Проектирование электрической тепловой станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

проектирование тепловой электрический ток

Введение

1. Тепловая часть

1.1 Выбор основного оборудования энергоблока

1.1.1 Выбор турбоагрегата

1.1.2 Выбор котлоагрегата

1.2 Описание принципиальной тепловой схемы

1.3 Расчет тепловой схемы ТЭЦ с турбоустановкой Т-250-240

1.3.1 Тепловые балансы

1.3.2 Регенеративная подогревательная установка

1.3.3 Деаэратор 0,69 МПа (подогреватель №5)

1.3.4 Регенеративные подогреватели низкого давления

1.3.5 Подогреватели уплотнений и эжектора конденсатора, смеситель СК

1.3.6 Баланс конденсата пара

1.3.7 Энергетический баланс турбоагрегата

1.3.8 Энергетические показатели турбоустановки и теплоэлектроцентрали

1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

1.5 Выбор вспомогательного оборудования

1.5.1 Выбор питательных насосов

1.5.2 Выбор циркуляционных насосов

1.5.3 Выбор конденсационной установки

1.5.4 Регенеративная установка

1.5.5 Выбор сетевых подогревателей и сетевых насосов

1.5.6 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения

1.5.7 Выбор дутьевых вентиляторов

1.5.8 Выбор дымососов

1.6 Система технического водоснабжения

1.7 Топливное хозяйство

1.7.1 Газовое хозяйство

1.7.2 Мазутное хозяйство

1.8 Компоновка главного корпуса

1.8.1 Генеральный план

1.9 Защита окружающей среды от выбросов в атмосферу дымовых газов

2. Электрическая часть

2.1 Выбор главной схемы электрических соединений и основного оборудования

2.1.1 Выбор числа единичной мощности основного электрического оборудования

2.1.2 Проектирование вариантов главной схемы электрических соединений

2.1.3 Технико-экономическое сравнение выбранных вариантов

2.2 Выбор главной схемы электрических соединений станции

2.3 Выбор электрической схемы собственных нужд ТЭЦ

2.3.1 Выбор принципиальной схемы электрических соединений СН ТЭЦ

2.3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.4 Расчет токов короткого замыкания

2.5 Выбор электрических аппаратов и проводников

2.5.1 Выбор выключателей и разъединителей

2.5.2 Выбор шин распределительных устройств

2.5.3 Выбор разрядников

2.5.4 Система измерений на электростанции

2.5.5 Выбор измерительных трансформаторов

2.5.6 Постоянный ток на станции

2.6 Релейная защита и автоматика

2.6.1 Релейная защита турбогенераторов, работающих в блоках с трансформаторами

2.6.2 Релейная защита трансформаторов, работающих в блоке с турбогенераторами

2.6.3 Автоматика, управление, контроль

3. Экономическая часть

3.1 Исходные данные для расчетов

3.2 Определение суммарных и удельных капиталовложений для ТЭЦ

3.3 Расчет годовых эксплуатационных издержек

3.3.1 Затраты на топливо

3.3.2 Затраты на амортизацию основных фондов

3.3.3 Затраты на заработную плату

3.3.4 Прочие расходы

3.3.5 Суммарные эксплуатационные издержки

3.3.6 Приведенные затраты

3.3.7 Доходы

3.4 Расчет критериев экономической эффективности

3.5 Калькуляции себестоимости

4. Охрана труда: Безопасность эксплуатации трансформаторов собственных нужд 20/6,3 кВ

Заключение

Список литературы

Введение

Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отображает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков и т.д.

Проектирование электрической станции представляет собой сложный процесс выработки оптимальных решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанных с производством расчетов, поиском пространственных компоновок, оптимизацией фрагментов и объекта в целом. Этот процесс требует системного подхода при исследовании объекта проектирования, при математизации и автоматизации проектных работ, а также при использовании новых достижений науки и техники и передового опыта проектных, строительных, монтажных и эксплуатационных организаций.

В предлагаемом проекте решается вопрос проектирования тепловой и электрической части ТЭЦ, который включает в себя: выбор основного оборудования, выбор главной схемы электрических соединений, выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей, выбор схем управления и защиты. Расчет токов короткого замыкания выполнен с помощью программы RATOK.

Такая ТЭЦ может работать в центральном районе Украины. Проектируемая станция по своим техническим и экономическим показателям соответствует аналогичным станциям, находящимся в эксплуатации.

1.1 Выбор основного оборудования энергоблока

1.1.1 Турбоагрегат Т-250/300-240

Тип турбины определяется характером тепловой нагрузки. Для ТЭЦ со смешанным отпуском тепловой энергии целесообразна установка турбин с двумя регулируемыми отборами пара. Поэтому принимаем к установке турбину типа Т-250/300-240, с параметрами, представленными в таб.1.1.

Паровая турбина типа Т-250/300-240 имеет два отопительных отбора пара для подогрева сетевой воды. Турбина рассчитана для работы на сверхкритических параметрах пара: Р = 24МПа, Т = 5400С.

Питательная вода подогревается в восьми регенеративных подогревателях и деаэраторе с абсолютным давлением 0,7МПа. Турбина выполнена одновальной четырехцилиндровой.

В зависимости от условий эксплуатации турбина может работать в таких режимах: проектирование тепловой электрические ток

- с двумя отопительными отборами пара для ступенчатого подогрева сетевой воды, автоматическим поддержанием минимального расхода пара в конденсаторе и с использованием тепла этого пара;

- с двумя отопительными отборами пара для ступенчатого подогрева сетевой воды и с произвольным отпуском пара в конденсатор;

- в конденсаторном режиме с выключенными отборами.

Переход из одного режима в другой производится без останова турбины.

Таблица 1.1

Технические данные турбины Т-250/300-240

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Номинальная мощность	МВт	250
Максимальная мощность	МВт	300
Частота вращения	об/мин	3000
Давление свежего пара	МПа	24
Температура свежего пара	0С	540
Максимальный расход пара	т/час	980
Давление пара после промежуточного подогревателя	МПа	3,68
Номинальная тепловая нагрузка	ГДж/ча	1380
Температура пара после промежуточного подогревателя	0С	540
Регулируемый отбор пара давление максимальный расход	МПа т/час	0,059-0.196/0.049-0.147
		600
Число нерегулируемых отборов пара для регенеративных подогревателей	шт	9
Давление отработанного пара	МПа	0,0049
Температура охлаждающей воды	0С	20
Расход охлаждающей воды	м3/час	28000
Число ступеней	шт	31
Температура питательной воды	0С	263
Расчетный удельный расход тепла	КДж/кВтч	8170
Давление пара в камерах отбора:
I	II	II	IV	V	VI	VII	VIII	ПНД №1 отключен.
5.76	4.07	1.69	1.00	0.559	0.28	0.093	0.027

1.1.2 Котлоагрегат ТГМП-314

Котлоагрегат работает в блоке с турбиной Т-250/300-240

Таблица 1.2

Параметры котлоагрегата

Наименование параметров	Ед. изм.	Топливо
		Газ	мазут
Паропроизводительность	т/час	1000	1000
Давление перегретого пара	МПа	25,5	25,5
Температура перегретого пара	0С	545	545
Температура питательной воды	0С	265	265
Температура холодного воздуха	0С	20	20
Температура горячего воздуха	0С	317	354
Температура уходящих газов	0С	120	139
Расход топлива	м3/час кг/час	77600	71000
КПД котлоагрегата	%	93,8	93,35
Давление пара на входе в промперегреватель	МПа	4,03	4,03
асход пара через промперегреватель	т/час	780	780
Давление пара на выходе из промперегревателя	МПа	3,78	3,78
Температура пара на входе в промперегреватель	0С	297	297
Температура пара на выходе из промперегревателя	0С	545	545

Котел имеет П-образную компоновку, при которой он имеет два вертикальных газохода (топочную камеру и конвективную шахту) и соединяющий их горизонтальный газоход. Все поверхности нагрева котла и коллектора выполняют из бесшовных цельнотянутых труб. Топка парового котла выполнена призматичной, в поперечном сечении прямоугольной формы. На котле ТГМП-314 устанавливаются шесть горелок типа ГМУ-300.

1.2 Описание принципиальной тепловой схемы

Тепловая схема ТЭЦ включает в себя следующее основное оборудование:

- турбоустановка типа Т-250/300-240-2 мощностью 250 МВт в теплофикационном режиме и 300МВт в конденсационном режиме, работающего в блоке с прямоточным котлом типа ТГМП-344А;

- пиковые водогрейные котлы типа КВГМ-180.

Турбина Т-250/300-240 представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, имеющий 40 ступеней давления и состоящий из одного цилиндра высокого давления ЦВД, двух цилиндров среднего давления ЦСД1 и ЦСД2 и одного цилиндра низкого давления ЦНД. ЦСД2 добавлен по условиям компоновки трубопроводов отопительных отборов пара больших диаметров.

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, из них семь для регенеративного подогрева воды и один на приводную турбину питательного насоса. Основной конденсат и питательная вода подогревается последовательно в охладителях основного эжектора, эжектора уплотнений, в пяти подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе (0,7)МПа и трех подогревателях высокого давления (ПВД).

Пар на ПВД 9 и ПВД 8 отбирается из ЦВД I-го и II-го отборов. Пар на ЦВД 7 из ЦСД1.На приводную турбину питательного насоса пар отбирается из отбора III ЦСД 1. На деаэратор 0,7МПа - из отбора I ЦСД1.

В регенеративный подогреватель 5 отводится часть отработанного пара турбопривода питательного насоса, остальной пар поступает в ЦСД 2. ПНД 3 и ПНД 4 питаются из отборов VII и VI соответственно. К отбору VII присоединен также сетевой подогреватель верхней ступени; ПЕД2 и сетевой подогреватель нижней ступени присоединены к линии отработавшего пара ЦСД2. ПНД1 присоединен к отбору IX из ЦНД. Ввиду низкого давления пара в этом отборе при расчетном режиме ПНД1 отключается.

Дренаж из подогревателей высокого давления каскадно сливается в даэратор.

Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей соответственно подается сливными насосами в смесители СМ2 и СМ3 между ПНД5 и ПНД4; ПНД3 и ПНД2 соответственно. Для обессоливания этого конденсата применяется блочная обессоливающая установка (БОУ).



Рис.1.4 Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной Т-250-240

Пар из уплотнений направляется в охладитель уплотнений, установленный на обратной сетевой воде перед подогревателем низкого давления.

Паровоздушная смесь из последних камер уплотнений отсасывается эжектором. Небольшая часть пара из уплотнений перетекает в конденсатор турбины.

1.3 Расчет тепловой схемы ТЭЦ с турбоустановкой Т-250-240

Расчет проводим для режима tнар.= - 5 0С. В соответствии с графиком тепловой нагрузки, температурой сетевой воды и величиной тэц = 0,6 отопительная нагрузка Qт=399 МВт, энтальпия сетевой воды tп.с.= 416 кДж/кг и tо.с.= 148,8 кДж/кг. Предварительный подогрев в охладителе уплотнений ОУ равен 3,77 кДж/кг. Паровая нагрузка котлоагрегата Дп.с.=250 кг/с. Расход пара на турбину, за вычетом 1,5% утечек, принимаем равным 255 кг/с. Рабочий процесс пара показан на рисунке 1.1.

Построим IS - диаграмму рабочего процесса в турбине и определим параметры пара и воды.

Начальная точка построения (точка 0) определяется начальным давлением P0 = 24 МПа и температурой пара t0 = 540 0C; i0 = 3321 кДж/кг. В регулирующих клапанах происходит дросселирование пара при постоянной энтальпии; потери давления составляют 1,5% от P0. Учитывая эту потерю, для точки рабочего процесса 0` имеем:

P0` = (1-0,015)· P0 = 23,64 МПа

Находим точку 0`, проведя горизонталь от т.0 до пересечения с P0. Из т.0` опускаем вертикаль до изобары Pпп` = 4 МПа, характеризующей давление во втором отборе (на выходе из ЦВД), и находим i2аt = 2933 кДж/кг.

С учетом внутреннего относительного КПД ЦВД получаем:

i2 = i0 - (i0 - i2аt )· з0iЦВД = 3321 - (3321 - 2933)·0,82 = 3002 кДж/кг

Тогда соединив точки 0` и 2 прямой, в пересечении c PI находим:

i1 = 2993 кДж/кг, t1 = 345 0C. Полученные значение заносим в табл. 1.3.

Аналогично строим процесс расширения пара в ЦСД.



Рис.1.3 Процесс работы пара в турбине Т

Таблица 1.3

Буквенные обозначения применяемых величин

Буквенные обозначения	Наименование величин	Ед. изм.
Р	Давление в отборе турбины	Вт (Мн/м2)
T	Температура в отборе турбины	0С
I	Энтальпия отборного пара	ккал/кг (Кдж/кг)
Р1	Давление пара перед предохранителем (подогревателем	Вт (Мн/м2)
Рв	Давление воды	Вт
Tн, tн	Температура и энтальпия насыщения в регенеративном подогревателе	0С, кал/кг
Tп, tп	Температура и энтальпия питательной воды после регенеративного подогревателя	0С, кал/кг
И1	Разность температуры пара на выходе из пароохладителя и питательной водына входе в пароохладитель	0С
T1	Температура пара на выходе из пароохладителя	0С
I1	Энтальпия пара на выходе из пароохладителя	ккал/кг (кДж/кг)
Tпо, tпо	Температура и энтальпия питательной воды на выходе из пароохладителя	0С,Ккал/кг(кДж/кг)
Ипо	Разность температуры пара и питательной воды на выходе из пароохладителя	0С
Tб, tб	Температура и энтальпия конденсата греющего пара на выходе из охладителя дренажа	0С,Ккал/кг(кДж/кг)
Иб, Иб	Разность температур и энтальпий конденсата греющего пара на выходе из охладителя дренажа и питательной воды на выходе в охладитель дренажа	0С,Ккал/кг(кДж/кг)
Tод, tод	Температура и энтальпия питательной воды после охладителя дренажа	0С, ккал/кг
п	Подогрев питательной воды в регенеративном подогревателе, включая охладители пара и дренажа	Ккал/кг(кДж/кг)
б	То же в деаэраторе	Ккал/кг(кДж/кг)
с	То же в смесителе	Ккал/кг(кДж/кг)
qп	Тепло отдаваемое греющим паром в подогревателе и в пароохладителе	Ккал/кг(кДж/кг)
qд	То же в деаэраторе	Ккал/кг(кДж/кг)
qод	Тепло, отдаваемое конденсатом греющего пара в охладителе дренажа	Ккал/кг(кДж/кг)
qу	Тепло отдаваемое паром из уплотнений в подогревателе	Ккал/кг(кДж/кг)
qд	Тепло отдаваемое потоком дренажа в его охладителе	Ккал/кг(кДж/кг)
Qдв.с. qбн.с.	Тепло, отдаваемое потоками дренажа из верхней и нижней ступеней сетевой подогревательной установки в смесителях линии питательной воды	Ккал/кг(кДж/кг)

Таблица 1.5

Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

Наименование показателей	Обозначение	Ед. изм.	Нижнийподогреватель	Верхнийподогреватель
Греющий пар:
Давление в отборе	Р	Вт (Мн/м2)	0,557 (0,0546)	1,14 (0,112)
Давление в подогревателе	Рп	Вт (Мн/м2)	0,51 (0,05)	1,04 (о,102)
Температура	T	0С	101	158
Отдаваемое тепло	Qн.с., qв.с.	ккал/кг (кДж/кг)	559,9 (2340)	566,1 (2370)
Конденсат греющего пара:
Температура насыщения	tн	0С
Энтальпия при насыщении	tн	(какл/кг), кДж/кг	81,3 (340)	100,3 (420)
Сетевая вода:
Температура на входе	Tо.у., tн.с.	0С	36,4	74,6
Энтальпия на входе	Tо.у., tн.с.	ккал/кг, кДж/кг	36,4 (152,4)	74,7 (313)
Температура на выходе	Tн.с.., tв.с.	0С	74,6	99,1
Энтальпия на выходе	Tн.с.., tв.с.	ккал/кг, (кДж/кг)	74,7 (313)	99,2 (415,5)
Подогрев в подогревателе	Uн.с., Uв.с	0С	6,7	1,1
То же	Uн.с., Uв.с	ккал/кг, (кДж/кг)	6,6 (27,6)	1,1 (4,6)
Подогрев в подогревателе	нс, вс,	ккал/кг, (кДж/кг)	38,3 (160,3)	24,5 (162,6)

1.3.1 Тепловые балансы

Для данного режима tнар = -5 0С расход сетевой воды равен:

Gc.в. = Qт / tв.с.- tо.с = 399103 / 415,3 - 148,6 = 1498 кг/сек

Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя:

Dн.с. qн.с.= Gс.в. н.с.+ Qр

где: н.с. = tн.с.- tо.у.

tо.у.= 3,76 кДж/кг

Dн.с. 2344 = 1499 160,3 + 1163

Dн.с= 103,06 кг/сек

Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя:

Dв.с. qв.с.= Gв.с. в.с.+ Qр,

где: о.с. = tв.с.- tн.с. 23070 Dв.с. = 1498 162,6 +1163

Dв.с.= 65,4 кг/сек

1.3.2 Регенеративная подогревательная установка

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка: ПВД1:

Dп1 (qп1 + qо.д.1) = Dп.в. п1 + Qр1

Dп1 (1914+66) = 250 98 + 93

Dп1 = 12,5 кг/сек

ПВД2:

Dп2 (qп2 + qо.д.2) + Dу2 qд.2 + Dп1 qд.2 = Dп.в. п2 + Qр2,

Dу2 = 1,75 кг/сек

Dп2 (1943 + 173) + 1,752320 + 12,5206,8 = 250206,8 + 93

Dп2 = 21,3 кг/сек

Dп2 = (1943 + 173) + 1,752320 + 12,5206,8 = 250206,8 + 93

Dп2 = 21,3 кг/сек

Подогрев воды в питательном насосе.

Работа сжатия воды в идеальном процессе:

Hна = Uср (Рн - Рв) = 29,41030,0011 = 32,3 кДж/кг,

где: Рн - Рв = 29,4 Мн/м2

Uср = 0,0011 м3/кг

Внутренняя работа сжатия воды в насосе с учетом внутренних потерь и подогрев воды н:

Hнi = п = hна / нi = 32,3 / 0,845 = 38,2 кДж/кг

При этом КПД насоса:

н = нi 1к = 0,8450,98 = 0,83

где: 1н учитывает механические и прочие потери насоса (от протечек).

Расход пара на приводную турбину питательного насоса:

Давление пара:

Ротп = 2,48 Мн/м2

Р1тм = 2,17 Мн/м2

Рптп = 0,573 Мн/м2

Энтальпия пара:

iотп = 3440 кДж/кг

iптп = 3171 кДж/кг

Коэффициент полезного действия приводной турбины:

тпоi = 0,76

Расход пара:

Dт.п.= Dп.в. hнi / (iтho - iптп) тпw х 1н = 25038,2 / (3487 - 3171) 0,980,98=31,45 кг/сек.

Внутренняя мощность приводной турбины:

Wкi = Dпв hнi = 25038,2 = 9,5 МВт ПВД №4

Dп4 (qп4 + qод4) + (Dп1 + Dп2 + Dу2) qD4 = Dпв пу + Qру

Dп4 (2535 + 76,6) + (12,5 + 21,3 + 1,75) 110,1=250 111,3 + 9,3 Dпу = 0,2 кг/сек

1.3.3 Деаэратор 0,69 МПа (подогреватель №5)

Материальный баланс деаэратора. Поток конденсата на входе в деаэратор:

DкD = Dпв - (Dп1 + Dп2 + Dп4 + Dу2) - Dв + Dу.т. + (Dз.пу + Dу.к.)

Тепловой баланс деаэратора:

DDi5 + (Dп1 + Dп2 + Dп4 + Dу2) tзн + Dу.ж. + iуж + DкDtп6 =

= DпвtD + (D + Dук) iDп + Qр

Здесь: qп = iпD - tD

qDп = 2763 - 693,8 = 2069,2 кДж/кг

qDу.ж = iу.ж - tD

qDу.ж = 3413 - 693,8 = 2719,2 кДж/кг

qD5 = tD4 - tD = 81,2 кДж/кг

Dу.к = Расход пара на охладитель эжектора и подогреватель уплотнений:

Dn.у = 0,75 кг/сек

Расход пара на концевые уплотнения 1,0 кг/сек

После преобразования:

DD(q + D) + (Dn1 + Dn2 + Dn4 + Dу2)(qD4 + D) + Dу.ж (qу.ж + D) =Dn.DD + (Dn.у + Dу.к)(qnD + D) + Qр.D

DD(2543 + 70,5) + (12,5 + 21,3 + 9,2 + 1,75) (81,2 + 70,5)+1,42 (2719,2+70,5)=25070,5 + 1,75(2069,2 + 70,5)+93

DD = 4,12 кг/сек

Из уравнения материального баланса получаем: Dк.D=201,48(кг/сек).

1.3.4 Регенеративные подогреватели низкого давления

Объединенное уравнение теплового баланса ПНД№6 и смесителя С4. ПНД № С4:

Dn6q6 + Dу6qу6 = (Dn6 + Dn7 + Dу6) qD6 + Dк7 (n6 + 64) + Qр6

qу6 = iу6 - t6n = 3215 - 644 = 2582 кДж/кг

qD6 = tn6 - tD7 = 623,2 - 525,7 = 97,8 кДж/кг

Поток конденсата через подогреватель №7 (перед смешением его с дренажем подогревателя №7)

Dк7 = DкD - (Dn7 + Dn6 + Dу6)

В ПНД поступает отработанный пар приводной турбины с теплом конденсации

qтп6 = 2520 кДж/кг.

После подстановки известных величин, получаем:

Dn62520 + 3,352571 = (Dn6 + Dn7 + 3,35)97,8 + (201,52 - Dn6 - Dn7 - 3,35)118,7 + 58,2

Объединенное уравнение теплового баланса ПНД №7 и смесителей С3 и С2.

ПНД№7 + С3 + С2:

Dn7 - qn7 + (Dn6 + Dу6)qD7 = Dв.с.qDв.с . + Dn8qD8 + Dn8(n7 + с3 + с2) + Qр7

Dn7 - qn7 + (Dn6 + Dу6) qD7 = Dв.с. qDвс + Dп8qD8 + Dк8 (h7 + с3 + с2) + Qр7

qD7 = 118,7 кДж/кг

qDвс = tn7 - tnвс = 504,5 - 420 = 84,5 кДж/кг

7 + с3 + с2 = 104,7 кДж/кг

Поток конденсата через ПНД №8 перед снижением его с дренажами из верх-него сетевого подогревателя и подогревателя №8

Dк8 = Dк7 - Dвс - Dп8

Подставляя известные величины получаем:

Dп72416 + (Dп6 + 3,35) 118,7 = 97,9999584,5 + Dп883,7 + (132,87 - Dп6 - Dп7 -- Dп8) 104,7 + 58,2

Объединенное уравнение теплового баланса

ПНД №8 и смесителя С1.

Dп8qп8 = Dн.с. qDн.с + Dк.D. (п8 + с1) + Qр8

qDн.с. = tп8 - tнн.с. = 396,6 - 340,6 = 58,2 кДж/кг

п8 + с1 = 79,5 кДЖ/кг

Поток конденсата через ПНД №9 перед смешением его с дренажем нижнего сетевого подогревателя:

Dк9 = Dк8 - Dн.с.

таким образом:

Dп82369 = 97,6958,2 + (29,93 - Dп6 - Dп7 - Dп8) 79,5 + 58,2

Для определения величин Dп6, Dп7 и Dп8 уравнения теплового баланса (1),(2),(3) решаем совместно. После преобразования приводим их к виду:

2540,9Dп6 + 20,9Dп7 = 15238,7

223,4Dп6 + 2521Dп7 + 21Dп8 = 21853,04

79,4Dп6 + 79,5Dп7 + 2448,5Dп8 = 8123,193

Совместное решение этих уравнений дает:

Dп6 = 5,93 кг/сек

Dк7 = 184,08 кг/сек

Dп7 = 8,12 кг/сек

Dк8 = 83,22 кг/сек

Dп8 = 2,86 кг/сек

Dк9=14,47 кг/сек

Уравнение теплового баланса ПНД №9

Dп9qп9 = DкDп9 + Qр9

Dп92344 = 14,47128 + 58,2

Dп9 = 0,815 кг/сек

Энтальпия конденсата после подогревателя уплотнений:

tп.у = 192,6 кДж/кг

1.3.5 Подогреватели уплотнений и эжектора конденсатора, смеситель СК

Для конденсации пара в этих охладителях ввиду малого расхода конденсата турбины, необходима его рециркуляция.

Энтальпия конденсата после конденсатора:

tк = 100,5 кДж/кг

Уравнение теплового баланса:

Dпуqпу + Dэqэ + Dп9q ф9 = (Dк9 + Dрец) у.э.с

Суммарный подогрев конденсата в подогревателе уплотнений, эжекторе и смесителе

у.э.с.= 92,1 кДж/кг

Dп.у. = 1,04 кг/сек

тепло, отданное паром в подогревателе уплотнений

qп.у = iDн - tпуD = 2543 кДж/кг

Dэ = 0,47 кг/сек

Qэ = 2480 кДж/кг

qD9 = t9н - tпу = 341,9 - 192,6 = 148,6 кДж/кг

Подставляя численные значения величин, получим:

1,042543 + 0,472480 + 0,815148,6 = (14,47 + Dреу) 92,1

Dреу = 28,217 кг/сек

Определяем параметры конденсата вспомогательных теплообменников.

Смеситель СК

(Dк + Dреу) tк + Dп9tп9 = (Dреу + Dк + Dп9) tсн

tсн = 104,7 кДж/кг

Охладитель эжектора:

Dэqэ = (Dкq + Dреу)э

э = 28,1 кДж/кг

tэ = 132,8 кДж/кг

Подогреватель уплотнений ПУ:

Dпуqпу = (Dкq + Dреу) пу

пу = 59,8 кДж/кг

tпу = 192,6 кДж/кг

1.3.6 Баланс конденсата пара

В конденсатор поступает дренаж из охладителя эжектора, подогревателя уп-лотнений и охладителя уплотнений:

Dэ = 0,47 кг/сек

Dоу = 1,95 кг/сек

Dпу =1,04 кг/сек

Кроме того, в конденсатор турбины поступает добавок химически очищенной воды:

DDв = 3,75 кг/сек

Поток пара в конденсатор, получаемый из условий баланса конденсата:

DпВ = DпD - (Dэ + Dпу + Dоу + DDв + DпD) = 14,47 - (0,47 + 1,04 + 1,95 + 3,75+ 0,815) = 8,395 кг/сек

Паровой баланс турбины:

D1 = Dп1 = 12,42 кг/сек;D2 = Dп2 = 21,3 кг/сек

D3 = Dт.п = 31,45 кг/сек;D4 = Dп4 = 9,2 кг/сек

D6 = Dп6 = 5,93 кг/сек;D5 = DD = 4,12 кг/сек

Dтп = Dтп - Dп6 - Dт4п = 31,45 - 5,93 - 1 = 24,52 кг/сек

D7 = Dп7 = 8,12 кг/сек

D8 = Dп8 + Dв.с. = 2,86 + 82,07 = 84,93 кг/сек

D9 = Dп9 + Dн.с. = 0,815 + 81,82 = 82,64 кг/сек

D10 = Dпто = 0

Dупп = 3,64 + 1,3 + 1,11 + 0,63 - 0,17 = 6,51 кг/сек

Dу.ш.= 1,42 кг/сек

Dо = D(1 - 0,015) = 246,25 кг/сек

Dкп = Dо - Dу.ж - Dj = 246,25 - 6,51 - 1,42 - 229,66 = 8,41 кг/сек

Погрешность материального баланса:

д = Dкп - Dкв / Dкп = 8,41 - 8,395 / 8,41 = 0,17 %

1.3.7 Энергетический баланс турбоагрегата

Определим мощность турбоагрегата по отсекам турбины и полную.

Таблица 1.6

Мощность турбоагрегата по отсекам турбины

№ отсеков	Дотс	Нотс	Wотс,
	кг/сек	кДж/кг	МВт
d-1	253,5	57	14,45
	249,7	135	33,7
	249,86	136	33,98
1-2	239	60	14,34
21-3	213,2	107	22,0
3-4	182,2	104	18,93
4-5	170,91	96	16,4
5-6	166,17	134	22,26
61-7	187,34	144	26,97
7-8	183,28	86	15,76
8-9	146	59	8,61
9-10	5,72	-124	-0,71

Внутренняя мощность турбины Wi = Wотс = 227,5 МВт Сумма потерь в электрическом генераторе и механических потерь турбины:

д Wг + д Wм = 3,78 МВт

Электрическая мощность турбоагрегата: Wэ = 223,72 МВт

1.3.8 Энергетические показатели турбоустановки и теплоэлектроцентрали

Полный расход тепла на турбинную установку:

Qэ = D (iо - tп.в.) + Dп.п (iпп - iпн) - Dут (tпв - tов)

Qэ = 253,5 (3321 - 1148) + 206,09 (3547 - 2933) - 3,75 (1148 - 125,6) = 670,4

Суммарная мощность главной турбины и приводной турбины питательного насоса:

Wiсум = Wi + Wiн = 227,5 + 9,5 = 237

Расход тепла на отопление:

Q1т = Qт / н = 399 / 0,99 = 402,5 МВт

Расход тепла на производство электроэнергии:

Qwэ = Qэ - Q1т = 670,4 - 402,5 = 267,9 МВт

Внутренний КПД турбоустановки брутто по производству электроэнергии:

брwi=237/267,9=0,92

Внутренний КПД турбоустановки по производству электроэнергии за вычетом работы питательного насоса:

wi=227,5/267,9=0,9

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии:

wэ=Wэ0,86/Qwэ=223,72/267,9=0,89

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qwt=1/wэ=1,12

Тепловая нагрузка котельной:

Qп.с = Dпс(iпс - tпв) + Dпп (iIIпп - iIпп) = 250(3413 - 1148) + 206,09(3547 - 2933) = 693,8 МВт

Коэффициент полезного действия транспорта тепла:

тр = Qэ / Qпс = 670,4 / 693,8 = 0,966

Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии при КПД котельной установки: к.у = 0,938

wс = wэтрку = 0,890,9660,938 = 0,806

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qwс=1/wс=1,24

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

Bуэ = 0,123 / wс = 0,123 / 0,806 = 0,1526 кг / кВтчас

КПД ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии:

тс = ттрку = 0,990,9660,938 = 0,897

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

Bут = 34,1 / тс = 38,0156 кг / ГДж

1.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

Пиковый водогрейный котел предназначен для поддержания температуры сетевой воды в расчетном режиме.

Топливом для котла является топочный газ и мазут. По схеме циркуляции сетевой воды водогрейные котлы включены после основных подогревателей сетевой воды. Теплопроизводительность и число пиковых водогрейных котлов выбирается из условия покрытия или, как правило 40-45% максимальной тепловой нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

На ТЭЦ предусматривается установка резервного пикового водогрейного котла.

Максимальная тепловая нагрузка турбин 5529,6 ГДж/ч (1536 МВт). Остальную тепловую мощность покрываем за счет ПВК. Необходимо покрыть дополнительную нагрузку в 3110,4 ГДж/ч (864 МВт).

Исходя из этого, выбираем количество ПВК 3110,4/760=4,1, где 760 ГДж/ч - теплопроизводительность ПВК. Принимаем к установке пять ПВК типа К

Таблица 1.7

Основные технические данные КВМГ-180

Наименование параметров	Ед. изм.	Значение
Тепловая производительность, ГДж/ч	ГДж/ч	760
Разность температуры воды на:выходе из котла входе в котел	0С 0С	150 40,8
Давление воды на выходе из котла (избыточное) : номинальное максимальное	МПа МПа	2,4 2,5
то же при температуре воды: 1500С 1800С 2000С	МПа МПа МПа	0,75 1,55 1,36

1.6 Выбор вспомогательного оборудования. Турбинное отделение

1.6.1 Выбор питательных насосов

Питательные насосы (Пн) относятся к числу наиболее ответственных машин на ТЭЦ. Их рассчитывают на подачу питательной воды при максимальной мощности ТЭЦ с запасом не менее 5%.

На ТЭЦ блочной структуры (с турбинами Т-250-240) применяют по одному рабочему ПН полной подачи с приводной турбиной с противодавлением.

Расход пара питательного насоса:

Dп.н.=1,05 Dп.т.=1,05950 = 997,5 т/ч,

где: Dп.т. = 950 т/ч - расход пара парогенератором

Давление питательного насоса:

Рп.н.= (1,25ч1,35)Ро = 1,3525 = 33,75 МПа,

где: Ро = 25МПа - давление на выходе у пароперегревателя.

На каждом блоке устанавливается один основной ПН типа ПТН-1100-350

Таблица 1.8

Технические характеристики питательного насоса типа ПТН-1100-350

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Подача, V	м3/ч	1100
Напор, H	м	3500
Частота вращения	м-1	5150
Мощность привода, N	кВт	12000
КПД насоса,с	%	81

К установке принимается один пускорезервный насос типа ПЭ-600-3000 и три бустерных насоса на один блок типа ПД650-160

Таблица 1.9

Технические характеристики насосов типа ПЭ-600-3000 и ПД650-160

Марка насоса	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, м-1	Мощность приводного двигателя	Назначение
ПЭ-600-3000	600	3000	6300	8000	Для подачи воды в котел t=1650С
ПД650-160	650	158	3000	5000	Для подачи воды на вал ПН

Привод основного насоса

N = Dп.в.(Рн - Рв) 1,65 / 3600 = 997,5 (30,1 - 0,7) 1,05 / 0,813600 = 106кВт,

где: Dп.в. = 997,5 - расход питательной воды

Рн = 30,1 МПа - давление на входе

Рв = 0,7 МПа - давление на выходе

В качестве привода ПН принимается турбина типа Р-12-22П.

Таблица 1.10

Технические характеристики турбины типа Р-12-22П

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Номинальная мощность	кВт	12000
Частота вращения	с-1	86,67
Номинальные параметры перед стопорными клапанами: давление температура противодавление расход пара через стопорные клапаны	МПа 0С МПа 0С	2,2 501 0,66 45-8

Бустерные насосы имеют общий привод с главным питательным насосом через пониженный редуктор. Они устанавливаются перед главным ПН и предназначены для предохранения главного ПН от кавитации.

1.6.2 Выбор циркуляционных насосов

Циркуляционные насосы ЦН предназначены для подачи охлаждающей воды в конденсатор и маслоохладители турбины, а также в газоохладители генератора.

Для индивидуального водоснабжения мощных современных блоков при использовании рек и водохранилищ-охладителей применяют осевые насосы.

Суммарный расход охлаждающей воды на турбоустановку составляет 28000 м3/ч.

Расчетная характеристика для выбора ЦН - производительность ЦН:

Gц.н = kW = 280001,05 = 29400 м3/ч

где: W = 28000 м3/ч - расход охлаждающей воды;

k = 1,15 - коэфф, учитывающий расход воды на масло и воздухоохладители. К установке принимаем два ЦН типа ОП2-14

Таблица 1.11

Технические характеристики циркуляционного насоса типа ОП2-145

Наименование параметров	Ед. изм.	Значение параметров
Подача V	м3/ч	21940-37160
Напор Н	кПа	140
Допустимый кавитационный запас	м/вод.ст	10-12,5
Частота вращения, n	м-1	365
Потребляемая мощность	кВт	820-1550
КПД,с	%	80

К установке ТЕЦ принимаем 6 шт. Насосов ЦН типа Оп2-145.

Расчет мощности привода ЦН

Nдв. = Gцн Нцн103 / 3600102с = 2800012,77103 / 36001020,8 = 1217 кВт

В качестве двигателя принимаем синхронный двигатель типа СДН-2-16-59-8У3

Таблица 1.12

Технические характеристики двигателя типа СДН-2-16-59-8У3

Наименование параметров	Ед. изм.	Значение параметров
Номинальная мощность, Рном	кВт	1250
Полная мощность	кВА	1455
Частота вращения	м-1	750
КПД двигателя, с	%	95,7

1.6.3 Выбор конденсационной установки

Для турбоустановки Т-250/300-240 применяются одновходные конденсаторы типа К-2-14000-1, которые предназначены для конденсации поступающего пара из турбины, создания разрежения в ее выхлопных патрубках, сохранения и первичной деаэрации основного конденсата.

Таблица 1.13

Тенические характеристики конденсатора типа К-2-14000-1

Наименование параметров	Ед. изм.	Значение параметров
Поверхность охлаждения	м3	14000
Температура охлаждающей воды	0С	20
Давление в паровом пространстве	кПа	5,3
Расход охлаждающей воды	м3/ч	28000
Гидравлическое сопротивление конденсатора	кПа	42,02
Удельная паровая нагрузка при номинальном расходе пара	кг/кВт•ч	3
Кратность охлаждения		28,6

Воздухоудаляющее устройство предназначено для обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и теплообменных аппаратных, находящихся под разряжением, а также для быстрого набора вакуума при пуске турбины. Оно включает в себя два основных трехступенчатых и один пусковой одноступенчатый пароструйный эжектор. Один основной эжектор является резервным. Расход пара на каждый эжектор составляет 900кг/ч, на пусковой - 1100 кг/ч

Установлено три эжектора типа ЭПО-3-150.

Таблица 1.14

Технические характеристики эжектора типа ЭПО-3-150

Ступень	Ед. изм.	I	II	III
Давление смеси на входе в эжектор, Рн	кПа		3,06
Производительность паровоздушной смеси, Gсм	кг/ч		175
Производительность на сухом воздухе, Gв	кг/ч		50 / 150
Давление рабочего пара, Рр	МПа		0,49
Температура смеси на входе в эжектор, tсм	0С		21,2
Давление за эжектором, Рс	МПа		0,108
Расход рабочего пара, Gр	кг/ч	375	785	1000
Диаметр докритического сечения сопла, dр*	мм	13,5	19,5	22
Диаметр выходного сечения камеры смешивания dр	мм	67	56	40
Диаметр входного сечения камеры смешивания, dр2	мм	162	110	62
Длина цилиндрической части камеры смешения, d3	мм	114	84	50
Расстояние от сопла до камеры смешения, lс	мм	160	92	68
Длина расширяю щейся части сопла, l	мм	240	165	80
Длина выходного сечения диффузора dо	мм	250	216	125
Длина конической части камеры смешения, lк	мм	340	186	93
Длина диффузора, lд	мм	780	660	400
Степень расширения рабочего сопла fр/fрс		24,6	8,24	3,3
Основной геометрический параметр		71,2	18,2	5,16

Для отвода конденсата из сборника конденсата конденсатора и подачи его в блочную обессоливающую установку (БОУ) установлено три конденсатных насоса первой ступени КCВ500-85, один из них является резервным.

Таблица 1.15

Технические характеристики конденсатного насоса типа КCВ500-85

Наименование параметров	Ед. изм.	Значение параметров
Подача, V	м3/ч	500
Напор, Н	м	85
Допустимый кавитационный запас	м	1,6
Частота вращения, n	м-1	1000
Мощность, N	кВт	154
КПД насоса,с	%	75

При наличии БОУ приходится устанавливать КН в две ступени: после конденсатора турбины с небольшим напором и после БОУ с напором,

1.6.4 Регенеративная установка

Регенеративная установка предназначена для подогрева конденсата и питательной воды паром из промежуточных нерегулируемых отборов турбины. Такой подогрев воды паром частично отработавшим в турбине и отводимым от них через регенеративные отборы к подогревателям, обеспечивает понижение термического КПД цикла.

Регенеративный подогреватель устанавливают индивидуально у каждого турбоагрегата без резерва. В систему регенеративного подогрева питательной воды входят ПНД и ПВД, деаэратор, а также некоторые вспомогательные теплообменники.

В системе регенерации используются пять ПНД трех типов:

в качестве ПНД1-ПН-400-26-2-III;

в качестве ПНД2 ПНД4-ПН-400-26-7- II;

в качестве ПНД5-ПН-400-26-7- I.

Таблица 1.16

Технические характеристики поверхностных подогревателей низкого давления системы регенерации паротурбинных установок

Типоразмер	Ед. изм.	ПН-400-26-7-I	ПН-400-26-7- II	ПН-400-26-7- III
Площадь поверхности теплообмена	м2	478	400	380
Номинальный массовый расход воды	кг/с	208,3	208,3	208,3
Расчетный тепловой поток	МВт	20,9	26,7	15,5
Максимальная температура пара	0С	400	400	400
Гидравлическое сопротивление при ном. расходе воды	м вод.ст	10	4,5	4,5
Габаритные размеры	Высота	мм	5895	5560	5560
	Диаметр корпуса		1624	1624	1624
Масса	Сухого	т	12,9	11,4	11,6
	Заполненного водой		22,4	20,7	21,9

Также в системе регенерации используются три ПВД:

в качестве ПВД6-ПВ-900-380-18-I;

в качестве ПВД7-ПВ-1200-380-43-I;

Таблица 1.17

Технические характеристики поверхностных подогревателей высокого давления пара турбинных установок

Типоразмер	Ед. изм.	ПВ-900-380-18-I	ПВ-900-380-66-I	ПВ-1200-380-43-I
Площадь поверхности теплообменника	Полная	м2	992	980	1203
	Зона ОП		101,0	101,0	125,0
	Зона ОК		152	75	188
Номинальный расход воды	кг/с	263,9	25,9	46,9
Расчетный тепловой поток	0С	27,2	25,9	46,9
Гидравлическое сопротивление при номинальном расходе воды	м вод.ст	14	14	18
Максимальная температура	0С	475	390	335
Габаритные размеры	Высота	мм	8860	8860	8860
	Диаметр корпуса		2464	2520	2680
Масс	Заполненного водой	т	106,8	121,4	127,1
	Сухого		76,5	91,4	92,1

В конденсате питательной и добавочной воды содержатся агрессивные газы, вызывающие коррозию оборудования и трубопроводов электрической станции. Они поступают в пароводяной тракт. Для защиты от газовой коррозии применяют термическую деаэрацию воды.

Термическая деаэрация воды сочетается с ее подогревом в ступенчатом теплообменнике-деаэраторе. В термическом деаэраторе вода подогревается паром до температуры насыщения.

Для поддержания постоянного давления в деаэраторе применяется такая система питания паром, при которой деаэратор является самостоятельной ступенью регенеративного подогрева питательной воды и подключается к отдельному отбору турбины.

Производительность деаэратора выбирается по максимальному расходу воды без резерва.

В системе регенеративного подогрева воды установлен деаэратор типа

ДП-1000- 4, с параметрами:

Таблица 1.18

Параметры деаэратора

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Номинальная производительность	кг/с	277,8
Рабочее давление	МПа	0,69
Давление допустимое при работе предо-хранительных клапанов	Мпа	0,74
Пробное гидравлическое давление	МПа	0,88
Рабочая температура	0С	164,2
Диаметр колонки	мм	2400
Высота колонки	мм	4500
Масса колонки	кг	7100
Масса колонки заполненной водой	кг	26000
Геометрическая емкость колонки	м3	17
Полезная емкость аккумуляторного бака	м3	120
Типоразмер охладителя пара	(2 шт.)	ОВ-18

Вместе с деаэратором типа ДП-1000-4 применяется деаэраторный бак типа БД-100-1-13 с параметрами:

Таблица 1.19

Параметры деаэраторного бака

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Полезная емкость	м3	100
Геометрическая емкость	м3	113
Максимальная длина	мм	13500
Масса	т	23,95

1.6.5 Выбор сетевых подогревателей и сетевых насосов

Сетевые подогреватели устанавливают индивидуально у турбин без резерва.

В течении большей части отопительного сезона в качестве их резерва используются ПВК. Летом тепловая нагрузка снижается и большая часть подогревателей находится в резерве. Число сетевых подогревателей должно быть минимальным, по возможности по одному каждого типа на турбину.

На каждый блок к установке принимаем по два сетевых подогревателя:

нижний ПСГ-5000-2,5-8-I;

верхний ПСГ-5000-3,5-8-I.

Таблица 1.20

Технические характеристики подогревателей сетевой воды

Типоразмер	Ед.изм	ПСГ-5000-2,5-8-I	ПСГ-5000-3,5-8-I
Расчетные параметры пара	Давление,	МПа	0,030,05	0,060,2
	Номинальный расход	кг/с	81,9	81,9
Расчетные параметры воды	Давление	МПа	0,88	0,88
	Максимальная температура на входе	0С	105	105
	Номинальный расход	кг/с	1666,7	1666,7
	Скорость в трубах	м/с	2,22	2,22
	Гидравлическое сопротивление воды	м вод.ст	9,7	9,7
Расчетный типовой поток	191,9	191,9

На проектируемой ТЭЦ устанавливаются сетевые насосы, которые служат для перекачивания сетевой воды в системе централизованного водоснабжения в здания, сооружения.

Сетевые насосы устанавливают с резервом. Один из сетевых насосов выбирается с пониженной производительностью для обеспечения горячего водоснабжения в летнее время.

Расход сетевой воды:

Gс.в. = 394 т/ч

В качестве сетевых насосов первого и второго подъемов к установке принимаем по два сетевых насоса типа СЭ500-70.

Технические характеристики сетевых насосов представлены в таблице 1.21.

Таблица 1.21

Технические характеристики сетевых насосов

Наименование параметров	Ед. изм.	Значение параметров
Типоразмер		СЭ 500-70
Подача, V	м3/ч	500
Напор, Н	м	70
Допустимый кавитационный запас	м	10
Частота вращения, n	м-1	3000
Мощность, N	кВт	120
КПД насоса,с	%	82

Мощность приводных двигателей

N = GснNсн / 3600102 = 50070 / 36001020,82 = 116,2 кВт,

где: Gсн = 500 м3/ч - подача сетевого насоса типа СЭ500-70

Нсн = 70 м - напор сетевого насоса типа СЭ500-70

Для сетевого насоса типа СЭ500-70 принимаем электрический двигатель ДА4-560-ХК-1243.

1.6.6 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения

Вспомогательное оборудование котельного отделения состоит из тягодутьевых машин для транспорта воздуха и устройств для внутрицехового транспорта. На проектируемой ТЭЦ в качестве основного топлива используется маслосернистый мазут марки 100, резервного - природный газ.

Химический состав маслосернистого мазута марки 100 в процентах:

S = 0,3; М2 = 11,7; C = 84,65; W = 3

Химический состав газа в процентах:

СМ4 = 98,9; С2М6 = 0,3; С3М8 = 0,1; СО2 = 0,2; N = 0,4.

Основные показатели процесса полного горения топлива.

Для мазута:

теоретический расход сухого воздуха Uв = 10,62 м3/кг;

теоретический выход продуктов полного сгорания 1кг мазута Uов=11,48 м3/кг;

теоретический выход сухих трехатомных газов URО2 = 1,52 м3/кг;

теоретический выход азота UN2 = 8,39 м3 /кг;

теоретический выход горячих паров Uн2о = 1,51 м3/кг.

Для газа:

теоретический расход сухого воздуха Uв = 9,52 м3/кг;

теоретический выход продуктов полного сгорания 1кг газа Uот = 10,68 м3/кг

теоретический выход сухих трехатомных газов URО2 = 1 м3/кг;

теоретический выход азота UN2 = 7,52 м3/кг;

теоретический выход водяных паров Uн2о = 2,15 м3/кг.

1.6.7 Выбор дутьевых вентиляторов

Дутьевые вентиляторы подают холодный воздух в воздухоподогреватель котлоагрегата, засасывая его из верхней части котельной, где температура из-за потерь рассеивания тепла котлоагрегатом может достичь 30 0С и выше.

Тем самым, тепло, выделяемое наружными частями поверхности котлоагрегата, используется частично. Одновременно осуществляется некоторая вентиляция помещения.

Рассчитаем объем воздуха перед вентиляторами. Расчет ведем с учетом пятипроцентного запаса по производительности:

Qв = ВVвоТB / 273,

где: В = 49676 кг/ч - расход топлива при работе на газе;

Тхв = tхв + 273 = 20 + 273 = 293 К;

= 1,05 - коэффициент избытка воздуха;

Vво = 10,62 м3/ч - теоретический расход сухого воздуха при работе на мазуте;

В = 48357 кг/ч - расход топлива при работе на мазуте;

Qвмаз = 483571,0510,62293 / 273 = 578732,86 м3/ч

Qвгаз = 496761,059,52293 / 273 = 532939,41 м3/ч

Расчетная производительность вентиляторов выбирается с запасом 10%

Расчет ведем по большему расходу воздуха:

Q1 = 1,1Qвмаз = 1,1578732,86 = 636606,15 м3/ч

На один вентилятор Q = Q1/2 = 636606,15 / 2 = 31303,08 м3/ч

На каждый блок устанавливаем по два вентилятора типа ВДН-26-IIч

Технические характеристики дутьевого вентилятора типа ВДН-26- Iiч

Таблица 1.22

Технические характеристики дутьевого вентилятора

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Подача, V	м3/ч	350000
Полное давление, Р	Па	4600
Температура газа, t	0С	30
КПД,	%	83
Частота вращения, n	м-1	740
Мощность, N	кВт	630

1.6.8 Выбор дымососов

Дымососы предназначены для отсоса дымовых газов через дымовую трубу в атмосферу. Производительность дымососа определяется с учетом присосов воздуха по газовому тракту на всасывающей его стороне и температуры газов, проходящих через него. Производительность выбираем с запасом в 5%.

Определяем объем дымовых газов перед дымососом:

Qq = B (Uот + (q - 1) Uов) Т / 273,

где: T = 120 + 273 = 393 К - температура уходящих газов для газа;

Т = 130 + 273 = 403 К - температура уходящих газов для мазута;

q = 1,05 - коэффициент избытка воздуха на выходе из котла;

Qqм = 48357 (11,48 + (1,05 - 1) 10,62) 403 / 273 = 857394,94 м3/ч

Qqг = 49676 (10,68 + (1,05 - 1) 9,52393 / 273 = 797783,46 м3/ч

Расчетную производительность дымососов выбираем с запасом в 10%.

Расчет ведем по большому расходу

Qq1 = 1,1Qqм = 1,1857394,94 = 943134,43 м3/ч

Расход воздуха на один дымосос (два дымососа на блок)

Qq = Qq / 2 = 943134,43 / 2 = 471567,22 м3/ч

К установке принимаем дымососы типа ДН-26х2 на блок по 2штуки, с параметрами:

Таблица 1.23

Параметры дымососов ДН-26х2

Наименование параметра	Ед. изм.	Значение параметра
Подача, V	м3/ч	425000
Полное давление, Р	Па	4600
Температура газа, t	0С	100
КПД,	%	83
Частота вращения, n	м-1	744
Мощность, N	кВт	790

1.7 Система технического водоснабжения

Источником водоснабжения на проектируемой ТЭЦ является река. Применяется прямоточная системе водоснабжения. При этом данная масса свежей охлаждающей воды, взятой из реки, один раз проходит через конденсатор турбины и после подогрева в нем отработавшим паром турбины сливается в реку ниже по ее течению на такое расстояние, чтобы не было подмешивания нагретой воды к свежей охлаждающей. Прямоточное водоснабжение - технически наиболее совершенная и экономичная система водоснабжения; она позволяет получить более глубокий вакуум в турбине по сравнению с другими системами водоснабжения, благодаря постоянному использованию свежей воды для конденсаторов турбин. Главный корпус электростанции размещается вблизи реки, на территории, не затопляемой во время максимального уровня воды в реке.

Ввиду значительного колебания уровня воды в реке в течении года насосы охлаждающей воды размещаются в береговой насосной.

Перед поступлением в насосы, вода первоначально освобождается от крупных предметов в механических решетках. После “грубой” очистки вода проходит через тонкие вращающиеся щетки (сита). Сита снабжены промывным струйным устройством, автоматически включающиеся при их загрязнении.

От насосной станции вода поступает по прокладываемым параллельно фронту машинного зала магистральным трубопроводам, к которым подсоединены трубопроводы, подающие воду к конденсаторам.

1.8 Топливное хозяйство

Топливное хозяйство служит для разгрузки, учета, хранения и внутренней транспортировки поступающего на электростанцию топлива.

Основным топливом на ТЭЦ является природный газ, а резервным мазут. Мазут, газ имеют преимущество перед твердым топливом: высокая калорийность, минимальное содержание влаги и минеральных примесей. Их использование уменьшает загрязнение атмосферы.

1.8.1 Газовое хозяйство

Газ поступает на проектируемую электростанцию от магистрального газопровода или от газораспределительной станции с давлением 0,7-1,3 МПа по одной линии подземного газопровода. Для снижения давления газа у форсунок парогенераторов до 0,13-0,2 МПа предусматривается его дросселирование в газоредуцирующем пункте, расположенном в отдельном здании на территории ТЭЦ.

