Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Санкт-Петербургский филиал федерального государственного

Автономного образовательного учреждения высшего профессионального

Образования «Национально исследовательский университет «Высшая школа экономики»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по специальности 140101 «Тепловые электрические станции»

специальности 140101 «Тепловые электрические станции»

Тема: Проект тепловой части ТЭЦ мощностью 330МВт, расположенной в г. Пенза

Разработал: Брикилева В.О.

Руководитель: Городецкая И.Л.

Консультанты: Ананич С.Н.

Нормоконтролер: Давыдова З.Н.

2011



Аннотация

В последние десятилетия произошли коренные изменения в экономике страны. Пока они не дали ожидавшегося экономического эффекта.

Форсированная всеохватывающая приватизация, радикальная либерализация экономических отношений, практическая потеря государством контроля над экономической ситуацией в стране привели к снижению ВВП, падению жизненного уровня людей, катастрофическому сокращению инвестиций, старению и снижению технического уровня оборудования, снижению производительности труда и росту стоимости производства. За прошедшие годы практически не произошло реструктуризации производства, и наметившийся промышленный рост базируется прежде всего на использовании «законсервированного» устаревшего оборудования.

При современном состоянии энергетики в России невозможно поддерживать прогрессирующий рост производства и транспортных услуг.

Для вывода энергетики из надвигающегося серьезного кризиса необходима разработка специальной государственной программы-аналога плана ГОЭЛРО с активной регулирующей ролью государства. Позитивный опыт прошлого должен быть творчески воспринят сегодняшним поколением.

Исторический опыт доказал правильность и не приходящую практическую значимость главнейших концепций научно-технического развития выработанных в плане ГОЭЛРО, - первой единой общегосударственной программе социального, экономического и промышленного строительства на базе электрификации.

Темой данного проекта является разработка ТЭЦ в городе Пенза мощностью 330МВт, работающей на угле Кузнецком.

теплоэлектроцентраль водогрейный котел насос электростанция



1.Выбор типа и количества турбин, энергетических и водогрейных котлов

В соответствии с заданием проектируется ТЭЦ в городе Волгоград с установленными на ней турбинами типа Т-110/120-130 в количестве двух штук. Начальные параметры пара: ; ; D₀=

Основное топливо ТЭЦ-газ, резерв мазут, электрическая мощность составляет , тепловая нагрузка из которых горячее водоснабжение составляет , а отопление

Станция выполнена с блочными связями.

Число регенеративных отборов семь, два из которых регулируемых для сетевой установки. Конечное давление пара: .

В соответствии с нагрузками принимаю паровую турбину Т-110/120-130-3штуки

Данная турбина подходит для установки на проектируемой станции.

Энергетический котел выбирают по давлению перед турбиной,

расходу пара на турбину и по виду топлива.

Выбор энергетического котла:

Принимается блочная ТЭЦ. Паропроизводительность котла рассчитывается по максимальному расходу пара через турбину с учетом запаса и расхода на собственные нужды

(1.1)

где: суммарный максимальный расход пара турбину.

запас производительности, %

0,02

расход пара на собственные нужды по таблице 3.2 [1],%

0,03

(1.2)

где: n_т-количество турбин

максимальный расход пара на все турбины

В соответствии с полученными расчетами выбираем три котла Е-500-140

Паропроизводительностью Д_К = 500т/ч и давлением Р_К = 140 ат.

Резервный блок на блочной ТЭС не устанавливается, однако предусматривается установка резервного водогрейного котла на случай выхода из строя одного из блоков.

Основные технические характеристики котла:

Паропроизводительность котла - 500 т/ч

Давление пара на выходе - 13,8 МПа

Температура перегретого пара - 570 ⁰С

Температура питательной воды - 230 ⁰С

Выбор пиковых водогрейных котлов:

Пиковые водогрейные котлы выбираются по пиковой

теплофикационной нагрузке:

(1.3)

где:

-расчетная нагрузка, ГДж/ч; =7400 ГДж/ч

б_тэц-коэф. теплофикации, б_тэц=0,5

Выбираю котел КВ-ГМ-180.

Количество ПВК вычисляется :

(1.4)

где:

Q_пик - тепловая нагрузка ПВК, Гкал/ч

производительность одного котла, 180ГКал/ч

n=

В соответствии с полученными расчетами выбираем пять работающих водогрейных котла КВ-ГМ-180 и один резервный

Номинальной теплопроизводительностью 180 ГКал/ч.



2. Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчёт на заданном режиме

2.1 Описание тепловой схемы ТЭЦ

В соответствии с заданием на ТЭЦ установлено три машины Т-110/120-130 , выполнено блочно. В соответствии с тепловым расчетом максимальный расход пара на одну турбину равен 485 т/ч.

На каждую турбину устанавливается котел типа Е-500-140.

Каждый турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей и ПВК. Температурный график составляет t_пр/t_обр-150/70

Система ГВС закрыта, что соответствует незначительной подпитке.

Пар после прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор, где конденсируется и подается конденсатным насосом в деаэратор.

Турбина типа Т-110/120-130 имеет семь отборов из них два регулируемых для сетевой установки. На каждую турбину устанавливается по два конденсатора, где пар конденсируется и заводится в основной деаэратор.

Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД) и четырех подогревателей низкого давления (ПНД) в которых производится нагрев рабочего тела до температуры питательной воды равной 230⁰С. Основной конденсат и питательная вода нагреваются в регенеративных подогревателей пара из отборов турбины. Деаэрация питательной воды производится в деаэраторе с давлением 0,59 МПа. Нагрев в деаэраторе питательной воды производится до температуры 20⁰С. Слив дренажа на ПВД - каскадный с последующим заводом его в основной деаэратор. Слив дренажей с ПНД - комбинированный с последующим заводом в ЛОК.

Основные параметры турбины

Начальные параметры пара.

Р=12,75МПа t=555⁰С

Число регенеративных отборов - семь.

Конечное давление пара.

