Проект конденсационной электростанции

Введение

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

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

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

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

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

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

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

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

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

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

1.1 Основные характеристики блока мощностью 200 МВт

Таблица 1.1 - Основные параметры блока и парогенератора

№	Наименование параметров	Численные значения
1	Развиваемая мощность, МВт	220
2	Параметры пара через РК: давление, МПа температура, С	12.75 565
3	Параметры свежего пара после РК: давление, МПа температура, С	12.25 565
4	Удельный абсолютный расход тепла, кДж/(кВтч)	8135
5	Расход питательной воды, т/ч	636
6	КПД турбины блока по отсекам при номинальной мощности, %	84.5 88.2 86.6
7	Параметры промперегрева: давление, МПа температура, С	2.25 565
8	Давление на выходе из турбины в конденсатор, МПа	0.0035
9	Количество регенеративных отборов, шт.	7
10	Расход пара через СК турбины моноблока при номинальной мощности, кг/с	156
11	Парогенератор ПК 47-3: Паропроизводительность, т/ч	640
12	Параметры пара: давление, МПа температура, С	13.7 570
13	Параметры пара промперегрева: давление, МПа температура, С	2.19 570
14	Температура питательной воды, С	230
15	КПД парогенератора, %	90.5

1.2 Определение параметров нерегулируемых отборов

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

Номер отбора	Подогреватель	Параметры нерегулируемых отборов
		Давление, МПа	Температура, С	Расход отбираемого пара, т/ч
I	ПВД 1	3.66	397	26
II	ПВД 2	2.35	340	35
III	ПВД 3	1.13	478	24
IV	ПНД 4	0.594	391	18
V	ПНД 5	0.255	290	19
VI	ПНД 6	0.121	207	24
VII	ПНД 7	0.0245	77	21

 

1.3 Определение энтальпии в отборах

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

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

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

1.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

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

 

2. Определение параметров

 

.1 Определение параметров по элементам схемы

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

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

Температура насыщения греющего пара, °С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

 

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, °С:

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

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

Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:

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

Таблица 3.1 Параметры по элементам схемы

СП	2.55	3043	2.4	126.07	123.07	529.637	515.2	996
К	0,035	2410	0,035	26.7	26.7	112	112	1629
ПНД-7	0.245	2661	0.23	63.11	60.11	264.17	251.6	1378
ПНД-6	1.21	2895	1.15	103.56	100.56	434.13	421	1144
ПНД-5	2.55	3043	2.4	126.07	123.07	529.637	515.2	996
ПНД-4	5.94	3227.5	5.6	156.16	153.16	658.88	641.13	811
Д	11.3	3418	5.88	158	158	667	667	621
ПВД-3	11.3	3418	10.7	182.85	180.85	775.78	754.04	621
ПВД-2	23.5	3106	22.3	217.96	215.96	934.21	904	419
ПВД-1	36.6	3212	34.8	242.2	240.2	1048.198	1005.5	313
Наименование величины	Давление отборного пара, бар	Энтальпия пара, кДж/кг	Давление у подогревателя, бар	Температура насыщения гр.пара, 0С	Температура воды за подогревателем, 0С	Энтальпия конденсата гр.пара, кДж/кг	Энтальпия воды за подогревателем, 0С	Использован. теплоперепад, кДж/кг

 

.2 Расчёт установки по подогреву сетевой воды

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

Рисунок 2.2.1 - Установка по подогреву сетевой воды

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

 - энтальпия конденсата пара подогревателя, кДж/кг;

Определяем температуру сетевой воды за подогревателем с учётом недогрева:

,

где:  - температура насыщения греющего пара.

 - недогрев воды в сетевом подогревателе.

Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

,

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

,

где:  - тепло из отборов турбины.

Максимальная теплота, МВт:

,

где: , принимаем 0.6

Отсюда, расход сетевой воды равен, кг/с:

Расход пара на сетевой подогреватель, кг/с:

 

где:  - КПД теплообменника.

Дренаж греющего пара подогревателя направляется в деаэратор.

 

.3 Определение расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительного отбора:

 

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

 - энтальпия пара в конденсаторе, кДж/кг;

- энтальпия пара пароперегревателя,кДж/кг.

