Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы.

Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.

1. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1 Величины тепловых нагрузок

Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин [6] приведена в таблице 1.1:

Таблица 1.1. - Величины отборов турбин.

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО, Гкал/ч
КТ-330-240	3	43

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю на теплофикацию из отборов турбин:

Qчтфо=3Qтфо,кт-330 =343=129 Гкал/ч .

Принимаем коэффициент теплофикации: aтф=0,65. [6]

Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию :

QТЭЦтф=Qчтфо/aтф=1290,65= 198,5 Гкал/ч ;

1.2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем _тс=0,95. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет [6]:

для отопления и вентиляцииq_ОВ^ГОД=13,1 Гкал/годчел;h_ОВ^MAX=2500 час.

для горячего водоснабженияq_ГВ^ГОД=8,1 Гкал/годчел;h_ГВ^MAX=3500 час.

час.

тогда число жителей определяем как:

жителей.

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

Гкал/год.

горячее водоснабжение

Гкал/год.

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

Гкал/год.

Максимальная часовая нагрузка:

Гкал/час

Гкал/час

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

Гкал/год.

1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 3КТ-330-240 и 3ТГМП-354.

1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется:

Qпвк=Qтэцтф-Qтэцтфо=198,5-129= 69,5 Гкал/ч .

n=Q^ПВК100=69,530=2,3

Принимаем 3 пиковых водогрейных котлов типа КВТК-30 производительностью по 30 Гкал/ч.[6].

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

Рассмотрим вариант состава основного оборудования ТЭЦ: 2хКТ-330-240;

Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. - Капиталовложения в основное оборудование

Тип оборудования	Затраты на 1 оборудования (млн. $)
	головной	последующий
Турбина КТ-330-240 + Котел ТГМП-354	95,6	59,8
КВТК-30	-	1,9

Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей lТС=15км, а ЛЭП - lЛЭП=15км.

Удельные капиталовложения: в тепловые сети - k_ТС=410⁶ $/км [6] ,

в ЛЭП - k_ЛЭП=0,5610⁶ $/км.

Полные капиталовложения:

в ТС - K_ТС= k_ТС l_ТС=410⁶15=6010⁶$,

в ЛЭП - K_ЛЭП= k_ЛЭП l_ЛЭП=0,5610⁶15=8,410⁶ $.

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

=К^головн+ 2 К^посл+ 3К^ПВК=95,6+259,8+31,9=220,9 млн. $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

млн.$/МВт ;

1.5.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Определим годовой расход топлива для первого варианта состава оборудования.

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 1.3.)[6].

Таблица 1.3. - Энергетические характеристики турбины КТ-330-240, МВт/МВт.

Турбина		r	WТХО	WТФО	c	а
КТ-330-240	1,98	1,32	-	0,538	9,9	39,6

Qтгод=aT+rкNтh-Эт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо ;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

Где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;

c - потери в отборах,МВт;

T - число часов работы турбины в году, ч/год;

h - годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

rк - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

Wтхо -удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Принимаем [6]:

T=6300 ч/год; h=5800 ч/год; hтфо=3500 ч/год.

Эткт-330=0,538.50.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год ;

Qтгод кт-330-240=39,6.6300+1,98.330.5800-1,32.31780+50.3500=4,15 МВт-ч/год=3,57Гкал/год;

Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

Этэц=Nihi(1-Эс.н./100)

Этэц=990.5800(1-3/100)=5,5710⁶ МВт-ч/год.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=1,02Qт=1,0234,1510⁶=12,6910⁶ МВт-ч/год;

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(_КАК_П)=12,69106/(0,953.8,14)=1,64106 т у.т./год ,

гдеKп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Bпвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(hпвкKп)=69,5.3500(1-0,91)/(0,86.8,14)=

=3127,3 т у.т./год ,

гдеaтф год-- годовой коэффициент теплофикации при часовом aтф=0,65 [6].

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Bтэц=Bка+Bпвк=1,64106+3127,3=1,643.106 т.у.т./год .

1.5.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

гдеР_а =3,7 % - норма амортизации [6],

з_сг=2500 $/год - заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,4 чел./МВт - штатный коэффициент [6],

И_пост=1,3(1,2220,9 10⁶3,7/100+0,49902500)= 14,0410⁶ $/год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=1,64310⁶60= 98,5810⁶ $/год,

гдеЦ_тут=60 $/тут - цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

З_ТЭЦ=Е_нК_ТЭЦ+И_пост+И_пер+Е_н(К_ТС+К_ЛЭП)+И_ТС+И_ЛЭП ,

гдеИ_ТС= 0,075К_ТС=0,07560=4,510⁶ $/год,

И_ЛЭП=0,034К_ЛЭП=0,0348,4=0,285610⁶ $/год - издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=0,12220,9+14,04+98,58+0,12(60+8,4)+4,5+0,2856=142,12 млн./год

1.6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

1.6.1 Расчёт капиталовложений и годового расхода топлива на КЭС

Выбираем блоки К-300-240+1000 т/ч в количестве трёх штук на газомазутном топливе.

Капиталовложения в блоки (табл.5 [6]):

головной - K₁ ^К-300=62 млн.,

последующие - K₂^К-300= 33,6 млн. .

Общая мощность блоков КЭС: N_КЭС=3300=900 МВт.

Для данной мощности КЭС [6]:

Р_а =3,1 % - норма амортизации,

з_сг=2500 $/год - заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,45 чел./МВт - штатный коэффициент,

Эсн=3,0% - расход электроэнергии на собственные нужды.

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K₁ ^К-300+2K₂^К-300 =(62+233,6).106=97,6.106 $

Постоянные издержки КЭС:

Число часов использования мощности КЭС h_КЭС=5500 ч/год.

Количество электроэнергии, вырабатываемой за год:

Э_К=N_КЭСh_КЭС=9005500=4950000 МВтч/год

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс= Э_К (1-Эсн/100)= 4950000(1-3,0/100)=4,8106 МВтч/год.

