| |||||
МЕНЮ
| Diplom po TECDiplom po TECСодержание Аннотация 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 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 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. Выбор единичной мощности турбин производят, исходя из заданной электрической и тепловой нагрузок, отдавая предпочтение агрегатом большей мощности. По заданным теплофикационным и производственным нагрузкам 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. [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 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]= 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 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 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 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 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 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 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 2.2.2 Расчет теплофикационной установки блока с турбоустановкой ПТ-80- 2.2.2.1 Суммарная нагрузка по горячей воде: [pic] (МВт) (2.2.2.1) [pic]12 + 48 + 0 = 60 (МВт) [pic]/?[pic] (МВт) (2.2.2.2) [pic] 60/0,5 = 120 (МВт) [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) [pic]= 0,005.[pic] (т/ч) (2.2.2.4) [pic]= 0,005.1288,78 = 6,44 (т/ч) [pic]= 3,6.[pic]/10[pic].[pic].( [pic]) [pic] = 65 [pic]С [pic]= 3,6.12/10[pic].4,19.(65 - 5) = 171,84 [pic] = [pic]+ [pic] (т/ч) (2.2.2.6) [pic]= 171,84 + 6,44 = 178,28 (т/ч) [pic]= 10[pic].[pic].[pic]. ( [pic])/3,6 (2.2.2.8) [pic]= (150 + 70)/2 = 110 ([pic]С) [pic]= 10[pic].6,44.4,19(110 – 5)/3,6 = 0,79 [pic]= 10[pic].[pic].[pic]. ( [pic])/3,6 [pic]= 10[pic].178,28.4,19(40 – 5)/3,6 = 7,26 [pic] (МВт) (2.2.2.10) [pic]120 + 0,79 – 7,26 = 113,53 (МВт) [pic] (МВт) (2.2.2.11) [pic]113,53 – 0 – 48 = 65,53 (МВт) 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) [pic]= [pic].[pic]. ([pic])/([pic][pic].[pic]).? ? = 0,98 – к.п.д. теплосети. [pic]= 178,28.4,19(40 – 28)/(2636,8 – 4,19.28).0,98 = 3,63 [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). 2.2.4 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] = 0,83.0,85.0,7 = 0,49 (%) ?[pic]= ?[pic]/ ?[pic]. ?[pic]= 0,49/0,98.0,99 = 0,51 (%) [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] [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) [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) [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) [pic] = [pic] + [pic] + [pic] (кДж/кг) (2.2.4.19) [pic] = 513,85 + 406,66 + 304,03 = 1224,54 (кДж/кг) 2.2.5 Материальный тепловой баланс пара и питательной воды 2.2.5.1 Материальный тепловой баланс по пару: ?[pic] = 1 + ?[pic] + ?[pic] + ?[pic] = 1 + 0,01 + 0,01 + 0,004 = 1,024 ?[pic] = ?[pic] + ?[pic] (2.2.5.2) где ?[pic] = 0,01 ?[pic] = 1,024 + 0,01 = 1,034 2.2.6 Сводная таблица параметров пара и воды | | | | | Страницы: 1, 2 |
ИНТЕРЕСНОЕ | |||
|