Расход пара на турбину, кг/с:

 

где:  - использованный теплоперепад, кДж/кг;

 - номинальная мощность турбины, кВт;

 - электромеханический КПД;

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

 

.4 Баланс пара и конденсата

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

 

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

 

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

 

Расход перегретого пара, кг/с:

 

Расход питательной воды, кг/с:

 

3. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды

 

.1 Расчёт подогревателей высокого давления

Рисунок 3.1 - Схема подогревателей высокого давления

ПВД - 1

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

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

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

Уравнение теплового баланса ПВД - 1:

,

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

 - энтальпия пара на утечки, принимаем , отсюда:

,

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

ПВД - 2

Уравнение теплового баланса ПВД - 2:

 

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

 

ПВД - 3

Уравнение теплового баланса ПВД - 3:

 

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

 

где: , кДж/кг,

где: ,

отсюда:

,

тогда:

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

3.2 Расчёт деаэратора

В деаэратор поступает:

Рисунок - 3.2.1 Схема деаэратора

 - расход пара на сетевой подогреватель.

- энтальпия конденсата греющего пара.

- энтальпия конденсата греющего пара.

- энтальпия пара.

 - пар из третьего отбора.

Основной конденсат из четвёртого отбора в количестве  с энтальпией

Уравнение материального баланса деаэратора:

 

 

Уравнение теплового баланса деаэратора:

,

где:

,

тогда получим:

Следовательно, расход основного конденсата составит, кг/с:

 

3.3 Расчёт подогревателей низкого давления

Рисунок 3.3.1 Схема подогревателей низкого давления

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

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

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

Уравнение теплового баланса ПНД - 4:

,

где:

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

Уравнение теплового баланса ПНД - 5:

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

 

Уравнение теплового баланса ПНД - 6:

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

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

Уравнение теплого баланса для точки смешения:

Уравнение теплового баланса ПНД - 7:

,

где: ,

отсюда:

Расход пара на уплотнения конденсатора, кг/с:

,

3.4 Определение расхода пара в конденсатор и погрешности расчёта ПТС

Расход пара на конденсатор, кг/с:

,

,

где:,

отсюда: ,

Следовательно расход пара на конденсатор составляет:

Уравнение теплового баланса узла смешения:

 

 

Найдём энтальпию за узлом смешения, кДж/кг:

 

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

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

Проверка по балансу мощности

Расчётная электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

 

Погрешность расчета составляет:

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

.5 Уточнение расхода пара на турбину, кг/с

,

,

тогда:

4. Расчёт технико-экономических показателей работы станции

 

.1 Старая методика

Расходуемая тепловая мощность турбоустановки, МВт:

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

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

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

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

Тепло, отданное тепловому потребителю, кВт:

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

Затраты тепла на выработку электроэнергии, МВт:

КПД турбоустановки по производству электроэнергии:

КПД станции по производству электроэнергии:

КПД станции по производству и отпуску тепла:

Удельный расход топлива на производство электроэнергии, кг/кВтч:

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

Удельный расход топлива на производство тепла, кг/ГДж:

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

Удельный расход тепла, кДж/кВтч:

Удельный расход пара, кг/кВтч:

 

.2 Новая методика

Коэффициенты ценности тепла:

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии, кВт:

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

Количество отпущенной электроэнергии с шин электростанции, кВт:

Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

 

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

где: - расчетный расход топлива на работу парогенератора

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

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

5. Выбор вспомогательного оборудование в приделах ПТС

 

.1 Регенеративные подогреватели

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

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

ПВД - 2: ПВ-1200-380-43

ПВД - 3: ПВ-900-380-66

Подогреватели низкого давления:

ПНД - 4: ПН-350-14-7-III

ПНД - 3: ПН-350-16-7-II

ПНД - 2: ПН-350-16-7-I

ПНД - 1: ПН-250-16-7-I

 

.2 Деаэратор

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

емкость деаэраторной колонки - 17 м³,

производительностью - 1000 т/ч,

давление - 7 бар

.3 Сетевые подогреватели

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

Расчетный пропуск сетевой воды G_св=180.1 кг/с.

Тип: ПСВ-315-3-23 с характеристиками:

расчетный пропуск воды - 725 т/ч;

поверхность нагрева - 315 м;

число ходов - 2;

вес без воды - 11.646 т.

