Главная / Рефераты / Рефераты по технологии
Реферат: Проект ТЭЦ на 4 турбиы К-800
Notice: Undefined variable: ref_img in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 323
1 ВЫБОР ТИПА И КОЛЛИЧЕСТВА
ТУРБИН И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
На дипломное проектирование для покрытия электрической и тепловой нагрузок
необходимо выбрать турбину К(800(240. На ГРЭС установлено четыре турбины.
1.1 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ
1.1.1 Начальные параметры пара
=23,5Мпа
=540(С
1.1.2 Давление пара после промперегрева
=3,34Мпа
=540(С
1.1.3 Конечное давление пара
=0,0034МПа
1.1.4 Температура питательной воды
=274(С
1.1.5 Давление пара в нерегулируемых отборах
P1=6,05МПа
Р2=3,78МПа
Р3=1,64МПа
Р4=1,08МПа
Р5=0,59МПа
Р6=0,28МПа
Р7=0,11МПа
Р8=0.02Мпа
1.1.6 Максимальный расход пара на турбину
=2650 т/ч
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
1.2 ВЫБОР ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Паропроизводительность котельной установки определяется по максимальному расходу
пара через турбину с учётом запаса и собственных нужд.
где: ( максимальный расход пара через турбину
=2650 [Т/ч]
( собственные нужды
=0,03
( запас
=0,02
[Т/ч]
Выбираем котёл типа Пп-2650-255ГМ.
Технические характеристики котла.
Паропроизводительность =2650 [Т/ч]
Давление перегретого пара Pпп=25МПа
Давление промежуточного перегрева P=3,62МПа
Температура перегретого пара tпп=545 C
Расход пара через вторичный пароперегреватель
[Т/ч]
Температура питательной воды tпв=274C
Энтальпия пара =3324 [кДж/кг]
Энтальпия питательной воды =1148,06 [кДж/кг]
Энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель =2928[кДж/кг]
Энтальпия пара на выходе из вторичного пароперегревателя
=3544[кДж/кг]
Для данной ГРЭС выбираем четыре котла Пп-2650-255ГМ, по одному на каждый блок.
. ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2. ОПИСАНИЕ СХЕМЫ СТАНЦИИ
ГРЭС установлена в городе Кировске. Основное топливо ГРЭС – газ. Резервное –
мазут. Электрическая мощность =3200 МВт. Тепловая нагрузка ГРЭС =1900
ГДж/ч.
На ГРЭС установлено четыре турбины типа К-800-240. начальные параметры пара ГРЭС
=23,5 Мпа; =540(С. Параметры пара после промперегрева: =3,34Мпа;
=540(С. ГРЭС выполнена блочной. Максимальный расход пара на 1 блок равен
2650 т/ч. На каждую турбину устанавливается котел типа Пп-2650-255ГМ. Каждый
турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей,
один из которых основной, а другой пиковый. Нагрев сетевой воды в сетевой
установке производится до 150(С в зимнее время года. Система ГВС закрытая.
Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из четырёх ПНД и трёх
ПВД, в которых производится нагрев основного рабочего тела до температуры
питательной воды =274(С. Основной конденсат и питательная вода нагреваются
в регенеративных подогревателях паром из отборов турбины. Дренажи ПВД-8 и ПВД-7
каскадно сливаются в смеситель. Дренаж ПВД-6 поступает в ПНД-4. Каскад дренажей
ПНД завершается в смешивающем ПНД-2. Пар после прохождения проточной части
турбины поступает в конденсатор. Для каждой турбины устанавливается конденсатор
типа 800 КЦС-2 ( 3 шт. ) , где пар конденсируется и конденсатным насосом
подается в регенеративную систему.
Питательный насос установлен с турбоприводом.
Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов.
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ДРЕНАЖЕЙ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА ПОСЛЕ ПВД И
ПНД
Принять потери давления в трубопроводе отборного пара =5%;
Недогрев на ПВД и ПНД-5(С;
Недогрев в смесителе-10(С;
2.1.1 Температура и энтальпия основного конденсата в системе регенеративного
подогрева низкого давления.
Энтальпия конденсата при давлении в конденсаторе
=0,34(10-2 МПа; кДж/кг;
=26(С
Температура основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4; соответственно:
=60(С; =102(С; =128(С; =155(С;
Энтальпия основного конденсата за ПНД-1; ПНД-2; ПНД-3; ПНД-4 соответственно:
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
кДж/кг
2.1.2 Температура и энтальпия питательной воды в системе регенеративного
подогрева высокого давления.
Температура питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно:
=199(С; =243(С; =274(С
Энтальпия питательной воды за ПВД-6; ПВД-7; ПВД-8 соответственно:
=834 кДж/кг, =1018 кДж/кг, =1148 кДж/кг
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.2 РАСЧЕТ ПОВЫШЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ В ПИТАТЕЛЬНОМ НАСОСЕ
[]
где:
удельный объем воды кг/м3;
давление питательной воды на входе и выходе из насоса [МПа];
КПД насоса;
С - теплоемкость воды [кДж/кг];
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.3 РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ
Схема сетевой установки
, кДж/кг
В т/с
ПСП
РВО=1,08МПа
кДж/кг
кДж/кг
ОСП
РНО=0,16МПа
кДж/кг
кДж/кг
В конденсатор
Из т/с
Рис 2.1
Расход сетевой воды
[т/ч]
Где:
- количество тепла из отбора
С - теплоемкость воды [кДж/кг];
[т/ч]
(С
(С
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.3.1 Расход пара на пиковый сетевой подогреватель.
Расход пара на пиковый сетевой подогреватель, подключенный к четвертому отбору
при покрытии ПСП 50%.
[ГДж/ч]
Где:
- количество тепла на пиковый сетевой подогреватель.
- количество тепла на блок.
ГДж/ч;
[т/ч]
=93,8 т/ч=26 кг/с
2.3.2 Расход пара на основной сетевой подогреватель.
Расход пара на основной сетевой подогреватель, подклю-ченный к шестому отбору.
