Выбор типа и количества турбин и котлов. Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов. Определение выбросов ТЭЦ в атмосферу, расчет и выбор дымовой трубы.
При низкой оригинальности работы "Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Энергетика является одной из базовых отраслей экономики любой страны. В настоящее время трудно представить себе жизнь без электричества. Началом развития энергетики в России явился план «ГОЭЛРО». Минимальные мощности и скромные нагрузки сменяли все укрупняющиеся ТЭЦ, ГЭС, ГРЭС, АЭС. Рост выработки электрической и тепловой энергии обуславливается не только внедрением новых технологий и новых мощностей, но и надежной и бесперебойной работой действующего оборудования.
В 80-е годы в энергетике России начали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии. С 90-х годов, в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии начал существенно снижаться, в то же время процесс обновления практически остановился. Нагрузка в те годы равнялась 160 тыс. МВТ. В 1997 году она упала до 130 тыс. МВТ. И только сейчас страна выходит на объем потребления 90-х годов.
На сегодняшний день потребление электроэнергии составляет 153 тыс.МВТ, а в некоторых регионах ее объем превысил максимум на десятки процентов. Это заставило повернуться к энергетике лицом и принимать безотлагательные меры к ее оздоровлению.
7 июня 2006 года состоялось заседание Правительства по реформе энергетики. Определена стратегия развития отрасли на пять лет вперед. РАО «ЕЭС» определяет ее одним словом - инвестиции. Финансовый объем программы инвестиций в отрасль - 2 трлн. 400 млрд. рублей, ее принятие означает мощный рывок в развитии электроэнергетики - по сути, это перевод базы отрасли на самые современные технологические принципы. Пятилетняя инвестиционная программа задает объем ввода в 2010 году по сравнению с 2005 годом. Три основные направления реформы, поддержанные Правительством: либерализация рынка энергии, привлечение частных инвестиций, государственная поддержка конкурентной монопольной части энергетики.
Основой энергетики России были и остаются тепловые станции. Они будут обеспечивать около 70 % всей электроэнергии в стране. Тепловыми станциями отпускается более 34 % всего тепла системы централизованного теплоснабжения.
Отсутствие в течение длительного периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности суточного и недельного электропотребления требуют уже в настоящее время масштабного привлечения действующих энергоблоков мощностью 150 - 1200 МВТ с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем.
Проектируемая ТЭЦ установленной мощностью 160 МВТ. будет расположена в Омской области за санитарной зоной и предназначена для обеспечения электропотребности предприятий Омской области и отпуска тепла в виде горячей воды на отопление и горячее водоснабжение.
Система горячего водоснабжения - закрытая. Основное оборудование станции - турбины типа ПТ-80/100-12,8-1,3 в блоке котлами Е-500-13,8-560 ГМН. На станции устанавливаются два - блока. Для работы в пиковом режиме предусмотрена установка двух водогрейных котлов КВ-ГМ-100-150.
Исходной водой для ТЭЦ служит вода поверхностного источника р. Иртыш. В качестве основного топлива будем использовать природный газ. Для обеспечения бесперебойного снабжения станции топливом проектируем подъездные железнодорожные пути. Мазут марки М100 поставляется в цистернах по железной дороге и служит в качестве растопочного топлива для котлов. Для рассеивания дымовых газов устанавливается дымовая труба.
1 Выбор основного оборудования станции
1.1 Выбор типа и количества турбин турбина котел электростанция
По заданным тепловым нагрузкам ТЭЦ необходима установка турбин типа ПТ. Значениям номинальной (установленной) электрической мощности ТЭЦ и требуемому давлению пара на производство соответствуют две турбины типа ПТ-80/100-12,8-1,3 Турбина ПТ-80/100-12,8-1,3 рассчитана для работы свежим паром с параметрами = 12,75 МПА, = 555?C.
Максимальный расход пара при номинальных параметрах пара - 470 т/ч. Номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВТ: производственный отбор 185 т/ч при давлении 1,275 МПА, суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч (68 Гкал/ч = 285 ГДЖ/ч) при давлениях в верхнем отборе 1 кгс/см2 (0,098 МПА) и в нижнем отборе 0,35 кгс/см2 (0,034 МПА).
Суммарное значение номинального производственного отбора двух турбин т/ч, (1) что больше заданной нагрузки в паре 1,3 МПА - 300 т/ч.
Отопительные отборы турбин должны покрывать около половины расчетной суммарной нагрузки отоплений и горячего водоснабжения: = ГДЖ/ч, (2)
Доля отопительных отборов в обеспечении суммарной расчетной нагрузки отопления и горячего водоснабжения ТЭЦ составляет:
Вывод: турбины типа ПТ-80/100-12,8/1,3 в количестве двух штук пригодны для установки на проектируемой станции.
Введение
Энергетика является одной из базовых отраслей экономики любой страны. В настоящее время трудно представить себе жизнь без электричества. Началом развития энергетики в России явился план «ГОЭЛРО». Минимальные мощности и скромные нагрузки сменяли все укрупняющиеся ТЭЦ, ГЭС, ГРЭС, АЭС. Рост выработки электрической и тепловой энергии обуславливается не только внедрением новых технологий и новых мощностей, но и надежной и бесперебойной работой действующего оборудования.