 

.4 Выбор питательных насосов

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

 

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

 

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

Характеристики:

·    Производительность - 720 м³/ч

·        Номинальная мощность - 5000 кВт

·        Частота вращения - 2900 об/мин

·        КПД - 81,5 %

5.5 Выбор конденсатных насосов

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

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

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

·    Производительность - 320 м³/ч

·        Напор - 160 м. вод. ст.

·        Частота вращения 1500 об/мин

·        Мощность - 186 кВт

·        КПД - 75 %

 

.6 Выбор циркуляционных насосов

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

·    Производительность - 14760-38160 м³/ч

·        Напор - 7,5-12,7 м.вод.ст.

·        Частота вращения 485 об/мин

·        КПД - 80-87 %

 

5.7 Выбор сетевых насосов

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

Производительность сетевого насоса, м³/ч:

 

Выбираем сетевые насосы СЭ-500-70 с характеристиками:

·    Производительность - 500 м³/ч

·        Напор - 70 м.вод.ст.

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

·        Частота вращения 3000 об/мин

·        Потребляемая мощность - 120 кВт

·        КПД - 82 %

·        Температура перекачиваемой воды - 180С

6. Проектирование топливного хозяйства

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

Таблица 6.1 Характеристика Ирша - Бородинского угля:

Wр, %	Aр, %	Sрк+ор, %	Cр, %	Hр, %	Nр, %	Oр, %	Qнр, кДж/кг	Vг, %
33.0	7.4	0.2	42.6	3.0	0.6	14.4	15650	48

 

.1 Определение расхода топлива на ТЭС

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

 

Расчетный расход топлива на КЭС, кг/с:

 

.2 Приемные разгрузочные устройства

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

Характеристика вагоноопрокидывателя:

·   Число опрокидываний за 1 час - 30;

·        Теоретическая характеристика - 2790/1800 т/ч;

·        Мощность электродвигателей -362 кВт;

·        Габариты - 17-8.9-7.95 м.

6.3 Ленточные конвейеры

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

Суточный расход топлива на блок составляет, т/сут:

 

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

 

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

Производительность ленточного конвейера (приближенно), т/ч:

 

где: b - ширина ленты (принимаем 1м);

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

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

= 345 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса.

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

 

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

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

 - коэффициент, зависящий от длины ленты ;

 - коэффициент, зависящий от ширины ленты.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

 

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

=0,95 - КПД электродвигателя;

=0,96 - КПД редуктора.

.4 Дробилки

Применяем на проектируемой станции двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива используем молотковые не забивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котельный агрегат по расчетному расходу топлива выбираем дробилки типа СМ-170Б с характеристиками:

·  Производительность - 200 т/ч;

·        Размеры ротора

длина - 1600 мм

диаметр - 1300 мм

·  Частота вращения ротора - 750 об/мин;

·        Мощность электродвигателя - 150 кВт;

·        Масса - 14,8 т.

Емкость бункера сырого угля, м³:

 

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

=0,8 - коэффициентом заполнения;

=0,85 - насыпной вес угля.

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с шириной ленты 800 мм, длиной 2 м. Производительность при высоте слоя 0,2 м 270 м³/ч, требуемая мощность - 4,5 кВт.

 

.5 Топливные склады

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

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

 

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

 - высота штабеля(принимаем 15м);

 - насыпной вес топлива, т/м³;

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

 

.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

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

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

 

где: - количество мельниц на котле;

- коэффициент размолоспособности.

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

·        Производительность - 39.7 т/ч;

·        Частота вращения - 980 об/мин.

6.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Для каждого котла моноблоков устанавливаем один дымосос и один вентилятор.

Теоретический объем воздуха, Нм³/кг:

 

 

Теоретический объем азота, Нм³/кг:

 

Теоретический объем трехатомных газов, Нм³/кг:

 

Теоретический объем водяных паров, Нм³/кг:

 

 

Теоретический объем продуктов сгорания, Нм³/кг:

 

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м³/с:

 

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

- присос воздуха в топке, принимаем равным 0.05;

 - присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным 0;

 - относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0.05

- температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, м³/с:

 

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

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-20-II с характеристиками:

·   Производительность - 222/173 м³/ч;

·        КПД - 82 %;

·        Частота вращения - 980/740 об/мин;

·        Мощность - 400/170 кВт;

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

 

Выбираем дымосос типа ДН-222 с характеристиками:

·   Производительность - 285 м³/ч;

·        КПД - 83 %;

·        Частота вращения - 744 об/мин;

·        Мощность - 345 кВт;

·        Полное давление - 3300 Па.