Р=0,0053 МПа

Температура питательной воды.

t=230⁰С

Давление пара в регулируемых и нерегулируемых отборах:

ПВД 7 Р₁=3,32 МПа

ПВД 6 Р₂=2,28 МПа

ПВД 5 Р₃=1,22 МПа

Деаэратор Р₃=1,22 МПа

ПНД 4 Р₄=0,57 МПа

ПНД 3 Р₅=0,169 МПа

ПНД 2 Р₆=0,084 МПа

ПНД 1 Р₇=0,037 МПа

Конденсатор Рк=0,0053 МПа

Принципиальная тепловая схема

Принципиальная тепловая схема приведена на рисунке 2.1

Повышения температуры питательной воды в

питательном насосе

;⁰С(2.3.1)

где

V- удельный обьем мі/кг

Pн - давление на стороне нагнетания питательного насоса, МПа

Pв - давление на стороне всасывания питательного насоса, МПа

С - удельная теплоёмкость, кДж/кг°C

Юпн - КПД питательного насоса

⁰С

2.2 Определение температуры дренажей питательной воды и конденсата после ПВД и ПНД

Принять потери давления в трубопроводах отборного пара от 2⁰С до 5⁰С. Недогрев на ПВД и ПНД 5⁰С. Нагрев в деаэраторе 19⁰С

?t_ПВД=t_ПВ-t_{ПОСЛЕ ПН}

где_: t_ПВ- температура питательной воды перед котлом

t_{ПОСЛЕ ПН -}температура воды за питательным насосом

?t_ПВД=232 -164=68/3=22,6⁰С

?t_ПВД=22,6⁰С

t_ПВД7= 164+22,6=186,6⁰С

t_ПВД8=t₇+?t=186,6+22,6=209,2⁰С

t_ПВД9=t₈+?t=209,2+22,6=231,8⁰С

?t_ПНД=140-40=100/4=25⁰С

t_ПНД2=t₁+?t=40+25=65⁰С

t_ПНД3=t₂+?t=65+25=90⁰С

t_ПНД4=t₃+?t=90+25=115⁰С



2.3 Расчет сетевой установки

1-сетевые насосы; 2-потребитель; 3- сетевые подогреватели

Рисунок 2.2- Схема включения сетевой установки

Расход сетевой воды:

(2.5.1)

где:

Q_p - тепловая нагрузка, гДж/ч; Q_p =4400

t_ПР = 150⁰С - температура в прямой магистрали теплосети.

t_ОБР = 70⁰С - температура в обратной магистрали теплосети.

С - удельная теплоемкость, кДж/кг0С



Уравнение теплового баланса 1-го сетевого подогревателя:

Дсп1 (i6 - iво)Ю_п = Дсв (i2 - i1),т/ч(2.5.2)

Уравнение теплового баланса 2-го сетевого подогревателя:

Дсп2 (i7 - iно)Ю = Дсв (i2 - i1),т/ч(2.5.3)

Определение температуры пара на сетевой подогреватель верхнего отбора:

Дсв=т/ч(2.5.4)

где :

Д_св - расход сетевой воды, т/ч;

б_ТЭЦ- коэф.теплофикации

t_обр- температура в обратной магистрали сети

с - удельная теплоемкость,кДж/кг⁰С

Дсв=



Определение температуры пара на сетевой подогреватель нижнего отбора:

t ₁ =⁰С(2.5.5)

где t ₂ - температура пара верхнего отбора

t _обр - температура в обратной магистрали сети

t ₁ =

tв.о = tн2 = 115?C Рв.о = 0,169 МПа

tн.о = tн1= 95?C Рн.о = 0,084 МПа

2.4 Процесс расширения пара в турбине

Процесс расширения пара разбивается на три отсека:

- от начального Р пара до третьего регулируемого отбора

от третьего регулируемого отбора до нижнего теплофикационного отбора

от нижнего теплофикационного отбора до конечного Р

Внутренний относительный КПД:

- первого отсека равен 0,794

- второго отсека равен 0,84

- третьего отсека равен 0,75

Ро=12,75 МПа=130 бар

tо=555°C

Йо=3482 КДж/кг

i₀=3482 КДж/кг ?H_T=3482-2839=643 КДж/кг ?H=510/4=127мм

i₂=2839 КДж/кг ?H^І_р=643*0,794=510 КДж/кг (масштаб)

i_пп=2963 КДж/кг ?H_T==2963-2479=457КДж/кг ?H=383/4=95мм

i_но = 2479 КДж/кг ?H^ІІ_р=457*0,8=383КДж/кг (масштаб)

i_нто^, =2599КДж/кг ?H_T=2599-2230=369 КДж/кг ?H=276/4=69мм

i_К =2230КДж/кг ?H^ІІІ_р=369*0,75 =276 КДж/кг (масштаб)

Таблица Параметры воды и пара.

Точка процесса	Параметры греющего пара	Параметры конденсата греющего пара	Питательная вода и основной конденсат
	Давление	Энтальпия	Температура насыщения	Энтальпия	Температура	Энтальпия
	Р, МПа	i, кДж/кг	tн, 0С	i, кДж/кг	t, 0С	i, кДж/кг
Перед турбиной	12,75	3482	-	-	-	-
1 отбор ПВД 7	3,32	3184	265	1110	260	1089
2 отбор ПВД 6	2,28	3100	233	976	228	955
3 отбор ПВД 5	1,22	2988	201	842	196	821
Деаэратор	0,6	2988	164	666	159	666
4 отбор ПВД 4	0,57	2880	145	607	140	586
5 отбор ПНД 3	0,294	2760	129	540	124	520
6 отбор ПНД 2	0,169	2682	115	481	110	460
7 отбор ПНД 1	0,084	2598	95	398	90	377
Конденсатор	0,005	2340	34	142	34	142

2.5 Расчёт подогревателей высокого давления

Расчет ПВД-7



Рисунок 2.4. Схема включения подогревателей высокого давления

Расчет ПВД-6

Расчет ПВД-5



2.6 Расчёт расширителей непрерывной продувки

1-Первая и вторая ступени сепарационной установки.

Рисунок 2.5 Схема двухступенчатой сепарационной установки.

При расчете принимаем двухступенчатую схему сепарации.

При этом давление в расширителе берется с учетом гидравлических потерь в трубопроводах, соединяющих расширитель с аппаратом, куда поступает пар

Величина продувки составляет:

где = 1,5% от паропроизводительности котла

Д^Іп=0,01•500=5 т/ч

Где = 1,5% от паропроизводительности котла

Давление в барабане котла:

где :

- номинальное давление пара в котле

- гидравлическое сопротивление пароперегревателя

В данном случае целесообразно завести пар из 1 ступени сепаратора в деаэратор, поэтому давление в РНП- 0,7 МПа.