В 80-е годы в энергетике России начали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии. С 90-х годов, в период общеэкономического кризиса в России, объем потребления электроэнергии начал существенно снижаться, в то же время процесс обновления практически остановился. Нагрузка в те годы равнялась 160 тыс. МВТ. В 1997 году она упала до 130 тыс. МВТ. И только сейчас страна выходит на объем потребления 90-х годов.
На сегодняшний день потребление электроэнергии составляет 153 тыс.МВТ, а в некоторых регионах ее объем превысил максимум на десятки процентов. Это заставило повернуться к энергетике лицом и принимать безотлагательные меры к ее оздоровлению.
7 июня 2006 года состоялось заседание Правительства по реформе энергетики. Определена стратегия развития отрасли на пять лет вперед. РАО «ЕЭС» определяет ее одним словом - инвестиции. Финансовый объем программы инвестиций в отрасль - 2 трлн. 400 млрд. рублей, ее принятие означает мощный рывок в развитии электроэнергетики - по сути, это перевод базы отрасли на самые современные технологические принципы. Пятилетняя инвестиционная программа задает объем ввода в 2010 году по сравнению с 2005 годом. Три основные направления реформы, поддержанные Правительством: либерализация рынка энергии, привлечение частных инвестиций, государственная поддержка конкурентной монопольной части энергетики.
Основой энергетики России были и остаются тепловые станции. Они будут обеспечивать около 70 % всей электроэнергии в стране. Тепловыми станциями отпускается более 34 % всего тепла системы централизованного теплоснабжения.
Отсутствие в течение длительного периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности суточного и недельного электропотребления требуют уже в настоящее время масштабного привлечения действующих энергоблоков мощностью 150 - 1200 МВТ с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем.
Проектируемая ТЭЦ установленной мощностью 160 МВТ. будет расположена в Омской области за санитарной зоной и предназначена для обеспечения электропотребности предприятий Омской области и отпуска тепла в виде горячей воды на отопление и горячее водоснабжение.
Система горячего водоснабжения - закрытая. Основное оборудование станции - турбины типа ПТ-80/100-12,8-1,3 в блоке котлами Е-500-13,8-560 ГМН. На станции устанавливаются два - блока. Для работы в пиковом режиме предусмотрена установка двух водогрейных котлов КВ-ГМ-100-150.
Исходной водой для ТЭЦ служит вода поверхностного источника р. Иртыш. В качестве основного топлива будем использовать природный газ. Для обеспечения бесперебойного снабжения станции топливом проектируем подъездные железнодорожные пути. Мазут марки М100 поставляется в цистернах по железной дороге и служит в качестве растопочного топлива для котлов. Для рассеивания дымовых газов устанавливается дымовая труба.
1 Выбор основного оборудования станции
1.1 Выбор типа и количества турбин турбина котел электростанция
По заданным тепловым нагрузкам ТЭЦ необходима установка турбин типа ПТ. Значениям номинальной (установленной) электрической мощности ТЭЦ и требуемому давлению пара на производство соответствуют две турбины типа ПТ-80/100-12,8-1,3 Турбина ПТ-80/100-12,8-1,3 рассчитана для работы свежим паром с параметрами = 12,75 МПА, = 555?C.
Максимальный расход пара при номинальных параметрах пара - 470 т/ч. Номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВТ: производственный отбор 185 т/ч при давлении 1,275 МПА, суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч (68 Гкал/ч = 285 ГДЖ/ч) при давлениях в верхнем отборе 1 кгс/см2 (0,098 МПА) и в нижнем отборе 0,35 кгс/см2 (0,034 МПА).
Суммарное значение номинального производственного отбора двух турбин т/ч, (1) что больше заданной нагрузки в паре 1,3 МПА - 300 т/ч.
Отопительные отборы турбин должны покрывать около половины расчетной суммарной нагрузки отоплений и горячего водоснабжения: = ГДЖ/ч, (2)
Доля отопительных отборов в обеспечении суммарной расчетной нагрузки отопления и горячего водоснабжения ТЭЦ составляет:
Вывод: турбины типа ПТ-80/100-12,8/1,3 в количестве двух штук пригодны для установки на проектируемой станции.
Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч номинальный 185 максимальный 300
Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах, МПА абс. верхнем 0,049…0,245 нижнем 0,029…0,098
Давление производственного отбора, МПА абс. 1,28
Температура воды, ?С питательной 180 охлаждающей 20
Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч 8000
Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный и два отопительных. Регулирование давление отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.
Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деэраторе и ПВД. К подогревателям пар поступает из отборов турбины.
Максимальная мощность турбины 100 МВТ, получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диаграммой режимов.
Турбина ПТ-80/100-12,8-1,3 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.
Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления, вторая (между отопительными отборами) - две ступени давления, третья - регулирующую ступень и две ступени давления.
