Тепломеханічний розрахунок електростанції потужністю 275 МВт

Загальна характеристика ТЕЦ. Організація водно хімічних режимів енергоблоків ТЕС. Обладнання й методи хімводопідготовки. Охорона навколишнього середовища від викидів на підприємстві. Розрахунок теплової схеми ТЕЦ. Зворотне водопостачання з градирнями.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык украинский
Дата добавления 31.07.2011
Размер файла 120,5 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://www.allbest.ru/

Вступ

За останні роки значно зменшився обсяг фінансових коштів та матеріальних ресурсів, що виділяються на ремонт та реконструкцію ТЕЦ і теплових мереж. У критичному стані знаходяться трубопроводи теплових мереж. Періодично у різних містах трапляються серйозні аварії у системах, в наслідок яких велика кількість будинків лишається без тепла, а інколи стає паралізованим життя цілого міста. На сучасному етапі Україна не в змозі забезпечити бюджетне фінансування коштовних довгострокових програм по оновленню та реконструкції крупних ТЕЦ і довгих теплових мереж. Формуються комерційні структури, які, щоправда, не мають стимулів до фінансування капітальних довгострокових програм.

Взагалі існує два напрямки розвитку теплофікації:

1. Традиційний, що базується на спорудженні нових крупних ТЕЦ і далеко протяжних систем централізованого теплопостачання, а також на модернізації існуючих паротурбінних теплофікаційних електростанцій, працюючих на природному газі, шляхом введення газотурбінних надбудов і перетворення їх в ПГУ великої потужності,

2. Нетрадиційний, що передбачує будівництво ТЕЦ на базі ДЕС, ГТУ і ПГУ малої та середньої потужності і формування компактних систем теплопостачання.

Ці два напрямки не перечать один одному, а в оптимальних межах можуть співіснувати, тим самим обслуговуючи не лише крупних, але й відносно невеликих споживачів теплової енергії, що дозволить розширити області застосування теплофікації у країні.

Таким чином, мова не йде про заміну крупних ТЕЦ теплофікаційними електростанціями відносно невеликої потужності, а в значній мірі про їх раціональне поєднання. Дійсно, крупні паротурбінні ТЕЦ, які отримали широке розповсюдження в Україні та країн СНД, мають наступні значні переваги перед малими ТЕЦ:

1. Спорудження невеликих ТЕЦ замість крупних паротурбінних ТЕЦ буде приводити до різкого зниження одиничної потужності обладнання і, як наслідок цього, до зниження початкових параметрів, енергетичної ефективності і ло збільшення відносних початкових затрат,

2. Для сучасних крупних енергосистем малопотужні енергоустановки не в змозі вирішувати основні проблеми по розвитку в них електро- та теплоенергетики,

3. Застосування газотурбінних і паро-газових установок дозволяє подальший розвиток теплофікації тільки тим районам, що забезпечені природним газом,

4. Зрозуміло, що децентралізація теплофікаційних установок повинна роздивлятися лише як допоміжне рішення, а не як основний напрямок розвитку теплофікації на перспективний період.

1. Тепломеханічний розрахунок електростанції потужністю 275 МВт

1.1. Загальна характеристика ТЕЦ

Запроектована ТЕЦ повинна повністю забезпечити покриття теплового навантаження споживачів м. Львів. Потреба в гарячій воді (150/70 С) складає 500 МВт, а в парі (1,3…1,5 МПа) - 600 т/год. Електрична потужність ТЕЦ становить 275 МВт.

Для покриття теплового навантаження, виходячи з техніко-економічних обґрунтувань, на ТЕЦ-275 МВт було встановлено таке основне обладнання:

турбіни типу Т та Р (2хР-50-130 та Т-175/210-130);

енергетичні котли Таганрогського котельного заводу (4хЕ-420-140);

пікові водонагрівальні (1хКВГМ-180).

Теплова схема була розроблена на основі принципових теплових схем відповідних турбін. Основним паливом енергетичних котлів є кам'яне вугілля, яке подається з паливного складу за допомогою стрічкових конвеєрів. резервним паливом є мазут, це паливо використовується для розтопки й роботи станції в зимовий час, а також для роботи пікового водонагрівального котла.

Система гарячого водопостачання закрита, з розрахунковою температурою води 150/70 С.

Тепло електроцентраль розташована в м. Львів й спроектована для таких кліматичних умов характерних для цього міста:

розрахункова температура повітря, для опалення - tРО=-19 С;

середньомісячна температура повітря, для самого холодного місяця tСер(х.м.)= - 3,9 С;

середня температура повітря за опалювальний період - tсер.о.=+0. 3 C.

В якості системи технічного водозабезпечення була обрана оборотна система з градирнями. Для виводу димових газів в атмосферу будується димова труба висотою 180 м й діаметром устя 7,2 м.

1.2 Вибір основного обладнання

Основне обладнання ТЕЦ необхідно вибирати таким чином, щоб можна було повністю забезпечити покриття теплового навантаження як в парі так і в гарячій воді за рахунок найбільш крупного обладнання при оптимальному коефіцієнті теплофікації.. До основного обладнання можна віднести парові та водонагрівальні котли, турбоагрегати

В даній курсовій роботі, виходячи з техніко- економічного обґрунтування, було обрано таке основне обладнання:

парові турбіни типу Т та Р, водонагрівальний піковий котел марки КВГМ, та Таганрогський паровий котел. Опис основного обладнання приведено нижче.

1.2.1 Турбоагрегати

Паротурбінний агрегат є невід'ємною частиною електростанції. Турбіна призначена для та покриття теплового навантаження та виробітку електро енергії. Всі сучасні турбіни мають регенеративний підігрів, що сприяє підвищенню ККД агрегату. Усі турбоагрегати комплектуються разом з електрогенераторами.

1.2.1.1 Турбіна Р-50-130-13 ЛМЗ

Парова турбіна Р-50-130 ЛМЗ потужністю 50 МВт виконана на початкові параметри 12.75 МПа та 555 С й протитиском 1.0-1.8 МПа. Свіжа пара з колектора ТЕЦ підводиться до стопорного клапана , а від нього по чотирьох трубопроводах - до чотирьох регулюючих клапанів, встановлених відповідно на корпусі турбіни.

З соплових коробок, вварених в корпус, пар потрапляє на одно вінцеву регулюючу ступінь, потім проходить шістнадцять нерегулюємих ступенів тиску й направляється потім, тепловому споживачу.

В систему регенерації входить - три підігрівачі високого тиску, живляться паром з вихідного патрубка турбіни та двох нерегулюємих відборів. Температура живильної води 235 С.

Ротор турбіни виконано суцільнозварним, корпус - односторонній, з обоймами. Паророзподілення в турбіні виконано внутрішнім, обвідним. При перевантаженні турбіни четвертий регулюючий клапан відкривається одночасно з обвідним клапаном, перепускаючого пар з камери регулюючої ступені в четверту нерегулючу ступінь. Це дозволяє збільшити електричну потужність турбоагрегату.