Количество пара, отсепарированного в РНП и потеря продувочной воды определяются из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

где : - энтальпии

h''_c2 -продувочной воды,

h''_c1 -отсепарированного пара и

h'_c1 -отсепарированной воды, КДж/кг

-коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора, принимается равным 0,98

Количество продувочной воды после сепаратора первой ступени:

D'_пр= D_пр-D_с1=5-2,1=2,9т/ч

Количество продувочной воды после сепаратора второй ступени:

Где:



h''_c2 - энтальпия сухого насыщенного пара, кДж/кг

h'_c2 -энтальпия отсепарированной воды, кДж/кг

Количество продувочной воды ,сбрасываемой в канализацию:

D''_пр = D'_пр - D_c2 =2,9-0,23=2,67т/ч

2.7 Расчёт основного деаэратора

Рисунок 2.6. Схема основного деаэратора

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса деаэратора



2.8 Расчет подогревателей низкого давления

Рис.2.7. Схема включения подогревателей низкого давления

Уравнение теплового баланса ПНД 4:

,кг/с(2.12.1)



Уравнение теплового баланса ПНД 3:

, кг/с(2.12.2)

Где

D_k2=114,2-4,9=109,3 кг/с

Уравнение теплового баланса ПНД 2:

Где

Уравнение теплового баланса ПНД 1:



где

D₇ =

Количество добавочной воды для подпитки цикла:

D^пк_д =0,012D_пв+ D''_пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с

D_k-p = D_k -D₇ -D^пк_д=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с

2.9 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей:

Мощность потока пара в турбине первого отбора:

Второго отбора:

Третьего отбора:

Четвертого отбора:

Пятого отбора:

Шестого отбора:

Седьмого отбора:

N7=(D7+DН)(i0-i7)=(1,2+47,3)(3482-2598)=42874кВт

Уравнение теплового баланса ПНД 1:



где

D₇ =

Количество добавочной воды для подпитки цикла:

D^пк_д =0,012D_пв+ D''_пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с

D_k-p = D_k -D₇ -D^пк_д=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с

2.10 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей

Мощность потока пара в турбине первого отбора:

Второго отбора:

Третьего отбора:

Четвертого отбора:

Пятого отбора:

Шестого отбора:

Седьмого отбора:

N7=(D7+DН)(i0-i7)=(1,2+47,3)(3482-259

Уравнение теплового баланса ПНД 1:

где

D₇ =

Количество добавочной воды для подпитки цикла:

D^пк_д =0,012D_пв+ D''_пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с

D_k-p = D_k -D₇ -D^пк_д=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с

2.11 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей

Мощность потока пара в турбине первого отбора:

Второго отбора:

Третьего отбора:

Четвертого отбора:

Пятого отбора:

Шестого отбора:

седьмого отбора:

Мощность конденсатного потока:

Мощность на зажимах генератора:



Определение относительной погрешности:



3. Выбор вспомогательного оборудования станции

3.1. Комплектное оборудование

1. Конденсатор: типоразмер - КГ2-6200-2

2. Основной эжектор: ЭП - 3 - 2А (2 штуки)

Встроены в маслобак

3.2 Выбор регенеративных подогревателей

В соответствии с НТП количество подогревателей определяется числом отборов турбины

Таблица 3 Регенеративная схема

Тип подогревателя	Площадь поверхности теплообмена	Номинальный массовый расход	Расчетный тепловой поток	Максимальная температура пара	Гидравлическое сопротивление
ПН-250-16-7-III	250	111,1	11,6	400	10
ПН-250-16-7-IV	250	111,1	11,6	400	10
ПВ-425-230-13	425,420,630	152,8	14,07	450	25
ПВ-425-230-13	425,420,630	152,8	14,07	450	25
ПВ-425-230-13	425,420,630	152,8	14,07	450	25

3.3 Выбор оборудования конденсационной установки

В соответствии с НТП конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору.

Конденсатный насос должен иметь резерв.

Расчет параметров:

Подача конденсатного насоса:



где:

D^ном_т - номинальный расход пара на турбину

D^к _max - максимальный расход пара в конденсаторе

D_р.о - сумма расхода пара в регенеративных отборах

D_k = 485-110=375 т/ч

D_KH=1,1*375=412,5 т/ч

Напор конденсатных насосов определяется исходя из давления в давления в деаэраторе, преодоление сопротивлений во всей регенеративной схеме, гидравлические сопротивления трубопроводов а также высота установки деаэратора (для создания подпора питательному насосу).

Полный напор конденсатного насоса:

(3.3.1)

где:

К - коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления.

h_Г - геометрическая высота подъема конденсата и равна разности уровней деаэратора и конденсатора.

102 - коэффициент перевода

Р_Д и Р_К - давление в деаэраторе и конденсаторе.

Суммарные потери напора:

(3.3.2)



где:

h_ПНД - гидравлическое сопротивление ПНД

h_ОУ - гидравлическое сопротивление охладителей уплотнения

h_ТР - гидравлическое сопротивление трубопроводов

h_ПИТ - гидравлическое сопротивление питания клапана деаэратора

В соответствии с полученными расчетами D_КН=413т/ч; H=183 м ; по литературе[1] выбирается два конденсатных насоса серии КсВ 500-220

Один рабочий и один резервный.

Характеристика насоса:

КсВ 500-220

U=500 м³/ч

H=220 м

Допустимый кавитационный запас 2,5 м

N=400 КВт

з=75%

3.4 Выбор питательного насоса

В соответствии НТП для ТЭС с блочными схемами подача ПН определяется максимальным расходом питательной воды на питание котла с запасом не менее 5%.На блоках с давлением до 13 МПа устанавливается

один питательный насос с подачей 100%.Питательный насос принимается с гидромуфтами и электроприводом. Резервный насос не устанавливается, а хранится на складе для каждого типоразмера. Питательный насос определяется по двум параметрам: D_ПН и Р_ПН



где:

Р_Б - давление в барабане, мПа

Р_С -суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта, мПа

Р_С= Р_КЛ+ Р_ТР.ПР+ Р_ПВД+ Р_ЭК;

где: Р_КЛ - сопротивление клапана питания котла равное 0,1 МПа

Р_ТР.ПР - сопротивление трубопровода от насоса до котла равное 0,2 Мпа Р_ПВД - гидравлическое сопротивление ПВД по таблице 3.2.

Р_ЭК - сопротивление экономайзера

- геодезический напор, МПа

где:

с_Н - плотность воды в нагнетательном тракте, т/м³

Н_Н - высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, мм. в. ст.



где: Р_д - давление в деаэраторе, мПа

?Р^ВХ_С - сопротивление водяного тракта до входа в

ПН равное 0,01 МПа

Н_В - высота столба воды на всасывающей стороне и принимается по условию кавитационного запаса на всасе насоса. Допустимый кавитационный запас принимается по возможному типу размера насоса в зависимости от необходимой подачи насосов.

D_ПН= (1+0,02+0,02)485•1, 1=544 м³/ч

Р_С=0,1+0,2+0,75+0,75=1,85 мПа

Р_СР=(3.4.2)

Р_СР=

t_СР=(3.4.3)

t_СР= с_Н=



В соответствии с полученными расчетами: паропроизводительность D=544м³/ч; давление - Р_ПН=16,1 мПа выбираем насос марки ПЭ - 580 - 185 в количестве 1 штуки. Один рабочий и один резервный, хранящийся на складе.

Характеристика питательного насоса:

ПЭ 580 -185

Подача - 580 м³/ч

Напор - 2030 м

Дополнительный кавитационный запас 15 м

Частота вращения:n, 2904 об/мин

Мощность,365 КВт

з=80%

3.5 Выбор деаэраторов питательной воды (основных, повышенного давления)

В соответствии с НТП суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

На каждый блок устанавливается один деаэратор.

Суммарный запас питательной воды в баках основного деаэратора обеспечивается в течении:

-для блочных станций 3,5 мин.

К основному деаэратору предусмотрен подвод резервного пара для удержания в нем давления при сбросах нагрузки при пусках.

Тепло выбора деаэрации используется в тепловой схеме станции.

Расход питательной воды :

D_ПВ= (1+б+в)D_ТМ ; т/ч(3.5.1)

где: б =0,02 в=0,01

D_ПВ=(1+0,02+0,01)•485=499т/ч

Максимальная полезная вместимость бака деаэратора .

(3.8.2)

где: ф - запас времени

U - удельный объем равный 1,1 м³/ч

В соответствии с полученными расчетами D_ПВ=499 т/ч; U_БДП=31,8 м³

выбираем деаэратор марки ДП - 500 М2 в количестве одной штуки

Характеристика:

Номинальная производительность-138,9кг/c

Давление допускаемое при работе предохранительных клапанов-7,5кг/c

Пробное гидравлическое давление-9кг/c

Рабочее давление - 0,5МПа

Рабочая температура - 158⁰С

Диаметр колонки-2000мм

Геометрическая емкость колонки-8,5 м³

Полезная емкость аккумуляторного бака-65м

Типоразмер охладителя выпара ОВ-18 БДП-65-1-3

Полезная емкость-65м

Геометрическая емкость-78м

Максимальная длина-9100м Масса-16,95т

3.6 Выбор расширителя непрерывной продувки

В соответствии с НТП, расширитель непрерывной продувки служит для использования теплоты непрерывной продувки, для частичного возврата рабочего тела в тепловую схему ТЭЦ, расширитель непрерывной продувки используется в барабанных котлах. Для котлов с давлением больше 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.

Величина продувки 1% от паропроизводительности котла.

Р_{1 ступени}=0,7 МПа

Р_{2 ступени}=0,15 МПа

Выбор типа РНП первой ступени.

D_ПР=0,01•500=5 т/ч

2.Коэффициент сепарации:

Количество пара образующегося в РНП:

D¹=К¹_СЕП•D_ПР (3.6.2)

D¹=0,4 •5=2,15 т/ч

Объем пара образующегося в расширителе первой ступени:

V¹= D¹ • V^” м³/ч



где:

V^” - удельный объем сухого - насыщенного пара при давлении равном 0,7МПаV^”=0, 27 м³/кг

V¹= 2,15 • 0,27•10³=586 м³/ч

5.Необходимый объем расширителя:

(3.6.3)

где:

n_К - установлено на один расширитель три котла.

Н - норма напряжения парового объема расширителя.

В соответствии с полученными расчетами V^І расширителя составляет 2,3м³., поэтому выбираем расширитель серии СП-5,5, со следующими параметрами:

ёмкость расширителя=5,5м³ ;

наружный Ш = 1520мм.;

«Таганрогского котельного завода»

Выбор типа РНП второй ступени:

1. D_ПР=0,01•500=5 т/ч

2.Коэффициент сепарации:

2.

3. Количество пара, образованного в РНП ІІ ступени:



D^ІІ=К^ІІ_СЕП•D^ІІ_ПР(3.6.4)

D^ІІ=0,098•2,85=0,27 т/ч

4. Объем пара, образуемого в РНП ІІ ступени:

V^ІІ= D^ІІ •U2(3.6.5)

где:

U2-удельный объем расширителей при р=0,15 МПа

D^ІІ- kоличество пара, образованного в РНП ІІ ступени

V^ІІ=0,21 • 1,151=0,24 м³

(3.6.6)

где:

n_k - число котлов

V^ІІ - объем пара, образуемого в РНП ІІ ступени

H- норма напряжения парового объема расширителя

В соответствии с полученными расчетами U^ІІ=1,35м³,по таблице [1] выбирается расширитель СП-7,5, со следующими параметрами:

Ёмкость расширителя=7,5м³ .;

Наружный диаметр Ш = 2020мм.;

«Таганрогского котельного завода»



3.7 Выбор сетевых подогревателей

В соответствии с НТП производительность подогревателей сетевой воды определяется по номинальной величине тепловой нагрузки турбины.

Подогрев сетевой воды в основных сетевых подогревателях выполняется в двух ступенях.

Номинальная тепловая мощность отопительных отборов составляет

767 гДж/ч

Q_т.о.=

Дсп =

В соответствии с полученными расчетами Дсп =46,3кг/с по литературе [1] выбираем горизонтальный подогреватель 1 ступени марки ПсГ - 2300 - 2 - 8-Іи подогреватель 2-й ступени ПсГ - 2300 - 2 - 8-ІІ

Характеристики ПсГ - 2300 - 2 - 8-І :

Давление пара - 0,03-0,15 МПа

Номинальный расход пара- 47,2 кг/с

Давление - 0,88 мПа

Температура максимальная на входе воды- 115 ⁰С

Номинальный расход воды - 972,2,кг/с

Скорость в трубах - 2,05 м/с

Гидравлическое сопротивление - 6,7 мм.в.ст.