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=ah+rЭэк+r'(Э-Ээк),

Э-Ээк=bЭ_К(Nном-Nэк)/Nном,

гдеb=0,95 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Nэк=280 МВт - экономическая мощность турбины;

Nном=300 МВт - номинальная мощность турбины;

r=2,17 - относительный прирост при N_ЭК ;

r'=2,21 - относительный прирост при N>N_ЭК ;

a=47,3 - расход теплоты на холостой ход.

Э-Ээк=0,954950000.(300-280)/(3300)=104500 МВтч/год

Ээк=N_ЭКh_КЭС=280.5500=1540000 МВтч/год

Qт=47,35500+2,171,54.106+2,21104500=3832895 МВтч/год =

= 3304219,8 Гкал/год

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгодбл=Qт/(hкаKп)+Bnn=3,83.106/(0,93.8,14)+606+952=0,51.106 т у.т./год,

где принято 6 пусков после простоя в 48 часов с Bn=60 т у.т. и 2 пуска из холодного состояния с Bn=95 т у.т. (Bn - расход топлива на пуск; n - число пусков блока в году).

Годовой расход топлива на КЭС:

В_КЭС=3В_бл=30,51.106 =1,5310⁶ тут/год

Удельный расход топлива на электроэнергию:

b_ээ=В_КЭС/Э_КЭС=1,53/4,8=0,32 тут/(МВтч) =0,32 кг у.т./(кВтч)

Переменные годовые издержки КЭС:

И*^КЭС_пер=B _КЭСЦ_тут=1,5310⁶60= 91,810⁶ $/год

Доля капиталовложений в КЭС, учитываемая при сравнении:

К_КЭС=К*_КЭСN_ТЭЦ/N_КЭС=97,6.106 1,05990/900=112,7 млн.

где=1,05 - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения.

Доля условно-постоянных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пост= И*^КЭС _пост N_ТЭЦ/N_КЭС= 4,6410⁶1,04990/900=5,3 млн./год,

где=1,04 - коэффициент, учитывающий различие расходов электроэнергии на собственные нужды, схем энергоснабжения, потери в сетях.

Доля условно-переменных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пер= И*^КЭС _пер N_ТЭЦ/N_КЭС=91,810⁶ 1,04990/900= 105,0 млн./год

1.6.2 Котельная

Выбираем для отпуска тепла с горячей водой водогрейные котлы КВТК-180. Число водогрейных котлов определим как n=Q_ТФ/Q^н_ВК=198,5 /100=1,985 ,принимаем n=2.

Капиталовложения водогрейные котлы указаны в таблице 1.4.[6]

Таблица 1.4. - Капиталовложения в водогрейные котлы

Тип оборудования	Затраты на 1 оборудования (млн.$ )
	головной	последующий
КВТК-180.	3,3	0,92

Общие капиталовложения в котельные:

К_КОТ=К₁^КВТК-100+К₂^КВТК-100=(3,3+0,92)10⁶=4,2210⁶ $

Принимаем по рекомендациям [11], с учётом Q_кот , норму амортизации Р_а=3%, среднегодовая заработная плата З_сг=2000 /год, штатный коэффициент k_шт=0,25 чел/Гкал.

Постоянные издержки:

И^кот_пост=1,3(1,1К_котР_а/100+k_штQ_котз_сг)=1,3(1,14,2210⁶3/100+0,25198,52000)= 0,3110⁶ /год

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1-0,02)[Qтх/(hпкKп)+Qтф/(hвкKп)]==(1-0,02)[198,5 3500/(0,97)]=0,1110⁶ т у.т./год,

Где hпк=0,86; hвк=0,9.

Условно-переменные издержки на котельную:

И^кот_пер=В_котЦ_тут=0,1110⁶60= 6,610⁶ /год

1.6.3 Определение общих величин раздельной схемы

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП: lтс=10 км; lлэп=100 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;

Kртс=kтсlтс=4.106.10=40.106 $/год;

Kрлэп=kлэпlлэп=0,56.106.100=56.106 $/год;

Kр=112,7106+4,22106+40106+56106=212,92106 $/год.

Издержки на теплосети и ЛЭП:

Иртс=0,075Kртс=0,075.40.106=3.106 $/год;

Ирлэп=0,034Kрлэп=0,034.56.106=1,9.106 $/год.

Приведенные затраты в раздельную схему:

Зр=EнKр+Икэспост+Икотпост+Ирпер+Иртс+Ирлэп=

=0,12212,92106+4,64.106+0,31.106+(105,0+6,6).106+3.106+1,9.106=147,0.106 $/год

1.7 Выбор оптимального состава оборудования

Оптимальным, т.е. более предпочтительным для строительства, является вариант с наименьшими приведенными затратами. Разность приведенных затрат в 3..5% говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).

Соотношение рассчитанных приведенных затрат Зпр для двух вариантов сравнения ТЭЦ 142,12$/год

КЭС 14710⁶ $/год

Как видно, наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.8 Расчёт NPV

1.8.1 Расчёт исходных данных для вычислений на компьютере

1.8.1.1 Комбинированная схема выработки тепла и электроэнергии

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=K_ТЭЦ=220,9 млн. $

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф=0,05220,9= 11,05 млн.

Сроки ввода оборудования в эксплуатацию, а также распределение капитальных вложений в строительство ТЭЦ представлено в таблице 1.5..

Таблица 1.5. - Ввод агрегатов и распределение капвложений по годам

Ввод агрегатов по годам	Распределение капвложений по годам, %
II	III	IV	V	I	II	III	IV
1	1	1	-	50	25	20	-

Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=4,,28):

Пр_i=Ц^н_ээЭ_ТЭЦ + Ц^н_тэQ_ТЭЦ- И_пост- И_пер + И_а=

=305,5710⁶+204,98510⁶-14,0410⁶-98,5810⁶+8,1710⁶= 104,510⁶ $,

где млн. .

Пр₂=Пр_i/3= 104,510⁶/3= 34,810⁶

Пр₃=Пр₂2=34,810⁶2=69,610⁶ $

Капиталовложения распределены следующим образом: 50% - год 0,

25% - год 1, 25% - год 2. Исходя из этого капиталовложения по годам:

К₀=0,38С^б_оф=0,5220,9=110,45 млн.