В схемі регулювання та масло постачання в турбіні проводиться з використанням регулятора тиску. При зміні тиску в вихідному патрубку подається імпульс на відсічний золотник головного сервомотора, при роботі турбіни по тепловому графіку. Чутливим елементом датчика тиску є сильфон, розміри якого змінюються під дією тиску пари в випускному патрубку; до сильфону приєднана заслінка, регулююча злив масла з камери над поршнем золотника регулятора, котрий й змінює тиск під відсічним золотником, при цьому встановлюється необхідне положення регулюючих клапанів. Для даної турбіни поставляється обладнання, що занесено в таблицю 2.1:

Технічні характеристики турбіни Р-50-130

Електрична потужність, МВт номінальна .........................50

максимальна .....................…60

Частота обертання, с-1 ……………………………………….50

Початкові параметри пари тиск, МПа ...............................12.75

температура, С ..................................................................555

Тиск пари за турбіною, МПа………………………………1.3

Максимальні витрати свіжої пари, кг/с……………………133

Температура живильної води, С…………………………235

Довжина лопатки останньої ступені, мм…………………122

Середній діаметр останньої ступені, мм…………………931

Довжина турбіни, м………………………………………8.856

Питомі витрати пари, …………………………………2.7

1.2.1.2 Турбіна Т-175/210-130

Турбіна має номінальну потужність 175 МВт при початкових параметрах 12.8 МПа та 555 С. Номінальне теплове навантаження 1130 ГДж/год. Розрахунковий тиск в конденсаторі 5.8 кПа. Частота обертання 50 с-1.

Пар з стаціонарного колектора через стопорний клапан підводиться до чотирьох регулюючих клапанів, встановлених на ЦВД турбіни. Паророзподілення турбіни - соплове.

Турбіна виконана з трьох циліндрів. Пар в ЦВД турбіни після соплових коробок потрапляє на одно вінцеву регулюючу ступень. Потім пар розширюється в шести ступенях, робить поворот на 180 градусів, проходить в між корпусному просторі й потім розширюється в шести ступенях, після чого направляється в ЦСД. Проточна частина ЦСД включає дев'ять ступеній, з них дві останні утворюють проміжний відсік: пар з камери перед цими ступенями направляється в мережний підігрівач ІІ ступені, а з вихідного патрубка ЦСД - в ЦНД й мережний підігрівач І ступені. Регулювання витрат пари на мережні підігрівачі виконується регулюючими клапанами турбіни й регулюючими діафрагмами, встановленими на вході в потоки ЦНД. Сам ЦНД - двох поточний, симетричний, з трьома ступенями в кожному потоці. Висота робочої лопатки останньої ступені 830 мм при середньому діаметрі 2280 мм.

Ротор ЦСД - комбінований з суцільнозварною передньою частиною. Так як на виході ЦСД розташований проміжний відсік, на який діє значна різниця тисків, залежна від витрат пари, в районі переднього ущільнення виконаною думіс великого діаметру, урівноважуючи осьові навантаження, виникаючі в проточній частині. Корпус ЦСД складається з передньої (литої) та вихідної (зварної) частин, з'єднаних вертикальним технологічним роз'ємом .

Ротор ЦНД - збірний, корпус - зварний, двоступеневий.

Корпус ЦВД й ЦСД підвішені лапами на стільці підшипників; перші два з них - виносні, третій та четвертий вмонтовані і в вихідні патрубки ЦНД. Під лапами корпусів встановлені поперечні шпонки. Фікспункт турбіни утворений перетином осей повздовжніх й поперечних шпонок, розташованих на бічних фундаментних рамках ЦНД в зоні вихідного патрубка, розташованого рядом з патрубком ЦСД. Від цього фікс пункту розширяється частина ЦНД. ЦСД й ЦВД, переміщуючи корпуси підшипників вздовж повздовжніх шпонок по фундаментним рамам. Для даної турбіни поставляється обладнання, що занесено в таблицю 1.1.

Технічні характеристики турбіни Т-175/210-130

Електрична потужність, МВт

номінальна ...................................................................................175

максимальна .................................................................................210

Частота обертання, с-1 ………………………………………………50

Початкові параметри пари тиск, МПа ...........................................12.8

температура, С ..............................................................................555

Межі змін тиску в регулювальних відборах, кПа

верхнього ………………………………………………………59-290

нижнього ………………………………………………………49-196

Максимальна теплове навантаження, ГДж/год………………1170

Температура живильної води, С………………………………232

Тиск пари за турбіною, кПа……………………………………5.0

Витрати охолоджуючої води через конденсатор, т/год………24800

Температура охолоджуючої води, С …………………………20

Максимальні витрати свіжої пари, кг/с…………………………211

Довжина лопатки останньої ступені, мм………………………830

Середній діаметр останньої ступені, м…………………………2.28

Довжина турбіни, м………………………………………………21.4

Питомі витрати пари, ………………………………………4.25

Таблиця 1.1 Комплектуюче обладнання паротурбінних установок Р-50 130-13 та Т-175/210-130

№№

Обладнання

Р-50-130-13

Т-175/210-130

Типорозмір

Кількість

Типорозмір

Кількість

1

Конденсатор

-

-

КГ2-12000-1

1

2

Основний ежектор конденсаційного обладнання (з холодильником)

-

-

ЭП-3-135-1

3

3

Охолоджувач пари з кінцевих ущільнень (з ежекторів)

ПС-50-1

1

-

-

4

Охолоджувач пари з проміжних камер ущільнень1

-

-

ПС-250-30-0.5

(ПНД1)

1

5

Підігрівачі низького тиску:

ПНД1

ПНД2

ПНД3

ПНД4

-

-

-

-

-

-

-

-

ПН-400-26-7-ІІ

ПН-400-26-7-ІІ

ПН-400-26-7-ІІ

ПН-400-26-8-V

1

1

1

1

6

Номери підігрівачів, конденсат котрих закачується зливними насосами

-

-

ПНД2, ПНД3

7

Деаератор

ДП-500М2

1 шт. на 2Р-50

ДП-500М2

1

8

Підігрівачі високого тиску:

ПВД1

ПВД2

ПВД3

ПВ-425-230-25-І

ПВ-425-230-37-І

ПВ-425-230-50-І

1

1

1

ПВ-760-230-14

ПВ-800-230-21

ПВ-800-230-32

1

1

1

9

Підігрівачі мережної води:

Основний(верхній)

Піковий(нижній)

-

-

ПСГ-5000-3.5-8-І

ПСГ-5000-3.5-8-І

1

1

10

Масло охолоджувачі

МБ-63-90

1

М-240М

3

11

Конденсатний насос 1-го підйому

-

-

КСВ-320-160

2

12

Зливні (дренажні)2 насоси

-

-

КС-80-155 (ПНД2)

КС-80-155 (ПНД3)

1

2

13

Конденсатні насоси мережних підігрівачів3

-

-

КС-320-160

5

14

Живильні електро - насоси

ПЕ-580-185/200

1 на дві турбіни

ПЕ-580-185/200

1

Примітки: 1. В дужках позначено підігрівач, перед яким по ходу живильної води встановлено даний підігрівач.