;
ГДж/ч;
кг/c =96,4 т/ч=26,8 кг/c
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.4 ПРОЦЕСС РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ
Процесс расширения пара разбиваем на три отсека:
( отсек: от начального давления пара до промежуточного
перегрева.
(( отсек: от промежуточного перегрева до верхнего отопительного отбора.
((( отсек: от верхнего отопительного отбора до конечного давления.
Значения по отсекам:
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.6 РАСЧЕТ ТУРБОПРИВОДА ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА
Расход свежего пара на турбину принимаем за единицу Д0=1, остальные потоки пара
и воды выражаются в долях от Д0
Расход питательной воды Дпв=Д0+Дут
Разделив это выражение на Д0, получим (пв=1+(ут,
где: (ут=Дут/Д0=0,01 – величина утечек
(пв=1+0,01=1,01
Доля отбора пара на турбопривод питательного насоса.
;
где: кДж/кг;
и - давление на выходе и входе питательного насоса
соответственно
=0,0011м/кг – среднее значение удельного объёма
питательной воды
кДж/кг;
кДж/кг;
кДж/кг;
;
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.7 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Схема включения
подогревателей высокого давления
кДж/кг
(С
ПВД-8
Д1 кДж/кг
(С (С
кДж/кг кДж/кг
ПВД-7
Д2 кДж/кг
(С (С
кДж/кг кДж/кг
В смеситель
ПВД-6
Д3 кДж/кг
(С
кДж/кг кДж/кг
(С
Рис 2.3
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.7.1 Расход пара на ПВД-8
=0,081Д
2.7.2 Расход пара на ПВД-7
=
2.7.3 Расход пара на ПВД-6
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.8 РАСЧЕТ СМЕСИТЕЛЯ
Схема включения смесителя
Д1+Д2 Д5
кДж/кг ПНД-4
ДК2
ПВД-6 кДж/кг
Д3
ДТП
кДж/кг
кДж/кг
В конденсатор
Рис 2.4
Энтальпия питательной воды за питательным насосом
Повышение энтальпии воды в питательном насосе
кДж/кг
кДж/кг
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Расход основного конденсата за ПНД-4
тогда
кДж/кг
кДж/кг – энтальпия питательной воды за питательным насосом.
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.9 РАСЧЕТ ПОДОГРЕВАТЕДЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Схема включения подогревателей низкого давления
ПНД-4 ПНД-3 ПНД-2
ПНД-1
кДж/кг кДж/кг кДж/кг
Д5 Д6
Д7 Д8
кДж/кг кДж/кг кДж/кг кДж/кг
Дк
Д0
кДж/кг кДж/кг кДж/кг
Дк=1,02-Д1-Д2 Д3+Д5 Д3+Д5+Д6
Рис 2.5
2.9.1 Расход пара на ПНД-4
=0,036Д
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.9.2 Расход пара на ПНД-3
2.9.3 Расход пара на ПНД-2
2.9.4 Расход пара на ПНД-1
=-Д8
Д80,039Д
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ
2.10.1 Подсчет коэф. недовыработки мощности паром отборов.
Коэф. первого отбора на ПВД-8
Коэф. второго отбора на ПВД-7
Коэф. третьего отбора на ПВД-6
Коэф. четвертого отбора на ПСП
Коэф. пятого отбора на ПНД-4
Коэф. шестого отбора на ПНД-3 и ОСП
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Коэф. седьмого отбора на ПНД-2
Коэф. восьмого отбора на ПНД-1
Коэф. недовыработки мощности паром, идущим на турбопривод
2.10.2 Расход свежего пара на турбину.
Сумма произведений долей расхода пара в отборы на коэф. недовыработки мощности
этими отборами
кг/с
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Таблица 2.2
Результаты расчетов сведены в таблицу 2.2
отбор
Расход пара в долях, Д(
y
y(Д
Расход пара
Д, кг/с
1 ПВД-8
0,08
0,804
0,064
54,48
2 ПВД-7
0,1
0,746
0,0746
68,1
3 ПВД-6
0,039
0,618
0,024
26,55
3 Турбопривод
0,0505
0,549
0,0277
34,3
4 ПСП
0,546
6,72
5 ПНД-4
0,036
0,451
0,016
24,5
6 ОСП
0,354
6,9
6 ПНД-3
0,034
0,354
0,012
23,15
7 ПНД-2
0,044
0,249
0,011
31,32
8 ПНД-1
0,039
0,116
0,0046
27,5
Конденсатор
377,7
Всего
303,5
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.10.3 Определение расходов пара в отборы.
На: ПВД-8
ПВД-7
ПВД-6
Турбопривод питательного насоса
ПСП
ПНД-4
ОСП
ПНД-3
ПНД-2
ПНД-1
Конденсационный поток пара
кг/с
=681-54,48-68,1-26,55-34,3-24,5-23,15-31,32-27,5-26,8-26=377,7кг/с
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.11 ПРОВЕРКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНУ ПО БАЛАНСУ МОЩНОСТЕЙ
Мощность потоков пара в турбине:
первого отбора
второго отбора
третьего отбора
четвертого отбора
пятого отбора
шестого отбора
седьмого отбора
восьмого отбора
мощность потоков пара турбопривода
мощность конденсационного потока
сумма мощностей потоков пара в турбине
мощность на зажимах генератора
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
2.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ
Погрешность расчетов не превышает допустимую величину
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
3 Выбор вспомогательного
оборудования тепловой схемы станции
3.1 Выбор комплектного оборудования
3.1.1 Выбор конденсатора:
К-800КЦС-2 (3 штуки).
3.1.2 Выбор эжектора:
ЭВ-4-1100 (3 штуки)
3.1.3 Выбор маслоохладителей:
М-540 (3 штуки)
3.1.4 Выбор подогревателей схемы регенерации
По нормам технологического проектирования производительность и число
подогревателей определяется числом имеющихся у турбины для этих целей отборов
пара при этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус
подогревателя (за исключением деаэратора).
Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. Подогреватели
поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной.