К₁=0,27С^б_оф=0,25220,9= 55,22 млн.

К₂=0,2 С^б_оф=0,25220,9=55,22 млн.$

К_4....28= 0 млн.

К₂₈= -С^л_оф= -11,05 млн.

Расчётный срок работы оборудования Т=100/Р_а=100/3,7=28 лет.

Раздельная схема выработки тепловой и электроэнергии

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=К_КЭС+К_кот=112,710⁶+4,2210⁶= 116,92 млн.$

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф=0,05116,92= 5,846 млн.

Пусть первая турбоустановка введена в работу на второй год, вторая, третья - на третий, четвёртая - на четвёртый год строительства. Сроки ввода оборудования в эксплуатацию, а также распределение капитальных вложений в строительство ТЭЦ представлено в таблице 1.6.

Таблица 1.6.- Ввод агрегатов и распределение капвложений по годам (КЭС)

Ввод агрегатов по годам	Распределение капвложений по годам, %
II	III	IV	V	I	II	III	IV
1	1	1	-	50	25	25	-

Строительство котельной велось параллельно строительству КЭС.

Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=4,,32):

Пр_i=Ц^н_ээЭ_КЭС + Ц^н_тэQ_кот --+=

=304,810⁶+20708345-(5,310⁶+0,3110⁶)-(10510⁶+6,610⁶)+3,510⁶=

= 88,910⁶ $,

где млн. .

Пр₂=Пр_i/3=88,910⁶ /3= 29,610⁶

Пр₃=Пр₂2=29,610⁶2=59,210⁶

Капиталовложения по годам:

К₀=0,15С^б_оф=0,15116,92 = 17,5 млн.

К₁=0,38С^б_оф=0,38116,92 =44,4 млн.

К₂=0,44С^б_оф=0,44116,92 =51,44 млн.

К₃=0,03С^б_оф=0,03116,92 =3,5 млн.

К₄₃₁=0 млн.

К₃₂= -С^л_оф= -5,846 млн.

Расчётный срок работы оборудования Т=100/Р_а=100/3,1= 32 года.

Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере

Расчётная формула NPV, :

Срок окупаемости h_окуп соответствует такому значению переменной i при котором NPV за период от i=1..h_окуп принимает положительное значение.

Расчётная формула рентабельности R, % :

Из анализа графиков видно, что наиболее предпочтителен первый вариант, т.е. ТЭЦ с составом оборудования 3хКТ-330-240. Величина NPV зависит от ставки дисконта, складывающегося из средней годовой доходности по депозитным вкладам в банках, а также процента риска проекта вложения валютных средств. Таким образом при ставке дисконта, равной 10% доход проекта через 27 лет составит 548,22 млн.$, что говорит о прибыльности проекта.

2. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА

Турбина КТ-330-240 работает в блоке с прямоточным котлом ТГМП-354 и генератором ТЗВ-320-2 УЗ.

Котел прямоточного типа с одноступенчатым промежуточным перегревом и сверхкритическими параметрами свежего пара.

Турбина паровая с регулируемым теплофикационным отбором пара - трехцилиндровая, одновальная (с частотой вращения ротора 3000 об/мин) предназначена для непосредственного привода турбогенератора и отпуска теплоты для нужд отопления.

Свежий пар от котла подводится двумя паропроводами к двум блокам СРК ВД, а затем по четырем перепускным трубам поступает в ЦВД.

Каждый паропровод свежего пара имеет отвод, к которому подключается одно общее пускосбросное устройство ПСУ-375 (БРОУ-25,0/0,9580).

Отработавший в ЦВД пар по двум паропроводам холодного промежуточного перегрева поступает во вторичный (промежуточный) пароперегреватель, где повышается его температура за счет подвода тепла от сжигаемого топлива.

Из перемычки паропровода холодного промежуточного перегрева выполнен обвод, к которому подсоединена редукционная установка РУ-40/13 собственных нужд производительностью 60 т/ч.

После вторичного пароперегревателя пар по двум паропроводам горячего промежуточного перегрева поступает к двум блокам стопорно-регулирующих клапанов среднего давления, пройдя которое пар поступает в общую сопловую камеру ЦСД.

Две трети отработавшего в ЧСД пара по двум рессиверным трубам поступает в двухпоточный ЦНД, а одна треть поступает в часть низкого давления ЦСД.

Пар, отработавший в части низкого давления ЦСД и пар, отработавший в ЦНД, поступают в конденсатор турбины, где конденсируется за счет отдачи тепла циркуляционной воде.

Конденсат отработавшего в турбине пара (основной конденсат) подается конденсатными насосами первой ступени через БОУ, КПУ и ПНД-1 в смешивающий ПНД-2. Из ПНД-2 конденсат конденсатными насосами второй ступени через поверхностные регенеративные подогреватели низкого давления №№ 3,4 подается в деаэратор 7 кгс/см².

Из деаэратора вода забирается бустерными насосами и подается на всас питательных насосов.

Рабочим паром турбопривода ПТН служит пар третьего отбора турбины (Р=16,8 кгс/см², t=419 ^оС).

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды соответственно в ПНД 1-4 и ПВД 6-8, питания деаэратора, привода ПТН и один регулируемый теплофикационный отбор пара для подогрева сетевой воды в ПСГ. Отбор пара на ПСГ осуществляется из рессиверных труб ЦНД (шестой отбор).

Конденсат греющего пара из ПНД-4 каскадно сливается в ПНД-3, а оттуда совместно с КГП ПНД-3 сливается в ПНД-2. ПНД-2 - смешивающего типа.

КГП из ПВД-8 каскадно сливается в ПВД-7, а оттуда совместно с КГП ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, а оттуда, в зависимости от нагрузки турбины, может подаваться на деаэратор или в конденсатор.

КГП из ПСГ конденсатными насосами ПСГ может откачиваться в линию основного конденсата за ПНД-3 или самотеком сливаться в конденсатор в зависимости от нагрузки и качества КГП.



