Содержание
Аннотация
1. Выбор основного оборудования и описание принятой компоновки станции
2. Принципиальная тепловая схема блока и расчет ее на заданный режим
3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы блока
4. Определение потребностей станции в технической воде, выбор циркуляционных и подпиточных насосов
5. Определение часового расхода топлива энергетического котла
6. Топливное хозяйство станции
7. Расчет и выбор тягодутьевого оборудования
8. Расчет и выбор дымовой трубы
9. Мероприятия по технике безопасности и противопожарной безопасности на станции
10. Охрана окружающей среды на ТЭС
11. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост
12. Определение технико-экономических показателей станции
13. Литература
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
10. Охрана окружающей среды на ТЭС
11. Переоблопачивание лопатками, имеющими вильчатый хвост
12. Определение технико – экономических показателей станций
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 КОМПОНОВКИ СТАНЦИИ
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. При отопительной и производственной нагрузках на ТЭЦ могут устанавливаться турбины типа ПТ или совместно турбины указанных типов Т, ПТ, Р. Перечисленные типы турбин изготавливаются согласно ГОСТу 3618-82.
Выбор единичной мощности турбин производят, исходя из заданной электрической и тепловой нагрузок, отдавая предпочтение агрегатом большей мощности.
По заданным теплофикационным и производственным нагрузкам Казанской ТЭЦ-3 необходима установка турбины типа ПТ-80-130.
Турбина ПТ-80-130 рассчитана для работы со свежим паром с параметрами: давление свежего пара – 13 МПа, температура свежего пара – 540
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.
1.1.2.1 Паропроизводительность энергетического котла определяется по формуле:
= 
.(1 + α + β) (т/ч) (1.1.2.1)
где 
= 386,83 т/ч – максимальный расход пара на турбину;
α = 0,03 – запас по производительности;
β = 0,02 – расход на собственные нужды блока.
= 386,83.(1 + 0,03 + 0,02) = 406,17 (т/ч)
По параметрам пара турбины и виду топлива может быть установлен котел типа Е-420-13,8-560-ГМН на начальные параметры пара 
= 13,8 МПа, 
= 560 С, эта модель предназначена для работы на газе и мазуте. Технические характеристики: компоновка П-образная, воздухоподогреватель – РВП, ширина – 18,4 м, глубина – 14,5 м, высота – 32,4 м, температура питательной воды – 230 
, температура уходящих газов – 109/147 , КПД – 94/93 %.
1.1.3 Выбор водогрейных котлов
Выбор производится по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение:
= 65,53 (МВт)
Количество водогрейных котлов:
= 
(шт.)
= 
= 0,66 
1 (шт.)
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 ПТ-80-130. В данной компоновке использовано поперечное размещение турбоагрегатов. В нижней части, которое называется конденсатным отделением, располагается вспомогательное оборудование: конденсатор турбины, подогреватели низкого и высокого давления, сетевые подогреватели, питательные насосы, конденсатные и циркуляционные насосы, и все основные трубопроводы. Под перекрытиями машинного зала, на уровне 28 метров, установлен мостовой кран. Ширина машинного зала 39000 мм.
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 РУСН. Ширина промежуточного отделения 1200 мм.
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 ЕЁ НА ЗАДАННЫЙ РЕЖИМ
2.1 Описание тепловой схемы
Пар из парового котла с параметрами 
МПа, 
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 ЦСД пар поступает в группу подогревателей низкого давления (ПНД4, ПНД3, ПНД2), а также из отбора 5 и 6 часть пара поступает в сетевые подогреватели ПСГ–2 и ПСГ–1, в которых он нагревает сетевую воду движущуюся через ПСГ-1 и ПСГ-2, за счет напора создаваемого сетевым насосом первого подъема. Далее сетевая вода движется через сетевой насос второго подъема в пиковый водогрейный котел.
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 ПНД4 вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2.
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: 
МПа
С
4. Параметры питательной воды: 
МПа
С
5. Давление пара в отборах турбины (МПа):
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
| 4,0 | 2,35 | 1,25 | 0,2 | 0,15 | 0,08 | 0,04 | 0,003 | 0,59 |
6. Расход пара в отборах турбины (т/ч):
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
 |
| 26 | 32 | 10 | 28 | 10 | 7 | 4 | 18 |
7. Температура сырой воды: 
С
8. Температурный график теплосети: 150 С – 70 С
9. КПД цилиндров турбины: η
= 0,83
η
= 0,85
η
= 0,7
10. Тепловая нагрузка потребителей:
по горячей воде 
12 МВт
48 МВт
0 МВт
по пару 
80 т/ч
11. Коэффициент теплофикации: α
= 0,5
2.2.2 Расчет теплофикационной установки блока с турбоустановкой ПТ-80-130
2.2.2.1 Суммарная нагрузка по горячей воде:
(МВт) (2.2.2.1)
12 + 48 + 0 = 60 (МВт)
2.2.2.2 Максимальная нагрузка по горячей воде (отопительная):
/α
(МВт) (2.2.2.2)
60/0,5 = 120 (МВт)
2.2.2.3 Расход сетевой воды:
= ( 3600.
)/
( 
) (т/ч) (2.2.2.3)
где = 4,19 кДж/кг – теплоемкость воды.
= (3600.120)/4,19.(150 - 70) = 1288,78 (т/ч)
2.2.2.4 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 %
от , т.е.
= 0,005. (т/ч) (2.2.2.4)
= 0,005.1288,78 = 6,44 (т/ч)
2.2.2.5 Расход воды на горячее водоснабжение:
= 3,6.
/10
..( 
) (т/ч) (2.2.2.5)
где 
принимается на 5 С ниже чем 
:
= 65 С
= 3,6.12/10.4,19.(65 - 5) = 171,84 (т/ч)
2.2.2.6 Расход подпиточной воды:
= + (т/ч) (2.2.2.6)
= 171,84 + 6,44 = 178,28 (т/ч)
2.2.2.7 Температура подпиточной воды: определяется по давлению
пара в вакуумном деаэраторе 
= 40 С
2.2.2.8 Теплота с утечкой:
= 10... ( 
)/3,6 (МВт) (2.2.2.7)
где 
= ( )/2 (С) (2.2.2.8)
= (150 + 70)/2 = 110 (С)
= 10.6,44.4,19(110 – 5)/3,6 = 0,79 (МВт)
2.2.2.9 Тепло вносимое с подпиточной водой:
= 10... ( 
)/3,6 (МВт) (2.2.2.9)
= 10.178,28.4,19(40 – 5)/3,6 = 7,26 (МВт)
2.2.2.10 Тепловая нагрузка сетевой подогревательной установки:
(МВт) (2.2.2.10)
120 + 0,79 – 7,26 = 113,53 (МВт)
2.2.2.11 Теплофикационная нагрузка пиковых водогрейных котлов:
(МВт) (2.2.2.11)
113,53 – 0 – 48 = 65,53 (МВт)
2.2.2.12 Расход пара на основные сетевые подогреватели:
1. Расход пара на верхний сетевой подогреватель
= 0 (т/ч) (2.2.2.12)
2. Расход на нижний сетевой подогреватель
= 3600(
)/(
).η
(т/ч) (2.2.2.13)
= 3600(48 + 12)/(2666 – 391,72) .0,98 = 96,91 (т/ч)
2.2.2.13 Расход пара на деаэратор подпитки теплосети:
= .. (
)/(
.
).η
(т/ч) (2.2.2.14)
где = 28 
С – температура химочищенной воды;
η = 0,98 – к.п.д. теплосети.
= 178,28.4,19(40 – 28)/(2636,8 – 4,19.28).0,98 = 3,63 (т/ч)
2.2.2.14 Расход химочищенной воды на
29-04-2015, 03:59