2. В дужках позначено підігрівач, дренаж якого закачується даним насосом.

3. Вказано сумарну кількість насосів у обох підігрівачів. У нижнього мережного підігрівача встановлюється стільки ж насосів, або на один більше ніж у верхнього підігрівача.

1.2.2 Котлоагрегати

Котлоагрегати є невід'ємною частиною електростанції. Вони призначені для нагріву робочого середовища. по робочому середовищу вони класифікуються на парові та водонагрівальні. Парові котли, ще називають енергетичними так як вони генерують пару щз високою температурою та тиском. Свіжа пара після парогенератора направляється в турбоагрегат, та крім того деяка частина може йти на власні потреби, або покривати теплове навантаження в парі. Водонагрівальні котли призначені для покриття теплового навантаження в гарячій воді, тому їх ще називають піковими, бо здатні покривати піки теплового навантаження в гарячій воді.

Як було вище зазначено на ТЕЦ застосовано водонагрівальний котел типу КВГМ та паровий котел Таганрогського котельного заводу. Ці котли будуть описані нижче.

1.2.2.1 Паровий енергетичний котел Е-420-140( ТКЗ-420-13,8-560КЖ)

Котельний агрегат Е-420-призначений для генерації перегрітого пару на тепловій електричній станції з теплофікаційними турбінами при спалюванні кам'яного вугілля зі Львівсько-Волинського родовища. Котел вертикально-водотрубний, барабанний, із природною циркуляцією, виконаний за П-подібною компоновкою.

Топочна камера з рідким шлаковидаленням. Шлаковидалення безперервне, механізоване, із шнековим транспортером та дробаркою.

Топочна камера призматична, відкритого типу, зроблена із суцільнозварних мембранних газощільних панелей, виготовлених із труб 60 мм й товщиною стінки 6 мм (Сталь 20). Шаг труб в панелях становить - 80 мм.

В нижній частині топки трубами фронтових й задніх екранів утворена “холодна” воронка. В верхній частині топки труби заднього екрана утворюють аеродинамічний виступ. Стеля топки закривається панелями фронтових екранів. Топка обладнана шістьма вихровими пальниками, розташованих у два яруси на фронтовій стіні. Барабан котла - зварна конструкція з внутрішнім діаметром 1600 мм й товщиною стінки 112 мм (Сталь 16ГНМА).

Схема випаровування двоступенева, із промивкою пари живильною водою. Перша ступінь випару включена безпосередньо в барабан котла і являє собою сполучення усередині барабанних циклонів і паро-промивних пристроїв, друга ступінь включає сепараційні виносні циклони зовнішнім діаметром 426 мм.

Вода з барабана до випарювальних екранів подається по стояках 219 мм. Пароводяна суміш з екранів у барабан подається по трубах 159 мм.

Пароперегрівач - радіаційно-конвективного типу. радіаційна частина пароперегрівача складається із ширм, розміщених у верхній частині топочної камери, виконаних із труб ?42 мм й товщиною стінки 5 мм (Сталь 12Х1МФ); конвективна частина розташована в горизонтальному газоході й виконана з труб ?38 мм й товщиною стінки 4; 4.5; 5 й 6 мм (Сталь 20, 12Х1МФ, 12Х18Н12Т).

Бічні стіни горизонтального й частина опускного газоходу екрановані горизонтальними суцільно зварними панелями пароперегрівача з труб 60 мм й товщиною стінки 6 мм, із кроком 100 мм.

Температура перегрітої пари регулюється вприскуванням власного конденсату в пароохолоджувач. В конвективному газоході за пароперегрівачем розміщені водяний економайзер та трубчатий повітропідігрівник. Економайзер складається з гладких труб 32 мм й товщиною стінки 4 мм (Сталь 20).

Куби повітропідігрівника зроблені з труб 40 мм й товщиною стінки 1,5 мм (Ст. 3). Блоки водяного економайзера й повітропідігрівника встановлені один на одному й зварені між собою для, того щоб, виключити проникнення холодного повітря.

Котел, обладнаний тепловою камерою для сумісної ізоляції перепускних труб і камер котла. обмурівка складається з над-трубної ізоляції з вулканітових плит. вогнетривкі матеріали використовуються тільки на амбразурах пальників й гарнітурі.

Для очищення поверхонь нагріву котла передбачена віброочистка ширм; для стін топки й конвективних пакетів пароперегрівача - обдувні пристрої, для економайзера та підігрівника - дробоочистки.

Котел, оснащений необхідною арматурою, пристроями для відбору проб пари й води, а також контрольно-вимірювальними пристроями. Процеси регулювання температури перегрітої пари й горіння автоматизовані. передбачені пристроєм теплового захисту. Котлоагрегат поставляється крупними транспортними блоками.

Технічні характеристики котла Е-420-140

Парова потужність, т/год.............................................................420

Тиск на виході з промпароперегрівача, МПа ............................13,8

Температура, С

підігріву повітря ..........................................................................402

вихідних газів ...............................................................................143

живильної води ............................................................................230

перегрітої пари .............................................................................560

ККД (брутто) гарантійний, %.......................................................91,5

Габаритні розміри, м:

ширина по осям колон .................................................................19,5

глибина по осям колон ................................................................18,2

верхня відмітка котла ...................................................................37,5

1.2.2.2 Піковий водонагрівальний котел типу КВГМ-180

Водонагрівальні котли використовуються на ТЕЦ в якості пікових джерел теплоти при теплових навантаженнях, перевищуючих за рахунок покриваємих відборами теплофікаційних турбін. Виходячи з техніко-економічних обґрунтувань максимальне теплове навантаження відборів теплофікаційних турбін приймають із розрахунку покриття 50-68% максимуму опалювального навантаження, а інше приймають на себе пікові водонагрівальні котли. Водонагрівальні котли можуть також використовуватись в якості резервного джерела теплоти для опалення, при виході з ладу теплофікаційних турбін, а також як замикаюче джерело теплопостачання коли ТЕЦ покриває піки електричного навантаження шляхом отримання додаткової потужності за рахунок теплофікаційних відборів й збільшення пропуску пари в конденсатор.

Котел має Т-подібну двухпоточну конструкцію. Топочна камера об'ємом 612 м3, із переходом у дві опускні конвективні шахти.

Радіаційна поверхня нагріву - 535 м3, а конвективна - 4940 м3. Топочна камера відділена від конвективних шахт газощільними екранами з труб 60 мм й товщиною стінки 4 мм. Колектори екранів виготовлені з труб 273 мм й товщиною стінки 16 мм. Змійовики конвективної поверхні нагріву виготовлені з труб 32 мм й товщиною стінки 3 мм. Складаються з верхніх та нижніх полу секцій. матеріал труб усіх поверхонь нагріву - сталь 20.

Безкаркасна, полегшена обмурівка товщиною 110 мм, кріпиться на екранних трубах. Газо-мазутні пальники механічного типу розташовані на бокових сторонах топочної камери нижче конвективних шахт на одній висоті по три з кожної сторони.

При роботі на мазуті видалення золових відкладень із конвективних поверхонь нагріву проводиться дробоструминним пристроєм.

Унизу конвективних шахт розташовані бункери для збору дробу. Подача дробу з бункерів у збірники над котлом проводиться за рахунок стисненого повітря.

Приймається в піковому режимі роботи одноходова схема руху мережної води. Мережна вода поступає у внутрішній колектор 720 мм й товщиною стінки 12 мм та розділяється на два паралельних потоки. В кожному потоці вода проходить паралельно через екрани й конвективні поверхні нагріву й збирається у вихідній камері котла.

Технічні характеристики котла КВГМ-180

Номінальна теплова потужність, МВт ............................…210

Витрати воли, т/год ……......................................................4420

Втрати тиску води, МПа …………………............................0,104

Температура, С

мережної води на вході ..........................................................70

мережної води на виході .........................................................150

вихідних газів ...........................................................................195

ККД (брутто) гарантійний, %.......................................................89

Габаритні розміри, м:

ширина по осям колон ..............................................................14,4

глибина по осям колон .................................................................7,3

верхня відмітка котла ..................................................................23,0

1.3 Вибір допоміжного обладнання

Основною задачею вибору допоміжного обладнання - визначення типорозмірів, кількості, параметрів й продуктивності обладнання. крім того, визначаються потужності привідних двигунів і витрата електроенергії на власні потреби електростанції. вибирається також спосіб регулювання продуктивності агрегатів власних потреб.

До допоміжного обладнання відносять:

а) допоміжне обладнання турбінного відділення - включає в себе насоси різного призначення, теплообмінні апарати, обладнання термічної обробки води, ємності для зберігання запасів рідких речовин й обладнання для підтримання параметрів пари;

б) допоміжне обладнання котельного відділення - включає в себе тягодуттьове обладнання для транспортування повітря й продуктів згоряння, пристрої для внутрішньо-цехового транспорту, пристрої для продуктів згоряння від летучої золи, для видалення золи та шлаку з димових труб.

Вибір основного обладнання ТЕЦ проводився по [1], [7].

1.3.1 Допоміжне обладнання турбінного відділення

Допоміжне обладнання турбінного відділення включає теплообмінні апарати, арматура до них, перекачувальні насоси, циркуляційні насоси , живильні насоси, конденсатор, конденсаційні насоси, дренажні насоси, та обладнання для підтримання параметрів пари.

1.3.1.1 Вибір насосів

Живильні насоси. Являються одним із найважливіших елементів допоміжного обладнання паротурбінної електростанції.. Їх розраховують на подачу живильної води при максимальній потужності ТЕЦ з запасом не менш 50%. Живильні насоси бувають двох типів: електронасоси, та турбонасоси. На енергоблоках с тиском пари 13.0 МПа, потужністю 150/160 й 200/210 МВт використовують живильні електронасоси; один робочий й один резервний (на складі) на енергоблок, кожен розраховано на 100% витрат води . Відповідно приймають й бустерні насоси, також з електроприводом.

На електростанції не блочної структури, включених в енергосистему, спільну подачу води живильними насосами приймають такою, щоб при виході з ладу найбільш потужного насоса інші забезпечували б подачу води на всі встановлені парогенератори при номінальній потужності. При виході з ладу одного з насосів на ТЕЦ, працюючій в енергосистемі, інші ж повинні забезпечити таку подачу води, при якій ТЕЦ відпускає повну кількість виробничої пари, тепла в кількості, визначеного середньою температурою самого холодного місяця, із допустимим зниженням електричного навантаження на потужність одного турбоагрегату.

Для барабанних парогенераторів типу Е, при включенні одно підйомного живильного електронасоса після деаератора утворений напір становить, МПа:

ржн= рвх - рвих= рб.м. - рд + hg106 + рс МПа

де hжн= Hн - Hв= м - висота підйому води з деаератора в барабан парогенератора;

= кг/м3 - середня густина живильної води в напірній й вихідній лініях насоса;

ржн= рсн - рсв= МПа - сумарний опір напірного й вихідного трактів живильної води;

рб.м. =(1.05…1.08) рб = МПа - найбільш допустимий тиск в парогенераторі:

рб. = МПа - робочий тиск в парогенераторі:

рд = МПа - тиск в деаераторі.

В курсовій роботі розрахунок живильного насосів не проводиться, бо дане обладнання входить в комплект поставки турбоагрегату(див. таблицю 2.1.).Отже, приймаємо насос марки ПЕ-580-185/200

Технічні характеристики живильного насосу марки ПЕ-580-185/200

Подача, м3/год……………………………………………………580

Напір, м……………………………………………………………2030

Допустимий кавітаційний запас, м………………………………15

Частота обертання, об/хвил………………………………………2904

Споживаєма потужність, кВт……………………………………3650

ККД насоса, %………………………………………………………80

Конденсатні насоси. Приймають в мінімальній кількості - один на 100%, або два робочих на 50% від загальних витрат й відповідно один резервний (на 100% або 50% повної подачі). Загальна подача визначається по найбільшому пропуску пари в конденсатор з розрахунку регенеративних відборів. Конденсаційні насоси теплофікаційних турбін вибирають при роботі в конденсаційному режимі, з ввімкненими теплофікаційними відборами, для зовнішніх споживачів.

В курсовій роботі розрахунок конденсатних насосів не проводиться, а тому доцільно використати конденсатні насоси першого підйому КСВ-320-100 з електроприводом , в кількості - три на підйом, де один резервний(дивись таблицю 2.1.) Технічні характеристики насосу наведено нижче.

Технічні характеристики конденсатний насос другого підйому марки КСВ-320-160-2

Подача, м3/год…………………………………………………320

Напір, м…………………………………………………………160

Допустимий кавітаційний запас, м………………………………2

Частота обертання, об/хвил……………………………………1500

Споживаєма потужність, кВт……………………………………186

ККД насоса, %……………………………………………………75

Циркуляційні насоси. В машинному залі насоси установлюються індивідуально, в основному по два на турбіну, для можливого відключення одного з-них при зменшені витрат води (взимку). Для циркуляційних насосів резерв не передбачено. Їхню потужність вибирають по літньому режиму, коли температура охолоджуючої води висока й потрібна найбільша її кількість. Взимку, при низькій температурі води, витрати води значно знижуються (приблизно в двічі), й частина насосів фактично являється резервом. В курсовій роботі вибір насосу проводиться по максимальній пропускній здатності циркуляційної охолоджувальної води в конденсатор типу КГ2-12000-1, тобто при подачі циркуляційної води 32000 м3/год доцільно використати циркуляційні насоси типу з електроприводом . Технічні характеристики циркуляційного насосу наведено нижче.

Технічні характеристики циркуляційного насосу марки

Подача, м3/год

Напір, м

Допустимий кавітаційний запас, м

Частота обертання, об/хвил

Споживаєма потужність, кВт

ККД насоса, %

Дренажні насоси. Встановлюють без резерву; при цьому встановлюють резервну лінію каскадного зливу дренажу в сусідній регенеративний підігрівач. В курсовій роботі розрахунок дренажного насосу не проводиться, а тому доцільно використати дренажний насос типу КС-80-155 з електроприводом (дивись таблицю 2.1.) Технічні характеристики дренажного насоса наведено нижче.

Технічні характеристики дренажного насоса марки КС-80-155

Подача, м3/год…………………………………………………80

Напір, м………………………………………………………155

Допустимий кавітаційний запас, м…………………………1.6

Частота обертання, об/хвил………………………………3000

Споживаєма потужність, кВт………………………………52

ККД насоса, %………………………………………………65

Конденсатні насоси мережних підігрівачів. Приймають індивідуально, один або два робочих на турбіну, з резервним у мережного підігрівача нижньої ступені, маючого подачу працюючого насоса (конденсат з-тих теплообмінників складає основну частину всього потоку живильної води парогенераторів). В курсовій роботі розрахунок конденсатного насосу мережних підігрівачів не проводиться, а тому доцільно використати насос типу КС-80-150 з електроприводом (дивись таблицю 2.1.) Технічні характеристики конденсатного насосу були описані вище. Кількість насосів приймається три.

1.3.1.2 Вибір теплообмінників

Регенеративні підігрівачі ТЕЦ. Встановлюються індивідуально до кожної турбіни, без резерву. Для ТЕЦ приймаються індивідуальні регенеративні установки з однокорпусними підігрівачами. Технічні характеристики й марки теплообмінного апаратів високого й низького тиску занесені в таблицю 2.2. відповідно до марки турбіни й обозначення в тепловій схемі.

Таблиця 2.2 Технічні характеристики теплообмінних апаратів

Марка турбіни

Обозначення в схемі

Типорозмір1

Площа поверхні теплообміну2, м2

Номінальна витрата води, кг/c

Розрахунковий тепловий поток3, МВт

Максимальна температура пари, С

Гідравлічний опір при номінальних витратах води, МПа

Габаритні розміри, мм

Маса підігрівача, т

Повна

Зона

ОП

Зона

ОК

Висота

Діаметр корпуса

Сухого

Повністю заповненого водою

Т-175

ПНД1

ПН-400-26-7-ІІ

400

208,3

26,7

400

0.045

5655

1624

12,3

21,9

ПНД2

ПНД3

ПНД4

ПН-400-26-8-V

400

208,3

26,8

400

0.045

5655

1624

12,3

23,8

ПВД1

ПВ-760-230-14

760

84,5

95

236,1

21

500

0,15

8800

2280

60,7

88,3

ПВД2

ПВ-800-230-21

800

84,5

63

236,1

20,6

500

0,11

8800

2280

68,4

90,3

ПВД3

ПВ-800-230-32

800

84,5

32

236,1

16,4

475

0,12

8800

2280

62,7

90

Р-50

ПВД1

ПВ-425-230-25-І

425

42

63

152.8

13

530

0.25

6543

1740

28.3

42

ПВД2

ПВ-425-230-37-І

9.8

500

7390

1760

32.1

45.7

ПВД3

ПВ-425-230-50-І

8.5

500

8000

1772

38.1

53.5

Примітка: 1. Цифри в типорозмірі визначають: перша - площу теплообмынно поверхн, м2; друга та третя - робочий тиск, кгс/см2, відповідно воді в трубній системі й пари в корпусі; четверта - номер модифікації. Буква А показує що даний ПНД застосовується на АЕС.

2. Площі поверхонь, вказаних в скобках, відносяться до зони охолодження пари (ОП) або конденсату (ОК) й входить в указану площу поверхні підігрівача. Для ПНД розуміється повна площа.

3. Розрахунковий тепловий потік представлено максимальним значенням для турбоустановок, в яких використовується даний підігрівач. При розрахунку прийняті номінальні показники роботи підігрівача в тепловій схемі агрегату.

Деаератор живильної води. Вибирають з найбільшою пропускною здатністю. На ТЕЦ з поперечними зв'язками передбачено встановлення резервного. Об'єм баків деаерованої води розраховують на десятихвилинний запас води.

Деаератор добавочної води парогенераторів й підживлювальної води теплової мережі -вибираються централізовано для усієї електростанції. Технічні характеристики деаераторів й обозначення наведено нижче. На три турбіни приймається два деаератори ДП-500М2.

Технічні характеристики деаератора високого тиску типу ДП-500М2

Парова потужність, кг/с...............................................................138.9

Робочий тиск, МПа(кгс/см2) ......................................................0.59(6)

Допустимий тиск, при роботі запобіжних клапанів, МПа………0,75

Гідравлічний опір, МПа ……………………………………………1

Робоча температура, С..................................................................158

Габаритні розміри, мм:

діаметр колонки .............................................................................2000

висота колонки ...............................................................................3150

Маса колонки, кг ...................................................................................4250

Маса колонки, заповненої водою, кг ................................................---

Геометрична місткість акумуляторного баку, м3……………………8,5

Корисна місткстісь акумуляторного баку, м3…………………………120

Типорозмір охолоджувача випару………………………………ОВ-18

Деаератори низького тиску. В даному проекті було використано два типи деаераторів низького тиску - вакуумні та атмосферні. Деаератори низького тиску -вакуумні використовуються для дегазації підживлюючої води тепломережі, атмосферні для деаерації підживлюючої води парогенераторів ТЕЦ . Вибирають деаератори низького тиску як правило за номінальною продуктивністю() й без резерву. При розрахунку теплової схеми за методикою Соловйова були отримані такі величини витрат підживлювальної води,що йде на дегазацію в деаератори низького тиску:

для атмосферного деаератора - 714 т/год (приймаємо 4хДА-200);

для вакуумного деаератора - 1482 т/год (приймаємо 5хДВ-300)

Технічні характеристики деаераторів низького тиску описані нижче.

Технічні характеристики деаератора низького тиску, атмосферний марки ДА-200

Парова потужність, т/год................................................................200

Робочий тиск, МПа………… ..........................................................0.12

Гідравлічний опір, МПа ……………………………………………0,3

Робоча температура, С................................................................104,25

Середній підігрів води,С....…….......................................................10-40

Висота колонки ,мм.........................................................................1728

Маса колонки, кг .............................................................................1120

Геометрична місткість акумуляторного баку, м3…………………8,5

Корисна місткість акумуляторного баку, м3………………………100

Технічні характеристики деаератора низького тиску, атмосферний марки ДВ-300

Парова потужність, т/год................................................................300

Робочий тиск, кПа………… ............................................................7,5-50

Робоча температура, С....................................................................40-80

Температура теплоносія, С................................................................70-180

Габаритні розміри, мм:

висота колонки ......……...............................................................2730

діаметр колонки……………………………………………………2020

Маса колонки, кг ............................................................................2990

Маса колонки заповненої вдою, кг………………………………11150

Гідравлічний опір, МПа ……………………………………………0,3

Мережні підігрівачі ТЕЦ. Встановлюються індивідуально у турбін, без резерву, так як вони працюють в опалювальний період й лише частина працює в літній період року, забезпечуючи битове навантаження гарячого водопостачання. В тепловій схемі, а саме для Т-175, присутні мережні підігрівачі верхній (ПСГ1) та нижній (ПСГ2) типу ПСГ-5000-3.5-8-І.

Технічні характеристики мережного підігрівачу типу ПСГ-5000-3.5-8-І

Розрахункові параметри по пару:

тиск (збитковий), МПа ……………………0.06-0..2

номінальні витрати, кг/с................................81.9

Розрахункові параметри по воді:

тиск (збитковий), МПа ………………………0.8

температура, С………………………………115

номінальні витрати, кг/с..................................1667

швидкість в трубах, м/с………………………2.22

гідравлічний опір, МПа ………………………0.097

Парова потужність, кг/с.....................................277.8

Розрахунковий номінальний тепловий потік, МВт…191.9

Габаритні розміри, мм:

діаметр колонки ...........................................................3640

довжина корпус............................................................11620

Маса, кг ..........................................................................98550

1.3.2 Допоміжне обладнання котельного відділення

Допоміжне обладнання котельного відділення складається з тягодуттьових машин призначених для транспортування повітря й димових газів; з пристроїв для усередині цехового транспортування, приготування й зберігання палива(сепаратори, шнекові живильники, млини), із пристроїв для очистки продуктів згоряння від летючої золи й для видалення золи та шлаків з димових труб.

1.3.2.1 Установка пилеприготування

На даній ТЕЦ приймається розімкнута схема сушки палива з шаровими барабанними млинами Процес сушки палива проводиться гарячими газами відбираємого з газоходів парогенератора. Виділені з палива водяні пари разом з газами при газовій сушці скидаються через пилеуловлювачі (електрофільтри і т. п.) в атмосферу. В топочну камеру подається підсушена пил.

При використанні для підсушки палива пари із відборів турбіни ККД турбоагрегату збільшується; росте також й ККД парогенератора за рахунок спалювання підсушеної пилі й пониженій температурі водяних парів, виділених з палива і виділяємого в атмосферу. В цілому розімкнена схема з паровою підсушкою дає економію палива, але потребує значних капіталовкладень в будівництво цієї споруди.

Для кам'яного вугілля з малим виходом летучих (до 30-40%), потребуючого тонкого розмолу приймають тихохідні шарові барабанні млини з системою із проміжним бункером пилі. За рахунок бункера пилі вугільні млини можна завантажувати повністю, не залежно від навантаження парогенератора. Якщо бункер заповнений пилю, млин можна зупиняти економлячи при цьому електроенергію на розмол вугілля. Для шарового барабанного млина це має велике значення, так як енергія витрачена в млині йде на піднімання мелючих шарів й поглинаєма ними потужність не залежить практично від витрат палива. Тому, ці млини споживають постійну потужність, а питомі витрати енергії на розмол безперервно змінюються з ростом навантаження.

Млини на нових крупних ТЕЦ приймаються з найбільшою продуктивністю (50-70 т/год). На парогенератор потужністю 420 т/год приймається два-три шарових млини з загальною продуктивністю забезпечуючи 110% номінальної потужності парогенератора.

За додатком 1, для варіанту 2, визначаємо годинні витрати палива. В середньому ця величина складе близько 42 т/год. Тому на один парогенератор ТЕЦ встановлюється млин з продуктивністю 50 т/год, тобто 4хШ-50А.

Шарові барабанні млини(ШБМ) номінальною продуктивністю 50 т/год отримали значне поширення на енергоблоках 200 й 300 МВт для розмелу переважно АШ.

Млини Ш-50А мають діаметр барабана 3,7 м, що допускається для перевезення його по залізничній дорозі в зібраному вигляді при довжині 8,5 м. Привід виконаний з косозубими шестернями 800мм. Шарове завантаження становить 100т. Тривалість роботи досягає 20000 год.

1.3.2.2 Тягодуттьові машини

До тягодуттьових машин відносять димососи й дуттьові вентилятори. Потужні парогенератори повинні бути оснащені двома димососами й двома дуттьовими вентиляторами. Подача димових газів паралельно працюючих димососів й повітря - дуттьовими вентиляторами повинно забезпечувати повне навантаження парогенератора з запасом в 10%. Один димосос й один дуттьовий вентилятор повинні забезпечувати не менше половини навантаження парогенератора.

При цьому коефіцієнт надлишку повітря в пиловугільній топочній камері вибирають приблизно на рівні 1.15, в циклонних й двох камерних топках 1.05-1.10.

Присоси повітря в газовому тракті парогенератора від пароперегрівача до димососа (золовловлювача), відповідно з ПТЕС не повинні перевищувати для трубчатих повітропідігрівачів - 10%, в електрофільтрі - 10%, в циклонах чи мокрих золовловлювачах - 5%, теоретично необхідної кількості повітря.

Напір димососа й дуттьового вентилятора вибирають з запасом - 15%. Напір димососів складає 3-5 кПа, дуттьових вентиляторів 4-7 кПа, повітродувок 10-13 кПа.

Потужність W, кВт, споживаємого тягодуттьовою машиною, визначається об'ємною витратою середовища V, м3/год, напором , розвиваємого машиною Н, кПа, ККД машини - :

Димососи й дуттьові вентилятори мають привід від електродвигуна, повітродувки - від електродвигуна чи турбіни. Потужність двигуна вибирають з урахуванням інерції (махового моменту) ротора тягодуттьової машини при розгоні. Димососи й дуттьові вентилятори при номінальному навантаженні парогенератора повинні мати ККД не нижче 90% від його максимального значення.

1.3.3 Теплофікаційна установка ТЕЦ

При двоступінчастому основному підігріві пар з регульованого опалювального добору підводиться до верхнього підігрівача, у нижній підігрівач підводиться пара з добору з меншим тиском. У термодинамічному відношенні це завжди вигідно, а деяке ускладнення схеми завжди окупиться.

У теплофікаційних установках турбін підігрів мережної води у верхньому і нижньому підігрівачах у розрахунковому режимі приймається приблизно однаковим, у реальних умовах співвідношення між значеннями нагріву в обох підігрівачах змінюється в залежності від режиму і температури зворотної мережної води. Допускається робота з відключеним верхнім підігрівником, у цьому випадку регулюється тиск пари поступаючої в нижній підігрівач. Робота з одним верхнім підігрівачем не допускається. Підігрівники горизонтального типу розташовуються під турбіною в прорізах між колонами фундаменту аналогічно конденсатору. З метою спрощення конструкції водяних камер і трубних дощок надлишковий тиск води в підігрівниках обмежено 0,78 МПа, у той час як тиск у мережі складає 1,8-2,2 МПа. У зв'язку з цим передбачається двоступінчасте перекачування мережної води. Напір насосів першої ступіні вибирається таким, щоб тиск у його напірному патрубку не перевищувало дозволеного для підігрівників, але не менше необхідного за умовою відсутності скипання на підсосі насосів другої ступіні. Знижений тиск мережної води в підігрівачах при двоступінчастому перекачуванні зменшує її витоки в паровий простір, що важливо для підтримки водяного режиму котлів ТЕЦ.

