Оборудование электростанции

Содержание

1. Выбор основного оборудования электростанции

2. Основные данные по энергетическому котлу и паровой турбине

3. Составление и описание тепловой принципиальной схемы электростанции, расчет ее на заданный режим

4. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материала паропровода свежего пара, питательных трубопроводов

5. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

6. Выбор системы и оборудования технического водоснабжения

7. Определение часового расхода доплива энергетических и водогрейных котлов

8. Выбор схемы топливного хозяйства на основном топливе и его описание

9. Расчет и выбор тягодутьевых машин

10. Расчет выбросов ТЭЦ в атмосферу. Расчет и выбор дымовой трубы

11. Перечень средств автоматизации и технических защит блока

12. Пуск блока из неостывшего состояния

13. Выбор схемы водоподготовки станции

14. Мероприятия по технике безопасности и пожарной профилактике

15. Мероприятия по охране окружающей среды на проектируемой ТЭЦ

16. Специальная часть проекта

17. Экономическаячасть проекта: расчет среднегодовых техико-экономических показателей

Список литературы

электростанция паропровод блок водоподготовка

1. Выбор основного оборудования электростанции

ТЭЦ с установленной электрической мощностью 400 МВт

Тепловой нагрузкой:

Производственная:

пар - 1,275 МПа; - 700 т/ч;

с возвратом конденсата - 70%; с температурой - 75°С;

Отопительная:

на отопление - 2200ГДж/ч

горячее водоснабжение - 300ГДж/ч

Выбор типа и количества турбин.

По заданным тепловым нагрузкам ТЭЦ необходима установка турбин типа ПТ. Значениям номинальной (установленной) мощности ТЭЦ соответствует пять турбин типа ПТ-80/100-130/13. [1]

Турбина ПТ-80/100-130/13 рассчитана для работы свежим паром с параметрами Р_о-13,8 МПа, t_о-555°С. Максимальный расход пара на турбину т/ч. Номинальные величины регулируемых отборов при мощности МВт, т/ч при МПа, суммарная нагрузка теплофикационных отборов ГДж/ч.

Суммарное значение номинального производственного отбора пяти турбин т/ч, что превышает заданную нагрузку -700т/ч.

Отопительные отборы турбины должны покрывать больше половины расчетной суммарной нагрузки отопления и горячего водоснабжения ТЭЦ.

ГДж/ч, где:

ГДж/ч - суммарная нагрузка теплофикационных отборов [1]=5 - количество турбин.

Доли отопительных отборов в обеспечении суммарной расчетной нагрузки отопления и горячего водоснабжения ТЭЦ составляет

(2200+300) ГДж/ч

Турбины типа ПТ-80/100-130/13 в количестве пяти пригодны для установки на проектируемой станции.

Выбор энергетических котлов.

Принимается блочная схема. [2]

Паропроизводительность энергетического котла блока

т/ч

т/ч [1]

 - утечки в цикле [2]

 - запас по производительности [3]

По необходимой паропроизводительности и параметрам пара на входе в турбину, и виду топлива, принимаем к установке котел Е-500-13,8-560-КТ (ТПЕ-430). [4]

С параметрами свежего пара Р_о-13,8МПа, t_о-560°С

Модель котла предназначена для работы на твердом топливе.

Выбор водогрейных котлов.

Выбор производится по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение

ГДж/ч

Количество водогрейных котлов

При установке на ТЭЦ водогрейных котлов КВТК-180-150 их количество равно

где

Гкал/ч - номинальная тепловая нагрузка водогрейного котла КВТК-180-150 [4]

Принимаем к установке два котла КВТК-180-150 [5]

C номинальной теплопроизводительностью 180Гкал/ч при расходе воды 4420 т/ч с температурой воды на выходе из котла 150°С, КПД брутто 88,8%.

Проверка надежности работы ТЭЦ и выбор РОУ.

При включении в работу двух водогрейных котлов на отопительные отборы четырех оставшихся турбин будет приходиться нагрузка

ГДж/ч

 ГДж/ч

 ГДж/ч

Нагрузку ГДж/ч можно покрыть отопительными отборами одной турбины, четыре оставшихся будут работать с отключенными отборами..

По диаграмме режимов для турбины ПТ-80/100-130/13:

При номинальной электрической нагрузке МВт;

производственный отбор с расходом пара т/ч при абсолютном давлении МПа;

суммарный отопительный отбор с расходом т/ч при абсолютном давлении МПа, при абсолютном давлении МПа; тепловой мощностью ГДж/ч.

расход пара на турбину т/ч.

При номинальной электрической нагрузке МВт и отключенном отопительном отборе:

производственный отбор с расходом пара т/ч при абсолютном давлении МПа:

расход пара на турбину т/ч.

общая потребность в паре турбинного цеха

т/ч

Паропроизводительность четырех оставшихся в работе энергетических котлов

т/ч.

Дефицит пара производственного отбора

т/ч.

Для резервирования регулируемых отборов пара для производства, устанавливаются по одной для данных параметров пара производительностью, равной максимальному отбору наиболее крупной турбины. [2]

На ТЭЦ устанавливаются однотипные турбины ПТ-80/100-100/13 с максимальной величиной производственного отбора т/ч.

Для резервирования отбора принимается установка РОУ производительностью т/ч;  МПа/°С;  МПа/°С.

На ТЭЦ с заданными нагрузками к установке принимаем пять блоков котел-турбина Е-500-13,8-560КТ - ПТ-80/100-130/13 и два водогрейных котла КВТК-180-150, и одна РОУ производительностью т/ч .

. Основные данные по энергетическому котлу и паровой турбине

Технические характеристики и краткое описание конструкции энергетического котла.

Котельный агрегат Е - 500-13,8-560 КТ с естественной циркуляцией предназначен для получения пара высокого давления при сжигании каменного угля (основное топливо) и мазута (резервное топливо).

Котельный агрегат рассчитан на следующие параметры:

номинальная производительность - 500 т/ч

рабочее давление в барабане - 15,2 МПа

давление пара на выходе из котла - 13,8 МПа

температура перегретого пара - 560° С

температура питательной воды - 230° С

Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160°С без увеличения тепловой производительности.

Котельный агрегат имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и спускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

Топочная камера открытого типа с твердым шлакоудалением. Все стены топочной камеры горизонтального газохода и конвективной шахты выполнены из газоплотных камней.

Котел предназначен для работ с уравновешенной тягой. В топочной камере расположены испарительные экраны, радиационный пароперегреватель, над топкой и горизонтальными газоходами расположен потолочный пароперегреватель, на выходе из топки - один ряд (две ступени), в горизонтальном газоходе - две ступени конвективного пароперегревателя. Под конвективной шахтой расположен трубчатый воздухоподогреватель. Перед ТВП конвективная шахта разделяется еще на два газохода и газы поступают в устройства золоудаления и далее дымососам подаются в дымовую трубу.

Топочная камера имеет призматическую форму с размерами в плане 16080 х 8640 мм. Стена топочной камеры экранированы газоплотными панелями, выполненными из труб диаметра 60 х 6 мм (сталь 20), между труб вварены полосы сечением 6 х 21,5 мм (сталь 20). Шаг между трубами 80 мм.

Фронтовой экран имеет ширину по осям труб 15320 мм и состоит из панелей ( 10 шт). Каждая панель состоит из труб и двух коллекторов диаметром 219 х 40 мм (сталь 20).

Каждый боковой экран состоит из панелей. Каркас котла служит для восприятия нагрузок от веса всех поверхностей нагрева, изоляции, площадок обслуживания, а так же воздухопроводов и других элементов котла.

Каркас котла представляет собой металлическую конструкцию, выполненную из сборных колонн и связывающих их балок, горизонтальных и вертикальных ферм, раскосов и металлоконструкций потолочного перекрытия.

Топочная камера оборудована восемью двухпоточными пылегазовыми горелками, с встроенными растопочными мазутными форсунками, установленными на фронтовой и задней стенках, по четыре горелки на каждой стене.

Все экраны топочной камеры секционированы. Каждая панель представляет собой циркуляционный контур. Всего на котле 32 контура циркуляции.

Барабан изготовлен из стали 10 НМА. Внутренний диаметр барабана 1500 мм, толщина стенки 122 мм, длина его 20000 мм. Внутри барабана расположены сепарационные устройства. Пароводяная смесь по пароотводящим трубам поступает в барабан, в короба циклонов. Всего установлено внутри барабана 38 циклонов диаметра 315 мм. В циклонах происходит отделение пара от воды. Вода из циклонов сливается в поддоны, а отсепарированный пар поступает в промывочное устройство.

Перед поступлением в пароперепускные трубы пар проходит выравнивающий дырчатый лист с отверстиями диаметром 5 мм, который предназначен для равномерного распределения пара по трубам. Средний уровень воды находится ниже геометрической оси барабана на 175 мм. На водоуказательных приборах, этот уровень принят за нулевой. Высший и нулевой уровни находятся соответственно выше и ниже среднего на 50 мм.

Пароперегреватель выполнен двухпоточным. Оба потока симметричны. Потолочный пароперегреватель состоит из восьми панелей. Радиационный пароперегреватель расположен по всей ширине фронтового экрана, а так же на первых фронтовых панелях боковых экранов.

Ширмовой пароперегреватель расположен на выходе газов из топочной камеры и состоит из одного ряда ширм.

Конвективный пароперегреватель состоит из двух ступеней.

Для получения собственного конденсата на котле предусмотрены две конденсационные установки, установленные у боковых стен топочной камеры на отметке 23700 мм.

Регулирование температуры перегретого пара производится впрыском в пароохладители конденсата, полученного в конденсационной установке. Впрыск конденсата осуществляется за счет разности давлений в пароохладителе и конденсационной установке.

Водяной мембранный экономайзер расположен в опускном газоходе котла и по высоте делится на две части с разъемом между ними 1700 мм.

При подогреве первичного и вторичного воздуха до заданной температуры котел оснащен одним трубчатым и двумя регенеративными воздухоподогревателями типа РВП-68.

Регенеративный воздухоподогреватель РВП-68 представляет собой противоточный теплообменный аппарат для подогрева воздуха за счет тепла дымовых газов.

Процесс теплообмена осуществляется путем нагрева набивки ротора в газовом потоке и ее охлаждение в воздушном потоке. Последовательность перемещения нагретой набивки из газового потока осуществляется за счет вращения ротора.

Трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) размещен под конвективной шахтой и состоит из трех ступеней. Дымовые газы движутся внутри труб воздухоподогревателя сверху вниз, воздух проходит в межтрубном пространстве.

