Автоматизація процесів у роботі гідроелектростанцій

Зміст

Вступ

1.Технологічна частина

1.1 Опис теплової схеми станції

1.2 Опис і вибір основного устаткування

1.3 Опис компоновки устаткування

1.4 Опис газового господарства

1.5 Опис хімічної водоочистки живильної води

1.6 Експлуатація основного устаткування

1.7 Автоматизація теплових процесів

2. Розрахункова частина

2.1 Розрахунок витрати палива

2.2 Розрахунок і вибір тягодутьевых машин

2.3 Розрахунок і вибір димаря

2.4 Розрахунок і вибір деаератора живильної води

2.5 Розрахунок і вибір насосів

3. Спеціальна частина

3.1 Річні витрати (витрати) виробництва

3.1.1 Витрати на технологічне паливо

3.1.2 Ціна однієї тонни умовного палива

3.1.3 Витрати на купувальну електричну енергію

3.1.4 Витрати на технологічну воду

3.1.5 Витрати на оплату праці

3.2 Витрати на соціальні потреби

3.3 Витрати на амортизацію основних фондів

3.4 Витрати на поточний ремонт

3.5 Інші витрати

3.6 Сумарні витрати по котельній

3.6.1 Витрати на електроенергію і воду (енергетичні витрати)

3.6.2 Витрати на вміст персоналу

3.6.3 Витрати на вміст устаткування

3.7 Розрахунок собівартості теплової енергії

3.7.1 Собівартість паливної складової

3.7.2 Собівартість складової витрат на купувальну електроенергії

3.7.3 Собівартість складової витрат на технічну воду

3.7.4 Складова витрат на вміст персоналу

3.8 Складова витрат на устаткування

3.8.1 Складова інших витрат

3.9 Оцінка ефективності (рентабельності)

3.10 Визначення структури витрат котельної

3.10.1 Паливна складова

3.10.2 Енергетична складова

3.10.3 Складова витрат на технічну воду

3.10.4 Складова витрат на вміст персоналу

3.10.5 Складова витрат на вміст устаткування

3.10.6 Складова інших витрат

3.11 Розрахунок абсолютних і питомих капітальних вкладень

3.11.1 Розрахунок абсолютних капітальних вкладень

3.11.2 Розрахунок питомих капітальних вкладень

3.11.3 Розрахунок технічних показників котельної

3.11.4 Річна відпустка тепла споживачеві

3.11.5 Річна витрата умовного палива

4. Протипожежна безпека

5.Захист довкілля

Вступ

Енергетиці належить провідна роль в розвитку всіх галузей промисловості країни. На сучасному етапі ця роль істотно зростає, а виробництво і вжиток електричної енергії постійно збільшується.

Протягом всього розвитку вітчизняної енергетики відбуваються значні зміни в структурі генеруючих потужностей, в умовах роботи і експлуатації устаткування ТЕС. Будівництво великих базових ТЕС з потужними енергоблоками, з одного боку, і зміна характеру вжитку електричної енергії, з іншого боку, висунули ряд нових проблем, вирішення яких з'явилося первинним завданням. До основних з них слід віднести проблему покриття змінної частини графіка електричних навантажень ОЕС Росії і підвищення ефективності роботи устаткування ТЕС в цілому.

Постійне збільшення долі потужних енергоблоків в потужностях об'єднаних енергосистем, що розташовуються, привело до гострої необхідності залучення устаткування базових ТЕС до регулювання навантажень енергосистем. Ця проблема придбала актуальність для ОЕС північного Заходу, Півдня, Центру ще в початку 60-х років, а згодом і для Єдиної європейської енергосистеми Росії.

Відсутність протягом тривалого періоду часу високоманеврених енергоблоків і збереження тенденції зростання нерівномірності добового і тижневого електровжитку посилюють поставлене завдання і вимагають вже в даний час масштабного залучення енергоблоків, що діють, потужністю 150--1200 МВт з газо-мазутними і пылеугольными казанами для регулювання графіків навантажень енергосистем. У зв'язку з вищевикладеним стають вельми актуальними завдання по введенню в експлуатацію, і в першу чергу в європейській частині країни, ГАЕС, ГТУ, ПТУ, а також високоманеврених енергоблоків. Проте темпи їх освоєння в даний час дуже низькі. Реформа енергетики висуває на перший план такі проблеми, як:

На конкурентному ринку електроенергії успішними будуть ті учасники, які зможуть оперативно і грамотно реагувати на постійно змінні умови, пропоновані споживачами.

Для всіх учасників ринку електроенергії встане завдання по зниженню питомих витрат палива, отже, одним з найважливіших критеріїв, що характеризують будь-яку з електростанцій, що працюють на органічному паливі, є показник витрати палива витраченого на вироблення 1кВт?ч електроенергії (питома витрата палива).

Учасники ринку дотримуватимуться принципу найменших витрат, а отже, для покриття базової частини графіка електричних навантажень використовуватиметься економічніше устаткування, а змінна його частина, покриватиметься за рахунок найменш економічного.

Пара, що сконденсувалася, конденсатним насосом типа Кс - 320-160 подається в групу ПНД, що складається з чотирьох підігрівачів низького тиску з яких ПНД1 вбудований в конденсатор. Конденсат після групи ПНД поступає в деаератор типа ДП-800. Після яких живильними насосами ПЕ - 380-200 дизелированная живильна вода через групу ПВД, в яку включено три підігрівачі високого тиску, повертається назад в казан.

Пара з циліндра високого тиску першого відбору поступає на ПВД7, пара, що сконденсувалася, подається на ПВД6, сюди ж подається пара з ЦВД другого відбору, він конденсується і загальний потік дренажу подається в ПВД5, сюди ж подається третій відбір з ЦСД, загальний потік паро- водяної суміші скидається в лінію конденсату.

Після ПНД4 сконденсировшийся пар четвертого відбору ЦСД зливається в ПНД3, в який подається пара п'ятого відбору ЦСД, після чого загальний дренаж скидається в ПНД2 і підігрівається шостим відбором, загальний потік дренажів перекачується дренажним насосом в лінію основного конденсату.

Для здійснення попереднього прогрівання паропроводів промперегрева перед пуском турбіни передбачена РОУ-2 продуктивністю 60 т/час, що подає пару з паропроводів свіжої пари в паропроводи «холодного» промперегрева.

Всі паропроводи, що працюють при температурі пари 545оС, виготовлені із сталі 12ХМФ, перепускні труби ЦВД і ЦСД із сталі 15Х1М1Ф.

Корпуси арматури виконані із сталі 15Х1М1Ф і 20ХМФЛ, шпильки фланцевих з'єднань цих засувок із сталі ЕП-182, гайки із сталі ЕІ-10.

1.ТЕХНОЛОГІЧНА ЧАСТИНА

1.1 Опис теплової схеми станції

Свіжа пара поступає до турбіни по 2 паропроводам через головні парові засувки, розташовані в близькості від стопорних клапанів.