Корпус підігрівників ПМГ суцільнозварної конструкції. Теплообмінна поверхня утворена прямими трубками, кінці яких розвальцьовані в трубних дошках. По довжині підігрівача в його паровому просторі встановлені перегородки, що є додатковими опорами для труб. У першому ряді трубного пучка з боку входу пари встановлені сталеві трубки (відбійники), відбійники поряд з іншими заходами захищають теплообмінну поверхню від ерозії. Для компенсації температурних розширень на корпусі підігрівача з боку поворотної камери встановлений компенсатор.

У тепло підготовчих системах ТЕЦ установлюються пікові водогрійні котли. Заміна частини енергетичних котлів на більш прості водогрійні помітно знижує капіталовкладення в ТЕЦ. Наявність водогрійних котлів збільшує номенклатуру експлуатуємого устаткування, але для великих електростанцій це не істотно, тому що на таких ТЕЦ мається достатня ремонтна база і можлива спеціалізація персоналу.

тепловий електростанція градирня

1.4 Розрахунок теплової схеми ТЕЦ

Розрахунок теплової схеми ТЕЦ виконується для складання парового балансу турбоустановки, що дозволяє визначити потужність парових котлів і перевірити доцільність і ефективність прийнятих турбоагрегатів. Розрахунок теплової схеми виконаний для чотирьох характерних режимів роботи ТЕЦ, що повністю визначає вибір основного і допоміжного устаткування.

І режим - максимально-зимовий, відповідає найнижчій розрахунковій температурі зовнішнього повітря в зимовий період для опалення. Цей режим визначає максимальний виробіток пари на ТЕЦ й, відповідно, сумарну потужність парогенераторів. Опалювально-вентиляційне навантаження і навантаження технологічного пара в цьому режимі прийняті максимально-добовими, навантаження гарячого водопостачання приймається середньо годинною за тиждень.

ІІ режим - розрахунково-контрольний, цьому режиму відповідає середня температура зовнішнього повітря за найхолодніший місяць та при умові аварійного виходу з ладу одного найпотужнішого парогенератора ТЕЦ. При цьому відповідно норм технологічного проектування електростанцій повинно забезпечуватись:

максимально тривала відпуск пари на виробництво;

середній за найхолодніший місяць відпуск тепла на опалення;

середньо добова витрата тепла на сантехнічні потреби.

Для електростанцій, що мають зв'язок з районною енергосистемою, допускається зниження при цьому потужності ТЕЦ на величину потужності одного найпотужнішого турбоагрегату. Другий режим визначає кількість і одиничну потужність встановлених на ТЕЦ парогенераторів та водогрійних котлів.

ІІІ режим - середньо опалювальний. Цей режим розраховується при середній за опалювальний період температурі зовнішнього повітря й відповідного опалювального навантаження. В даному режимі теплофікаційне навантаження покривається з частковим використанням водогрійних котлів. Навантаження по пару, відпущеного з ТЕЦ промисловим споживачам, приймається як зимова максимально-добове

ІV режим - літній, характеризує роботу ТЕЦ при відсутності опалювального навантаження. Навантаження по технологічному парі прийнята максимально-добова, а по гарячому водопостачанню - середня за тиждень.

Для закритих систем навантаження по гарячому водопостачанню необхідно приймати в І режимі - максимальною, а в ІІ, ІІІ, ІV режимах - середньою за тиждень. Розрахункова температура зовнішнього повітря для характерних режимів в опалювальний період визначається по кліматологічним таблицям.

Для зручності розрахунку теплової схеми поділимо його на три частини. Перша частина - складає розрахунок витрат пари зовнішніми споживачами. Друга частина - складається з підрахунку витрат пари на власні потреби ТЕЦ і розрахунку потрібної кількості пари виробленої паровими котлами. Третя, заключна частина розрахунку - зводиться до складання пароводяного балансу ТЕЦ, що характеризує теплову роботу станції протягом усього року.

Точність розрахунку, зробленого за даною методикою, залежить від числа послідовних наближень. Практично при розрахунках теплових схем промислових ТЕЦ досить одержати збіжність розрахованих величин з попередньо прийнятими в межах 2-3%, що при даній методиці розрахунку досягається після одного (чи двох) послідовного наближення.

Розрахунок виконаний паралельно для чотирьох режимів із застосуванням табличної форми запису. Розрахунок і його результати приведені в таблиці 2.4. Методика розрахунку викладена в посібнику Соколова [10]

Для проведення розрахунку теплової схеми ТЕЦ прийнято таку умову. Основним типом спалюваємого палива на ТЕЦ є кам'яне вугілля з Львівсько-Волинського родовища. Основні характеристики цього палива подані в таблицю 2.3.

Таблиця 2.3 Характеристики вугілля з Львівсько-Волинського родовища

Марка

палива

Клас

палива

Wр

Aр

Cр

Hр

Nр

Oр

Vг

%

кДж/кг (ккал/кг)

Г

Р

8.0

25.8

2.3

0.8

53.7

3.6

0.7

5.1

30

21562 (5150)

Система теплофікації - відкрита з розрахунковими температурами води в тепломережі 150 -70 С. Відпуск води в системі ГВП при температурі 65 С.

Спорудження ТЕЦ проводиться в районі з такими кліматичними даними:

розрахункова температура для опалення: tр.о.= -19 C;

розрахункова температура вентиляції: tр.в.= -7 C;

середня температура самого холодного місяця: tсер(ч.м.).= -3.9 C;

середня температура опалювального періоду: tсер.о.= +0.3 C.

Період опалювального сезону складає 4400 год/рік. Повернений конденсат на ТЕЦ виробничими споживачами в середньому становить 60%, середня температура поверненого конденсату 70 C. Втрати тепломережі приймаємо в кількості 50 т/год, незалежно від періоду року.

Температура сирої води в водопроводі приймається взимку +5 C, влітку +15 C. Безперервну продувку парогенераторів приймаємо на рівні 1%. Догрів мазуту, подаваємого в котельню, до температури 120 C, а також розігрів його в мазутосховищі й в паропроводах супутниках проводиться за допомогою пари 1.4 МПа, 250 C. Конденсат цього пару в кількості 70% повертається в цикл ТЕЦ після хімічної очистки.

Температура конденсату при вході в ХВО 110 C. Підігрів сирої води перед ХВО підживлювальної води до 30 C, й перед ХВО підживлення парогенераторів (БОУ) до 40 C. Охолодження води в зику до 2 C.

В опалювальний період підживлююча вода має температуру 40 C,. А влітку перед подачею в тепломережу вона підігрівається до 65 C в підігрівачі 41. Сира вода (питна вода) перед попаданням на ХВО підживлювальною водою підігрівається до 35 C. Дана вода для приготування обезсоленої води (підживлення парогенераторів) по технологічним правилам підігрівається до 40 C. Підігрів сирої води до температури 25 C для підживлення парогенераторів проводиться в вбудованих пучках конденсаторів турбін Т-175, а крім того - в відповідних ПВП.

Вакуум в деаераторі 33 підтримується за допомогою триступінчатого пароструминного ежектора. Для використання тепла продувочної води парогенераторів застосовується одноступенева сепарація продувочної води з наступним охолодженням сирою водою в теплообміннику. Для резервування проміжних відборів парових турбін встановлюють БРОУ 13/1.0 МПа. Пар 0.6 МПа на власні потреби ТЕЦ відбирається з проміжних відборів турбін через регулятори тиску. Пар 0.12 МПа на власні потреби потрапляє з теплофікаційних відборів турбіни Т-175 та від РОУ 1.4/0.12 МПа. . В неопалювальний період гріюча вода для деаераторів підігрівається в спеціальному підігрівачі.

1.5 Компоновка головного корпусу ТЕЦ

Головним корпусом типової електростанції називають споруду, в середині якої розміщено основне й допоміжне обладнання, виконуючого головний технологічний процес перетворення теплоти згорання палива в електричну та теплову енергію. В відповідності з встановленим в головному корпусі основного енергетичного обладнання - парогенератори й турбогенератори - до складу головного корпусу входять два основних відділення: парогенераторне й турбінне (машинний зал) й, крім того, так зване проміжне приміщення, що розташоване між парогенераторним й турбінним відділенням, для розміщення в ньому допоміжного обладнання турбоагрегатів та парогенераторів. Проміжне приміщення виконується багатоповерховим, що сприяє стійкості будівельно-монтажних конструкцій головного корпусу. В цьому приміщенні розташовані деаератори з баками, бункери з системою пилеприготування. Крім цього в ньому розміщені РОУ та БРОУ, трубопроводи, електричне розподільче обладнання власних потреб, теплові щити, блочні щити керування.

На відмітці 27,8 м розташовані живильники сирого вугілля, а також арматурні вузли низького й високого тиску. На два котла потужністю по 420 т/год встановлюються три живильні баки корисним об'ємом 100 м3 кожен, це забезпечує нормальний запас води на 20 хвилин.

В турбінному відділенні з прольотом 39 м передбачено встановлення теплофікаційних турбін Т-175-130, Р-50-130-13, а також допоміжного обслуговуючого обладнання, теплообмінні апарати високого й низького тиску.

В котельному відділенні встановлені котли Таганрогського котельного заводу Е-420-140 й допоміжне обслуговуюче обладнання.

Частина допоміжного обладнання парогенераторів: золовловлювачі, димососи - розташовують, як правило, поза головного корпусу, на відкритому повітрі, рядом з ним. Димососи й дуттьові вентилятори встановлюють також на відкритому повітрі. Димові труби - залізобетонні конструкції, будують неподалік від головного корпусу електричної станції зі сторони парогенераторного відділення.

Отже, під компоновкою головного корпусу розуміють розміщення обладнання й будівельних конструкцій, а також окремих приміщень про котре було вказано вище.

При правильній й економічній компоновці головного корпусу повинні забезпечуватись такі техніко-економічні умови:

забезпечення надійного, безперебійного виконання технологічного процесу, а саме, виконання необхідного нахилу (60-65 градусів до горизонту) стінок бункерів палива для безперешкодного його переміщення до місця виходу з бункера; необхідне розташування баків живильної води над живильними насосами (приблизно 20 м). Пожежно небезпечні речовини (машинне масло, мазут й т.п.) надійно ізолюють й віддаляють від гарячих елементів обладнання; баки води не розміщують над електротехнічним обладнанням; газопроводи розташовують в верхній частині парогенераторного відділення. Будівельні конструкції не повинні підлягати вібраціям, виникаючих при роботі обертаючих механізмів.


Подобные документы

  • Принцип роботи теплової електростанції (ТЕЦ). Розрахунок та порівняльна характеристика загальної витрати палива на ТЕЦ і витрати палива при роздільному постачанні споживачів теплотою і електроенергією. Аналіз теплового навантаження теплоелектроцентралі.

    реферат [535,3 K], добавлен 08.12.2012

  • Визначення розрахункових витрат води. Обґрунтування прийнятої схеми очистки. Розрахунок насосної станції. Водопостачання теплоелектростанції потужністю 2400 мВт. Насосне підживлення технічного водопостачання з річки. Споруди з обороту промивної води.

    дипломная работа [471,3 K], добавлен 05.03.2011

  • Техніко-економічне обґрунтування будівництва ГАЕС потужністю 1320 МВт. Розрахунок графіків електричних навантажень, вибір силового обладнання. Підбір комутаційної апаратури та струмоведучих частин. Розрахунок і побудова витратних характеристик агрегатів.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 11.06.2013

  • Вибір та розрахунок елементів схеми для сонячного гарячого водопостачання; проект геліоколектора цілорічної дії. Розрахунок приходу сонячної енергії на поверхню, баку оперативного розходу води, баку акумулятора, теплообмінників, відцентрового насосу.

    дипломная работа [823,4 K], добавлен 27.01.2012

  • Світлотехнічний розрахунок електричного освітлення за допомогою програми DIALux. Прилади електрообладнання житлового будинку, електричний водонагрівник, вентиляційне обладнання. Розрахунок та вибір установок для водопостачання, засобів автоматизації.

    дипломная работа [192,3 K], добавлен 12.12.2013

  • Теплова схема паротурбінної електростанції. Побудова процесу розширення пари в проточній частині турбіни в Н-S діаграмі. Параметри конденсату в точках ТС. Розрахунок мережевої підігрівальної установки. Визначення попередньої витрати пари на турбіну.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 30.01.2014

  • Виконання схем конденсаційних електростанцій згідно загальних стандартів. Вибір числа і потужності автотрансформаторів зв'язку. Техніко-економічний розрахунок. Кошторисно-фінансовий розрахунок будівництва КЕС. Охорона праці і навколишнього середовища.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.05.2009

  • Розрахунок модернізованої теплової схеми ТЕЦ Соколівського цукрового заводу з встановленням теплонасосної установки. Показники роботи теплової схеми існуючої ТЕЦ. Аналіз застосування теплового насосу. Підбір теплових насосів виробництва ЗАТ "Енергія".

    курсовая работа [196,5 K], добавлен 19.04.2015

  • Вибір основного електротехнічного обладнання схеми системи електропостачання. Розрахунок симетричних та несиметричних режимів коротких замикань. Побудова векторних діаграм струмів. Визначення струму замикання на землю в мережі з ізольованою нейтраллю.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 21.08.2012

  • Розробка система санітарно-технічного обладнання житлового будинку. Визначення діаметрів труб, їх ухилів і заглиблення. Розрахунок систем холодного і гарячого водопостачання. Гідравлічний розрахунок горизонтальних внутрішніх каналізаційних трубопроводів.

    курсовая работа [63,9 K], добавлен 05.11.2013

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.