Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
По заданию дано 4 котла с производительностью D=320т/ч, P=13,8 МПа Т=560°С. Этим параметрам соответствует котел Е-320-13,8-560 ГМ (БКЗ-320-140ГМ).
Котлы Е-320-13,8-560 ГМ (БКЗ-320-140ГМ) предназначены для работы на мазуте и природном газе (резервное топливо –мазут) с турбиной ПТ-80/100-130 и Т-185/220-12.8-2
Технические характеристики ПТ-80/100-130
Мощность номинальная / максимальная, МВт 80/100
Абсолютное давление пара перед стопорным клапаном, МПа 12,8
Температура свежего пара, °С 560
Абсолютное давление пара регулируемого производственного
отбора, МПа 1,28 ± 0,29
Абсолютное давление пара регулируемого верхнего теплофикационного
отбора, МПа 0,49 ±0,25
Абсолютное давление пара регулируемого нижнего теплофикационного
отбора, МПа 0,29-0,098
Максимальный расход пара через клапан автоматического затвора, т/ч 470
Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3 8000
Номинальная температура охлаждающей воды, °С 20
Технические характеристики Т-185/220-12,8-2
Мощность номинальная/максимальная, МВт 192/226
Абсолютное давление пара перед стопорным клапаном, МПа 12,8
Температура свежего пара, °С 540
Номинальный расход свежего пара, т/ч 670
Максимальная производительность теплофикационного отбора, ГДж/ч 1210
Абсолютное давление в верхнем теплофикационном отборе, МПа 0,06-0,2
Абсолютное давление в нижнем теплофикационном отборе, МПа 0,05-0,15
Максимальный отбор пара на производственные нужды, т/ч 130
Максимальное давление в производственном отборе, МПа 2,7
Номинальная температура охлаждающей воды, °С 20
Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч 22000
Технические характеристики Е-320-13,8-560ГМ (БКЗ-320-13,8-ГМ).
Номинальная паропроизводительность, т/ч 320
Давление пара на выходе из котла, МПа (кгс/см2) 13,8 (140)
Температура перегретого пара, °С 560
КПД (брутто), % 93,68
Удельные выбросы оксидов азота (NOx) за котлом, мг/нм3 125/290
Ширина по осям колонн, м 13,3
Глубина по осям колонн, м 16,3
Высшая отметка котла, м +27,4
Исходя из этих данных будем выбирать турбину. На электростанциях с поперечными связями в случае выхода из работы одного энергетического котла оставшиеся в работе энергетические котлы и все установленные пиковые водогрейные и паровые котлы низкого давления должны обеспечивать максимально длительный отпуск пара на производство и отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70 % от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха. При этом для электростанций с поперечными связями, входящих в состав энергосистем, допускается снижение электрической мощности на величину мощности самого крупного турбоагрегата ТЭЦ.
Производительность котлов будет равна:
Исходя из этого выбирается тип турбины:
ПТ-80/100-130, D= 130,56 кг/с в количестве 1 штуки,
Т-185/220-12,8-2, D=186,11 кг/с в количестве 1 штуки.
Суммарный расход пара на все турбины будет равен:
∑D=130,56+186,11=316,67кг/с
1.1 Составление принципиальной схемы ТЭС
На ТЭЦ без промежуточного перегрева пара применяются как блочные схемы, так и с поперечными связями по пару и воде. При схеме с поперечными связями необходимо предусматривать возможность вывода основного оборудования на блочную работу по схеме «котел(два котла) – одна турбина».
Паропроизводительность котельных агрегатов, устанавливаемых в блоке с турбоагрегатами, выбираются по максимальному пропуску острого пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3 %. Паропроизводительность и число котельных агрегатов,
устанавливаемых на ТЭС с поперечными связями, выбираются по максимальному расходу пара турбинным цехом с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3 %.
Рис. 1 – Принципиальная схема ТЭС
1.2 Схема топливоприготовления (мазут).
Рис 2 – Схема подачи топлива (газа)
1 – измеритель расхода топлива; 2 – измеритель давления топлива; 3 – фильтр; 4 – быстродействующий клапан; 5 – регулятор давления топлива; 6 – предохранительный клапан
Газ поступает в газорегуляторный пункт, где проходит фильтрацию, затем его давление снижается в центральной магистрали (5-7,5 МПа), из которой получает газ электростанция, до необходимого давления в газопроводах котельного отделения (0,15-0,2 МПа) в дроссельных регуляторах давления. За регулятором устанавливают предохранительные клапаны, сбрасывающие при избытке давления часть газа в атмосферу. Во избежание прекращения подачи газа на станцию при выходе из строя регулятора основная магистраль имеет вторую (байпасную) с тем же набором аппаратуры.