Производительность газоредуцирующего пункта на электростанциях, сжигающих газ в качестве буферного топлива, определяется по требуемому количеству газа для летнего режима.

Помещение ГРП обеспечено наземной вентиляцией и мерами по пожаро-взрывобезопасности. Также ГРП оборудуется фильтрами для очистки газа, автоматическим регулятором давления газа, приборами для измерения давления и расхода газа, запорной арматурой, предохранительными клапанами. Для продувки газопроводов имеются продувочные свечи с плотными запорными устройствами.

Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до парогенераторов выполняется надземно. Подвод газа от ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлам не резервируется.

Газовый коллектор, распределяющий газ по котельным агрегатам, прокладывается вне здания котельного отделения.

Газопровод от ГРП до котельного отделения прокладывается по эстакаде и покрывается тепловой изоляцией. На газопроводах предусмотрена только стальная арматура.



1.8.2 Мазутное хозяйство

Мазутное хозяйство сооружается для снабжения топочным мазутом энергетических и водогрейных котлов электростанций.

Мазутное хозяйство включает в себя приемно-разгрузочное устройство, хранилище, насосную и паромазутопроводы для связи с котельным отделением главного здания, от которого в целях пожарной безопасности, мазутное хозяйство удалено на расстояние до 1000 метров.

Расчетный суточный расход мазута определяется исходя из двадцатичасовой работы всех энергетических котлов при их номинальной производительности и двадцатичетырех часовой работы ПВК при покрытии тепловых нагрузок при средней температуре самого холодного месяца.

Вуст = nэкВэк20 + nпвкВпвк24 = 47020 + 57,5824 = 6509,6 т/сут

Вместимость мазутохранилища принимаем с расчетом запаса на 10 дней.

В = 6509,610 = 65096 тонн.

Предусматриваем мазутосклад, состоящий из четырех емкостей по 30000 м3.

На ТЭЦ мазут доставляется по железнодорожной магистрали в цистернах емкостью 50; 60; 120 т. Для разогрева и слива мазута из цистерн, применяются сливные эстакады. Приемно-сливное устройство рассчитано на прием цистерн грузоподъемностью 120 тонн.

Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства должна составлять не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн.

Сливаемый мазут из цистерн перекачивается за 5 часов. В основном мазутохозяйстве перекачивающие насосы устанавливаются с резервом.

Необходимое количество цистерн

n = 65096 / 120 = 55

Принимаем 99 цистерн.

Определяем длины фронта слива

L = 55l = 5522 = 1210 м,

где: l = 22м - длина одной цистерны.

Принимаем двухстороннюю сливную эстакаду длиной 2178 / 2 = 1089 м.

Мазут стекает в приемные резервуары емкостью по 20000 м3, в которых он подогревается.

Для подачи мазута в котельную сооружается насосная станция, связанная с котельной паро и мазутопроводами. Мазут в котельную подается по двум трубопроводам, один из которых резервный. Предусматривается постоянная рециркуляция мазута, предотвращающая его застывание в трубопроводах,

Оборудование насосной станции включает в себя мазутные насосы, фильтры, подогреватели, трубопроводы, с арматурой и измерительную аппаратуру. Мазут из приемных резервуаров в основные подается центробежными погруженными насосами.

В мазутонасосной устанавливаем четыре рабочих насоса и один резервный типа ВНГД-6х1, с параметрами:

Таблица 1.24

Параметры насосов типа ВНГД-6х1

Подача	м3/ч	160
Напор	м	104
Частота вращения	м-1	2950
Потребляемая мощность	кВт	85,5
Число ступеней	шт	1



1.9 Компоновка главного корпуса

Компоновка главного корпуса проектируемой электростанции выполняется в виде параллельно расположенных, примыкающих друг к другу машинного зала, промежуточного однопролетного деаэраторного помещения, котельной. Промежуточное помещение выполнено многоэтажным в виде этажерки. В этом помещении находятся деаэраторы с баками, БОУ, трубопроводы, БЩУ, распределительное устройство собственных нужд и др. Паровой котел установлен фронтом к машинному залу. Дымовые газы у котельной выводятся наружу к находящимся на открытом воздухе регенеративном воздухоподогревателем, а затем к дымососам и дымовой трубе.

Машинный зал разделяют по высоте на две части, верхнюю в которой находится турбоагрегат, и нижнюю, в которой размещено вспомогательное оборудование-конденсатор турбины (между колоннами фундамента турбоагрегата), регенеративные подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлажденной воды и др.

Нижняя часть машинного зала называется конденсатным помещением. Вверху машинного зала установлен мостовой кран с крюком грузоподъемностью 125 т, и с малым крюком грузоподъемностью 25 т.

В перекрытии над конденсатным помещением установлены проемы (люки) для обслуживания краном вспомогательного оборудования.

Размещение турбоагрегатов основное, т.е. вокруг турбоагрегата и вдоль стен устроены галереи и переходы.

На проектируемой ТЭЦ применяем поперечное размещение турбоагрегатов в машинном зале. Турбоагрегаты размещены турбинами со стороны котельной, а генераторами со стороны наружной стены машинного зала. При этом улучшается подвод паропроводам к турбинам и отвод электрического тока от генераторов, т.к. сокращаются длины паропроводов и выводов электрического тока. Хотя при(этом) такой компоновке пролеты машинного зала и мостового крана возрастают, то общая длина машинного зала сокращается. Пролет машинного зала равен 30 м.

У торцевых стен машинного зала и между отдельными группами турбоагрегатов предусмотрены монтажные площадки на уровне пола конденсатного этажа. На этом же уровне по всей длине машинного зала проложен железнодорожный путь широкой колеи.

Компоновка оборудования машинного зала предусматривает свободные места для выемки ротора электрогенератора и трубок конденсаторов турбин.

Каркас здания машинного зала и всего главного корпуса состоит из металлических конструкций (стальных колонн), которые связаны между собой горизонтальными балками. Тип компоновки котельной зависит от вида топлива, способа его подготовки, типа парового котла. На проектируемой ТЭЦ применена П-образная компоновка котла.

Колонны каркаса котельного помещения вместе с колоннами машинного зала образуют единый каркас здания главного корпуса.

Внутренние колонны машинного зала и котельной соединяются между собой в пределах промежуточного помещения горизонтальными балками. Это обеспечивает устойчивость главного корпуса против ветровой нагрузки.

1.9.1 Генеральный план

Рационально составленный генеральный план способствует удобной и надежной эксплуатации сооружений, механизации и монтажа электрической станции.

Основными требованиями к генеральному плану ТЭЦ является наиболее компактное расположение сооружений. На площадке, благодаря чему снижается стоимость строительства и протяженность коммуникаций.

При составлении генерального плана ТЭЦ необходимо руководствоваться принципом расположения сооружений и объектов в соответствии с последовательностью технологического процесса.

На территории проектируемой станции размещены следующие сооружения и установки: главный корпус с дымовыми трубами, водогрейная и пусковая котельная, электрические распределительные устройства на 110 кВ и на 330 кВ, мазутное хозяйство, устройство системы водоснабжения - насосная станция, установка для химической очистки воды, объединенный вспомогательный корпус со служебными помещениями, мастерскими, лабораториями, складами и т. д.

На территории проектируемой ТЭЦ проложены трубопроводы и каналы водоснабжения, железнодорожные и автомобильные пути, линии электропередач и кабели, теплопроводы, сети водопровода и канализации, линии электроосвещения и телефонной связи. Со стороны торца главного корпуса размещен объединенный вспомогательный и служебный корпус соединенный с главным корпусом закрытой переходной галереей на уровне основного обслуживания агрегатов электростанции и щитов управления.