7. Золоулавливание

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

Расход летучей золы, поступающей в золоуловитель (с одного блока), кг/ч:

 

где:  - 0.95 - доля золы уносимая газами;

- зольность топлива, %;

 - 0.5 % потеря с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

где - КПД золоуловителя, %.

8. Золоудаление

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

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

 

Расход золы, т/ч:

 

Расход шлака, т/ч:

 

Расход воды, т/ч:

 

Расчетный расход пульпы, т/ч:

 

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

Диаметр шлакозолопровода, м:

 

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

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

·  Производительность - 35-75 м³/ч;

·        Давление на выходе из насоса - 0.17-0.135 МПа;

·        Мощность на валу насоса - 3.33-4.7 кВт;

·        Мощность электродвигателя - 10 кВт;

·        Частота вращения ротора - 1450 об/мин.

9. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

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

Выбросы золы всей станции, кг/с:

 

Выбросы оксидов азота, кг/с:

 

где: - коэффициент, зависящий от режима работы котла;

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

Выбросы оксидов серы, кг/с:

 

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

 - доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителе.

Влияние скорости осаждения вредных веществ в атмосфере:

 

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

 - для газообразных выбросов,

 - для золы.

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

 

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

Минимально допустимая высота трубы определяется по формуле, м:

 

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

F - безразмерный коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений;

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

N - количество дымовых труб;

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

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

Далее находим следующие коэффициенты:

 

где: D=7,2 - диаметр устья трубы, м.

Скорость газов в устье дымовой трубы, м/с:

 

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

 

 

 

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

Эффективная высота дымовой трубы, м:

 

где  - скорость ветра над уровнем земли, м/с

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

 

10. Индивидуальное задание

 

.1 Выбор системы пылеприготовления

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

Таблица 10.1 - Характеристики исходного топлива и угольной пыли

Бассейн	Влажность пыли приведённыеКоэффициент размолоспособности Рекомендуемая тонина помола
		Влажность Зольность
Ирша - Бородинское	12-16	8.82	2.34	1.2	55-60

Применяем замкнутую схему пылеприготовления, с прямым вдуванием пыли.

Рисунок 10.1 - Система пылеприготовления с прямым вдуванием.

На рисунке 10.1 цифрами обозначены следующие элементы:

1.   Бункер сырого угля;

.     Питатель угля;

5.       Устройство для исходящей сушки;

.         Мигалка;

.         Мельница;

.         Сепаратор;

11. Клапан присадки холодного воздуха;

12.     Горелка;

.         Короб вторичного воздуха;

.         Парогенератор;

16. Воздухопровод горячего воздуха;

. Воздухоподогреватель;

. Дутьевой вентилятор;

. Взрывной клапан;

. Течка сырого угля;

. Отсекающий шибер;

. Шибер с быстрозакрывающимся устройством;

. Заглушка;

. Трубопровод аварийной присадки холодного воздуха;

. Трубопровод холодного воздуха для уплотнения вала мельницы.

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

Характеристики ММТ 1500/3230/720:

·    производительность - 39.7 т/ч

·        число оборотов - 980 об/мин.

Рисунок 10.2 - Молотковая мельница тангенциального типа

На рисунке 10.2 - цифрами обозначены следующие элементы:

. Корпус;

. Ротор;

. Вал;

. Била;

. Биладержатели;

. Опорные подшипники;

. Электродвигатель;

. Соединительная муфта;

. Подвод и отвод охлаждающей вал воды;

. Опорная рама.

 

10.2 Тепловой баланс сушильно-мельничной системы

Приходные статьи баланса, кДж/кг:

,

где:

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

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

 - физическое тепло присосов холодного воздуха, кДж/кг.

