Оборудование электростанции

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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 °C;

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 Ро-13,8 МПа, tо-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]

n=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 Ро-13,8МПа, tо-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 °C, 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.

2. 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 °C 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 16 080×8640 мм. Стена топочной камеры экранированы газоплотными панелями, выполненными из труб диаметра 60×6 мм (сталь 20), между труб вварены полосы сечением 6×21,5 мм (сталь 20). Шаг между трубами 80 мм.

Фронтовой экран имеет ширину по осям труб 15 320 мм и состоит из панелей (10 шт). Каждая панель состоит из труб и двух коллекторов диаметром 219×40 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 20 000 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 23 700 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 24 278–85 и ГОСТ 26 948–86.

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 °C, 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 °C.

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 м? 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-80 100−13 013 с промышленным и теплофикационными отборами пара работает в блоке с барабанным котлом производительностью 500 тч. 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

tпр=150°С, tобр=70°С — температура прямой и обратной магистрали теплоснабжения (по заданию);

t1 — температура после нижнего сетевого подогревателя;

t2 — температура после верхнего сетевого подогревателя;

— энтальпия конденсата греющего пара верхнего и нижнего отопительного отбора;

hво, hно — энтальпия греющего пара верхнего и нижнего отопительного отбора;

Рво, Рно — 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]

Рно = 0,199 МПа

Рво = 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.

Подогреватель

Давление, МПа

Температура, оС

ПВД-7

4,57

421

ПВД-6

2,66

352

ПВД-5

1,27

267

Деаэратор

1,27

267

ПНД-4

0,447

169

ПНД-3

0,199

-

ПНД-2

0,094

-

ПНД-1

0,003

-

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 °C подогревается в ПСВ, греющим агентом в подогревателе является конденсатом с производства в количестве т/ч и температурой 75 °C.

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

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 Ро = 12,8 МПа и to=555°C находится энтальпия пара перед турбиной ho=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;

— коэффициент дросселирования диафрагмы теплофикационного отбора.

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 °C, в ПНД равным 3 °C.

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 Dв=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

101,92

=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 Рд=0,0082 МПа; tд = 42 °C, hд =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.

4. 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;

— 0,2 515 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 15×1м1Ф.

Трубопровод питательного тракта

м3/кс

м3

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

где

м3/кг при Мпа

м3

Необходимый объем расширителя 1 ступени:

м3

где Н = 1000 м32 -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

где =0,719 м3/кг

м3

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

Наименование

Типоразмер

Количество

ПНД-1

Встроен в конденсатор

1

ПНД-2

ПН-130−16−10-II

1

ПНД-3

ПН-200−16−7-I

1

ПНД-4

ПН-200−16−7-I

1

ПВД-5

ПВ-425−230−23-I

1

ПВД-6

ПВ-425−230−35-I

1

ПВД-7

ПВ-500−230−50-I

1

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 — 2000 м

Емкость колонки — 8,5 м2

Полезная емкость бака аккумулятора — 65 м3

Выбор оборудования конденсационной установки.

Конденсационная установка включает в себя

конденсатор

конденсатные насосы

эжектора

циркуляционные насосы

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

80-КЦС

Температура охлаждающей воды 20−25оС

Расход охлаждающей воды 8000 м3

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

— 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 1500 м3, 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

— 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

Типоразмер

Давление в паровом отсеке

МПа

Номинальный

расход воды

кг/с

Максимальная

температура на выходе оС

Гидравлическое

сопротивление при

номинальном расходе воды, МПа

ПСГ-1300−3-8-I

0,03?0,3

556

115

0,042

ПСГ-1300−3-8-II

0,03?0,3

556

120

0,042

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

— 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

м

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:

C 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

м3/ч — на холодильники подшипников

м3/ч — на маслоохладители

м3/ч — на газоохладители

м3

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 7560−13 332.

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

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой