Diplom po TEC

Diplom po TEC

Содержание

Аннотация

1. Выбор основного оборудования и описание принятой компоновки станции

2. Принципиальная тепловая схема блока и расчет ее на заданный режим

3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы блока

4. Определение потребностей станции в технической воде, выбор

циркуляционных и подпиточных насосов

5. Определение часового расхода топлива энергетического котла

6. Топливное хозяйство станции

7. Расчет и выбор тягодутьевого оборудования

8. Расчет и выбор дымовой трубы

9. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной безопасности на

станции

10. Охрана окружающей среды на ТЭС

11. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост

12. Определение технико-экономических показателей станции

13. Литература

АННОТАЦИЯ

Настоящий дипломный проект предназначен для итоговой государственной

аттестаций студентов по специальности 1005 «Теплоэнергетические установки»

в Казанском энергетическом техникуме. Проект в соответствии с выданным

заданием состоит из 12 разделов:

1. Выбор основного оборудования и описание принятой компоновки станции

2. Принципиальная тепловая схема блока и расчет его на заданный режим

3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы блока

4. Определение потребностей станций в технической воде, выбор

циркуляционных и подпиточных насосов

5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных

котлов

6. Топливное хозяйство станции

7. Расчет и выбор тягодутьевого оборудования

8. Расчет и выбор дымовой трубы

9. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной технике на

станции

10. Охрана окружающей среды на ТЭС

11. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост

12. Определение технико – экономических показателей станций

Кроме пояснительной записки дипломный проект имеет 4 листа графического

задания. Графическая часть состоит из следующих чертежей:

1. Поперечный разрез главного корпуса

2. Развернутая тепловая схема

3. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост

4. Технико-экономические показатели Казанской ТЭЦ-3

1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ОПИСАНИЕ ПРИНЯТОЙ

КОМПОНОВКИ СТАНЦИИ

1.1Выбор основного оборудования станции

1.1.1 Выбор единичной мощности, типа и количества турбин

Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в

энергосистемы, выбираются более крупными с учетом характера и перспективной

величины тепловой нагрузки района.

Турбины с производственным отбором пара выбираются с учетом

длительного использования этого отбора в течение года. Турбины с

противодавлением выбираются для покрытия базовой части производственной,

паровой и отопительной нагрузок и не устанавливается первым агрегатом ТЭЦ.

Типы турбин определяются видами тепловых нагрузок ТЭЦ.

На ТЭЦ только с отопительной нагрузкой устанавливают турбины типа Т.

При отопительной и производственной нагрузках на ТЭЦ могут устанавливаться

турбины типа ПТ или совместно турбины указанных типов Т, ПТ, Р.

Перечисленные типы турбин изготавливаются согласно ГОСТу 3618-82.

Выбор единичной мощности турбин производят, исходя из заданной

электрической и тепловой нагрузок, отдавая предпочтение агрегатом большей

мощности.

По заданным теплофикационным и производственным нагрузкам

Казанской ТЭЦ-3 необходима установка турбины типа ПТ-80-130.

Турбина ПТ-80-130 рассчитана для работы со свежим паром с параметрами:

давление свежего пара – 13 МПа, температура свежего пара – 540[pic]С.

1.1.2 Выбор типа, единичной мощности и количества котлов

На ТЭЦ без промперегрева пара с преобладающей паровой нагрузкой

применяются блочные схемы и при соответствующем обосновании с поперечными

связями.

Паропроизводительность и число энергетических котлов для

турбоустановки ПТ-80-130, которой расширяется Казанская ТЭЦ-3 выбираются по

максимальному расходу пара машинным залом с учетом расхода пара на

собственные нужды в размере 3%. В случае выхода из работы одного

энергетического котла оставшиеся в работе энергетические котлы должны

обеспечить максимально длительный отпуск пара на производство и отпуск пара

на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска

тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления

температуре наружного воздуха.

1.1.2.1 Паропроизводительность энергетического котла определяется по

формуле:

[pic]= [pic].(1 + ? + ?) (т/ч)

(1.1.2.1)

где [pic]= 386,83 т/ч – максимальный расход пара на турбину;

? = 0,03 – запас по производительности;

? = 0,02 – расход на собственные нужды блока.