Из-за высокой взрывоопасности смеси газа с воздухом газоотводы к каждому котлу оснащены быстродействующими клапанами, мгновенно отсекающими подачу газа в аварийной ситуации, а также продувочными линиями («свечами»), позволяющими удалить газ из газопровода при его отключении и, наоборот, воздух при его вводе в работу.
1.3 Определение ёмкости топливного склада
Определим часовой расход пара исходя из номинальной паропроизводительности:
Определяем расход условного топлива на котлы:
,
,
.
Определяем расход газа на котлы:
,
Определяем расход газа при рабочих условиях, исходя из того, что рабочее давление равно 1,2 ати, tгаза=20°С:
.
Определим количество резервуаров для резервного топлива. Суточный расход мазута станции:
С учетом запаса мазута на 10 суток:
.
Выбираем один резервуар емкостью 10000 тонн и два резервуара емкостью по 5000 тонн.
1.4 Выбор сортамента трубопроводов к котельному цеху для газа
Скорость пара в паропроводах высокого давления от котлов и к турбинам
рекомендуется выбирать в диапазоне 40–60 м/с. Первоначально рассчитывается внутренний диаметр трубопровода по заданной скорости среды. Указанная величина округляется до ближайшего условного диаметра. По условному диаметру выбирается в зависимости от параметров пара марка стали трубопровода и его размер.
где Dвн – внутренний диметр трубопровода, м;
Bгаз2 – расход газа при рабочих условиях, м3/с
w – скорость рабочего тела, м/с.
Принимаем скорость газа в трубопроводах 40 м/с.
Определение внутреннего диаметра газопроводов:
здесь 3600 – количество секунд в одном часе служит для
перевода часовых расходов среды в секундные.
Для данных параметров газа применяются газопроводы из стали 17ГС. Выбираем единый сортамент труб для всех газопроводов 27×2,5 сталь 17ГС для р≤1,6МПа.
1.5 Расчет производительности деаэраторов высокого давления и минимальному запасу питательной воды в баках.
Суммарная производительность деаэраторов выбирается по максимальному
расходу питательной воды на котлы. При блочной схеме, как правило, устанавливается один деаэратор на каждый блок. Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечить работу электростанций с поперечными связями не менее 7 минут.
Расход питательной воды:
Dпв=4∙320=1280т/ч,
С учетом непрерывной продувки (αпр=1,1%), получаем суммарный расход питательной воды:
ΣDпв=1280+0,011*1280=1294т/ч.
Выбираем одну деаэрационную колонку КДП-1000 и одну – КДП-500
Определяем минимально необходимый запас воды в деаэраторных баках:
Выбираем деаэраторные баки БДП-100 и БДП-65, суммарной емкостью 165т/ч. По справочнику выбираем деаэраторы ДП-1000/100 и ДП-500/65.
1.6 Расчет сортаментов трубопроводов пара и воды РОУ.
Исходные данные:
Производительность по редуцируемому пару: 140 т/час
Параметры острого пара : Р=13,8 МПа Т=560°С
Параметры пара за РОУ : Р=1,4 МПа Т=320°С
Параметры воды на впрыск: Р=6 МПа Т=155°С
Схема РОУ:
Р=6 МПа D=140 т/ч
Т=155С Р=1,4 МПа
Р=13,8 МПа Т=560С Т=320С
Расход пара за РОУ:
Dр=Dп+Dвп,
Dвп=Dp-Dп.
Таким образом, расход пара через РОУ:
Отсюда, Dвп=140-120=20т/ч.
Определяем внутренний диаметр трубопроводов:
Исходя из Dу=150мм и P≤14МПа и t≥560 оС выбираем трубопровод 219×32 из Стали 15Х1МФ
Определяем диаметр трубопровода по редуцируемому пару, исходя из параметров пара после РОУ и скорости в 60м/с:
Исходя из Dу=400мм и P≤2,2МПа и t≤425 оС выбираем трубопровод 426х9 из Стали 20.
Определяем диаметр трубопровода впрыска:
Исходя из Dу=51мм и P≤24МПа и t<250 оС выбираем трубопровод 51х6 из Стали 15ГС.
ун-т; Сост. А. А. Пискунов. – Уфа, 2010. – 43 с.
НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2003 592 стр.
Содержание
1. Выбор котлоагрегатов и турбогенераторов………………………………..4
1.1 Составление принципиальной схемы ТЭЦ…………………………….5
1.2 Составление схемы подачи топлива……………………………………7
1.3 Определение емкости топливного склада……………………………...8
1.4 Определение сортаментов трубопровода к котельному цеху для газа8
1.5 Определение производительности деаэраторов высокого давления и
минимального запаса питательной воды в баках……………………...9
1.6 Определение сортаментов трубопроводов пара и воды РОУ……….10
2. Список используемой литературы………………………………………...12
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
2
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
6
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
зм.
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
7
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
11
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
8
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
10
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
9
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ
4
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
1103.1.ТЭС512.010.ПЗ