Выбор площадки и генплана ГРЭС

Выбор основного энергетического оборудования, паровых турбин. Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения электростанции. Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 28.05.2014
Размер файла 1,7 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

ЗАДАНИЕ

1. Выбор площадки и генплана ТЭС

1.1 Выбор площадки ТЭС

1.2 Генплан ТЭС

2. Выбор основного энергетического оборудования

2.1 Выбор паровых турбин

2.2 Выбор структурной технологической схемы

2.3 Выбор парогенераторов

3. Компоновка главного корпуса КЭС

3.1 Плановая компоновка главного корпуса

3.2 Высотная компоновка главного корпуса

3.2.1 Турбинное отделение

3.2.2 Котельное отделение

3.2.3 Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения

3.2.4 Выбор стропильных конструкций и назначение размеров сечений колонн и ригелей каркаса главного корпуса

4. Крановое оборудование главного корпуса

4.1 Выбор количества и грузоподъемности кранов в турбинном, котельном и деаэраторном отделениях

5. Оборудование газовоздушного тракта

5.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

5.2 Золоулавливание и золоудаление

5.3 Дымовые трубы

5.4 Молниезащита главного корпуса

6. Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления

6.1 Разгрузочные устройства, дробилки и ленточные конвейеры

6.2 Топливные склады. Размораживающие устройства

6.3 Оборудование системы пылеприготовления

7. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции

7.1 Сооружения мазутного, масляного и Газового хозяйства

7.2 Сооружения технического водоснабжения

7.3 Сооружения электрической части

7.4 Сооружения угольного топливного хозяйства

7.5 Подсобно - производственные здания и сооружения

8. Сооружения угольного склада

8.1 Общая схема и оборудование топливного хозяйства пылеугольной электростанции

8.2 Открытые склады твердого топлива. Общие сведения

Список используемых источников

ЗАДАНИЕ

Для ГРЭС, основные параметры для проектирования которой приведены ниже таблицы, выполнить проектирование технологической части. В проекте следует использовать некоторые данные, которые были получены при проектировании электрической части.

Таблица 1 - Исходные данные

Число и мощность блоков

ГРЭС-10

U1

U2

Система

Потребители на U1

Sc

Xc

Lвл

Spез.

Pmax

Pmin

cosц

штЧМВт

кВ

кВ

МВА

о.е.

км

%

МВт

МВт

о.е.

4x300

110

330

4500

0,9

200

7

400

290

0,89

Место сооружения станции

Энергосис-тема

Основное топливо

Резервное топливо

Система водоснабжения

Q, ГДж/ч

Украина

Укрэнерго

Волынский каменный уголь

Мазут

Оборотная

-

Спецвопрос

Сооружения угольного склада

Проект должен содержать следующие разделы:

1. Выбор площадки и генплана ГРЭС

2. Выбор основного энергетического оборудования

3. Высотная компоновка главного корпуса

4. Выбор кранового оборудования главного корпуса

5. Выбор оборудования газовоздушного тракта

6. Оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления

7. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции

1. Выбор площадки и генплана ТЭС

1.1 Выбор площадки ТЭС

Выбранное место для сооружения КЭС - площадка в 20 километрах от города Луцка. Вблизи от площадки имеются овраги, которые будут использоваться как места для золоотвалов на расчетный срок работы электростанции 25 лет. Станция будет распологаться вблизи Львовско-Волынского бассейна, который расположен на западе Украины ,откуда и будет поставлятья уголь для данной КЭС. Такое месторасположение ,вблизи добычи заданного Волынского угля , позволит сэкономить дополнительные денежные средства.

Расположение КЭС показано на карте Украины

Рисунок 1.1-Расположение КЭС на карте Украины.

Площадка электростанции находится недалеко от железнодорожных магистралей, по которым предполагается подвоз топлива; автомобильных дорог и жилых поселков. Так же обеспечивается удобный вывод линий электропередачи высокого напряжения и электрических кабелей, трубопроводов пара, горячей воды, санитарной и ливневой канализации.

1.2 Генплан ТЭС

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции ее основных и вспомогательных сооружений.

Генплан электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус, золоуловители, дымососы, фильтры, дымовые трубы, повышающие трансформаторы; устройства водоснабжения, в данном случае пруд - охладитель; топливного хозяйства и золоудаления; химическую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; служебные помещения.

Главный корпус имеет временную торцевую стену, на случай расширения станции, поэтому рядом с этой стеной ничего не устанавливается.

К помещениям машинного зала и парогенераторов, к ОРУ и повышающим трансформаторам, к приемно-разгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования обеспечен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог.

Пруд - охладитель расположен за сооружениями электрической части. Сбросной канал проходит между ОРУ и главным корпусом, и в пределах электростанции выполняется закрытым.

Основной подход к главному корпусу электростанции выполнен со стороны его постоянной торцевой стены. С этой стороны устроен вход через проходную и въезд на территорию электростанции. Со стороны постоянного торца главного корпуса размещают также объединенный вспомогательный корпус (ОВК), инженерный корпус со столовой, соединяемый с главным корпусом закрытой переходной галереей для персонала на уровне основного обслуживания агрегатов электростанции.

С восточной стороны от дымовых труб располагаются: центральный - материальный склад (ЦМС), ацетилено-кислородная станция. На территории ОРУ расположена компрессорная с примыкающими к ней ресиверами кислорода и водорода и цех химводоочистки.

На территории электростанции предусмотрена автостоянка для обслуживающего персонала.

В настоящее время при технико-экономической оценке генпланов согласно СНиП «Генеральный план промышленных предприятий» используется показатель минимальной плотности застройки площади.

Показатель минимальной плотности застройки площади, %

, (1.1)

где Sзд. соор. - площадь застройки зданиями и сооружениями, Га;

Sпл. - площадь отведенной земли под электростанцию, Га.

Площадь застройки зданиями и сооружениями, Га;

, (1.2)

Площадь ГРЭС в пределах ограды занимает Sпл = 20 Га.

Площадь застройки зданиями и сооружениями по формуле (1.2), Га;

.

По формуле (1.1) определим показатель минимальной плотности застройки площади, %

.

Для более полной оценки используем показатель съема продукции, МВт/Га

, (1.3)

где Руст.ЭС - установленная мощность ТЭЦ, МВт;

Sпл - площадь отведенной земли под электростанцию, Га.

.

Удельный показатель общего отвода земель, Га/МВт

, (1.4)

где Sоб - общая отведенная площадь, Га.

Общая отведенная площадь, Га

, (1.5)

где Sпос. - площадь жилого поселка, Sпос = 100 - 200 Га;

Sзш - площадь золошлакоотвалы, Sзш = 180 Га;

SЛЭП - площадь коридора ЛЭП, Га.

Га.

Удельный показатель общего отвода земель по формуле (1.4), Га/МВт

.

2. Выбор основного энергетического оборудования

Основным энергетическим оборудованием являются парогенераторы, турбины и электрогенераторы.