Рис.2.1. Тепловая схема блока КТ-330-240

1. Котел паровой, 2.турбина паровая, 3.генератор, 4.конденсатор, 5-7. ПВД, 8-11 ПНД, 12.подогреватель сетевой воды, 13 конденсатор пара уплотнений, 14-15. конденсатные насосы, 16. насос слива конденсата, 17. БОУ, 18.Деаэрационная колонка повышенного давления, 19. бустерный насос, 20. питательный турбонасос, 21.пускорезервный питательный насос, 22. деаэраторный бак.

2.1 Материальные балансы пара и воды

Для энергоблоков с прямоточным котлом полагают, что паровая нагрузка (в долях) равна. Доля расхода добавочной воды в конденсатор главной турбины:

.

Протечки из уплотнений турбины приняты равными: из первых камер стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД ; из концевых камер тех же клапанов ; отвод пара из переднего и заднего уплотнений ЦВД , ; отвод пара из вторых камер этих уплотнений , ; отвод пара из первых камер уплотнений ЦСД ; из концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД и сальниковый подогреватель СП .

Протечки пара из концевых уплотнений турбопривода ПН .

Из деаэратора питательной воды в предпоследние камеры уплотнений турбины и приводной турбины направляется пар при давлении 0,1 МПа в количестве .

В тепловой схеме учтены протечки воды питательного насоса: из первых камер в деаэратор питательной воды . За конденсатным насосом КН II отбирается конденсат на уплотнения питательного насоса в количестве , из концевых уплотнений В ПНД-2 .

Табл.2.1.

Точка	Пар	Конденсат	Вода
	Р, кгс/см2	t (х), оС	h, кДж/кг	tн, оС	h`, кДж/кг	РВ, кгс/см2	tВ, оС	hВ, кДж/кг
0 0`	240 231,6	540 540	3322,2 3322,2	- -	- -	- -	- -	- -
1 П1	69,52 64,65	357 357	3042,1 3042,1	- 257	- 1123,7	- 332	- 278	- 1230
2 П2	43,06 40,05	296 296	2941,6 2941,6	- 206	- 883,8	- 335	- 247	- 1076
2' ЦСД	38,23 36,89	540 540	3537,8 3537,8	- -	- -	- -	- -	- -
3 П3	16,79 15,61	419 419	3294,6 3294,6	- 179	- 762,8	- 338	- 196	- 852,4
4 Д	9,04 7,00	335 335	3128,4 3128,4	- 164	- 693,3	- 7,00	- 164	- 693,3
5 П5	5,46 5,08	272 272	3005,7 3005,7	- 152	- 640,6	- 18	- 149	- 631,4
6 П6	2,42 2,29	226 226	2922,7 2922,8	- 105	- 441,3	- 19	- 122	- 513,3
7 П7	0,93 0,86	106 106	2690 2690	- 95	- 397,7	- 4	- 95	- 397,7
8 П8	0,25 0,23	64 (95,2)	2504,1 2504,1	- 62	- 263,8	- 5	- 58	- 246,6
К	0,039	42 (91,18)	2332	42	175,4	-	-	-
отбор на ПСГ ПСГ	2,42 2,29	188 188	1844,5 1844,5	- 124	- 520,8	- 12	- 120	- 504

2.2 Регенеративные подогреватели высокого давления (ПВД)

Чтобы определить распределение подогрева питательной воды по группе ПВД используем метод индифферийной точки. Его использование предполагает определение следующих значений:

1. подогрева воды в питательном насосе:

кДж/кг.

Энтальпия воды за питательной установкой:

кДж/кг.

2. доли расхода питательной воды:

Т.к. в нашем случае котел прямоточный, то принимаем .

3. доли расходов пара на ПВД из ЦВД турбины (протечки пара из уплотнений не учтены):



4. внутреннего абсолютного КПД условной конденсационной турбины, состоящей из одного ЦВД:

5. разности между энтальпией пара на входе в ЦСД и энтальпией пара в индифферийной точке:

Определяем параметры пара в индифферийной точке:

кДж/кг.(Р=29,3 кгс/см² >Р₃,

что подтверждает правильность принятого распределения подогрева питательной воды между второй и третьей ступенями).

Доля расхода пара на ПВД-6 вычисляется по формуле:



Энтальпию пара h₀₃ на входе в зону конденсации ПВД-6 после пароохладителя, включенного по схеме Виолен, определяем при ^оС при кгс/см² h₀₃=3003 кДж/кг.

Тепловой баланс пароохладителя ПВД-6:

^оС. - конечное значение температуры питательной воды.

2.3 Питательная установка

Доля отбора пара на приводную турбину:

, где

кДж/кг

кгс/см² -давление в деаэраторе.

Доля расхода пара третьего отбора турбины:

,

где - протечки пара из концевых уплотнений турбопривода ПН.

2.4 Деаэратор питательной воды

Уравнение материального баланса:

.

Уравнение теплового баланса:

- эта часть пара возвращается в турбину.

2.5 Контроль материального баланса

Считая “по воде”, мы получили Произведем расчет “по пару”:

,что допустимо.

2.6 Сетевая подогревательная установка

Расход сетевой воды:

где

Гкал/час;

Тепловой баланс сетевого подогревателя:

- температурный напор сетевого подогревателя

кгс/см²

2.7 Подогреватели низкого давления (ПНД)

Доля расхода пара на ПНД-4:

Т.к. в ПНД-4 сбрасывается еще и пар из уплотнений, то получим:

Уравнение теплового баланса для ПНД-3:

- доля расхода пара шестого отбора.

Уравнение материального баланса для ПНД-2:

Уравнение теплового баланса для ПНД-2:



Подставим в уравнение теплового баланса:

Т.к. в ПНД-2 сбрасывается пар из концевых уплотнений турбины питательного насоса в количестве , то

Уравнение теплового баланса для ПНД-1+СП:

=0,0016

2.8 Контроль материального баланса пара и воды

Пропуск пара в конденсатор:

Поток конденсата из конденсатора:

Погрешность сведения материального баланса:

, что допустимо.