[pic]= 386,83.(1 + 0,03 + 0,02) = 406,17

(т/ч)

По параметрам пара турбины и виду топлива может быть установлен котел

типа Е-420-13,8-560-ГМН на начальные параметры пара [pic]= 13,8 МПа, [pic]=

560 [pic]С, эта модель предназначена для работы на газе и мазуте.

Технические характеристики: компоновка П-образная, воздухоподогреватель –

РВП, ширина – 18,4 м, глубина – 14,5 м, высота – 32,4 м, температура

питательной воды – 230 [pic], температура уходящих газов – 109/147 [pic],

КПД – 94/93 %.

1.1.3 Выбор водогрейных котлов

Выбор производится по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и

горячее водоснабжение:

[pic]= 65,53 (МВт)

Количество водогрейных котлов:

[pic]= [pic] (шт.)

[pic]= [pic]= 0,66 [pic] 1

(шт.)

Возможна установка одного водогрейного котла КВ-ГМ-100-150.

Так как установленные на Казанской ТЭЦ-3 пиковые водогрейные котлы

обеспечивают необходимую нагрузку, то дополнительный котел не

устанавливается.

1.2 Описание принятой компоновки блока

В рассматриваемой компоновке представлен поперечный разрез главного

корпуса. Главный корпус представляет собой единое сооружение, состоящее из

машинного зала, котельного и промежуточного отделения. Каркас здания

образуется железобетонными колоннами.

Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю и нижнюю. В

верхней части машинного зала, на уровне 11,8 метров, находится турбоагрегат

ПТ-80-130. В данной компоновке использовано поперечное размещение

турбоагрегатов. В нижней части, которое называется конденсатным отделением,

располагается вспомогательное оборудование: конденсатор турбины,

подогреватели низкого и высокого давления, сетевые подогреватели,

питательные насосы, конденсатные и циркуляционные насосы, и все основные

трубопроводы. Под перекрытиями машинного зала, на уровне 28 метров,

установлен мостовой кран. Ширина машинного зала 39000 мм.

В котельном отделении главного корпуса располагаются паровые котлы и

их вспомогательное оборудование. Котлы установлены без разворота топки. В

верхней части котельного отделения, на высоте 38,5 метров, установлен

мостовой кран. Ширина котельного отделения 29480 мм.

Между машинным залом и котельным отделением размещается промежуточное

отделение. В промежуточном отделении на уровне 22 метров установлен

деаэратор и его бак. В нижней части промежуточного отделения располагается

РУСН. Ширина промежуточного отделения 1200 мм.

Дутьевой вентилятор и дымосос располагаются вне здания около

котельного отделения на нулевой отметки. Также здесь установлен

регенеративный воздухоподогреватель.

Рядом с основным зданием размещаются две дымовые трубы высотой 240 м

первая и 150 м вторая.

2 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА БЛОКА И РАСЧЕТ

ЕЁ НА ЗАДАННЫЙ РЕЖИМ

2.1 Описание тепловой схемы

Пар из парового котла с параметрами [pic] МПа, [pic][pic]

поступает через стопорный клапан турбины в ЦВД, который имеет 3 отбора. Из

регенеративных отборов 1, 2 пар направляется в ПВД7 и ПВД6. Из отбора 3

часть пара направляется на производство внешнему тепловому потребителю, а

часть пара поступает в деаэратор и в ПВД5. Затем пар, отработавший в ЦВД

турбины поступает в комбинированный цилиндр среднего и низкого давления,

который имеет 3 отбора в зоне ЦВД и 1 отбор в зоне ЦНД. Из отборов 4, 5, 6

ЦСД пар поступает в группу подогревателей низкого давления (ПНД4, ПНД3,

ПНД2), а также из отбора 5 и 6 часть пара поступает в сетевые подогреватели

ПСГ–2 и ПСГ–1, в которых он нагревает сетевую воду движущуюся через ПСГ-1 и

ПСГ-2, за счет напора создаваемого сетевым насосом первого подъема. Далее

сетевая вода движется через сетевой насос второго подъема в пиковый

водогрейный котел.

