Файл: Реферат Содержание Характеристика района размещения проектируемой станции 9.docx
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 671
Скачиваний: 4
СОДЕРЖАНИЕ
1.Выбор основного оборудования ТЭЦ
1.1. Характеристика района размещения проектируемой станции
1.4. Технико-экономическое обоснование выбора основного оборудования
2.Расчет тепловой схемы турбины ПТ – 140/165 – 130/15-3М
2.2.2. Предварительная оценка расхода пара на турбину
2.2.3. Расчет сепараторов непрерывной продувки
2.2.4. Расчет регенеративной схемы
2.2.5. Технико-экономические показатели
2.3.1. Расчет сетевой подогревательной установки
2.3.2. Предварительная оценка расхода пара на турбину
2.3.3. Расчет сепараторов непрерывной продувки
2.3.4. Расчет регенеративной схемы
2.3.5. Технико-экономические показатели
2. 4. Сводная таблица расчетов тепловой схемы турбоустановки ПТ-140/165–130/15
3. Выбор вспомогательного оборудования станции
3.1. Выбор питательных насосов
3.2. Выбор деаэраторов питательной воды
3.3 Выбор насосов системы теплофикации
3.3.2 Выбор дренажных насосов сетевых подогревателей
3.4. Выбор конденсатных насосов
3.5. Выбор дренажных насосов ПНД
3.6. Выбор редукционно-охладительной установки
3.7. Выбор воздуходувных машин
3.7.1 Выбор дутьевого вентилятора
3.9. Топливное хозяйство и система пылеприготовления
3.9.2. Размораживающее устройство
3.9.5 Выбор бункеров сырого угля
3.10. Выбор и расчет шлакоудаления
3. 11. Выбор системы водоснабжения
3.12.2. Водоподготовка для подпитки тепловых сетей
4. Экономическая часть дипломного проекта
4. 1.Расчёт капиталовложений и динамика их освоения по годам инвестиционного периода
4. 2. Расчет показателей работы проектируемой ТЭЦ
4. 3. Расчет производственных издержек
4.4. Определение себестоимости электрической и тепловой энергии, отпускаемых с шин и коллекторов ТЭЦ
6. Выбор и описание генерального плана
7. Автоматическое регулирование
7.2. Автоматические защиты барабанных паровых котлов
7.3. Автоматические защиты турбогенератора и вспомогательных установок
8. Безопасность и экологичность
8.1 Безопасность жизнедеятельности
8.2. Опасные и вредные производственные факторы
8.3. Расчет освещения ремонтно-механического цеха
8.4. Определение уровня звука в расчетной точке турбинного цеха
8.5. Безопасность технологических процессов
9. Специальный вопрос. Способы утилизации теплоты вентиляционного воздуха дымовых труб ТЭС
Принимаем:
- расход пара на собственные нужды котельного отделения αсн=2%;
- коэффициент продувки парогенератора αпр=1,5%;
- внутристанционные потери пара и конденсата αут=1,6%.
Производительность парогенератора:
= + =(1+ ) ; (113)
=(1+0,02)* 221,175= 225,598 кг/с.
- расход пара на собственные нужды котельного отделения, определяется как:
= ; (114)
=0,02*221,175= 4,423 кг/с.
Расход питательной воды:
= + =(1+ ) ; (115)
кг/с.
Расход продувочной воды:
(116)
кг/с.
Выпар из первой ступени сепаратора:
= ; (117)
где =1563 кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при pб = Рк+ΔРпп=13,8+1,2=15 МПа,
где Рк – давление на выходе из котла,
ΔРпп =1,2– потери давления в пароперегревателе;
=645 кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из 1 ступени сепаратора
;
r1=2088,2 кДж/кг – теплота парообразования при давлении =1,2 МПа.
= =1,487 кг/с.
Выпар из второй ступени сепаратора:
= ; (118)
где = - ; (119)
= 3,383– 1,487= 1,896 кг/с;
r2=2069,7 кДж/кг – теплота парообразования при давлении = 0,0683 МПа.
= =0,237 кг/с.
Количество воды, сливаемой в техническую канализацию ( = 60 С):
= -( + ); (120)
= 3,383 – (1,487+ 0,237) = 1,658 кг/с.
Принимаем потери на производстве 40% от расхода пара в промышленный отбор. Тогда расход химически очищенной воды:
= = + + + = + + +0,40 Dп; (121)
= 1,658+0,016*228,982+4,423+82,256*0,40=42,648 кг/с.
Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки:
= + ; (122)
- при tхов=250С;
- при tсл=600C ;
=104,84+ =110,062 кДж/кг.
Определяем повышение энтальпии в питательном насосе:
Температура питательной воды на выходе из деаэратора (при Рд=1,2МПа):
tд=158,20C, iд=697.13 кДж/кг.
Повышение энтальпии в питательном насосе:
(123)
ΔРпв =Рн-Рд– напор, развиваемый насосом;
Рн=Рб+ ΔРвэ+ ΔРрпк+ ΔРпвд+ ΔРтр;
Рб=Рк+ ΔРпп=13,8+1,2=15 МПа;
ΔРпп =1,2 МПа – потери давления в пароперегревателе,
ΔРвэ=0,5 МПа – сопротивление экономайзера,
ΔРрпк=0,1 МПа – сопротивление регулирующего клапана питания котла,
ΔРпвд=1 МПа – суммарное гидравлическое сопротивление ПВД,
ΔРтр=0,25 МПа – сопротивление трубопроводов от насоса до экономайзера котла,
Рн=15+0,1+0,5+1+0,25=16,85 МПа;
ΔРпв =16,85 -0,59=16,26 МПа.
при и tд=1580С;
ηпн =0,8 – КПД питательного насоса.
Повышение энтальпии:
.
Энтальпия питательной воды после питательного насоса:
iпв=697,13+22,235=719,365 кДж/кг.
Определение расхода пара на ПВД1:
D1= ; (124)
iПВ1 – энтальпия воды на выходе из ПВД1, кДж/кг;
iпв2 - энтальпия воды на выходе из ПВД2 (на входе в ПВД1), кДж/кг;
iОТБ1 – энтальпия греющего пара 1-го отбора, кДж/кг;
ilОТБ1 – энтальпия дренажа греющего пара, кДж/кг.
D1= = 13,458 кг/с.
Определение расхода пара на ПВД2:
; (125)
D2= =12,099 кг/с.
Определение расхода пара на ПВД3:
D3 = ; (126)
D3= ;
D3=10,737 кг/с.
-
Удельный расход пара на турбину:
(146)
.
-
Удельный расход тепла на турбину
; (147)
кДж/кВт ч.
-
Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:
, (148)
где QПР=DПР(iПР - iОК)=82,256*(2995-419.1) = 211885,8 кВт;
кДж/кВт*ч.
-
Абсолютный внутренний КПД
; (149)
-
Абсолютный электрический КПД
; (150)
-
Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии:
; (151)
кг/кВт ч
7. Удельный расход условного топлива на выработку тепла для внешнего потребителя:
; (152)
142,86 – удельный расход топлива на выработку тепловой энергии для данной установки, кг у.т./Гкал,
- КПД котельной установки; =0,91,
- КПД транспорта теплоты; = 0,98,
- КПД сетевого подогревателя, =0,98,
кг/Гкал.