2.9 Определение расходов пара и воды

Расход свежего пара на турбину определяем по формуле:

Погрешность предварительной оценки расхода пара на турбину составляет:

, что допустимо.

Удельный расход пара на турбину:

Определяем потоки пара и воды:

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

т/час.

3.УКРУПНЕННЫЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

В данном расчете для котла ТГМП-354 используется в качестве топлива природный газ, основные характеристики которого приведены в таблице 3.1.

Табл.3.1. Основные характеристики природного газа

,ккал/м3	CH4,%	C2H6,%	C3H8, %	C4H10, %	C5H12, %	N2, %	CO2, %	H2S, %
8600	97,36	1,08	0,36	0,12	0	1,0	0,03	0,0
O2,%	H2,%	Плотность газа, кг/м3	Влагосодержание газа, г/ м3
0,02	0,0	0,712	0,0

Расчётные характеристики природного газа приведены в табл. 3.2, 3.3.

Табл.3.2. Объемы воздуха и продуктов сгорания

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Величина
Теоретический объем воздуха		м3/ м3	0,0476[(m+n/4)CmHn++0,5(CO+H2)+1,5H2S-O2]	0,0476[(1+4/4)97,36++(2+6/4)1,08+(3+8/4)0,36+(4++10/4)0,12+0,5(0+0)+1,5(0+0)]=9,57
Объем трехатомных газов		м3/ м3	0,01(CO2+CO+H2S+mCmHn)	0,01(0,03+0+0+197,36+21,08+30,36+40,12+50)=1,01
Теоретический объем азота		м3/ м3
Теоретический объем водяных паров		м3/ м3	0,01(H2S+H2++С mHn+0,124d+0,016)	0,01(0+0+4/297,36+6/210,8++8/20,36+10/20,12+0,1240)++0,0169,57=2,15
Теоретический объем газов		м3/ м3	++	7,57+1,01+2,15=10,73

Табл.3.3. Энтальпии продуктов сгорания

Температура, t,
			I		I
100	1490	1276	1553,8		1681
200	3010	2568	3138	1585	3395	1714
300
400	6169	5213	6429	3291	6951	3556
500
600	9497	7983	9896	3464	10694	3743
700
800	12982	10859	13524	3628	14610	3916
900
1000	16616	13830	17307	3783	18690	4080
1100
1200	20350	16870	21556		27170
1300
1400	24118	19967	25116		27414
1500
1600	28012	23112	29167		31478
1700
1800	31979	26276	33292		35920
1900
2000	35982	29488	37456		40405

Табл.3.4. Тепловой баланс котла

Наименование	Обозначение	Размерность	Формула	Величина
Температура уходящих газов		С	____	112
Энтальпия уходящих газов		кДж/м3	Табл.3.3.	1886,7
Избыток воздуха в уходящих газах		___	____	1,15
Энтальпия присасываемо го воздуха		кДж/м3	Табл.3.3.	382
Температура воздуха (присосов)		С	____	30
Температура холодного воздуха		С	____	30
Энтальпия холодного воздуха		кДж/м3	Табл.3.3.	382
Потеря тепла с уходящими газами		%
Потеря тепла от химической неполноты сгорания		%		0,5
Потеря тепла от механической неполноты сгорания		%		0,0
Потеря тепла от наружного охлаждения		%	____	0,2
Потеря с теплом шлака		%		0
Суммарные потери тепла в котле		%		4,01+0,5+0++0,2+0=4,71
КПД котла (брутто)		%	100-	100-4,71=95,29
Коэффициент сохранения тепла		___		0,998
Расход топлива, подаваемого в топку	В	м3/с		=22,24
Тепло, полезно использованное в котле		кДж		1048103(3322,2-1234,7)++938,33103(3537,8-2941,6)//3600=763083
Расчетный расход топлива	Вр	м3/с		22,24

4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Выбор насосов

4.1.1 Выбор питательного насоса

Питательный насос выбираем на расход питательной воды при максимальной мощности ТЭЦ с запасом не менее 5 %.

т/ч.

Выбираем питательный турбонасос ПТНА-1100-350-17 с подачей 1100 м³/ч. Устанавливаем один питательный электронасос 50 % производительности типа ПЭ-600-300-4, с подачей 650 м³/ч [15].

Один резервный насос предусматривается на складе для всей станции.

Табл.4.1.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		ПЭ-600-300-4
Подача	м3/ч	600
Напор	м (кгс/см2)	3290(329)
Давление на входе в насос	кгс/см2	22,3
Давление на выходе из насоса	кгс/см2	322
Мощность насоса	кВт	6110
Частота вращения	об/мин	6300

Табл.4.2.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		ПТНА-1100-350-17
Расход пара на турбину, не более	т/ч	119,4
Давление пара перед турбиной	кгс/см2	16,43%
Давление пара за турбиной	кгс/см2	2,523%
Температура пара перед турбиной		41910
Частота вращения, не более	об/мин	5280
Мощность, потребляемая насосом	МВт	13
Подача насоса	т/ч	1150
Давление воды на входе в насос	кгс/см2	203%
Давление воды на выходе из насоса	кгс/см2	3503%
Температура питательной воды		1653%
КПД насоса	%	81

4.1.2 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы турбин выбираем в минимальном количестве - 2 рабочих по 50% общей подачи с одним резервным. Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом:

G_кн=1,2G_кмax,

где G_кмax - максимальный расход пара в конденсатор.

Выбираем насос I ступени типа КСВ-500-85 и II ступени КСВ-500-150 [15].

Табл.4.3.

Параметры	Размерность	КЭН I	КЭН II
Тип		КСВ-500-85	КСВ-500-150
Производительность	м3/ч	500	500
Напор	м	85	85
Частота вращения	об/мин	985	1480
Мощность насоса	кВт	164	272
КПД		75	75

4.1.3 Выбор циркуляционных насосов

Производительность циркуляционных насосов выбираем по летнему режиму, вследствие чего на блок устанавливаем 3 насоса: 100В-4/40-УЗ [15].

Табл.4.4.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		100В-4/40-УЗ
Расход циркуляционной воды	м3/ч	12340
Напор	м	44

4.1.4 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбираем централизованно на всю электростанцию в количестве двух насосов, один из которых - резервный.

Табл.4.5.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		СЭ-1250-70-11
Производительность	м3/ч	1250
Напор	м	70

4.1.5 Выбор конденсатных насосов ПСГ

Конденсатные насосы ПСГ выбираем в количестве двух типа КСВ-320-160-2, один из которых - резервный [15].

Табл.4.6.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		КСВ-320-160-2
Производительность	м3/ч	320
Напор	м	160
Максимальная температура конденсата		125

4.1.6 Выбор насосов охлаждения обмоток генератора

Выбираем насосы охлаждения обмоток генератора - по 2 насоса на каждый из двух контуров охлаждения Х100-65-250Р-СД-92 [15].

Табл.4.7.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		Х100-65-250Р-СД-92
Производительность	м3/ч	100
Напор	м	80

4.2 Выбор теплообменников

4.2.1 Выбор деаэратора питательной воды

Выбираем деаэратор питательной воды с баком деаэрированной воды, рассчитанным на пятиминутный запас воды. Выбираем деаэратор типа ДП-1000 [15].

Табл.4.8.

Параметры	Размерность	Значение
Тип		ДП-1000
Максимальное давление в корпусе	кгс/см2	7,0
Максимальная температура пара		335
Максимальный расход воды	м3/ч	1050

4.2.2 Выбор регенеративных подогревателей

Регенеративные подогреватели турбин поставляются в комплекте с турбиной и устанавливаются без резерва [15].

Подогреватели низкого давления:

Характеристика	ПНД-1	ПНД-2	ПНД-3,4
Тип	ПН-550-26-2-1нж	ПНСВ-900-2	ПН-550-26-7-2нж
Поверхность нагрева, м2	550	-	550
Максимальное давление в трубной системе, кгс/см2	26	-	26
Максимальное давление в корпусе, кгс/см2	2,0	7,0	2,0
Максимальная температура,	400	-	400
Номинальный расход, т/час	750	750	750

Подогреватели высокого давления:

Характеристика	ПВД-6	ПВД-7	ПВД-8
Тип	ПВ-900-380-18-1	ПВ-1200-380-43-1	ПВ-900-380-70-1
Поверхность нагрева, м2	992	1203	980
Максимальное давление в трубной системе, кгс/см2	380	380	380
Максимальное давление греющего пара, кгс/см2	18	43	70
Максимальная температура пара,	420	296	356
Номинальный расход, т/час	950	950	950
Расход пара, т/час	44,7	106,2	79,5
Нагрев питательной воды,	165-190	190-240	240-270

4.3 Выбор дымососов и вентиляторов

Характеристика дымососов и дутьевых вентиляторов выбирается с учетом запасов против расчетных значений: 10% по производительности и 20% по напору для дымососов и 15% по напору для вентиляторов. Указанные запасы включают также необходимые резервы в характеристиках машин для целей регулирования нагрузки котла.

При номинальной нагрузке кола дымососы должны работать при КПД не ниже 90%, а вентиляторы не ниже 95% от номинального значения.

При установке на котел двух дымососов и двух дутьевых вентиляторов производительность каждого из них выбирается по 50%.

Для регулирования работы центробежных насосов и дутьевых вентиляторов у котлов блочных установок применяются направляющие аппараты с поворотными лопатками в сочетании с двухскоростными электродвигателями. Учитывая все вышесказанное, производится выбор тягодутьевых машин на основе следующих формул:

Объемный расход воздуха и дымовых газов:



где - из раздела 3.

Сопротивление воздушного (газового) тракта:

Устанавливаем два дымососа типа ДОД-31,5 и два дутьевых вентилятора ВДН-25*2-I

Типоразмер	Производительность м3/час	Давление, кПа	Рном, кВт	nном, об/мин	Масса, т	КПД	Количество, шт
Вентиляторы дутьевые при t=30С
ВДН-25*2-I	520	8	1320	1000	26,8	86	2
Дымососы
ДОД-31,5	725/850	3,2/4,35	790/1360	496	50,7	82,5	2

5. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО

5.1 Газовое хозяйство

Тепловые электростанции снабжаются газом от газораспределительных станций (ГРС) через газораспределительные пункты (ГРП) (рис. 5.1.) Последние вместе с системой газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭС. На газомазутных конденсационных электростанциях мощностью до 1200 МВт и газомазутных ТЭЦ с расходом пара до 4000 т/ч может быть один ГРП, а на остальных электростанциях их количество должно быть не менее двух. Производительность ГРП на электростанциях, где газовое топливо является основным, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно,-- по расходу газа для летнего режима ГРП размещают в отдельных зданиях или под навесами на территории электростанции. К каждому ГРП газ подводится по одному газопроводу (без резервного) от расположенной вне территории электростанции ГРС Давление газа перед ГРП 0,6--1,1 МПа, а после ГРП требуемое его значение определяется потерями давления до самого удаленного от ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками и составляет обычно 0,13-- 0,2 МПа.

Рис. 5.1. Схема газового хозяйства ТЭС:

I-- запорная задвижка, 2 -- расходомер, 3--фильтр, 4 -- регулятор давления, 5--предохранительный клапан, 6 -- байпасная линия, 7 -- регулятор расхода газа; 8-- импульсный отсечный быстродействующий клапан, 9 -- пробковый кран.

В ГРП имеются рабочие нитки газопровода, нитки малого расхода, включаемые при малом потреблении газа, и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливают автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы, действующие по принципу «после себя». Защитные регуляторы настраивают на повышенное давление по сравнению с рабочим и при работе в расчетном диапазоне полностью открыты

В пределах ГРП и до котлов прокладка газопроводов наземная. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от нее к котлам не резервируется и может выполняться однониточным. Газовый распределительный коллектор котлов прокладывается вне здания котельного отделения.

При заполнении газом газопроводы должны продуваться им через сбросные свечи до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Эти требования обусловлены тем, что при объемной концентрации природного газа в воздухе 0,05--0,15 (5--15%) образуется взрывоопасная смесь Из сбросных свечей газ выпускается в места, откуда он не может попасть в здания и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника огня. На газопроводах устанавливается только стальная арматура.