Після головних парових засувок пар, пройдя два стопорні клапани поступає через 4 перепускних труби і 4 регулюючих клапана до соплових коробок ЦВД.

Після ЦВД пара прямує по 2 паропроводам до проміжного пароперегрівача казана, звідки по 4 паропроводам поступає до 2 захисним клапанам ЦСД, що окремо стоять. Від захисних клапанів пара поступає через 4 регулюючих клапана в ЦСД. З ЦСД пар по 2 рессиверным трубам прямує в двохпотоковий ЦНД і далі в конденсатор турбіни.

Для забезпечення витрати пари через головні паропроводи в період розтоплення блоку і в разі скидання турбогенератором електричного навантаження передбачена редукційно-охолоджувальна установка (РОУ-1), що забезпечує скидання пари з паропроводів пари в конденсатори турбіни.

Пропускна спроможність РОУ-1 при номінальних параметрах пари 250 т/час, розрахункові параметри зредукованої пари 6 ата і 160оС.

У конденсатори пара поступає через спеціальні пароприемные пристрої, в яких виробляється додаткове охолоджування пари основним конденсатом турбіни, що поступає як рециркуляція КН.

1.2 Опис і вибір основного устаткування

По заданій встановленій потужності 1000 МВт приймаю до установки станцію блокового типа з п'ятьма блоками До - 200 - 130 з технічними характеристиками:

Таблиця 1.1.2

Номінальна потужність	200 МВт
Звороти	3000 об/ мин.
Тиск пари перед турбіною	130 кгс/см
Температура первинної пари перед турбіною	545 З
Температура пари в контрольному рівні	515 З
Тиск пари на вихлопі ЦВД	27 кгс/см
Температура на вихлопі ЦВД	345 З
Тиск пари перед ЦСД	25 кгс/см
Температура пари перед ЦСД	545 З
Тиск пари на вихлопі ЦСД	0.23 кгс/см
Температура пари на вихлопі ЦСД	207 З
Тиск в конденсаторі (абсолютне)	0.035 кгс/см
Температура відпрацьованої пари	30 З
Температура води, що охолоджує	10 З
Витрата води, що охолоджує	25000 м/час
Максимальна витрата пари на турбіну	640 т/ч
Питома витрата тепла	2000 ккал/кВт.час

Основним критерієм, що визначає максимальне навантаження турбіни, є тиск в контрольному рівні: при включених

ПВД і ПНД 205-210 МВт, 98 кгс/см;

Без ПВД 200 МВт, 84 кгс/см;

Без ПНД 184 МВт, 77 кгс/см;

Без ПВД і ПНД 175 МВт, 64 кгс/см.

Номінальна потужність 200 МВт

Звороти 3000 об/мин.

Тиск пари перед турбіною 130 кгс/см2

Температура первинної пари перед турбіною 545оС

Температура пари в контрольному рівні 515оС

Тиск пари на вихлопі ЦВД 27 кгс/см2

Температура на вихлопі ЦВД 3450С

Тиск пари перед ЦСД 25 кгс/см2

Температура пари перед ЦСД 545оС

Тиск пари на вихлопі ЦСД 0,23 кгс/см2

Температура пари на вихлопі ЦСД 207оС

Тиск в конденсаторі (абсолютне) 0,035 кгс/см2

Температура відпрацьованої пари 30оС

Температура води 10оС, що охолоджує

Витрата води 25000 м3/час, що охолоджує

Максимальна витрата пари на турбіну 640 т/час

Питома витрата тепла 2000 ккал/квт.час

Основним критерієм, що визначає максимальне навантаження турбіни, є тиск в контрольному рівні:

При включених ПВД і ПНД 205-210 МВт 98 кгс/см2

без ПВД 200 МВт 84 кгс/см2

без ПНД 184 МВт 77 кгс/см2

без ПВД, і ПНД 175 МВт 64 кгс/см2.

Паропроїзводітельность і число парових казанів блокової ГРЕС вибирається по номінальному пропуску свіжої пари через турбіну, з врахуванням витрати пари на власні потреби. Продуктивність казана Дпп, т/ч визначуваний по формулі

Дпп = До?(1+??+?)

де До - номінальна витрата пари на турбіну, т/ч

До = 640 т/ч за тепловою схемою

?? - запас по продуктивності %

? - витрата пари на власні потреби %

?? + ? = 3 %

Дпп = 640?(1+0,03) = 659 т/ч

По отриманих результатах для кожної турбіни встановлюю поодинці паровому казану типа ПП 640 - 140 ГМ Подільського машинобудівного заводу ним. Орджонікідзе наступні технічні характеристики, що мають:

Паропроїзводітельность, т/час................640

Тиск пари після первинного пароперегрівача, ати......140

Температура пари після первинного пароперегрівача, 0С.........545

Тиск за промперегревателем, ати .................26

ККД казана брутто % .......................92,9

Температура вирушаючих газів, 0С ...............138

Температура гарячого повітря за воздухоподогревателем, 0С ...220

Температура живильної води, 0С ..............240

Температура води за водяним економайзером, 0С ..........300

Температура пароводяної суміші за НРЧ, 0С .................355

Температура пари за перехідною зоною, 0С .............360

Температура пари за СРЧ-i, 0С ...................430

Температура пари за СРЧ-ii, 0С...............480

Температура пари за ВРЧ-i, 0С ...................500

Температура пари за КПП-i, 0С ..................550

Температура первинної пари за ППТО, 0С ............ 460

Температура пари за ВРЧ-ii, 0С ..................530

Температура пари за КПП-ii, 0С .................545

Витрата вторинної пари, т/ч ..................540

Температура вторинної пари за ППТО, 0С ............468

Температура вторинної пари за промперегревателем, 0С ..... 545

Турбіна К-200-130 є одновальною три циліндровий агрегат.

Циліндр високого тиску одностінній конструкції відлив з хромомолибденованадиевой сталі перлитового класу (15ХIМIФ-л).

Він має одинадцять діафрагм з направляючими лопатками, діафрагми розміщені в трьох обоймах (3-5-3 рівнів).

Вага циліндра без діафрагм 31тонна.

Циліндр середнього тиску одностінної конструкції складається з двох частин:

- передня частина відлила з хромомолібденової сталі (15ХIМIФ-л) з привареними до неї паровими коробками

- вихлопна частина зварної конструкції з листової вуглецевої сталі.

Так само він має десять діафрагм з направляючими лопатками: 13 рівень - сопловою аппарат,14,15 рівень безпосередньо в циліндрі, закидання в трьох обоймах 16-18, 19-21, 22-23 рівні, горизонтальний роз'єм і вертикальний.

Вага циліндра без діафрагм: передня лита частина 15920 кг, вихлопна зварна частина 15,485 тонни.

Циліндр низького тиску зварної конструкції, двохпотоковий, складається з трьох частин:

- середня - паровпуск, відлила з чавуну;

- вихлопні - прямого і зворотного потоку з вуглецевої сталі зварної конструкції.

Він має два потоки по чотири діафрагм з направляючими лопатками, горизонтальний і два вертикальні роз'єми. Вага циліндра без діафрагм 212 т.

