Проектирование ТЭЦ в городе Волгоград

Volga конечная на печать.docx

Пояснительная записка содержит 84 страницы 3 рисунка 7 таблиц 27 источник.
ТУРБОУСТАНОВКА ГАЗОВАЯ ТУРБИНА ТЕПЛОВАЯ СХЕМА РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНЫЙ НАСОС ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА ПИКОВЫЙ ВОДОГРЕЙНЫЙ КОТЕЛ ДЕАЭРАТОР ПОДОГРЕВАТЕЛЬ КОНДЕНСАТОР.
Объектом проектирования является ТЭЦ в городе Волгоград. Цель работы: провести расчет тепловой схемы турбоустановки выбрать основное и вспомогательное оборудование ТЭЦ.
В ходе курсовой работы был произведен расчет тепловой схемы был произведен выбор основного и вспомогательного оборудования.
Характеристики района размещения ТЭЦ9
1 Характеристика города Волгоград9
2 Климатические характеристики11
3 Характеристика топлива12
4 Характеристика источника водоснабжения13
Выбор основного оборудования14
1 Выбор основного оборудования ТЭЦ для первого варианта14
1.1 Выбор паровых турбин14
1.2 Выбор числа и типа котельных агрегатов16
1.3 Выбор числа и типа ПВК17
1.4 Выбор количества газовых турбин17
2 Выбор основного оборудования ТЭЦ для второго варианта18
2.1 Выбор типа и количества паровых турбин18
2.2 Выбор числа и типа котельных агрегатов19
2.3 Выбор числа и типа ПВК19
2.4 Выбор количества газовых турбин20
Построение температурного графика тепловой сети21
Расчет оптимального коэффициента теплофикации22
Выбор оптимального состава оборудования ТЭЦ25
1 Расчет годового расхода топлива на ТЭЦ25
Определение величины капиталовложений в ТЭЦ36
Характеристика основного оборудования40
Расчет тепловой схемы турбины Т-110120-13042
1 Исходные данные тепловой схемы с турбиной Т-110120-13042
2 Расчет сетевой подогревательной установки45
3 Определение предварительного расхода пара на турбину47
6 Расчет деаэратора50
7 Расчет подогревателей низкого давления51
8 Расчет технико-экономических показателей станции53
Выбор вспомогательного оборудования ТЭЦ55
1 Выбор питательных насосов55
2 Выбор деаэраторов питательной воды56
3 Выбор циркуляционных насосов57
4 Выбор сетевых насосов58
5 Выбор дренажных насосов сетевых подогревателей58
6 Выбор конденсационных насосов59
7 Выбор редукционно-охладительной установки60
8 Газовое хозяйство ТЭЦ60
10 Выбор тягодутьевых машин62
11 Выбор дымовой трубы для ПВК65
12 Выбор дымовой трубы для энергетических котлов ТЭЦ71
Водоснабжение на ТЭЦ77
1 Водоподготовка на ТЭЦ для подпитки котлов77
2 Водоподготовка для тепловых сетей78
3 Выбор системы водоснабжения78
Основными направлениями развития электростанций обеспечивающими дальнейшее повышение экономичности их работы и снижение стоимости сооружения на ближайший период времени являются:
Развитие теплофикации в том числе за счет отпуска теплоты расположенным в районе ТЭЦ промышленным предприятиям и жилым районам. Значительным ресурсом повышения теплопотребления в летний период явится производство холода в адсорбционных установках для кондиционирования воздуха что будет способствовать выравниванию годового графика тепловой нагрузки ТЭЦ и увеличению ее тепловой мощности.
Увеличение единичной мощности основных агрегатов на промышленных электростанциях. С ростом общей и агрегатной мощности промышленной ТЭЦ значительно снижаются и удельные затраты на их сооружение.
Применение парогазовых установок с высоконапорными парогенераторами на ТЭЦ работающих на газе и мазуте в частности на нефтеперерабатывающих заводах. В таких установках удельный расход топлива на выработку электроэнергии на конденсационном режиме на 10 – 12 % ниже чем в паротурбинных при тех же параметрах пара.
Применение блочных установок что уменьшает капитальные затраты на ТЭЦ за счет упрощения трубопроводных связей между агрегатами и уменьшения арматуры работающей при высоком давлении и повышенной температуре.
Расширение комбинированного использования для ТЭЦ и основного производства вспомогательных сооружений и устройств в том числе топливного водного и масляного хозяйства ремонтных цехов и служб различных лабораторий административных бытовых и культурных помещений и пр. При этом повысится экономичность работы ТЭЦ (в том числе за счет уменьшения персонала) и сократятся капитальные затраты на указанные сооружения и устройства.
В целях общего повышения эффективности энергетического хозяйства промышленных предприятий предполагается дальнейшее развитие использования на ТЭЦ горючих нетранспортабельных отходов производства и пара от установок для использования вторичных энергоресурсов от производственных и энерготехнологических установок что существенно уменьшит расход топлива.
Характеристики района размещения ТЭЦ
1 Характеристика города Волгоград
Волгоград — город на юго-востоке европейской частиРоссийской Федерациис населением 1013533 человек (2018).Административный центрВолгоградской области. До 1925 года он носил названиеЦарицын с 1925 по 1961 год—Сталинград.Город-герой важнейший пунктобороны ЦарицынаиСталинградской битвы. Образуетгородской округгород Волгоград. Волгоград принимал матчи Чемпионата мира в 2018 году.