Расчетный номинальный поток - 101,7 МВт

Характеристики ПсГ - 2300 - 2 - 8-ІІ:

Давление пара - 0,06-0,25 МПа

Номинальный расход пара- 47,2 кг/с

Давление - 0,88 мПа

Температура максимальная на входе воды- 115 ⁰С

Номинальный расход воды - 972,2,кг/с

Скорость в трубах - 2,05 м/с

Гидравлическое сопротивление - 6,7 мм.в.ст.

Расчетный номинальный поток - 101,7 МВт

3.8.Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

В соответствии с НТП конденсатные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на 1-й ступени подогрева.

Напор насоса выбирается из условия закачки конденсата в линию основного конденсата турбины.

Суммарная тепловая мощность теплофикационных отборов составляет

767 гДж/ч.

Q=

В соответствии с полученными расчетами; суммарный расход т.о. (производительность) составляет 333 т/ч, а напор 160 м.

Выбираем конденсатный насос марки КсВ-320-160в количестве 2 штук 1 резервный.

Характеристики конденсатного насоса КсВ-320-160

Подача V=320м³/ч

Напор H=160м

Допустимый кавитационный запас-2 м

Частота вращения - n= 1500 об/мин

Мощность - N=186 кВт

КПД насоса ,n_e=75%



3.9 Выбор сетевых насосов

В соответствии с НТП сетевые насосы применяются как групповые, так и индивидуальные.

При установке сетевых насосов индивидуально число рабочих насосов принимаем две штуки у каждой турбины производительностью 50%.

Резерв храниться на складе. Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды в связи с упрощением конструкции сетевых подогревателей давление воды в подогревателе ограничено (8 атм.), а в тепловых сетях требуемое давление равно 2,2 мПа., поэтому применяется двухступенчатая перекачка сетевой воды.

где:

Q_от - расчетная тепловая нагрузка; гДж/ч

С - удельная теплоемкость; кДж/кг

t_обр -= 70⁰С - температура в обратной магистрали теплосети

t_пр =150⁰С - температура в прямой магистрали теплосети.

Напор выбирается по условию преодоления сопротивления сетевых

подогревателей и создание необходимого кавитационного запаса на всасе.



(3.9.4)

Dсв=14014,3/3=4671,4т/ч - подача сетевого насоса

Напор сетевого насоса определяется для ІI ступени по гидравлическим испытаниям в тепловой сети

Гидравлическое давление в тепловой сети:

P=18 ат=180м

Н₁=2•h_гс+h_{кз снІІ} ,м

Н₁= 2•6,7+28=41,4м

В соответствии с полученными расчетами D_св =10001 т/ч; ; выбираем насосы:

1 подъёма 2 подъёма

СН 2500-60 СЭ 2500-180

(2 рабочих и 1 резервный) (2 рабочих и 1 резервный)

Подача,V =2500м3/ч Подача, V =2500м3/ч

Частота вращения, n= 1500об/мин Частота вращения, n=3000об/мин

Мощность, N=475кВт Мощность, N=1460кВт

Допустимый кавитационный запас,12м з е=84%

з е= 86% Допустимый кавитационный запас,28м

Резервные насосы хранятся на складе



4. Определение потребности станции в технической воде

1 - конденсатор; 2 - градирня; 3 - конденсатные насосы;

Рисунок 4.1. Принципиальная схема технического водоснабжения оборотной схемы.

Определение потребности станции в технической воде:

В соответствии с нормами технологического проектирования расход воды на устаналиваемые турбоагрегаты рассчитывается для обеспечения номинальной электрической потребности летних тепловых нагрузок, т.к. в летний период температура охлаждающей воды наивысшая.

4.1 Выбор циркуляционных насосов

В соответствии с нормами технического проектирования для турбины марки «Т» применяются следующие системы водоснабжения: прямоточная и оборотная.

Расход охлаждающей воды принимается по среднему диаметру.

(4.1.1)

где:

W_К - расход охлаждающей воды при конденсатном режиме.

W_Г.О. - расход на холодильники и газоохладители.

W_М.О.- расход на маслоохладители.

W_ПОДШ. - расход на подшипники.

УW_k =16000 т/ч

W_ПОДШ. =0,005•W_К

W_ПОДШ.=0,005•16000=80т/ч

W_М.О.=0,015•W_К

W_М.О.=0,015•16000=240т/ч

W_Г.О.=0,03•W_К

W_Г.О.=0,03•16000=480т/ч

W_Т.В.=16000+480+240+80=16800т/ч

4.2 Определение напора

1-конденсатор;

2-циркуляционный насос;3-градирня

Рисунок 4.2. Принципиальная схема ТЭС для определения напора циркуляционного насоса.

В соответствии с НТП на станциях с блочными связями выбирается один насос на каждый корпус конденсатора, на турбину не менее двух, а их суммарная подача должна соответствовать расходу охлаждаемой среды.

Н_Ц.Н.=Н_Г+?h_C+h_БР

Где Н_Г - геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла (3-4 м.)

Принимаем равное 4 метрам.

?h_C - сумма гидравлических сопротивлений (4-6 м.).

Принимаем равное 6 метрам.

h_БР - свободный напор воды перед брызгальными соплами (4-5 м).

Принимаем равное 5 метрам.

Н_Ц.Н.=4+6+5=15 м

В соответствии с полученными расчетами Д_цн=16800/2=8400 т/ч , H_Ц.Н=15м

По литературе [1] выбираем насос типа Оп2 - 87 в количестве двух штук на один блок.

Подача - 7046 м³/ч

Напор - 15 м

Допустимый кавитационный запас - 11-13

Мощность - 565-812КВт

КПД - 80%



5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

Для того, чтобы рассчитать расход топлива на котел необходимо определить основные технические характеристики котла.

Технические характеристики котла.

Для того, чтобы рассчитать расход топлива на котел необходимо определить основные технические характеристики котла.

Типоразмер котла Е - 500 - 140 (3 штуки)

Паропроизводительность - 500 т/ч

Давление перегретого пара

Температура перегретого пара - 570 ⁰С

Расход пара через вторичный п. п. Двтор=0,9Д

Температура питательной воды - 230 ⁰С

Определение энтальпий пара и воды:

1.Энтальпия перегретого пара:

2.Энтальпия питательной воды:

2.Технические характеристики топлива

Основной вид топлива: Уголь Кузнецкий, Кемеровская область.

Марка топлива Г (каменный)

Класс или продукт обогащения Р,СШ.