При проектировании ГРЭС должны быть выбраны:

-число и тип паровых турбин;

-начальные параметры пара;

-число и тип парогенераторов;

-структурные технологические схемы.

2.1 Выбор паровых турбин

Тип и мощность устанавливаемых турбин должны обеспечивать необходимое соотношение электрического потребления. Параметры пара из отборов турбин должны соответствовать требованиям потребителей тепла.

Принимаем для данной станции следующие турбины:

Четыре турбины К-300-240 номинальная мощность которых составляет 300 МВт, а начальное давление 24 МПа.

Параметры турбин приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Справочные данные турбин

Тип турбины по

ГОСТ 3618-76

Техническая характеристика

Габариты, м

Масса, т

мощность ном/макс,

МВт

Макс. расход пара, т/ч

давление на входе, МПа

температура на входе, єС

давление в конденсаторе, МПа

расход охлаждающей воды, м3/ч

отметка обслуживания

длина без генератора

длина с генератором

наибольшая монтажная

общая турбины

в конденсационном режиме

в режиме регулируемого отбора

К-300-240-2

300/320

950

-

23,54

540

3,43

34800

9,6

22

39

57,5

625

В комплект турбины входит вспомогательное оборудование. Справочные данные приведены в таблицах 2.2,2.3,2.4

Таблица 2.2 - Справочные данные конденсатора К-15 240

Характеристики

К-15 240

Количество на 1 турбину, шт.

1

Расчетный вакуум, кПа

3,43

Расчетная температура охлаждающей воды, °С

12

Расход охлаждающей воды, м3/ч

34800х1

Гидравлическое сопротивление, кПа

39

Длина трубок, м

8,90

Масса без воды, т

385

Таблица 2.3 - Теплообменное оборудование для турбин К-200-130

Характеристики

ПНД

ПВД

Испаритель

Марка (тип)

ПН-550-26

ПВ-1 700-380

И-250-1

Количество на 1 турбину, шт.

4

3

1

Температура, °С

400

335

-

Диаметр, м

1624

2680

2844

Высота, м

5560

8860

10645

Масса без воды, т

11,4

92,1

30,6

Масса с водой, т

20,7

127

-

Таблица 2.4 - Технические данные деаэратора ДП - 1000-4

Характеристики

ДП-1000-4

Количество на 1 турбину, шт.

1

Номинальная производительность, кг/с

278

Рабочая температура, °С

164

Диаметр колонки, м

2,40

Высота колонки, м

4,50

Диаметр бака, м

3,44

Емкость бака, м3

120

Для преобразования механической энергии, вырабатываемой турбиной, в электрическую устанавливаем турбогенератор ТГВ-300-2. Справочные данные приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Справочные данные турбогенератора

Характеристики

ТГВ-300-2

Номинальная мощность, МВт

300

Скорость вращения, об/мин

3000

Длина по верху, м

40,95

Длина по подошве, м

41,35

Ширина по оси ЦНД, м

11,00

Ширина по подошве, м

13,00

Полная высота, м

13,88

Отметка обслуживания, м

9,60

Масса общая (без возбудителя), т

250

2.2 Выбор структурной технологической схемы

При проектировании КЭС применятся следующая схема паропроводов, соединяющих котлы с турбинами.

Блочная схема предусматривает, что котельные агрегаты соединены только с определенной турбиной, которую они и обеспечивают паром. При этом установка резервных котлов исключается. В этом случае электростанция состоит из группы независимых блоков. Блочная схема более проста, имеет минимальную длину паропроводов, минимальное количество арматуры, меньшую металлоемкость и соответственно, меньшую стоимость и повышенную надежность. Она допускает расширение станции с установкой блоков любой мощности на разные параметры пара. Блочная схема предъявляет повышенные требования к надежности работы всех элементов оборудования блока. На блочной ТЭС или в энергосистеме необходимо иметь резерв, равный или больший мощности крупного блока, установленного на станции.

Блочная схема является единственно возможной при наличии промежуточного перегрева пара.

Блочная схема требует соблюдения соответствия между расходом пара на турбину и паропроизводительностью котельных агрегатов, что имеет место на КЭС

2.3 Выбор парогенераторов

Выбор параметров пара и количества парогенераторов определяется сделанным ранее выбором турбин и структурных технологических схем соединения основного энергетического оборудования электростанции.

Расчетная производительность котлоагрегата, т/ч,

, (2.1)

где Dтурб - максимальный расход пара на турбину, т/ч.

- расход пара на собственные нужды и утечки.

Учитывая параметры пара и заданное топливо (Волынский каменный уголь) выбираем котлоагрегаты типа ПП-1000-25КЖ

Параметры парогенераторов приведены в таблице 1.2

Таблица 2.6 - Данные парогенератора.

Марка котла по

ГОСТ 3619 - 82

Заводская

Топливо

Компоновка

Параметры пара

Габариты котла, м

Общая масса котла, т

Варианты установки с турбинами

ПО-изготовитель

производительность т/ч

давление, Мпа (кгс/см2)

температура,єС

ширина

Глубина

отметка верха котла

ПП-1000-25КЖ

ТПП-312А

Каменный

Уголь ГСШ

Прямоточный

однокорпусной

1000

5,0

(255)

545

18,6

23,6

52,0

4553

К-300-240

Красный

котельщик

3. Компоновка главного корпуса КЭС

3.1 Плановая компоновка главного корпуса

При разработке плановой компоновки главного корпуса, необходимо решить вопрос о количестве отделений и их взаимном расположении.

Для определения плановых и высотных размеров главного корпуса требуется установить габариты и массу основного и вспомогательного энергетического оборудования, условия их монтажа, эксплуатации и ремонта. Для каждого вида оборудования необходимо определить основные габаритные (установочные) размеры, общую и монтажную массу наиболее тяжелого узла. Размеры пролетов и отделений главного корпуса можно принимать в соответствии с габаритами и компоновкой оборудования.

Принимаем поперечное размещение турбоагрегатов в машинном зале с совмещением бункерного и деаэраторного отделений в одном промежуточном помещении.

Пролет турбинного отделения при поперечном расположении агрегата

, (3.1)

.

где Lта - длина турбоагрегата, м.

Пролет котельного отделения с котлами на пылеугольном топливе

, (3.2)

.

где DК - глубина котла, м.

Все пролеты главного корпуса после их предварительно определения в соответствии с Единой модульной системой (ЕМС) в строительстве следует принять кратными 3 м .

Тогда LТО = 48 м и LКО =48 м

Пролет бункерно-деаэраторного отделения примем равным LБДО = 12 м.

Примем шаг колонн Вк = 12 м.

Длина технологической секции должна быть кратна шагу колонн Вк, а при поперечном расположении турбоагрегата определяется его шириной с учетом вспомогательного оборудования.

Примем LТС = 36 м.

Количество и размеры монтажных площадок на различных ТЭС могут значительно отличаться из-за различного использования свободной площади в турбинном отделении на отметках пола и обслуживания турбоагрегатов.