Послераспада СССРпромышленный потенциал Волгограда используется частично и уже понёс значительные потери. Предприятия в зависимости от отрасли и эффективности руководства по разному пережили переход к новому экономическому укладу. Энергетический комплекс (Волжская ГЭСГРЭСТЭЦ-2ТЭЦ-3) не снизил производство электроэнергии и тепла предприятия проводят модернизацию и чувствуют себя уверенно[164]. В транспорте произошел переход промышленных перевозок от речного транспорта к автомобильному значение речного пути Волга-Дон упало поэтому строительствоканала Волгодон-2было заморожено а трафикканала Волгодонзначительно упал с в 1990—2010 годы однако сейчас вновь подходит к рекордным значениям. Оборонные предприятияБаррикадыиЮжное производство ВГТЗ (Судоверфь)после кризиса 1990-х годов получают государственные заказы на производство вооружений и проводят модернизацию. Перерабатывающая сырье промышленность (Красный ОктябрьАлюминиевый завод) и производящие оборудование для добычи сырья предприятия (ВолгограднефтемашЗавод буровой техникиЗавод имени Петрова) находится в сильной зависимости от мировой конъюнктуры и при каждом общероссийском спаде снижают или останавливают производство. Примером неудачной судьбы тяжелого машиностроения может служить судьбаВГТЗ. Прежде давший названиеТракторозаводскому районузавод был одним из крупнейших производителем гусеничных тракторов производителемДТ-75— самого массового в СССР (более 2-х миллионов тракторов). Производство былоунифицированос танковым чтобы при возможной войне сблоком НАТОв кратчайшие сроки перейти на производство бронетехники. Однако гражданской промышленности нужны прежде всего колесные трактора а завод не смог предоставить конкуретноспособную продукцию и сейчас находится в состоянии банкротства. Примером удачной судьбы может служить корпорацияВОЛМА которая в кризис 1998 года купила разорившийся Волгоградский гипсовый завод на его базе наладила эффективное производствостроительных смесейигипсокартона и стала одним из лидеров этого рынка в России.Туристический потенциалгорода используется слабо несмотря на имеющиеся «туристические магниты»— памятники Сталинградской битвы Сарепта отдых и рыбалка вВолго-Ахтубинской пойме путь наЭльтон. Есть шанс на привлечение туристов в связи с проведениемчемпионата мира по футболу в 2018 году под который в городе строятся гостиницы истадион Победа.
Город находится в очень сложном экономическом положении— он самый бедный из городов России с миллионным населением.Также Волгограду принадлежит ещё несколько антирекордов среди городов его размера: самые низкие зарплаты (19 тысяч рублей на 2013 год) самая изношенная инфраструктура самое маленькое число предприятий малого бизнеса на 1000 населения (296 в 2012 году).[168]Но также — самые высокие зарплаты чиновников средиЮФО— в среднем 54 000 рублей
2 Климатические характеристики
Волгоградская область расположена на юго-востоке Русской равнины в достаточной удаленности от морей и океанов. По обилию солнечного тепла регион не уступает крымскому побережью. Равнинный рельеф не препятствует проникновению на территорию области воздушных масс: в зимние месяцы вторгается сухой холодный воздух Сибирского антициклона что усиливает зимние морозы. В летние же месяцы наблюдается приток воздушных масс с Атлантического океана которые проходя над поверхностью Русской равнины иссушаются и почти не умеряют жару. Не исключается проникновение в Волгоградский регион и сухого арктического воздуха усиливающего мороз зимой и приносящего прохладу летом. Когда в летний период на территорию Волгоградской области вторгаются сухие горячие воздушные массы из Казахстана в регионе воцаряется жара до +39-45°С. Зима в Волгограде характеризуется крайне неустойчивой погодой – сильные морозы чередуются оттепелями обильный снежный покров держится достаточно долго. Среднеянварская температура составляет 63 °C в феврале этот показатель снижается до 66°C. Весна в городе – самое скоротечное время года. Уже в конце марта среднесуточные температуры превышают 0°C а буквально через пару дней ртутные столбики термометров четко фиксируются на показателе +5°C. С середины апреля и до конца месяца происходит резкое повышение среднесуточных температур.1
Таблица 1. Средняя месячная температура воздуха г. Волгоград.
3 Характеристика топлива
Источником топлива для проектируемой ТЭЦ является Арчединске газовое месторождение.2
Таблица 2. Состав газа по объему.2
4 Характеристика источника водоснабжения
В качестве источника водоснабжения принимаем воду реки Волга.
Таблица 3. Показатели качества воды.3
Обработка воды осуществляется по схеме: ИК - М - Н1 - А1 - Н2 - Д - А2.
Выбор основного оборудования
1 Выбор основного оборудования ТЭЦ для первого варианта
1.1 Выбор паровых турбин
Тепловая нагрузка ТЭЦ
Доля промышленной нагрузки
Распределение тепловой нагрузки:
Отопительная нагрузка ТЭЦ:
Предварительно принимаем (с последующим уточнением).
Расход тепла из отборов турбин:
Расход пара в промышленный отбор:
где энтальпия пара промышленных отборов при
энтальпия обратного конденсата возвращаемого с производства при
Для покрытия нагрузки в первом варианте был сделан следующий выбор паровых турбин:
турбины ПТ-140165-13015;
турбина Р-102107-13015
Номинальная нагрузка отопительного и промышленного отбора турбины ПТ-140165-13015-2 составляет и 4 . Номинальная нагрузка противодавления турбины Р-102107-13015
Коэффициент загрузки отопительных отборов турбин ТЭЦ составляет:
где номинальная тепловая мощность отопительных отборов турбины конкретной марки;
число выбранных турбин данной марки;
Коэффициент загрузки промышленных отборов турбин составляет:
Где номинальный расход пара в промышленном отборе выбранной турбины конкретной марки;
число устанавливаемых турбин данной марки с промышленными отборами;
1.2 Выбор числа и типа котельных агрегатов
На станции будет компоновка с поперечными связями. Выбор котлов производится в соответствии с требуемым максимальным расходом пара на турбины. Для турбины ПТ-140165-13015-2 Для турбины Р-102107-130154.
Количество пара которое необходимо выработать парогенератором:
где доля потерь пара в трубопроводах; 20
доля пара идущего на собственные нужны ; 20
Парогенераторы целесообразно выбирать в соответствии с запасом по производительности кроме того при выборе парогенераторов учитываются следующие критерии:
соответствие параметров пара после котла параметрам необходимым для турбины;
надежность работы парогенерирующего контура и его вспомогательного оборудования;
отечественное производство - с точки зрения поставки замены и специфики обслуживания данного оборудования;
удобство обслуживания и максимальная автоматизация производственного процесса.
С учетом всех перечисленных факторов выбираем следующий тип парогенераторов отечественного производства: ВГП-655-138-545. Производительность 655 тч.5
Количество парогенераторов:
Выбираем 5 парогенераторов суммарной паропроизводительностью:
Коэффициент загрузки парогенераторов:
1.3 Выбор числа и типа ПВК
Суммарная нагрузка ПВК станции составляет:
Выбираем водогрейные котлы отечественного производства КВ-ГМ-1396-150 теплопроизводительностью
Количество водогрейных котлов:
Принимаем 2 котла КВ-ГМ-1396-150.
Коэффициент загрузки ПВК:
1.4 Выбор количества газовых турбин
Так как в качестве парогенераторов были выбраны ВГП-655-138-545 а с одним ВГП-655-138-545 устанавливается одна газовая турбина ГТ-45-850 таким образом на всю станцию выбираем шесть газовых турбины ГТ-45-850.5
2 Выбор основного оборудования ТЭЦ для второго варианта
2.1 Выбор типа и количества паровых турбин
турбины Т-110120-130;
турбины Р-102107-13015;
Номинальная нагрузка отопительного отбора турбины Т-110120-130 составляет 4 . Номинальная нагрузка противодавления турбины Р-102107-130154 Тогда загрузка отопительных отборов станции:
2.2 Выбор числа и типа котельных агрегатов
На станции будет компоновка с поперечными связями. Выбор котлов производится в соответствии с требуемым максимальным расходом пара на турбины. Для турбины Т-110120-130. Для турбины Р-102107-130154.
Выбираем 7 парогенераторов типа ТГЕ-435ПГУ производительностью 500 тч. 5
2.3 Выбор числа и типа ПВК
2.4 Выбор количества газовых турбин
В качестве газовой турбины устанавливается ГТЭ-110 в количестве 7 (по одной на парогенератор).
Построение температурного графика тепловой сети
Для условий города Волгоград По зависимости строим температурный график и график изменения тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха и продолжительности в течении отопительного периода.
Таблица 4. Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха для города Волгоград.7
Среднесуточные температуры наружного воздуха
Продолжительность периода ч
Таблица 5. Климатические данные по городу Волгоград.1
Продолжительность отопительного периода сут
Температура воздуха
Расчетная для проектирования отопления
Средняя отопительного периода
Средняя самого холодного месяца
Строим три основных графика (см. рис. А.1).
Расчет оптимального коэффициента теплофикации
В первом приближении коэффициент теплофикации был принят
Для определения оптимального коэффициента теплофикации воспользуемся расчетно-графическим способом. При этом способе вначале определяется оптимальная продолжительность работы в году пиковых котлов
где нормативный коэффициент эффективности капиталовложения;7
коэффициент амортизации;7
удельная выработка электрической энергии на базе теплового потребления;7
удельные капиталовложения в ТЭЦ;7
удельные капиталовложения в пиковые водогрейные котлы;7
замыкающие затраты на электроэнергию;7
замыкающие затраты на топливо;7
удельный расход топлива на выработку электрической энергии на базе теплового потреблении;7
энтальпия свежего пара;8
энтальпия пара в отборе турбины при среднеарифметической температуре насыщения для двух отборов;9
энтальпия насыщения при среднеарифметической температуре двух отборов;9
доля регенеративной выработки электрической энергии на базе подогрева возвращаемого в тепловую схему конденсата отборного пара;7
электромеханический КПД.7
Найдем температуру насыщения пара в отборах приняв недогрев
Среднеарифметической для двух отборов величина температуры насыщения составляет 866 которой соответствует давление в отборе 0057803 МПа.9
Тогда по приложению А.1 найдем Следовательно коэффициент теплофикации:
Погрешность составляет:
Так как погрешность то коэффициент теплофикации принят верно.5 Выбор оптимального состава оборудования ТЭЦ
1 Расчет годового расхода топлива на ТЭЦ
В разделе 2 был сделан выбор основного оборудования ТЭЦ. В данном разделе необходимо определить наиболее технико-экономически выгодный вариант.
Для определения оптимального состава оборудования ТЭЦ воспользуемся методом приведенных затрат минимум которых будет соответствовать наиболее эффективному варианту.
Определим годовой расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение из отборов турбины и пиковых водогрейных котлов он равен площади ограниченной кривой и осям координат. ( Приложение А.1)
Масштаб оси ординат 1мм=4285 ГДжч;
Масштаб оси абсцисс 1мм=3846 ч;
Найдем годовой отпуск тепла от ТЭЦ:
Найдем годовой отпуск тепла от ПВК:
Найдем отпуск тепла из отборов турбины:
Определим годовые расходы пара на турбины по вариантам:
Вариант № 1 четыре турбины ПТ-140165-13015 и одна турбина Р-102107-13015
Годовой расход пара на турбину ПТ-140165-13015-2:
коэффициент регенерации который зависит от начальных параметров пара и числа регенеративных отборов;7
удельный расход пара при чисто конденсационном режиме.7
коэффициент расхода пара на холостой ход зависит от мощности агрегата. Для турбин средней мощности составляет
номинальная мощность турбины;
число часов фактической работы турбины выбирается по справочным данным турбины;
количество однотипных турбин;
выработка электроэнергии;
где число часов использования установленной мощности;
годовой отпуск пара из теплофикационных отборов турбин;
где номинальный расход пара в теплофикационные отборы турбины выбирается по справочным данным этой турбины;
число часов использования установленной мощности отопительных отборов турбин в год;
коэффициент загрузки отопительных отборов;
суммарный номинальный отпуск тепла из отборов;
коэффициент недовыработки мощности паром отопительного отбора;
годовой отпуск пара из промышленных отборов турбин;
где номинальный расход пара в промышленные отборы турбины выбирается по справочным данным этой турбины;
число часов использования установленной мощности промышленных отборов турбин в год;
коэффициент загрузки промышленных отборов отборов;
суммарный номинальный расход пара в промышленный отбор;
коэффициент недовыработки мощности паром промышленного отбора;
Годовой расход пара на турбину:
Годовой расход пара на Р-102107-13015:
удельный расход пара при чисто конденсационном режиме. Для турбины типа Р-102107-13015 7
коэффициент недовыработки мощности паром промышленного отбора для турбины Р-102107-13015 ;
Суммарный расход пара:
Две турбины Т-110120-130 и три турбины Р-102107-13015;
Годовой расход пара на Т-180210-130:
Годовой расход топлива на энергетические котлы ТЭЦ 7:
где энтальпия свежего пара;8
энтальпия питательной воды;9
годовая выработка пара котлоагрегатами;
расход продувочной воды за год;
энтальпия продувочной воды;9
низшая теплота сгорания основного топлива;
Для первого варианта был сделан выбор высоконапорных парогенераторов ВГП-655-138-545.
Годовой расход топлива на пиковые водогрейные котлы ТЭЦ:
где КПД водогрейного котла.
Для второго вариант годовой расход топлива будет складываться из расхода топлива на ПВК в энергетические котлы.
Был выбран котел ТГМЕ-464. 5
Определение величины капиталовложений в ТЭЦ
Рассматриваем два варианта состава основного оборудования:
где капиталовложения в первоочередные и последующие турбоустановки;
капиталовложения в первоочередные и последующие котлоагрегаты;
капиталовложения в первоочередные и последующие газовые турбины;
капиталовложения в первоочередные и последующие пиковые водогрейные котлы;
районный коэффициент принимаем равным;
коэффициент приведения капитальных затрат принимаем .
Таблица 6. Значения капитальных затрат.7 26
Значения капитальных затрат
Стоимость млн. рублей
Продолжение таблицы 6
Определение производственных издержек
Производственные издержки по вариантам:
постоянные издержки
где коэффициент амортизации принимается 0035
коэффициент эксплуатационных издержек принимается 0045
Переменные издержки:
где годовой расход основного топлива на ТЭЦ;
цена основного топлива;
годовой расход растопочного топлива на ТЭЦ;
цена растопочного топлива;
В качестве основного и растопочного топлива используем газ.
Цена выбранного газа составляет 588693 рублей за 1000 или 807534 рублей за 1000 кг так как плотность газа составляет то 1000 Цена 1кг равна 8075 рубля
Издержки на покупку электроэнергии на ОРЭМ:
где годовой отпуск электроэнергии по первому и по второму варианту;
цена электроэнергии на ОРЭМ.
Производственные издержки:
Годовой отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
где установленная электрическая мощность ТЭЦ;
потребление электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ..
Приведенные затраты с учетом фактора времени по вариантам:
где коэффициент эффективности капиталовложений принимается 012;.
Разница в приведенных затратах:
Так как разница приведенных затрат составляет то выбираем второй вариант состава оборудования.
Характеристика основного оборудования
Краткая характеристика турбин
Завод изготовитель ТМЗ
Максимальный расход свежего пара.
Номинальная мощность
Максимальная мощность
Начальная температура
Давление в конденсаторе
Пределы давления в верхнем отборе
Пределы давления в нижнем отборе
Максимальный расход свежего пара .
Номинальная мощность
Максимальная мощность
Давление в выхлопном патрубке .
Расход пара на производственные нужды
Краткая характеристика парогенераторов
Температура уходящих газов
Паропроизводительность
Давление свежего пара
Температура свежего пара
Температура питательной воды
Краткая характеристика ПВК
Теплопроизводительность
Температура вода на входе
Температура воды на выходе
Давление воды на входе в котел
Давление воды на выходе из котла .
Краткая характеристика газовых турбин
Электрическая мощность
Температура перед турбиной
Расчет тепловой схемы турбины Т-110120-130
1 Исходные данные тепловой схемы с турбиной Т-110120-130
Номинальная электрическая мощность:
Начальные параметры пара:
Давление в конденсаторе турбины: 4
Схема отпуска теплоты от ТЭЦ:
Горячая вода на отопление и коммунально-бытовые нужды:
Теплофикационная установка включает в себя два сетевых подогревателя два пиковых водогрейных котла и встроенный теплофикационный пучок.
Теплофикационный пучок турбины используем для подогрева добавочной воды ТЭЦ т.к. если использовать пучок для подогрева сетевой воды то не получится добиться глубокого вакуума в конденсаторе.
Температурный график теплосети: .
Параметры пара парогенератора: МПа 0С
Температура питательной воды:
Коэффициент продувки парогенератора:
Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов:
Двухступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в поверхностном теплообменнике.
Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения
Внутристанционные потери конденсата:
Число отборов пара на регенерацию (включая регулируемые):7
Давление в деаэраторе:
Схема приготовления добавочной воды парогенератора – химводоочистка.
Температура химически очищенной воды: .
Недогрев воды в подогревателях высокого давления: а в подогревателях низкого давления.
Нагрев конденсата турбины в сальниковом и эжекторном подогревателях принимаем
Коэффициент полезного действия теплообменников:.
Электромеханический к.п.д. генератора: .4
Принимаем по заводским данным: количество пара поступающего на основной и сальниковый эжектора с энтальпией пара 4
Принимаем по заводским данным потерю давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей в количестве 8% давления в отборе 5% до сетевых подогревателей.
Расход на уплотнения принимаем;
Принимаем внутренние относительные КПД турбины по отсекам: 4.
Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-110120-130-4 представлена в Приложении Б.
Рис 1. Процесс расширения пара в проточной части турбины Т-110120-130.
2 Расчет сетевой подогревательной установки
Одну турбину Т-110 загружаем на 100% по отопительному отбору.
Нагрузка на оставшуюся турбинe 124
Количество отпускаемой теплоты:
Расход сетевой воды:
Температура на выходе из второго сетевого подогревателя:
Принимаем что подогрев в сетевых подогревателях равномерен тогда температура после первого сетевого подогревателя равна:
Принимаем недогвевы: и .
Температура дренажа на выходе из подогревателей:
По найденным температурам дренажей находим им соответствующие им давления и энтальпии:
Расходы пара на сетевые подогреватели:
где при давлении в отборе.
Тепловая нагрузка сетевых подогревателей:
3 Определение предварительного расхода пара на турбину
коэффициент регенерации (принимаем) 20;
электромеханический КПД турбины;
Оцениваем расход пара на турбину:
гдерасход пара на турбину при номинальном режиме;
расход пара на турбину при новом режим;
давление в предыдущем отборе при номинальном режиме;
давление в последующем отборе при номинальном режиме;
давление за ступенью;
Расчет сепараторов непрерывной продувки.
Производительность парогенератора
Расход пара на собственные нужды котельного отделения:
Расход питательной воды:
Расход продувочной воды:
Выпар сепаратора первой ступени:
где энтальпия при давлении в барабане;
энтальпия продувочной воды сливаемой из сепаратора при давлении в сепараторе
теплота парообразования при
Выпар сепаратора второй ступени:
Количество воды сливаемой в техническую канализацию:
Расход химически очищенной воды:
Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки :
т.к. теплофикационный пучок используется для подогрева добавочной воды в тепловую схему то при давлении в конденсаторе температура насыщения 7 и принимая недогрев в конденсаторе 40С 5 получаем 0С
Таблица7. Параметры пара и воды при номинальной тепловой нагрузке
Обозначение теплообменника
Давление отбора пара МПа
Давление в подогревателе МПа
Энтальпия греющего пара кДжкг
Энтальпия конденсата кДжкг
Энтальпия дренажа кДжкг
Энтальпия воды на входе в подогреватель кДжкг
Продолжение таблицы 7
Энтальпия воды на выходе из подогревателя кДжкг
В ПВД 3 поступает пар из выхлопа ЦВД и пар с переднего концевого уплотнения ЦВД.
Принимаем расход пара с переднего концевого уплотнения = 056 6
Расход пара на ПВД-3:
Расход пара на ПВД-2:
Повышение энтальпии питательной воды в насосе:
Расход пара на ПВД-1:
Материальный баланс деаэратора:
Тепловой баланс деаэратора:
Из совместного решения уравнений теплового и материального баланса деаэратора находим:
7 Расчет подогревателей низкого давления
Расход пара на ПНД-4:
Расход пара на ПНД-3:
Расход пара на ПНД 2:
Предварительно принимаем энтальпию конденсата на входе в ПНД 2 (с последующим уточнением):
Расход пара на ПНД-1:
где (кДжкг) – энтальпия воды на входе в ПНД-1 (после прохождения сальникового и эжекторного подогревателей в которых конденсат нагревается на 5С) 5;
Расход конденсата через ПНД 1:
Уточнение ранее принятой энтальпии смеси :
Погрешность составляет = 003 % что не превышает допустимое значение точности инженерных расчетов.
Расход пара в конденсатор турбины кгс:
Внутренняя мощность турбины:
Электрическая мощность турбоагрегата:
Уточнение расхода пара на турбину:
Уточнение коэффициента регенерации:
Погрешность составляет = 17 % что не превышает допустимое значение точности инженерных расчетов.
9 Расчет технико-экономических показателей станции
Удельный расход пара на турбоустановку:
Удельный расход тепла на турбоустановку:
Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:
Абсолютный внутренний КПД:
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии:
Расход условного топлива на выработку тепла:
Выбор вспомогательного оборудования ТЭЦ
1 Выбор питательных насосов
Производительность питательных насосов на станции с поперечными связями должна быть такой чтобы при выходе одного насоса из строя оставшиеся насосы могли обеспечить номинальную производительность всех котлов.11
Производительность питательных насосов:
где максимальный расход питательной воды.
где максимальный расход пара на турбины.
где удельный объем питательной воды при давление 058 МПа в деаэраторе.
Напор определяется по формуле:
давление в барабане котла; 5
сопротивление экономайзера; 5
сопротивление группы ПВД; 4
сопротивление регулирующих клапанов питания котлы; 5
сопротивление трубопроводов; 4
давление в деаэраторе;
Согласно норм технологического проектирования на электростанциях суммарная производительность питательных насосов должна быть такой чтобы при выходе из строя одного оставшиеся могли обеспечить номинальную производительность всех установленных котлов. На всю станцию выбираем шесть насосов марки ПЭ-780-185203.13
Характеристики насосов: 13
мощность N=6300 кВт.
2 Выбор деаэраторов питательной воды
Производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному расходу питательной воды. Объем баков деаэрированной воды рассчитывают из необходимости обеспечения запаса воды при работе с максимальной нагрузкой не менее чем на 10 минут .11
Максимальный расход питательной воды составляет 9797 кгс (35269 тч).
Объем воды в баках деаэратора:
где удельный объем питательной воды при давление 058 МПа в деаэраторе.
Выбираем 4 деаэратора типа ДП-1000150 с колонкой КДП-1000
Характеристики ДП-1000150 14:
Характеристики КДП-1000 14:
Ёмкость бака V=1764
Полезная ёмкость бака .
Производительность деаэраторов подпитки теплосети должна обеспечивать восполнение удвоенных потерь сетевой воды 11.
Потери составляют от 2% до 3% от 20
Выбираем один вакуумный деаэратор типа ДВ-200
Производительность:
Давление рабочее абсолютное: 00016 005 МПа.
Производительность деаэраторов подпиточной воды выбирается по максимальному расходу обратного конденсата. Принимаем что 40% пара отпущенного на производство не возвращается на ТЭЦ в виде конденсата.
Максимальный расход подпиточной воды составляет:
Выбираем четыре деаэратора ДА-30075
Номинальная производительность:
Рабочее давление: 002 МПа;
Температура деаэрированой воды: до 104°С;
Тип бака деаэраторного БДА-25.
3 Выбор циркуляционных насосов
На ТЭС с поперечными связями по пару сооружается центральная насосная. Число насосов охлаждающей воды конденсаторов турбин устанавливаемых в ней принимается не менее четырех с суммарной подачей равной расчетному расходу охлаждающей воды. Расчетная производительность циркуляционных насосов выбирается по летнему режиму работы ТЭЦ при условии обеспечения ее номинальной мощности и покрытия тепловых нагрузок.11
Расход охлаждающей воды для турбин: 4
Расчетный расход охлаждающей воды:
Выбираем на всю станцию 4 насоса марки ОВ16-87-УЗ.
Характеристики насоса 15:
частота вращения n =585 обмин;
4 Выбор сетевых насосов
При установке сетевых насосов у каждой турбины индивидуально число рабочих насосов принимается по два у каждой турбины производительностью по 50 % каждый при этом на складе предусматривается один резервный насос на каждый тип насоса.11
Подача насоса определяется по формуле:
где удельный объем воды при
максимальный расход сетевой воды при тепловой нагрузке отбор турбин ;
Выбираем 2 насоса типа СЭ-800-100. Характеристика насоса 16:
Производительность 800
5 Выбор дренажных насосов сетевых подогревателей
Дренажные насосы сетевых подогревателей выбираются для нижней ступени 1 на 100 % производительности и один резервный; для верхней ступени 1 на 100 % производительности без резерва. 11
Подача дренажного насоса СП1:
где наибольший расход пара на СП1 воды при номинальной тепловой нагрузке отбор турбин;
удельный объем воды при
Выбираем 2 насоса (1 на 100 % производительности и 1 резервный) марки КсВ-125-140 производительностью 125 . 17
Производительность дренажного насоса СП2:
где наибольший расход пара на СП2 воды при номинальной тепловой нагрузке отбор турбин ;
Выбираем 1 насоса (1 на 100 % производительности марки КсВ-125-140 производительностью 125 без резерва. 17
6 Выбор конденсационных насосов
Конденсатные насосы всегда выбираются с резервом. По возможности число насосов должно быть минимальным: 2 по 100% или 3 по 50% производительности. 11
где максимальный расход пара в конденсатор; 4
удельный объем при давлении в конденсаторе
Выбираем 1 рабочий насос марки КсВ-200-160 и один резервный марки КсВ-200 -160 на одну турбину. 17
7 Выбор редукционно-охладительной установки
Быстродействующая редукционно-охладительные установки (БРОУ) предназначены для снижения параметров пара (давления и температуры). На ТЭЦ РОУ используются для резервирования производственных отборов пара устанавливаются по одной для данных параметров пара производительностью равной отбору одной турбины. БРОУ для резервирования отопительных отборов не предусматриваются.
Выбираем 5 БРОУ марки: БРОУ – Ч3ЭМ.
Техническая характеристика :12
давление перед дроссельным клапаном 137 МПа;
температура перед ним 560ОС.
производительность 150 тч.
8 Газовое хозяйство ТЭЦ
Для электростанций работающих на газе предусматривается газорегулирующий пункт (ГРП) для понижения давления газа с 6 до атм необходимого по условиям работы форсунок парогенераторов. Производительность ГРП рассчитывается на максимальный расход всеми трубами ТЭЦ. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП выполняется надземной.
