Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 01.10.2016
Размер файла 756,2 K

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://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 вентиляцииqОВГОД=13,1 Гкал/годчел;hОВMAX=2500 час.

для горячего водоснабженияqГВГОД=8,1 Гкал/годчел;hГВMAX=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=QПВК100=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 - kТС=4106 $/км [6] ,

в ЛЭП - kЛЭП=0,56106 $/км.

Полные капиталовложения:

в ТС - KТС= kТС lТС=410615=60106$,

в ЛЭП - KЛЭП= kЛЭП lЛЭП=0,5610615=8,4106 $.

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

головн+ 2 Кпосл+ 3КПВК=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;

- 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/(КАКП)=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:

Ипост=1,3(1,2КТЭЦРа/100+kштNТЭЦзсг),

гдеРа =3,7 % - норма амортизации [6],

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

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

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

Переменные издержки:

ИперТЭЦЦтут=1,64310660= 98,58106 $/год,

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

Приведенные затраты на ТЭЦ:

ЗТЭЦнКТЭЦпостпернТСЛЭП)+ИТСЛЭП ,

гдеИТС= 0,075КТС=0,07560=4,5106 $/год,

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

ЗТЭЦ=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 - K2К-300= 33,6 млн. .

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

Для данной мощности КЭС [6]:

Ра =3,1 % - норма амортизации,

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

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

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

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K1 К-300+2K2К-300 =(62+233,6).106=97,6.106 $

Постоянные издержки КЭС:

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

Количество электроэнергии, вырабатываемой за год:

ЭК=NКЭСhКЭС=9005500=4950000 МВтч/год

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс= ЭК (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=bЭК(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 NЭК ;

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

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

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

Ээк=NЭКhКЭС=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:

ВКЭС=3Вбл=30,51.106 =1,53106 тут/год

Удельный расход топлива на электроэнергию:

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

Переменные годовые издержки КЭС:

И*КЭСпер=B КЭСЦтут=1,5310660= 91,8106 $/год

Доля капиталовложений в КЭС, учитываемая при сравнении:

ККЭС=К*КЭСNТЭЦ/NКЭС=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:

ИКЭСпост= И*КЭС пост NТЭЦ/NКЭС= 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:

ИКЭСпер= И*КЭС пер NТЭЦ/NКЭС=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=QТФ/QнВК=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:

ККОТ1КВТК-1002КВТК-100=(3,3+0,92)106=4,22106 $

Принимаем по рекомендациям [11], с учётом Qкот , норму амортизации Ра=3%, среднегодовая заработная плата Зсг=2000 /год, штатный коэффициент kшт=0,25 чел/Гкал.

Постоянные издержки:

Икотпост=1,3(1,1КкотРа/100+kштQкотзсг)=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:

ИкотперкотЦтут=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:

Сбоф=KТЭЦ=220,9 млн. $

Ликвидная стоимость основных фондов:

Слоф=0,05Сбоф=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):

ПрiнээЭТЭЦ + ЦнтэQТЭЦ- Ипост- Ипер + Иа=

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

где млн. .

Пр2=Прi/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=0,38Сбоф=0,5220,9=110,45 млн.

К1=0,27Сбоф=0,25220,9= 55,22 млн.

К2=0,2 Сбоф=0,25220,9=55,22 млн.$

К4....28= 0 млн.

К28= -Слоф= -11,05 млн.

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

Раздельная схема выработки тепловой и электроэнергии

Стоимость основных фондов:

СбофКЭСкот=112,7106+4,22106= 116,92 млн.$

Ликвидная стоимость основных фондов:

Слоф=0,05Сбоф=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):

ПрiнээЭКЭС + ЦнтэQкот --+=

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

= 88,9106 $,

где млн. .

Пр2=Прi/3=88,9106 /3= 29,6106

Пр3=Пр22=29,61062=59,2106

Капиталовложения по годам:

К0=0,15Сбоф=0,15116,92 = 17,5 млн.

К1=0,38Сбоф=0,38116,92 =44,4 млн.

К2=0,44Сбоф=0,44116,92 =51,44 млн.

К3=0,03Сбоф=0,03116,92 =3,5 млн.

К431=0 млн.

К32= -Слоф= -5,846 млн.

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

Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере

Расчётная формула NPV, :

Срок окупаемости hокуп соответствует такому значению переменной i при котором NPV за период от i=1..hокуп 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/см23,

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

=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

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

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:

Gкн=1,2Gкмax,

где Gкмax - 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

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

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

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

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

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

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:

3 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

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

Рисп м3/ч;

на унос

Рун м3/ч;

на продувку

Рпр м3/ч;

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

Р доб= Р прунисп= 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:


Подобные документы

  • Выбор площадки строительства и компоновка конденсационной электрической станции мощностью 2200МВт. Тепловая схема и характеристики сжигаемого топлива. Выбор структурной схемы КЭС и основного оборудования. Расчет электрических характеристик и нагрузок.

    дипломная работа [2,6 M], добавлен 11.03.2015

  • Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.

    дипломная работа [572,0 K], добавлен 02.09.2010

  • Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.

    дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013

  • 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

  • Составление принципиальной схемы производственно-отопительной котельной промышленного предприятия. Расчет тепловых нагрузок внешних потребителей и собственных нужд котельной. Расчет расхода топлива и мощности электродвигателей оборудования котельной.

    курсовая работа [169,5 K], добавлен 26.03.2011

  • Теплоэлектроцентраль как разновидность тепловой электростанции: знакомство с принципом работы, особенности строительства. Рассмотрение проблем выбора типа турбины и определения необходимых нагрузок. Общая характеристика принципиальной тепловой схемы.

    дипломная работа [1,7 M], добавлен 14.04.2014

  • 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

  • Определение тепловых нагрузок для каждого потребителя теплоты. Вычисление годового расхода теплоты для всех потребителей (графическим и расчетным способом). Гидравлический расчет водяной тепловой сети. Выбор оборудования и принципиальной схемы котельной.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 23.08.2014

  • Модернизация турбоустановки Кумертауской ТЭЦ; описание и расчет принципиальной тепловой схемы в номинальном и конденсационном режимах; выбор основного и вспомогательного оборудования; тепловой и поверочный расчеты сетевого подогревателя; себестоимость.

    дипломная работа [755,1 K], добавлен 07.08.2012

  • Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 09.04.2012

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.