Пар из отбора 7 ЦНД турбины поступает в ПНД1. Затем пар,

совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в

двухпоточный конденсатор, где он охлаждается и конденсируется, отдавая

свою теплоту циркуляционной охлаждающей воде. Конденсатным насосом

конденсат из конденсатора подается в охладитель пара из эжектора и

охладитель пара концевых уплотнений турбины. Далее основной конденсат

поступает в ПНД1 где он подогревается паром из 7 отбора ЦНД турбины, а

конденсат греющего пара поступает в конденсатор. Затем основной конденсат

проходит через сальниковый подогреватель, где подогревается за счет теплоты

пара из концевых уплотнений, а греющий пар после охлаждения и конденсаций

поступает в конденсатор. Пройдя сальниковый подогреватель конденсат

нагревается в группе подогревателей низкого давления ПНД2, ПНД3 и ПНД4. В

этих регенеративных подогревателях применяется каскадный слив дренажа

греющего пара, а между ПНД2 и ПНД3 также используют принудительный слив

дренажа греющего пара.

В линию основного конденсата между ПНД2 и ПНД3, а также между ПНД3 и

ПНД4 вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и

ПСГ2.

Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого

давления, поступает в деаэратор, также в деаэратор поступает возвратный

конденсат производственного отбора пара, конденсат греющего пара из ПВД5, а

также пар отсосов от штоков клапанов. В деаэраторе осуществляется

термическая деаэрация основного конденсата, который после деаэратора

называется питательной водой. Питательным насосом, имеющим электропривод,

питательная вода подается в группу подогревателей высокого давления. В ПВД

применяется каскадный слив дренажа греющего пара. После ПВД питательная

вода поступает в паровой котел.

Турбина ПТ-80-130 имеет сетевую установку состоящую из

подогревателей ПСГ1, ПСГ2, сетевые насосы 1 и 2 ступени и пиковый

водогрейный котел.

2.2 Расчет принципиальной тепловой схемы на заданный режим

2.2.1 Исходные данные для расчета

1. Вид топлива: газ-мазут;

2. Тип технического водоснабжения: оборотное с градирнями;

3. Начальные параметры пара: [pic] МПа

[pic][pic]С

4. Параметры питательной воды: [pic] МПа

[pic][pic]С

5. Давление пара в отборах турбины (МПа):

|26 |32 |10 |28 |10 |7 |4 |18 |

6. Температура сырой воды: [pic][pic]С

7. Температурный график теплосети: 150 [pic]С – 70 [pic]С

8. КПД цилиндров турбины: ?[pic] = 0,83

?[pic] = 0,85

?[pic] = 0,7

9. Тепловая нагрузка потребителей:

по горячей воде [pic]12 МВт

[pic] 48 МВт

[pic] 0 МВт

по пару [pic] 80 т/ч

10. Коэффициент теплофикации: ?[pic] = 0,5

2.2.2 Расчет теплофикационной установки блока с турбоустановкой ПТ-80-

130

2.2.2.1 Суммарная нагрузка по горячей воде:

[pic] (МВт)

(2.2.2.1)

[pic]12 + 48 + 0 = 60 (МВт)

2.2.2.2 Максимальная нагрузка по горячей воде (отопительная):

[pic]/?[pic] (МВт)

(2.2.2.2)

[pic] 60/0,5 = 120 (МВт)

2.2.2.3 Расход сетевой воды:

[pic]= ( 3600.[pic])/[pic]( [pic]) (т/ч)

(2.2.2.3)

где [pic]= 4,19 кДж/кг – теплоемкость воды.

[pic]= (3600.120)/4,19.(150 - 70) = 1288,78 (т/ч)

2.2.2.4 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 %

от [pic], т.е.

[pic]= 0,005.[pic] (т/ч)

(2.2.2.4)

[pic]= 0,005.1288,78 = 6,44 (т/ч)

2.2.2.5 Расход воды на горячее водоснабжение:

[pic]= 3,6.[pic]/10[pic].[pic].( [pic])

(т/ч) (2.2.2.5)

где [pic] принимается на 5 [pic]С ниже чем [pic]:

[pic] = 65 [pic]С

[pic]= 3,6.12/10[pic].4,19.(65 - 5) = 171,84

(т/ч)

2.2.2.6 Расход подпиточной воды:

[pic] = [pic]+ [pic] (т/ч)

(2.2.2.6)

[pic]= 171,84 + 6,44 = 178,28 (т/ч)

2.2.2.7 Температура подпиточной воды: определяется по давлению

пара в вакуумном деаэраторе [pic]= 40 [pic]С

2.2.2.8 Теплота с утечкой:

[pic]= 10[pic].[pic].[pic]. ( [pic])/3,6

(МВт) (2.2.2.7)

где [pic]= ( [pic])/2 ([pic]С)

(2.2.2.8)

[pic]= (150 + 70)/2 = 110 ([pic]С)

[pic]= 10[pic].6,44.4,19(110 – 5)/3,6 = 0,79

(МВт)

2.2.2.9 Тепло вносимое с подпиточной водой:

[pic]= 10[pic].[pic].[pic]. ( [pic])/3,6

(МВт) (2.2.2.9)

[pic]= 10[pic].178,28.4,19(40 – 5)/3,6 = 7,26

(МВт)

2.2.2.10 Тепловая нагрузка сетевой подогревательной установки:

[pic] (МВт)

(2.2.2.10)

[pic]120 + 0,79 – 7,26 = 113,53 (МВт)

2.2.2.11 Теплофикационная нагрузка пиковых водогрейных котлов:

[pic] (МВт)

(2.2.2.11)

[pic]113,53 – 0 – 48 = 65,53 (МВт)

2.2.2.12 Расход пара на основные сетевые подогреватели:

1. Расход пара на верхний сетевой подогреватель

[pic]= 0 (т/ч)

(2.2.2.12)

2. Расход на нижний сетевой подогреватель

[pic]= 3600([pic])/([pic]).? (т/ч)

(2.2.2.13)

[pic]= 3600(48 + 12)/(2666 – 391,72) .0,98 = 96,91 (т/ч)

2.2.2.13 Расход пара на деаэратор подпитки теплосети:

[pic]= [pic].[pic]. ([pic])/([pic][pic].[pic]).?

(т/ч) (2.2.2.14)

где [pic]= 28 [pic]С – температура химочищенной воды;

? = 0,98 – к.п.д. теплосети.

[pic]= 178,28.4,19(40 – 28)/(2636,8 – 4,19.28).0,98 = 3,63

(т/ч)

2.2.2.14 Расход химочищенной воды на подпитку теплосети:

[pic]= [pic] - [pic] (т/ч)

(2.2.2.15)

[pic]= 178,28 – 3,63 = 174,65 (т/ч)

2.2.3 Определение параметров пара и воды в регенеративных установках

принципиальной тепловой схемы

2.2.3.1 Нарисовать регенеративную часть высокого давления (рис2.2).

2.2.3.2 Температура насыщения пара в отборах (определяется по

термодинамическим таблицам воды и водяного пара по давлению пара в

отборах):

[pic] = 4 МПа [pic] = 250,33 [pic]С

[pic] = 2,35 МПа [pic] = 220,67 [pic]С

[pic] = 1,25 МПа [pic] = 189,81 [pic]С

2.2.3.3 Температура питательной воды:

за ПВД1 [pic] = [pic] - ? [pic] = 250,33 – 4 = 246,33

[pic]С (2.2.3.1)

за ПВД2 [pic] = [pic]- ? [pic] = 220,67 – 4 = 216,67

[pic]С (2.2.3.2)

за ПВД3 [pic] = [pic]- ? [pic] = 189,81 – 4 = 185,81

[pic]С (2.2.3.3)

где ? ([pic]С) – величина недогрева до температуры насыщения греющего пара.

Для группы подогревателей высокого давления ? = 3 – 5 [pic]С

2.2.3.4 Нарисовать регенеративную часть низкого давления (рис.2.3).

2.2.3.5 Температура насыщения пара в отборах (определяется по

термодинамическим таблицам воды и водяного пара по давлению в отборах):

[pic] = 0,2 МПа [pic] = 120,23 [pic]С

[pic] = 0,15 МПа [pic] = 111,37 [pic]С

[pic] = 0,08 МПа [pic] = 93,51 [pic]С

[pic] = 0,04 МПа [pic] = 75,89 [pic]С

2.2.3.6 Температура конденсата:

за ПНД4 [pic] = [pic] - ? [pic] = 120,23 – 7 = 113,23

[pic]С (2.2.3.4)

за ПНД5 [pic] = [pic] - ? [pic] = 111,37 – 7 = 104,37

[pic]С (2.2.3.5)

за ПНД6 [pic] = [pic] - ? [pic] = 93,51 – 7 = 86,51

[pic]С (2.2.3.6)

за ПНД7 [pic] = [pic] - ? [pic] = 75,89 – 7 = 68,89

[pic]С (2.2.3.7)

где ? ([pic]С) - величина недогрева до температуры насыщения греющего пара.

Для группы подогревателей низкого давления ? = 5 – 10 [pic]С.

2.2.4 Построение процесса расширения пара в турбине

2.2.4.1 Относительный электрический КПД - ?[pic] (определяется по заданию в

зависимости от типа турбины):

?[pic] = ?[pic]. ?[pic].

?[pic] (%) (2.2.4.1)

?[pic] = 0,83.0,85.0,7 = 0,49 (%)

2.2.4.2 Относительный внутренний КПД - ?[pic]:

?[pic]= ?[pic]/ ?[pic].

?[pic] (%) (2.2.4.2)

?[pic]= 0,49/0,98.0,99 = 0,51 (%)

2.2.4.3 Построить процесс расширения пара в турбине по

i,sдиаграмме,(рис2.4).

[pic]= 13 (МПа)

[pic] = 540 ([pic]С)

[pic] = 3455 (кДж/кг)

[pic]= 0,9.[pic] (МПа)

(2.2.4.3)

[pic]= 0,9.13 =11,7 (МПа)

[pic] = 3130 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.4)

[pic] = 3455 – (3455 – 3130) .0,83 = 3185,25 (кДж/кг)

[pic] = 3045 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.5)

[pic] = 3185,25 – (3185,25 – 3045).0,83 = 3068,84 (кДж/кг)

[pic] = 2915 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.6)

[pic] = 3068,84 – (3068,84 – 2915).0,83 = 2941,15 (кДж/кг)

[pic]= 0,9.[pic]

(МПа) (2.2.4.7)

[pic]=0,9.1,25 = 1,125 (МПа)

[pic] = 2610 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.8)

[pic] = 2941,15 – (2941,15 – 2610).0,85 = 2659,67 (кДж/кг)

[pic] = 2609 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.9)

[pic] = 2659,67 – (2659,67 – 2609).0,85 = 2616,6 (кДж/кг)

[pic] = 2520 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.10)

[pic] = 2616,6 – (2616,6 – 2520).0,85 = 2534,49 (кДж/кг)

[pic] = 2435 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.11)

[pic] = 2534,49 – (2534,49 – 2435).0,7 = 2464,85 (кДж/кг)

[pic] = 2130 (кДж/кг)

[pic](кДж/кг)

(2.2.4.12)

[pic] = 2464,85 – (2464,85 – 2130).0,7 = 2230,46 (кДж/кг)

2.2.4.4 Определить располагаемый теплоперепад:

[pic] = [pic] - [pic](кДж/кг)

(2.2.4.13)

[pic] = 3455 – 2915 = 540 (кДж/кг)

[pic] = [pic] - [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.14)

[pic] = 2915 – 2520 = 395 (кДж/кг)

[pic] = [pic]- [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.15)

[pic] = 2520 – 2130 = 390 (кДж/кг)

2.2.4.5 Определить полезноиспользуемый теплоперепад:

[pic] = [pic] - [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.16)

[pic] = 3455 – 2941,15 = 513,85 (кДж/кг)

[pic] = [pic] - [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.17)

[pic] = 2941,15 – 2534,49 = 406,6 (кДж/кг)

[pic] = [pic]- [pic] (кДж/кг)

(2.2.4.18)

[pic] = 2534,49 – 2230,46 = 304,03 (кДж/кг)

2.2.4.6 Определить полный полезноиспользуемый теплоперепад:

Страницы: 1, 2, 3