Файл: Реферат Содержание Характеристика района размещения проектируемой станции 9.docx

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 26.10.2023

Просмотров: 671

Скачиваний: 4

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.Выбор основного оборудования ТЭЦ

1.1. Характеристика района размещения проектируемой станции

1.2. Выбор оптимального коэффициента теплофикации ТЭЦ. Построение температурного графика тепловой сети [5]

1.4. Технико-экономическое обоснование выбора основного оборудования

2.Расчет тепловой схемы турбины ПТ – 140/165 – 130/15-3М

2.1. Расчет принципиальной тепловой схемы турбины ПТ-140/165–130/15. Режим 1-максимум отопительной нагрузки

2.2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбины ПТ-140/165–130/15. Режим 2 – средняя тепловая нагрузка отопительного периода

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. Расчет принципиальной тепловой схемы турбины ПТ-140/165–130/15. Режим 3 – летняя тепловая нагрузка ГВС

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

3.3.1 Выбор сетевых насосов

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

3.7.2. Выбор дымососа

3.8. Выбор электрофильтра

3.9. Топливное хозяйство и система пылеприготовления

3.9.1 Топливный склад

3.9.2. Размораживающее устройство

3.9.3. Вагоноопрокидыватели

3.9.4. Выбор мельниц

3.9.5 Выбор бункеров сырого угля

3.10. Выбор и расчет шлакоудаления

3. 11. Выбор системы водоснабжения

3. 11. 1. Выбор градирен

3.12. Водоподготовка

3.12.2. Водоподготовка для подпитки тепловых сетей

3. 13. Выбор дымовой трубы

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

4.5. Расчет тарифов на тепловую и электроэнергию При определении условного тарифа на продукцию энергетического предприятия можно воспользоваться методом «средних издержек плюс прибыль». Этот метод заключается в установлении цены на товар, исходя из стоимости товара и прибыли, которая устанавливается в процентах по отношению к себестоимости, т.е. для энергетического предприятия расчетный тариф на электроэнергию определится: , (338) где – себестоимость 1 кВт·ч полезно отпущенной с шин станции электрической энергии. – планируемая рентабельность предприятия, рассчитывается как отношение прибыли к себестоимости. Она должна обеспечивать нормальное функционирование предприятия. Учитывая, что цены на энергию являются регулируемыми, ФСТ (РСТ) обычно закладывают в тариф энергетического предприятия рентабельность на уровне

6. Выбор и описание генерального плана

7. Автоматическое регулирование

7.1. Общие сведения

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

8.6. Экология

9. Специальный вопрос. Способы утилизации теплоты вентиляционного воздуха дымовых труб ТЭС

Заключение

Литература

Приложение А

.

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)

ΔРпвнд– напор, развиваемый насосом;

Рнб+ ΔРвэ+ ΔРрпк+ ΔРпвд+ ΔРтр;

Рбк+ 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.

  1. Удельный расход пара на турбину:

(146)

.

  1. Удельный расход тепла на турбину

; (147)

кДж/кВт ч.

  1. Удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

, (148)

где QПР=DПР(iПР - iОК)=82,256*(2995-419.1) = 211885,8 кВт;

кДж/кВт*ч.

  1. Абсолютный внутренний КПД

; (149)



  1. Абсолютный электрический КПД

; (150)



  1. 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.