Ротор высокого давления - цельнокованый. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.
Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120-2 соединяются жесткой муфтой.
Парораспределение турбины - сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.
По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.
Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону верхнего подшипника.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбогенератора 3000об/мин.
1.2 Выбор энергетических котлов, техническая характеристика и краткое описание конструкции котла
Согласно рекомендациям принимается блочная схема. Паропроизводительность энергетического котла блока: т/ч, (3) где = 470 т/ч;
= 0,03 - запас по производительности;
= 0,016 - расход на собственные нужды блока.
По параметрам пара турбины и виду топлива может быть установлен котел типа Е-500-13,8-560 ГМН (модель ТГМ-444) на начальные параметры пара P /t = 13,8/560 МПА/?С.
1.3 Выбор водогрейных котлов
Выбор производится по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение:
Q = Q - = 1000 - 570 = 430 ГДЖ/ч, (4) n =
При условии установки на ТЭЦ водогрейных котлов типа КВ-ГМ-100-150 их количество n = = 1 котел.
Техническая характеристика котла КВ-ГМ-100-150
Теплопроизводительность, Гкал/ч 100
Рабочее давление, кгс/см2 10 - 50
Объем топочной камеры, м2 388
Площадь поверхности нагрева конвективных пучков, 2385
Расход воды, т/ч в пиковом режиме 2460 в основном режиме 1235
Температура уходящих газов, ?С в пиковом режиме 180 в основном режиме 180
КПД, % в пиковом режиме при работе на газе. 2,5 в пиковом режиме при работе на мазуте 1,3
Гидравлическое сопротивление котла, кгс/ см2 в основном режиме 0,79 в пиковом режиме 1,65
Сопротивление газового тракта, кгс/ см2 120
Сопротивление воздушного тракта, включая горелку, кгс/ м2 310
1.4 Проверка надежности работы станции
При включении в работу одного водогрейного котла на отопительные отборы оставшейся в работе турбины будет приходиться нагрузка
= Q - = 700 - 419 = 281 ГДЖ/ч; (5)
Q = 0,7 ? Q = 0,7 ? 1000 = 700 ГДЖ/ч;
= 1 ? 100 ? 4,19 = 419 ГДЖ/ч.
Нагрузку 281 ГДЖ/ч (67 Гкал/ч) можно покрыть отопительным отбором одной турбины.
По диаграмме режимов турбины ПТ-80/100-12,8-1,3 при =80 Мвт, = 185 т/ч, = 281 ГДЖ/ч (67 Гкал/ч).
Расход пара на турбину 460 т/ч.
Располагаемая паропроизводительность оставшегося в работе энергетического котла т/ч.
Запас пара в рассматриваемом режиме т/ч.
Дефицит пара производственного отбора составляет т/ч, (6)
Для резервирования производственных отборов турбин устанавливаются РОУ по одной для данных параметров пара производительностью, равной максимальному отбору наиболее крупной турбины .
На данной ТЭЦ устанавливаются однотипные блоки. Максимальный производственный отбор турбины ПТ-80/100-130-12,8/1,3-300 т/ч при = 1,3 МПА. Подбирается РОУ типа РОУ - IV - ВАЗ (ЧЗЭМ) с параметрами свежего пара 14/570 МПА/С, редуцированного и охлажденного 1,0 1,6 МПА /°С. Параметры охлажденной воды 5,5/160 МПА/?С.
Принимается параллельная установка двух РОУ - IV - ВАЗ (ЧЗЭМ).
Вывод: На ТЭЦ с заданными нагрузками принимаются два блока котел-турбина Е-500-13,8-560 ГМН-ПТ 80/100-12,8/1,3, один водогрейный котел КВ-ГМ-100-150, две РОУ - IV -ВАЗ (ЧЗЭМ) общей производительностью 300 т/ч.
2 Основные данные по энергетическому котлу
Паропроизводительность, т/ч 500
Давление пара на выходе, МП 13,8
Температура,?С перегретого пара 560 питательной воды 230
Уходящих газов при работе на мазуте 131 при работе на газе 112
Габаритные размеры, мм: ширина по осям колонн 17000 глубина по осям колонн 13750 верхняя отметка 24000
Вес металлической части котла, т 1745
2.2 Конструкция котла
Котельный агрегат типа Е-500-13,8-560 ГМН предназначен для сжигания природного газа и высокосернистого мазута и работы в блоке с теплофикационной турбиной типа ПТ-80-100-12,8/1,3. Котельный агрегат - барабанный, с естественной циркуляцией, однокорпусный, малогабаритный с вихревой топкой ЦКТИ, имеет трехходовую компоновку поверхностей нагрева.
Топочная камера состоит из горизонтальной камеры горения и призматической камеры охлаждения.
Два двухсветных экрана, расположенные параллельно боковым стенам, делят топочную камеру по высоте на три отсека, соединенные в нижней части между собой лазами в двухсветных экранах. Все экраны топки выполняются в виде газоплотных цельносварных панелей из плавниковых труб диаметром 50, с толщиной стенки 5 и шагом 70 мм, а двухсветные экраны - из плавниковых труб диаметром 60, с толщиной стенки 6 и шагом 80 мм. Металл труб - углеродистая сталь.
На фронтовой стене камеры горения под углом 120 к горизонтали расположены шесть прямоточных паромазутных горелок (по две горелки в каждом отсеке топочной камеры). Места ввода форсунки и запальника в горелку снабжены пневмозатворами для обеспечения безопасности при необходимости их замены в процессе работы котла.
Мощность горелки по газу 6133 нм3/ч, по мазуту 5667 кг/ч.
Барабан котла имеет внутренний диаметр 1600 мм, толщина стенки 115 мм (сталь 16 ГНМА).
Вода из барабана 52 трубами диаметром 159, с толщиной стенки 15 мм поступает к четырем водоопускным стоякам диаметром 426, с толщиной стенки 36 мм. От стояков выполнена разводка к нижним коллекторам экранов из труб диаметром 159, с толщиной стенки 15 мм
Схема испарения - двухступенчатая. Пароводяная смесь первой ступени испарения из фронтового, заднего, двухсветных и примыкающих к фронту боковых экранов поступает во внутребарабанные циклоны.
Во вторую ступень испарения включены блоки боковых экранов, примыкающие к задней стене топки и четыре выносных циклона диаметром 426, с толщиной стенки 36 мм, расположенные попарно у боковых стен топочной камеры.
Отвод пароводяной смеси из экранов осуществляется трубами диаметром 133, с толщиной стенки 13 мм (сталь 20).
В состав пароперегревателя входят ограждающие экраны горизонтального, опускного и подъемного газоходов, топочные ширмы и ширмоконвективные элементы опускного и подъемного газоходов.
Панели ограждающих экранов сварены из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 мм шагом 48 мм. Материал - углеродистая сталь. Трубами фронтового экрана конвективной шахты образован под и потолок опускного газохода, а трубами заднего - под подъемного газохода. Между опускным и подъемным газоходами имеется разделительный экран.
В районе задней стены камеры охлаждения расположены 12 вертикальных топочных ширм из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 и шагом 46 мм. Материал труб - легированная сталь. Лобовая труба каждой ширмы защищена от излучения факела трубой диаметром 50, с толщиной стенки 5 мм, включенной в задний экран топки.
Ширмоконвективный пароперегреватель состоит из двух частей, расположенных соответственно в опускном и подъемном газоходах. Каждая часть пароперегревателя набирается из секций. Секция представляет собой сочетание цельносварных вертикальных ширм и примыкающих к трубам ширм наклонных змеевиков, образующих двухрядные шахматные пучки. Секции располагаются в газоходе с размещением ширм параллельно боковым стенам.
Пароперегреватель опускного газохода выполнен из 12 секций с самостоятельными камерами в ширмах и конвективных частях и проходом через под и потолок в виде ширм. Пароперегреватель подъемного газохода выполнен из 12 секций, в каждой из которых трубы ширм переходят в трубы конвективной части и вывод за пределы газохода осуществляется через под, причем каждая секция подвешена на двух водоохлаждаемых трубах.
Вершины гибов змеевиков, примыкающие к вершинам, привариваются к трубам ширм. Ширмоконвективные секции размещены на всей глубине так, что по фронту газохода имеется свободный коридор глубиной примерно 600 мм для обслуживания, в то же время наклонные змеевики и вертикальные ширмы образуют ячейки треугольного профиля по всей глубине секции, чем обеспечивается свободный доступ для осмотра и ремонта каждой трубы поверхности нагрева.
В каждой секции ширмовая часть выполнена из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 мм, а конвективная - из гладких труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 мм, шаг 46 мм. Материал труб - легированная сталь.
С целью поддержания заданной температуры острого пара предусмотрены два впрыска по ходу пара. Первый впрыск расположен за топочными ширмами (перед ширмами опускного газохода). Второй впрыск располагается перед ширмоконвективным пароперегревателем подъемного газохода.
Так как котел работает под наддувом, все проходы поверхностей нагрева через ограждающие поверхности уплотнены. Над опускным газоходом расположен уплотнительный «шатер», места прохода труб и подвесок через который уплотнены сильфонами.
Для получения собственного конденсата на котле предусмотрены шесть конденсаторов, расположенных на потолочном перекрытии котла над конвективной шахтой.
Водяной экономайзер выполнен из труб диаметром 32 мм, с толщиной стенки 4 мм (сталь 20), расположенных в шахматном порядке в подъемном газоходе над ширмоконвективным пароперегревателем. Змеевики расположены перпендикулярно фронту котла с поперечным шагом 95 мм. Экономайзер состоит из двух частей по высоте. Верхняя часть подвешивается с помощью 24 подвесных труб диаметром 76, с толщиной стенки 6 мм к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Нижняя часть подвешена с помощью 24 труб диаметром 32, с толщиной стенки 6мм, соединяющих верхние и нижние камеры водяного экономайзера.