5.2 Мазутное хозяйство

Мазут доставляется на ТЭС главным образом по железной дороге (в отдельных случаях -- водным путем и по трубопроводам).

Основные элементы мазутного хозяйства -- приемно-сливное устройство, мазутохранилище, мазутная насосная, установки для ввода жидких присадок, трубопроводы и арматура. На рис 5.2. показана принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции.

Для разогрева и слива мазута из цистерн могут применяться как сливные эстакады с разогревом мазута «открытым» паром или горячим мазутом, так и закрытые сливные устройства -- тепляки Тип сливного устройства выбирается на основании технико-экономического расчета.

Разогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки, выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляется в приемную емкость, перед которой должны устанавливаться грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков укладывают паровые трубы.

Приемно-сливное устройство рассчитывают на прием цистерн грузоподъемностью 50, 60 и 120 т. Длину фронта разгрузки основного мазутохозяйства проектируют, считая, что должен быть слит расчетный суточный расход мазута (20-часовой расход всеми энергетическими котлами станции при их номинальной производительности и 24-часовой расход всеми водогрейными котлами при покрытии тепловых нагрузок для средней температуры самого холодного месяца). Время разогрева и слива одной ставки не должно быть более 9 ч. Полагают также, что мазут доставляется цистернами расчетной грузоподъемностью 60 т, при весовой норме железнодорожного маршрута, с коэффициентом неравномерности подачи 1,2. Принятая длина фронта разгрузки должна быть не менее 1/3 длины маршрута. Для растопочного мазутного хозяйства электростанций с общей производительностью котлов до 8000 т/ч длина разгрузки принимается 100 м, а при большей производительности котлов -- 200 м.

Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства должна составлять не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут перекачивается насосами погружного типа в мазутохранилище. Сливаемый из установленных под разгрузку цистерн мазут должен быть перекачан не более чем за 5 ч. В основном мазутном хозяйстве перекачивающие насосы устанавливаются с резервом. В растопочном мазутохозяйстве приемная емкость должна быть не менее 120 м³, откачивающие насосы не резервируются.

От нефтеперерабатывающего завода мазут на мазутохозяйство ТЭС подается по одному трубопроводу. В отдельных случаях при обосновании допускается подача по двум трубопроводам с пропускной способностью каждого из них, равной 50% максимального часового расхода топлива при номинальной производительности котлов.

В зависимости от типа мазутного хозяйства вместимость мазутохранилища (без учета госрезерва) принимается следующей:

Рис. 5.2. Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции:

1 -- цистерна; 2 -- лоток приемно-сливного устройства; 3 -- фильтр-сетка; 4 --приемный резервуар: 5--перекачивающий насос погружного типа; 6--основной резервуар; 7--насос первого подъема; 8 -- основной подогреватель мазута; 9-- фильтр тонкой очистки мазута; 10 -- насос второго подъема; 11 -- регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12-- насос рециркуляции; 13 -- фильтр очистки резервуара; 14 -- подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15--подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка.

Табл.5.1.

Мазутохозяйство	Вместимость резервуаров
Основное для электростанций на мазуте:
при доставке по железной дороге	На 15-суточный расход
при доставке по трубопроводам	На 3-суточный расход
Резервное для электростанций на газе:	На 10-суточный расход
Аварийное для электростанций на газе:	На 5-суточный расход
Для водогрейных котлов:	На 10-суточный расход

Расход натурального топлива при номинальной нагрузке:

,м³ где - расход топлива за 10 суток для энергетических котлов при их 20-часовой работе; т/м³ - плотность мазута.

т;

м³.

Выбираем 2 резервуара вместимостью 25000 м³ каждый.

На электростанциях сооружают как металлические наземные резервуары, так и железобетонные, обвалованные землей. В районах со среднегодовой температурой +9°С и ниже металлические резервуары мазутного хозяйства теплоизолируют.

Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогревают циркуляционным способом по отдельному специально выделенному контуру. Возможно применение местных паровых разогревающих устройств. В контуре циркуляционного разогрева мазута предусматривается по одному резервному насосу и подогревателю. Подача насоса циркуляционного разогрева должна обеспечивать подготовку мазута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной.

Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища выше 90 °С не допускается. Это ограничение связано с тем, что при более высокой температуре вода в мазуте вскипает (при 100°С) с образованием водомазутной пены, происходит интенсивное отстаивание воды, увеличиваются потери от испарения легких фракций. Для мазута марки 40 оптимальная рабочая температура хранения 50--60°С, для мазута марки 100--температура 60--70°С.

В основном и растопочном мазутохозяйствах схема подачи мазута в котельное отделение может быть одно- или двухступенчатой в зависимости от требуемого давления перед форсунками. Количество мазутных насосов в каждой ступени основного мазутного хозяйства должно быть не менее четырех (в том числе по одному резервному и одному ремонтному). Оборудование основного мазутного хозяйства должно обеспечивать. непрерывную подачу мазута в котельное отделение при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью.

В насосной основного мазутохозяйства предусматривается по одному резервному подогревателю и фильтру тонкой очистки. Схема мазутонасосной должна допускать возможность работы любого подогревателя и фильтра с любым насосом I и II ступеней.

Мазут из основного мазутохозяйства подается к котлам по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рециркуляции. Из растопочного мазутохозяйства мазут поступает в котельное отделение по одному трубопроводу, пропускная способность которого выбирается с учетом общего количества и мощности агрегатов (энергоблоков) на электростанции и режима ее работы в энергосистеме. При этом загрузка одновременно растапливаемых котлов не должна превышать 30% их номинальной производительности, а число таких котлов на ТЭЦ не должно превышать двух наиболее крупных котлов.

В магистральных мазутопроводах котельной и в отводах к каждому котлу должна быть обеспечена циркуляция мазута. Для этого предусматривается трубопровод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство. Подача основных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию в обратной магистрали при минимально допустимых скоростях.