Табл.3.1
Подогреватели поверхностного типа
Название
Завод
Площадь поверхности теплообмена
[м]
Номинальный массовый расход воды [кг/с]
Расчётный тепловой поток [МВт]
Максимальная температура пара (С
Гидравличес-кие сопротивле-ния при номинальном расходе воды
ПН-2200-32-7-2
ТКЗ
2233
575,5
74,2
230
12
ПН-2400-32-7-2
ТКЗ
2330
575,5
46,5
310
10,5
ПВ-1600-380-17 ( 2 шт.)
ТКЗ
1560
386,1
24,4
441
24
ПВ-2100-380-66
( 2 шт.)
ТКЗ
2135
386,1
48,8
290
24
ПВ-1600-380-66
( 2 шт.)
ТКЗ
1650
386,1
48,8
350
24
. ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Табл.3.2
Подогреватели смешивающего типа
Название
Расход конденсата [кг/с]
Температура конденсата на входе (С
Температура конденсата на выходе (С
Рабочее давление
P
Расход пара
[кг/с]
Температура пара
(С
ПНС 1500-1
301
34
59,9
20
14,3
59,9
ПНС 1500-2
315,3
59,9
103,8
114,7
23,7
142
3.2 Расчёт и выбор конденсатных и питательных насосов оборудования
теплофикационной установки.
3.2.1 Выбор конденсатных насосов
В соответствии с НТП конденсатный насос выбирается по максимальному расходу пара
в конденсатор и соответствующему напору.
Где:
- расход пара на турбину
=2650 т/ч
- суммарный расход пара на регенеративные отборы
=1005т/ч
=1,1((2650-1005)=1809,5 т/ч
В соответствиями с рекомендациями [1] принимаются конденсатные насосы:
КсВ-1000-95 (первый подъём)
ЦН-1000-220 (второй подъём)
Характеристики конденсатного насоса первой ступени
Подача V=1000 []
Напор H=95 [м]
Допустимый кавитационный запас 2,5м
Частота вращения n=1000 [оборотов/мин.]
Мощность N=342 [кВт]
КПД насоса =76%
Характеристики конденсатного насоса второй ступени
Подача V=1000 []
Напор H=220 [м]
Частота вращения n=2975 [оборотов/мин.]
Принимается три насоса: 2 в работе и один в резерве (на каждую ступень).
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
3.2.2 Выбор питательных насосов
В соответствии с НТП питательные насосы на блоках СКД выбираются по подаче
питательной воды и давлению.
Где:
- максимальный расход пара через котёл.
=2650 т/ч
( - собственные нужды, (=1,02
( - запас, (=1,03
- удельный объём питательной воды, =1,1
=2650((1+1,02+1,03)(1,1=2708 т/ч
По рекомендациям [1] устанавливается ПН-1500-350.Установлено два насосных
агрегата, каждый из которых обеспечивает 50%-ную нагрузку котельного агрегата.
Питательный насос ПН-1500-350
Предвключённый насос ПД-1630-180
Конденсационный турбопривод ОК-18ПУ
Характеристики ПН:
Подача V=1500[]
Напор Н=350 [м]
Частота вращения n=4700 [об./мин.]
КПД насоса =83%
В одновальной турбине мощностью 800 МВт значительное технико-экономическое
преимущество имеет конденсационный турбопривод вместо противодавленческого.
Приводная турбина главного питательного насоса является одновременно и приводом
бустерного насоса, подключённого к турбоприводу через редуктор. Мощность каждого
турбопривода при номинальной нагрузке турбины 15,2 МВт, максимальная частота
вращения 4800 об./мин.
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
3.2.3 Выбор оборудования теплофикационной установки
Тепловая нагрузка 1900 ГДж/ч
На ГВС – 500 ГДж/ч
На отопление – 1400 ГДж/ч
Температурный график 150/70 (С. Система ГВС закрытая.
Теплофикационная нагрузка одного блока =475 ГДж/ч
Расход сетевой воды через подогреватель одной установки равен:
Дсв=
Дсв 793 т/ч.
В связи с НТП по расходу сетевой воды выбираем ПСВ-90-7-15 (двухходовой по
воде).
Табл.3.3
Характеристики подогревателя сетевой воды
ПСП ОСП
Число ходов по воде 2
2
Давление пара МПа 0,78
0,25
Температура пара (С 169,6
142,9
Номинальный расход пара кг/с 8,06
17,5
Давление воды МПа 1,57
2,35
Температура воды на входе 0С 110
70
Температура воды на выходе 0С 150 130
Номинальный расход воды кг/с 97,2
222,2
3.2.4 Выбор сетевых насосов
Расчётный расход сетевой воды на отопление:
[т/ч]
т/ч
Расчётный расход сетевой воды на ГВС:
[т/ч]
=16,5(500/4,19=1968 т/ч
Расчётный расход сетевой воды на ГРЭС:
=+ [т/ч]
=596,6+196,8=793,4т/ч
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
В соответствии с НТП на блок устанавливаются два сетевых насоса
=396,7 т/ч – необходимая подача насоса. По подаче выбираем насос СЭ-500-70
Характеристика сетевого насоса
Подача =500 [т/ч]
Напор Н=70 [м]
Допустимый кавитационный запас 10 м
Частота вращения n=3000 об./мин.
Мощность N=120 кВт
КПД =82%
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
4 Определение потребности станции
в технической воде, выбор циркуляционных насосов
Система водоснабжения принимается прямоточная.
Принципиальная схема прямоточного водоснабжения
На гр.
На ВУ На На На м/о
ХВО охл.
подшипн.
1 – Источник водоснабжения
2 – Циркуляционные насосы
3 – Береговая насосная
4 – Напорные циркуляционные водоводы
5 – Конденсатор
6 – Сливные циркуляционные водоводы
7 – Сифонные колодцы
8 – Переключательные колодцы
9 – Сливной канал
10 – Перепускной канал
Рис.4.1
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Напор циркуляционного насоса:
Нцн=Нг+(Нс1 [м.вод.ст.]
(Нс1=4(6 м.вод.ст. (Нс1=4м
Нг=3(10 м.вод.ст.]
Нг= Нn ( Нc
Нc принимаем до 8,5 м, Нc=6м
Нn =8(12 м, Нn=12м
Нг=12-6=6м
Нцн=6+4=10м
Расход технической воды
Wт.в.=(Wк+Wг.о.+Wм.о.+Wподш.
Где:
(Wк – расход технической воды на котёл (Wк=73000т/ч
Wг.о. – расход технической воды на охлаждение генератора
Wг.о.=2920 т/ч
Wм.о. – расход воды на охлаждение масла Wм.о.=1825т/ч
Wподш. – расход воды на подшипники Wподш.=5840т/ч
Wт.в.=73000+2920+1825+5840=83585 т/ч
В соответствии НТП на каждый блок берется 6 циркуляционных насосов. Wт.в/6=13430
т/ч
По расходу технической воды выбираем насос Оп2-110
Характеристики насоса:
Подача 11880(21960
Напор Н=9,4(16,2 м
Допустимый кавитационный запас 10(11,7 м
Частота вращения n=485 об./мин.
Потребляемая мощность N=505(897 кВт
КПД насоса =80%
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧАСОВОГО РАСХОДА
ТОПЛИВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ
Технические характеристики топлива, газопровод
Саушино - Лог - Волгоград
Объемный состав газа:
СН4=96,1
С2Н4=0,7
С3Н8=0,1
С4Р10=0,1
С5Н12 и более тяжёлые - 0
N2=2,8
CO2=0,2
Теплота сгорания низшая сухого газа
=35,13 []
Объём воздуха и продуктов сгорания при 0 (С и 0,1 МПа
=9,32
VRO2=0,98
=7,39
=2,1
Принимаем температуру горячего воздуха tгв=300 (С
Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель =30 (С
Температура уходящих газов =120 (С
Расход топлива
B=
Где:
- полезноиспользованное тепло
=Д()+Двтор.() [кг/ч]
Двтор – расход перегретого пара через вторичный пароперегреватель
Двтор=0,9Д
- энтальпия пара
- энтальпия питательной воды
- энтальпия пара на входе во вторичный пароперегреватель
- энтальпия пара во вторичный пароперегреватель
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
=2650(3324-1148,06)+2385(3544-2988)=7092301 МДж/ч
Располагаемое тепло топлива []
( =35,13
КПД котла брутто =100%-(q
Где:
(q-сумма всех потерь
q6=0%
q5=0,5%
q4=0,5%
q5=0%
q2=
- энтальпия уходящих газов
= [кДж/]
=
1791кДж/
=2985 кДж/ по табл. п.4.2 или п.4.3 (2)
=
1489,8 кДж/
- коэффициент избытка воздуха в газоход
=1,7
=1791+1489,8(1,7-1)=2791,2 кДж/
- энтальпия холодного воздуха
=tхв
tхв – энтальпия холодного воздуха, tхв=30(С
=30=372,4 кДж/
q2=
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
=100(0,5(0,5(6,1=92,9%
B=/ч
Расход резервного топлива:
Врез.=
( - располагаемое тепло резервного топлива =39,73 []
КПД котла брутто при работе на резервном топливе принимается по согласованию с
руководителем =90%.
Врез.= т/ч
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
7 РАСЧЁТ ДИАМЕТРОВ, ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ И МАТЕРИАЛА ГЛАВНЫХ ПАРОПРОВОДОВ И
ПАРОПРОВОДОВ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА
Пар от котла к турбине подводится двумя паропроводами к двум коробкам стопорных
клапанов ЦВД турбины.
Начальные параметры пара перед турбиной:
Р0=240 атм.
t0=540(С
Pп.п.=3,34 МПа
tп.п.=540(С
Табл. 7.1
Параметры пара перед турбиной
Наименование
Обозначение
Размерность
Источник
информации
Численное значение
Расход пара на
турбину (2 нитки)
Д0
кг/с
[1]
368
Температура свежего пара
t0
(С
[1]
табл. 5.5
540
Давление свежего пара
Р0
атм.
[1]
табл. 5.5
240
Скорость
м/с
[1]
табл. 8.6
50
Плотность
кг/
[5]
76,6
Материал
(
(
[1]
табл. 8.1.
15Х1М1Ф
Допускаемое напряжение
(
кг/
[1]
табл. 3.5.4
760
Коэффициент сварки
(
принимаем бесшовные
1
поправка
с
м
[1]
2
dвн= [м]
dвн=
S=[мм]
S=
dн=dвн+2S [м]
dн=349+2(70,5=490,84мм
dн=350мм
dн(S=490(70,5
dу=350мм
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
8. РАСЧЁТ ДИАМЕТРОВ, ВЫБОР ТИПОРАЗМЕРОВ И МАТЕРИАЛА ТРУБОПРОВОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ
ВОДЫ
Конденсат от турбины к котлу подводится двумя трубопроводами.
Параметры конденсата перед котлом:
tпв=274(С
Pпв=350 МПа
Табл. 8.1
Параметры питательной воды
Наименование
Обозначение
Размерность
Источник
информации
Численное значение
Расход питательной
воды
Дпв
Кг/с
[1]
Дк(1+(+()=
368(1+0,01+0,01)
=375,4
Температура питательной воды
tпв
(С
[1]
табл. 5.5
274
Давление питательной воды
Р
атм.
[1]
табл. 5.5
350
Скорость
М/с
[1]
табл. 8.6
5
Плотность
кг/
[5]
813
Материал
(
(
[1]
табл. 8.1.
Ст 16ГС
Допускаемое напряжение
(
кг/
[1]
табл. 3.5.4
1370
Коэффициент сварки
(
принимаем бесшовные
1
поправка
с
М
[1]
5
dвн= [м]
dвн= [м]
S=[мм]
S=[мм]
dн=dвн+2S [м]
dн=343+2(55=453,5мм
dн(S=465(56
dу=350мм
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
9 ВЫБОР И РАСЧЁТ ТЯГОДУТЬЕВЫХ
УСТАНОВОК И ДЫМОВОЙ ТРУБЫ
9.1 Выбор дымососов и вентиляторов
Согласно НТП на котёл паропроизводительностью более 500т/ч устанавливается два
дымососа и два вентилятора, каждый выбирается на 50% нагрузку.
Выбирают машину по двум параметрам:
- расчётная подача []
- расчётный приведённый напор [мм.в.ст.] [кгс/мм]
Подача дымососа:
= []
Где:
- коэффициент запаса =1,1
- расход дымовых газов перед машиной
(+)([]
- расчётный расход топлива
=В( []
=216617(=215533,9
- объём газов перед дымососом
= []
=
[2]
=2,1+7,39+0,98=10,47
- теоретический объём воздуха =[]
= 9,32 [2]
- коэффициент избытка воздуха в газоход
=1,7
17,09 []
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
- присосы в котле
=0,5 так как установлен регенеративный воздухоподогреватель
- температура уходящих газов
=120(С
215533,9 (17,09+0,5(9,32)(=6748460,9 []
- барометрическое давление
=760 мм.рт.ст.
z – количество машин z=2
3711653,4
Расчётный приведённый напор дымососа
= [мм.вод.ст.]
Где:
- коэффициент приведения расчётного давления машин к условиям, при которых
построена рабочая характеристика.
=((
=(0,132 []
параметр [3]
=(()
=
0,2
=0,965
=0,965(0,132=0,127
Т – абсолютная температура дымовых газов перед машиной
Т=+273=393(С
- абсолютная температура воздуха при которой снята характеристика машины.
=100+273=373(С
=((=1,09
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
- расчётный напор машины
=( [мм.вод.ст.]
- коэффициент запаса, =1,2 (т.е. 20%)
- аэродинамическое сопротивление тракта. =300 мм.вод.ст.
=1,2(300=360 мм.вод.ст
=1,09(360=393,84 мм.вод.ст
По подаче и расчётному приведённому напору в справочнике выбираем дымосос ДОД-43
(две штуки). Частота вращения – n=370 об/мин.
Подача вентилятора:
= []
Где:
( []
- коэффициент избытка воздуха в топке, отношение теоретического объёма
воздуха к находящемуся в топке.
=1,1 (для газомазутных котлов)
- присосы в топке, =0,05 (котёл не газоплотный)
- присосы в СПП, =0
- присосы в воздухоподогревателе, =0,2
- температура холодного воздуха =30(С
V=215533,9(9,32(11,+0,05+0,2)(=3009852,72
= []
Расчётный приведённый напор вентилятора
= [мм.вод.ст.]
(1
=( [мм.вод.ст.]
=320мм.вод.ст.
=1,2(320=384 мм.вод.ст.
=384(1=384 мм.вод.ст.
По подаче и расчётному приведённому напору в справочнике выбираем вентилятор
ВДОД-31,5 (две штуки). Частота вращения – n=585 об/мин.
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
9.2 Выбор дымовой трубы
На ТЭС обычно устанавливают железобетонный одноствольные трубы с вентиляционным
зазором.
Согласно НТП устанавливают одну трубу на два котла, дымовые газы из водогрейных
котлов можно сбрасывать в эту же трубу или для водогрейной котельной строится
своя труба.
Расчёту подлежат высота и диаметр устья трубы. Высота зависит от объема дымовых
газов и от концентрации в них SO2 и Nох.
Высота трубы:
h= [M]
Где:
- коэффициент, зависящий от конструкции трубы. Для одноствольных труб
=1.
А – коэффициент, зависящий от географического положения ТЭС [4]
F – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов. =1
m – коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья.
Wопт.=40м/с (скорость выбросов дымовых газов), тогда m=0,85.
- секундный расход дымовых газов [].
[].
- объём дымовых газов перед дымососом.
- количество котлов на трубу. =2
- разность между температурой уходящих газов и средней температурой самого
жаркого месяца в полдень
=
- температура самого жаркого месяца в полдень [4]
=120-24,2=95,8 (С
n – коэффициент, зависящий от параметра
h – предварительно принятая высота трубы [4]
h=250м
; n=2
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
N – количество дымовых труб.
В соответствии с НТП N=2
=0,5
=0,085
- секундный расход топлива.
[]
- доля серы, улавливаемая в газоходе [4]
=0,02
- доля серы, остающейся в золоуловителе. В соответствии с НТП установлен
сухой золоуловитель, =0.
- рабочая сернистость топлива.
- [4]
=0,8
К= , где Д – паропроизводительность одного котла [т/ч]
К=
=39,73 [МДж/кг] - теплота сгорания (см. выше)
- коэффициент, зависящий от конструкции горелок. Горелки установлены
вихревые - =1
h= [M]
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Полученная высота трубы округляется по рис. 3 [3]
h=250м
Диаметр устья:
[м]
Где:
; N; W – смотри выше.
м
В соответствии с рекомендациями [3] выбирается труба:
H=250м
Ду=10,4 м
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
10 СХЕМА ПОДГОТОВКИ ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ
Схема химической очистки воды
Осветлитель
Бак осветлённой воды
Осветлительный бак
Н – катионитный фильтр первой ступени
Анионитный фильтр первой ступени
Н – катионитный фильтр второй ступени
Декарбонизатор
Анионитный фильтр второй ступени
Фильтр смешанного действия
Выход химически очищенной воды.
Рис. 10.1
Такая схема водоподготовки позволяет получить химически обессоленную воду
высокого качества, что необходимо для котлов сверхкритических параметров пара.
Вода поступает в отсейник-осветлитель, где происходит процесс коагуляции, в
качестве коагулянта используют , для подщелачивания воды используют
известь. После коагуляции вода поступает в бак, откуда поступает в
осветлительный фильтр. В осветлительном фильтре оседают грубодисперсные примеси.
После этого вода поступает на Н-катионитный фильтр первой ступени, где идёт
обмен ионов Са, Мg, Na на ионы водорода. Затем вода поступает на
анионитный фильтр, здесь происходит замещение ионов , , на ионы
после этого вода поступает на Н-катионитный фильтр второй ступени. В нём
улавливаются ионы , которые проскочили через Н-катионитный фильтр
первой ступени. После этого вода становится кислой, в ней присутствуют ,
который при взаимодействии с образуют углекислый газ. Для её удаления
предусмотрен декарбонизатор. После декарбонизатора вода поступает на анионитный
фильтр второй ступени.
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Этот фильтр сильно действующий, в нём происходит замещение остав-шихся ионов
на ионы . В качестве третьей ступени используется
фильтр смешанного действия () фильтр, где улавливаются оставшиеся ионы.
В результате такой химической обработки вода имеет солесодержа-ние 0,1 мг.экв/кг
и кремнесодержание 0,02 мг.экв/кг.
ДП 1005 495 ПЗ Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
14. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА, ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПОЖАРНОЙ ПРОФИЛАКТИКЕ
ПРИ РЕМОНТЕ КОТЛА
Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать "Правилам
устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов", утвержденным
Госгортехнадзором СССР, "Правилам взрывобезопасности установок для приготовления
и сжигания топлива в пылевидном состоянии", утвержденным Минэнерго СССР и
Минэнергомашем СССР и "Правилам взрывобезопасности при использовании мазута и
природного газа в котельных установках", утвержденным Госгортехнадзором СССР и
ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности.
Предохранительные и взрывные клапаны котла (пароводяного тракта, топки и
газоходов) должны иметь отводы для удаления пароводяной смеси и взрывных газов
при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные для
обслуживающего персонала, или должны быть ограждены отбойными щитами со стороны
возможного нахождения людей.
Запрещается заклинивать предохранительные клапаны работающих котлов или
увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения массы груза или
каким-либо другим способом.
Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть застопорены и
запломбированы так, чтобы исключалась возможность их самопроизвольного
перемещения. К форсункам котла должен быть обеспечен свободный, удобный доступ
для обслуживания и ремонта.
Во избежание ожогов при обратном ударе пламени на отверстиях для установки
форсунок должны быть экраны, а вентили, регулирующие подачу топлива и воздуха к
форсункам, или их приводы должны располагаться в стороне от отверстий.
Запрещается во время обхода открывать люки, лазы на котле.
Запрещается зажигать топливо в топках при открытых лазах и гляделках. Смотровые
лючки для постоянного наблюдения за факелом должны быть закрыты стеклом. У
котлов, работающих под наддувом, должны быть предусмотрены устройства,
предотвращающие разрыв стекол. Персонал, проводящий осмотр, должен надевать
защитные очки.
Перед растопкой котла на нем должны быть прекращены все ремонтные работы и
выведен начальником смены цеха (блока) весь персонал, не имеющий отношения к
растопке.
На соседних котлах должны быть прекращены все ремонтные работы, выполняемые вне
топок и газоходов на сторонах, обращенных к растапливаемому котлу или
находящихся в пределах прямой видимости от него (фронтовая и задняя стены,
потолочные перекрытия). Работы на котле возобновляются по указанию дежурного
персонала.
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Методы очистки дымовых газов могут быть подразделены на циклические (замкнутые),
в которых адсорбент (поглощающее твердое или жидкое вещество) регенерируется и
возвращается в цикл, а улавливаемый диоксид серы используется, и нециклические
(разомкнутые), где регенерация адсорбента и других веществ не производится.
Кроме того, методы сероочистки подразделяются на сухие и мокрые.
Технико-экономические расчеты показывают, что с увеличением содержания серы в
топливе и соответственно концентрации диоксида серы в дымовых газах
увеличивается целесообразность применения способов очистки с использованием
уловленного диоксида серы.
Учитывая масштабы производства серы и серной кислоты в СССР и их стоимость,
можно сделать вывод, что применение циклических методов сероочистки дымовых
газов ТЭС в обозримый период экономически не оправдано (если не учитывать
экологический эффект сероочистки).
Для основной части углей: кузнецких, экибастузских, Канско-Ачинских,
нерюнгинских, кучекинских — характерно содержание диоксида серы в дымовых газах
0,03—0,06% объемных, т. е. почти на порядок меньше, чем при сжигании
подмосковного угля. Для сравнения можно отметить, что в цветной металлургии
отходящие газы, содержащие меньше 1 — 3% Диоксида серы, считаются бедными.
Следует учитывать также, что циклические способы очистки представляют собой
сложное химическое производство и значительно дороже по капиталовложениям и
эксплуатационным расходам нециклических вариантов.
Мокрый известняковый (известковый) способ. Этот нециклический процесс наиболее
разработан и является самым распространенным на электростанциях США, Японии, ФРГ
и др. Он обеспечивает очистку газов на 90% от SO2. В нашей стране известняковый
способ реализован на агломерационной фабрике Магнитогорского металлургического
комбината опытно-промышленных установках Северодонецкой и Губкинской ТЭЦ.
Метод основан на нейтрализации сернистой кислоты, получающейся в результате
растворения диоксида серы наиболее дешевыми щелочными реагентами — гидратом
оксида кальция (известью) или карбонатом кальция (известняком): В результате
этих реакций получается сульфит кальция частично окисляющийся в сульфат CaSО4. В
большинстве установок, построенных в 60-е и 70-е годы, продукты нейтрализации не
использовались и направлялись в отвал. В последние годы этот способ
усовершенствован: сульфит доокис-ляется до сульфата кальция и используется после
соответствующей термической обработки в качестве строительного материала
(гипса).
При всех мокрых способах очистки дымовых газов от оксидов серы температура
уходящих газов понижается со 130 до 50° С. Подогрев обычно осуществляется
газообразным топливом или теплотой неочищенных газов. Количество затрачиваемого
топлива составляет около 3% топлива, расходуемого на котел.
ДП 1005 495 ПЗ
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Подогрев газов осуществляется для обеспечения рассеивания после выхода их из
дымовой трубы.
Одним из сложных процессов при очистке дымовых газов «мокрыми» методами является
эффективное улавливание брызг орошающего раствора из газов, выбрасываемых в
атмосферу. Капли суспензии, орошающей скруббер и содержащей много взвешенных
частиц, осаждаясь на поверхности элементов брызгоуловителей, образуют с течением
времени отложения, увеличивающие гидравлическое сопротивление аппаратов и
требующие периодической очистки. При всех мокрых способах очистки дымовых газов
от оксидов серы температура уходящих газов понижается со 130 до 50° С. Подогрев
обычно осуществляется газообразным топливом или теплотой неочищенных газов.
Количество затрачиваемого топлива составляет около 3% топлива, расходуемого на
котел. Подогрев газов осуществляется для обеспечения рассеивания после выхода их
из дымовой трубы. Одним из сложных процессов при очистке дымовых газов «мокрыми»
методами является эффективное улавливание брызг орошающего раствора из газов,
выбрасываемых в атмосферу. Капли суспензии, орошающей скруббер и содержащей
много взвешенных частиц, осаждаясь на поверхности элементов брызгоуловителей,
образуют с течением времени отложения, увеличивающие гидравлическое
сопротивление аппаратов и требующие периодической очистки.
В последние годы в ФРГ, Японии и других странах для борьбы с отложениями к
реагентам, особенно на базе извести, применяют добавки, например небольшое
количество карбоновой кислоты. Эти добавки позволяют получать не суспензию, а
прозрачный раствор извести. В результате удается избежать основной трудности при
эксплуатации известковых Установок, заключающейся в значительных твердых
отложениях на стенках скруббера.
Мокро-сухой способ. Этот нециклический способ нашел Широкое распространение в
странах Западной Европы и США главным образом при сжигании углей с содержанием
серы от 0,5 до 1,5%. В основе метода—поглощение диоксида серы Дымовых газов
испаряющимися каплями известкового Раствора. Эффективность сероулавливания более
90%.
Преимуществами мокро-сухого способа очистки дымовых газов от SO2 являются:
получение продукта в сухом виде, отсутствие сточных вод, высокая (~1) степень
использования реагента, умеренное аэродинамическое сопротивление системы.
Недостаток этого способа заключается в отказе от использования дешевого
известняка и применение высококачественной извести.
ДП 1005 495 ПЗ
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Магнезитовый циклический способ наиболее подробно изучен. Способ испытан на
опытно-промышленной установке Северодонецкой ТЭЦ. Любой циклический способ
несоизмерим по громоздкости с нециклическими вариантами.
Сущность этого способа заключается в связывании диоксида серы суспензией оксида
магния по реакции
MgO + SO2 = MgSO3.
Сульфит магния взаимодействует с диоксидом серы, образуя бисульфит магния:
MgS03 + S02 + H20 = Mg(HS03)2.
Бисульфит магния нейтрализуется добавлением магнезита:
Mg(HSO3)2 + MgO = 2MgS03 + H2O.
Образовавшийся сульфит магния в процессе обжига при температуре 800—900°С.
подвергается термическому разложению с образованием исходных продуктов по
реакции
MgSO3 = MgO + SO2.
Оксид магния возвращается в процесс, а концентрированный диоксид серы может быть
переработан в серную кислоту или элементарную серу.
Дымовые газы очищаются от оксидов серы до концентрации 0,03% в скруббере, а
образовавшийся раствор бисульфита магния с концентрацией 50—70 г/л поступает в
циркуляционный сборник, откуда часть раствора подается в напорный бак и
возвращается на орошение скруббера, а другая часть — в нейтрализатор для
выделения сульфита магния.
Основными недостатками магнезитового циклического способа являются наличие
сернокислотного производства и многочисленных операций с твердыми веществами
(кристаллами сульфита, золы, оксида магния), что связано с износом оборудования
и запылением.
Аммиачно-циклический способ основан на обратимой реакции, протекающей между
растворенным сульфитом и бисульфитом аммония и диоксидом серы, поглощенной из
дымовых газов:
(NH4)2S03 + SO2 + H20±2NH4HS03.
При температуре 30—35°С. эта реакция протекает слева направо, а при кипячении
раствора — в обратном направлении.
Аммиачно-циклический способ позволяет получать сжиженный 100%-ный сернистый
ангидрид и сульфат аммония — химические продукты, необходимые народному
хозяйству. По этому способу /построена опытно-промышленная установка на
Дорогобужской ГРЭС.
ДП 1005 495 ПЗ
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Озонный способ одновременной очистки дымовых газов от оксидов серы и азота. Все
рассмотренные выше способы позволяют очищать дымовые газы ТЭС только от диоксида
серы, а также от хлористых и фтористых соединений. Что же касается оксидов
азота, присутствующих в дымовых газах на 90—95% в виде монооксида, то они
улавливаются в незначительном количестве. Это объясняется тем, что реакционная
способность оксида азота на три порядка меньше по сравнению с реакционной
способностью диоксида серы. Озонный способ позволяет производить окисление
озоном низших оксидов азота и отчасти серы с последующим связыванием аммиаком.
Этот метод разработан в СССР и испытан на Молдавской ГРЭС. За рубежом
используется в ФРГ и Японии.
Основные недостатки озонного метода: высокая энергоемкость производства озона,
достигающая 6—10% мощности энергоблока и коррозионная агрессивность смеси серной
и азотной кислот.
Сухой известняковый (аддитивный) способ является наиболее простым и требует
наименьших капиталовложений.
Сущность способа заключается в добавлении к сжигаемому топливу известняка или
доломита в количестве, примерно в 2 раза превышающем стехиометрическое
содержание серы в исходном топливе.
В большинстве случаев в горелки подавалась смесь угольной пыли с молотым
известняком. В топке при горении угольной пыли известняк – углекислый кальций –
диссоциирует на углекислоту и оксид кальция, а последний, двигаясь совместно с
продуктами сгорания по газоходам котла, взаимодействует с серным и сернистым
ангидридом, образуя сульфит и сульфат кальция. Сульфат и сульфит кальция вместе
с золой улавливаются в золоуловителях. Свободный оксид кальция, содержащийся в
золе топлива, также связывает оксиды серы. Основным недостатком этого способа
очистки газов является образование прочных отложений золы и сульфата кальция на
поверхностях нагрева в области температур 700—1000° С.
Подводя итог рассмотрению различных, по сути химических способов очистки дымовых
газов ТЭС от диоксида серы, следует отметить, что капиталовложения в
нециклические способы очистки составляют около 10—15%, в циклические — 30—40%
стоимости энергоблока.
Мокрые золоуловители также могут использоваться для Улавливания диоксида серы.
Циклические методы могут быть рентабельными при содержании серы в топливе свыше
3,5—4%. В остальных случаях экономически целесообразно применять мокрый
известняковый или мокро-сухой известковый метод. Дальнейшее развитие и
совершенствование методов очистки дымовых газов ТЭС от оксидов серы направлено
на достижение безотходной технологии.
ДП 1005 495 ПЗ
16. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
16.1. Энергетические показатели работы станции
16.1.1 Годовая выработка электроэнергии ГРЭС
Годовая выработка электроэнергии ГРЭС подсчитывается по формуле:
Wв=Nу(hу [МВт·ч]
Где:
Nу – установленная мощность электростанции, Nу=3200 [МВт]
hу – годовое число часов использования установленной мощности задаётся в
исходных условиях. hу=6000 [ч].
Wв=3200(6000=19200000 [МВт·ч]
16.1.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды определяется на основании
энергетической характеристики, в зависимости от мощности и вида сжигаемого
топлива.
Wcн.= [МВт·ч]
Где:
- количество установленных блоков =4
- число часов работы блока в течении года =8000 ч
Wв - годовая выработка электроэнергии [МВт·ч]
Wсн.=6,9(4(8000+0,13(19200000=2716800[МВт·ч]
16.1.3 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции
Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции определяется:
Wотп.=Wв(Wсн. [МВт·ч]
Где:
Wв - годовая выработка электроэнергии [МВт·ч]
Wсн. - годовой расход электроэнергии на собственные нужды [МВт·ч]
Wотп.=19200000(2716800=16483200 [МВт·ч]
16.2 Годовой расход условного топлива
Годовой расход условного топлива энергетическими котлами определяется по
топливным характеристикам и рассчитывается по формуле:
Ву=(хх(nбл(Тр+((Wв [т.у.т.]
Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Где:
(хх – часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока
(хх=19,7[т/ч]
( - средний относительный прирост расхода условного топлива
(=0,278 [т/МВт·ч]
Ву=19,7(4(8000+0,278(2716800 = 1385670,4 [т.у.т.]
16.3 Годовой расход натурального топлива
Годовой расход натурального топлива рассчитывается по формуле:
[т.т/год]
Где:
- удельная теплота сгорания натурального топлива []
=35130[]
=1385670,4 (=11570130,9 [т.т/год]
16.4 Удельный расход условного топлива
Где:
- годовой расход условного топлива котлами [т.у.т./год]
Wотп. – годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции [МВт·ч]
[г.у.т./кВт·ч]
Лис
т
изЛисN Подп Дат
м т документа а
13. СХЕМА И ОПИСАНИЕ ПРИНЯТОЙ КОМПОНОВКИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ГЛАВНОМ КОРПУСЕ
ТЭС.
Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе станции оборудования и
строительных конструкций.
На современных станциях применяют главным образом закрытую компоновку с
размещением оборудования в котельном, деаэраторном, при работе на угле –
бункерном и машинном отделении. Эти отделения расположены параллельно, сомкнуто и
образуют единый главный корпус.
Основные требования к компоновке.
Надежность
Безопасность
Удобная эксплуатация
а) возможность ремонта оборудования
б) удобство монтажа
в) механизация основных работ
Соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований
Соблюдение правил техники безопасности
Экономичность
Удобство расширения ТЭС
Для строительства главного корпуса используют железобетонные и металлические
каркасы. Каркас состоит из колонн, опирающихся на фундамент, ригелей и ферм.
Фундаменты бывают монолитные или сборные.
Расстояние между осями колоннами главного корпуса в продольном направлении
называется шагом. Шаг равен от 6 до 12 метров.
Расстояние между осями колоннами главного корпуса в поперечном направлении
называется пролетом. Общий пролет составляется из:
Однопролетного машинного зала ( 28-54 метра,
Деаэраторного отделения (7,5-15 метров,
Бункерного отделения (при работе на угле) ( 8-15 метров,
Котельного отделения ( 22-46 метров.
ДП 1005 495 ПЗ Лист
изЛисN Подп Дат
м т документа а
Компоновка машинного отделения.
По отделению и в районе турбоагрегата устанавливаются площадки обслуживания.
Отметка площадки обслуживания составляет от 7 до 15,5 метров. Для обслуживания
вспомогательного оборудования предусматривают промежуточные площадки.
На 0 отметке машинного зала размещают:
Конденсаторы.
Питательные насосы.
Конденсатные насосы.
Дренажные насосы.
Прочие насосы.
Циркуляционные насосы тоже устанавливают в конденсатном помещении, если уровень
воды в источнике водоснабжения колеблется в небольших пределах и не требует
значительно заглублять насосы.
Ниже 0 отметки возможно устройство подвала глубиной 3-4 метра, в котором
размещают конденсатные насосы и трубопроводы циркуляционной воды.
Турбина и электрогенератор устанавливают на собственных фундаментах, которые не
связаны с другими с другими строительными конструкциями, чтобы вибрации
турбоагрегата не передались им.
В турбинном отделении имеется один или два мостовых крана, для монтажа и ремонта.
Грузоподъемность кранов принимается из условий подъема статора турбины и
генератора.
Габариты турбинного отделения выбирается достаточным для свободной выемки роторов
турбины и генератора, трубок конденсатора, трубных систем подогревателей.
Отметка низа фермы здания машинного зала составляет 21-35 метров от пола, чтобы
свободно поднять крышку ЦНД или поднять ПВД.
Турбоустановку компонуют продольно или поперечно относительно основного машинного
отделения.
При поперечной компоновке турбины по сравнению с продольной сокращается длина
паропроводов от котла к турбине. Система этих паропроводов симметрична
относительно основной турбины. Конденсаторы располагают под фундаментом турбины,
поперек или вдоль ее оси.
При продольно-расположенном конденсаторе меньшее количество циркуляционных
водоводов, что сокращает площадь машинного отделения.
Возможно применение боковых конденсаторов размещенных по обе стороны турбины. Пар
в такие конденсаторы поступает через патрубки, расположенные под фундаментом
тур...
ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!
Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь на сайте:
|
|
|
Добавлено: 2010.10.21
Просмотров: 1641
|
Notice: Undefined offset: 1 in /home/area7ru/area7.ru/docs/linkmanager/links.php on line 21
При использовании материалов сайта, активная ссылка на AREA7.RU обязательная! |