Длина монтажной площадки на каждые 4 агрегата

, (3.3)

Принимаем две монтажные площадки по 12 м.

Общая длина главного корпуса ГРЭС составит:

, (3.4)

Рисунок 3.1-Плановая компоновка главного корпуса

3.2 Высотная компоновка главного корпуса

Для каждого отделения главного корпуса высотная компоновка определяется, прежде всего габаритами и размещением оборудования, условием его монтажа и эксплуатации, а также выбором отметки пола по отношению к планировочной отметки.

3.2.1 Турбинное отделение

Краны турбинного отделения должны обеспечить подъем статора генератора.

Масса статора турбогенератора ТГВ-300-2 составляет 266т. В турбинном отделении устанавливаются 2 мостовых крана типа КС - 160/32 с грузоподъемностью основного крана 160т и вспомогательного 32т.

Высота турбинного отделения над отметкой обслуживания определяется условиями монтажа и эксплуатации основного и вспомогательного оборудования: генератора, турбины и конденсатора, подогревателей высокого и низкого давлений. Отметку обслуживания турбоагрегатов Нобс. примем равной 9,6 м.

Определим высоту подъема, отметок головки рельса и подкрановой консоли

, (3.5)

где Ноб - максимальное значение из высот ПВД и ПНД

Нстр - принимаем ориентировочно равным диаметру ПВД или ПНД, м;

Нзап = 0,5 м.

Определим высоту подъема, м

.

Отметка головки рельса Нг.р в первом приближении может быть вычислена

, (3.6)

Определим отметку подкрановой консоли, м

, (3.7)

Затем окончательно примем отметку подкрановой консоли Нп.к с учетом ЕМС как ближайшее большее значение по высоте кратное 300 мм .

После этого можно уточнить окончательное значение отметки головки рельса, м,

, (3.8)

По вышеприведенным формулам (3.6),(3.7) определим отметку головки рельса и отметку подкрановой консоли, м

,

,

Примем м.

.

Определим высоту колонны, м

, (3.9)

По найденному значению отметка верха колонны окончательно принимается с учетом ЕМС как ближайшее большее значение, кратное 300 мм ( или 150 мм ).

Примем м.

Тогда высота верхней части колонны по отношению к отметке подкрановой консоли определяется,

, (3.10)

.

Высота нижней части колонны, м

, (3.11)

где = 0,6 - 1,0 м - заглубление базы колонны ниже уровня пола, м.

.

Полная высота колонны,

, (3.12)

.

Высота сечения верхней части колонны назначается в зависимости от шага колонн и грузоподъемности крана.

При шаге Вк = 12м и Qк = 100т высота сечения верхней части колонны

=750 мм.

Привязка колонны к продольной оси а зависит от высоты сечения верхней части колонны

Рекомендуется при =750 мм принимать привязку колонны к продольной оси = 500 мм.

Высота сечения нижней части колонны,

, (3.13)

где ml - привязка оси подкрановой балки и рельса к оси колонны, м;

а - привязка колонны к продольной оси, м.

Привязку оси подкрановой балки и рельса к оси колонны, м;

, (3.14)

, (3.15)

где - вынос моста крана.

Определим привязку оси подкрановой балки и рельса к оси колонны, м;

,

.

Высота сечения нижней части колонны, м

.

Условие жесткости для верхней и нижней частей колонны

, (3.16)

, (3.17)

Проверим условие жесткости для верхней и нижней частей колонны

Условие жесткости для верхней и нижней частей колонны выполняется.

После окончательного выбора размеров сечения колонны и привязок к ним осей подкрановых балок слева ml и справа m2 можно определить требуемый пролет крана, м,

, (3.18)

.

Рисунок 3.2 - Определения основных габаритных размеров ТО

тепловой электростанция энергетический деаэраторный

3.2.2 Котельное отделение

Исходными размерами для высотной компоновки котельного отделения является высота котлоагрегата и отметки пола.

Схема для определения основных габаритных размеров КО представлена на рисунке 3.2.

В котельном отделении устанавливаются 2 мостовых крана типа КМ - 50/10 с грузоподъемностью основного крана 50т и вспомогательного 10т.

В котельном отделении весь объем ремонтных работ осуществляется во внутреннем пространстве котла и в прилегающих к нему с внешней стороны ремонтных зонах таким образом, что перемещать грузы или элементы над самим котлом не требуется. В соответствии с условиями безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов расстояние от отметки площадки обслуживания на верху котла до низа моста крана должно быть не менее 2100 мм, а расстояние от верха любой выступающей части котла до крюка крана в его самом верхнем положении должно быть не менее 400 мм.

Отметка головки рельса,

, (3.19)

где - высота обслуживания котла

.

Отметка подкрановой консоли,

, (3.20)

где ; .

.

С учетом ЕМС принимаем .

Уточняем окончательное значение отметки головки рельса,

Приму с четом ЕМС

Определяем отметку верха колонн,

Высота верхней части колонны по отношению к отметке подкрановой консоли определяется,

Высота нижней части колонны,

Полная высота колонны,

Высота сечения верхней части колонны назначается в зависимости от шага колонн и грузоподъемности крана QК. При шаге ВК=12 м и QК=50 т принимаем hВ.К=750 мм.

Высота сечения нижней части колонны, м,

, (3.21)

где а- привязка колонны к продольной оси, при = 500 мм принимаем ; - привязка оси подкрановой балки и рельса к оси колонны.

Принятые сечения колонн проверяются по условию жесткости колонны.

Проверяем выполнение условий жесткости для верхней и частей колонны,

Условие жесткости для верхней и нижней части колонны выполняется.

Требуемый пролет крана, м,

Рисунок 3.3 - Схема для определения основных габаритных размеров КО.

3.2.3 Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения

Схема бункерно-деаэраторного отделения представлена на рисунке 3.4.

Деаэраторное отделение входит в состав главного корпуса практически каждой электростанции.

Исходными данными для высотной компоновки деаэраторного отделения являются: отметка пола 1-го этажа, количество этажей, отметка перекрытия деаэраторного помещения и габариты деаэратора.

Отметка низа стропильных конструкций или верха колонны, м:

, (3.22)

где Нп.д - отметка перекрытия под деаэратор, Нп.д =22,2 м;

Нф.д - высота фундаментной рамы, Нф.д = 0,5 м;

Нд - высота деаэратора, Нд =4,5 м;

Нк - высота крана от верхнего положения крюка до низа подвесных монорельсов, Нк =1 м;

Нстр- высота стропов, принимается равной диаметру колонки деаэратора,

Нстр = 2,4м;

hп.м - высота подвесных балок (монорельсов), hп.м = 0,2 м.

Рисунок 3.4- Компоновка деаэраторного отделения.

3.2.4 Выбор стропильных конструкций и назначение размеров сечений колонн и ригелей каркаса главного корпуса

Главный корпус проектируемой КЭС является зданием каркасного типа. Каркас здания выполняется из сборного железобетона. Стены выполняют функцию ограждения.