Прокладка мазутопроводов, как правило, наземная. Мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях, должны иметь паровые или другие обогревательные спутники в общей с ними изоляции. На вводах магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения, а также на отводах к каждому котлу должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным электрическим и механическим приводами, расположенными в удобных для обслуживания местах.

Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах должна быть установлена запорная арматура на расстоянии 10--50 м от мазутонасосной.

6. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Тепловые электрические станции являются крупными потребителями воды, основное количество которой поступает в конденсаторы паровых турбин для конденсации отработавшего пара. Кроме того, значительное количество воды подводится к воздухо- или газоохладителям электрогенераторов, воздухоохладителям питательных электронасосов, маслоохладителям турбин и вспомогательного оборудования, к системам охлаждения подшипников вращающихся механизмов и т.п.

Суммарный расход технической воды на ТЭС зависит от мощности станции, типа установленного основного оборудования, кратности охлаждения пара, температуры охлаждающей воды.

Проектируемая ТЭЦ располагается рядом с крупным населенным пунктом, потребляющим тепловую и электрическую энергию. Поэтому принимается наиболее рациональная в данном случае оборотная система технического водоснабжения. В качестве водоохладителя в оборотной системе будут использованы градирни.

Рис.6.1. Устройство градирни

1. Градирня

2. Разбрызгивающее устройство

3. Вытяжная башня

4. Сборный бассейн

5. Конденсатор

6. Место ввода добавочной воды

Охлаждение циркуляционной воды происходит в основном за счет ее частичного испарения и конвективного теплообмена с воздухом. Охлаждаемая вода в оросительном устройстве разбрызгивается, стекает по асбестоцементным плитам в виде пленки в бассейн, омываясь воздухом. За счет большой поверхности контакта водной пленки с воздухом пленочные градирни имеют меньшую удельную площадь при равной охлаждающей способности.

Расход охлаждающей воды для турбин 3хКТ-330-240 составляет 90000 м³/ч.

Охлаждение воды в градирне происходит за счет ее испарения, эта величина составляет 1,5 2 % от расхода воды через градирню.

Основные расходы воды на технические нужды станции

Табл.6.1.

№	Потребители технической воды электростанции	Расход циркводы на один блок
		%	м3/ч
1	Конденсация пара в конденсаторах турбин.	100	90000
2	Охлаждение водорода, воздуха, статора электрогенераторов и крупных электродвигателей.	3	2700
3	Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов.	1	900
4	Охлаждение масла турбоагрегата и питательных насосов.	2	1800
5	Восполнение потерь и утечек пароводяного тракта электростанции и тепловых сетей.		178,395
Всего		95578,395

Основной характеристикой градирни является плотность орошения - это отношение расхода циркулирующей воды к площади поперечного сечения оросителя

- плотность орошения, принимаем =8 м³/(м²/ч).

Определив количество циркулирующей воды , и задавшись площадью орошения можно оценить общую площадь оросителя, необходимую для охлаждения данного количества воды.

м².

Исходя из условия, что на ТЭЦ устанавливается не менее двух градирен, принимаем 2 башенные градирни с площадью орошения 6400 м² каждая (производительность 30500-50000 м³/ч, высота 110 м, основание 87 м, устье 55м).

Потери в градирнях:

на испарение

Р_исп м³/ч;

на унос

Р_ун м³/ч;

на продувку

Р_пр м³/ч;

Исходя из потерь, рассчитывается количество добавочной воды в системе охлаждения:

Р _доб= Р _пр+Р _ун+Р _исп= 238,9+59,7+95,6=394,2 м³/ч.

Предусматриваются мероприятия для предотвращения механического, химического и биологического загрязнений конденсаторов, водозаборных сооружений и коммуникаций.

Конденсаторные трубки загрязняются илом и песком, в результате отложения накипи, а также обрастания микроорганизмами, что требует их периодической чистки механическим, химическим или физическим методами.

Для борьбы с отложениями накипи на поверхности конденсаторных трубок применяют продувку циркуляционной системы, смягчение воды известкованием, обработку воды дымовыми газами, подкисление или фосфатирование воды. Схема технического водоснабжения с градирнями предусматривает центральную насосную станцию. Охлажденная вода после градирни самотеком по железобетонным каналам поступает на всас циркуляционных насосов. Их установка обеспечивает работу насосов под заливом. На насосной станции применяют центробежные насосы, создающие давление воды в 2,3 МПа. Исходя из условия, что на каждый блок ставится по 2 циркуляционных насоса (без резервного), выбираем 6 насосов ОПВ2-110

подача 18000 м³ /ч.

напор 15 м

мощность 1000 кВт

КПД 86%

7. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ

станция электрический тепловой

7.1 Исходные данные

Водоподготовительная установка проектируется для отопительной ТЭЦ с котлами 3хТГМП-354. В качестве источника принята вода со следующими показателями.

Показатели качества воды приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Показатель	Значение
Жесткость общая, мг-экв/л	3,2
Жесткость карбонатная, мг-экв/л	3,0
Жесткость некарбонатная, мг-экв/л	0,2

Пересчитаем показатели содержания ионов и окислов в мг-экв/кг и результаты расчета сведем в таблицу 7.2.

Пересчет показателей качества исходной воды Таблица 7.2.

Тип иона	Содержание в мг/кг	Эквивалент	Содержание в мг-экв/кг
Ca2+	42,7	20,0	2,1
Mg2+	13,1	12,0	1,1
Na+	3,96	23,0	0,17
	183,0	61,0	3,0
	12,6	48,0	0,26
	3,7	35,5	0,1
	0,3	62	0,005
	-	-	-
	13,0	38,0	0,34

7.2 Выбор схемы ВПУ, её эскизное изображение

Выбор конкретной схемы ВПУ производится в зависимости от качества исходной воды, типа котлоагрегатов, требований, предъявляемых к качеству воды.

На КЭС и отопительных ТЭЦ восполнение потерь питательной воды производится обессоленной водой, если среднегодовое суммарное содержание анионов сильных кислот исходной воды менее 5 мг-экв / кг (суммарное содержание анионов сильных кислот: