВД 1,ПВД 2,ПВД 3 соответственно, кг/с;

Dрнп - выпар из РНП1, кг/с;

Dд - расход пара,из отбора на деаэратор,кг/с;

Gок - расход деаэрируемого конденсата из ПНД, кг/с;

Gдоб - расход добавочной воды, кг/с;

Gпв - расход питательной воды, кг/с;

Gут - потери питательной воды с утечками, кг/с.

16.34+0.86+Dд+Gок+4.23=126,19+1.82

Gок+Dд=106,58

Тепловой баланс для деаэратора:

DПВД· tотб3+DРНП1· iРНП1+ Дд· iотб3+ Gок·tпнд4 + Gдоб·tдоб=(Gп.в.+Gут) tп.в.

где tотб3 - энтальпия конденсата третьего отбора, кДж/кг;

iРНП1 - энтальпия выпара из РНП1, кДж/кг;

iотб3 - энтальпия греющего пара из третьего отбора , кДж/кг;

tпнд4 - энтальпия конденсата за ПНД-4, кДж/кг;

tдоб- - энтальпия химочищенной воды, кДж/кг;

tпв - энтальпия питательной воды после деаэратора, кДж/кг.

16,34х766,08+0,86х2086,57+Dд2966,8+Gок623,55+4,23х178,78=(126,19+1,82) 664,86

Dд 2966,8+Gок 623,55 = 70040,27

Gок + Dд =106,58

Решая эту систему, находим расходы пара и конденсата в деаэратор, кг/с.

Соответственно:

Dд =1,83 и Gок =105,05

2.1.8 Расчет регенеративной схемы ПНД

Рисунок 2.7 - схема включения групп ПНД

Уравнение теплового баланса для ПНД 4:

D4(iотб4- tотб4)· зто=Gок·(tпнд4- tпнд5) (2.1)

Отсюда находим расход пара на ПНД 4, кг/с.

D4= (Gок·(tпнд4- tпнд5)/ (iотб4- tотб4)· зто (2.2)

Где

зтоКПД теплообменника

tпнд4 энтальпия основного конденсата за ПНД 4,кДж/кг;

tпнд5 энтальпия основного конденсата за ПНД 5, кДж/кг;

iотб4 энтальпия пара из 4-го отбора, кДж/кг;

tотб4энтальпия конденсата из 4-го отбора, кДж/кг;

Gок - расход основного конденсата в деаэратор, кДж/кг.

D4= 105,05(623,55-524,21)/(2831,6-640,2900,98=4,86

Уравнение теплового баланса для ПНД5:

D4·(tотб4- tотб5)· зто+ D5·(iотб5- tотб5)·зто=Gок( tпвд5- tсм1) (2.3)

В этом уравнении неизвестны две величины:

Расход пара из отбора на ПНД5=>D5 и энтальпия основного конденсата после первой точки смешения tсм1

Составим уравнения материального и теплового балансов для первой точки смешения и запишем все три уравнения в системе:

D4·(tотб4- tотб5)· зто+ D5·(iотб5- tотб5)·зто=Gок( tпвд5- tсм1) (2.4)

Gок=Gок'+Dрнп2+ D4+ D5+ D6 (2.5)

Gок· tсм1= Gок.'·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.6)

В этой системе неизвестны 4 величины D5, tсм1, расход основного конденсата через ПНД6 Gок' и расход пара из отбора на ПНД6.

Добавим систему уравнение теплового баланса для ПНД6:

D4( tотб4- tотб5)·зто+ D5.·(iотб5- tотб5)· зто= Gок.·(tпнд5- tсм1) (2.7)

Gок=Gок'+Dрнп2+ D4+ D5+ D6 (2.8)

Gок· tсм1= Gок.'·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.9)

[D6·(iотб6- tотб6)+Dрнп2·(iрнп2-tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто=Gок.'·(tпнд6- tсм2) (2.10)

В этой системе неизвестны 5 величин: D5, tсм1, Gок', D4 и энтальпия основного конденсата после второй точки смешения tсм2.

Добавим в систему уравнений уравнения материального и теплового балансов для второй точки смешения:

D4-( tотб4-tотб5)· зто+ D5.·(iотб5- tотб5)· зто= Gок.·(tпндl5- tсм1) (2.11)

Gок=Gок'+Dрнп2+D4+D5+ D6 (2.12)

Gок·tсм1=Gок.'·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.13)

[D6·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто=Gок.'·(tпнд6- tсм2)

Gок'·tсм2Gок.·tпнд+(Dт1+Dт2)· tсм1' (2.15)

Gок'·tсм2=Gок."·tокпнд7+(Dт1+Dт2)·tпс (2.16)

В получившейся системе имеем 6 неизвестных величин: D5, tсм1, Gок', D6, tсм2, Gок"

Предварительно оцениваем энтальпию основного конденсата после первой точки смешения tсм1 =483 кДж/кг с последующей проверкой по балансу. Определяем расход пара на ПВД-5, кг/с:

D5= D4·(tотб4-tотб5)·зто -Gок.·(tпнд5- tсм1)/.·(iотб5- tотб5)· зто (2.17)

D5= 4,86(640,29-540,96)0.98-105,05(524-483)/(2726-540.96)=1,786

где iотб5энтальпия пара из пятого отбора, кДж/кг;

tотб5энтальпия конденсата пара из пятого отбора, кДж/кг.

Выразим из уравнения (2.12) расход пара из отбора на ПНД6, кг/с

D6=Gок- Gок- Dрнп2-D4- D5 (2.18)

Подставив полученное выражение в уравнение (2.14)

Gок·(tпвд6- tсм2)=[(Gок- Gок'-Dрнп2- D4- D5)· (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+

(D4+D5)·(tотб5- tотб6)]· зто (2.19)

где tпвд6 -энтальпия основного конденсата после ПНД-6, кДж/кг;

tсм2 -энтальпия основного конденсата в точке смешения, кДж/кг;

Gок' - расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с.

Выразим из него энтальпию основного конденсата после второй точки смешения:

tсм2=tпнд6[(Gок-G'ок-Dрнп2-D4-D5) (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+ / G'ок

(D4+D5)·(tотб5- tотб6)]· з / G'ок (2.20)

Полученное выражение подставим в уравнение (2.16)

Gок (tпнд6[(Gок-G'ок-Dрнп2-D4-D5) (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+ / G'ок= Gок."·tпнд7+(Dт1 Dт2)· tсм1 (2.21)

Упростим выражение, раскрыв скобки из первой части

Gок'·tпнд6+[(Gок- Gок'-Dрнп2-D4- D5)·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+D5)·(tотб5-tотб6)]·зто= Gок"· tпнд7+(Dт1+Dт2)· tсм1 (2.22)

Из этого уравнения выразим расход основного конденсата через ПНД-7, кг/с

Gок"= Gок'·tпнд6+[(Gок- Gок'-Dрнп2-D4- D5)·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто -(Dт1-Dт2)· tсм1 / tпнд7 (2.23)

Таким образом мы получим уравнение в котором неизвестна только одна величинарасход основного конденсата через ПНД6.

Подставляя численные значения в уравнение (2.23) находим методом подбора расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с

Gок'=84,32

Подставив это значение в уравнение (2.18) найдем расход пара из отбора на ПНД-6, кг/с

D6=Gок-Gок'-Dрнп2-D4-D5

D6=105,05-84,32-0,08-4,86-1,786=14,00

Уточним значение энтальпии основного конденсата после первой точки смешения, подставив численные значения Gок', D5 и D6 в уравнение системы (2.13)

tсм1= Gок.'·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 / tсм 1

Итого энтальпия в точке смешения равна, кДж/кг

tсм1= 84,32 479,72+(0,08+4,86+1,786+14,00)496,46/105,05 =483,00

Ошибки расхождения между принятым tсм1=483 кДж/кг и получившимся нет.

Расхождений с предварительно оцененным значением нет, поэтому нет необходимости повторно рассчитывать ранее найденные значения расходов Gок', D5 и D6.

Расход основного конденсата через ПНД7,кг/с

Gок"= Gок'-Dт1-Dт2

Gок"=84,32-31,4-33,4=19,32

Уравнение теплового баланса для ПНД7:

Gок"·(tпнд7- tк)= D7·(iотб7-tотб7)· зто

где tкэнтальпия основного конденсата после охладителей пара с

с уплотнения эжектора, кДж/кг

tк= tн+?tсп+эж

tк =147,6+50,16=197,76

где ?tсп+эж=12°С недогрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях

tн - энтальпия конденсата после коденсатора, кДж/кг

Расход пара из отбора на ПНД7, кг/с

D7= Gок"·(tпнд7- tк)/ (iотб7-tотб7)· зто

D7= 19,92(388,8-197,76)/(2616,6-396,83)0,98=1,6

где iотб7 энтальпия пара из седьмого отбора, кДж/кг;

tотб7энтальпия конденсата пара из седьмого отбора, кДж/кг.

Расход пара в конденсатор, кг/с

Рк= Gок"- D7

Рк =19,32-1,6=17,32

Проверка материального баланса пара на турбину, кг/с

Dт=Dк+D1+D2+D3+Dд+D4+D5+D6+D7+Dт1+Dт2

Dт =17,32+5,73+8,7+2,91+1,83+4,86++1,786+14,00+1,7+31,4+34,4=120,96

120,96-121,62·100% /120,96= 0,54%

Проверка по балансу мощности

Внутренняя мощность турбины,МВт

Ni=?Di hi

Ni=5,73·315,48+8,7·406,55+(2,91+1,83)·544,57+(14,0+33,4)·679,77+1,786785,4+14,00·824,4+(1,6+31,4)·894,4+17,32·1229,46=103,039

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт

Nэ= Ni·зэм

Nэ =103,039·0,98=100,97

Небаланс мощности, МВт

?N=Nэ-Nэном

?N =100-100,97=0,97

Уточняем расход пара на турбину, кг/с

?Dт= Крег·

?Dт =1,19·100,97/1229,46 0,98=0,099

Уточнение расхода пара, кг/с

Dт'=Dт+ ?Dт

Dт'=121,62+0,099=121,719

Уточняем коэффициент регенерации:

Крег'= Крег·(Dт'/ Dт)

Крег'=1,19(121,719/120,62)=1,2008

Ошибка расхождений:

1,2008-1.19·100% /1,19= 0,9075%

Ошибка не значительная, поэтому пересчета не требуется.

2.2 Расчет показателей тепловой экономичности ТЭЦ

Расход тепла на котёл, кВт:

где Qт- - тепловая мощность котла, МВт;

Dт - производительность котла по пару, кг/с;

Dпр - расход продувочной воды, кг/с

Полный расход топлива, кг/с:

Полный расход тепла на турбоустановку, кВт:

=121,719(3511,46-984,97)+0,86(2756,55-984,37)+0,08(2704,84-984,97)-

-4,23(984,97-178,78)=305942,199

где Qту - расходуемая тепловая мощность,МВт;

Dт - расход перегретого пара на турбоустановку, кг/с;

Dрнп - расход выпара из расширителей непрерывной продувки, кг/с;

Gхов - расход добавочной воды, кг/с;

hпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

i0 - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

hхов - энтальпия добавочной воды, кДж/кг;

Тепло отдаваемое тепловому потребителю, кВт:

Qт=Dт1·( iотб7-tс.в)+Dт2·(iотб6- tс.в)

Qт =33,4(2616,6-293)+31,4(2686,6-293)=158224,906

где Qт - тепло отдаваемое тепловому потребителю, кВт;

Dт1, Dт2 - расходы пара на сетевые подогреватели, кг/с;

tсв - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Затраты тепла на выработку электроэнергии, кВт.

Qтуэ=Qту-Qт

Qтуэ =305942,199-158224,906=147717,293

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

где кВт;

кВт;

где

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

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

где

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

где

Пересчет на условное топливо:

2.3 Выбор вспомогательного оборудования

2.3.1 Регенеративные подогреватели

Тип и мощность, устанавливаемой турбины, предопределяют типы отдельных элементов вспомогательного оборудования, так как заводы изготовители турбин поставляют их вместе со вспомогательным оборудованием по типовой спецификации для каждой турбины.

Подогреватели высокого и низкого давления выбираем по заводским данным, для турбины Т-100/120-130-3 так их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД 1: ПВ42523037,

где 425площадь нагрева, м²;

230максимальное давление в трубной системе, бар;

35максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД 2: ПВ42523025;

ПВД 3: ПВ42523013:

Подогреватели низкого давления выбираем по [5]

ПНД 4: ПН250167IV;

ПНД 5: ПН250167IV;

ПНД 6: ПН250167IV;

ПНД 7: ПН250167III;

2.3.2 Деаэратор

Деаэраторы выбирают по пропускной способности деаэрационной колонки /3/. Объем баков рассчитывается на пятиминутный запас воды.

Выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДСП500М с характеристиками:

емкость 10,5 м³;

давление 6 бар;

производительность 500 т/ч;

аккумуляторный бак:

емкость 100 м³;

давление 7 бар.

2.3.3 Сетевые подогреватели

Сетевые подогреватели устанавливаются без резерва. Выбор ведется по пропускной способности пара и воды с учетом их давлений. Выбор производим по /3/.

Нижний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-2-8-1

Где

ПСГ - подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности теплообмена, м;

2- давление пара, бар;

8- давление сетевой воды, бар;

номинальный расход сетевой воды - G = 972,2 кг/с;

номинальный расход пара - D = 47,2 кг/с;

давление пара Рп = 0,03-0,2 Мпа;

давление воды Рв - 0,88 Мпа;

максимальная температура сетевой воды на входе t =115С

Верхний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-3-8-2

где ПСГ - подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности теплообмена, м;

3- давление пара ,бар;

8- давление сетевой воды, бар;

номинальный расход сетевой воды - G = 972,2 кг/с;

номинальный расход пара - D = 47,2 кг/с;

давление пара Рп = 0,06-0,25 Мпа;

давление воды Рв - 0,88 Мпа;

максимальная температура сетевой воды на входе t = 120С

2.3.4 Выбор питательных насосов

Питательный насос выбираем по производительности (с запасом 7%) и напору, м/ч

G=G·1,07·3,6=121,62·1,07·3,6=509,7

H=1,4· Р0=1,4·127,5=178,51 м.вод.ст.

Для блоков с давлением пара 15Мпа и мощностью до 200МВт устанавливают один насос с электроприводом и гидромуфтой.

Выбираем питательный электронасос ПЭ 580185 с характеристиками:

где производительность580 м/ч;

напор2030 м вод.ст.;

частота вращения 2904 об./мин;

КПД80%

Мощность электродвигателя ПЭН

Рн=1,05·

Рн ==3,82

где Dпроизводительность, м³/с;

Рн- мощность электродвигателя ПЭН, МВт;

гплотность питательной воды [3], кг/м3

2.3.5 Выбор конденсатных насосов

Устанавливаем два конденсатных насоса, по 100% производительности каждый. Насосы выбираются по производительности (расход конденсата в летний период) без отопительного отбора, но с учетом регенерации и напора.

D=Dк+Dт1+Dт2

D=(17,32+33,4+31,4)3,6=304,8

где D - производительность насоса, т/ч

Не имея точных данных, для определения напора КН, принимаем, равным 80 м.вод.ст.

Выбираем конденсатные насосы КсВ 320160 с характеристиками:

подача 320 м³/4;

напор 160 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 об/мин;

мощность 185 кВт;

КПД 75%.

2.3.6 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским данным составляет: 16000 м³/ч.

Число блоков на станции - 5. Насосы размещаем в центральной береговой насосной (четыре штуки), так как их установка в машинном зале, из расчета два насоса на один блок, потребует большего количества насосов.

Расчетный расход цирк. воды на ТЭЦ составит:

Q=5·16000=80 м³/ч

Выбираем насосы типа ОП2110 с характеристиками:

производительность Q =21960 м³/4;

полный напор 16,2 м.вод.ст.;

число оборотов 485 об/мин;

КПД8087%;

Необходимое количество насосов на береговой, шт

П=Qр/Q=80000/21960=4

Мощность электродвигателя, кВт

Р=

2.3.7 Выбор сетевых насосов

Выбор производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаем из расчета два штуки на турбину, рассчитывая их на 50% производительность.

Производительность СН, м³

G=Gсв/2 3,6=793,56/2 3,6=1428,4

Не имея точных данных, для определения напора СН принимаем равным 60 м.вод.ст. выбираем СН СЭ 180070 с характеристиками:

подача 1800 м³/4;

напор 70 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 об/мин;

мощность 295 кВт;

КПД 82%.

3. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения

3.1 Проектирование топливного хозяйства

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

Таблица 4.1 Характеристики угля

По t3=1230?C выбираем на устанавливаемом котлоагрегате твердый тип шлакоудаления [3].

3.1.1 Определение расходов топлива на ТЭЦ

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяются из следующего соотношения:

Врас = Dпе·(iпе- tп.в.)+Dпр(tпр- tп.в.)/ Qр

Врас=121,719(3511,46-984,97)+1,86(1640,4-984,97)/15700 0,912=21,55

где Врос - расчетный расход топлива, кг/с;

Dпе - производительность котла по пару, кг/с;

Dпр - расход продувочной воды, кг/с;

Qр - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг

Часовой расход топлива на ТЭЦ составляет, т/ч.

В?= Врас·n

В?= 21,55·5=107,79 · 3,6 =387,9

где nчисло котлов на ТЭЦ.

3.1.2 Приемноразгрузочное устройство

По расходу топлива на станции используем два вагоноопрокидывателя роторного трех опорного типа, один из которых - резервный. Характеристики вагоноопрокидывателя:

число опрокидываний за 1 ч30;

теоретическая производительность 2790/1800 м/ч (при разгрузке 90 т, 60т вагонов, соответственно);

мощность электродвигателя 2х36 кВт.

Применение вагоноопрокидывателей экономически целесообразно на тепловых электростанциях с расходом топлива свыше 150 т/ч. Разгрузочное устройства с вагоноопрокидывателями позволяют снизить количество эксплуатационного персонала, занятого на разгрузке, уменьшить длительность простоя ж/д полувагонов на территории ТЭЦ, разгружать большое количество топлива в минимально короткие сроки.

В России разработаны и применяют следующие типы вагоноопрокидывателей:

роторный (круговой) - разгружает вагоны поворотом их вокруг продольной оси на угол до 175?;

боковой - разгружает вагоны подъемом и опрокидыванием их поворотом на консольной платформе;

торцевой - разгружает вагоны наклоном их в сторону одного из торцов.

Для разгрузки вагонов грузоподъемностью до 125 т применяют разгрузочные устройства с роторными вагоноопрокидывателями. Производительность таких вагоноопрокидывателей принимается исходя из 10 циклов в час, т.е. 10 вагонов грузоподъемностью 93 и 125 т, и 12 циклов в час для вагонов грузоподъемностью 60 т. При поступлении вагонов различной грузоподъемности за расчетный вагон условно принимается вагон средневзвешенной грузоподъемности.

Топливо (уголь, сланец) разгружается из вагонов в приемный бункер, расположенный под вагоноопрокидывателем. Для предотвращения налипания и зависания топлива, стенки бункера обогреваются. Верхняя часть бункера перекрыта решетками, размер ячейки которых зависит от крупности поступающего топлива.

Для мелкого топлива размер ячейки принимается 350х350 мм, для крупнокускового550х550 мм. Угол наклона стенок бункера должен быть не менее 55?. Из бункеров топливо подается ленточными питателями. Если после питателей для предварительного дробления крупнокускового топлива устанавливают дискозубчатые дробилки, то для предотвращения их поломок от случайных металлических предметов, попавших в топливо, в качестве приводного барабана питателей применяют шкивной магнитный сепаратор. Надвиг груженных вагонов в вагоноопрокидыватель и откатка порожних - механизированы. Управление вагоноопрокидывателем и механизмами по надвигу и откатке вагонов осуществляется оператором со щита управления, расположенного в разгрузочном устройстве.

Для дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива на решетках бункеров устанавливают дробильно фрезерные машины, а для зачистки вагонов от остатков топлива на вогоноопрокидывателе установлены вибраторы.

3.1.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива на станции составляет, т

Всут= В?·24

Всут =387,9·24=9309,6

Топливо подается в котельный цех двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная производительность (часовая) каждой нити, т/ч.

Врас= Всут/Т

Врас =9309,6/21=443,3

где Т число часов работы топливоподачи, ч.

Производительность ленточного конвейера (Т/4) приближенно определяется, т/ч

Вл= в2·с·г· КL

где в ширина ленты;

с скорость ленты, м/с;

г рассыпной вес топлива, т/ м³;

Кб коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте.

Принимаем в =1000 мм; с =2 м/с [7]; г =0,85 т/ м³ [3]

Кб - [3] (при использовании ленты конвейера желобного типа и значении угла естественного откоса для бурого угля 45? [3])

Вл= 1·2·0,85·375=657,5

Мощность на вал проводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства, кВт определяем по формуле:

Wб=

где zдлина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

Нвысота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м;

Кzкоэффициент, зависящий от длины лент;

К1 коэффициент, зависящий от ширины лент;

Принимаем длину конвейера z =50 м;

высота подъема Н =5 м; Кz=1; К1=515 [3].

Мощность на валу приводного барабана:

Wб=[(515 х 50 х2 +2 х 657,5 х 50 +37 х 657,5х5) /(1000 х 1,36)] х1 =175,65

где Вл производительность конвейера, т/ч.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводного станции, кВт:

Wэл=

Wэл=1,25 х175,65/0,95 х 0,96 = 240,75

где К3 - коэффициент запаса [3];

зэд - КПД электродвигателя [3];

зд - КПД редуктора [3].

3.1.4 Дробилки

Принимаем на проектируемой станции двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива, используем молотковые мельницы, с подвижной дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котлоагрегат Врас=77,4 т/ч выбираем производительность 67ч105 т/ч дробление типа СМ19А с характеристиками:

производительность - 67ч105 т/ч;

диаметр ротора -1000 мм;

длина ротора -800 мм;

частота вращения -1000 об/мин;

мощность электродвигателя -125 кВт.

Емкость бункера сырого угля, м3

Vб=

Vб =21,55 х 5/0,85 0,8=158,45

где К3 коэффициент заполнения примесей [3];

ч число часов работы котлоагрегата на топливе, занесенном в бункере.

Для передачи угля из бункера использует ленточный питатель с шириной ленты 400 мм, длиной 3,2 м. Производительность при высоте слоя 0,2 м3580 м³/ч;

требуемая мощность1кВт.

3.1.5 Топливные склады

Для обеспечения электростанции топливом создают резервные его запасы: оперативный резерв в бункерах главного корпуса и в расходном складе, долговремнный резерв на резервном складе.

Для ГРЭС и ТЭЦ емкость склада угля принимается в расчете на месячный расход, исчисляемый исходя из 20-часовой работы в сутки всех рабочих парогенераторов.

Топливо на складе укладывают в штабеля. Форма штабелей угля на плане зависит от занимаемой складом территории и от типа применяемых на складе основных механизмов. Высота штабелей для этого топлива не ограничивается, и обуславливается лишь техническими возможностями складских механизмов.

Площадь, непосредственно занятую топливным складом, рассчитываем по формуле, м²

F=

где nчисло суток запаса топлива на складе;

hвысота штабеля, м;

цкоэффициент учитывающий угол естественного сползания топлива в штабеле;

Принимаем: n=30 сут; h=15 м; ц=0,85.

F=(24 х 387,9 х30)/ (15 х0,85 х 0,85) =25770,5

3.2 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для Ирша-Бородинского бурого угля принимаем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем по 3 мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 135%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч.

1,35 х77,5 /3 х 1,1=31,7

где Клокоэффициент размолоспособности [3];

n- число мельниц, шт.

Принимаем молотковые тангенциальные мельницы ММТ2000/2590/590 с характеристиками:

Производительность 40 т/ч;

диаметр ротора 2000 м;

длина ротора 2590 м;

частота вращения 590 об/мин;

мощность электродвигателя 630 кВт.

3.2.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Устанавливаем один дымосос и один вентилятор. Дутьевой вентилятор и дымосос выбираются по производительности и напору, м³/с

Vвнсб=1,05·Вр·V0(бт·? бт? бпп+? бввп)· ;

Где

V0 теоретическое количество воздуха по табл. 2.1;

бт коэффициент избытка воздуха в топке [3];

? бпп присос воздуха в систему пылеприготовления;

? бввп относительная утечка воздуха [3];

tхв температура холодного воздуха, С;

Vвнсб=1,05·20,68·3,62·(1,2-0,08-0+0,05)·=102,07

Расчетная производительность дымососа:

VД= Вр·[Vр0+(бg1)·V0·]

Vг0 теоретический объем продуктов сгорания [табл.2];

бD коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

tg температура газов у дымососа, ?С;

VД= 21.55·[4.39+(1.5-1)·3.62·] =208,87

Расчетный напор РВ и дымососа, кПа

Н=1,1? Нпот,

где Нпот суммарный перепад давления по воздушному и газопроводному тракту с учетом самотяги вертикальных участков.

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту Нпот=4кПа [3].

Расчетный напор дутьевого вентилятора:

Н=1,1·4=4,4

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН18 11у с характеристиками:

производительность -117/88 м³/с;

полное давление - 3500/2000 Па;

температура газа - 30?С

КПД -85%;

частота вращения -980/740 об/мин;

мощность - 200/85 кВт.

Принимаем суммарный перепад давления по газопроводному тракту Нпот=3 кПа [3].

Тогда расчетный напор дымососа, кПа

Н=1,1·3=3,3

Выбираем дымосос типа ДН22х2 с характеристиками:

производительность285 м³/с;

полное давление 3300 Па;

температура газа 200?С

КПД 83%;

частота вращения 744 об/мин;

мощность 345 кВт.

Рисунок 3.1 Схема топливоподачи пылеугольной ТЭЦ

1 - размораживающее устройство; 2 - электротележка - толкатель; 3 - разгрузочное устройство; 4 - конвейеры от разгрузочного устройства; 5 - узел пересыпки; 6 - конвейеры в дробильный корпус; 7 - дробильный корпус; 8 - конвейеры в главный корпус; 9 - главный корпус; 10 - конвейер на склад; 11 - конвейер со склада; 12 - загрузочный бункер; 13 - узел пересыпки; 14 - конвейер в узел пересыпки; 15 - погрузочная машина; 16 - склад топлива

3.3 Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтрами, четырехпольными горизонтальными ПГД4х50, при этом скорость газов в активном сечении составит 1,3 м/с, что позволяет электрофильтрам работать с КПД около 98% [3].

Выбор в качестве золоулавливающего устройства электрофильтров обусловлен следующими причинами:

Высокое содержание свободной извести в золе (CaO32%) не позволяет использовать мокрые золоуловители, а проектирование станции в промышленном городе обязывает использовать золоулавливающие устройства с максимальной степенью очистки.

Расход летучей золы на входе в фильтр кг/ч:

Мзолвх=0,01·В·Qун Ар+0,01·В·qн·Qн/32700=0,01· 77580·0,95 · 6+0,01·77580·0,5·15700/32700=4422,25

где В часовой расход сжигаемого топлива, кг/ч;

Qун доля золы, уносимая газами [10];

qн потеря тепла с механическим недожогом [3].

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч

Мзолвх= Мзолвх·

Мзолвх =4422,25·=88,136

где ззуКПД золоуловителей.

Расход золы удаляемой гидрозолоудалением, кг/ч

Мзол= Мзолвх- Мзолвых

Мзол =4422,25-88,136=4334,114

Выбираем электрофильтры три /3/ типа:

ПГД - 4 х 50;

габариты - 20,2х10х15,

число секций -2шт;

вес механического оборудования -148,1 т;

с горизонтальным ходом газов.

3.4 Золоудаление

Удаление шлака из под топок, устанавливаемых котлоагрегатов, осуществляется непрерывно, с помощью шнекового 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 на золоотвал осуществляется по общему трубопроводу [4].

Сжигание на электростанциях твердого топлива приводит к большому выходу золошлаковых материалов, требующих утилизации. Для сбора золы и шлака котельных установок, отпуска их потребителю, транспорта золошлаковых материалов внутри здания главного корпуса, на площадке ТЭЦ и за ее пределами, для складирования их в золоотвалах и предотвращения вредного воздействия последних на окружающую среду создают системы золошлакоудаления, образующие золовое хозяйство станции. Показатели системы ГЗШУ должны быть допустимыми в экономическом и эффективном отношении. После гидротранспорта шлак складируется на поверхности земли в золоотвалах.

В системе гидрозолошлакоудаления для подачи воды используют следующие группы насосов: смывные насосыдля подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают два рабочих и один резервный насос.

Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего использовать в оборотном водоснабжении системы ГЗУ, на золоотвалах оборудуют отстойные пруды.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемого со станции, кг/ч

Мшл.з.=0,01·В·(Ар+qн·

=0,01·77580·(6+0,5·15700/32700) [1-0,95(1-98/100)]=4528,07

Расход воды,кг/ч

Мв= 12· Мшл.з

Мв =12·4528,07=54336,84

Расчетный расход пульпы ,м3/ч

Q= Мшл.з / гшл,зол. +Мв / гв

Q =4,528/0,5+54,336/1=62,852

Где гшл, зол, гвсоответственно удельный вес шлака, золы, воды, т/м3.

Диаметр шлакопровода, м.

d=

d =4х62,852/3600х3,14х1,7=0,115

Расчетный расход пульпы для пяти котлов,м/ч

Q =62,852х5=314.26

где V расчетная скорость потока пульпы [3], м/с.

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа Гру-12;

Производительность 250-500 м3/ч;

давление на выходе из насоса - 0,21-0,17Мпа;

мощность на валу насоса - 26,4- 46,2 кВт;

мощность 55 кВт;

число оборотов 985 об/мин.

В багерной насосной устанавливаем 3 насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте.

В системе ГЗШУ для подачи воды используются следующие группы насосов:

Смывные насосы - для подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают один рабочий и один резервный насос. Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего использовать в оборотном водоснабжении системы ГЗШУ,на золоотвалах оборудуются отстойные пруды.

3.5 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количество устанавливаемых труб производятся таким образом, чтобы загрязнение слоя воздуха выбросами из труб не превышает ПДК вредных примесей.

Выбросы золы, г/с.

Мзол=

Мзол =38700х 0,36·[()··0.95++]=63,8

Выбросы оксидов серы, г/с.

МSO2=0,02 х 38700х 0,36··0,2=413,6

Выбросы оксидов азота, г/с.

МNO2=0.34· 10-7·K·B· Qнр·(1- q4/100)·B·(1- E1·r)· В2·В3·Ес=

=0,34·10-7·4,771·107750·15700(1-0,5/100)·10775·(1-0,005·0,3)·0,85·1·0,75=61

где К коэффициент,характеризующий выход оксидов азота [10];

В расход топлива, г/с;

В1 коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигания топлива [10], ;

У1 коэффициент, характеризующийэффективность воздействия рецеркули-руемых газов [10];

R степень рецеркуляции дымовых газов [10];

В2 коэффициент, учитывающий конструкцию горелок [10];

В3 коэффициент, характеризующий снижение выбросов.

Приведенная масса вредных примесей, г/с.

М=MSO2+· MNO2+ Мзол =413,6+61+63,8=538,4

Суммарная масса вредных примесей пересчитывается на выбросы оксидов серы. Отношение среднесуточных ПДК в этой формуле является коэффициентом, учитывающим вредность золы и оксидов азота по сравнению с оксидами серы.

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м.

Н=

где А коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвентивной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным [3];

Fкоэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений, принимаем [3];

m коэффициент, учитывающий влияние скорости выхода газов из устья трубы, по высоте предварительно выбранной трубы, принимаем [3];

nчисло труб;

Vсуммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из труб равен, м3/с

V=5·Vg=3·150,2=753

?tразность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха, принимаем;

Н==90 м;

Эффективная высота выброса дымовых газов, м.

Hэф= H+ДН=Н+1,9·;

где d6диаметр устья трубы;

W0скорость газов в устье трубы по высоте выбранной трубы, м/с [3];

Vскорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, принимаем, м/с [3];

ц коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбираемой дымовой трубы, принимаем [3];