Основные параметры и конструкция турбины

Теплофикационная паровая турбина ПТ - 80/100-130/13 с промышленными и отопительными отборами пара номинальной мощности 80 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ -120-2 с частотой вращения 50 с^-1 и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать "Турбина паровая ПТ -80/100-130/13 "ТУ 108-948-80"

Турбина ПТ -80/100-130/13 соответствуют требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Основные параметры турбины:

Мощность МВт

номинальная - 80

максимальная - 100

Начальные параметры пара:

давление, МПа бс. - 12,8

температура, °С - 555

Тепловая нагрузка, ГДж/ч -284

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный - 185

максимальный - 300

Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах, МПа абс.

верхнем - 0,049÷0,245

нижнем - 0,029÷0,098

Давление производственного отбора, МПа абс. - 1,28

Температура воды, °С

питательной - 249

охлаждающий - 20

Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч - 8000

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсолютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049÷0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029÷0,098 МПа. Регулирование давление отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе- при включенных обоих отопительных отборах , в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно ПНД, деаэраторе и ПВД. К подогревателям пар поступает из нерегулируемых отборов турбины.

При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м³/ч, температуре охлаждающей воды 20°С, полностью включенной регенерации, количестве конденсата, подогреваемого а ПВД, равном 100% расхода пара через турбину, при работе турбоустановке с деаэратором 0,59 МПа, со ступенчатым подогревам сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:

номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;

производственный отбор - 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;

суммарный отопительный отбор - 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных давлениях; в верхнем отборе - 0,088 МПа и в нижнем отборе - 0,034 МПа.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок. При охлаждении конденсатора сетевой воды турбина может работать по тепловому графику. Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет 130 ГДж/ч при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80°С.

Турбина ПТ-80/100-130/13 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления, вторая - две ступени давления, третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления - цельнокованый. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные. Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланце, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ -120-2 соединяются жесткой муфтой.

Парораспределение турбины - сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД. Фикспункт турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте тока в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбогенератора 50 с^-1(3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49,0…50,5 Гц.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.Турбина снабжена гидравлической системой регулирования.

Для защиты от недопустимого возрастания частоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11÷13% сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнительная защита на блоке золотников регулятора скорости, срабатывающая при повышении частоты на 11,5%.

Турбина снабжена электромагнитным выключателем, при срабатывании которого закрываются автоматический затвор, регулирующие клапаны и поворотная диафрагма ЦНД.

На электромагнитный выключатель воздействуют: реле осевого сдвига при перемещении ротора в осевом направлении на величину, превышающую предельно допустимую; вакуум - реле при недопустимом падении вакуума в конденсаторе до 470 мм рт. ст. (при снижении вакуума до 650 мм рт. ст. вакуум-реле подает предупредительный сигнал); потенциометры температуры свежего пара при недопустимом понижении температуры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с при одновременной подаче аварийного сигнала.

Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов. Обратные клапаны предназначены для предотвращения разгона турбины обратным потокам пара. Рабочей жидкостью в системе регулирования является минеральное масло.

Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов через ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляются регулятором скорости и регуляторами давления отборов. Регулятор скорости предназначен для поддержания частоты вращения турбогенератора с не равномерностью около 4%.

Механизм управления может приводиться в действие как вручную - непосредственно у турбины, так и дистанционно - со щита управления.

Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 0,20 МПа для производственного отбора и около 0,04 МПа - для отопительного отбора.

Турбоагрегат оборудован электронными регуляторами с исполнительными механизмами для поддержания;

заданного давления пара в коллекторе концевых уплотнений;

уровня в конденсатосборнике конденсатора;

уровня конденсата греющего пара во всех подогревателях системы регенерации, кроме ПНД № 1.

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами;

для совместного отключения всех ПВД с одновременным включением обводной линии и подачей сигнала;

атмосферными клапанами - диафрагмами, установленными на выхлопных патрубках ЦНД и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.

Система маслоснабжение предназначена для обеспечения смазкой подшипников и системы регулирования.

В баке объёмом 14 м³ установлены фильтры и указатели уровня.

Турбина снабжена 1-ним резервным насосом с электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоянного тока.

При снижении давления смазки до соответствующих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включается резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.

Масло охлаждается в двух маслоохладителях. Охладители - поверхностного типа, вертикального исполнения.

Конденсационная установка включает в себя конденсационную группу, Воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м² и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создание разряжения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а так же для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.

Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД № 1.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов (один резервный), предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теплообмена, и одного пускового эжектора для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе.

В конденсационном устройстве устанавливаются конденсационные насосы. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых и регулируемых отборов турбин, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели - поверхностного типа. ПНД № 1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.

ПВД № 5,6 и 7 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматического выпускного и обратного клапанов на выходе и входе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД, (кроме ПНД № 1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 1300 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротным устройством, фундаментальными рамами, паровой коробкой с автоматическим стопорным клапаном, обшивкой турбины, внутритурбинными трубопроводами;

бак масляный, маслоохладитель, эжекторы основной, пусковой и циркуляционной системы;

регенеративная установка с подогревателями поверхностного типа № 1,2,3,4,5,6,7 с регулирующими и предохранительными клапанами;

установка сетевых подогревателей, включающая сетевые подогреватели № 1 и 2 с регулирующим клапаном;

насосы и электрооборудование паротурбинной установки;

конденсаторная группа с задвижками на входе и выходе охлаждающей воды.

3. Составление и описание тепловой принципиальной схемы электростанции, расчет ее на заданный режим

Описание тепловой схемы блока.

Паровая турбина ПТ-80\100-130\13 с промышленным и теплофикационными отборами пара работает в блоке с барабанным котлом производительностью 500 т\ч. Турбина имеет регулируемые отборы пара: производственный и два теплофикационных - и представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД. Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, деаэратор, три ступени ПВД. Все подогреватели- поверхностного типа.

ПНД-1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой. Слив конденсата греющего пара из подогревателей каскадный до ПНД-2, из ПНД-2 конденсат откачивается сливным насосом в линию основного конденсата. Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два последовательно включенных сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы.

Определение давления пара отопительных отборов

Рис.3.1. Схема теплофикационной установки

_пр=150°С, t_обр=70°С - температура прямой и обратной магистрали теплоснабжения (по заданию);₁ - температура после нижнего сетевого подогревателя;₂ - температура после верхнего сетевого подогревателя;

 - энтальпия конденсата греющего пара верхнего и нижнего отопительного отбора;_во, h_но - энтальпия греющего пара верхнего и нижнего отопительного отбора;

Р_во, Р_но - давление в верхнем и нижнем отопительных отборах.

Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение

Где  ГДж/ч- суммарное количество теплоты отпускаемое с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение (по заданию)

 расход сетевой воды ТЭЦ

с = 4,19 КДж/ч - удельная теплоемкость воды

т/ч

Через сетевые подогреватели одной турбоустановки пройдет количество сетевой воды

Где n= 5 - количество блоков

  т/ч

Для турбины ПТ-80/100-130/13 номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов составляет 285 ГДж/ч

°С

Подогрев сетевой воды в нижнем и верхнем сетевых подогревателях принимаем примерно равным, тогда

°С

Недогрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара обычно принимают °С, следовательно

Определяем давление в нижнем и верхнем теплофикационных отборах по температуре насыщения [5]

Р_но = 0,199 МПа

Р_во = 0,094 МПа

Определение давления пара в регенеративных нерегулируемых отборах турбины.

Давления в отборах пара на ПНД-2 и ПНД-3 равно соответственно давлению в нижнем и верхнем отопительных отборах.

Давление пара на ПНД-4может быть получено путем пересчета табличных значений на заданные условия

;

  - значение давления в отборе на регенерацию при условиях расчета тепловой схемы;

 - табличные значения давления в отборе на регенерацию;

- табличные значения давления в верхнем отопительном отборе;

- значение давления в верхнем отопительном отборе.

Давление в нерегулируемом четвертом отборе

МПа

Таблица 3.1 Данные по регенеративным отборам.

Расчет расширителей (сепараторов) непрерывной продувки.

При расчете применяем двухступенчатую схему. При этом давление в расширителе берется с учетом гидравлических потерь в трубопроводах соединяющих расширитель с аппаратом, куда поступает пар.

Величина продувки:

т/ч

=1% от паропроизводительности.

Давление в барабане котла:

МПа

- номинальное давление пара в котле

МПа - гидравлическое сопротивление пароперегревателя.

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

Количество пара отсепарированного в РНП - 1 и потеря продувочной воды определяются из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

 т/ч=0,6 кг/с

- энтальпия продувочной воды

- энтальпия отсепарированного пара

- энтальпия отсепарированной воды

- коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора.

Рис. 3.2. Схема РНП

Количество продувочной воды после сепаратора первой ступени

Пар отсепарированный во второй ступени направляется на ПНД-3.

Давление в РНП-II-0,25 МПа

Вторая ступень рассчитывается аналогично первой. Количество отсепарированного пара в РНП-II

 т/ч кг/с

где

- энтальпия сухого насыщенного пара

- энтальпия отсепарированной воды

Количество продувочной воды, сбрасываемой в дренаж

 т/ч кг/с

Определение количества добавочной воды

Расход сырой воды на химводоочистку определяется из соотношения

А) определение расхода добавочной воды на подпитку теплосети

Количество добавочной воды для подпитки теплосети принимается 0,75% от объема воды в тепловых сетях [2]

Объем воды в тепловых сетях берется из расчета 65 м³ на 1 Гкал/ч. [2]

м³

 т/ч т/ч

Б) определение расхода добавочной воды на подпитку котлов

где

 - невозврат конденсата пара производственного отбора

т/ч;

- величина продувочной воды после сепаратора второй ступени;

т/ч

- паропроизводительность котла, т/ч

т/ч

т/ч

где: 40% запас на собственные нужды хим. цеха для химобессоливания 25% запас хим. цеха для схемы умягчения.

Подогрев сырой воды осуществляется в подогревателях поверхностного типа.

Расчет подогревателя сырой воды

Рис.3.3. схема ПСВ

Сырая вода в количестве 732 т/ч с температурой 5°С подогревается в ПСВ, греющим агентом в подогревателе является конденсатом с производства в количестве т/ч и температурой 75°С.

Температура сырой воды, поступающей на ХВО, должна быть равна 30°С.

Цель расчета определить температуру охлажденного конденсата.