Фермы принимаем унифицированные стальные марки ТФ-48. Характеристики ферм приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Фермы стропильные

Характеристика конструкции

Размеры и масса конструкций, мм

Наименование

конструкции

Тип

(марка)

Пролет,

м

Длина

Высота

на коньке

Высота на опоре

Тол-щина

Строительный подъем

Масса

фермы,

т

Ферма стропильная стальная

ТФ - 48

48

47500

4500

2100

-

200

10,35

ТФ - 48

48

47500

4500

200

10,35

Все элементы колонн выполнены двутаврового сечения

Таблица 3.2 - Паспортные данные колонн

Характеристика колонн

Размеры сечения, мм

Наименование сечения и материал

Колонна

Марка

Высота

Ширина

полки

Толщина

Полки

Толщина

Сечение железобетонной колонны двутавровое

А

К 156

1500

600

200

200

Б,В

К 206

2000

600

300

200

Г

К 246

2400

600

300

200

4. Крановое оборудование главного корпуса

4.1 Выбор количества и грузоподъемности кранов в турбинном, котельном и деаэраторном отделениях

В главном корпусе электростанции краны предусматриваются для монтажа и ремонта оборудования и по характеру работы относятся к кранам легкого режима работы.

Количество и грузоподъемность кранов в турбинном отделении выбираются исходя из максимальной массы монтажных узлов турбоагрегата (ротора и статора), а также общего количества обслуживаемых агрегатов.

В котельном отделении устанавливаются два крана для монтажа и обслуживания котлоагрегатов и другого оборудования. При этом в качестве основного грузоподъемного механизма принимается мостовой кран с грузоподъемностью, соответствующей наибольшей монтажной массе оборудования в котельном отделении.

Устанавливаем два мостов кран типа КС - 160/32 в турбинном отделении и 2 мостовых крана типа КС - 50/10 в котельном отделении.

Параметры кранов приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Крановое оборудование главных корпусов

Мостовой кран

Габаритные размеры, м

Масса, т

Марка

Грузоподъемность, т

Основного/вспомогательного

Нk

hkp

B2

hp

Тележки

Крана общая

КС - 160/32

160/32

4,5

1,95

0,5

0,17

49

174

КМ - 50/10

50/10

4,5

0,7

0,4

0,15

32

121

5. Оборудование газовоздушного тракта

5.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Так как производительность котлов более 500 т/ч, то устанавливаем по два дымососа и вентилятора с подачей каждого по 50 % от общей производительности.

Расход воздуха, засасываемого дутьевым вентилятором, при максимально длительной производительности котлоагрегата, м3/ч

, (5.1)

где б - коэффициент избытка воздуха, б = 1,2 - 1,6;

- теоретически необходимый расход воздуха для полного сгорания 1 кг топлива, м3/кг;

Вчас - часовой расход топлива при максимально длительной нагрузке котла, кг/ч;

- температура воздуха на входе в дутьевой вентилятор, .

Теоретически необходимый расход воздуха для сжигания 1 кг твердого топлива определяется по его элементарному составу, м3/кг

, (5.2)

где Ср, Sр, Нр, Ор - показатели элементного состава используемого топлива на рабочую массу, %.

Расчетный расход топлива на работу котла, т/ч,

, (5.3)

где D - номинальная производительность котла, т/ч;

iо - теплосодержание перегретого пара, ккал/кг;

i пв - теплосодержание питательной воды, /кг;

Qрн - низшая удельная теплота сгорания рабочей массы, ккал/кг;

збр - КПД котлоагрегата.

Характеристика основного топлива приведена в таблице 5.1

Таблица 5.1 - Характеристики Волынского каменного угля

Вид топлива

Технические показатели

Kло

Горючая масса

Ас

Sгк

Sгор

МДж\кг

Ккал\кг

Волынский каменнй уголь (ГСШ,ГР)

10

18

2,5

1,2

39

23,15

5530

1,2

79,5

5,2

1,3

10,3

Определим показатели элементарного состава используемого топлива:

;

;

;

;

;

;

Определим теоретически необходимый расход воздуха по формуле (5.2)

Определим КПД котла по формуле

,

где - потеря тепла с уходящими газами (4 - 7)%;

- потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива (1 - 3)%;

- потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива (0,5 - 5)%;

- потеря тепла от наружного охлаждения (0,2 - 1)%;

- потеря тепла с физическим теплом шлаков (0,5 - 3)%.

,

Определим часовой расход топлива на работу котла, по формуле (5.3)

;

Рассчитаем расход воздуха, засасываемого дутьевым вентилятором, при максимально длительной производительности котлоагрегата, м3/ч

;

Выбор дымососов производится исходя из величины расхода уходящих газов при максимально длительной нагрузке котла, м3/ч,

, (5.4)

где Vог - теоретическое количество уходящих газов в расчете на 1 кг топлива при его полном сгорании, м3/кг;

бух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, бух = 1,15 - 1,25;

Вчас - часовой расход топлива на котлоагрегат, кг/ч;

tд - температура дымовых газов перед дымососом, tд = 120 - 150 °С.

Теоретическое количество уходящих газов при сжигании 1 кг топлива, м3/кг

, (5.5)

где - коэффициент избытка воздуха в топке, = 1,2 - 1,25;

- содержание влаги в рабочей массе топлива, %;

- низшая удельная теплота сгорания рабочей массы, ккал/кг.

.

Расход уходящих газов при максимально длительной нагрузке котла, м3/ч,

;

Номенклатура дутьевых вентиляторов и дымососов приведена в таблице 5.2.

Принимаем 2 дутьевых вентилятора типа ВДН-20 и 2 дымососа типа ДН-24Ч2-0,62.

Таблица 5.2 - Номенклатура дутьевых вентиляторов и дымососов

Тип оборудования

Типоразмер

Производи-тельность, м3/ч

Полное давление, кПа

Темпе-ратура газа, °С

КПД,

%

Частота вращения, об/мин

Мощность, кВт

Дутьевой вентилятор

ВДН-24х2-II

575

7

30

86

735

1000

Дымосос

ДОД-41

1080/1220

3,2/4,2

130

84

375

1140/1880

5.2 Золоулавливание и золоудаление

При паропроизводительности котлоагрегатами 420 т/ч и выше рекомендуется устанавливать электрофильтры. В основном применяют трех - и четырех горизонтальные электрофильтры степень очистки дымовых газов, КПД в которых может достигать 96 - 98 %.

Расход летучей золы, поступающей в золоуловитель, зависит от расхода, вида и способа сжигания топлива.

Расход летучей золы, кг/ч

, (5.6)

где - доля золы в недожоге и уносе принимаем равным 0,85 для пылеугольной топке, с фронтальными горелками %;

- зольность топлива на рабочую массу, %;

- потери тепла с механическим недожогом, = 1 - 2,5%.

.

Количество летучей золы, выбрасываемой в дымовую трубу каждым котлоагрегатом, кг/ч

, (5.7)

где ззу - полный КПД золоулавливающего аппарата.

Количество летучей золы, кг/ч

, (5.8)

, (5.9)

где n - число котлов, шт.

.

На КЭС, как правило, применяется схема совместного гидрозолошлакоудаления на золоотвал с помощью багерных насосов.

В багерной насосной устанавливаем 3 багерных насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте. Для каждой багерной насосной применяется один резервный пульпопровод.

Количество котлов, присоединенных на обслуживание одной багерной насосной, зависит от паропроизводительности котлов и вида топлива.

Часовая производительность системы золошлакоудаления на один котел, кг/ч,

, (5.10)

Диаметр шлакозолопровода, м

, (5.11)

где Q - расчетный расход пульпы, м3/ч;

х - расчетная скорость потока пульпы, х = 1,7 - 1,8, м/с.

Расчетный расход пульпы, м3/ч

, (5.12)

где Мшз, Мв - соответственно расход шлака, золы и воды, т/ч;

гшз, гв - удельный вес шлака, золы и воды, т/ч.

Расход шлака и золы, кг/ч;

, (5.13)

где n - число котлов, шт.

Расход воды, кг/ч

, (5.14)

Производительность системы золошлакоудаления на один котел, по формуле (5.10)

.

Расход шлака и золы определим по формуле (5.13)

.

Расход воды по (5.14)

.

Расчетный расход пульпы

.

рассчитаем диаметр шлакозолопровода по формуле (5.11)

.

Технические характеристики багерных насосов приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3 - Технические характеристики багерных насосов

Тип

оборудования

Типо

размер

Производительность, м3/ч

Давление на выходе из насоса,

Диаметр рабочего колеса, мм

Мощность на валу насоса, кВт

Мощность электродвигателя, кВт

Частота вращения ротора, об/мин

Багерные насосы

12 Гр - 8Г

1000-2000

0,57-0,48

840

270-432

500

730

5.3 Дымовые трубы

Дымовые трубы предназначаются для отвода дымовых газов в атмосферу. Выбор высоты и количества, устанавливаемых на ТЭС труб производится таким образом, чтобы концентрация вредных примесей у поверхности земли не превышала допустимых санитарных норм загрязнения атмосферного воздуха.

Минимально допустимая высота дымовой трубы при учете выбросов золы и окислов серы, м

, (5.15)

где Спдк - предельно допустимая концентрация золы или сернистых газов,

Спдк = 0,5 мг/ м3;

А - коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеивания примеси в воздухе, А = 160;

М - суммарный выброс золы и окислов серы из всех труб ТЭС, г/с;

F - безразмерный коэффициент, для , для золы = 2,0

m - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости газа на выходе из трубы, m= 0,6 при wг = 45 - 55 м/с и Н= 250-320 м;

z - число дымовых труб, шт.;

Vг - секундный объем дымовых газов, выбрасываемых из всех труб, м3/с;

Дt - разность температур газов на выходе из трубы и окружающего воздуха, Дt = 90°С.

Так как данная электростанция имеет 5 блоков, то принимаем 2 дымовых трубы.

Для расчета концентрации SO2 примем безразмерный коэффициент F = 1,0, для расчета концентрации золы равным F = 2,0.

Суммарный выброс золы и окислов серы после золоуловителей из всех труб, г/с

, (5.16)

где n - число котлов, шт;

Sр - процентное содержание органической и колчеданной серы в рабочей массе топлива, %.

, (5.17)

;

Минимально допустимая высота дымовой трубы при учете выбросов золы и окислов серы по формуле (5.15), м

.

Принимаем 1 дымовую трубу с высотой Н = 150 м.

Определим диаметр устья, м

, (5.18)

Определим диаметр устья по формуле (5.18), м

.

5.4 Молниезащита главного корпуса

При расчете грозозащиты следует проверить нахождение защищаемых объектов (отделений главного корпуса) в зоне защиты молниеотвода, роль которого играет дымовая труба.

Рисунок 5.1 - Эскиз зоны защиты молниеотвода, установленного на дымовой трубе станции

Размеры зоны защищенной молниеотводами установленными на дымовой трубе:

, (5.19)

где h - высота дымовой трубы;

hх - высота защищиаемых объектов;

hх1 - высота турбинного отделения;

hх2 - высота котельного отделения.

Определим радиус защищаемой зоны на высоте турбинного отделения по формуле (5.19):

.

Определим радиус защищаемой зоны на высоте котельного отделения по формуле (5.19):

.

Сравниваем радиусы rх1 и rх2 с расстояниями l1 и l2 соответственно:

rх1=74<178=l1,

rx2=44,6<118=l2;

Отсюда видно, что ни один из защищаемых объектов не попадает в зону защиты дымовой трубы, поэтому необходимо принять дополнительные меры грозозащиты, например, укладку на крыши и верхнюю часть стен зданий металлической сетки с приваренными к ней заземленными токоотводами.

На территории мазутного и маслянного хозяйств целесообразно установить стержневые молниеотводы.

6. Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления

6.1 Разгрузочные устройства, дробилки и ленточные конвейеры

Разгрузка железнодорожных составов, прибывающих на электростанцию, производится роторными вагоноопрокидывателями, т.к они применяются на станциях с расходом топлива более 150 т/ч. Количество вагоноопрокидывателей для электростанций с производительностью топливоподачи свыше 400 т/ч определяется, исходя из 12 опрокидываний в час полувагонов средневзвешенной грузоподъемности 60 тонн в час. Выбираем на электростанции два вагоноопрокидывателя, так как потребление топлива на станции составляет 459 т/ч. Выбираем боковой вагоноопрокидыватель, т.к они уменьшают на 7 - 9 м заглубление подземной части, что важно при высоком уровне грунтовых вод.

Определим расход топлива на станции, т/ч:

, (6.1)

Выбираем два вагоноопрокидывателя ВРС-125.

Технические характеристики вагоноопрокидывателей приведены в табл. 6.1

Таблица 6.1 - Технические характеристики вагоноопрокидывателя

Тип

Число рабочих циклов в 1 час

Производительность, т/ч при вагонах с грузоподъемностью

Угол поворота

n ротора, об/мин

Мощность двигателя, кВт

Габариты, м

Масса, т

60 т

93 т

125 т

Роторный ВРС-125

25

1500

2325

3625

1700

1,38

142,4

23,2х9,4х8,4

227

Из приемного разгрузочного устройства твердое топливо подается в КО двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, вторая резервная. Каждая лента конвейера обслуживается одной дробилкой с производительностью 850-1000 т/ч.

Технические характеристики молотковых дробилок приведены в таблице. 6.2

Таблица 6.2 - Технические характеристики дробилок

Типоразмер

Производительность, м3/ч

Наибольший размер загружаемых кусков, мм

Частота вращения ротора, об/мин

Диаметр ротора, мм

Мощность

эл.

двигателя, кВт

Масса с

эл. двигателем, т

М 20 Ч 20

200 - 660

600

600

2000

800

66,2

Расчетная часовая производительность конвейера, т/ч

(6.2)

где Всут - суточный расход топлива при полной проектной мощности электростанции, т/сут;

Т - число часов работы топливоподачи в течение суток, Т =21, ч.

.

Производительность ленты конвейера, т/ч

(6.3)

Производительность ленты конвейера по формуле (6.3), т/ч

.

Примем конвейер с желобчатой лентой, так как ее производительность в 1,5 - 2 раза больше плоской.

Требуемая ширина ленты, м

(6.4)

где х- скорость ленты, х = 2 м/с;

jт - насыпной вес топлива, jт = 0,85 т/м3;

Ка -коэффициент, учитывающий угол естественного откоса б топлива на ленте.

Угол откоса принимаем равным б = 40°.

Примем стандартную ширину ленты b= 1600 мм.

Мощность на валу приводного барабана, кВт

, (6.5)

где L - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабана, м;

Н - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м;

К1, К2 - коэффициенты, зависящие соответственно от ширины ленты и длины конвейера.

.

, (6.6)

где в - угол наклона конвейера.

м.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции конвейера, кВт

, (6.7)

где Кз - коэффициент запаса, Кз = 1,25;

Рсб - мощность потребляемая сбросным устройством, кВт;

зэд - КПД электродвигателя, зэд = 0,93 - 0,97;

зр - КПД редуктора, зр = 0,95 - 0,97.

Мощность потребляемая сбросным устройством, кВт

, (6.8)

.

Определим емкость бункера сырого угля, м3

, (6.9)

где t- число часов работы парогенератора на топливе, ч;

Кз - коэффициент заполнения бункера, Кз = 0,8.

.

6.2 Топливные склады. Размораживающие устройства

Для обеспечения электростанции топливом создают его резервные запасы: оперативный резерв - в бункерах главного корпуса и в расходном складе и долговременный - на резервном складе.

Для приема, укладки угля в штабеля и выдачи его со склада примем следующий способ механизации: с удлиненными наземными конвейерами, бульдозерами и колесными скреперами на тракторной тяге.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, м2

, (6.10)

где Вчас - часовой расход топлива всей станции, т/ч;

n - число суток запаса топлива на складе;

jт - насыпной вес топлива, т/м3;

h - высота штабеля, м;

k - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса (сползания) топлива в штабеле, k = 0,8 - 0,9.

Бульдозеры

2 формулы 6.11 6.12

6.3 Оборудование системы пылеприготовления

Пылеприготовительные установки выполняются с замкнутой схемой сушки топлива.

Для каменных углей применяется система с тихоходными шаровыми барабанными мельницами с промежуточным бункером пыли. Благодаря пылевому бункеру угольные мельницы можно загружать полностью, независимо от нагрузки парогенератора.

Мельницы выбираются по наибольшей имеющейся производительности. На парогенератор производительностью 420 т/ч и более устанавливают 2-3 ШБМ общей производительностью, обеспечивающей 110% номинальной нагрузки парогенератора; при выходе одной из них оставшиеся должны обеспечить не менее 90% нагрузки парогенератора. Расчетная производительность одной барабанной мельницы составляет, т/ч,

, (6.11)

где n - количество устанавливаемых мельниц, шт;

р - коэффициент запаса по производительности, принимаем равным 1,2.

Кло - коэффициент размолоспособности.

т/ч.

Технические характеристики шаровой барабанной мельницы приведены в таблице 6.4

Таблица 6.4 - Технические характеристики мельниц

Тип мельницы

Производи-тельность

по АШ,

т/ч

Диаметр барабана, мм

Длинна барабана, мм

Частота вращения, об/мин

Мощность эл. двигателя, кВт

Вес мельницы без эл. двигателя, т

ШБМ 400/1000

70

4000

10000

17,1

2460

246,5

На угольном складе предусматривают резервную разгрузочную эстакаду, предназначенную для разгрузки неисправных вагонов, которые не могут быть разгружены в вагоноопрокидывателе.

7. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции

7.1 Сооружения мазутного, масляного и Газового хозяйства

На данной электростанции мазут является растопочным топливом.

Мазутное хозяйство электростанций включает следующие основные элементы: приемно-сливного устройства, состоящего из разгрузочной железнодорожной эстакады, сливного лотка и промежуточной емкости; склада, на котором расположены резервуары для хранения мазута; мазутной насосной.

Для хранения мазута применяем металлические баки.

Запас мазута на электростанции, м3

, (7.1)

где n - число растопочных котлов, шт;

m - число суток на растопку, 1,5 суток;

Вм.час - часовой расход мазута, кг/ч

r - плотность мазута марки 100, r = 990 кг/м3.

Для блоков КЭС мощностью 300 МВт одновременно растапливаются 3 котла.

Часовой расход мазута основными котлами, т/ч

, (7.2)

где Qнр - низшая теплота сгорания мазута, кДж/кг. Для мазута марки 100 равна 9560 ккал/кг.

т/ч.

Запас мазута на электростанции по формуле (7.1), м3

м3.

Принимаем два бака емкостью 2000 м3.

Масляное хозяйство имеет четыре бака турбинного и четыре бака изоляционного масла. Емкость каждого бака - не менее емкости железнодорожной цистерны - 70 м3. Для бульдозеров и скреперов угольного топливного хозяйства устанавливают подземный резервуар дизельного топлива емкостью 75 м3.

7.2 Сооружения технического водоснабжения

На проектируемой электростанции согласно заданию применим оборотную систему водоснабжения с прудом охладителем. Пополнение воды происходит из реки Стир.

В этой системе главный корпус электростанции располагают близ берега пруда; насосы размещают в береговой насосной, так как годичные колебания горизонта воды в водохранилище могут быть значительными составляя несколько метров.

Водоприемное устройство и насосную размещают у более глубокого места пруда, вблизи плотины.

Плотину выполняют бетонной до 3-4 км, шириной по гребню 10 м, высотой до 30-40 м. Предусматриваются специальные водосбросные устройства при плотине для пропуска паводка и постоянных сбросов.

Нагретая в конденсаторах турбин вода сливается в водохранилище на некотором расстоянии от места приема, обеспечивающем необходимое ее охлаждение на пути от места забора до места слива.

Требуемая для охлаждения воды площадь водохранилища зависит от мощности КЭС, климатических условий, тепловой нагрузки и формы пруда.

Вода охлаждается в пруде, в основном за счёт её испарения с поверхности.

Насосная станция состоит из отдельных камер, число которых соответствует количеству насосов. Каждая из камер насосной станции состоит из водоприемной части, камеры всасывания и насосного помещения.

Выбор циркуляционных насосов.

Расчетная производительность ЦН, м3/ч

, (7.3)

где - величина летнего режима охлаждения, м3/ч;

n - число турбин, шт.

Определим расчетную производительность ЦН по формуле (7.3), м3/ч

м3/ч.

Напор ЦН принимаем 200 кПа.

Принимаем два рабочих циркуляционных насоса на один блок, производительностью каждый по 50%, установленных в машзале.