Расход охлаждающей воды для турбин составляет:
По нормам технологического проектирования количество устанавливаемых градирен должно быть не менее двух принимаем
Принимаем плотность орошения:
Определяем требуемую площадь орошения:
Площадь оросительного устройства:
Выбираем две градирни марки БГ-2600-70. 18
Характеристики градирни:
площадь орошения 2600 ;
гидравлические нагрузки 16500-20000 ;
плотность орошения ;
высота подъема воды 95 м;
10 Выбор тягодутьевых машин
Расход топлива на энергетические котлы ТЭЦ:
где энтальпия свежего пара;
энтальпия питательной воды;
выработка пара котлоагрегатами;
расход продувочной воды;
энтальпия продувочной воды;
Суммарный расход топлива на энергетические котлы ТЭЦ:
Определяем объемный расход:
Объем продуктов сгорания:
Объем воздуха дымовых газов соответствующий теоретически необходимому объему воздуха:
Объемный расход дымовых газов:
где избыток воздуха для уходящих газов. 27
Объемный расход воздуха перед вентилятором:
Производительность вентиляторов выбирается с запасом 10%:
Для котлоагрегатов паропроизводительностью 500 на один котел устанавливается два дутьевых вентилятора производительность по 50% каждый.
Выбираем два дутьевых вентилятора марки ВДН-22-750. Характеристики вентилятора:
Производительность 210000
Объем газов пере дымососом:
Для котлоагрегатов паропроизводительностью 500 на один котел устанавливается два дымососа производительность по 50% каждый.
Выбираем два дымососа марки ДН-24х2Ф ГМ. Характеристики вентилятора:
Производительность 300000;
11 Выбор дымовой трубы для ПВК
Расчет дымовой трубы заключается в правильном выборе ее конструкции и подсчете высоты обеспечивающей допустимую концентрацию вредных веществ в атмосфере.
Принимаем что пиковая водогрейная котельная работает на отдельную дымовую трубу. Расчет будем вести по суммарному выбросу сернистого ангидрида и окислов азота с учетом ПВК.
Расход топлива на ПВК:
где тепловая производительность котла;
низшая теплота сгорания топлива;
Расчетный расход топлива:
где механический недожег.
Суммарный расход топлива на ПВК:
Объемный расход дымовых газов из всех котлов:
Диаметр устья дымовой трубы D0 м определяется по формуле:
Где скорость газов в устье дымовой трубы; 19
Выбираем из стандартного ряда диаметров устья дымовой трубы ближайшее значение . 19
Значение принято верно.
Высота дымовой трубы Н м определяется по формуле 19:
где поправочный коэффициент учитывающий содержание примесей в дымовых газах (для газообразных примесей F = 1);19
А-коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы (для данного региона А= 200); 19
m и n – коэффициенты учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из трубы;19
ПДК – предельно допустимая концентрация какого-либо элемента в атмосфере мгм3;
CФ – фоновая концентрация вредных веществ обусловленная внешними источниками загазованности мгм3;
М – массовый выброс вредных веществ в атмосферу гс;19
- разность температур уходящих газов и атмосферного воздуха 0С.
Разность температур определяется формулой:
температура уходящих газов; 5
температура воздуха самого жаркого месяца в 13 часов дня.22
Фоновая концентрация СФ зависит от промышленной развитости района сооружения станции. Фоновая концентрация : СФ = 004 26
Проведем расчет только по выбросам диоксида азота ПДК по содержанию этого элемента в воздухе составляет 006 27
Массовый выброс диоксида азота определяется пол формуле:
где q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания топлива (при сжигании газообразного топлива q4 = 0 %);19
- поправочный коэффициент учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (для газообразного топлива при отсутствии содержания в нем N =09 );19
- коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок =1);19
- коэффициент учитывающий вид шлакоудаления ( = 1);19
- коэффициент характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку (=0);19
r – степень рециркуляции дымовых газов (r = 0 %);19
- коэффициент характеризующий снижение выброса оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок (=1);19
К – коэффициент характеризующий выход оксидов азота кгт.19
Где производительность котла.
Для того чтобы определить коэффициенты m и n необходимо знать высоту трубы. Поэтому расчет ведется методом последовательных приближений.
Задаемся высотой трубы
Коэффициент m определяется по формуле 19:
где безразмерный параметр который определяется по формуле 19:
Коэффициент n зависит от параметра который определяется по формуле:
Определяем высоту дымовой трубы:
Выбираем железобетонную конструкцию дымовой трубы высотой 120 метров с естественно-вентилируемым зазором.
Определяем максимально возможную приземную концентрацию диоксида азота по формуле 19:
где безразмерный коэффициент учитывающий рельеф местности (для ровной местности ); 19
Проверим соблюдения условий экологической безопасности по концентрации вредных веществ в атмосфере. Проверить можно с помощью двух формул:
Оба условия соблюдаются.
Таким образом сооружение дымовой трубы высотой 80 метров позволит обеспечить содержание диоксида азота в рамках ПДК.
Расстояние от дымовой трубы на котором достигается значение максимальной приземленной концентрации определим по формуле 19:
где безразмерный коэффициент определяемый по формуле 19:
12 Выбор дымовой трубы для энергетических котлов ТЭЦ
где скорость газов в устье дымовой трубы; 19
Выбираем из стандартного ряда диаметров устья дымовой трубы ближайшее значение .
Фоновая концентрация СФ зависит от промышленной развитости района сооружения станции. Фоновая концентрация для города Волгоград: СФ = 004 26
Проведем расчет только по выбросам диоксида азота ПДК по содержанию этого элемента в воздухе составляет 00627
где паропроизводительность котла.
Принимаем ближайшее к полученному значение высоты дымовой трубы из стандартного ряда метров. Выбираем железобетонную конструкцию дымовой трубы с естественно-вентилируемым зазором.
Таким образом сооружение дымовой трубы высотой 260 метров позволит обеспечить содержание диоксида азота в рамках ПДК.