Циліндри турбін своїми лапами встановлені на консольні шпонки, які спільно із стільцями підшипників представляють єдину базову жорсткість, що пов'язує турбіну з фундаментом. Загальна довжина турбіни складає 20552 мм.

Геометрична вісь циліндрів забезпечується наявністю направляючих шпонок, що визначають строго певний напрям переміщення циліндрів при їх прогріванні і охолодженні.

Турбіна має комплект поперечних, подовжніх і вертикальних шпонок.

Фікспункт турбіни знаходиться на пересіченні діагоналей передньої частини ЦНД (зворотного потоку).

Для сприйняття моменту, що крутить, ЦВД і ЦСД мають демпферні пристрої, встановлені з лівого боку турбіни. Нові циліндри, встановлені при заміні турбін, демпферних пристроїв не мають.

Кінцеві ущільнення циліндрів складаються з кілець, набрані з сегментів, встановлених в обоймах на плоских пружинах.

ЦВД з боку паровпуска має 5 камер лабіринтових ущільнень, з боку вихлопу - 4 камери.

ЦСД з боку паровпуска має 4 камери, а з боку вихлопу - 3 камери лабіринтових ущільнень. ЦНД має по 2 камери лабіринтових ущільнень.

Відбори.

Турбіна має 7 нерегульованих відборів.

№ відбору.	за рівнем	Ду трубопроводу	Р кгс/см2	оС	витрата на регенерацію	витрата понад регенерацію	підігрівач
I	9	150	40	345	26	-	ПВД-7
II	12	200	17	345	25	30	ПВД-6
III	15	250	11,5	475	24	13	ПВД-5, ДБ
IV	18	300	6,06	378	24	13	ПНД-4,7,8 ПБ
V	21	300х2	2,64	290	13	20	ПНД-3,7,8 Про 8-10 ІСВ
VI	23	450х2	1,23	200	24	14,5	ПНД-2
VII	25 і 29	800-1000	0,25-0,27	77	21	-	ПНД-1

На перших (окрім другого) відборах встановлені зворотні соленойдные клапана.На шостому відборі встановлений зворотний клапан типа "хлопавка".

На VII відборі арматури немає.

Котлоагрегат ПК - 47 складається з двох самостійних корпусів, об'єднаних в тепловій схемі блоку одному споживачем. Кожен корпус має звичайну П - образну компоновку у вигляді двох вертикальних шахт, об'єднаних вверху горизонтальною перемичкою.

Пароводяна схема казана складається з двох самостійних контурів, об'єднаних перемичками після стопорних клапанів турбіни.

Відповідно до теплової схеми живильна вода після підігрівача високого тиску поступає в загальну перемичку, від якої розподіляється по самостійних контурах обох корпусів казана.

На кожному корпусі вода прямує до водяного економайзера і після підігрівання в нім, через трійник з двома відведеннями поступає до внутрішніх торців фронтовою і задньою вхідних камер НРЧ.

У НРЧ на экономайзерном ділянці відбувається підігрівання води до кипіння і починається паротворення.

Після НРЧ пароводяна суміш поступає в дві вихідні камери (з фронту і ззаду топки). Від внутрішніх торців цих камер відходять трубопроводи, що з'єднуються в трійник, від якого пара поступає у вертикальний роздавальник перехідної зони (ПЗ). Роздавальник сполучений десятьма трубами з двома вхідними камерами ПЗ.

У перехідній зоні відбувається повний випар вологи, що залишилася, і невеликий перегрів пари. При цьому частина труднорастворимых солей випадає на внутрішній поверхні нагріву. Це явище найінтенсивніше відбувається у момент найбільшої концентрації їх у воді, тобто перед перетворенням останніх 5-10% вод в пару.

Розміщення перехідної зони окремим “винесеним” пакетом в область відносно низьких температур, тобто в конвективну шахту, має мету полегшити умови роботи труб при осадженні на внутрішній їх поверхні солей у вигляді накипу.

Звільнений від солей і осушена пара прямує до зовнішніх торців вхідних камер СРЧ-i, розташованих з фронту і ззаду топки.

Пройдя СРЧ-i, пара поступає в СРЧ_ii, після в СРЧ-ii, від задніх торців вихідних камер, пара двома трубопроводами підводиться до торців вихідної камери ВРЧ-i, розташований з фронту корпусу. Тут пара розподіляється по трубах верхньої радіаційної частини, що екранує повністю по всій ширині корпусу фронтову стіну топки і передню частину стелі горизонтального газоходу і виходить через обмурівку стелі у вихідну камеру ВРЧ-i, розташовану впоперек стельового перекриття.

Від внутрішнього торця вихідної камери ВРЧ-i пар поступає по трубопроводу до переднього торця вхідної камери КПП-i. На верхній горизонтальній ділянці цього трубопроводу встановлена вбудована засувка. Перед засувкою встановлені відведення з дросельним клапаном до розпалювального сепаратора. Наявність цих елементів дозволяє в процесі розтоплення забезпечити у випарній частині казана розпалювальне навантаження і тиск, близький до робітника, тобто умови, необхідні для стійкої гідродинаміки випарної частини казана.

Пройдя конвективний пароперегрівач I рівня, пара прямує до роздаючої камери паро-парового теплообмінника (ППТО). Його призначення полягає в попередньому підігріванні вторинної пари, що дозволило зменшити поверхню нагріву промпароперегревателя і понизити висоту конвективної шахти.

Пройдя ППТО, первинна пара поступає в збираючу камеру гріючої пари. З цієї камери пар двома трубопроводами поступає в передні торці вхідних камер ВРЧ-ii, розташованих з боків корпусу казана.

Труби від вхідних камер ВРЧ-ii екранують бічні стіни, виходять до задньої стіни горизонтального газоходу, екранують її повністю, переходячи по всій ширині газоходу на стелю, і екранують задню половину стелі, після чого проходять через стелю і приєднуються до вихідної камери ВРЧ-ii, розташованої на стельовому перекритті.

Від зовнішнього торця вихідної камери ВРЧ-ii пар поступає в конвективний первинний пароперегрівач II рівня.

Пройдя конвективний первинний пароперегрівач II рівня, пара поступає у вихідну камеру і з неї в головний паропровід.

Пройдя циліндр високого тиску пара тиском 26 ати і температурою 3450С, повертається по двох паралельних паропроводах до корпусу казана. На кожній “холодній нитці” вторинної пари встановлені відключаючі замочні засувки.

Перед корпусами казана холодна нитка кожного контура розділяється на два паропроводи, по яких вторинна пара поступає в торці вхідної камери ППТО.

Вторинна пара проходит 24 секції ППТО, підігрівається до 4680С і поступає у вихідну камеру, з якої по двох паропроводах, що йдуть з обох боків корпусу, прямує в промпароперегреватель.

Пройдя трубний пакет вторинного перегрівача, пару з температурою 5450С і тиском 25 ати, від передніх торців вихідних камер виходить в два паропроводи кожного корпусу і по ним прямує в циліндр середнього тиску.

Регулювання температури первинної пари здійснюється:

- уприскуванням №3 за ВРЧ-i, що забезпечує підтримку температур за КПП-i і ВРЧ-ii;

- уприскуванням №4 за ВРЧ-ii, що забезпечує стабільність температури первинної пари на виході з казана.

Регулювання температури вторинної пари здійснюється за допомогою паро-паровых байпасів ППТО, зміни тепловиділення в топці (зниження або збільшення температури за КПП-i).

1.3 Опис компоновки устаткування

Схема станції виконана по блоковій системі. У головному корпусі три відділення: казанове, деаератор, машинне. Розташування осі прольотів позначаються цифрами, а поперечні буквами.

Паливне господарство розташоване з боку парогенераторів окремо від головного корпусу. Електричне господарство електростанції розташоване за межами головного корпусу і знаходиться з боку машинного залу.

У машинному залі встановлено три турбогенератори К-200-130 з допоміжним устаткуванням, в яке входить група підігрівачів низького тиску з насосами і підігрівачів високого тиску. Турбоагрегати встановлені поперечний, правого виконання. Живильні насоси і регенеративні підігрівачі низького і високого тиску розташовані з правого боку від турбіни. Підігрівачі низького тиску (ПНД-1) вбудований в конденсатор, (ПНД-2,3,4) знаходяться на відмітці три метри. Підігрівачі високого тиску типа ПВ-480-230 знаходяться на нульовій відмітці.

Живильні насоси типа ПЕ-380-200, розміщені групами на відмітці нуль метрів. Редукційно-охолоджувальна установка (РОУ) знаходиться на відмітці сім метрів.

Передбачений підвал з мінусовою відміткою три з половиною метри, де розташовані циркуляційні водоводи і конденсатні насоси типа КС-320-160 три штуки.

Під регенеративними підігрівачами низького тиску на відмітці нуль метрів встановлені зливні насоси.

З лівого боку турбіни знаходяться маслонасосы мастила типа 5НДВ-60, пусковий маслонасос типа 8МС-7?8 і маслоохолоджувачі. Головний маслобак знаходиться на відмітці сім метрів.

Блоковий щит управління (БЩУ) і майданчик обслуговування турбо агрегату знаходиться на відмітці дев'ять метрів. БЩУ встановлений між котельним і турбінним відділенням, під ним знаходиться розподільний пристрій власних потреб (РУСН). Над блоковим щитом управління знаходиться відділення деаератора з деаераторами типа ДП-800, на двадцять першій відмітці.

Насосна берегова віддалена від головного корпусу станції на двісті метрів, в ній знаходяться циркуляційні насоси. Для виробництва ремонтних робіт передбачені два мостових крану вантажопідйомністю Q = 125 тонн.

У котельному відділенні знаходяться три котлоагрегата типа ПК-47, які виконані по двосторонньому П-образному варіанту. Обоє корпусу ідентичні по загальних габаритах: топковими пристроями, воздухо і поверхнями, що водопідігрівають, і контуром паротворення. Топка казана повернена у бік машинного відділення. Пальники встановлені тангенціально на бічних поверхнях топкової камери по дві штуки на кожній, що знаходяться на відмітці сім і дев'ять метрів. Всі тяго-дутьевые механізми розташовані на вулиці. Дутьевиє вентилятори - типа ВДН-26-IIУ, дымососы типа Д25-2ШБ. Вентилятори регенерації повітря типа ВГД-2ОУ. За ними знаходиться одноствольний димар заввишки сто п'ятдесят метрів і діаметром гирла 7,2 метра.

Для ремонту котлоагрегатов і тягодутьевых механізмів передбачені мостові крани вантажопідйомністю Q =50 і Q =20т.

1.4 Опис газового господарства

Паливним господарством називають систему пристроїв і механізмів, призначених для прийому, зберігання, переміщення і первинної обробки палива перед його спалюванням. Система і склад паливного господарства, а так само умови його роботи визначають виглядом, властивістю, способом спалювання і доставки палива, а так само територіальним розташуванням станції.

Паливне господарство повинне забезпечити безперебійну подачу палива до парогенераторів і задовольнити наступні основні вимоги: втрати палива мають бути мінімальними; його хімічні і фізичні характеристики не повинні погіршуватися; первинні витрати і експлуатаційні витрати ан паливне господарство мають бути невеликими. Всі процеси, пов'язані з подачею, підготовкою до спалювання і транспортуванням мають бути автоматизованими.

У Російській Федерації природний газ застосовується як основне паливо на станціях великої і середньої потужності.

На проектованій електростанції плануємо як основне паливо природний газ Газлі- Коган- Ташкент.

Підготовка природного газу до спалювання полягає в його фільтрації і підтримці певного тиску шляхом дроселювання газу, що поступає з магістралі. Тиск в газовій магістралі високого тиску зазвичай складає (0,5 - 1,0) МПа і може вагатися в широких межах.

Для забезпечення рівномірної подачі газу на електростанцію і воизбежании значного витоку газу з мережі газопроводів казана, споруджується газорегуляторна станція (ГРС), в якій встановлюється регулювальник тиску, що дроселює газ і що підтримує заданий, постійний його тиск 0,02 - 0,03 МПА.

На випадок аварійного відключення, зниження тиску, ремонті газорозподільної станції, передбачений бойпасный трубопровід. До казанів газ від газорегуляторної станції підводиться двома трубопроводами. Від газової засувки відходить загальний газопровід уздовж фронту казанів з відгалуженням для подачі і регулювання газу до кожного агрегату швидкодіючими клапанами, і казан аварійно відключається від газопроводу. Газопроводи продувають з тупикових ділянок через відведення в атмосферу (свічки), виведені за межі будівлі. Через свічки видаляють повітря перед розтопленням агрегату, а при останові - видаляють газ з відключених ділянок газопроводу. Газопровід прокладають з ухилом, і в нижніх крапках встановлюють дренажні пристрої.

Для розтоплення казана використовують мазут. Зберігання його виробляється в сталевих або залізобетонних резервуарах поза територією станції. З основних резервуарів мазут забирається насосами. Зазвичай вибирають систему з двома рівнями тиску. Рівень низького тиску створюється насосами першого підйому, рівень високого тиску насосами другого підйому. Два ступінчасте перекачування дозволяє використовувати натиск першого рівня для циркуляційного підігрівання в резервуарах. Перед подачею в котельний цех мазут підігрівається в підігрівачах що маються в своєму розпорядженні групами в не мазутній насосній. Залежно від в'язкості температура підігрівання мазуту складає 85 - 1400С.

1.5 Опис хімічної водоочистки живильної води

Призначення химводоочистки (ХВО) - підготовка води для живлення казанів. Химводоочистка повинна забезпечити роботу теплового устаткування електростанції без пошкоджень і пониження економічності в роботі енергоблока, викликаних освітою:

а) накипу і відкладень на поверхнях нагріву;

б) шламу в казанах, тракті живильної води;

в) корозії на внутрішніх поверхнях устаткування;

г) відкладення на поверхнях трубок конденсатора.

Вода на химводоочистку береться з циркводовода, прокачується через підігрівач сирої води. Підігрівання ведеться в теплообмінниках з автоматичним регулюванням процесу в межах заданої температури 30+(-) 1 оС. Підігріта вода поступає у воздухоотделитель освітлювача, потім в змішувач води і реагентів. Введення реагентів в змішувач виконане послідовно: вапно, потім коагулянт.

Така послідовність введення обумовлена технологічними умовами взаємодії води і реагентів. Процеси хімічної взаємодії реагентів з оброблюваною водою закінчується на виході із змішувача. Тут же починається виділення шламу. Верхній кордон зваженого шламу знаходиться на рівні верхньої кромки вікон шламоуплотнителя. У шламоуплотнитель вводиться до 20% води з шламом, до 80% води поступає в кільцевий жолоб і через розподільний пристрій прямує в проміжний бак. Шлам з шламоуплотнителя віддаляється з продуванням, а освітлена вода поступає в основний потік очищеної води. Освітлювач обладнаний пробоотборными крапками по всій висоті для ручного химконтроля і до приладів автоматичного контролю: рН-метру, сигналізатору рівня шламу (СУШ), витратоміру відкачування.

Реагенти (вапно і коагулянт) для обробки води подаються в освітлювача у вигляді робочих розчинів заданої концентрації. Витрата їх визначається по величині оптимальної дози для кожного сезону року. Процес дозування виконується насосами дозаторами і регулюється в автоматичному режимі по витраті води на освітлювача з коректуванням по рН середовища. Робочі розчини реагентів готують у витратних баках-мішалках. Корисний об'єм цих баків забезпечує добову витрату реагенту при максимальній дозі і номінальному навантаженні освітлювача. Видалення зважених забруднень з коагульованої води здійснюється в механічних фільтрах. На ВПУ встановлені напірні вертикальні двокамерні фільтри. Матеріал, що фільтрує, - антрацит фракції 1-3 мм. Камери у фільтрах працюють паралельно. Промивання камер проводять окремо, першою промивають нижню камеру.

Освітлена вода після механічних фільтрів подається на "ланцюжки" знесолювання, де послідовно проходит всі рівні знесолювання. Перший рівень Н-предвключенниє фільтри, що виконують роль утилізатора надлишку кислоти. Перший рівень основних фільтрів Н-катіонітних, потім перший рівень аніонітних фільтрів. Частково знесолена вода поступає на декарбонизатор для видалення вугільної кислоти. Вода, що декарбонізувала, проходит послідовно Н-катіонітний фільтр і аніонітний фільтр другого рівня. Знесолена вода збирається в бак знесоленої води, звідки насосами знесоленої води подається в головний корпус, із загального потоку знесоленої води подається на фільтри змішаної дії і далі в бак глибоко знесоленої води.

Глибоко знесолена вода насосами подається в головний корпус на підживлення казанів через конденсатори турбін або БЗК. У кожен "ланцюжок" знесолювання включені три Н-катіонітних фільтру, два ОН-фильтра, декарбонизатор з баком декарбонізованої води.

1.6 Експлуатація основного устаткування

Основною особливістю експлуатації блоків є наявність проміжного перегріву пари. Одним із следствий цього є необхідність забезпечення постійної температури проміжного перегріву у великому діапазоні навантаженню блоку, для чого передбачається регулювання цієї температури.

При експлуатації турбінної установки мають бути забезпечені:

надійність роботи основного і допоміжного устаткування;

готовність прийняття номінального електричного і теплового навантаження і їх зміни до технічного мінімуму;

нормативні показники економічності основного і допоміжного устаткування.

Технологія і графіки-завдання пуску блоку мають бути вибрана залежно від вихідного теплового стану: гарячого (простій 5-10 годин) незахололого (простій 60-100 годин), холодного і близького до нього ( простій більше 100 годин). Пуск із стану гарячого резерву після простою до однієї години допускається при дотриманні додаткових умов, які обумовлені в місцевих інструкціях.

Пуски блоків з будь-якого теплового стану, за винятком пуску із стану гарячого резерву, повинні проводитися при ковзаючих параметрах пари.

Пуск блоку забороняється у випадках:

наявність умов, що забороняють пуск основного устаткування;

несправності будь-якій з технологічних защит, що діють на останов устаткування блоку;

несправності пристроїв дистанційного керування оперативними регулюючими органами, арматурою, використовуваною при ліквідації аварійних положень;

неготовності до включення блокової установки, що знесолює;

пошкодження опор і пружинних підвісок трубопроводів.

Основними особливостями технології пуску турбіни є мінімально-можливий тиск свіжої пари перед поштовхом турбіни, що забезпечує повне відкриття регулюючих клапанів до моменту виведення казана на прямоток. Відмивання казана ведеться незалежно від часу простою, по аналізах хімічного цеху, що відбирається із скидного колектора. Відмивання тракту - хімічне промивання, проводиться після ремонтних або реконструктивних робіт, пов'язаних з масовою заміною труб поверхонь нагріву на непрацюючому блоці за спеціальною програмою.

З виведенням казана на прямоток навантаження на турбогенераторі має бути:

- 30 МВт (при одному корпусі казана), 60МВт ( при двох корпусах казана ) на дубль блоках;

- 60 МВт на моноблоках.

При розтопленні на газі контролювати:

· відсутність проскакування полум'я в пальник;

· відсутність відриву полум'я від пальника;

· відсутність затягування факела в поворотну камеру.

Не допускати температурного перекосу по сторонах топки. Вести безперервний контроль над стійким горінням газу.

З моменту включення пальників вести ретельне спостереження:

· за витратою води по нитках (корпусам);

· за роботою пальників, форсунок;

· за температурою газів за конвективним (ПК-47) пароперегрівачем, не допускаючи перекосів;

· за тиском у випарній частині і за казаном;

· за температурними переміщеннями паропроводів відповідно до спеціальної інструкції.

При температурі металу турбіни вище 150(З і з моменту подачі пари на ущільнення турбіни ( наборі вакууму ) при пуску, вантаженні і роботі турбіни; при остановах, пусках корпусів казана працюючого блоку, при опресовуваннях корпусів казана зупиненого блоку обов'язково мають бути включені прилади - реєстратори температури металу блоку.

До розтоплення казана вакуум в конденсаторі має бути не нижче 320 мм.рт.ст. Скидання пари в конденсатор допускається при вакуумі не нижче 500 мм.рт.ст. Перед поштовхом вакуум в конденсаторі має бути не нижче 540 мм.рт.ст.

Перед поштовхом або в процесі набору зворотів при появі легкого ширяння з штоків клапанів відкрити засувку відсмоктування з штоків в деаератори, закрити дренаж після засувки. Закривати засувку відсмоктування необхідно перед відключенням розвантаженої турбіни блоку, що зупиняється в ремонт (у резерв).

При пуску турбіни з гарячого стану, переконавшись в нормальній роботі турбіни на 500 об/мин, протягом 3-5 мін прослухати турбіну. Перед підвищенням зворотів турбіни до номінальних і при роботі на неодруженому ходу вакуум в конденсаторі має бути не нижче 700 мм.рт.ст. ( абсолютний тиск в конденсаторі не вище 0,08 кгс/см2 ). Протягом 2-3 мін довести частоту обертання ротора до 3000 об/мин. Час роботи на неодруженому ходу має бути мінімальним і не перевищувати 5 хвилин.

При завантаженні блоку в процесі пуску при випадковому підвищенні температури пари і навантаження необхідно зробити витримку з умови 30 хвилин, на кожних 20(З підвищення температури або на кожних 20 МВт підвищення навантаження понад передбачених графіком.

При експлуатації блокових установок мають бути забезпечена їх тривала, надійна і економічна робота і участь в регулюванні частоти і потужності при нормальних або аварійних режимах енергосистеми.

Експлуатація блоків має бути організована відповідно до місцевих інструкцій по основному і допоміжному устаткуванню і інструкції по пуску і останову блоку.

При номінальній роботі блоку під навантаженням турбінне устаткування повинне працювати з повністю включеними авторегулювальниками, защитами і блокуваннями.

Останови блоків в резерв повинні проводитися без розхолоджування устаткування. На всіх блоках підлягає обеспариванию система проміжного перегріву пари і пароперегревательный тракт за вбудованою засувкою.

Технологія останову блоку в ремонт повинна вибиратися залежно від характеру ремонту:

для ремонту, не залежного від стану казана, паропроводів і турбіни, - без розхолоджування устаткування; при виведенні блоку в середній або капітальний ремонт, для ремонту, що вимагає охолодження турбіни, - з розхолоджуванням всього блоку, включаючи турбіну;

для ремонту казана і паропроводів, якщо останов не викликаний розривом труб поверхонь нагріву, - з розхолоджуванням пароводяного тракту казана і паропроводів; для ремонту тракту прямоточного казана з розхолоджуванням лише цього тракту.

1.7 Автоматизація теплових процесів

Система автоматичного регулювання блоку (САР) є комплексом регулювальників, що дозволяють автоматично змінювати навантаження блоку в заданому діапазоні і стабілізувати навантаження блоку на заданому значенні. Заданим значенням зміни навантаження для блоку 200 МВт є діапазон 150 -210 МВт, зона нечутливості не більше 3 МВт в двокорпусному режимі ( у однокорпусному режимі 75-105 МВт).

Зміна навантаження блоку відбувається за рахунок зміни завдання загальним задатчикам навантаження.

До складу системи автоматичного регулювання входять наступні регулювальники:

1. Регулювальник потужності, РМ;

2. Регулювальник живлення казана, РПК-а(Б);

3. Регулювальник диференціальний, Др-а(Б);

4. Регулювальник палива, РТ-а(Б);

5. Регулювальник загального повітря, Рів-а(Б);

6. Регулювальник розрядки, РР-а(Б);

7. Регулювальники температури пари, КПП-i (впрыск3);

8. Регулювальник парового байпаса (ліво-правий), РПБ-а(Б);

9. Регулювальник тиску у випарній частині казана, Д-3А(Б);

10. Регулювальник тиску пари перед турбіною «до себе»;

11. Регулювальник тиску в деаераторі, РДД;

12. Регулювальник тиску пари на ущільнення, РДПУ;

13. Регулювальник тиску пари РОУ, РД-РОУ-а(Б);

14. Регулювальник температури пари РОУ, РТ-РОУ-а(Б);

15. Регулювальники рівня в конденсаторі, деаераторі, ПНД і ПВД, РУК, РУД, РУ-ПНД-2(3,4), РУ-ПВД-5(6,7).

Регулювальники живлення казана (РПК-А.Б) призначений для регулювання подачі живильної води в казан відповідно до завдання, що отримується від РМ шляхом дії на регулюючий клапан живлення казана.

Регулювальник потужності (РМ) складається з двох контурів регулювання: контура вантаження (РН) і контура потужності (РМ). Контур вантаження призначений для формування завдання по навантаженню блоку в автоматичному режимі в діапазоні навантажень 150-210МВт в двокорпусному режимі і 75-105МВт в однокорпусному режимі.

Контур потужності призначений для підтримки електричної потужності блоку відповідно до завдання. Завдання контура потужності формує контур вантаження. На вхід регулювальника заведений швидкісний імпульс по тиску пари перед турбіною для стабільної роботи регулювальника потужності. У однокорпусному режимі робота контура потужності блокується.

Регулювальник диференціальний (ДР-Н,Б) призначений для підвищення якості роботи регулювальника живлення казана, підтримуючи постійний перепад на регулюючому клапані незалежно від навантаження і встановлений на лінії подачі води в казан. Регулювальник працює від датчиків по тиску живильної води до, і за регулювальником живлення казана, різниця яких формує сигнал по перепаду на РПК. У схемі регулювальника є задатчик з діапазоном дії 10 кгс/см2, що дозволяє змінювати завдання диференціального регулювальника.

Регулювальник палива (РТ-А,Б) призначений для регулювання подачі палива в топку казана залежно від витрати живильної води. Він складається з двох контурів регулювання: контура співвідношення вода-паливо (газ або мазут) і контура, що коректує, по температурі в районі точки перегріву. Залежно від вигляду палива перемикач газ/мазут встановлюється у відповідне вигляду палива положення і в регулювальнику типа «ПРОТАР» відбувається перемикання датчика витрати відповідного вигляду палива. При роботі казана на газі вводиться поправка по фактичному тиску газу перед вимірювальною діафрагмою. Витрата живильної води формується регулювальником живлення казана. Контур, що коректує, отримує сигнал по температурі пари з нерівномірністю по витраті живильної води.

Регулювальник загального повітря призначений для подачі повітря в казан відповідно до навантаження казана, шляхом зміни продуктивності дутьевых регулювальників і з корекцією за змістом кисню у вирушаючих газах.

Регулювальник розрідження призначений для підтримки заданого розрідження у верхній частині казана рівного 2 - 3 міліметри водяного стовпа у всьому діапазоні навантажень казана, шляхом зміни продуктивності дымососов.

Регулювальники температури пари забезпечують підтримку заданої температури пари шляхом зміни витрати живильної води на уприскування в регулювальника уприскування.

Регулювальник парового байпаса призначений для підтримки заданої температури пари промперегрева шляхом зміни витрати пари через байпаси.

Регулювальник тиску у випарній частині казана призначений для тиску у випарній частині казана на заданому рівні.

Регулювальник тиску в деаераторі призначений для підтримки заданого тиску в деаераторі і впливає на клапан. Регулювальник одинімпульсний, працює від датчика пари, що змінює тиск, в деаераторі, ручного управління.

Регулювальник рівня в конденсаторі призначений для підтримки рівня в заданому діапазоні.

2. РОЗРАХУНКОВА ЧАСТИНА

2.1 Розрахунок витрати палива

На проектованій електростанції основне паливо - газ, резервне - мазут.

На проектованій станції плануємо як основне паливо використовувати природний газ родовища Газли-Коган-Ташкент хімічний склад, що має: СН4 - 94,0%; С2Н6 - 2,8%; С3Н8 - 0,4%; С5Н12 - 0,3%;

СО2 =0,4%

N2 - 2,0%; Q - 8660кКал/кг. ?г =0,748 кг/ м3

Об'єми і маса повітря і продуктів згорання при спалюванні 1 м3 сухого газоподібного палива визначаються по формулах:

Теоретичний об'єм повітря:

(2.1)

м3/ м3

Теоретичний об'єм азоту:

(2.2)

= 0,799,62

=7,52 м3/ м3

Об'єм трьохатомних газів:

2+(2.3)

м3/ м3

Теоретичний об'єм водяної пари:

(2.4)

м3/ м3

Щільність сухого газу за нормальних умов :

(2.5)

кг/ м3

Ентальпія димових газів на 1кг спалюваного палива,кДж/кг визначається по формулі:

Hух = H оГ +(?юшок -1)?HоB (2.6)

де HоГ- ентальпія газів, кДж/кг при ?=1 і температурі газів ? про З ;

HоВ - ентальпія теоретично необхідної кількості повітря, кДж/кг при температурі ?о З

?юшок - доля вирушаючих газів з врахуванням присосів повітря по газоходу казана.

?юшок = (2.7)

?юшок = 1,1+0,05+2?0,03+2?0,03+2?0,02

?юшок = 1,31

HоГ - визначається по формулі:

HоГ = VRO2(C?) RO2+VoN2(C?) N2+VoH2O(C?) H2O (2.8)

де З? - ентальпія 1 м3 газу, що входить до складу димових газів, при

даній температурі ?, oС [1.153]

(C?)RO2 = ( oС

(C?)N2 = oС

(C?)H2O = oС

HоГ =1,1764*241,4+7,52*179,4+3,475*209,27=2360,28 кДж/кг

HОВ - обчислюваний за формулою:

HоВ = Vo (C?) В (2.9)

де (З?) В -энтальпия повітря при температурі ?, оС [1.153]

QКА = Д? (hПП - hПВ) + Двт ? (h Вт - h Вт ) (2.13)

Д - паропроизводительность казана в кг/ч (за завданням)

Д = 640?103 кг/ч

Двт - кількість пари що поступає на промперегрев, тонн/час

Двт =589 тонн/час

hПВ- ентальпія живильної води, кДж/кг визначається по формулі:

hПВ = tпв?С (2.15)

де З -теплоемкость води

hПВ = 993 кДж/кг

hПП -энтальпия перегрітої пари, визначуваний залежно від початкових параметрів пари, оС ;

hПП =3450,8 кДж/кг

h Вт = ентальпія пари після промперегрева, кДж/кг

h Вт = 3563 кДж/кг

h Вт - ентальпія пари перед промперегревов, кДж/кг

h Вт = 3115,2 кДж/кг

QКА= 540?103?(3450,8 - 93) + 589? (3563,5 - 3115,2)

QКА= 1837169 ? 103 кДж/ч

Витрата палива, що подається в топку

У - витрата палива, що подається в топку, м3/ч визначається по формулі:

(2.16)

У = 53405,9 м3/ч

2.2 Розрахунок і вибір тягодутьевых машин

Для нормальної безперебійної роботи котельного агрегату потрібне забезпечення безперервної подачі повітря, необхідного для горіння палива і відведення продуктів згорання, що утворюються. Подача повітря в топку казана здійснюється дутьевыми вентиляторами, а видалення продуктів згорання дымососами. Основними параметрами, що визначають вибір вентилятора і дымососа, є необхідна їх продуктивність і тиск.

Продуктивність тягодутьевых машин Qр, м3/ч визначається по формулі:

Qр = ?1?V (2.17)

де - тиск за нормальних умов, мм. рт. ст.

=760 мм. рт. ст.

- барометричний тиск, мм. рт. ст.

=730 мм. рт. ст.

V- об'єм перекачуваного середовища

?1 - коефіцієнт запасу по продуктивності

?1 = 1,1

Приведений розрахунковий повний тиск машини, кг/м2 визначається по формулі:

?2? (2.18)

?2-коефіцієнт запасу по тиску

?2= 1,2 (дымососы)

?2= 1,15(вентилятори)

- повний опір газоповітряного тракту, кгс/м2

= 202,6 кг/м2

- опір казана по газовій стороні, кгс/м2

-опір казана по повітряній стороні, кгс/м2

=101,6 кгс/м2

=228,3 кгс/м2

Нр - розрахунковий тиск створюване довкіллям

Розрахунок і вибір дымососов

V=

- об'єм газів, що видаляються, м3/ч визначається по формулі:

(2.19)

- присос повітря в газоходах. Для сталевих газоходів на кожних 10 метрів, оскільки довжина від казана до дымососа lг=20 метрів =0,02

- об'єм продуктів згорання, м3/м3 визначається по формулі:

(2.20)

(2.21)

м3/м3

м3/м3

= 1191754,6м3/ч

- температура димових газів в дымососа, оС

(2.22)

^оС

Сумарна продуктивність дымососов, м3/ч визначається по формулі:

м3/ч

= ?2?

кг/м2

Продуктивність одного дымососа, м3/ч визначається по формулі:

 (2.23)

м3/ч

Встановлюю на кожен казан по два відцентрові дымососа лівого обертання без захисту протизносу внутрішнього корпусу типа Д - 25 ?2 ШД з технічними характеристиками:

продуктивність 650000 м3

повний тиск 5,0 МПа

потужність електродвигуна 950 кВт.

Розрахунок і вибір дутьевых вентиляторів

V=Vхв (2.24)

Об'єм холодного повітря що подається вентилятором у воздухоподогреватель Vхв, м3/ч

Vхв= (2.25)

Vхв =

Vхв = 631386,25 м3/ч

Сумарна продуктивність дутьевых вентиляторів розраховується по формулі, м3/ч

= ?1?Vхв? (2.26)

=

м3/ч

Продуктивність одного дутьевого вентилятора, м3/ч визначається по формулі:

Натиск, що створюється дутьевым вентилятором

кг/м2

Встановлюю на кожен казан по два відцентрових дутьевых вентиляторів типа ВДН - 26 - Пу відцентровий, однобічного всмоктування правого і лівого обертання, з технічними характеристиками:

продуктивність 350000 м3

повний тиск 4,61 МПа

потужність електродвигуна 520 кВт.

2.3 Розрахунок і вибір димаря

(2.27)

- коефіцієнт залежний від багатоствольної, для одноствольних труб 1

А - коефіцієнт, залежний від температурної атмосферної стратифікації, для Уралу А= 160

F - коефіцієнт, що враховує вплив швидкості осадження домішки в повітрі, для шкідливих газоподібних речовин F=1

m - коефіцієнт враховує умови виходу газоповітряної суміші з гирла труби залежно від швидкості

Швидкість виходу газоповітряної суміші, м/с визначається по формулі

(2.28)

Сумарний об'єм димових газів, м3/с визначається по формулі:

(2.29)

м3/с

N - кількість труб

do - заздалегідь прийнятий діаметр гирла

do = 8 метрів

м/с

Отже, m = 0,95

n - безрозмірний коефіцієнт, залежний від параметра ?м

?м (2.30)

- секундний об'єм димових газів від одного казана

= = 132,4 м3/с

(2.31)

де - температура найбільш жаркого місяця опівдні

= 21,5 для Нижнього Тагілу

Заздалегідь прийнята висота внутрішніх стволів димаря від п'яти котельних агрегатів Н=150 метрів

^оС

м3/с

?м

?м = 6,07 м/с

При ?м n=1

Кількість викидів оксидів вуглецю, г/с визначається по формулі:

(2.32)

секундна витрата палива, м3/с визначається по формулі:

м3/с

концентрація оксидів вуглецю, визначається по формулі:

(2.33)

R - коефіцієнт враховує долі тепла в наслідку хімічного недопалювання

R - 0,5 г/с

г/м3

г/с

Кількість викидів оксидів азоту, г/с визначається по формулі:

(2.34)

- коефіцієнт враховує якість спалюваного палива, при спалюванні природного газу =0,85

До - коефіцієнт характеризуючий вихід оксидів азоту на 1 тонну умовного палива. Для казанів продуктивністю більше 170 т/ч До визначуваний по формулі

До = 0,06

- коефіцієнт враховує конструкції пальників, для вихрових пальників

- коефіцієнт характеризує ефективність рециркуляції продуктів згорання

r - міра рециркуляції згорання, r=0

г/с



метрів

Вивід: з врахуванням спалювання резервного вигляду палива і для захисту довкілля від шкідливих газоподібних викидів, приймаю п'ять блоків проектованої станції, дві одноствольні труби заввишки 206 метрів з діаметром гирла 8 метрів.

2.4 Розрахунок і вибір деаератора живильної води

Максимальна витрата живильної води визначається по формулі:

(2.35)

? - коефіцієнт витрати живильної води на продування ? = 0 %

? - коефіцієнт витрати живильної води на власні потреби ?=0,8%

- номінальне навантаження казана

т/ч

т/ч

(2.36)

де Дпв - кількість живильної води

питомий об'єм живильної води

1,1 м3/т

час запасу живильної води в баку акумуляторі

3,5 хвилини

; м3

Встановлюю на проектованій станції на кожен блок деаератор живильної води підвищеного тиску типа ДП - 800 з технічними характеристиками: номінальна продуктивність 800 т/ч, робочий тиск пари 0,59 кгс/см2, корисна місткість акумуляторного бака 65 м3.

Кількість подпиточной води для парових казанів визначається по формулі:

(2.37)

т/ч

Кількість подпиточной хімічно очищеної води вводитися в деаератор живильної води.

2.5 Розрахунок і вибір насосів

Вибір устаткування конденсаційної установки

Заводом виготівником спільно з турбіною поставляється наступне устаткування:

Конденсатор 200 КЦС-1 двоходовий. Поверхня охолоджування 4500 х 2 м2 Кількість конденсаторів - 2 шт, на турбіну.

З чотирма підігрівачами низького тиску.

Тіпоразмери підігрівачів:

ПНД - 1 - вбудований Fпн = 250 м2

ПНД - 2 - ПН - 300 - 1

ПНД - 3 - ПН - 300 - 1

ПНД - 4 - ПН - 300 - 2

Матеріал труб Л-68.

Підігрівачі високого тиску з технічними характеристиками:

№№	Найменування		Робочі параметри
			ПВД-5	ПВД-6	ПВД-7
1	2	3	4	5	6
1.	Робоче Тиск	пара в корпусі води в труб.	11 ати 230 ати	27 ати 230 ати	40 ати 230 ати
2.	Температура	пара в камері знімання перегрівши.	480оС	345оС	395оС
		пара при виході в підігрівання.	215оС	250оС	270оС
		води в трубках	158-180оС	180-215оС	215-240оС
3.	Ємкість	парового простору	10,7 тн	10 тн	10,2 тн
		водяного простору	3,3 тн	3,3 тн	3,3 тн
4.	Тиск Гидроіспитаній	парового простору	14 ати	34,1 ати	50 ати
		водяного простору	290 ати	290 ати	290 ати

Сальникові підігрівачі, ежектора з холодильниками що охолоджують основним конденсатом.

Натиск створюваний конденсатним насосом першого корпусу визначається по формулі, м :

(2.38)

- підпір на всасе насоса

гідравлічний опір трубопроводів і арматури

метрів

гідравлічний опір фільтрів БОУ

= 5+50+15=70 метрів.

Натиск створюваний конденсатним насосом другого корпусу визначається по формулі, м :

(2.39)

до - эксплуатацоионный коефіцієнт запасу, к=1,2

геометрична висота підйому води

метрів

102 - коефіцієнт перекладу МПа в метри

тиск пари що поступає в деаератор

метра (2.40)

сумарний гідравлічний опір сальникових підігрівачів

метрів (2.41)

гідравлічний опір живильного клапана

метрів

м.в.с.

Продуктивність конденсатних насосів, м3/ч визначається по формулі:

+ Дд (2.42)

т/ч

= 25 т/ч

Дд = 24 т/ч

м3/ч

Вибираю до установки два робітників, один резервний конденсатний насос типа КС -320- 160 з технічними характеристиками:

продуктивність 320м3/ч

натиск 160м.в.с.,

потужність електричного двигуна 250 кВт.

Вибір дренажних насосів.

Подача дренажних насосів від ПНД-2 дорівнює сумарній кількості дренажів отПНД-2, ПНД-3 і ПНД-4

т/ч

Натиск дренажних насосів повинен врівноважувати тиск в крапці врізання в трубопровід основного турбінного конденсату визначається по формулі:

(2.43)

м.в.с.

Приймаю до установки один робітник і один резервний дренажний насос типа Кс -80 - 155 з технічними характеристиками: подача 80м3,

натиск 155 м.вод.ст.,

потужність електричного двигуна 25,0 кВт

Розрахунок і вибір живильних насосів

Живильний насос призначений для подачі живильної води з деаератора в прямоточний казан і забезпечення заданого тиску пари на виході.

У якості, живильних застосовуються відцентрові насоси. Для такого насоса необхідно, аби перед пуском він був заповнений водою, Тому напірний трубопровід забезпечується зворотним клапаном, що автоматично закривається при останові насоса.

Тиск створюваний насосом, МПа визначається по формулі:

(2.44)

1)Тиск на виході з насоса, для прямоточних казанів, МПа визначається по формулі:

(2.45)

де - номінальний тиск пари в казані, МПа

= = 13,7 МПа

- гідравлічний опір прямоточного казана, МПа

запас тиску на відкриття запобіжного клапана, МП = 0,08 МПа