Технические характеристики ЦН приведены в табл. 7.1

Таблица 7.1 - Характеристика циркуляционного насоса

Тип

Напор, м вод. ст.

Производительность, м3/ч

КПД,

%

Потребляемая мощность, кВт

Частота вращения, об/мин

ОПII-185

15,5 -12,8

59920 - 79000

84

3000

333

7.3 Сооружения электрической части

На проектируемой станции открытые распределительные устройства на напряжения 330 и 110 кВ размещаются перед фасадом главного корпуса.

Так как на станции используются два повышенных напряжения, то автотрансформаторы связи устанавливаются около РУ 330 кВ. На территории ОРУ предусматриваются помещения для панелей релейной защиты, аккумуляторных батарей и компрессорной.

Распределительные устройства С.Н. 6 и 0.4 кВ размещаются в главном корпусе вдоль фасадной стены.

Вспомогательными устройствами на КЭС, относящимися к электрической части, являются: трансформаторно-масляное хозяйство (ТМХ), электротехническая лаборатория и электротехнические мастерские.

7.4 Сооружения угольного топливного хозяйства

Топливом на проектируемой станции служит Волынский каменный уголь. Топливное хозяйство электростанции состоит из угольного склада, системы ленточных транспортеров, расположенных в подземных эстакадах, узлов пересыпки и вагоноопрокидователь.

Для дробления твёрдого топлива используются дробильные установки. Дробилки грубого дробления размещаются под вагоноопрокидывателями, а дробилки тонкого дробления в тракте топливоподачи. Перед ними установлены электромагнитные сепараторы для улавливания металла и наклонные колосниковые решётки для отсева мелочи (и тем самым для снижения загрузки дробилок). Каждая нитка конвейера обслуживается двумя дробилками грубого дробления и одной дробилкой тонкого дробления.

Узлы пересыпки размещают по тракту топливоподачи в местах пересечения и изменения направления конвейеров, а также на прямых участках через каждые 200 м. В узлах пересыпки размещают натяжные и концевые станции конвейеров, а также рукава для пересыпки угля.

7.5 Подсобно - производственные здания и сооружения

Количество подсобно-производственных зданий и сооружений на площадке ТЭС зависит от вида топлива, степени блокировки зданий, возможности кооперирования вспомогательных цехов с другими предприятиями.

Для проектируемой электростанции требуются следующие подсобно - производственные здания и сооружения: объединенный вспомогательный корпус (ОВК); склад реагентов химводоочистки; общестанционная компрессорная; ацетиленокислородная станция; экипировочноремонтный блок; служебно-техническое здание железнодорожного транспорта; пожарное депо; проходная.

8. Сооружения угольного склада

8.1 Общая схема и оборудование топливного хозяйства пылеугольной электростанции

Схема топливного хозяйства ТЭС предопределяется последовательностью технологических операций с топливом, предшествующих его поступлению в пыле-приготовительную установку. Компоновка объектов топливного хозяйства зависит от характеристик топлива, вида используемых механизмов и машин, мощности станции.

Типовая технологическая схема топливоподачи ТЭС показана на рис. 8.1. Разгрузочное устройство оборудовано вагоноопрокидывателями, разгружающими вагоны с углем в приемные бункера. Смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают в тепляках. Если производительность топливоподачи менее 400 т/ч, устанавливают один вагоноопрокидыватель, от 400 до 1000 т/ч -- два вагоноопрокидывателя. Для электростанций с производительностью топливоподачи свыше 1000 т/ч количество вагоноопрокидывателей выбирается исходя из 12 опрокидываний в час вагонов средневзвешенной грузоподъемности плюс один резервный вагоноопрокидыватель. Топливо доставляется на ТЭС в полувагонах грузоподъемностью 60-125 т.

Для электростанции на фрезерном торфе тип раз-грузочного устройства (безъемкостное, траншейное, с многоковшовыми перегружателями и пр.) определяется в каждом конкретном случае с учетом расхода торфа и типа вагонов.

Приемные бункера вагоноопрокидывателей перекрывают решетками с размерами ячеек не более 350350 мм, расширяющимися книзу. Крупные куски топлива измельчаются и проталкиваются перемещающимися над решетками дробильно-фрезерными машинами. В соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электрических станций при соответствующем обосновании допускаются размеры решеток под вагоноопрокидывателем с ячейками более 350350 м. В этом случае топливо после приемных бункеров должно пройти через дробилки грубого дробления. Установка этих дробилок приводит к увеличению заглубления здания вагоноопрокидывателей, что связано с дополнительными капитальными затратами. Из-под бункеров разгрузочного устройства топливо выдается ленточными питателями, оснащенными шкивными магнитными сепараторами для извлечения из топлива поддающихся намагничиванию металлических предметов.

От каждого вагоноопрокидывателя отходит один ленточный конвейер с производительностью, равной производительности вагоноопрокидывателя. Нумерация конвейеров топливного хозяйства ведется по ходу топлива от разгрузочного устройства в главный корпус, на склад и со склада. Параллельным конвейерам одинакового порядкового номера присваивают буквенные индексы «а», «б».

Топливо в котельную подается двухниточной системой ленточных конвейеров, рассчитанных на трехсменную работу. Обычно одна из ниток работает, а вторая находится в резерве. Однако могут одновременно работать обе нитки системы. Такая необходимость может быть вызвана ухудшением качества и увеличением нестабильности качественных характеристик топлива, а также недостаточной надежностью некоторых узлов топливоподачи.

В узле пересыпки №1 топливо с конвейеров №1 с помощью распределителей, в качестве которых обычно используются перекидные шиберы, направляется на одну из ниток конвейера №2, которым транспортируется в дробильный корпус. Здесь топливо либо поступает в молотковые дробилки, либо сбрасывается плужковыми сбрасывателями на конвейер подачи топлива на склад. Дробилки измельчают топливо до размера 25 мм. При работе на торфе и другом мелком топливе (0-25 мм) топливо может подаваться, минуя дробилки. Перед дробилками для отсева мелких фракций устанавливается грохот или стационарная колосниковая решетка. Производительность всех установленных дробилок тонкого дробления должна быть не меньше производительности всех ниток топливоподачи в котельное отделение. Каждая нитка конвейера №2 работает со своей парой дробилок, причем в работе могут находиться одна из дробилок данной пары либо обе дробилки одновременно.

Перед дробилками устанавливают подвесной саморазгружающийся электромагнитный металлоискатель и металлоотделитель. При шаровых барабанных мельницах металлоуловители устанавливают только до дробилок.

Конвейерами №3 топливо подается в башню пересыпки бункерной галереи главного корпуса. На этих конвейерах установлены ленточные весы для текущего учета топлива, израсходованного за сутки.

На топливоподающем тракте после дробилок в узле пересыпки располагаются механические пробоотборные устройства, с помощью которых отбирают топливо при сбросе его с конвейеров и приготовляют усредненные пробы топлива для физико-химических анализов.