Водоснабжение на ТЭЦ
1 Водоподготовка на ТЭЦ для подпитки котлов
Исходной является вода из Сенгилеевского водохранилища. Обработка воды осуществляется по схеме: ИК - М - Н1 - А1 - Н2 - Д - А2.
ИК - известкование воды совместно с коагуляцией среднекислым железом в осветлителе. В процессе известкования происходит снижение бикарбонатной щелочности воды также уменьшается жесткость солесодержание концентрация грубодисперсных примесей соединений железа и кремниевой кислоты. Под коагуляцией понимают физико-химический процесс слипания коллоидных частиц и образования грубодисперсной макрофазы с последующим ее выделением из воды.
М - механический фильтр. Предусмотрена подача воды на механические фильтры минуя осветлитель где происходит сложный процесс очистки воды от грубодисперсных примесей происходящий при течении воды через пористую среду.
Н1 - Н-катионитные фильтры 1 ступени. Предназначены для удаления из обрабатываемой воды всех катионов кальция магния натрия с заменой на катион водорода.
А1 - анионитные фильтры 1 ступени. Служат для удаления из Н - катионированной воды анионов сильных кислот (соляной азотной серной).
Н2 - Н - катионные фильтры 2 ступени. Предназначены для поглащения только проскоков Na+.
Д - декарбонизаторы. Необходимы для удаления свободной углекислоты из обрабатываемой воды. Работают на принципе десорбции в условиях противотока воды и воздуха подаваемого снизу специальным вентилятором.
А2 - анионитные фильтры 2 ступени. Предназначены для удаления анионов слабых кислот в основном кремниевой кислоты.
Затем обессоленная вода собирается в баки обессоленной воды и насосами подается в турбинный цех.
2 Водоподготовка для тепловых сетей
Обработка воды осуществляется по схеме: известкование совместно с коагуляцией сернокислым железом в осветлителе фильтрование на механических фильтрах умягчение воды Na-катионированием –
Подогретая сырая вода из главного корпуса поступает в осветлитель где предусмотрено известкование воды совместно с коагуляцией сернокислым железом (FeSO4*7H2O) при температуре 3010С.
Коагулированная вода из осветлителя поступает в баки откуда с помощью насосов коагулированной воды подается на механические фильтры. Осветленная на механических фильтрах вода поступает на Na-катионитные фильтры где происходит удаление из обрабатываемой воды всех катионов кальция магния с заменой на катион натрия.
Умягченная вода после катионитных фильтров собирается в баки химочищенной воды откуда насосами химочищенной воды подается в деаэратор подпитки теплосети.
3 Выбор системы водоснабжения
В качестве системы водоснабжения выбираем оборотную системы с градирнями. Такая система позволяет использовать техническую воду для нужд станции с наименьшими экологическими последствиями. Применение оборотной системы с градирнями позволяет получить менее глубокий вакуум чем например при прямоточной системе однако экологический эффект от оборотной системы значительно больше.
При данной тепловой нагрузке и доле промышленного отбора в ходе работы выбрано основное оборудование проектируемой станции. Рассчитана тепловая схема турбины Т-110120-130.
Так же в ходе работы было выбрано вспомогательное оборудование произведен расчет приземных концентраций вредных веществ выбор высоты трубы и градирен.
Рассмотрены вопросы выбора основного оборудования с технико-экономической точки зрения так же произведена оптимизация коэффициента теплофикации ТЭЦ с учетом климатических условий данного региона.
Григорьев К.А. Рундыгин Ю.А. Тринченко А.А. Технология сжигания органических топлив. Санкт-Петербург: Издательство Политехнического Университета 2006.-92с.:ил.
. Громогласов А. А. Копылов А. С. Пильщиков А. С. Водоподготовка: процессы и аппараты. - М.: Энергоатомиздат 1990. – 272 с.: ил.
Бойко Е.А. Тепловые электрические станции (паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие Е.А.Бойко К.В. Баженов П.А. Грачев. Красноярск: ИПЦ КГТУ 2006.-152 с.: ил.
Котельные установки и парогенераторы (конструктивные характеристики энергетических котельных агрегатов): Справочное пособие для курсового и дипломного проектирования студентов специальностей 1005 Тепловые электрические станции 1007 сост. Е.А.Бойко Т.И. Охорзина КГТУ. Красноярск 2003.-223 с.: ил.
Качан А. Д. Муковозчик Н. В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций (курсовое проектирование). – Мн.: Выш. Школа 1983. – 159 с.: ил
Ривкин С. Л. Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – М.: Энергия 1975. – 80 с.
Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей.- М.: “Энергия” 1975.
Каталог деэарационных колонок и баков запаса питательной воды.
Алхутов М.С. Трухний А. Д. Безгрешнов А. Н. и др; под общ. ред. Клименко А. В. Зорина В. М. Справочник по ТЭС и АЭС – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Издательство МЭИ 2003 – 648 с
Рихтер Л. А. Елизаров Д. П. Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 216 с.: ил.
А. Г. Батухтин Ю. В. Дорфман А. С. Стрельников И. Ю. Батухтина Технико-экономические основы проектирования ТЭС. Учебное пособие для вузов. Чита: ЗабГУ 2012-134с.
Строительная климатология СП 131.13330.2012
Засин. Л.В. Парогазовые и газотурбинные установки Санкт-Петербург: 2010-368с.
Расчет паровых котлов в примерах и задачах. Учебное пособие для вузов. А .Н. Безгрешнов Ю. М. Липов Б. М. Шлейфер. М. Энергоатомиздат 1991-240с.
Рис. Б.1 (принципиальная тепловая схема турбины Т-110120-13