Расчет вакуумного деаэратора подпитки котлов

Цель расчета - определить давление в деаэраторе.

Давление в деаэраторе определяется по температуре насыщения. Температура насыщения - по энтальпии деаэраторной воды.

Рис.3.4. Схема теплового баланса деаэратора

Температура химически обессоленной воды, поступающей с ХВО

кДЖ/кг

По таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара находим:

 Па = 0,007 МПа

Расчет вакуумного деаэратора подпитки теплосети

Рис.3.5. Схема деаэратора подпитки теплосети.

По рекомендации ЦКТИ оптимальный вакуум в деаэраторе соответствует давлению:

МПа, ;  кДж/кг

Из уравнений теплового баланса деаэратора определяем количество сетевой воды необходимой для процесса деаэрации.

т/ч

Количество добавочной воды.

т/чт/ч

Построение процесса расширения пара в турбине

По начальным параметрам Р_о = 12,8 МПа и t_o=555°C находится энтальпия пара перед турбиной h_o=3482 кДж/кг

Дросселирование пара на участке от стопорного клапана до сопел первой ступени при номинальной нагрузке составляет начального давления.

МПа,

где - коэффициент дросселирования, учитывающий потери давления в стопорном и регенерирующем клапанах.

Строится процесс расширения пара в ЧВД, давление пара за ЧВД Мпа. Находится энтальпия пара за ЧВД при адиабатическом расширении кДж/кг. Располагаемый тепловой перепад в ЧВД

кДж/кг.

Полезно используемый теплоперепад в ЧВД

кДж/кг

где  - внутренний относительный КПД части высокого давления турбины.

Энтальпия пара 3-го отбора  кДж/кг

Точка пересечения  и дает окончание действительного процесса расширения пара в ЦВД.

Аналогично строится процесс расширения пара в ЧСД и ЧНД турбины, причем:

 - относительный КПД части среднего давления;

 - коэффициент дросселирования клапанов производственного отбора и перепускных трубопроводов;

 - относительный КПД части низкого давления;

В результате построения процесса в h,S-диаграмме находим

МПа;

кДж/кг;

МПа;

кДж/кг.

Наносятся изобары нерегулируемых отборов и определяются действительные значения энтальпий пара нерегулируемых отборов:, ,и . Найденные величины заносятся в таблицу 3.2.

Рис.3.6. Процесс расширения пара в турбине на h,S-диаграмме.

Составление сводной таблицы расчетных параметров воды и пара.

Для определения параметров питательной воды и основного конденсата за подогревателями принимаем недогрев питательной воды в основной поверхности ПВД равным 4°С, в ПНД равным 3°С.

Температура конденсата при давлении в конденсаторе °С.

Подогрев основного конденсата в основном эжекторе, охладителе пара с уплотнений, сальниковом подогревателе °С, тогда температура основного конденсата перед ПНД-2

°С.

Температура основного конденсата за ПНД-4 принимаем из условия устойчивости работы деаэратора на °С ниже температуры насыщения [3]

°С,

при МПа,°С.

Температура основного конденсата за ПНД-2 и ПНД-3 соответственно (°С) °С, °С.

Энтальпия основного конденсата за ПНД определяем по температуре основного конденсата и давлению, создаваемому конденсатным насосом МПа или как произведение теплоемкости воды кДж/кг на ее температуру : кДж/кг; кДж/кг; кДж/кг; кДж/кг. Повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе определяется по формуле

∆кДж/кг; где:

- удельный объем при среднем давлении РСР

м³ - удельный объем воды при среднем давлении и средней температуре воды в питательном насосе и °С;

МПа;

 где ; - давление воды в нагнетательном и всасывающем патрубках насоса соответственно, МПа.

∆кДж/кг

Энтальпия питательной воды после питательного насоса

кДж/кг.

Энтальпия питательной воды за ПВД-7 находим по температуре питательной воды на выходе из системы регенерации °C и давлению питательного насоса МПа, кДж/кг.

Энтальпия питательной воды за ПВД-6 соответственно при  МПа и °C кДж/кг.

Аналогично энтальпия питательной воды за ПВД-5 соответственно при  МПа и °C кДж/кг.

Количество тепла отданное паром отбора в каждом подогревателе кДж/кг,

- количество тепла, отданное каждым килограммом конденсата греющего пара поверхностного подогревателя при его каскадном сливе из подогревателя с более высоким давлением греющего пара основному конденсату или питательной воде в рассматриваемом подогревателе.

 и т.д.

Нагрев воды в регенеративном подогревателе по условию неравномерности подогрева

 и т.д.

Определение расхода пара на сетевые подогреватели

а) Уравнение теплового баланса сетевого подогревателя нижнего отбора

Расход пара на нижний сетевой подогреватель

т/чкг/с.

б) Уравнение теплового баланса сетевого подогревателя верхнего отбора

Расход пара на верхний сетевой подогреватель

т/чкг/с

Расчет тепловой схемы

Расход пара на турбину определяется по формуле [1]

; кг/с

где

- коэффициент регенерации;

кВт - мощность турбины;

кДж/кг - полезно использованный теплоперепад в турбине;

 - коэффициент недовыработки мощности паром соответственно промышленного, верхнего и нижнего теплофикационного отборов;

;

;

;

т/чкг/с;

кг/с =458,7 т/ч

Расход питательной воды

где

 т/ч = 1,39 кг/с - величина продувки [1]

 - величина утечек [1]

кг/с=131 кг/с

Расчет регенераторной схемы производится последовательно для ПВД деаэратора питательной воды и ПНД на основе решения уравнения теплового баланса.

Уравнение теплового баланса ПВД 7

∆∆

кг/с

где- КПД подогревателя показывает долю тепла пара отбора, пошедшего на подогрев нагреваемой среды

Уравнение теплового баланса ПВД-6

кг/с

Уравнение теплового баланса ПВД-5

кг/с

Расчет деаэратора питательной воды

Из уравнения питательного баланса деаэратора выражаем расход основного конденсата, поступающего в деаэратор.

Уравнение теплового баланса деаэратора

Так как между ПНД - 4 и ПНД - 3 в линию основного конденсата подается конденсат с сетевого подогревателя верхнего отбора в количестве D_в=19,8 кг/с с энтальпией =504,1 кДж/кг, то необходимо определить энтальпию основного конденсата в точке смеси 3 (перед ПНД - 4) . Для этого составляем уравнение теплового баланса в той же смеси 3 ()

кг/с 90,5 кг/с

,92

=кДж/кг

Уравнение теплового блока ПНД-4

 кг/с

По аналогии составляем уравнение теплового блока для точки смеси 2 (через ПНД - 3)

кДж/кг

Уравнение теплового баланса ПНД-3

Расчет для ПНД - 2 ведется в той же последовательности, что и для ПНД - 4 и ПНД - 3.

Уравнение теплового баланса в точке смеси 1 (перед ПНД - 2)

где

- количество деаэраторной воды на подпитку котлов после вакуумного деаэратора Р_д=0,0082 МПа; t_д = 42°С, h_д =175,8 кДж/кг

кг/с

Уравнение теплового баланса ПНД-2

Пропуск пара в конденсатор

Баланс мощностей.

Мощность потоков пара в турбине:

первого отбора

- второго отбора

- третьего отбора

- четвертого отбора

- пятого отбора

- шестого отбора

Мощность конденсационного потока

Сумма мощностей потоков пара в турбине

Погрешность расчета 0,25%<1% допустимая.

. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материала паропровода свежего пара, питательных трубопроводов

Паропровод свежего пара

Определяем внутренний диаметр трубопроводов свежего пара по формуле

Q - 500 т/ч расход среды;

 - 0,02515 удельный объем среды при Р=13,8 МПа и t=560°C

 - 70 м/с скорость движения среды [ 9 ]

м = 252 мм

Для трубопроводов свежего пара, до стопорных клапанов паропроводов свежего пара следует проложить в одну нитку. Внутренний диаметр труб выбирается, исходя из возможных эксплутационных расходов среды по сортаменту труб станционных трубопроводов. [10] (таб. 35.5).

Принимаем трубопровод.

Наружный диаметр

Условный проход мм

Марка стали трубопроводов свежего пара и технике условия 15х1м1Ф.

Трубопровод питательного тракта

м³/кс

 м³/ч

 м³/кс при Р= 20 МПа и t=239°C

Найдем расход питательной воды:

т/ч

м=194 мм

Принимаем трубопровод питательной воды:

Условный проход мм, наружный диаметр и толщина

Марка стали 15 ГС.

5. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

Выбор расширителя (сепараторов) непрерывной продувки (РНП).

Выбор производится по объему образующегося в расширителе пара. Количество продувочной воды котлов регламентируется [3]. При обессоливании добавочной воды сепараторы непрерывной продувки принимаются по два комплекта на электростанции [2]

Выбор РНП первой и второй ступени

выбор типа РНП - I

Количество пара образующегося в РНП - I

т/ч = 0,6 кг/с

Объем пара, образующегося в расширителях первой ступени:

м³/ч

где

м³/кг при Мпа

м³/ч

Необходимый объем расширителя 1 ступени:

м³

где Н = 1000 м³/м² -норма напряжения парового объема расширителя.

- количество котлов на один расширитель.

По полученным данным выбираем тип расширителя непрерывной продувки:

СП - 5,5

емкость расширителя - 5,5 м³

наружный диаметр - 1520 мм

выбор типа РНП - II

т/ч=0,056 кг/г

Объем пара, образуется в расширителе 2 - ой ступени.

м³/ч

где =0,719 м³/кг

м³/ч

Необходимый объем расширителей при условии установки 2-х РНП -II на станцию:

м³

По полученным данным выбираем тип расширителя непрерывной продувки:

СП - 0,7

Емкость расширителя - 0,7 м³

Наружный диаметр - 630 мм

Выбор схемы регенерации

Производительность и число регенеративных подогревателей определяем по числу отборов для этих целей. При этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной.

Таблица 5.1.Регенеративные подогреватели турбины

Все подогреватели ПВД и ПНД, (кроме ПНД № 1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматического выпускного и обратного клапанов на выходе и входе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей. Слив конденсата греющего пара из подогревателей каскадный до ПНД-2, из ПНД-2 конденсат откачивается сливным насосом КС-80-155 в линию основного конденсата.

Выбор деаэраторов питательной воды.

Суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. На каждый блок, по возможности, один деаэратор должен обеспечивать работу блочных электростанций в течении не менее 3,5 мин. К деаэраторам питательной воды предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления, при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках. Тепло выпара деаэраторов питательной воды используется в тепловой схеме электростанции [2]

Максимальный расход питательной воды:

т/ч

[3] - утечки в цикле

- пар на непрерывную продувку

- количество котлов на блок.

Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака (БДП)

м³

где м³/т - удельный объем воды при МПа.

По полученным данным выбираем деаэратор ДП-500-М2:

Номинальная производительность деаэрационной колонки -500т/ч

Рабочее давление, абс - 6-7кгс/см²

Рабочая температура - 158-164°С

Диаметр колонки - 2000м

Емкость колонки - 8,5м²

Полезная емкость бака аккумулятора - 65м³

Выбор оборудования конденсационной установки.

Конденсационная установка включает в себя

конденсатор

конденсатные насосы

эжектора

циркуляционные насосы

Конденсатор входит в теплообменное оборудование, комплектующее турбину [6].

-КЦС

Температура охлаждающей воды 20-25^оС

Расход охлаждающей воды 8000 м³/ч

Паровое сопротивление 360 кПа

Площадь поверхности охлаждения 3000 м²

Основные эжектора

ЭП-3-700-1

Количество 2

Число ступеней 3

Давление пара перед соплами 0,4 МПа

Расход пара 850 кг/с

Производительность 85 кг/с

Выбор конденсатных насосов.

Конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору, температуре конденсата. Конденсатные насосы должны иметь резерв.

Общая подача конденсатных насосов

т/ч - максимальный расход пара в конденсатор

т/ч

Напор конденсатных насосов определяем исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, в т.ч. и высоты гидравлического столба в связи с установкой деаэратора на значительной высоте по условию подпора питательного насоса.

Полный напор конденсатного насоса пр одноподъемной схеме

где

м - геометрическая высота подъема конденсата;

МПа - давление в деаэраторе;

МПа - давление в конденсаторе;

- сумма потерь напора в трубопроводах и регенеративных подогревателях низкого давления;

к = 1,2 - коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления

По приведенным расчетам выбираем насосы типа КсВ-320-160 в количестве двух насосов, один из которых резервный.

Выбор питательного насоса.

Количество и производительность питательных насосов для ТЭС с блочными схемами должны соответствовать следующим нормам:

подача питательного насоса определяется максимальным расходом питательной воды с запасом не менее 5%.

на блоках с давлением пара 13 МПа, на каждый блок устанавливается, как правило, один питательный насос производительностью 100%, на складе предусматривается 1 резервный насос для всей электростанции. [2]

Давление на выходе из насоса

МПа - давление в барабане котла [п.3.4];

МПа - запас давления на открытие предохранительных клапанов, принимается для котлов с номинальным давлением 13,8÷22,6 МПа 8%;

- гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта для барабанных котлов

 МПа - сопротивление клапана питания котла;

МПа - сопротивление трубопровода от насоса до котла;

МПа - сопротивление экономайзера котла;

МПа - суммарное гидравлическое сопротивление подогревателей высокого давления;

МПа

МПа - геодезический напор

м.вод.ст. - высота столба воды нагнетательной стороне насоса;

т/м³ - средняя плотность воды при среднем давлении и средней температуре воды в нагнетательном тракте;

Давление на входе в насос

 МПа - гидравлическое сопротивление водяного тракта до входа в ПН [2];

м - высота столба воды на всасе ПН;

- плотность воды;

.

Расчетное давление насоса

МПа

Расход питательной воды

т/ч

По расчетным значением выбираем насос ПЭ-580-185/200 [4] с основными техническими характеристиками:

подача - 580 м³/ч

давление насоса - 19,6 МПа

напор - 2190 м.вод.ст.

Выбор баков запаса обессоленной воды.

На электростанциях создается дополнительный запас обессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий. На блочных электростанциях емкость баков принимается на 30 минут работы электростанции с максимальной нагрузкой, но не менее 4000 м3.[2]

Принимаем к установке три бака емкостью 1500м³, один из них бак грязного конденсата.

Выбор насосов баков обессоленной воды.

Производительность и количество насосов, откачивающих воду из указанных баков, обеспечивает одновременно нормальную подпитку цикла и 30% расхода питательной воды в наибольшей турбоустановке. Насосы устанавливаются в количестве не менее двух без резерва.[2]

Емкость баков и подача насосов должны обеспечивать совместный пуск блоков (для ТЭЦ не более двух).На пуск барабанного котла требуется 15% .

т/ч.

Обессоленная вода подается в конденсатор турбины, из этого условия принимаем необходимый напор.

Выбираем два насоса типа К-90/30 [6], с основными техническими характеристиками:

подача - 90 м³/ч

напор - 30 м.вод.ст.

Дренажные баки, баки слива из котлов.

На каждый блок предусматривается установка одного дренажного бака емкостью 15 м³ с двумя насосами К-20/30 и регулятором уровня. Откачка воды из дренажных баков должна производиться в баки запаса обессоленной воды или деаэратор.

На электростанциях устанавливается, как правило, на каждые четыре-шесть котлов один общий бак слива емкостью 40-60 м3

К баку слива из котлов устанавливается один насос К-45/30, производительность которого должна обеспечить откачку сливаемой воды в течение 1-1,5 часа в бака запаса конденсата, на очистные сооружения. [2]

Выбор оборудования теплофикационных установок.

Производительность основных подогревателей сетевой воды на ТЭЦ выбирается по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов.

Основные подогреватели сетевой воды на ТЭЦ устанавливаются индивидуально у каждой турбины без резерва и общая паровая магистраль 0,12 МПа (1,2 кг/см²) не предусматривается. При установке на ТЭЦ пиковых водогрейных котлов пиковые подогреватели сетевой воды, как правило, не устанавливаются.

Подогрев сетевой воды в основных сетевых подогревателях выполняется преимущественно в двух ступенях. [2]

Тип сетевых подогревателей указывается в перечне теплообменного оборудования паротурбинной установки поставляемого в комплекте с турбиной.

Номинальная тепловая мощность теплофикационных отборов турбины 132т/ч=68 Гкал/ч=73,25 МВт при давлении в верхнем отборе 1 кгс/см², в нижнем 0,35 кгс/см².

По номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов турбины подбираются типоразмеры сетевых подогревателей.

Таблица 5.2 Характеристика ПСГ

Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей.

Конденсатные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на первой ступени подогрева.

Подача рабочих насосов и первой и второй ступени подогрева рассчитывается по суммарному пару в отборе.

В комплекте с турбиной поставляются конденсатные насосы сетевых подогревателей К-80-155 в количестве 4 насосов, с основными техническими характеристиками:

подача - 80 м³/ч

напор - 155 м.вод.ст.

Выбор сетевых насосов.

Сетевые насосы принимаются, как групповые (не привязанные к турбоустановкам), так и индивидуальные. При групповой установке трех и менее рабочих сетевых насосов дополнительно устанавливается один резервный насос, при установке четырех рабочих сетевых насосов и более резервные насосы не устанавливаются.[2]

Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды.

Схема включения водонагревателей при

- принимается двухступенчатой, последовательной и смешанной.

Расчетный расход сетевой воды на горячее водоснабжение

т/ч

где т/Гкал - удельный расход сетевой воды на ГВС.

Расчетный расход сетевой воды на отопление

 т/ч

Расчетный расход сетевой воды в тепловых сетях от ТЭЦ

т/ч

При групповой установке в качестве насосов второй ступени сетевых насосов СЭ-2500-180, их количество:

==

Тогда при необходимом напоре насосов I-ой ступени

где - гидравлическое сопротивление сетевого подогревателя

м. вод. ст. - для ПСГ - 1300-3-8-1

м. вод. ст. - допустимый кавитационный запас насоса на первой ступени возможна установка 4 насосов СЭ -2500-60

Выбор оборудования подпитки теплосети

По расходу подготовительной воды с ХВО т/ч устанавливаются вакуумные деаэраторы ДВ-300.

Для закрытых систем теплоснабжения предусматривается установка на ТЭЦ двух баков запаса подготовленной подпиточной воды емкостью, равной 3% от объема воды в тепловых сетях [2].

м³

Принимаем два бака с двумя насосами по 600 м³ каждый Д-500-65

Подпитка производится в обратную линию теплосети на всас насосов 1 ступени. Подпиточные насосы принимаются не менее двух, один из которых резервный. Принимаем к установке 3 насоса Д - 200 - 65

Определение производительности ХВО и выбор оборудования подогрева сырой воды на ХВО.

Производительность водоподготовительность установки для ТЭЦ с отдачей пара на производство рассчитывается исходя из покрытия внутристанционных потерь конденсата в размере 2% установленной паропроизводительности котельной, покрытия потерь конденсата на производстве с 50% запасом на невозврат конденсата и покрытия потерь с продувкой котлов и испарителей.

т/ч

Расход сырой воды на ХВО.

т/ч

где 1,25;1,4 -коэффициент, учитывающий собственные нужды ХВО.

Сырая вода на ХВО подается насосами сырой воды через подогреватели (охладители конденсата с производства). Подогреватели выбирают по расходу сырой воды, давление в корпусе подогревателя. Выбираем 4 водоводяных подогревателях производительностью 400 т/ч один из которых резервный.

Количество рабочих насосов сырой воды.

Принимаем с учетом резерва три насоса Д-500-50

Выбор деаэраторов подпитки котлов

В деаэратор поступают потоки:

обессоленная вода подпитки котлов

конденсат с производства

Расход обессоленной воды:

т/ч

Сумма потоков поступающих в деаэратор подпитки котлов.

т/ч

Возможна установка деаэраторов ДВ - 400 в количестве 3-х деаэраторов, один из которых резервный.

Выбор насосов подпитки котлов

Напор насосов выбирается по условию подачи воды в линию основного конденсата и должен быть не ниже напора конденсатных насосов ТА.

Количество насосов:

 учетом резервного насоса к установке принимаем 3 насоса КсВ -500-150

6. Выбор системы и оборудования технического водоснабжения

На тепловых электрических станциях применяется оборотная система водоснабжения с градирнями. Источником водоснабжения является Анадырское водохранилище. Определить потребности ТЭЦ в технической воде и выборе числа и производительности циркуляционных насосов.

Суммарный расход воды на устанавливается турбоагрегаты рассчитывается по летнему режиму работы при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия тепловых нагрузок, так как в летний период пропуск пара в конденсатор наибольший и температура охлаждающий воды наивысшая.