На конвейерах №4 в бункерной галерее на каждый бункер сырого угля установлены два двусторонних плужковых сбрасывателя. На резервный склад уголь подается конвейером и роторной погрузочной машиной-штабелером (РПМ). Послойная укатка угля на складе производится бульдозерами. Топливо со склада выдается в узел пересыпки конвейером непосредственно от РПМ.

Вместимость складов угля и сланцев принимается (без учета госрезерва), как правило, равной 30-суточ-ному расходу топлива. При небольших расстояниях между ТЭС и местом добычи топлива (41-100 км) вместимость склада может быть уменьшена до 15-суточного расхода, а при расстояниях до 40 км -- до 7-суточного расхода.

Система и уровень механизации угольных складов определяются на базе технико-экономического обоснования и должны обеспечивать выполнение складских работ и ремонт механизмов с минимальной численностью персонала. На угольных складах должны применяться механизмы непрерывного действия (роторные погрузчики, штабелеукладчики), мощные бульдозеры.

Ленточные конвейеры, как правило, размещаются в закрытых галереях, размеры которых выбирают, исходя из обеспечения необходимых проходов. Галереи ленточных конвейеров, помещения узлов пересылок, а также подземная часть разгрузочных устройств отапливаются. В них температура составляет +10°C, а в помещениях дробильных устройств +15°С.

На электростанциях в районах с расчетной температурой наружного воздуха -20°С и ниже галереи конвейеров подачи топлива на склад выполняют отапливаемыми, в них поддерживается температура не ниже +10°С. В остальных районах они не отапливаются, а на конвейерах используется морозостойкая лента.

Расстояние между объектами топливоподачи определяется перепадом высот при подаче топлива и допустимым углом наклона ленточных конвейеров, который не превышает 18°.

Наиболее трудоемка по условиям строительства заглубленная подземная часть зданий и сооружений, поэтому важна оптимизация компоновки оборудования и объемно-планировочных решений, позволяющая сократить количество объектов, располагаемых ниже уровня земли, а также уменьшить глубину сооружений с подземной частью. Поперечные сечения подземных и надземных транспортных галерей следует выполнять унифицированными, чтобы исключить сложные и трудоемкие переходные участки в местах выхода галерей из земли. Для надземных эстакад целесообразно применение легких металлоконструкций, что позволяет вести монтаж индустриальными блочными методами.

Здания и сооружения тракта топливоподачи относятся к категории пожароопасных помещений. По требованиям пожаробезопасности внутри конвейерных галерей не допускается прокладывать транзитные электрические коммуникации. В связи с этим с наружной стороны наземных конвейерных галерей устраивают мостики, на которых устанавливают металлические кабельные короба. В строительных конструкциях внутри зданий и сооружений топливоподачи должны быть исключены горизонтальные полки, на которых могут появиться отложения пыли.

8.2 Открытые склады твердого топлива. Общие сведения

Склады топлива выполняются открытыми. Устройство закрытых складов угля допускается только для ТЭЦ при технико-экономическом обосновании.

Открытые склады мелкого древесного топлива представляют собой площадки с твердым покрытием, оборудован­ные электрическим освещением и пожарным водопроводом. Топливо на такие склады подвозится автосамосвалами, подается пневмотранспортными установками или другими средствами непрерывного транспорта. Формирование штабелей топлива при этом осуществляется бульдозерами. Запрещается осуществлять разгрузки, хранить на складах твердого топлива и сжигать топливо с неизвестными или неизученными характеристиками по взрывопожаробезопасности. Площадка для хранения твердого топлива (угля, сланца, торфа) должна быть очищена от растительного мусора и прочих материалов, выровнена и плотно утрамбована. Запрещается укладка углей, торфа и горючих сланцев на грунте, содержащем органические вещества и колчеданы. Под вновь закладываемыми штабелями твердого топлива не рекомендуется располагать водосточные каналы, дренажные устройства, отдельные трубы и кабели, а также теплофикационные, кабельные и другие тоннели. На складе должна быть предусмотрена специальная площадка для тушения самовозгоревшегося топлива и его остывания после удаления из штабеля, помещение для обогрева рабочих, помещение для хранения сорбентов (присадок к топливу для подавления выбросов SO2). Открытые склады целесообразно устраивать в районах с теплым и сухим климатом.

Штабелирование топлива и его загрузка в приемные бункера топливоподачи предусматривается бульдозером.

Все топливо, поступающее на склад для длительного хранения, должно укладываться в штабеля по мере выгрузки его из вагонов в возможно короткие сроки. Запрещается хранение выгруженного топлива в бесформенных кучах и навалом более суток. Закладка штабелей торфа на хранение, а также укладка штабелей других видов твердого топлива должны выполняться в соответствии с требованиями "Инструкции по хранению ископаемых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций. Запрещается засыпать проезды твердым топливом и загромождать их оборудованием. В зимнее время указанные проезды должны регулярно очищаться от снега.


Подобные документы

  • Выбор площадки строительства и генеральный план КЭС. Выбор основного энергетического оборудования для электростанции. Плановая компоновка и крановое оборудование главного корпуса. Выбор оборудования газовоздушного тракта. Вспомогательные сооружения.

    курсовая работа [228,7 K], добавлен 13.05.2009

  • Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов ГРЭС. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 02.11.2010

  • Расчет основных технико-экономических показателей конденсационной электростанции. Описание тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования. Требования к компоновке зданий и сооружений электростанции, разработка генерального плана.

    курсовая работа [184,1 K], добавлен 26.02.2014

  • Порядок и основные этапы проектирования электростанции типа ГРЭС. Критерии и обоснование выбора генераторов. Выбор схем и трансформаторов на проектируемой электростанции. Технико-экономическое сравнение вариантов схем. Расчёт токов короткого замыкания.

    курсовая работа [764,4 K], добавлен 09.04.2011

  • 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.

    дипломная работа [505,3 K], добавлен 15.01.2015

  • Технико-экономическое обоснование ТЭЦ. Конструирование и расчет тепловой схемы выбранной турбины. Выбор оборудования станции. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения.

    дипломная работа [440,5 K], добавлен 09.01.2015

  • Технологическая схема электростанции. Показатели ее тепловой экономичности. Выбор начальных и конечных параметров пара. Регенеративный подогрев питательной воды. Системы технического водоснабжения. Тепловые схемы и генеральный план электростанции.

    реферат [387,0 K], добавлен 21.02.2011

  • Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.

    курсовая работа [316,0 K], добавлен 03.03.2011

  • Обоснование необходимости расширения электростанции, выбора площадки строительства. Разработка вариантов схем выдачи мощности и выбор основного электрооборудования станции. Выбор токов короткого замыкания, релейной защиты, автоматики и КИП электростанции.

    дипломная работа [4,6 M], добавлен 12.05.2015

  • Выбор генераторов исходя из установленной мощности гидроэлектростанции. Два варианта схем проектируемой электростанции. Выбор трансформаторов. Технико-экономические параметры электростанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор схемы собственных нужд.

    курсовая работа [339,3 K], добавлен 09.04.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.