,

где:

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

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

 

где:

 - расход воздуха, кг/кг

 - теоретический объём воздуха, Нм/кг.

,

Таблица 10.2.1 - Характеристика Ирша - Бородинского угля:

Wр, %	Aр, %	Sрк+ор, %	Cр, %	Hр, %	Nр, %	Oр, %	Qнр, кДж/кг	Vг, %
33.0	7.4	0.2	42.6	3.0	0.6	14.4	15650	48

где:

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

 - плотность воздуха,

отсюда:

,

тогда:

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

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

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

 - температурная характеристика золы, ;

 - температура уходящих газов, ;

 - температура газов, для расчёта принимаем .

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

,

где:

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

 - удельный расход энергии на размол, он равен .

тогда:

Физическое тепло присосов определяется как, кДж/кг:

,

где:

 - коэффициент присоса;

 - температура холодного воздуха;

 - теплоёмкость холодного воздуха.

тогда:

Тепло, затрачиваемое на подогрев топлива, кДж/кг:

,

где:

 - температура сушильного агента, С;

 - температура на выходе из сушильно-мельничной системы, ;

 - температура сырого топлива, принимается равной температуре холодного воздуха.

отсюда:

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

,

где:

 - часовая потеря тепла на охлаждение установки.

Тепло, затраченное на испарение влаги, кДж/кг:

,

где:

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

,

отсюда:

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

Определение из балансового уравнения искомой величины:

,

отсюда:

,

отсюда:

,

где:

,

следовательно:

,

тогда:

Балансовое уравнение:

10.3 Пересчёт производительности углеразмольных мельниц

За эталонное топливо принимаем бурый уголь.

Таблица 10.3.1 - Характеристики эталонного топлива(‘)

33	1.7	20	55	8

Таблица 10.3.2 - Характеристики заданного топлива(“)

33	1.2	20	57	14

Производительность, т/ч:

,

где:

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

 

.3.1 Расчёт заданного топлива

,

где:

 - константа, характеризующая максимальную влажность топлива.

,

где:

- средняя влажность размалываемого топлива.

,

отсюда:

отсюда:

,

тогда:

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

,

отсюда:

 

10.3.2 Расчёт эталонного топлива

,

где:

,

где:

,

отсюда:

отсюда:

,

тогда:

,

отсюда:

Значит, производительность составит, т/ч:

 

.4 Определение сушильной производительности мельницы

,

где:

,

где:

 - разрежение перед мельничным вентилятором, принимается из промежутка ;

 - барометрическое давление;

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

,

где:

 - влагосодержание воздуха;

 - влагосодержание газов.

,

отсюда:

отсюда:

 

10.5 Определение производительности мельничного вентилятора, м/с:

,

где:

 - плотность воздуха;

 

 - плотность газов.

тогда:

,

Значит, сушильная производительность мельницы равна:

11. Генеральный план

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

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

12. Компоновка главного корпуса

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

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

·   цех парогенераторов,

·   машинный зал,

·   бункерное помещение,

·   деаэраторное помещение,

·   главный щит управления.

В главный корпус подается топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбоагрегатов и для других целей. Из главного корпуса отводится охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы котла, выводится конечная продукция - электрическая энергия и тепловая энергия с паром и горячей водой. При разработке компоновки главного корпуса необходимо обеспечить:

·   надёжность и бесперебойность, экономичность эксплуатации, безопасные условия работы персонала;

·   возможность быстрого и качественного проведения ремонтов оборудования;

·   быстрое и дешёвое сооружение электростанции и увеличение её мощности.

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

Заключение

электростанция топливный тепловой энтальпия

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

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

При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

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

. Расчет технико-экономических показателей проектируемой станции;

. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчет и выбор на основании данных, полученных при расчете вспомогательного оборудования (регенеративных подогревателей, деаэратор, насосы, сетевой подогреватель), элементов транспортного хозяйства (система топливо подачи, дутьевой вентилятор, дымосос), дымовой трубы.

Список использованных источников

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

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

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

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

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

Котельный агрегат: Справочно-нормативные данные по курсовому проектированию для студентов специальности 100500 / Сост. И.С. Деринг, В.А. Дубровский, Т.И. Охорзина. - Красноярск: КГТУ, 2000г. 40с.

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

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

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

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

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