Расход технической воды на блок ТЭЦ определяется из выражения:

где м³/ч

м³/ч - на холодильники подшипников

 м³/ч - на маслоохладители

 м³/ч - на газоохладители

 м³/ч

В системе с оборотным водоснабжением напор циркуляционных насосов определяется с учетом свободного напора воды перед брызгальными соплами:

где - геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла. м. вод. ст.

- свободный напор воды перед брызгальными соплами м. вод.ст.

- суммарное гидравлическое сопротивление водоводов м.вод.ст.

м. вод.ст.

На электростанциях с блочными схемами при оборотном водоснабжении устанавливаются циркуляционные насосы, тип насосов выбирается по необходимому напору и производительности, определяемой полным расходом воды на техническое водоснабжение. При проектировании блочных электростанций установку циркуляционных насосов, следует предусматривать в блочных насосах станциях. На каждый корпус или поток конденсатора, как правило устанавливается один насос, при этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на блок.

Принимаем на блок 2 насоса марки ОПВ -2-87 напор 13,3-9 м, подача 7560-13332.

Выбор насосов добавочной воды

Расход воды на восполнение безвозвратной убыли складывается из потерь на испарение в охладителях циркуляционной воды, расхода на водоподготовку, на охлаждение подшипников и гидрозолошлакоудаления

 т/ч

м³/ч-потери на испарение. Количество воды теряемое в охладительном устройстве вследствие испарения практически равно количеству пара поступающего в КТ;

- т/ч-расход воды на водоподготовку для восполнения потерь в схемах подпитки котлов и подпитки теплосетей.

 м³/ч -расход воды на охлаждение подшипников и механизмов ТЭЦ.

 м³/ч - расход воды на гидрозолоудаление

 м³/ч

Насосы добавочной воды устанавливаются на насосной станции в количестве трех: два рабочих и один резервный, каждый производительностью 50%.. Трубопроводы добавочной воды, как правило, следует проектировать в одну нитку. При этом на площадке ТЭЦ предусмотрена емкость запаса воды на период ликвидации аварии в системах добавочной воды или подвод воды от резервного источника.

Выбираем насосы добавочной воды типа Д -1600-90 в количестве 3 насосов, с основными характеристиками:

Подача -1600 м³/ч;

Напор - 90 м.

. Определение часового расхода доплива энергетических и водогрейных котлов

Работа котельного агрегата планируется на угле Анадырского месторождения марки Д класса Р. Характеристика топлива:

W_р=11,5 %; А_р=22,1%; С_Р=51,5 %; Н_р=4 %;О_р=9,5 %; N_р=1%;_р=0,4 %;V₀=5,11 м³/кг;V_г=5,76 м³/кг (30%);А_n=4,04 %·10³кг/кДж;п=5,04 %·10³кг/кДж , Wn=2,1 %·10³кг/кДж;

С удельной теплотой сгорания - 22919,3 КДж/кг

По приведенным характеристикам , виду топлива типу котла принимаем температуру уходящих газов =120ºС , так как W_р<3%. [12]

Температура воздуха  на входе в воздухонагреватель равна 30ºС [3].

По типу выбранного котлоагрегата принимаем твердое шлакоудаление.

Температура горячего воздухоподогревателя t_г.в=400ºС [4].

По t_г.в.=400ºС и по виду топлива принимаем двухступенчатый воздухонагреватель - ТВП +РВП.

Экономайзер одноступенчатый.

Часовой расход топлива одним котлом определяется по формуле

, кг/ч

где Q_ка=D_пс(h_пп-h_пв), кДж/кг

h_пп=3492 кДж/кг; h_пв=1004 кДж/кг - при Р_пп=13,8МПа и t_пп=560ºC_ка=500·10³·(3492-1004)=1044·10⁶кДж/кг

Располагаемое тепло на 1 кг топлива

кДж/кг

Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто: η_ка=100-Σq (%)

Сумма потерь тепла Σq=q₂+q₃+q₄+q₅+q₆+q_вохл

По таблице ΧV и XIІI [12], принятой компоновке поверхностей нагрева и типу котлоагрегата определяется

=0,03 - присос воздуха в газоход пароперегревателя;

=0,02 - присос воздуха в газоход в/э ІІ ступени

=0,03 - присос воздуха в газоход ТВП ІІ ступени

=0,02 - присос воздуха в газоход в/э І ступени

Теплосодержание уходящих газов

так как  то теплосодержание золы учитывается.

Теплосодержание золы

кДж/кг

ккал/кг=968кДж/кг

ккал/кг=812,02 кДж/кг

кДж/кг

Потери тепла с механическим недожогом q₄=1,0 % т.к. А_п<6% [12], таблица XVII.

Потери тепла с уходящими газами

Потери тепла с химическим недожогом q₃=0 [12], таблица XVII

Потери тепла от наружного охлаждения q5=0,38% [12], таблица XVII

Потери тепла с физическим теплом шлака

кДж/ч - теплосодержание шлака

КПД котлоагрегата брутто

Расход топлива котлоагрегатом

т/ч=13432г/с

Расход топлива водогрейным котлом.

т/ч

. Выбор схемы топливного хозяйства на основном топливе и его описание

Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороги в специальных вагонах и полувагонах. Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающее устройство в котором осуществляется прогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагоны заталкиваются в разгрузочные устройства - вагоноопрокидыватель 1, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180°; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера 2. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер, по которому поступает в узел пересыпки; 3. отсюда уголь подается транспортерами либо на угольный склад 4; либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6; в которые может так же доставляться с угольного склада. [13]

В БСУ с транспорторов поступает дробленный уголь и питателями сырого топлива в шаровые барабаны мельницы, где происходит его размол и сушка. Для сушки топлива и транспортера пыли в мельницы подается горячий воздух после ВЗП. Регулирование температуры аэросмеси, которая за мельницей не должна превышать 70°С, осуществляется с помощью слабо нагретого воздуха после первой ступени ВЗП и холодного воздуха из помещения котельного цеха.

После мельницы пыль поступает в сепаратор, где происходит отделение крупных частиц и возврат их в мельницу для домола по течке возврата.

Из сепаратора пылевоздушная смесь поступает в циклон, где происходит отделение пыли от воздуха.

Из циклона угольная пыль по течке может поступать либо в бункер пыли, либо реверсивный пылевой шнек, предназначенный для взаимной переброски в пылевые бункеры других котлов станции.

Из бункера пыль транспортируется сушильным огентом в канал первичного воздуха горелок и далее в горелку.

- Бункер сырого угля;

- отсекающий шибер;

- питатель сырого угля;

- клапан - мигалка;

- шаровая барабанная мельница;

- сепаратор;

- пылепровод;

-горелка;

- паровой котел:

- воздухоподогреватель;

- дутьевой вентилятор;

- короб горячего воздуха;

- тракт вторичного воздуха;

- тракт первичного воздуха;

- взрывной клапан;

- возврат грубых фракций пыли;

- забор холодного воздуха;

- сырой дробильный уголь;

- циклон;

- бункер пыли;

- питатель пыли;

- смеситель;

- реверсивный шнек;

- мельничный вентилятор;

- сушильное устройство;

- линия отвода влаги.

. Расчет и выбор тягодутьевых машин

Расчет и выбор дымососа

Для котлов производительностью 500 т/ч, а так же для котла дубль-блока устанавливаются один дымосос и один вентилятор [2]. Так как основным топливом является уголь, котел компонуется двумя дымососами и двумя вентиляторами. При установке на котел двух дымососов и двух дутьевых вентиляторов производительность каждого их них выбирается по 50 %. Характеристика дымососов и дутьевых вентиляторов выбирается с учетом запаса против расчетных величин: 10%- по производительности и 20%- по напору для дымососов и для вентиляторов по напору 15%. Указанные включают также необходимые резервы в характеристиках машин для целей регулирования нагрузки котла. При номинальной нагрузке котла дымососы должны работать при КПД не ниже 90%, а вентиляторы- не ниже 95% максимального значения [2]

Расчетная производительность ТДМ определяется по формуле:

, м3/ч, где

 -коэффициент запаса по производительности и для дымососов и для вентиляторов, равен 1,1; [2]

,м3/ч - расход газов или воздуха при номинальной нагрузке котлоагрегата, где

-присос воздуха в газоходе и золоуловителях;

∆α=0,1+0,04=0,14

- температура дымовых газов у дымососа, при

ºC.

; нм³/кг

 нм³/кг.

м³/с

м³/ч

где - при установке оборудования 300м над уровнем моря

Приведенное расчетное полное давление дымососа определяется по формуле

,кг/м²

где -- коэффициент приведения расчетного давления дымососа

кгс²/см⁴

Перепад полных давлений ∆Н_n принимается аналогично подобному котлоагрегату ∆Н_n=300 кгс/м²

 кгс/м², где - коэффициент запаса по давлению

кгс/м²

Выбираем к установке дымосос ДН-26x2-0,62, имеющий при расчетной нагрузке максимальный КПД η_расч=84%. Подача 477·10³ м³/ч, давление 4,52 кПа. [8]

Выбор дутьевых вентиляторов

Необходимое количество воздуха

, м³/ч

; ;

м³/ч

Расчетная производительность дутьевых вениляторов

м³/ч, где β₁-коэффициент запаса, равный 1,1

м³/ч

Перепад полных давлений ∆Н_р принимается

; где β₂=1,15 [2]

 кгс/м²;

кгс/м2

Принимается к установке дутьевой вентилятор ВНД-24-IIу, имеющий при n=740 об/мин КПД=86%, подача=275·10³ м³/ч, давление=3,95 кПа [8]

. Расчет выбросов тэц в атмосферу. Расчет и выбор дымовой трубы

Расчет выбросов ТЭЦ в атмосферу

Суммарный расход выбрасываемых в атмосферу твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) с дымовыми газами каждого котла-М_тв (г/с, т/год) вычисляют по формуле

, где

N-количество котлов

В- расход натурального топлива, равный 13432 г/с

А_Р- зольность топлива на рабочую массу, равная 22,1 %

- доля золы в уносе, равная 0,95

 - доля частиц, улавливаемых в золоуловителях, равная 0,99

- низшая теплота сгорания топлива, равная 22919,3 кДж/кг₄- потери от механического недожога, равная 1,0%

Г_ун- содержание горючих в золе износа, равное 4%

гр/с

Количество летучей золы - М₃, входящей в суммарное количество твердых частиц, уносимых в атмосферу

гр/с

Количество твердых частиц - М_с.ч в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу коксовых остатков или в виде сажи рассчитываем по формуле:

гр/с

Определение расхода выбросов диоксидов серы

Количество выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами диоксидов серы SO₂ и SO₃ в пересчете на SO₂ вычисляют по формуле

,

где_р - содержание в топливе, равное 0,4%

- доля оксидов серы, равная 0,02

- доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе попутно с твердыми частицами, равное 0

гр/с

Расчет выбросов оксидов азота

Выброс оксидов азота ведут в пересчете на NO₂. Секундный выброс определяется по формуле:

,

где

К -коэффициент, характеризующий выход оксидов азота

, где D_Ф=491,6 т/ч,D_н=500 т/ч

кг/т.у.т.

Q_н=1,5 %

- коэффициент, учитывающий влияние содержания азота в топливе на выход оксидов азота, равный1,5

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок, равный 0,85

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления, равный 1

Е₁- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов, равный 0

- степень рециркуляции дымовых газов, равная 0

Е₂- коэффициент, характеризующий снижение выброса оксидов азота, равный 1

гp/с

Расчет и выбор дымовой трубы

Высота трубы

Принимаем для расчета две трубы высотой 150м с диаметром в устье 7,2м. Секундный выброс газов

м³/с

Скорость газов через трубы

м/с

Принимаем= 1 [11]= 1 [11]= 160 [11]

Определяем параметры  и

 - разность температур уходящих газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень

Т.к , то принимаем n = 1 [11]

Принимаем одноствольную трубу Р_П = 1

Принимаем к установке две трубы высотой 160м с диаметром в устье 7,2м.

. Перечень средств автопатизации и технических защит блока

Аварийный останов блока производиться при:

.Останове котла

.Недопустимом увеличении числа оборотов паротурбинного агрегата

.Осевом сдвиге ротора турбины

. Аварийном отключении генератора блока

. Отключении питательных насосов

. Аварийном снижении давления масла на смазку турбины

. Падении вакуума в конденсаторе

.Исчезновении напряжения на шинах собственных нужд

.Остановевсех МНУ.

. Понижении уровня в демпферном баке.

. Недопустимом повышении величины вибрации подшипников турбины.

Авторегуляторы барабанного котла

Регуляторы питания котла:

штатный

пусковой

Регуляторы температуры свежего пара:

штатный

пусковой

Регуляторы общего воздуха

Регулятор разряжения в токе

Регулятор непрерывной продувки

Регулятор топлива (при работе на пыли)

Регулятор уровня в барабане

Регулятор давления свежего пара

Авторегуляторы пылесистемы с прямым вдуванием

регулятор температуры аэросмеси на выходе из мельницы

регулятор загрузки мельницы

Перечень защит, производящих останов барабанного котла или случаи, когда котел должен быть остановлен персоналом:

изменение уровня воды в барабане ±150 мм

выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане

быстрого снижения уровня несмотря на усиленное питание котла

Повышение давления в барабане и на разборной камере выше установленного предела.

Выхода из строя 50% предохранительных клапанов

Разрывы труб пароводяного тракта или обнаружение трещин, вспучин в основных элементах котла

Пагасание факела в топке

Отключение всех ДВ и ДС

Взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогрева до красна несущих балок каркаса или колон котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию.

Пожара, угрожающего персоналу или цепям дистанционного управления, входящих в схему защит котла

Исчезновение напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно- измерительных приборах.

. Пуск блока из неостывшего состояния

В этом случае пуск котлоагрегата осуществляется совместно с пуском турбины. Под пуском (растопкой) котла обычно подразумевается начальный период повышения параметров пара до необходимых для пуска турбины. Дальнейший пуск энергоблока производиться при скользящих (повышающихся в процессе пуска до начальных) параметров пара. Такой метод позволяет сократить общую длительность пуска блока и пусковые потери топлива и энергии, а также обеспечивает наиболее благоприятные условия прогрева турбины, котла и паропроводов.

Особенности пуска блока из горячего состояния обусловлено достаточно высокими исходными температурами паропусковых частей ЦВД и ЦСД турбины (около 460 º С, после простоя 6-10 ч.) и наличием существенного начального избыточного давления пара в котле. По условиям надежности пуска турбины необходимо производить при температуре свежего пара, близкой к номинальной, и наименьшем возможном давлении.

Первое требование может быть обеспечено при значительном расходе топлива в процессе растопки котла, второе полное открытие продувки пароперегревателя. Однако во избежание попадания образовавшейся в пароперегревателе во время простоя блока влаги горячие коллекторы и паропроводы растопку котла начинают при полностью открытой продувке пароперегревателя. Начальный расход топлива поэтому устанавливается уз условий надежности работы конвективной части пароперегревателя в безрасходном режиме и составляет около 15% от номинального, при этом осуществляется также непрерывное дренирование радиационной ступени пароперегревателя. Когда температура дымовых газов станет равной температуре начального участка паропровода свежего пара (но не больше 450 º С), продувку открывают (другие сбросы пара прекращают) и увеличивают расход топлива с начала до 20 % от номинального, а затем продолжают увеличивать его исходя из допустимой скорости прогрева паропровода свежего пара. Во избежание повышения давления свежего пара перед пуском турбины, временно снижают расход топлива. Нагружение турбины до мощности, соответствующей полному открытию регулирующих клапанов при достигнутом перед пуском постоянном давлении, осуществляется плавно и довольно быстро. Дальнейшее нагружение до номинальной мощности производиться при скользящем давлении пара в соответствии с графиком- заданием. Температура пара регулируется с помощью тех же средств, что и при пуске из неостывшего состояния:

В начале пусковыми средствами регулирования, а при нагрузке котла 35% номинальной и более- постоянными (штатными). После перехода на впрыске собственного конденсата пусковые впрыски либо отключаются, либо используются для более тонкой подрегулировки температуры пара. При этом скорость повышения температуры свежего пара перед не должна превышать 1 ºС в минуту и зависит от температуры паровпуска ЦВД перед пуском. После достижения заданной конечной мощности блока и необходимой выдержке температуру пара пара постепенно повышают до номинальной. При нагрузке блока около 30% номинальной начинают перевод пылеугольного котла на сжигание твердого топлива и постепенно уменьшают расход растопочного топлива.

13. Выбор схемы водоподготовки станции

Выбор схемы водоподготовки добавочной воды производится в зависимости от качества исходной воды.

Как правило для всех электростанций высокого давления восполнение потерь рабочего тела производится химически обессоленной водой. Для восполнения потерь станции вода берется из Анадырского водохранилища.

Химическое обессоливание происходит в две ступени.

Предварительно подогретая примерно до 30^оС сырая вода насосами сырой воды подается на осветлитель, откуда направляется в бак коагулированной воды. В бак коагулированной воды подается коагулянт (известковое молочко) для удаления железа и взвешенных веществ. После бака коагулированной воды, вода направляется на механические фильтры, для удаления механических примесей.

После механических фильтров вода направляется в накопительные баки, для получения необходимого запаса и резерва воды. Далее насосами вода подается на катионитовые фильтры первой и второй ступеней и анионитовые первой ступени для поглощения солей жесткости. Далее пройдя декарбонизатор и освободившись от СО₂ вода поступает в бак частично обессоленной воды, из которого насосами подается через анионитовые фильтры второй ступени в баки запаса химически обессоленной воды станции.

Так же в схеме предусмотрена линия на подпитку теплосети. После механических фильтров вода пройдя Na-катионитовый фильтр и декарбонизатор, собирается в баке очищенной воды. Далее насосами вода подается на вакуумные деаэраторы подпитки теплосети.

. Мероприятия по технике безопасности и пожарной профилактике

Запрещается эксплуатация телообменных аппаратов после истечения срока очередного освидетельствования или выявления дефектов, угрожающих нарушением надежной и безопасной работы, при отсутствии и неисправности элементов их защит и регуляторов уровня.

Запрещается во время работы испарительной установки проведение ее ремонта или работ, связанных с ликвидацией неплотностей соединений отдельных элементов установки, находящихся под давлением за исключением случаев подтяжки болтов фланцевых соединений при избыточном давлении не выше 5 кг/см2 при опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды после ремонта. Ремонт ДП должен производиться по наряду- допуску. Перед допуском к работе внутри ДП должен быть взят анализ на отсутствие взрывоопасных и вредных примесей, достаточно кислорода. Работы в ИСВ при температуре выше 33ºС, а также при уровне воды выше 200 мм и температуре выше 45ºС не допускается.

На каждом рабочем месте должны быть производственные ,должностные инструкции и инструкции по охране труда, в объеме обязательном для данной должности.

Запрещается опираться и становиться на барьеры площадок, ходить по трубопроводам, а также по конструкциям и перекрытиям, не предназначенным для прохода по ним.

Запрещается пуск и кратковременная работа механизмов или устройств при отсутствии или неисправном состоянии ограждающих устройств.

Запрещается производить уборку вблизи механизмов без предохранительных ограждений или с плохо закрепленными ограждениями. При обтирке наружной поверхности работающих механизмов запрещается наматывать на руку или пальцы обтирочный материал.

Запрещается эксплуатировать неисправное оборудование, а также оборудование с неисправными или отключенными устройствами аварийного отключения.

Места, опасные для прохода или нахождения в них людей, должны ограждаться канатами или переносными щитами с укрепленными на них знаками безопасности.

Весь производственный персонал эл. станции должен быть практически обучен приемам освобождения попавшего под напряжение от действия эл. тока и подачи ему первой помощи, а также приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим при других несчастных случаях.

Территория цеха должна содержаться в чистоте и систематически очищаться от отходов производства. Проезды к зданиям и пожарным водоисточникам, а также подступы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть всегда свободными.

Персонал цеха должен хорошо знать местонахождение первичных средств пожаротушения: огнетушителей пенных, углекислотных, порошковых, ящиков с песком, разводки тех.воды и уметь ими пользоваться при пожаре.

Источником противопожарного водоснабжения снаружи цеха является трубопровод с гидрантами

Запрещается производить в одном и том же помещении в радиусе 20 метров одновременно огнеопасные работы и работы по нанесению антикоррозионных покрытий.

Замерзшие трубопроводы запрещается отогревать с применением открытого огня.

Курение только в специально отведенных местах.

Начальник смены, являясь старшим в смене, несет полную ответственность за соблюдение противопожарной безопасности в цехе, а в случае возникновения пожара должен принять меры к его ликвидации. Начальник смены цеха должен обеспечить личную проверку мест проведения огневых работ в течение 3-5 часов после их окончания.

Каждый рабочий обязан четко знать и строго выполнять установленные правила пожарной безопасности, не допускать действия, которые могут привести к пожару или загоранию.

. Мероприятия по охране окружающей среды на проектируемой ТЭЦ

Выбросы NО_х представляют собой серьезную проблему загрязнения атмосферного воздуха. Современные технологии сжигания топлива позволяют значительно снизить образование NО_х, но его уровень часто еще превышает допустимый.

В течение последних 15 - 20 лет технические службы в тесном сотрудничестве с ведущими научно - исследовательскими институтами и конструкторскими организациями уделяли большое внимание повышению экологических характеристик установленного котельного оборудования. Были разработаны и внедрены различные схемы рециркуляции дымовых газов в топочную камеру, методы ступенчатого сжигания топлива, сжигания топлива с добавочной влагой. Проделана большая работа по усовершенствованию горелочных устройств, а также разработаны новые конструкции горелок для котлов различной паропроизводительности. На Северной ТЭЦ Мосэнерго внедрена технология 1) NОх каталитической очистки дымовых газов от оксидов азота.

В настоящее время рециркуляция газов, как средство эффективного подавления оксидов азота, внедрена на значительной части энергетических и водогрейных котлов сжигающих газ и мазут.

Результаты испытаний различных схем ввода рециркуляции дымовых газов показали, что наибольший эффект по снижению выбросов Издает ввод дымовых газов рециркуляции через центральные каналы горелок. Однако широкого распространения этот способ не нашел, так как в некоторых случаях возникают проблемы с обеспечением стабильного воспламенения факела, особенно при переходе на сжигание мазута. В вязи с этим чаще всего применяется ввод дымовых газов рециркуляции в смеси с дутьевым воздухом, а также по среднему или периферийному каналам горелок. Было установлено, что рециркуляция дымовых газов при правильно выбранной схеме и способе ввода газов рециркуляции является одним из самых эффективных методов подавления образования оксидов азота при сжигании природного газа и мазута.

В исследованиях МЭИ, ВТИ показано, что в режимах сжигания топлив с рециркуляцией дымовых газов или при ступенчатом сжигании, а особенно, при сочетании этих методов существует реальная опасность повышенного образования бензапирена и других особо опасных веществ (наиболее характерно при сжигании мазута), резко снижающих технические и экологические характеристики котла. Хорошим средством предотвращения повышенного образования этих особо опасных веществ является небольшой (на уровне 2-5% от расхода топлива) ввод добавочной влаги и зону горения. По этому наиболее оптимальным режимом сжигания природного газа и мазута является режим, сочетающий рециркуляцию дымовых газов, ступенчатое сжигание и ввод добавочной влаги в зону горения.

Достижения норм по выбросам оксидов азота режимными методами сопровождается дополнительными потерями тепла и затратами на собственные нужды котла. Но это в настоящее время наиболее оптимальный путь решения проблемы снижения выбросов NОх для действующих ТЭЦ.

В большом комплексе режимных методов с целью снижения выбросов оксида азота, значительное место занимают различные варианты стадийного - ступенчатого сжигания. Принцип ступенчатого сжигания топлива заключается в условном разделении факела на две и более ступени, причем в первой высокотемпературной ступени сжигание осуществляется с коэффициентом избытка воздуха меньшим 1, а в последующих ступенях осуществляется дожигание продуктов недожога с относительно большими избытками воздуха, но при сравнительно низких температурах. В результате генерации оксидов азота на первой ступени тормозится из-за недостатка кислорода, а на последующих из-за относительно низкого уровня температур. Кроме того, образовавшиеся на первой стадии горения продукты неполного сгорания создаю зону с восстановительной средой, где могут восстанавливать образовавшийся оксид МО до молекулярного азота Ме. Все эти процессы определяют достаточно высокую (до 50%) эффективность ступенчатого сжигания как метода подавления образования оксидов азота. На энергетических и водогрейных котлах в большинстве случаев применяются различные варианты двухступенчатого сжигания. Режим ступенчатого сжигания может быть организован при равномерном распределении топлива по ярусам горелок и подачи части воздуха через сопло вторичного дутья или при изменении подачи центрального или периферийного газа на верхний ярус горелок в сочетании с подачей вторичного воздуха.

Наряду с рассмотренными выше режимными методами значительное место принадлежит реконструкции горелочных устройств. Здесь имеется в виду большой объем работ, выполненный по замене горелок первоначального заводского исполнения на горелки с пониженным выходом оксидов азота, по реконструкции и усовершенствованию существующих горелок котлов, по внедрению наиболее совершенных схем аэродинамики топочных устройств и другие.

На строящейся Северной ТЭЦ Мосэнерго для снижения выбросов оксидов азота впервые в нашей стране на всех энергетических котлах предусмотрена установка каталитического реактора для восстановления NOх с помощью аммиака до молекулярного азота. Для очистки от оксидов азота используется катализатор датской фирмы Хальдор Топсе. Первая установка по каталитической очистки дымовых газов от NOх была введена в эксплуатацию в апреле 1997 года на котле ТГМЕ-464. Как показали проведенные испытания, установка обеспечивает гарантированную в соответствии с договором поставки степень очистки дымовых газов, равную 67 %, при двух слоях катализатора в реакторе. Сочетание каталитической очистки дымовых газов с другими мероприятиями позволяет обеспечить концентрацию оксидов азота в дымовых газах около 30 мг/кг. Эффективность работы каталитического реактора должна быть проверена в условиях длительной эксплуатации. Следует отметить, что капитальные и эксплуатационные затраты на каталитическую очистку дымовых газов на несколько порядков превышают затраты на режимные мероприятия по подавлению оксидов азота.

. Специальная часть проекта

Деаэрационная установка

Содержание кислорода в деаэрационной воде допускается не выше 10 мкг-кг, а свободная углекислота должна отсутствовать. Кроме того, в схеме регенерации блока деаэратора являются смешивающие подогреватели. Процесс деаэрации питательной воды заключается в нагреве питательной воды газов в атмосферу.

В комплект деаэрационной установки входят:

одна деаэрационная колонка типа ДП - 500, производительность 500 м³/час

один блок деаэрированной воды емкостью по 65 м³;

предохранительные клапаны по восемь в каждом баке и два на трубопроводе греющего пара ( до и после регулирующего клапана).

Предохранительные клапаны настроены на срабатывание:

на аккумуляторных баках и на трубопроводе греющего пара ( после регулирующего клапана) - при 6,9 ати;

на коллекторе греющего пара -19 ати.

По воде и пару оба деаэратора соединены уравнительными линиями и должны рассматриваться, как один агрегат.

Деаэрационная колонка имеет два слоя насадок, которые служат для увеличения поверхности соприкосновения между греющим паром и нагреваемой водой. Высота верхнего слоя насадки 350мм, нижнего - 150 мм. Насадка выполнена из пластины омегообразной формы, изготовленных из нержавеющей стали.

К деаэрационным колонкам подводятся следующие потоки: основной конденсат после ПНД - 4, греющий пар от уплотнений турбоагрегата, греющий пар от коллектора деаэратора.

Непосредственно в деаэраторный бак заведены трубопроводы рециркуляции питательных насосов, линия сброса клапанов постоянного расхода впрыскивающих устройств, конденсата греющего пара ПВД.

Греющий пар через распределительный короб поступает в нижнюю часть деаэрационной колонки и через насадку поднимается вверх. Основной конденсат поступает на дырчатый лист, расположенный в верхней части колонки и просачивается в низ через насадку, соприкасается с греющим паром, и нагреваются до температуры насыщения. При этом происходит выделение растворенных в основном конденсате газов, которые вместе с частью пара отводятся из колонки в атмосферу через линию выпара.

Деаэрированный конденсат и конденсат греющего пара стекает в деаэраторный бак.

В качестве основного источника греющего пара используется пар III отбора турбины с параметрами:

давление - 16,2 ата,

температура - 456º (при номинальной нагрузке). Питание деаэраторов пара снабжено блокировкой, позволяющей автоматически осуществлять подачу пара до 8 гк/см². При растопке котла в качестве греющего пара также используется выпар из растопочного расширителя 20а.

Питание деаэратора паром и водой регулируется автоматически. Система автоматического регулирования состоит из следующих регуляторов:

регулятор давления греющего пара;

регулятор уровня воды;

регулятор перелива.

Регулирующими клапанами, установленными на паропроводе греющего пара и из линии добавки химобессоленной воды конденсата, на которые оказывает воздействие регуляторы давления и уровня, можно управлять дистанционно с БЩУ.

Регулятор давления служит для поддержания в деаэраторе давления в пределах от 0,2/6,0 ати. Нужное давление устанавливается за датчиком. Регулятор получает импульс по давлению в деаэраторе и воздействует на регулирующий клапан на паропроводе греющего пара.

Регулятор получает импульс по уровню в баке и воздействует на регулирующий клапан на линии добавки обессоленой воды в конденсатор.

Регулятор перелива предназначен для сброса излишка воды из бака при его переполнении. Регулятор перелива при повышении уровня воды до установки срабатывания уровнемера воздействует на задвижку, установленную на линии перелива. При восстановлении уровня задвижки закрываются.

Деаэраторы оснащены следующими контрольно-измерительными приборами:

манометр - для измерения давления в колонке;

манометр - для измерения давления пара перед регулирующим клапаном;

сниженный указатель уровня на БЩУ и водомерные стекла на баке;

термометр для измерения температуры воды.

ПОДГОТОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕАЭРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ К ПУСКУ.

Пред пуском деаэрационной установки необходимо убедиться, что:

монтажные и ремонтные работы в деаэраторе закончены, наряды закрыты;

временные заглушки из трубопровода удалены;

люки на баках - аккумуляторах закрыты, а болты на фланцах и арматуре затянуты;

водоуказательные стекла и их ограждения находятся в исправном состоянии, очищены от грязи, краники находятся в рабочем положении;

освещение находится в исправном состоянии;

предохранительные клапаны не имеют заеданий, настроены, грузы на рычагах надежно закреплены и опломбированы;

контрольно - измерительные приборы подключены и находятся в исправном состоянии.

. Необходимо проверить неисправность блокировки перелива и включить в работу.

. Убедиться в закрытии следующей арматуры;

задвижки на линии опорожнения деаэраторов;

задвижки на трубопроводе сброса дренажа ПВД в деаэратор;

задвижек на линии подачи основного конденсата в деаэратор;

задвижки на линии подачи пара из коллектора 13 ата;

задвижки на линии подачи пара из растопленного растопителя 20 ата;

задвижки на линии подачи пара от третьего отбора;

регулирующий клапан на линии подвода греющего пара к деаэраторам;

задвижки на линиях подачи пара из деаэратора в коллектор уплотнений турбины;

задвижки на линиях отсосов пара от коллектора уплотнений турбоустановки;

задвижки на линии выпара деаэратора на основные эжекторы турбоагрегата;

задвижки на линии сброса от клапанов постоянного расхода выпрыскивающих устройств;

. Открыть винтили на линии выпара деаэратора в атмосферу: Прогреть паропровод подачи пара к деаэратору от постороннего источника и полностью открыть задвижку. Перед заполнением баков аккумуляторов, проверить наличие воды БЗК.

ПУСК ДЕАЭРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ.

.Включить конденсатный насос на циркуляцию начать заполнение баков аккумуляторов деаэратора, приоткрыв задвижку на линии основного конденсата.

. Заполнить баки аккумулятора до среднего уровня и начать прогрев воды, для чего:

приоткрывая регулирующий клапан подать пар в деаэрационные колонки, установить в деаэраторе давление 0,2/0,5 ати;

открыть задвижку на линии рециркуляции бустерных насосов на деаэратор;

включить бустерный насос на рециркуляцию в деаэратор и, прокачивая воду прогревать ее до температуры насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе;

. Поднять уровень воды в деаэраторе до нормального. Проверить работу регулятора перелива при повышении уровня в баке аккумуляторе.

. Во время заполнения и промывки водой тщательно следить за уровнем воды в баках аккумуляторах и за давлением в деаэраторе, выдерживая его в пределах 0,2÷0,5 ати.

. Убедиться, что температура питательной воды на выходе из деаэратора равна температуре насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе.

. После растопки котла и включении в работу расширителя 20 ата подать выпар из него на деаэратор, для чего открыть задвижку ( выпар РР - на Д - 7ата ) одновременно прикрывая пар от коллектора 13 ата.

. После выхода котла на прямоточный режим, закрыть задвижку на линии выпара из расширителя 20 ата в деаэратор.

Пар на деаэратор подается из коллектора 13 ата.

. После достижения в 3 отборе турбины давление 8-10 ати, перевести деаэратор на питание паром от отбора, для чего:

прогреть и сдренировать паропровод 3 отбора от турбины к деаэратору.

открыть полностью задвижку на трубопроводе отбора от турбины в деаэратор;

закрыть задвижку в паропроводе из коллектора 13 ата;

. После перевода деаэратора на питание паром 3 отбора установить в деаэраторе номинальное давление.

. После достижения в деаэраторных колонках давления 7 ата включить в работу регулятор давления и регулятор уровня в деаэратор и убедиться в их нормальной работе.

. После достижения в головке деаэратора номинально устойчивого давления, перевести питание основных эжекторов турбины от выпара с деаэратора и уплотнения турбины от паровой, уравнительной линии деаэраторов, для чего после дренирования и прогрева трубопроводов открыть задвижку на линия от деаэратора к эжекторам и уплотнения турбины.

.По мере нагружения турбины и роста давления в паровой части подогревателя высокого давления переключить сброс дренажей из ПВД на деаэратор. При понижении нагрузки сброс дренажа из ПВД производится либо раздельно: ПВД -7 на к - р, ПВД - 8,9 на деаэратор, либо полностью переводится на конденсатор.

. Пуск деаэраторной установки при заполненных баках аккумулятора производится согласно, пунктов 8/16 настоящего раздела.

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДЕАЭРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ.

. Необходимо следить за давлением и температурой в баках аккумуляторах. В нормальных условиях давление в деаэраторе поддерживается регулятором давления в пределах 7 ± 0,1 ата. Давление 7 ата соответствует температуре насыщения 164°С. При длительно установившемся режиме работы деаэратора, действительное снижение температуры деаэрированной воды по отношению к температуре насыщения свидетельствует о нарушении содержании удаляемых газов в воде после деаэрационной колонки.

. Давление в деаэраторе следует поддерживать постоянно. При снижении этого давления ниже указанной величины необходимо произвести переключение питания пара деаэраторов от коллектора 13 ата, для чего:

открыть задвижку на паровой коллектор деаэратора от коллектора 13 ата.

закрыть задвижку на паропроводе из 3 отбора турбины;

. При необходимости понижения давления в деаэраторах производить со скоростью не более 0,1 ат/мин., во избежания запариваний бустерных насосов.

. Не реже двух рас в смену сверять в аккумуляторных баках по равномерным стеклам и делать об этом запись в суточной ведомости машиниста блока.

. В случае снижения уровня в деаэраторах необходимо:

проверить не произошло ли ошибочного открытия задвижки на линиях слива воды с деаэратора;

проверить работу регулятора уровня;

увеличить подачу хим. обессоленной воды из баков запасов конденсата в конденсатор;

. Минимальный нагрев воды в колонки должен быть не ниже 165±10 ºС по условиям вентиляции деаэрационной колонки.

. Не режи 2-х раз в смену производить отбор проб питательной воды из бака для определения содержания в ней кислорода. Допустимое содержание кислорода в питательной воде 10 мкг/см. При повышении содержания кислорода в питательной воде более 10 мкг/см увеличить выпар из деаэратора (для бл. 1:4).

. Расход выпара пара должен составлять 1,5 - 2,0 кг - т деаэрируемой воды.

. Один раз в смену производить продувку водоуказательных стекол деаэратора, следить за их чистотой.

. Периодически определять содержание углекислоты в питательной воде. Свободная углекислота должна отсутствовать.

. Следить, чтобы не было пропуска воды через сливную задвижку, проверять на ощупь температуру сливных трубопроводов после сливной задвижки.

. Не допускать вибрации и перегрузки деаэраторов их переполнения и работы на перелив.

. Не реже одного раза в десять дней, производить расхаживание всех задвижек и вентилей.

. Следить за работой КИП.

. Производить опробование предохранительных устройств согласно графика.

ПРОТИВОАВАРИЙНЫЕ УКАЗАНИЯ.

.При работе деаэратора возможны следующие неполадки:

понижение или повышение уровня в баках аккумуляторах;

понижение или повышение давления в деаэраторе;

гидравлические удары в деаэрационных колонках и трубопроводах.

ухудшение деаэрации.

. При понижении уровня в баке - аккумуляторе необходимо:

проверить показания сниженного уровнемера с уровнем в баках по водомерным стеклам4

проверить работу регулятора уровня и в случае необходимости перейти на дистанционное или ручное регулирование уровня;

проверить уровень в конденсаторе и в случае переполнения конденсатора проверить работу конденсатных насосов;

убедиться в наличие давления в линии подачи химобессоленой воды в конденсатор, в случае необходимости подать резервный конденсат из бака запаса конденсата;

проверить плотное закрытие задвижки, на линии опорожнения деаэраторов (проверить на ощупь температуру трупопроводов опорожнения после задвижки).

. При повышении уровня в баке - аккумуляторе необходимо:

сверить показания сниженного уровнемера с уровнем в баках по водомерным стеклам;

проверить работу регуляторов уровня и в случае необходимости перейти на дистанционное или ручное регулирование уровня;

проверить работу регулятора перелива и, если понадобиться открыть задвижку на линии опорожнения.

. При повышении давления в деаэраторах необходимо:

проверить работу регулятора давления и, в случае необходимости перейти на дистанционное или ручное управление регулирующих клапаном на линии греющего пара;

при необходимости, прикрыть задвижку на линии подвода греющего пара.

. При понижении давления в деаэраторах необходимо:

проверить работу регулятора давления в случае необходимости перейти на дистанционное управление регулирующим клапаном РКД на линии греющего пара;

перейти на питание деаэраторов паром от резервного источника;

убедиться в отсутствии утечек пара деаэраторов из-за подрыва предохранительных клапанов;

при резком увеличении поступления в деаэраторную колонку большого количества греющего пара, а увеличение холодной воды - производить постепенно;

в случае невозможности удержания давления в деаэраторе и происшедшим в следствии этого вскипания воды и срыве питательных насосов необходимо немедленно остановить питательные насосы и остановить блок.

. При появлении гидравлических ударов в деаэраторной колонке в следствии теплой нагрузке деаэраторов необходимо повысить температуру поступающих в колонки потоков конденсата. Если такой возможности нет, то следует уменьшить поступление холодных потоков путем разгрузки бака или перевести деаэраторы на работу с пониженным давлением.

Гидравлические удары могут возникнуть так же при нарушении внутренних устройств колонки. В этом случае необходимо остановить блок для осмотра и ремонта деаэраторов.

. При повышении содержания кислорода в питательной воде выше 10 мкг/кг (для б-ка 1-4), необходимо:

повторно выполнить химанализ деаэрированной воды;

проверить достаточность открытия вентилей на линии выпара и при необходимости увеличить их открытие;

при увеличение поступления в деаэрационные колонки холодных потоков применять меры к повышению их температуры или ограничить поступление холодных потоков;

в случае неисправности деаэрационной колонки остановить блок для ремонта деаэратора.

. Выброс воды из деаэратора может произойти в следствии тепловой перегрузки деаэраторов чрезмерного открытия вентилей на выпаре деаэраторов.

При тепловой перегрузки деаэраторов необходимо снизить нагрузку деаэраторов, увеличив температуру или снизив расход воды поступающей в колонки.

17. Экономическая часть проекта: расчет среднегодовых техико-экономических показателей

Литература

1. Паровые энергетические установки. Каталог, Москва, 1988г

2. Нормы технологического проектирования электрических станций. Москва,1981г

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 1996г

4. А.Д. Смирнов, К.М. Антипов "Справочная книга энергетика", изд. пятое 1987г

5. С.Л. Ривкин "Теплофизические свойства воды и водяного пара", изд. второе 1984г

6. Тепловые и атомные станции. Справочник под ред. В.А. Григорьева изд. второе, 1989г

7. Основное и вспомогательное оборудование ТЭС, часть III ВЗЭК, 1986г

8. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. 1973г

9. Выбор оборудования тепловых схем и их расчет. Нормативные указания. часть I, ВЗЭК 1985г

10.Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. 1977г

11.Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения ТЭС. часть II, 1985г

12.Каталог "Котельные агрегаты большой мощности"

13.Справочник "Термодинамические свойства воды и водяного пара" М. Энергоатомэздат 1984 г.

14.Ремонт котлов высокого давления. Беляев А.А. Энергоатомиздат 1989 г.