Состав рабочей массы в %



Приведенные характеристики

Низшая теплота сгорания

Влажность

Зольностькг/МДж)

Коэффициент размолоспособности

Выход летучих на горючую массу

Температура плавкости золы

Температура нормального жидкого шлакоудаления

Тип спп - с прямым вдуванием.

Способ шлакоудаления твердое.

5.Принимаем температуру горячего воздуха:

t_Г.В.=250⁰С

6.Принять температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель,

принимаем воздухоподогреватель ТВП

t_в.п.=20⁰С

7.Задается температура уходящих газов для газа по таблице 1.5[2]:

U_УХ=130⁰С



, м³/ч(5.1)

где

Q_КА - полезная теплота, затрачена на получение пара, КДж/ч

Q^Р_Р - располагаемое тепло топлива, КДж/м³

з _ка^БР - КПД котла брутто, %

где: Д - номинальная паропроизводительность; т/ч

i_пв - энтальпия питательной воды

i_пе - энтальпия перегретого пара

где

q₆- потери тепла с физическим теплом шлаков (0%)

q₅- потери тепла в окружающую среду (0,5%)

q₄- потери тепла с механическим недожогом (2%)

q₃- потери тепла с химическим недожогом (0%)

q₂- потери тепла с уходящими газами:





Расход резервного топлива (мазута)

Расход топлива на ПВК:



6 Угольное хозяйство

Рисунок № 6.1. Доставка хранения и первичная переработка угля.

ЛК1-ленточный конвеер №1

ЛК2-ленточный конвеер №2

ЛК3-ленточный конвеер №3

1.Приемно разгрузочное помещение.

2.Склад.

3.Дробильное помещение.

Уголь как правило поступает на электростанцию по железной дороге. Вагоны взвешивают (вес брутто). Вагоны разгружают с помощью механических вагоноопрокидывателей. Разгрузочный уголь поступает на конвеер, по нему попадает или в дробильное помещение или на склад.

В дробильном помещении установлены молотковые дробилки, которые раскалывают уголь меньше 20мм, кроме того над конвеером установлен электромагнит, который улавливает металлические предметы. Имеется еще щепоуловитель. Из дробильного помещения по наклонной эстакаде уголь поднимается в верхнюю часть котельного цеха, а там рассыпается по бункерам. На наклонной эстакаде смонтированы весы, по ним определяют расход топлива в котельной. На электростанции должен хранится запас угля не менее чем 30 суток работы котлов. Этот запас хранится на складе, склад открытый в штабелях. Для закладки угля в штабель выбирают сухое и прохладное время года.

Штабель плотно утрамбован бульдозерами и катками. В процессе хранения систематически наблюдают температуру в штабеле, если температура угля не более 50 градусов, то это нормально. Если температура выше то стараются как можно быстрее ликвидировать штабель. При длительном хранении калорийность угля падает, поэтому долго хранить уголь нельзя. Каменные угли разрешают хранить два года.



7. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материалов главных паропроводов

В соответствии с НТП в основу выбора типоразмеров главных паропроводов положены прочностные расчеты.

Таблица 7.1Таблица исходных данных.

п/п	Наименование	Обозначение	Размерность	Источник	Значение
1	Расход пара на турбину	DП	кг/с	326[1]	67,4
2	Давление острого пара	P	МПа	326[1]	12,75
3	Температура острого пара	T	0С	326[1]	555
4	Плотность	с=1/U	кг/м3	Ривкин	36,4
5	Материал	-	-	552[1]	12Х1МФ
6	Допустимое напряжение	доп	МПа	221[1]	67
7	Скорость	W	м/c	554[1]	50
8	Поправочный коэффициент	ц	-	принимаем	1
9	Поправка	C	Мм	принимаем	1



d_Н=d_ВН+2·S=210+2·22,08=254мм

В соответствии с полученными расчетами d_НхS=254х22,08 по сортаменту 552[1] выбираем соответствующий типоразмер d_НхS=273х25 ,сталь 12Х1МФ, масса = 127,3 кг/м; условный проход = 175 мм



8. Выбор и расчет тягодутьевых машин и дымовой трубы

Выбрать надо дымососы и вентиляторы, выбирается количество машин и типоразмер их.

Согласно НТП на котлах паропроизводительностью D?500 т/ч надо устанавливать один дымосос и один вентилятор.

Для выбора типоразмера машины надо рассчитывать расчетную подачу

(Q_Р) и расчетный приведенный напор машины (H^ПР_р).

Расчет Q_Р:

Для вентилятора:



-коэффициент избытка воздуха в топке (=1,2)

Для дымососа:



где

-находится по таблице 4.2или 4.3[2]

Расчет Н^ПР_Р для вентилятора и дымососа:

Н^ПР_Р=К_с•Н_Р ; мм.рт.ст (9.7)

где: К_с - коэффициент приведения расчетного давления машины к условиям, при которых на заводе построены рабочии характеристики машины

с₀ - плотность воздуха при расчете вентилятора или плотность дымовых газов при расчете дымососа; кг/м³

с₀=0,132-воздух

с₀=0,132•Мс- если дымовые газы

Мс - дымовые газы по рисунку 8-26 [3] в зависимости от r_Н2О

Т - абсолютная температура дымовых газов перед машиной; К

Т= t_ВХ+273; К - для вентилятора

Т= 30+273=303 К

Т= U_уХ+273; К - для дымососа

Т= 130+273=403 К

Т_ЗАВ - абсолютная температура воздуха, при котором снята заводская характеристика; К

Т_ЗАВ=30+273=303 К - для вентилятора

Т_ЗАВ=130+273=403 К - для дымососа

Н_Р - расчетный напор машины в мм.рт.ст.

Н_БАР- барометрическое давление;

Нбар=750мм.рт.ст.

Нр - расчетный напор машины

Нр = в₂•?Н; мм.рт.ст.

в₂ - коэф. запаса

в₂ =1,2-для дымососа

в₂ =1,15-для вентилятора

?Н -полный перепад давлений на воздушном или газовом тракте

?Н =230-280 мм. рт. ст. - дымосос

?Н = 250-300 мм. рт. ст. - вентилятор

Н_Р=1 •287,5=287,5 мм.рт.ст. - вентилятор

Н_Р=1 •276=276 мм.рт.ст. - дымосос

В соответствии с полученными расчетами выбираем дымосос:

Qр=1150931м³/ч,H^пр_р=251 мм.в.ст.

ДОД-43-1шт.

Выбираем вентилятор:

Qр=516745,8 м³/ч,H^пр_р=290,3 мм.в.ст.

ВДН-28-ІІу-1шт

Расчет и выбор дымовой трубы:

На ТЭС строят трубы железобетонные с внутренней кирпичной облицовкой. Но если труба высотой h180-250 м, то надежнее настроить трубу с воздушным вентилируемым зазором.

Согласно НТП количество дымовых труб подбирается таким, чтобы на одну трубу работало не более 4 котлов. Для ПВК как правило устанавливается отделенная труба. Я принимаю на ТЭЦ 2 дымовые трубы. Одна на 3 энергетических котла, другая на 4 водогрейных котла.

Трубы ж.б. с воздушным вентиляционном каналом, расчет веду только одной трубы, которая работает на энергетические котлы.

Расчет высоты 1 трубы:

Высота трубы зависит от объема дымовых газов и от концентрации сернистого газа и оксидов азота в дымовых газах. Высота должна быть такой, что бы высота токсичных газов на уровне дыхания была в соответствии с санитарными нормами.





(9.11)

Диаметр устья:

Площадь под склад



Объем склада

V=24*B*nк*t1 где

В- расход топлива на один котел

nк -количество энергетических котлов

t-запас t=30

V=24*55*3*30=118800м



10. Выбор системы и оборудования золошлакоудаления и золоулавливания

10.1 Выбор типа системы пылеприготовления

1.Бункер сырого топлива; 2.Отсекающий шибер; 3.Питатель сырого топлива; 4.Мигалка; 5.Мельница; 6.Сепаратор; 7.Пылепроводы; 8.Горелка. 9.Парогенератор.

10.Воздухоподогреватель; 11.Дутьевой вентилятор; 12.Короб вторичного воздуха.

Рисунок 10.1. Замкнутая схема пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топочную камеру.

Существуют два типа спп

-с прямым вдуванием

-с промежуточным бункером

Если то с прямым вдуванием

Еслито спп с промбункером

Принимаю спп с прямым вдуванием т.к. отсутствует бункер с пылью и она не пожароопасна.

10.2 Выбор типа мельницы

Тип мельницы выбирается по(выход летучих) и Кло (коэффициент размолоспособности) см n2 расчета по табл1.3(2) выбирается тип мельницы

Мельница-Молотковая.

N=760-1500об/мин.

Достоинства: расход электроэнергии меньше чем у с.м.

Хорошая сушка топлива.

Пыль из мельницы улетает прямо в горелку, нигде не залёживаясь, вероятность взрыва min.

Недостатки: помол очень грубый.

10.3 Золоулавливание

Для ТЭС выбирают электрофильтры или мокрые скруббера.

Выбираю электрофильтры.

Электрофильтр-это набор из нескольких сотен пластин и решеток в одном корпусе.

Расстояние между элементами 100мм. От выпрямителя подается напряжение постоянного тока u=90кВт. В коридорах мощное электрическое поле.

Дымовые газы проходят по коридору и зола электреризуется и притягивается к пластинам с положительным зарядом. Переодически пластины встряхивают. Зола ссыпается в бункер, а из него смывается в систему золошлакоудаления. Недостаток- отрыв пластин от каркаса.



10.4 Золошлакоудаление. (твердое)

1.Топка; 2.Шнек с шлакодробилкой; 3.Золоуловитель; 4.Золосмывной аппарат;

5.Шлаковый канал; 6.Диабазовая эрозионная защита канала; 7.Побудительные сопла;

8.Шлакодробилка; 9.Железоуловитель; 10.Багерный насос; 11.Шлакозолопровод;

12.Золоотстойник.

Рисунок 10.4.Схема гидромеханической оборотной системы шлакозолоудаления.

Шлак из под топки и зола из под золоуловителя смывается водой в самотечные каналы, расположенные под нулевой отметкой. Смесь золы шлака и воды называется пульпа, она стекает в багерные насосы, расположенные в котельне.

Из насосов пульпа течет на золоотвал. Для стимуляции прохода пульпы по каналам в них установлены побудительные сопла. (17)

Золоотвал сооружают на территории для земледелия и строительства (овраги, болота) Пространство окружают со всех сторон земляной дамбой и смывают туда пульпу.Зола и шлак оседают на дно, а осветленная вода очень кислая, жесткая с растворимыми в ней таксичными веществами в водоем быть сброшена не может, ее насосами возвращают обратно в котельную для смыва шлака и золы.

Некоторое количество воды примерно 5% отводится на очистные сооружения, сбрасывается в водоем и восполняется в системе ГЗУ чистой водой.

Багерные насосы работают в очень тяжелых условиях износа колеса и брони корпуса.

Поэтому устанавливают 4 насоса: 2 в работе, 1 в резерве и один в ремонте.

Колесо и броня изготовлены из морганцовистой стали.



11. Схема подготовки добавочной воды

1 - насос сырой воды; 2 - подогреватель сырой воды; 3 - осветитель; 4 - «бак накопитель»; 5 - механический фильтр; 6 - водород - катионный фильтр I ступени; 7 - анионный фильтр I ступени; 8 - декарбонизатор; 9 - водород - катионный фильтр II ступени; 10 - анионный фильтр II ступени;

Рисунок 11.1 Схема подготовки добавочной воды.

На проектируемой электростанции применяется двухступенчатая схема химического обессоливания. Сырая вода подогревается до температуры и поступает в осветитель, где освобождается от галоидных частиц. Осветленная вода сливается в «бак - накопитель». Из бака вода направляется в механический фильтр, где из нее удаляются грубодисперсные примеси. Далее вода направляется на фильтры химической очистки; первым в схеме стоит водород - катионный фильтр, в нем задерживаются ионы кальция, магния, натрия и заменяются на ионы водорода. Обработанная вода умягчается и снижает свое солесодержание.

Затем вода поступает в слабоосновной анионитный фильтр; в нем анионы серной и соляной кислоты задерживаются, а ион OH (гидроксильный ион) уходит в воду. Далее декарбонизатор, в котором из воды удаляется растворенный в ней CO2. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры второй ступени. Водород - катионный фильтр второй ступени улавливает те ионы Ca, Mg, Na, которые проскочили через первую ступень. Анионитный фильтр второй ступени является сильноосновным фильтром, в нем улавливаются анионы слабых кислот, в основном кремниевой, т.е. происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает в подпитку регенеративного цикла.

Требования к качеству питательной воды:

- общая жесткость 1 мГр экв/дм3

- соединение железа 20 мГр/дм3

- кислород 10 мГр/дм3

- удельная электропроводимость <1,5 мкСм /см

- кремниевая кислота 30 мГр/дм3



12. Перечень средств автоматизации и технологической защиты котельных агрегатов

К наиболее важным защитам котельных агрегатов барабанного типа относятся защиты, действующие при отклонении уровня в барабане до верхнего или нижнего допустимого предела, т.е. при перепитке котла водой или при упуске уровня. На прямоточных котлах большее значение имеет защита при прекращении подачи питательной воды по любой из магистралей котла при повышении или понижении давления перед задвижкой, встроенной в тракт котла, и при разрыве труб водяного экономайзера или нижней радиационной части.

Важное значение имеет для котлов всех типов защита при погасании пылевого факела в топке, при отключении всех дутьевых вентиляторов или дымососов; при недопустимом повышении или понижении температуры свежего пара; при повышении температуры вторичного пара до верхнего установленного предела; при падении давления жидкого или газообразного топлива перед котлом, работающем на мазуте или на газе; при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель.

Перечисленные защиты обычно действуют на останов котла, а в некоторых случаях-на снижение его нагрузки. Кроме них применяются еще защиты, выполняющие местные операции по котлу: включают мазутные форсунки при потускнении факела в топке; подают охлаждающую воду на аварийный впрыск при повышении температуры перегрева вторичного пара до первого установленного предела; сбрасывают воду из барабана котла при повышении уровня до первого предела; включают аварийный сброс из прямоточного котла при повышении влажности среды за переходной зоной.

Схема действия защит, останавливающая барабанный котел:

При снижении температуры ядра пылевого факела(потускнение факела) фотосопротивления с выдержкой времени порядка 3 сек, подают команду на включение мазутных форсунок, а на щит подается световой сигнал. После восстановления пылевого факела мазутные форсунки отключаются дистанционно или автоматически. Если несмотря на команду на включение мазутных форсунок яркость пылевого факела не восстановится и факел погаснет, по истечении 8-9сек устройство подает команду на останов котла. Для повышения надежности необходимо, чтобы были поданы сигналы от обоих фотосопротивлений.

Защита при повышении уровня воды в барабане котла имеет две ступени срабатывания и, кроме того, при первоначальном повышении или понижении уровня подает световой или звуковой сигнал. При достижении первого установленного предела повышения уровня открываются две установленные последовательно задвижки на линии аварийного слива из барабана. В случае восстановления нормального уровня задвижки закрываются. Защиты действующие на останов котла при повышении уровня до второго установленного предела или понижения уровня, включены по схеме «два из трех» (или по схеме с последовательным включением контактов). Для автоматического отключения котла необходимо, чтобы сработали два любых из имеющихся приборов.

Отключение одного из двух вентиляторов или дымососов приводит к снижению нагрузки котла. Остановка обоих механизмов вызывает остановку котла. Отключение одного из вентиляторов первичного воздуха вызывает снижение нагрузки, а при остановке обоих котел переводится в растопочный режим или останавливается в зависимости от расположения контактных накладок в электрической схеме защиты.

Схема защиты прямоточного котла:

Падение давления газа или мазута с предупреждением о том, что задвижка на топливопроводе перед котлом автоматически закрылась, приводит к отключению котла. Сигнал о прекращении подачи питательной воды, поданный от двух приборов, включенных по схеме «два из трех» или с последовательным включением контактов, действует на отключение котла с выдержкой времени 3 сек. Повышение температуры за нижней радиационной частью котла, измеренной двумя термопарами, включенными по последовательной схеме, приводит к отключению котла без выдержки времени. Снижение температуры за средней радиационной частью котла, измеренной одной из двух установленных на котле термопар, приводит к открытию задвижки на линии аварийного сброса среды из водопарового тракта котла. Повышение или понижение давления перед встроенной задвижкой приводит к отключению котла без выдержки времени. Давление измеряется двумя электроконтактными манометрами типа ЭКМ. Контакты защиты при повышении давления включены параллельно, а защита при понижении давления имеет последовательно включенные контакты. В многониточных котлах защитой снабжается каждый тракт.

На рисунке 9-1 показана схема действия блокировок при остановке котлов разного типа. Для отключения котла, работающего на пылевидном топливе, защита, рассчитанная на выполнение этой операции, дает через свою электрическую схему параллельную команду на отключение дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств (питателей пыли). На котлах, сжигающих жидкое или газообразное топливо, защита воздействует на закрытие быстродействующих запорных и регулирующих топливных клапанов перед котлом, оставляя дутьевые вентиляторы в работе (если блокировка не останавливает дымососы). Дальнейшие действия осуществляются по блокировке. При этом помимо отключения двигателей механизмов выполняются следующие операции:

устройствами, заменившими грузовые предохранительные клапаны прямого действия, долгое время применявшиеся на котлах относительно небольшой производительности. Схема импульсно предохранительного устройства показана на рисунке 9-2. При нормальном давлении пара в коллекторе импульсный клапан 1 закрыт грузом 2 и не пропускает пар из коллектора.



13. Схема и описание принятой компоновки основного оборудования в главном корпусе ТЭС

В главном корпусе паротурбинной ТЭЦ размещаются котлы и турбины с генераторами, относящиеся к ним вспомогательное оборудование, распределительное устройство собственного расхода (РУСР), от которого осуществляется электропитание механизмов и устройств, находящихся в главном корпусе, щиты управления и некоторые другие элементы электростанции.

Главный корпус является многопролетным зданием, в котором каждый пролет предназначается для размещения однотипного оборудования.

Пролет, в котором установлены турбины, называется машинным отделением. Следующий пролет - деаэраторное отделение, затем котельное отделение, далее помещение дымососов.

Машинное отделение.

В машинном отделении ТЭЦ устанавливаются турбины с вспомогательным оборудованием, питательные насосы.

На станции принято поперечное расположение турбины. При поперечной компоновке минимальный пролет определяется длинной фундамента турбины с учетом габаритных размеров выема ротора генератора. Преимуществом такой компоновки является более простой подвод пара к турбине. Пролет составляет 39 м.

При поперечной компоновке в машинном отделении для прокладки циркуляционных водоводов и установке конденсатных и циркуляционных насосов предусматривается подвал.