Воздухоподогреватель - регенеративный, вращающийся, диаметром 8800 мм - один на котел, расположен за пределами здания котельной.
Обмуровка на котле отсутствует и вместо нее применена изоляция, которая крепится на цельносварных панелях ограждающих топочную камеру горизонтальный газоход и конвективную шахту.
Очистка поверхностей нагрева отсутствует, что связано с особенностями работы котла с вихревой топкой.
Котел снабжен необходимой арматурой, устройствами для отбора проб воды и пара, а также контрольно измерительными приборами.
Процессы питания котла, регулирования перегретого пара и горения автоматизированы. Предусмотрены средства тепловой защиты.
2.3 Средства автоматизации и тепловые защиты котла Е-500-13,8-560 ГМН
Регуляторы: - регулятор питания котла;
- регулятор непрерывной продувки;
- регулятор топлива при работе на газе;
- регулятор топлива при работе на мазуте;
- регулятор воздуха;
- регулятор наддува потолка;
- регулятор рециркуляции дымовых газов.
Защиты: - от упуска воды;
- от перепитки котла водой;
- по понижению давления газа;
- по понижению давления мазута;
- по отключению ДВ;
- по отключению РВП;
- по погасанию факела;
- по повышению давления в топке;
- повышению давления воздуха к горелкам.
3 Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции
3.1 Описание схемы
Энергоблок ТЭЦ состоит из барабанного котла Е-500-13,8-560 ГМН и паровой турбины ПТ-80/100 -12,8/1,3.
Турбоустановка ПТ-80/100-12,8/1,3 номинальной мощностью 80 МВТ рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах: - давление свежего пара перед стопорным клапаном - 13 МПА;
- температура свежего пара - 555 °С;
- количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор - 8000м3/ч при температуре на входе в конденсатор 20°С;
- максимальный расход пара при номинальных параметрах - 470 т/ч.
Номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВТ: производственный отбор 185 т/ч при давлении 1,275 МПА, суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч (285 ГДЖ/ч) при давлениях в верхнем отборе 0,098 МПА и в нижнем отборе 0,034 МПА.
Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается в верхнем отборе - при включенных обоих теплофикационных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем теплофикационном отборе.
Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара для подогрева основного конденсата и питательной воды последовательно в четырех ПНД, деаэраторе и трех ПВД. Подогреватели высокого и низкого давления поверхностного типа. В установке предусматривается также использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений.
Пар на ПВД7 и ПВД6 отбирается из ЦВД, на ПВД5 и деаэратор - из регулируемого промышленного отбора ЦВД, на ПНД4 и ПНД1 - из нерегулируемого отбора ЦНД, а на ПНД3 и ПНД2 - из регулируемого верхнего и нижнего теплофикационных отборов.
Конденсат греющего пара из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из ПНД4 конденсат греющего пара сливается в ПНД3 и затем в ПНД2, откуда конденсатным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД3 и ПНД2. Из ПНД1 конденсат греющего пара сливается в конденсатор, куда поступают также конденсат пара из охладителей эжекторов и сальникового подогревателя.
Тепло продувочной воды котла используется в расширителях непрерывной продувки. Пар с первой ступени направляется в деаэратор питательной воды, со второй ступени расширителя - на ПНД3.
Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях; для подогрева обратной сетевой воды до ее поступления в нижний сетевой подогреватель может быть использован встроенный теплофикационный пучок конденсатора. Насосы сетевой воды установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы 2-й ступени - после сетевых подогревателей, перед пиковым водогрейным котлом (ПВК) предназначенным для покрытия пиковой нагрузки.
Конденсат из верхнего сетевого подогревателя подается конденсатным насосом в линию основного конденсата между подогревателями ПНД4 и ПНД3, а из нижнего между подогревателями ПНД3 и ПНД2 Подпитка теплосети осуществляется деаэрированной водой с вакуумного деаэратора подпитки теплосети.
Характерным для турбин типа ПТ является необходимость обеспечить подогрев и деаэрацию добавочной воды, восполняющей потери конденсата с производства. Для этой цели в тепловой схеме турбоустановки предусматривается использование верхнего теплофикационного отбора для подогревателя добавочной воды в деаэраторе 0,12МПА, куда направляется обратный конденсат с производства, затем поток воды подается в линию основного конденсата между ПНД4 и ПНД3.
3.2 Определение давления пара в отопительных отборах
Рисунок 1
Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение
Гдж/ч.
Расход сетевой воды т/ч, (7)
Количество воды через сетевой подогреватель одной турбоустановки т/ч, где n - количество блоков, установленных на ТЭЦ.
Для турбинных установок ПТ 80/100-12,8/1,3 номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов составляет 285 ГДЖ/ч. из формулы определяем , (8)
.
Подогрев сетевой воды в нижнем и верхнем сетевых подогревателях принимаем равным
.
Недогрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара обычно принимают .
Температура насыщения пара нижнего отбора
.
Температура насыщения пара верхнего отбора
.
По таблице [7] определяем давление
Рво = 0,21 МПА
Рно = 0,096 МПА
Таблица 1 - Характеристика отборов
Отбор Потребитель пара Параметры пара в камере отбора
Давление, МПА Температура, ?С
1 ПВД-7 4,570 421
2 ПВД-6 2,660 352
3 ПВД-5 1,270 267
Деаэратор 1,270 267
4 ПНД-4 0,410 169
5 ПНД-3 0,21 -
6 ПНД-2 0,096 -
7 ПНД-1 0,003 -
Рисунок 2 - Принципиальная схема ТЭЦ
4 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции
4.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной
(выбирается без расчета): подогреватели системы регенерации, питательные насосы
4.1.1 Выбор подогревателей схемы регенерации
Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной. Каждый ПНД (подогреватель низкого давления) представляет собой поверхностный пароводяной подогреватель вертикального типа.
Каждый ПВД (подогреватель высокого давления) представляет собой поверхностный теплообменник со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.
Группа ПВД состоит из трех поверхностных подогревателей, рассчитанных на последовательную одновременную работу, типа ПВ-425-230-25-1 (ПВД-5), ПВ-425-230-50-1(ПВД-6), ПВ-475-230-50-1 (ПВД-7). Одним из важных элементов конструкции ПВД является фланцевое соединение корпуса. При эксплуатации ПВД необходимо строго придерживаться скорости подогрева парового пространства ПВД, не допускать работу ПВД без уровня, следить за качеством и наличием тепловой изоляции на фланцевом разъеме ПВД.
С целью исключения разнотемпературного режима работы верхнего и нижнего фланцев, необходимо поддерживать уровень ПВД 150 - 350 мм.
Вакуумный охладитель (ПС-50) служит для отсоса пара из крайних камер концевых лабиринтов всех уплотнений турбины. Охладитель оборудован эжектором, поддерживающим давление в нем 0,95 - 0,97 ата. Рабочим паром эжектора служит пар из уравнителей ДВД или пар производственного отбора.
Охладитель отсоса пара с уплотнений служит для отсоса из промежуточных камер уплотнений. В зависимости от температуры и расхода конденсата на входе в охладитель, давление пара в нем поддерживается 0,3 - 0,7 ата.
Таблица 2 - Характеристика подогревателей
Подогреватель Тип Поверхность нагрева, м2 Расход конденсата, т/ч Давление
Пар, МПА Вода, МПА
ПНД-1 Встроен в конденсатор 110 230 0,33 19
Охладитель ПНД-2 ПН-130-16-9-11 130 230 03-1 16
ПНД 3, 4 ПН-130-16-7-1 200 330 2,5 4
Охладитель пара концевых уплотн. ПС-50-1 50 150 - 20
ПВД-5 ПВ-425-230-25-1 425 230 1,27
ПВД-6 ПВ-425-230-37-1 425 230 2,55
ПВД-7 ПВ-475-230-50-1 475 230 4,41
В комплекте с регенеративными подогревателями поставляются дренажные насосы ПНД, в количестве 2 штук: типа КС 80-155, подача насоса 0,0222 куб.м., напор 155м, давление на входе в насос 0,980 МПА.
4.1.2 Выбор питательных насосов
Для электростанций с блочными схемами подача питательных насосов определяется максимальными расходами питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%.
На блоках с давлением пара 13 МПА на каждый блок устанавливается один питательный насос подачей 100%, на складе предусматривается один резервный насос для всей электростанции.
Питательные насосы поставляются в комплекте с турбиной [5].
Питательный электронасос ПЭ-580-185/200 центробежный, горизонтальный с одиннадцатью ступенями, двухкорпусного исполнения с внутренним корпусом секционного типа, с отбором от третей ступени, предназначен для питания котлов питательной водой.
Маслоснабжение подшипников производится маслостанцией, состоящей из маслобака, двух маслонасосов, двух масляных фильтров, маслоохладителя, трубопроводов и арматуры. В системе маслоснабжения ПЭНОВ применяется масло ТП-22.
ПЭН снабжен защитами и блокировками.
Таблица 3 - Технические характеристики ПЭН
Наименование Величина
Подача, м3/ч 580
Напор, м.в.ст. 200
Температура воды 160
Давление в приемном патрубке, кг/см2 10
Давление в напорном патрубке, кг/см2 200
Потребляемая мощность, КВТ 3590
КПД насоса, % 81
Допустимый кавитационный запас, не менее м ст.ж. 15
4.2 Выбор расширителей (сепараторов) непрерывной продувки (РНП)
Расширители (сепараторы) непрерывной продувки служат для использования теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тепла в тепловую схему ТЭС. Для котлов с давлением выше 10 МПА применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.
Выбор расширителей производится по объему образующегося в расширителе пара при норме напряжения объема расширителя 1000 м3/м3 (1000м3 образующегося пара в час на один м3 полезного объема расширителя).
Количество продувочной воды котлов регламентируется [2].
При обессоливании добавочной воды сепараторы непрерывной продувки применяются по два комплекта на электростанцию [1].
Давление в барабане котла 15,2 МПА. Величина продувки 1% от (номинальной) паропроизводительности котла; паропроизводительность котла 500 т/ч; напряжение парового объема РНП - 1000 м3/м3; давление в РНП-I: 0,7 МПА, в РНП-II: 0,25 МПА. На станции установлены два котла.
Выбор типа РНП-I
Величина продувки: .
Коэффициент сепарации первой ступени: , (9) где - энтальпии продувочной воды, отсепарированного пара и отсепарированной воды соответственно, КДЖ/кг [6].
Количество пара, образующегося в РНП-1: т/ч.
Объем пара, образующегося в расширителе первой степени: м3/ч, где м3/ч - удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,7МПА [6].
Необходимый объем расширителя: м3, (10) где Н - норма напряжения парового объема расширителя.
В соответствии с данными таблицы 3.1 методических указаний выбирается тип расширителя непрерывной продувки СП-0,7. Емкость расширителя 0,7 м3, наружный диаметр корпуса 630 мм.
Выбор типа РНП-II
Количество воды поступающей на вторую ступень: т/ч.
Коэффициент сепарации второй ступени: , где , - энтальпии воды, поступающей из первой ступени, отсепарированой воды второй ступени, отсепарированого пара второй ступени соответственно.
Количество пара образующегося в РНП-II: т/ч.
Количества сбрасываемой в канализацию воды = 2,851-0,1938=2,6572 т/ч.
Объем пара, образующегося в расширителе второй ступени: м3/ч, где 1,1597м3/кг при Р = 0,25 МПА [6].
Необходимый объем расширителя при установке одного РНП-II на один котел: м3,
тип РНП-II: СП - 0,7.
Емкость расширителя: 0,7 м3.
Наружный диаметр корпуса: 630 мм.
4.3 Выбор деаэраторов питательной воды (основных, повышенного давления)
Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.
На каждый блок устанавливается один деаэратор.
Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу блочных электростанций в течение не менее 3,5 мин. К основным деаэраторам предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках. Тепло пара деаэраторов питательной воды используется в тепловой схеме электростанции [1].
На ТЭЦ установлены котлы типа Е-500-13,8-560 ГМН (модель ТГМ-444) по одному на блок.
Максимальный расход питательной воды: т/ч, (11) где ? - расход воды на продувку;
Выбираем деаэратор типа ДП-500 М2 с деаэраторным баком БДП-65 повышенного давления полезной вместимостью 65 м3 для двух колонок общей производительностью 138,9 кг/с. Абсолютное давление в деаэраторе 0,59 МПА (6кг/см2), рабочая температура 158?С.
4.4 Выбор оборудования конденсационной установки
Конденсационная установка включает в себя: конденсатор, конденсатные насосы, воздухоудаляющее устройство, циркуляционные насосы, трубопроводы и арматуру.
Конденсатор турбины ПТ - 80/100 - 12,8/1,3 типа 80 КЦС-1, поверхностного типа двухходовой. Латунные трубки завальцованы в трубных досках и образуют 2 обособленных пучка: основной, работающий на циркуляционной воде и встроенный, работающий на сырой воде.
Отвод конденсирующихся газов производится с боковых поверхностей паровой части конденсатора.
В паровой части конденсатора выделена специальная камера, в которой устанавливается секция ПНД-1. Конденсат отработанного пара собирается в конденсатном сборнике, откуда конденсатными насосами откачивается и подается через эжекторы и подогреватели низкого давления в деаэратор 6 ата.
Таблица 4 - Данные конденсатора 80 КЦС-1
Максимальный расход пара 220 т/ч
Тепловая нагрузка основного пучка 532,13 ГДЖ/ч
Тепловая нагрузка встроенного пучка 125,7 ГДЖ/ч
Расход охлаждающей воды основного пучка 2000 - 8000 м3/ч
Расход охлаждающей воды встроенного пучка 300 - 1500 м3/ч
Предельная температура пара в конденсаторе 70 ?С
Активная длина трубок 6,6 м
Диаметр трубок 23 - 25 мм
Шаг трубок 32 мм
Поверхность теплоотдачи основного пучка 2345 м2
Поверхность теплоотдачи встроенного пучка 655 м2
Число ходов воды 2
Количество трубок основного пучка 4540 шт
Количество трубок основного встроенного пучка 126 0шт
Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов типа ЭП-3-25-75, предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе. Источником питания эжекторов служит пар, давление которого перед эжектором должно быть не менее 0,35 МПА, температура пара в пределах 150 - 200?С.
Расход пара на один эжектор составляет 700 кг/ч. Охлаждающей средой служит основной конденсат турбины, слив конденсата рабочего пара эжекторов производится в конденсаторе. Оба эжектора по пару, воде и воздуху включены параллельно. Для быстрого подъема вакуума при пуске турбины до 500 - 600 мм рт. ст. установлен пусковой эжектор, работающий на тех же параметрах рабочего пара, что и основной эжектор и составляет 1100кг/ч.
Конденсатные насосы, поставляются по условиям: максимального расхода пара в конденсаторе, необходимому напору, температуре конденсата. В комплекте с турбиной поставляются насосы марки КСВ-320-160.
Таблица 5 - Основные технические характеристики конденсатных насосов КСВ-320-160
Наименование параметра Единицы измерения Величина
Производительность м3/ч 320
Напор м в.ст. 160
Давление на входе МПА 0,98
Температура конденсата (не более) °С 134
4.5 Выбор оборудования подпитки котлов
4.5.1 Выбор деаэраторов подпитки котлов
На ТЭЦ с большими добавками воды в цикле в качестве первой ступени деаэрации, как правило, принимаются вакуумные деаэраторы.
Деаэрации подлежат: - обессоленная вода для восполнения потерь в цикле;
- вода из дренажных баков, куда должны направляться все потоки, открытый слив;
- сброс конденсата от привода систем регулирования турбин, охлаждений электродвигателей, привода арматуры БРОУ, РОУ и т.д.;
Производительность деаэратора выбирается по суммарному расходу всех потоков воды, поступающих в деаэратор.
Отпуск пара на производство = 300 т/ч, потери конденсата на производстве ? = 20 %, внутристанционные потери конденсата ?пот.= 1,6 %, установленной производительности котельной, продувка котлов ?пр = 1 % производительности котлов ТЭЦ.
Станция работает на газообразном топливе. В деаэраторе поступают потоки: обессоленная вода, конденсат с производства.
Расход обессоленной воды: т/ч, (13) где - доля отброса продувочной воды котлов в канализацию при Рб = 15,2 МПА, Ррнп-I = 0,7 МПА.
Ррнп-II = 0,25 МПА.
Сумма потоков, поступающих в деаэратор подпитки котлов, поступающих в деаэраторы подпитки котлов: т/ч, где 80 % - возврат конденсата с производства.
Выбираем два деаэратора: ДВ - 400, один из которых - резервный.
4.5.2 Выбор насосов подпитки котлов
Напор насосов выбирается по условию подачи воды в линию основного конденсата и должен быть не ниже напора основных конденсатных насосов турбины.
Подача насосов выбирается по величине суммы потоков, поступающих в деаэратор.
Выбираем насосы КСВ-320-160.
Количество рабочих насосов: , (14)
С учетом резервного насоса к установке принимаем 2 насоса КСВ-320-160: - напор насоса 160 м, - подача 320 т/ч, - давление на входе в насос 0,98 МПА, - мощность 168 КВТ, - изменение напора и подачи в пределах поля насоса: Н = 195-145 м;
Q = 160 320 м3/ч.
4.6 Выбор оборудования теплофикационной установки
4.6.1 Выбор подогревателей сетевой воды
Производительность ПСВ на ТЭЦ выбирается по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов.
ПСВ выполняется преимущественно в двух ступенях.
Тип сетевых подогревателей обычно указывается в перечне теплообменного оборудования. паротурбинной установки.
Сетевая вода проходит через ПСГ последовательно: сначала на ПСГ-1, затем на ПСГ-2. Далее в теплофикационную сеть. В устройстве ПСГ - подобны регенеративным подогревателям, но используются для подогрева сетевой воды.
Сетевая вода подается во внутреннюю часть трубок пучка, пар - в межтрубное пространство. Материал трубок ЛО-68, ЛО-70, так как стальные трубки подвержены быстрой коррозии в силу значительной агрессивной среды.
Рабочие параметры ПСГ- 1300-3-8-I и ПСГ-300-3-8-II для ПТ-80/100-12,8/1,3
- поверхность нагрева: 1300 м2;
- выпуск сетевой воды: 2300 - 3000 м3/ч;
- температура сетевой воды на входе не менее: 30 °С;
Конденсат греющего пара откачивается: ПСГ-1, ПСГ-2 в линию основного конденсата после ПНД-2, ПНД-3.
4.6.2 Выбор сетевых насосов
Сетевые насосы принимаются как групповой установки, так и индивидуальной: - при групповой установке трех и менее рабочих сетевых дополнительно устанавливаются один резервный насос;
- при установке четырех насосов и более резервные насосы не устанавливаются.
Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды.
В связи с упрощенной конструкцией сетевых подогревателей давление воды в подогревателях ограничено 0,79 МПА. Требуемое давление воды в тепловых сетях: 1,8 2,2 МПА. В связи с этим применяется двухступенчатая перекачка сетевой воды. Напор сетевых насосов первой ступени выбирается по условию преодоления сетевых подогревателей и создания необходимого кавитационного запаса.
Напор сетевых насосов второй ступени выбирается по требуемому давлению в тепловых сетях.
Расчетный расход сетевой воды в тепловых сетях подсчитывается как сумма расчетного расхода ее на отопление и на горячее водоснабжение.
Расчетный расход воды на отопление: т/ч, (15)
Расчетный расход сетевой воды в тепловых сетях от ТЭЦ равен 2983,3т/ч.
При групповой установке в качестве насосов второй ступени сетевых насосов СЭ-2500-180-10 их к
Список литературы
1 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго СССР. М., 1981 г.
