79892

Расчет котельного агрегата Пп-1000-255ГМ (ТГМП-344)

Дипломная

Производство и промышленные технологии

НРЧ выполнена из четырех последовательных ходов вертикальных панелей, СРЧ и ВРЧ — из параллельно включенных панелей с горизонтально-подъемным движением среды. Между каждой частью экрана среда в пределах потока полностью перемешивается.

Русский

2015-02-15

2.11 MB

12 чел.

1 Выбор энергетических и водогрейных котлов

  1.  Выбор энергетических котлов

Согласно [1] принимается блочная схема станции.

Паропроизводительность энергетического котла блока:

,т/ч;                                       (1)

т/ч;

где:

− запас по производительности [1]

− расход на собственные нужды блока [1];

По параметрам пара турбины и виду топлива принимаем к установке котёл типа Пп-1000-25-545 ГМ (модель ТГМП-344) на начальные параметры Р0/t0=25/545 МПа/0С. Котёл предназначен для работы на мазуте.

1.2 Характеристика котельного агрегата Пп-1000-255ГМ (ТГМП-344)

Котельный агрегат Пп-1000-255ГМ предназначен для работы на мазуте и природном газе.

Котел прямоточный, на сверхкритические параметры пара с промперегревом, однокорпусный, выполнен по П-образной компоновке.

Топочная камера призматическая, открытая, является восходящим газоходом. В горизонтальном сечении по осям труб топка имеет 8,47 X 13,32 м.

В нижней части топочной камеры вводится рециркуляция газов. Газы на рециркуляцию отбираются перед воздухоподогревателем.

Топочная и поворотная камеры полностью экранированы трубами диаметром 32 мм с толщиной стенки 6 мм (сталь 12Х1МФ). Экраны по высоте разбиты на три последовательно включенные части: нижнюю (НРЧ), среднюю (СРЧ) и верхнюю (ВРЧ) радиационные части.

НРЧ выполнена из четырех последовательных ходов вертикальных панелей, СРЧ и ВРЧ — из параллельно включенных панелей с горизонтально-подъемным движением среды. Между каждой частью экрана среда в пределах потока полностью перемешивается.

В нижней части топочной камеры, на фронтовой и задней стенах, в два яруса размещены 16 турбулентных горелок. Б нижнюю часть топочной камеры рециркулируются дымовые газы, отбираемые за водяным экономайзером.

На выходе из топочной камеры расположен вертикальный ширмовый пароперегреватель, состоящий из двух последовательно включенных по газу и пару ступеней, выполненных из труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 6 мм (стали 12Х1МФ и 12Х18Н12Т).

В конвективном газоходе (опускная конвективная шахта) последовательно по ходу газов расположены: выходной пакет пароперегревателя высокого давления из труб диаметром 32 мм с. толщиной стенки 6 мм (сталь 12Х18Н12Т); промперегреватель из труб диаметром 42 мм с толщиной стенки 4 мм (сталь 12Х1МФ) —входная часть из труб диаметром 50 мм с толщиной стенки 4 мм (сталь 12Х1МФ) и диаметром 42 мм с толщиной стенки 4 мм (сталь 12Х1М.Ф)—выходная часть; водяной экономайзер из труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 6 мм (сталь 20).

Среда высокого давления от входа до выхода из котла движется двумя неперемешивающимися потоками. Перебросы с одной стороны котла на другую не предусматриваются. Внутри каждого потока среда полностью перемешивается, и каждый поток имеет автономное регулирование. Котел снабжен пусковыми встроенными сепараторами.

Температура перегрева пара высокого давления регулируется впрыском питательной воды. Впрыскивающие пароохладители устанавливаются за верхней радиационной частью и перед конвективным пароперегревателем высокого давления.

Тракт промперегревателя — двухпоточный. Температура пара промперегрева регулируется изменением расхода рециркулирующих газов и впрыском.

Для подогрева воздуха на котле применены два регенеративных вращающихся воздухоподогревателя диаметром 8,8 мм, вынесенных за пределы котельной.

Обмуровка — щитовая, крепится к металлическому каркасу котла, не связанному со строительными конструкциями котельной.

Для очистки конвективных поверхностей нагрева от загрязнений предусмотрена дробеструйная установка, а для регенеративного воздухоподогревателя — обдувка и обмывка.

Котел снабжен необходимой арматурой, устройствами для отбора проб пара и воды, а также контрольно-измерительными приборами. Процессы питания котла, регулирования температуры перегретого пара и горения автоматизированы. Предусмотрены средства тепловой защиты.

  1.  Выбор водогрейных котлов

Выбор производят по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение:

ГДж/ч;                                            (2)

ГДж/ч.

Согласно стандартному унифицированному ряду к установке принимаем водогрейный котёл типа КВ-ГМ-180-150 в количестве:

, шт.;                                                        (3)

, шт.

1.4 Описание турбоустановки Т-250/300-240

 Турбина имеет номинальную мощность 250 МВт при начальных параметрах 23,5 МПа и 5400С. Номинальная тепловая нагрузка 384 МВт, расчётное давление в конденсаторе 5,8 кПа. Частота вращения 50 1/с. Турбина имеет ступенчатый теплофикационный отбор: в верхнем отборе давление изменяется в пределах от 60 до 200 кПа, а нижнем – от 50 до 150 кПа.

 Турбина выполнена на сверхкритические параметры пара. Высокое давление потребовало введение промежуточного перегрева пара до 5400С для снижения влажности в последних ступенях турбины; при этом получается выигрыш и в экономичности.

 Промежуточный перегрев пара в турбоустановке Т-250/300-240 потребовал блочной компоновки. Максимальную мощность 300 МВт турбина развивает при конденсационном режиме.

 Свежий пар по двум паропроводам диаметром 200мм подводится к двум блокам клапанов, расположенным рядом с турбиной. Каждый блок состоит из стопорного и трёх регулирующих клапанов, от которых десятью гибкими трубами пар подаётся в четыре сопловых сегмента, вваренных во внутренний корпус ЦВД. Парораспределение турбины – сопловое.

 Во внутреннем корпусе ЦВД расположены одновенечная регулирующая и шесть нерегулируемых ступеней, пройдя которые, пар поворачивает на 1800 и расширяется в шести ступенях, расположенных в наружном корпусе ЦВД.

 Пар покидает ЦВД и двумя трубами диаметром 450мм направляется в промежуточный пароперегреватель, из которого с параметрами 3,68 МПа и 5400С поступает к двум блокам стопорных и регулирующих клапанов, подающих пар в ЦСД-1 по двум патрубкам, расположенным в нижней половине корпуса.

 ЦСД-1 имеет 10 нерегулируемых ступеней. Из ЦСД-1 пар по двум выходным патрубкам, расположенным в нижней половине корпуса, поступает в две ресиверные трубы, из которых по четырём паровпускным патрубкам, расположенным в нижней половине корпуса по краям последнего, входит в ЦСД-2; таким образом, в цилиндр входит два потока пара, однако в отличие от обычной схемы двухпоточного цилиндра пар направляется к середине цилиндра.

 После расширения в четырех ступенях ЦСД-2 пар поступает в камеру, из которой осуществляется верхний теплофикационный отбор двумя трубами в каждом потоке из нижней половины корпуса. После двух последних ступеней потоки пара сливаются в один. Значительная часть пара по четырём паропроводам направляется в сетевой подогреватель (нижний теплофикационный отбор), а остальной пар по двум перепускным трубам, расположенным в верхней части корпуса, с давлением 50÷150 кПа поступает в ЦНД.

 ЦНД – двухпоточный с тремя ступенями в каждом потоке. На входе в каждый поток установлена одноярусная поворотная диафрагма. Обе диафрагмы приводятся одним сервомотором.

 Регенеративная система включает пять ПНД, деаэратор и три ПВД. Температура питательной воды 2740С. Питательный насос приводится паровой турбиной, питаемой из первого нерегулируемого отбора ЦСД-2.

 Установка для подогрева сетевой воды использует тепло двух ступеней теплофикационного отбора и отсоса пара из уплотнений. При номинальном режиме установка обеспечивает нагрев 5390т/ч воды примерно с 35 до 1000С.

 Валопровод турбоагрегата состоит из пяти роторов. Роторы ЦВД и ЦСД-1 соединены жёсткой муфтой, полумуфты которой откованы заодно с валом. Между этими роторами со стороны ЦВД помещен один комбинированный подшипник. Роторы ЦСД-1 и ЦСД-2, а так же ЦСД-2 и ЦНД соединены полугибкими муфтами. Для присоединения ротора турбины к генератору использована жесткая муфта.

 Турбина имеет единственный фикспункт, образованный пересечением осей продольных шпонок ЦНД, расположенных на опорном поясе, и двух поперечных шпонок, установленных на опорном поясе в зоне выходного патрубка, смежного с генератором. От фикспункта вдоль продольных шпонок происходит тепловой расширение всех цилиндров и корпусов подшипников.

2 Расчет тепловой схемы турбоустановки

               2.1 Описание принципиальной тепловой схемы    

           Пар из парового котла поступает через стопорный клапан турбины в ЦВД, который имеет 2 отбора. Из регенеративных  отборов 1, 2 пар направляется в ПВД8 и ПВД7. Затем пар, отработавший в ЦВД турбины забирается на пром . перегрев и после этого подается ЦНД. Из отбора 3 ЦСД пар поступает в ПВД6, а также из отбора 4 пар поступает в деаэратор, из 5 отбора пар поступает в ПНД5. В ПНД4, ПНД3 и ПНД2 пар поступает из ЦНД которой делится на два отдельных цилиндра, а также из отборов ЦНД1 поступает в сетевые подогреватели ПСГ–2 и ПСГ–1, в которых он нагревает сетевую воду движущуюся через ПСГ-1 и ПСГ-2, за счет напора создаваемого сетевым насосом первого подъема. Так же из отборов ЦНД1 пар берется на собственные нужды и отводится к второму блоку.

        Затем пар, совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в двухпоточный конденсатор, где он охлаждается  и конденсируется, отдавая свою теплоту циркуляционной охлаждающей воде. Конденсатным насосом конденсат из конденсатора подается в охладитель пара из эжектора и охладитель пара концевых уплотнений турбины. Далее основной конденсат поступает в ПНД1, встроенный в конденсатор, где он подогревается паром из отбора ЦНД турбины, а конденсат греющего пара поступает в конденсатор. Затем основной конденсат проходит через сальниковый подогреватель, где подогревается за счет теплоты пара из концевых уплотнений, а греющий пар после охлаждения и конденсаций поступает в конденсатор. Пройдя сальниковый подогреватель конденсат нагревается в группе подогревателей низкого давления ПНД2, ПНД3 и ПНД4.

 Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого давления, поступает в деаэратор. В деаэраторе осуществляется термическая деаэрация основного конденсата, который после деаэратора называется питательной водой. Питательным насосом, имеющим электропривод, питательная вода подается в группу подогревателей высокого давления. В ПВД применяется каскадный слив дренажа греющего пара. После ПВД питательная вода поступает в паровой котел.

 Турбина Т-250/300-240 имеет сетевую установку состоящую из подогревателей ПСГ1, ПСГ2, сетевые насосы 1 и 2 ступени и пиковый водогрейный котел.            

2.2 Построение процесса расширения пара в турбине

Энтальпия пара перед турбиной находится по параметрам свежего пара перед стопорными клапанами турбины Р0=23,54 МПа, t0=540°C, h0=3321 кДж/кг [ 2, таб. 3,5].

Давление пара перед соплами регулирующей ступени:

МПа, (†)

где:

− КПД дросселирования, учитывая потери давления в стопорных клапанах, перепускных трубах, регулирующих клапанах.

Точка состояния пара в первом отборе т. 1 находится по значениям давления и температуры: Р1=5,76 МПа, t1=345°C [ 2, таб. 3.6]. Энтальпия первого отбора на ПВД-8 h1 = 3026 кДж/кг.

На h,s-диаграмме точка состояния пара во втором отборе т.2 на ПВД-7 определяется по значениям давления и температуры: Р2=4,07 МПа, t2=300 °C     [ 2, таб. 3.6]. Энтальпия пара второго отбора h2=2956 кДж/кг.

После второго отбора пар поступает на промежуточный перегрев.

Точка состояния пара в начале процесса в цилиндре среднего давления определяется на h,s-диаграмме по значениям давления и температуры: Р3=3,68 МПа, t3=540 оС [ 2, таб. 3.6].

На h,s-диаграмме точка состояния пара в третьем отборе т.3 на турбопривод определяется по значениям давления и температуры: Р3=2,48 МПа, t3=485 оС  [ 2, таб. 3.6]. Энтальпия пара третьего отбора h3=33425 кДж/кг

Точка состояния пара в четвертом отборе т.4 на ПВД-6 определяется на h,s-диаграмме по значениям Р4=1,69 МПа, t4=435°C [ 2, таб. 3.6]. Энтальпия пара четвертого отбора h4=3020 кДж/кг.

На h,s-диаграмме точка состояния пара в пятом отборе т. 5 на деаэратор определяется по значениям давления и температуры: Р5=1,00 МПа, t5=365°C          [ 2, таб. 3.6]. Энтальпия пара пятого отбора h5=3189 кДж/кг.

На h,s-диаграмме точка состояния пара в шестом отборе т. 6 на ПНД-5 определяется по значениям давления и температуры: Р6=0,559 МПа, t6=340°C            [2, таб. 3.6].   Энтальпия пара пятого отбора h6=3145 кДж/кг.

На h,s-диаграмме точка состояния пара в седьмом отборе т. 7 на ПНД-4 определяется по значениям давления и температуры: Р7=0,28 МПа, t6.=230°C         [2, таб. 3.6]. Энтальпия пара седьмого отбора h7=2927 кДж/кг.

На h,s-диаграмме точка состояния пара в восьмом отборе т.8 на ПНД-3 определяется по значениям давления и температуры: Р8=0,093 МПа, t8=135°C           [2, таб. 3.6].  Энтальпия пара восьмого отбора h8=2747 кДж/кг.

На h,s-диаграмме точка состояния пара в девятом  отборе т.9 на ПНД-2 определяется по значениям давления: Р9=0,559 МПа, [2, таб. 3.6]. Энтальпия пара девятого отбора h9=2560 кДж/кг.

Энтальпия пара в конденсаторе определяется на h,s-диаграмме по давлению пара в конденсаторе :РК=0,0049 МПа             [2, таб. 3.5]. Энтальпия пара в конденсаторе: hк=2400 кДж/кг.

2.3 Определение расхода пара на элементы тепловой схемы

2.3.1 Определение параметров конденсата греющего пара, основного конденсата и питательной воды

Температура питательной воды для ПВД и основного конденсата для ПНД определяем из условия равномерного подогрева в каждом подогревателе данной группы.

кДж/кг                                         (12)

кДж/кг                                         (13)

где:

- энтальпия  питательной воды на входе в котел (за ПВД-8), находим по tпв=263 ºС и давлению питательного насоса Рн=34 МПа.

==1102 кДж/кг

- энтальпия питательной воды за питательным насосом,

кДж/кг                                         (14)

- энтальпия воды в деаэраторе при Рд=0,69 МПа.

кДж/кг

- повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе.

кДж/кг                               (15)

где:

- внутренний относительный КПД питательного насоса ,

=0,81

- средний удельный объем питательной воды при среднем давлении в насосе.

МПа                                               (16)

где:

Рб- давление на напоре бустерного насоса,

Рб=2,2 МПа

Рн- давление создаваемое питательным насосом

Рн=34 МПа

МПа

=0,0011 м3/кг

кДж/кг

кДж/кг

Повышение энтальпии в каждом ПВД при условии равномерного прогрева:

кДж/кг

Энтальпия питательной воды:

за ПВД-6      кДж/кг                               (17)

за ПВД-7      кДж/кг                               (18)

Энтальпия основного конденсата за ПНД определяется по температуре основного конденсата и давлению, создаваемым конденсатным насосом.

Для подачи в деаэратор с Рд=0,69 МПа давление, создаваемое конденсатным насосом, должно быть Ркн=1,2÷1,6 МПа.

Температура основного конденсата за ПНД определяется из условия устойчивой работы деаэратора на =10÷40 ºС ниже температуры насыщения при Рд=0,69 МПа.  =164,4 ºС, =14,4 ºС

ºС                                         (19)

кДж/кг [3, таб. 3]

Температура конденсата перед группой ПНД определяется по температуре насыщения конденсата при давлении в конденсаторе.

ºС-температура насыщения при Рк=0,0049 МПа [3, таб. 2]

Энтальпия конденсата:

кДж/кг [3, таб. 2]

Нагрев основного конденсата в каждом ПНД по условию равномерного подогрева:

кДж/кг

Энтальпия конденсата:

за ПНД-1    кДж/кг

за ПНД-2    кДж/кг

за ПНД-3    кДж/кг

за ПНД-4    кДж/кг

за ПНД-5    кДж/кг

Таблица 1 Параметры воды и водяного пара

N

Пар

Конденсат

Вода

Р, МПа

t, оС

h, кДж/кг

tн, оС

h`,  кДж/кг

tв, оС

Рв, МПа

hв, кДж/кг

0

23,54

540

3321

-

-

-

-

-

0`

22,6

540

3321

-

-

-

-

-

1

5,76

345

3022

-

-

-

-

-

ПВД 8

5,3

3022

273

1178

263

34

1102

2

4,07

300

2956

-

-

-

-

-

ПВД 7

3,79

2956

252

1096

229

34

979

2

3,68

540

3539

-

-

-

-

-

3

2,48

485

3425

-

-

-

-

-

ПТН

2,31

3425

-

-

-

-

-

4

1,69

435

3329

-

-

-

-

-

ПВД 6

1,57

3329

199

872

200

34

856

5

1,0

365

3189

-

-

-

-

-

Д

0,69

3189

164

697

164

0,7

697

6

0,559

340

3145

-

-

-

-

-

ПНД 5

0,52

3145

156

659

150

1,5

632

7

0,28

230

2927

-

-

-

-

-

ПНД 4

0,251

2927

131

551

121

1,5

507,8

ПСВ

0,251

2927

119

499,5

114

8

0,093

135

2747

-

-

-

-

-

ПНД 3

0,085

2747

97

405

92

1,5

383,5

ПСН

0,085

2747

98

406,4

92

9

0,027

70

2560

-

-

-

-

-

ПНД 2

0,019

2560

69

289

57

1,5

237

10

0,0049

2400

-

-

32,5

-

136

2.3.2 Определение давления пара в верхнем и нижнем отопительном отборах турбины.

 

 

 

 

 

Рисунок   Схема потоков теплофикационной установки турбоагрегата                     Т- 250/300-240

            t- температура сетевой воды;

            tобр – температура в обратной магистрали (задаёмся) 70 ºС;

 tпр – температура в прямой магистрали – 150ºС;

 t1 – температура после нижнего сетевого подогревателя;

 t2 - температура после верхнего сетевого подогревателя;

hно, hво – энтальпии конденсата греющего пара нижнего и верхнего отборов соответственно;

Pн, Pв – давление в нижнем и верхнем отопительных отборах.

Количество теплоты, отпускаемое ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение,

  ,                                        (20)

где :

- расход сетевой воды;

С=4,19 кДж/(кг∙К) – теплоемкость воды;

Тогда получим:

т/ч

Количество сетевой воды проходящей через подогреватели одной турбоустановки

  , т/ч                                                  (21)

Для турбоустановки Т-250/300-240 номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов составляет 1383 ГДж/кг. [2, таб. 3,15]

  ,ГДж/ч                                                 (22)

Определим из данной формулы t2:

                                        (23)

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

                                

                                       (24)

                                                             (25)

Недогрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара принимаем равным  

Следовательно,

ºС

ºС

Определяем давления в верхнем и нижнем теплофикационных отборах

 МПа, [3, таб. 1]

МПа, [3, таб. 1]

По h,s-диаграмме находим энтальпии пара в верхнем и нижнем отборах:

кДж/кг,

кДж/кг.

По значениям  и  находим энтальпию конденсата греющего пара ВСП и НСП

кДж/кг, [3, таб. 2]

кДж/кг, [3, таб. 2]

Определяем расход пара на сетевой подогреватель нижнего отбора

Уравнение теплового баланса

   (26)


где - КПД  учитывающий потери ПСВ.

Определяем расход пара на сетевой подогреватель верхнего отбора

Уравнение теплового баланса

(27)

2.3.3 Расчет группы ПВД

Расход питательной воды

 кг/с                                             (28)

G0- номинальный расход пара на турбину

кг/с

- утечки пара, отнесенные к участку между котлом и турбиной

кг/с

а) Расчет ПВД-8

                                               

                             Уравнение теплового баланса:

                       (29)

                          

Рисунок   Схема потоков ПВД-8

                

 

Расчет ПВД-7  

            Уравнение теплового баланса:

                          (30)

G1+G2                                                 

Рисунок   Схема потоков ПВД-7

                                                                                                                                         Расчет ПВД -6

Уравнение теплового баланса:

                               (31)

 

                                    

                             

Рисунок   Схема потоков ПВД-6

                 

Расход конденсата ПВД на деаэратор:

кг/с                          (32)

 

2.3.4 Расчет расхода пара на приводную турбину

                (33)

- полезно использованный теплоперепад турбопривода, по h,s- диаграмме.

2.3.5 Расчет деаэратора питательной воды

   

                  

               

                      

Рисунок   Схема потоков деаэратора питательной воды

Конденсат поступает в деаэратор в количестве:

 кг/с                                                 (34)

кг/с

Уравнение теплового баланса:

                               (35)

кг/с

кг/с

2.3.6 Расчет ПНД

                                                                                       

                                                                                                                     

                                                                               

     

                            

 Рисунок   Схема потоков группы ПНД

  

 

Расчет ПНД-5

               

           Уравнение теплового баланса:

(36)

 

кг/с

кг/с

кг/с

Расчет ПНД-4

Уравнение теплового баланса:

                            (37)

кг/с

кг/с

кг/с

Расчет ПНД-3

Уравнение теплового баланса

             (38)

кг/с

Расчет ПНД-2

                Уравнение теплового баланса

                                       (39)

 

кг/с

ПНД-1 считаем условно отключенным т.к. в данной тепловой схеме он выполняет роль охладителя концевых уплотнений.

Расход пара в конденсатор.

кг/с                                                (40)

  кг/с

2.4 Баланс мощностей

Мощность потоков пара в турбине

МВт                                                    (41)

МВт

Электрическая мощность турбогенератора

МВт                                              (42)

3 Выбор вспомогательного оборудования ТЭС

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

К установке принимаем конденсационное устройство К-14000-1, поставляемое в комплекте с турбиной  [2, таб. 3.15] :   

Таблица 3.1 Основные технические характеристики конденсатора          [2, таб. 3,16]

Площадь поверхности охлаждения одного конденсатора,м2

13800

Число ходов по воде

2

Удельная паровая нагрузка, кг/м2ч

38,7

Кратность охлаждения всей    конденсационной группы

52,3

Температура охлаждающей воды, 0С

20

Давление пара в конденсаторе, кПа

6,4

Гидравлическое сопротивление по водяной стороне, кПа

54,91

К установке принимаем основной эжектор ЭПО-3-200 в количестве 2 шт., поставляемые в комплекте с турбиной  [2, таб. 3.15] :

Таблица 3.2 Основные технические характеристики основного эжектора [2, таб. 5,13]

Производительность на сухом воздухе, кг/ч

210 при tохл=250С

Давление перед ступенью при эжектировании сухого воздуха, кПа

5,0

Давление пара перед соплами, МПа

0,51

Температура пара перед соплами, 0С

155

Расход рабочего пара, кг/ч

296

К установке принимаем группу регенеративных подогревателей низкого давления, поставляемых в комплекте с турбиной  [2, таб. 3.15]

1) ПН-400-26-2-IV;

2) ПН-400-26-7-II;

3) ПН-400-26-7-II;

4) ПН-400-26-7-II;

5) ПН-400-26-7-I;

Таблица 3.3 Основные технические  характеристики подогревателей низкого давления [2, таб. 3,17]

ПН-400-26-2-IV

ПН-400-26-7-II

ПН-400-26-7-I

Площадь поверхности теплообмена, м2

400

400

478

Номинальный массовый расход воды, кг/с

208,3

208,3

208,3

Расчётный тепловой поток, МВт

15,7

26,7

20,9

Максимальная температура пара, 0С

300

400

400

Гидравлическое сопротивление при номинальном расходе воды, МПа

0,045

0,045

0,1

Завод-изготовитель

СЗЭМ

СЗЭМ

СЗЭМ

К установке принимаем группу регенеративных подогревателей высокого давления, поставляемых в комплекте с турбиной  [2, таб. 3.15]

1)ПВ-900-380-18;

2)ПВ-1200-380-43;

3)ПВ-900-380-66.

Таблица 3.4 Основные технические характеристики подогревателей высокого давления [2, таб. 3,18]

ПВ-900-380-18

ПВ-1200-380-43

ПВ-900-380-66

Площадь поверхности теплообмена:

Полная зона, м2

992

1203

980

Зоны ОП, м2

101

125

101

Зоны ОК, м2

152

188

75

Номинальный расход воды, кг/с

263,9

263,9

263,9

Расчётный тепловой поток, МВт

20,1

34,7

19,1

Максимальная температура пара, 0С

475

335

390

Гидравлическое сопротивление при номинальном расходе воды, МПа

0,14

0,18

0,14

3.2  Выбор деаэратора

Выбираем деаэратор повышенного давления типа ДП-500 в количестве 2 шт. и 1 деаэраторный бак БД-65-1 [2, таб. 3,22]  геометрической вместимостью 78 м3.

Таблица 3.5 Основные технические характеристики деаэратора повышенного давления [2, таб. 3,22]

Номинальная производительность, кг/с

138,9

Рабочее давление, МПа

0,69

Давление, допустимое при работе предохранительных клапанов, МПа

0,85

Пробное гидравлическое давление, МПа

1

Рабочая температура, 0С

164,2

  1.  Выбор конденсатных насосов

Так как турбина Т-250/300 работает с прямоточным котлом, то для обеспечения качества конденсата необходима установка БОУ (блочная обессоливающая установка). Тогда устанавливаются насосы двух ступеней, из которых на I-ой ступени − насосы обессоливающей установки (НОУ), а на II − основные конденсатные насосы.

В качестве насосов НОУ к установке принимаем насосы типа КСВ-500-85 [2, таб. 5,13] в количестве трёх, два из которых рабочих (подача каждого 50%), а один резервный.

Таблица 3.6 Основные технические характеристики конденсатных насосов НОУ [2, таб. 3,22]

Подача, м3

500

Напор, м

85

Частота вращения, об/мин

1000

Потребляемая мощность, кВт

154

Завод-изготовитель

ПО “Насосэнергомаш”

К.п.д. насоса, %

75

По [2, таб. 5.13] к установке в качестве основных конденсатных насосов принимаем 2 насоса КСВ-500-220, один из которых резервный, а другой рабочий.

Таблица 3.7 Основные технические характеристики основных конденсатных насосов [2, таб. 3,22]

Подача, м3

500

Напор, м

220

Частота вращения, об/мин

1500

Потребляемая мощность, кВт

400

Завод-изготовитель

ПО “Насосэнергомаш

К.п.д. насоса, %

75

3.4 Выбор питательных насосов

К установке [2, таб. 5,13]  выбирается насос ПТН-1100-350,

Таблица 3.8 Основные технические характеристики главного питательного насоса [2, таб. 5,4]

Подача, м3

1100

Напор, м

3500

Частота вращения, об/мин

4700

Тип и мощность привода

Р-12-22П ПО  “Пролетарский завод”

Завод-изготовитель

ПО “Пролетарский завод

К.п.д. насоса, %

81

 По условиям [1]  необходимо так же принять к установке пускорезервный насос с подачей 50% от номинальной нагрузки ПТН.

В качестве пускорезервного  к установке  [2, таб. 5,13] принимаем насос типа ПЭ 580-185/220 в количестве одного без резерва.

Таблица 3.9 Основные технические характеристики пускорезервного насоса [2, таб. 5,3]

Подача, м3

580

Напор, м

185

Частота вращения, об/мин

2900

Потребляемая мощность, МВт

3650

Завод-изготовитель

ПО “Пролетарский завод

К.п.д. насоса, %

80

3.5 Расчёт и выбор баков запаса обессоленной воды  и насосов к ним

Определяем ёмкость баков:

м3;                                         (43)

м3.

К установке [1] принимаем 1 бак  ёмкостью 4000 м3.

I-ое условие [1]:

т/ч,                                     (44)

где:

=0,01   [1].

т/ч.

II-ое условие [1]:

т/ч;                                                (45)

т/ч.

По II-ому условию к установке принимаем 3 насоса Д-800-57

Подача, м3

800

Напор, м

57

Допустимый кавитационный запас, м

5,0-3,8

Частота вращения, об/мин

1470

К.п.д. насоса, %

82

Завод-изготовитель

ПО Ливгидромаш

Таблица 3.10 Основные технические характеристики насоса Д-800-57  [2, таб. 5,2]

3.6 Расчёт и выбор баков слива из котлов и насосов к ним.

К установке принимаем бак ёмкостью 60 м3 в количестве 1 на станцию [1].

В качестве насоса, к установке принимаем насос К-45/30(3К-9) [1].

Таблица 3.11 Основные технические характеристики пускорезервного насоса [2, таб. 5,1]

Подача, м3

45

Напор, м

30

Частота вращения, об/мин

2900

Потребляемая мощность, МВт

5,4

Завод-изготовитель

ПО “Пролетарский завод

К.п.д. насоса, %

70

3.7 Расчет и выбор тягодутьевых машин

3.7.1 Определение часового расхода топлива энергетических котлов

На проектируемой ТЭЦ в качестве основного топлива мазут М-100 малосернистый.

Расчетные характеристики мазута [4, таб.I]:

 

Часовой расход топлива одним котлоагрегатом:

т/ч,                                                (46)

где:

− полное количество тепла, полезно отданного в котлоагрегат, кДж/кг:

кДж/кг,                 (47)

где:

− количество выработанного перегретого пара (равно паропроизводительности котлоагрегата),т/ч;

− энтальпия перегретого пара, кДж/кг:

кДж/кг;

− энтальпия питательной воды:

кДж/кг;

− расход вторичного пара, т/ч;

т/ч;

− энтальпия пара после промперегрева, кДж/кг,

кДж/кг;

− энтальпия пара до промперегрева, кДж/кг,

кДж/кг;

кДж/кг;

− располагаемое тепло топлива, кДж/кг,

     кДж/кг                                           (48)

где:

− низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

− тепло, внесенное с поступающим в котлоагрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отборным паром, отработанным теплом и т.д., кДж/кг.

кДж/кг                (49)

- физическое тепло топлива, кДж/кг;

 кДж/кг                                                           (50)

где:

 - теплоемкость мазута , ккал/кг ºС

- температура мазута, ºС 

 кДж/кг

 кДж/кг

− к.п.д. брутто котлоагрегата, %;

, %,                                                 (51)

где:

− суммарная потеря тепла котлоагрегатом, %;

%,                                    (52)

где:

− потеря тепла с уходящими газами, %:

,                             (53)

где:

− теплосодержание уходящих газов, кДж/кг:

кДж/кг,                           (54)

где:

− теплосодержание газов [4, таб. XIV], кДж/кг;

кДж/кг;

− теплосодержание теоретически необходимого воздуха [4, таб. XIV]

кДж/кг;

− избыток воздуха на участке:

,                                    (55)

где:

− коэффициент избытка воздуха в топке [4, табл.XVIII]:

;

− величина присосов воздуха в топке [4, табл.XVI]:

;

− величина присосов воздуха в ВП [4, табл.XVI]:

;

− величина присосов воздуха в ЭК [4, табл.XVI]:

;

,

кДж/кг,

− потери тепла от механического недожога ,%;

;

;

− потеря тепла от химического недожога [4, табл. XVII], %

− потеря тепла от наружного охлаждения [4, рис.5-1]%,

;

%,

, %,

т/ч.

3.7.2 Определение часового расхода топлива пиковых водогрейных котлов

т/ч,                                              (56)

где:

− нагрузка ПВК при средней температуре самого холодного месяца, ГДж/ч,

− низшая рабочая теплота сгорания мазута. [4, табл. I]:

кДж/кг;

− к.п.д. ПВК. Принимается равным 87,3%.

ГДж/ч,                                       (57)

где:

− нагрузка теплофикационного отбора, ГДж/ч:

ГДж/ч                                                 (58)

ГДж/ч

− нагрузка ТЭЦ при средней температуре самого холодного месяца, ГДж/ч:

ГДж/ч,                                      (59)

где:

− внутренняя расчетная температура помещения,0С. Согласно санитарным нормам принимается 180С;

− средняя температура самого холодного месяца,0С:

[8];

− наружная расчетная температура,0С:

[8];

ГДж/ч;

ГДж/ч;

т/ч;

3.7.3 Расчет и выбор дымососа

Определяем расчетную производительность машины:

м3/ч,                                                (60)

где:

− коэффициент запаса по производительности. Принимается равным 1,1 [1];

− расход газа или воздуха при номинальной нагрузке котла:

м3/ч,                               (61)

где:

− расчетный расход топлива. Принимается равным B,так как при сжигании мазута отсутствуют потери от механического недожога:

т/ч;

− присосы воздуха в газоходах и золоуловителе на участке выход из ВП − вход в дымосос. Принимается [4, таб. XVI];

=0,14;

− температура дымовых газов у дымососа. Принимается при величине >0,1 равной температуре газов за ВП  [4, прил. II. Б]:

0С

− барометрическое давление, которое принимается  в зависимости от высоты местности над уровнем моря [5, рис. 2.6]. Если высота над уровнем моря меньше 100 м, то  мм. рт. ст.

Определяем коэффициент избытка воздуха уходящих газов:

                                           (62)

=1,1  [4, таб. XX];

=0,03 [4, таб. XVI];

=0,03 [4, таб. XVI];

=0,02 [4, таб. XVI];

=0,2 [4, таб. XVI];

Определяем объем продуктов сгорания на 1 кг топлива:

нм3/кг;                                (63)

[4, таб. XI];

[4, таб. XI];

м3/кг;

м3/ч;

м3/ч;

Определяем приведенное расчетное полное давление машины:

, кгс/см2,                                              (64)

где:

− коэффициент приведения расчетного давления машины к условиям, для которых построена заводская характеристика машины:

,                                                 (65)

где:

− плотность газов при 00С и 760 мм. рт. ст.

, кгсс24                                                     (66)

 [5, рис. VII-26];

кгсс24

Т − абсолютная температура газа у дымососа:

Т=129+273=402 К;

Тзав − абсолютная температура воздуха, определяется по заводским характеристикам машин [5, рис. VII-30÷VII-36]:

Тзав=100+273=373 К

− расчетное полное давление машины, которое рассчитывается:

, кгс/м2                                                       (67)

− коэффициент запаса по давлению. Принимается равным 1,2м [1];

− приведенное полное давление машины. Принимается равным 300 кгс/м2.

кгс/см2.

К установке принимаем  дымосос типа ДОД−31,5 в количестве 12-х (по 2 дымососа на котел) [1].

Таблица 3.12 Основные технические характеристики дымососа       ДОД-31,5 .

Подача, м3

725000

Напор, м

360

Частота вращения, об/мин

496

Потребляемая мощность, кВт

790

Температура газов,

100

К.п.д. дымососа , %

82,5

3.7.4 Расчет и выбор вентилятора.

Количество воздуха, перекачиваемое вентилятором:

м3                            (68)

м3 

Находим расчетную производительность вентилятора.

м3/ч                                                              (69)

м3

Определяем приведенное полное расчетное давление вентилятора

кгс/м2                                                                 (70)

                                                        (71)

 кгс·с24

Т – абсолютная температура воздуха в К.

К                                                 (72)

Тзав – абсолютная температура по заводским характеристикам машины.

К

Полное давление вентилятора.

кгс/м2

К установке принимаем вентилятор типа ВДН-26-Пу [5, рис.7–36] в количестве 12 (по 2 на котел).

Таблица 3.13 Основные технические характеристики дымососа       ДОД-31,5 [5,]

Подача, м3

350

Напор, м

460

Частота вращения, об/мин

740

Потребляемая мощность, кВт

630

Температура газов,

30

К.п.д. дымососа , %

83

4 Выбор оборудования топливного хозяйства ТЭЦ

4.1 Описание мазутного хозяйства ТЭЦ.

 

Рисунок   Принципиальная схема мазутного хозяйства

1-цистерна; 2-лоток приемно-сливного устройства; 3- фильтр-сетка; 4-приемный резервуар; 5- перекачивающий насос; 6-основной резервуар; 7-насос первого подъема; 8-основной подогреватель мазута; 9-фильтр тонкой очистки мазута; 10-насос второго подъема; 11-регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12-насос рециркуляции; 13- фильтр очистки резервуара; 14-подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15-подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка.

Для разогрева мазута и слива мазута из цистерн могут применятся как сливные эстакады разогрева мазута открытием паром или горячим мазутом, так и закрытые сливные устройства - тепляки. Разогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляются в приемную емкость, перед которой установлены грубый фильтр-сетка. На дне лотков укладывают паровые трубы.

Приемно-сливное устройство рассчитывают на прием цистерн грузоподъемностью 60 и 120 т. Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства составляет не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут перекачивается насосами наружного типа в мазутохранилище.

Когда мазут является резервным видом топлива вместимость мазутохранилища – десятисуточный расход топлива.

Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогревают циркуляционным способом по отдельному контуру. Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища не должна превышать 90 ОС .

Оборудование основного мазутохозяйства должно обеспечивать непрерывную подачу мазута в котельное отделение при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью. Мазут из основного подается к котлам по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рециркуляции.

Резервным топливом на ТЭЦ является природный газ, а следовательно, предусматривается ГРП.

                          4.2 Расчет и выбор емкости мазутохранилища

Исходя из доставки мазута по железной дороге запас резервуара принимается равным 15 суток [1].

, м3,                      (73)

где:

− часовой расход топлива энергетическим котлом, т/ч;

− количество энергетических котлов, шт.;

− запас мазута в мазутохранилище на энергетические и водогрейные котлы, сут. (принимаем согласно [1]);

− удельный вес мазута, принимается равным 1;

− число ПВК, шт.;

− часовой расход топлива ПВК при средней температуре самого холодного месяца, т/ч:

м3.

По стандартному ряду принимаем три емкости по 20000  м3 .

4.2 Расчет и выбор типа и количества основных мазутных насосов

Производительность основных мазутных насосов определяется:

м3/ч,                            (74)

где:

− коэффициент, учитывающий рециркуляцию мазута. Принимается в пределах 1,1÷1,4;

− удельный объем мазута. Принимается равным 1 м3/ч ;

м3/ч.

При использовании механических форсунок, применяется 2-хступенчатая схема подачи мазута. Давление мазута после 1-й ступени: 2 МПа, после 2-й: 3,5 МПа. Исходя из этого к установке на 1-ю ступень  принимаем 5 насоса 8Н-5х3 , из них один ремонтный и один резервный.

Технические характеристики насоса 8Н-5х3  7 [7, таб. 6.7]

- Подача, м3

200

- Напор, м

200

- Частота вращения, об/мин

3000

- Мощность двигателя, кВт

150

На 2-ю ступень по [7 таб. 6.7] к установке принимаем 5 насоса 6Н-5х3, из них один ремонтный, а один резервный.

Технические характеристики насоса 6Н-5х3 [7 таб. 6.7]

- Подача, м3

200

- Напор, м

320

- Частота вращения, об/мин

3000

- Мощность двигателя, кВт

150

4.3 Расчет и выбор основных мазутопроводов

Подача мазута к энергетическим и водогрейным котлам из основного мазутного хозяйства производится по двум магистралям, причем каждая из них рассчитывается на 75% номинальной производительности и с учетом рециркуляции.

1) Определяем диаметр мазутопроводов из мазутного хозяйства

, мм , где                                        (75)

- расход мазута в котельную

- скорость мазута в мазутопроводе. Принимается 1,5-2 м/с

, мм

В качестве мазутопровода, к установке принимаем согласно ГОСТ 14-30-460-75 стандартную трубу из сортамента со следующими характеристиками:

                                300 мм

                          321х10

Материал                     Сталь 20

4.5 Расчет и выбор типа и количества насосов циркуляционного разогрева

Для циркуляционного разогрева мазута устанавливается по одному резервному насосу и подогревателю. Производительность насосов циркуляционного разогрева принимается равной 50% от производительности основных насосов.

, м3/ч                           (76)

К установке принимаем насос 5НК-7х2 в количестве 4-х штук из них 1 резервный.

Технические характеристики насоса 5НК-7х2 [7 таб. 6.7].

- Подача, м3

100

- Напор, м

43

- Частота вращения, об/мин

1500

- Мощность двигателя, кВт

26

5 Расчет и выбор дымовой трубы

Высота трубы определяется по формуле:

м,                 (77)

где:

А − коэффициент, зависящий от температурной стратификации − слоистого строения атмосферы. Принимается равным 160 [9];

F − безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере. Принимается равным 1 [9];

m − коэффициент, учитывающий условие выхода из устья трубы. Принимается в зависимости от W0 по [9, таб. 7.1];

n − безразмерный коэффициент, определяется в зависимости от параметра ;

− выброс соответственно SO2 и NO2 из котельной, г/с;

− предельно допустимая концентрация соответственно SO2 и NO2. Согласно СЭС принимается  мг/м3,  мг/м3;

N − количество труб на станции, шт;

− секундный расход удаляемых газов, м3/с;

− разность между температурой выбрасываемых газов и средней температурой воздух самого жаркого месяца в полдень,0С.

                                                     (78)

Определяем скорость газов в устье трубы:

м/с,                                                          (79)

где:

− диаметр устья, м. По [9, таб. 7.3]  м;

N=1. Принимается согласно [1].

м3/с,                                                           (80)

где:

n − количество энергетических котлов, шт;

− расход газов у дымососов котлоагрегатов, м3/ч;

м3/с;

м/с.

m=0,8  [9, табл. 7.1]

Определяем параметры  и n:

                                                   (81)

где:

h − принятая высота трубы, [9, таб. 7.3] м;

.

Так как >2, то n=1.

Определяем выброс SO2:

г/с,             (82)

где:

− содержание серы на рабочую массу топлива, %;

− секундный расход топлива электростанцией, кг/с;

− доля окислов серы, улавливаемых летучей золой в газоходах котла. [9, таб. 7.5]:

.

− доля окислов серы, улавливаемых в золоуловителях. Для сухих золоуловителей  принимается равным 0, для мокрых золоуловителей ;

− потери тепла с механическим недожогом;

Коэффициент 2 учитывает соотношение молекулярных масс  и .

Определяем секундный расход топлива электростанцией:

 кг/с;                                                      (83)

                        кг/с.

           г/с.

Определяем выброс  из котельной:

г/с,                      (84)

где:

− безразмерный коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота, качество сжигаемого топлива.

. [9, таб. 7.6]

− коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1т. сожженного условного топлива, кг/т;

− коэффициент, учитывающий конструкцию горелок. Для вихревых,  а для прямоточных .

                                                   (85)

                                        

 − поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб, зависящий от числа стволов в трубе n, отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе t к диаметру ствола d0 и от угла наклона выходного участка ствола к вертикальной оси . Определяется [9, таб. 7.7].

.

г/с.

            м.

По [9, рис III-44] принимаем к установке одну трубу высотой 180 м с диаметром устья 8,4 м.

6 Описание технологических процессов обработки воды.

 В связи с тем, что на ТЭЦ используют поверхностные воды, содержащие все виды примесей по дисперсности, очистку воды организуют в три этапа. На первой стадии предочистки из воды удаляются ГДП, КДП и частично Жк или щелочность. Необходимость этой стадии обработки вызвана экономическими, экологическими факторами, а также целью обеспечения  качественной и надежной работы материалов, используемых на ионитной части ВПУ. На стадии предочистки в основном используются методы осаждения, т.е. выведение примесей в виде твердых осадков. В данном случае это коагуляция. Коагуляция осуществляется в специальных аппаратах – осветлителях .

  Осветлитель – аппарат, предназначенный для удаления из обрабатываемой воды коллоидных и взвешенных веществ. Исходная вода после подъема по подъемному трубопроводу подается в воздухоотделитель, где освобождается от пузырьков воздуха, после этого по опускному трубопроводу она поступает в нижнюю часть осветлителя – смеситель. Туда же производится ввод необходимого реагента. Для лучшего перемешивания патрубки для подачи воды и реагента имеют тангенциальный подвод для организации вращательного движения поток. Выше в конусной части осветлителя, поток успокаивается специальными вертикальными перегородками. На уровне шламоприемных окон вода отделяется от контактной среды и в верхней части осветлителя собирается кольцевым коллектором и сливается в приемный короб, откуда поступает в бак осветленной воды. Шлам вместе с частью воды поступает в шламоотделитель, где происходит разделение жидкой и твердой фазы. Шлам собирается в нижней части и непрерывно удаляется.

 Образовавшийся гидрат обладает свойством укрупнять взвешенные в воде частицы коллоидных примесей и осаждать их. Выделившуюся кислоту нейтрализуют находящимися в воде бикарбонатными солями, а при их отсутствии в воду необходимо дозировать щелочь.   

    После осветлителя вода поступает в БОВ, а затем окончательная очистка воды от примесей происходит на осветлительных фильтрах.
    Обработанная в осветлителе вода, даже при нормальной работе осветлителя, содержит какое-то количество механических примесей, находящихся в форме взвешенных, различной степени дисперсности, остатков процесса коагуляции и известкования. В моменты нарушения режимов работы осветлителя количество примесей резко возрастает за счет выносимого шлама. Для улавливания этих примесей служат механические фильтры. Принцип работы фильтров основан на механическом улавливании засыпанным в фильтры материалом, нерастворимых примесей фильтруемой воды, фильтрующий материал не должен испаряться, должен обладать определенным гранулометрическим составом, не должен измельчаться и обогащать обрабатываемую воду механическими примесями.
  В механических фильтрах в качестве фильтрующего материала применяется дробленый антрацит. Размер зерен 0,8 – 1,5 мм, зольность не более 10%, содержание серы не более 2%, измельчаемость до 5%.
  Конструктивно механический фильтр представляет собой цилиндрический сосуд, работающий под давлением до 6 кгс/см
2 (пробное 9 кгс/ см2).
  Вертикальный однокамерный механический фильтр состоит из корпуса, верхнего распределительного дренажного устройства (ВРДУ) и нижнего дренажно-распределительного устройства (НРДУ).
   Корпус фильтра изготовлен из углеродистой стали, ВРДУ и НРДУ из нержавеющей стали. Внутренняя поверхность фильтра имеет антикоррозионную защиту.
ВРДУ - представляет собой отбойный щиток.
НРДУ – состоит из ряда параллельных труб-лучей, которые подсоединяются с двух сторон к центральному коллектору. На лучах имеются отверстия, покрытые кожухами со щелями, размером (
0,40,1мм). Дренажные системы служат для равномерного распределения потоков подводимой и отводимой воды.
   Механический фильтр снабжен трубопроводами :
                 а) подвода обрабатываемой воды;
                 б) отвода обрабатываемой воды;
                 в) взрыхления;

      г) сбора воды от взрыхления;
                 д) опорожнения фильтра;
                 е) сжатого воздуха.

 Кроме того, каждый фильтр оборудован воздушником, двумя пробоотборнными точками, двумя манометрами, расходомером обрабатываемой воды и двумя люками (верхним и нижним).

   Обрабатываемая вода поступает в фильтр через ВРДУ  и, проходя фильтрующий слой, освобождается от механических примесей. При этом происходит постепенное загрязнение фильтрующего слоя, повышается сопротивление фильтра, снижается скорость фильтрования.            
   На промывку  фильтры выводят по мере загрязнения фильтрующего материала. Контролирующим  показателем этого процесса является увеличение перепада давления на фильтре и снижение производительности. Предельно допустимая продолжительность рабочего цикла определяется для конкретных условий в процессе наладки, обычно она находится в пределах 24 – 48 часов.
    Вода, прошедшая предочистку практически не содержит  взвешенных и коллоидных веществ, но растворенные примеси практически полностью остаются. В настоящее время для их полного удаления применяют ионный обмен. Сущность ионного обмена заключается в использовании способности некоторых специальных практически не растворяемых в воде материалов (ионитов) изменять в желаемом направлении ионный состав воды. В технологии ионного обмена для удаления из воды растворенных примесей применяют следующие процессы: катионирование – удаление из воды катионов  и  путем обмена их на катион водорода , ; анионирование – удаление из воды растворенных анионов путем обмена их на анион Cl-  или OH-. В данной схеме два фильтра Н (первая и вторая ступени), загруженных ионитом КУ-2. При водород-катионировании происходит обмен катиона водорода на катионы, находящиеся в исходной воде.

     В Н1 удаляются катионы ,  и . Жесткость воды после Н1 составляет 0,2 – 0,3 мг-экв/кг.
    Регенерацию Н-фильтров проводят 1-1,5 % раствором .

 При истощении Н-катионов первым в фильтрат проскакивает ион натрия, вытесненный более активными катионами солей жесткости. После Н-катионитовых фильтров Ι ступени следуют анионитные фильтры Ι ступени. Фильтр первой ступени анионирования служит для удаления из обрабатываемой воды анионов сильных кислот. Загружен слабоосновным анионитом марки АН-31.
Регенерацию проводят 4% раствором едкого натра NaOH:
 Далее по схеме предусматривается декарбонизатор, предназначенный для удаления из воды растворенной угольной кислоты  с тем, чтобы, сократить затраты едкого натра на восстановление ионообменных свойств сильноосновного АВ-17-8, работающего на второй ступени обессоливания.
Задачей второй ступени обессоливания является улавливание малых количеств катионов натрия, проскочивших I ступень обессоливания, катионов жесткости на Н-катионитных фильтрах второй ступени, загруженных сильнокислотным катионитом КУ-2 и анионов кремнекислоты на второй ступени анионирования, загруженной сильноосновным анионитом АВ-17-8.

 ФСД – фильтр смешанного действия улавливает проскочившие анионы и катионы через предыдущие степени фильтрования.
 

7 Выбор системы и оборудования технического водоснабжения

7.1 Определение потребности ТЭЦ в технической воде и выбор числа и производительности циркуляционных насосов

Определяем расход циркуляционной воды:

м3/ч,                                               (86)

где:

− расчетный расход воды при конденсационном режиме, м3/ч;

м3/ч;

м3/ч;

Определяем расход технической воды на ТЭЦ:

м3/ч;                            (87)

м3/ч;                                       (88)

м3/ч;

м3/ч;                                     (89)

м3/ч;

м3/ч;                                   (90)

м3/ч;

м3/ч;

Определяем общий потребный напор циркуляционного насоса:

м. вод. ст.,                                   (91)

где:

геодезическая высота подачи от уровня воды в приемном колодце до уровня воды в сливном колодце(принимается в пределах (3÷10)м.вод. ст. [8]), м. вод. ст.;

− сумма гидравлических потерь водоводов (принимается в пределах (4÷6) м. вод. ст. [8]), м. вод. ст.;

м. вод. ст.,

По [2, таб.5.8] к установке принимаем 4 насоса типа Оп3-87 со следующими техническими характеристиками:

Таблица 7.1   Технические характеристики циркуляционного насоса.

Подача, м3

9000÷13680

Напор, м

22,5÷15

Допустимый кавитационный запас, м

11,8÷14,2

Частота вращения, об/мин

730

Потребляемая мощность, кВт

565÷812

К.п.д. насоса, %

80

7.2 Выбор насосов добавочной воды

Определяем расход воды на восполнение безвозвратной убыли:

т/ч,                           (92)

где:

− потери на испарение. Принимается равным количеству пара, поступающего в конденсаторы турбин, т/ч:

т/ч;

− расход воды на водоподготовку для восполнения потерь подпитки котлов и теплосети, т/ч:

т/ч;

− расход воды на охлаждение подшипников и механизмов ТЭЦ, т/ч;

т/ч;

т/ч,

Трубопроводы добавочной воды следует проектировать в одну нитку, при этом на площадке ТЭЦ следует предусматривать емкость запаса воды на период ликвидации аварии в системе подачи добавочной воды или подвод воды от резервного источника [1].

По [2, таб. 5.2 ] к установке принимаем 4 насоса типа Д 2000-100 (3 рабочих и один резервный) со следующими техническими характеристиками:

Таблица 7.2 Технические характеристики насоса добавочной воды.

Подача, м3

1250

Напор, м

100

Допустимый кавитационный запас, м

6,5

Частота вращения, об/мин

985

Потребляемая мощность, кВт

800

К.п.д. насоса, %

75

8 Техника безопасности при проектировании ТЭС

ТЭЦ промышленного типа располагают на участке, входящем в общую территорию обслуживаемого ею промышленного предприятия. Требования к генплану должны удовлетворять с одной стороны технологическому процессу, а с другой стороны требованиям охраны труда и окружающей среды.

Выбор площадки ТЭС, согласно СНиП увязываем с общей планировкой района, т.е. ТЭЦ является загородной и располагается недалеко от потребителей тепла. При этом учитываются следующие факторы:

1. наличие достаточной в соответствии с санитарными нормами проектирования промышленных предприятий площади, пригодной для застройки с учетом перспективного расширения электростанции;

2. площадку выбираем ровную, хорошо проветриваемую, достаточно освещенную. Не допускается размещение ТЭЦ на площадках залегания полезных ископаемых; не разрешается строительство их на опасных зонах отвалов пород угольных и сланцевых шахт или обогатительных фабрик, активного карста, оползней, селевых потоков и снежных лавин и т. д. Месторасположение ТЭЦ выбираем с учетом удобства подвода линий электропередач и теплотрасс.

3. временный торец нашей ТЭЦ располагаем таким образом, чтобы в случае установки дополнительного оборудования было достаточно территории для развития, а также достаточная по величине санитарно - защитная зона. Так как ТЭЦ располагается за населенной зоной санитарно - защитную зону устанавливаем величиной 15 м. Территория санитарно-защитной зоны благоустраивается и озеленяется, предусматриваем сохранение существующих зеленых насаждений.

При этом другие промышленные предприятия, производящие выброс вредных веществ в атмосферу должны находится на достаточном расстоянии, для обеспечения необходимой степени рассеивания этих выбросов. Для снижения вредных  выбросов предусматриваем следующие мероприятия:

1. применение развитых радиационных поверхностей нагрева в зоне горения, снижение мощности горелок, применение достаточно высоких дымовых труб (120 метров ) для рассеивания этих выбросов на достаточно большой территории. При этом, высота дымовых труб превышает высоту самого высокого здания в промзоне, где располагается наша ТЭЦ.

2. между отдельными зданиями и сооружениями на территории ТЭЦ предусматриваем санитарные разрывы для  обеспечения необходимой освещенности и проветривания, а также противопожарные разрывы. Причем эти разрывы между зданиями не должны быть меньше наибольшей высоты до верха карнизов противостоящих зданий и сооружений.

3. ограждение площадки ТЭС, а также ОРУ вне ее территории выполняется стальным сетчатым или железобетонным высотой 2 м, с внутренней стороны ограды имеется свободная от застройки зона шириной 5 м для автоматической охранной сигнализации. Ограда ТЭС имеет два автомобильных въезда (кроме железнодорожных) с воротами, имеющими дистанционное управление, контрольно-пропускные пункты и площадки для осмотра грузового транспорта. =

8.1 Рациональное размещение зданий и сооружений

При проектировании ТЭС помещения центральных ремонтных мастерских, склада химреагентов, материального склада, компрессорной, электролизерной, как правило, следует объединять в одном здании — корпусе подсобных производств.

Размеры и оборудование вспомогательных помещений проектируем с учетом потребности штатного персонала ТЭЦ и командированных. Бытовые помещения располагаем так, чтобы пользующиеся ими не проходили через производственные помещения. Высота этажей вспомогательных зданий принимаем 4,2 метра. Вспомогательные помещения, размещаемые, в пристройках к главному корпусу сооружаются с отапливаемыми переходами.Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а так же газопроводы, воздухопроводы и кабели имеют на поверхности земли указатели

Вокруг главного корпуса предусматриваем автодорогу на две полосы. Все здания и сооружения соединяются автодорогами. Расстояние от края проезжей части автодороги до стен зданий не более 25 метров.

Проезды для пожарных автомобилей вокруг мазутонасосной и ОРУ, а также других линейных сооружений не менее 6 метров. Имеются пешеходные тротуары и дорожки. Железная дорога на территории предприятия располагается в соответствии с необходимыми требованиями для железнодорожного транспорта. Расстояния между осями параллельных путей – не менее 4,8 м. Для погрузочно-разгрузочных работ из железнодорожных вагонов устраиваются площадки, причем на прямых и без уклона участках пути.

Территория предприятия должна содержаться в чистоте. Проезды и проходы свободны для движения, выровнены, не имеют рытвин, ям и достаточно освещены. Ямы, устраиваемые, для технических целей ограждаются. В летнее время проезды и проходы, примыкающие к производственным, административным и санитарно-бытовым помещениям, складам, необходимо поливать, а в зимнее время - очищать от снега, а в случае обледенения посыпать песком.

Удобство водоснабжения; возможность организации очистки и удаления сбросных и ливневых вод.

На территории ТЭЦ предусматриваем раздельную систему канализации:

1.бытовая (хозяйственно- фекальная)

2.производственных, незагрязненных сточных вод

3.производственных сточных вод загрязненных нефтепродуктами

4.производственных сточных вод загрязненных осыпью и пылью

8.2 Требования производственной санитарии и техники безопасности при выборе и компоновке основного и вспомогательного тепломеханического оборудования

Оборудование должно быть комплектно с приборами контроля и автоматического регулирования технологических процессов, а также с защитными устройствами, блокировками и сигнализацией. Движущиеся и вращающиеся части оборудования ограждены. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах, на поверхности изоляции в помещениях при температуре воздуха +25°С не должна быть выше +45 °С, а на поверхности обмуровки котлоагрегатов – +55 °С. Поверхности изоляции имеют защитное покрытие и окраску. Трубопроводы пара и горячей воды окрашиваются по всей длине и, согласно правилам Госгортехнадзора, имеют цветные кольца.

В проекте предусматриваем устройства, механизмы, приспособления и другие средства механизации для монтажных и ремонтных работ, которые соответствуют правилам технической эксплуатации и техники безопасности.

Количество эвакуационных выходов из зданий и помещений проектируем, как не менее двух, при этом ворота для железнодорожного подвижного транспорта как эвакуационный выход не учитываем. Лестницы для эвакуации в главном корпусе предусматриваем наружными, открытыми у временной торцевой стены бункерно-деаэраторного отделения.

При проектировании ТЭС помещения химводоочистки, центральных ремонтных мастерских, склада химреагентов, материального склада, компрессорной, электролизерной, как правило, следует объединять в одном здании – корпусе подсобных производств. При этом наиболее взрыво- и пожароопасные производства размещают в одноэтажных зданиях – у наружных стен, а в многоэтажных – на верхних этажах.

Фундаменты под турбоагрегаты, турбогенераторы, питательные и другие насосы, дымососы, вентиляторы и иное виброактивное оборудование, конструкции опорных креплений площадок их обслуживания, качество изготовления оборудования, монтажа, ремонта и эксплуатации должны обеспечить нормативные требования гигиенических характеристик вибрации, определяющих ее воздействие на человека.

При проектировании фундаментов под виброгенерирующее оборудование предусматриваем деформационные швы между фундаментами под оборудование и конструкциями зданий и сооружений.

Источниками шума на ТЭЦ являются :

             дроссельные клапаны ГРП;

             трансформаторы на ОРУ;

             градирни;

             цеховое оборудование;

Для снижения уровня шума до допустимых значений применяем следующие меры :

устанавливаем глушители на воздухозаборе дутьевых вентиляторов;

звукоизолируем корпуса тягодутьевых машин;

звукоизолируем окна машзала;

применяем звукопоглощающую облицовку для стен ГРП, компрессорной;

применяем экраны для снижения шумов трансформаторов и градирен;

используем архитектурно-планировочные меры (лесопосадки, насыпи и т.д.);

устанавливаем кожухи на турбинах, дроссельных клапанах и т.п.

звукоизолируем и фиксируем трубопроводы;

применяем паровые глушители.

Для отопления и вентиляции помещений ТЭС в качестве теплоносителей применяем перегретую воду, а для взрывоопасных и пожароопасных помещений – горячий воздух. Для помещений управления технологическими процессами в главном корпусе предусматриваем установку кондиционеров. Предусматриваем охлаждение воздуха при подаче его в котельное и турбинное отделения.

Для защиты от запыленности атмосферного воздуха выше 30% предельно допустимой концентрации для рабочей зоны производим очистку его от пыли.

В котельном отделении температура воздуха – 10 – 22°С, его относительная влажность в теплый, период года – 60 – 40%, а в холодный – 60 – 20%. В машинном отделении температура воздуха в холодный период года должна быть 16 – 22 °С, а в теплый не более чем на 5 °С выше средней температуры наружного воздуха в 13 ч дня самого жаркого дня.

Освещение помещений и других объектов ТЭС проектируем  из условий зрительной работы, требований ПТЭ и ПУЭ при максимальном использовании естественного и совмещенного освещения при учете требований к ультрафиолетовому облучению.

Предусматриваем меры по обеспечению рабочего и аварийного освещения во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории. Для помещений, в которых постоянно пребывает персонал, как правило, применяем газоразрядные лампы, а для освещения главных дорог территории ТЭЦ – ксеноновые.

В целях пожарной безопасности на рабочих местах предусмотрены:

средства сигнализации, представляющие собой тепловые извещатели максимального действия, которые срабатывают вследствие деформации биметаллической пластинки при нагревании ее до 60 градусов или дымовые извещатели типа, которые реагируют на возникновение дыма;

краны пожарного водопровода (могут быть расположены в непосредственной близости от помещения, в коридоре);

огнетушители химические пенные. Следует учесть, что этим типом огнетушителей нельзя производить тушение установок под напряжением;

огнетушители углекислотные типа ОУ. Этим типом огнетушителей можно производить тушение установок под напряжением.

В КТЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного котлоагрегата или турбоагрегата. Станционные пеногенераторы в этих системах устанавливаются возле ёмкостей с горючими жидкостями и масляных насосов, а также в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания располагают переносные пеногенераторы, со свободным напором не менее 0,4, но не более 0,6 МПа.

Управление стационарными системами пожаротушения - дистанционное и осуществляется из помещений главного щита управлений (ГЩУ), и от мест расположения переносных пеногенераторов, установленных у входа в здание. В котельных в местах расположения мазутопроводов, задвижек к горелкам установлены автоматические тепловые датчики пожарной сигнализации с приемом сигналов на ГЩУ.

На котлах предусматривается система пожаротушения регенеративных воздухоподогревателей (РВП). Пожаротушение баков масла в турбинном отделении предусмотрено высократной воздушно-механической пеной или распыленной водой. Для тушения турбогенераторов с водородным охлаждением предусмотрены стационарные углекислотные установки с дистанционным и дублирующим управлением и передвижные углекислотные установки. В качестве импульсов для системы пожаротушения используется продольная и поперечная защита турбогенераторов.

9 Меры  безопасности при эксплуатации котельного отделения КТЦ.

Устройство и обслуживание котельных агрегатов должны соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» Гостехнадзора.

Эксплуатация котлов, пароперегревателей и водяных экономайзеров с неисправными или неотрегулированными  предохранительными клапанами запрещается. Запрещается также заклинивать предохранительные клапаны работающих котлов или увеличивать нажатие на тарелки клапанов путем увеличения груза или каким-либо другим способом.

Грузы рычажных предохранительных клапанов должны быть застопорены на рычаге и запломбированы так, чтобы исключалась возможность их самопроизвольной передвижки без отдачи стопорного приспособления.

В помещении котельной должны быть средства пожаротушения в соответствии с противопожарными нормами. При работе на жидком топливе в соответствующих местах котельной должны быть установлены закрытые ящики с сухим песком емкостью не менее 1 м3.

Вблизи растапливаемого котла должны быть прекращены все ремонтные работы, а  персонал , не имеющий отношения к растопке, должен быть удален.

Запрещается вносить открытое пламя или другие источники запала в топку подготовленного к работе котла без предварительной вентиляции топки и газоходов, проведенной в соответствии с ПТЭ.

Запрещается проводить продувку газопровода в топку, даже в случае включения дымососов и дутьевых вентиляторов.

Запрещается зажигать пыль в топках при открытых лазах и гляделках. Смотровые лючки для постоянного наблюдения за факелом должны быть закрыты стеклом.

В случае полного обрыва факела должны быть немедленно прекращены подача пыли и сброс запыленного воздуха в топку и после тщательной вентиляции включено растопочное устройство и при достижении его устойчивой работы возобновлена подача пыли к основным горелкам.

При обрыве факела запрещается разжигать его от раскаленной кладки или амбразуры без использования растопочного факела и предварительной вентиляции топки и газоходов.

При зажигании горелок и их регулировании изменение подачи газа и воздуха должно производиться постепенно и плавно. При прекращении подачи газа должны немедленно перекрываться отключающие устройства на вводе газопровода в котельную и у котлов.

Перед обдувкой поверхностей нагрева котла должна быть увеличена тяга и обеспечена устойчивый режим горения. Обдувка может производиться только с разрешения машиниста котла и начальника смены цеха.

Обдувка должна быть немедленно прекращена при выбивании газов и золы из обдувочного люка, а также при повреждении обдувочного устройства.

Устройство и эксплуатация теплообменных аппаратов, паропроводов, трубопроводов горячей воды должно удовлетворять требованиям правил Госгортехнадзора.

Схема трубопроводов, конструкция оборудования  и их эксплуатация должны исключать возможность повреждения трубопроводов низкого давления при наличии связи с трубопроводами (оборудованием) высокого давления.

Работа теплообменных аппаратов должна быть запрещена, если истек срок очередного освидетельствования или выявлены дефекты, угрожающие их надежной и безопасной работе, о чем должна быть сделана запись в паспорте теплообменного аппарата с указанием  причины запрещения.

Запрещается во время работы теплообменного аппарата проведение ремонта этого аппарата или работ, связанных с ликвидацией нарушения соединений отдельных его элементов, находящихся под давлением.

Проверка исправности действия предохранительных клапанов, манометров и другой арматуры теплообменного аппарата должна производиться обслуживающим  персоналом в соответствии с инструкцией по безопасному обслуживанию теплообменных аппаратов.

Администрацией предприятия (цеха) должны быть приняты необходимые меры к прекращению работы теплообменного аппарата в следующих случаях:

а) если давление в теплообменном аппарате поднимается выше разрешенного, несмотря на соблюдение на соблюдение всех требований, указанных в инструкции по обслуживанию;

б) при неисправности предохранительных клапанов;

в) если в основных элементах теплообменного аппарата будут обнаружены трещины, значительное утонение стенки, пропуски или потение в сварных швах, течи в заклепочных и болтовых соединениях, разрыв прокладки;

г) при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

д) при неисправности или при неполном количестве крепежных деталей крышек и люков;

е) в других случаях, предусмотренных инструкцией по безопасному обслуживанию теплообменных аппаратов.

Не разрешается приступать к ремонту трубопроводов и аппаратов при наличии в них избыточного давления.

10 Мероприятия по охране окружающей среды

10.1 Дымовые газы

 Вредные выбросы и природные вещества в атмосфере подвергаются сложным процессам превращения, взаимодействия, вымывания. Эти процессы различны для взвешенных частиц и газообразных примесей.

 Основными путями вывода аэрозолей из атмосферы являются  осаждение частиц под воздействием сил тяжести, осаждение их на растения и водоёмы, а так же вымывание дождём.

 Для снижения выбросов диоксида серы применяется мокрый известняковый способ. Это нецикличный процесс, который обеспечивает очистку газов на 90%. Метод основан на нейтрализации сернистой кислоты, получающейся в результате растворения диоксида серы наиболее дешёвыми щелочными реагентами - гидратом оксида кальция или карбонатом кальция.

 Среди прочих вредных выбросов наибольшее значение имеют продукты неполного сгорания – оксид углерода и бензопирен.

  Значительное количество бензопирена выделяется при режимах горения, сопровождающихся сажеобразованием, и зависит прежде всего от избытка воздуха в топке и температуры факела.

 На концентрацию оксида углерода влияют кроме мощности котла и вида топлива аэродинамика топочной камеры, эффективность перемешивания топливовоздушного потока, температура факела, расположение поверхностей нагрева по отношению к факелу и др.

10.2 Сточные воды

 К сточным водам относят: отработавшие растворы после химических промывок теплосилового оборудования или его консервации; регенерационные и шламовые воды от водоочистительных установок; нефтезагрязнённые стоки, растворы, суспензии, возникающие при обмывке наружных поверхностях нагрева.Стоки после химической промывки или консервации теплосилового оборудования весьма разнообразны по своему составу вследствие обилия промывочных растворов. Для промывок применяются соляная, серная, плавиковая, сульфаминовая минеральные кислоты, а так же и органические: лимонная, муравьиная, щавелевая и др. Так же применяются трилон Б, ингибиторы коррозии, гидразин, нитриты, аммиак.

  Так как в основном все вышеописанные стоки сбрасываются в водоёмы необходимо отметить:

Природные водоёмы представляют собой сложные экологические системы существования биоценоза – сообщества живых организмов. Водоёмы являются не только сборниками и хранилищами воды, в которых вода усредняется по качеству, но в них непрерывно протекают процессы изменения состава примесей - приближение к равновесию.

 Отклонение экосистемы от равновесного состояния, вызванное сбросом сточных вод может привести к отравлению, и даже гибели определённого вида гидробионтов, которое приведёт к цепной реакции угнетения всего биоценоза. Отклонение от равновесия интенсифицирует процессы, приводящие водоём в оптимальное состояние, которые называют процессами самоочищения.

 Сбросы воды из систем охлаждения ТЭЦ несут в основном «тепловое» загрязнение, следует иметь в виду, что температура оказывает мощное воздействие на биоценоз в водоёме.

 Нефтепродукты – попадая в водоем, вызывают появление плёнки, запаха керосина, отложение тяжёлых нефтепродуктов на дне водоёма. Наличие в воде нефтепродуктов делает воду непригодной для питья, вымирают рыбы, водоплавающие птицы у которых поражаются кожа и оперение.

 Для очистки от нефтепродуктов применим следующие методы:

  1.  Отстаивания – основан на способности самопроизвольного разделения воды и  нефтепродуктов, производится в нефтеловушках;
  2.  Флотации (напорная и безнапорная) – заключается в образовании комплексов частица нефтепродуктов - пузырёк воздуха с последующим выделением их из воды.

Производится во флотаторах;

  1.  Фильтрования – основан на прилипании эмульгированных частиц нефтепродуктов к поверхности зёрен фильтрующего материала.

 Кислоты и щёлочи – изменение pH отрицательно сказывается на флоре и фауне водоёма, нарушает биохимические процессы и физиологические функции у рыб и других живых организмов. Трилон Б – токсичен для микроорганизмов, в том числе и для тех, которые участвуют в процессах биохимической очистки. Гидразин, соединения фтора, мышьяка, ртути – ядовиты как для человека, так и для фауны водоёмов.

  Для очистки сточных вод содержащих кислоты, щёлочи, трилон Б и др. применим:

  1.  Метод очистки вод путём превращения примесей с изменением их химического состава;
  2.  Метод непосредственного выделения примесей из сточных вод с помощью механических физико-химических способов;
  3.  Выделение примесей с изменением фазового состояния воды или примеси.

10.3 Борьба с шумом.

 Основное и вспомогательное оборудование ТЭЦ – турбина, котёл, насосы, размольные устройства и др. – являются источниками шума. Это оборудование, расположенное внутри главного корпуса, воздействует только на обслуживающий персонал ТЭЦ. Однако имеются источники шума, который может воздействовать на район, расположенный за пределами территории ТЭЦ. Эта проблема имеет особое значение для ТЭЦ, расположенных в районе жилой застройки больших городов, где нормы допустимого уровня шума приняты значительно более жёсткими, чем в цехах электростанций.

 Поскольку звук распространяется прямолинейно, то исключительное значение имеет высота расположения источника над уровнем земной поверхности. Чем выше расположен источник звука, тем на больший район вокруг ТЭЦ он может оказывать воздействие.

 Охладительная поверхность градирни, трансформаторы, газораспределительные устройства расположены сравнительно низко, их влияние ограничивается зданиями, расположенные в непосредственной близости от них. Для снижения вредного воздействия от шума этих установок бывает достаточно установки экранирующей стенки вблизи источника.

 За последнее время обострилась проблема борьбы с шумом от ТДУ на ТЭЦ. Несмотря на то, что дымососы и дутьевые вентиляторы устанавливаются на уровне земли. Звук от них распространяется по газовоздуховодам, как по волнопроводам, к месту забора воздуха у вентиляторов и к устью дымовой трубы у дымососов, а оттуда по воздуху в окружающую среду.Снижение звуковой мощности достигает 40÷50 Дб для труб с газоотводящим стволом конической формы с кирпичной футеровкой или вентилируемым зазором, вследствие чего в устье трубы даже при осевых дымососах звуковая мощность уменьшается до 80÷90 дБ и с учётом рассеивания звука в процессе его распространения оказывается в прилегающих к ТЭЦ жилом районе в допустимых пределах.

11 Расчет экономических показателей ТЭЦ

11.1 Капиталовложения в строительство ТЭЦ.

11.1.1 Абсолютные капвложения в строительство ТЭЦ

Капитальные вложения в строительство блочной ТЭЦ при однотипном оборудовании составляют:

руб,                     (93)

где:

– капиталовложения на головной и последующий блоки, руб.;(прил. 3)[1];

руб.;

руб.;

– количество однотипных котлов турбоагрегатов, шт. (исходные данные);

шт.;

– поправочный коэффициент на территориальный район строительства ТЭЦ (прил. 1);

– коэффициент инфляции (для пересчёта в цены текущего года) (исходные данные);

;

− капиталовложения в пиковые водогрейные котлы (табл. 2 прил.3).

руб.;

− количество пиковых водогрейных котлов, шт:

руб.

11.1.2 Удельные капвложения.

                                                     (95)

где:

– абсолютная величина капитальных вложений, руб.;

– установленная максимальная мощность станции, кВт

кВт;

руб/кВт

11.2 Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции.

11.2.1 Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин.

ГДж/ч,                                 (96)

где:

– отпуск теплоты в отопительный отбор данного типа турбины, ГДж/ч (приложение 2);

ГДж/ч

– количество установленных однотипных турбин, шт.;

шт;

− число часов использования максимума отопительных отборов в зависимости от климатического района (приложение 4);

ч.

ГДж/ч.

11.2.2 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ.

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ составляет:

ГДж/год;                                       (97)

где:

− годовой отпуск теплоты для производственных целей, ГДж/год;

− годовой отпуск теплоты пиковых водогрейных котлов, ГДж/год;

ГДж/год,                                 (98)

где:

− тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов, ГДж/ч;

− энтальпия пара (принимается в пределах 2100÷3000 кДж/кг)

                                           (99)

где:

− тепловая нагрузка ТЭЦ, ГДж/ч (исходные данные);

ГДж/ч;

ГДж/ч.

ГДж/ч.

11.2.3 Коэффициент теплофикации ТЭЦ.

;                                            (100)

где:

− суммарная тепловая нагрузка турбоагрегатов, ГДж/ч;

− тепловая нагрузка ТЭЦ, ГДж/ч (исходные данные).

,

11.3 Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции

11.3.1 Годовая выработка электроэнергии.

Годовая выработка электрической энергии составляет:

МВтч;                                         (101)

где:

− установленная расчётная мощность турбин одного типа, принимается по номинальному значению для турбин с двойным обозначением мощности, МВт;

− число часов использования установленной расчётной мощности, ч.;

ч.

МВтч.

11.3.2 Расход электрической энергии на собственные нужды.

При однотипном оборудовании расход электрической энергии на собственные нужды составляет:

МВтч;                                          (102)

где:

− удельный расход электроэнергии на собственные нужды, % (табл. 1 прил.6),

;

− годовая выработка электрической энергии, МВтч;

МВтч.

11.3.3 Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты.

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты составляет:

МВтч;                                     (103)

где:

− удельный расход электрической энергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты (принимается):

кВтч/ГДж;

− годовой отпуск теплоты для производственных целей, ГДж/год;

МВтч.

11.3.4 Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии.

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии составляет:

МВтч,                                     (104)

где:

− электрической энергии на собственные нужды, МВтч;

− годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты, МВтч;

МВтч.

11.3.5 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на производство электрической энергии.

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённые на производство электрической энергии, составляет:

%,                                           (105)

,

где:

− годовая выработка электрической энергии, МВтч;

− годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии, МВтч.

11.3.6 Годовой отпуск электрической энергии с шин станции.

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции:

МВтч,                                          (106)

где:

− годовая выработка электрической энергии, МВтч;

− расход электроэнергии на собственные нужды, МВтч.

МВтч.

11.4 Расход условного топлива при однотипном оборудовании.

11.4.1 Годовой расход условного топлива котлами при однотипном оборудовании.

Расход условного топлива может быть рассчитан по приближённой топливной характеристики, которая в общем случае для однотипного оборудования имеет вид:

т.у.т./год;          (107)

где:

− число однотипных агрегатов, шт.,

шт.;

− число часов работы турбоагрегата в году (календарное число часов в году за минусом плановых остановок на ремонт и прочих плановых остановок) (принимаем в пределах 7800÷8200 ч), ч.,

ч.;

− расход топлива на холостой ход основного оборудования, т.у.т/ч,

т.у.т/ч;

− годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год,

т/год;

− годовая выработка электрической энергии однотипными турбоагрегатами, МВтч;

т.у.т/ГДж, ,т.у.т/МВтч − коэффициенты топливной характеристики, постоянные для данного турбоагрегата,

т.у.т/ГДж,

т.у.т/МВтч;

− поправочный коэффициент на вид сжинаемого топлива (для мазута ).

т.у.т/год.

11.4.2 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учёта расхода электроэнергии на собственные нужды.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

т.у.т/год,                                    (108)

где:

29,3 − удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/т;

− к.п.д. котла (для мазута принимается в пределах 0,92÷0,93),

− к.п.д. сетевых подогревателей (принимается 0,98),

− поправочный коэффициент на неустановившейся режим работы (принимается в пределах 1,03÷1,06),

− годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год,

т.у.т/год.

11.4.3 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

Годовой отпуск условного топлива на отпуск электроэнергии составляет:

т.у.т/год,                                        (109)

где:

− расход условного топлива, т.у.т/год,

− годовой расход условного топлива на отпуск теплоты, т.у.т/год,

т.у.т/год.

11.4.4 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учётом электроэнергии собственных нужд, отнесённый на отпуск теплоты.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

,т.у.т/год,                                     (110)

где:

− годовой расход условного топлива на отпуск теплоты, т.у.т/год,

− удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт − час, кг.у.т/кВтч:

, кг.у.т/кВтч;                                  (111)

− годовой отпуск условного топлива на отпуск электроэнергии, т.у.т/год,

− годовая выработка электрической энергии, МВтч;

− годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённый на отпуск электрической энергии, МВтч;

кг.у.т/кВтч;

− годовая выработка электрической энергии, МВтч;

т.у.т/год.

11.4.5 Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учётом электроэнергии собственных нужд.

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии составляет:

т.у.т/год,                                          (112)

− расход условного топлива, т.у.т/год;

− годовой расход условного топлива на отпуск теплоты составляет, т.у.т/год;

т.у.т/год.

11.5 Удельный расход условного топлива и КПД станции при однотипном оборудовании.

11.5.1 Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии.

кг.у.т./кВтч;                                      (113)

− годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии, т.у.т/год;

− годовой отпуск электрической энергии с шин станции, МВтч;

кг.у.т./кВтч.

11.5.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты.

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты составляет:

кг.у.т/ГДж,                                        (114)

− годовой расход условного топлива на отпуск теплоты, т.у.т/год;

− годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год;

кг.у.т/ГДж.

11.5.3 Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии.

К.п.д. станции по отпуску электрической энергии составляет:

,%,                              (115)

где:

3,6 − переводной эквивалент электрической энергии в теплоту, ГДж/МВтч;

− годовой отпуск электрической энергии с шин станции, МВтч;

− годовой отпуск условного топлива на отпуск электроэнергии, т.у.т/год;

− удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии, кг.у.т./кВтч;

.

11.5.4 Коэффициент полезного действия станции по отпуску теплоты.

К.п.д. станции по отпуску теплоты составляет:

%,                               (116)

− годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год;

− годовой расход условного топлива на отпуск теплоты , т.у.т/год;

− удельный расход условного топлива на отпуск теплоты, кг.у.т/ГДж.

%;

11.5.5 Коэффициент использования топлива.

Коэффициент использования топлива составляет:

, %,                                 (117)

− годовой отпуск электрической энергии с шин станции, МВтч;

− годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год;

− расход условного топлива, т.у.т/год;

%.

11.6 Эксплуатационные расходы (издержки) ТЭЦ.

11.6.1 Топливо на технологические цели.

, т.н.т/год,                       (118)

где:

− годовой расход натурального топлива на энергетические котлы т.н.т/год.

− годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ, т.у.т/год;

29330 − удельная теплота сгорания условного топлива, кДж/кг.;

− удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг. (для мазута принимается 40308 кДж/кг);

− потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли.

т.н.т/год

Издержки на топливо составляют:

руб./год,                                        (119)

руб./т (исходные данные),

руб./год.

11.6.2 Вода на технологические цели.

руб./год,                                     (120)

− издержки на топливо, руб/год.

руб./год.

11.6.3 Основная заработная плата производственных рабочих.

руб/год,                          (121)

где:

− доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала (принимается в пределах 0,65÷0,7);

− удельная численность эксплуатационного персонала (прил. 10), чел.,

, чел,                                            (122)

− установленная мощность станции, МВт;

чел;

ЗП − средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, (исходные данные),

ЗП=810 руб.

− районный коэффициент оплаты труда (прил. 11),

;

руб/год.

11.6.4 Дополнительная заработная плата производственных рабочих.

Подсчитывается укрупненная в размере 14% от основной заработной платы производственных рабочих:

, руб/год;                                         (123)

− основная заработная плата производственных рабочих, руб/год,

, руб/год.

11.6.5 Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих.

, руб/год,                                (124)

− основная заработная плата производственных рабочих, руб/год,

− дополнительная заработная плата производственных рабочих, руб/год;

руб/год.

11.6.6 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

руб/год,                                          (125)

где:

− коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования (принимается в пределах 1,15÷1,35. Меньшие значения принимаются для более крупных ТЭЦ);

− армотизационные  отчисления по производственному оборудованию, руб./год:

руб./год,                                       (126)

где:

− норма армотизационных отчислений по производственному

оборудованию, % (принимается в пределах 7÷8 %),

− стоимость оборудования, составляет 60-70% от капиталовложений в строительство ТЭЦ:

, руб./год,                                    (127)

руб./год;

руб./год;

руб./год.

11.6.7 Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые расходы).

11.6.8 Цеховые расходы.

руб/год,                                        (128)

где:

− коэффициент, зависящий от установленной мощности (принимается равным 0,07);

− расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб./год;

руб./год.

11.6.9 Общестанционные расходы.

, руб/год,              (129)

где:

− средняя годовая заработная плата одного работника административно – управленческого персонала (исходные данные):

руб;

− коэффициент, зависящий в основном от установленной мощности (принимается равным 0,06);

− численность административно – управленческого персонала (принимается 6÷7 % от ) чел

, чел.,                                            (130)

− численность промышленно – производственного персонала, чел.,

чел,                                             (131)

где:

− удельная численность промышленно-производственного персонала, чел/МВт (прил. 13):

чел/МВт;

− установленная мощность станции, МВт;

чел.;

чел.,

− районный коэффициент оплаты труда (прил. 11),

;

руб/год.

11.6.10 Общие издержки производства на ТЭЦ.

, руб/год,             (132)

11.7 Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты.

11.7.1 Коэффициент распределения затрат на теплоту.

,                                                    (133)

где:

− годовой расход условного топлива на отпуск теплоты , т.у.т/год;

– годовой расход условного топлива станцией, т/год;

.

11.7.2 Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию.

                                               (134)

где:

− коэффициент распределения затрат на теплоту;

.

11.7.3 Годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты.

руб./год,                                (135)

где:

− коэффициент распределения затрат на теплоту;

− общие издержки производства на ТЭЦ, руб./год;

руб./год;

, руб./год,                                (136)

− издержки на топливо, руб./год.

руб./год;

руб./год;                                       (46)

− издержки на воду на технологические цели, руб./год,

руб./год;

руб./год;                                     (137)

− основная заработная плата производственных рабочих, руб./год,

руб./год;

руб./год,                                    (138)

− дополнительная заработная плата производственных рабочих, руб./год,

руб./год;

руб./год,                                     (139)

− начисления на заработную плату производственных рабочих, руб./год,

руб./год;

руб./год,                                    (140)

− расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб./год,

руб./год;

руб./год,                                   (141)

− цеховые расходы, руб./год,

, руб./год;

руб./год,                                      (142)

− общестанционные расходы, руб./год,

, руб./год.

Общие годовые издержки на отпуск теплоты должны быть равны сумме по отдельным её составляющим:

,руб./год,    (143)

11.7.4 Годовые издержки, отнесённые на отпуск электрической энергии.

руб./год,                                    (144)

где:

– общие издержки производства на ТЭЦ, руб./год,

− годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты, руб./год,

руб./год;

, руб./год,                               (145)

− издержки на топливо, руб./год,

руб./год;

, руб./год,                                         (146)

− издержки на воду на технологические цели, руб./год,

, руб./год;

, руб./год,                                       (147)

− основная заработная плата производственных рабочих, руб./год,

, руб./год;

, руб./год,                                       (148)

− дополнительная заработная плата производственных рабочих, руб./год,

руб./год;

, руб./год,                                          (149)

− начисления на заработную плату производственных рабочих, руб./год,

руб./год;

, руб./год,                                        (150)

− расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб./год,

, руб./год;

, руб./год,                                        (151)

− цеховые расходы, руб./год,

руб./год;

, руб./год,                                          (152)

− общестанционные расходы, руб./год,

руб./год.

Общие годовые издержки на отпуск электрической энергии должны быть равны сумме по отдельным её составляющим:

руб./год,     (153)

11.7.5 Себестоимость единицы теплоты.

руб./ГДж,                                         (154)

где:

− годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты, руб./год;

− годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, ГДж/год;

руб./ГДж.

Топливная составляющая по отпуску теплоты:

, руб./ГДж,                                         (155)

где:

- издержки на топливо, приходящиеся на отпуск теплоты, руб.;

− годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, ГДж/год;

руб./ГДж.

Аналогично рассчитываются составляющие себестоимости по отпуску теплоты по всем статьям затрат:

руб./ГДж,                                             (156)

руб./ГДж;

руб./ГДж,                                              (157)

руб./ГДж;

руб./ГДж,                                              (158)

руб./ГДж;

руб./ГДж,                                               (159)

руб./ГДж;

руб./ГДж,                                               (160)

руб./ГДж;

руб./ГДж,                                               (161)

руб./ГДж;

руб./ГДж,                                                (162)

руб./ГДж.

Сумма всех составляющих себестоимости по отпуску теплоты должны быть равны сумме по отдельным её составляющим:

руб./ГДж,    (163)

руб./ГДж.

11.7.6 Себестоимость отпущенной электрической энергии.

руб./кВтч,                                        (164)

где:

− годовые издержки, отнесённые на отпуск электрической энергии, руб./год,

− годовой отпуск электрической энергии с шин электростанции, кВтч/год,

Топливная составляющая себестоимости по отпуску электрической энергии:

руб./кВтч,                       (165)

руб./кВтч,                                       (166)

где:

− издержки на топливо, приходящееся на отпуск электрической энергии, руб./год;

руб./кВтч,

Рассчитываются составляющие по отпуску электрической энергии по всем статьям затрат:

, руб./кВтч,                                           (167)

руб./кВтч;

, руб./кВтч,                                        (168)

руб./кВтч;

, руб./кВтч,                                        (169)

руб./кВтч;

, руб./кВтч,                                        (170)

руб./кВтч;

, руб./кВтч,                                      (171)

руб./кВтч;

, руб./кВтч,                                    (172)

руб./кВтч;

, руб./кВтч,                                    (173)

руб./кВтч;

Сумма всех составляющих себестоимости по отпуску электрической энергии должны быть равны сумме по отдельным её составляющим:

руб./кВтч,       (174)

руб./кВтч.

11.7.7 Структура себестоимости

%,                                             (175)

где:

− издержки на топливо в целом по станции, руб./год,

− общие издержки производства на ТЭЦ, руб.,

Аналогично рассчитываются другие составляющие структуры затрат:

,%                                                   (176)

− издержки на воду на технологические цели, руб./год,

,%                                                (177)

− основная заработная плата производственных рабочих, руб./год,

;

,%                                               (178)

− дополнительная заработная плата производственных рабочих, руб./год,

;

,%;                                               (179)

− начисления на заработную плату производственных рабочих, руб./год,

,%;                                             (180)

− расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб./год,

,%;                                            ( 181)

− цеховые расходы, руб./год,

,%;                                               (182)

− общестанционные расходы, руб./год,

Сумма составляющих структуры затрат составит:

                (183)

Табл. 11.1 Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты

Наименование статей затрат

Годовые издержки производства

В том числе

И, руб/год

Структура

%

На теплоту

На электрическую энергию

Ит, руб./год

S, руб./Дж

Иэ, руб./год

S, руб/кВтч

1. Топливо на   технологические цели

1083036106

85,58

2000253,4106

4386,4

882782,6 106

80,6

2. Вода на технологические цели

43321,4106

3,48

18628106

408

24693,2106

2,3

3. Основная заработная плата производственных рабочих

3108106

0,25

1336,4106

29,3

1771,6106

0,16

4. Дополнительная заработная плата производственных рабочих

435,12106

0,03

187,1106

4,1

248,02106

0,023

5. Отчисления на социальное страхование

1240,1106

0,1

533,2106

11,7

706,9106

0,065

6. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

115321106

9,19

49588,4106

1086,2

65733,5106

6

7. Пусковые расходы

Не учитываются

8. Цеховые расходы

8072,5106

0,72

3471,2106

76

4601,3106

0,42

9.Общестанционные расходы

8241,5106

0,65

3543,8106

77,6

4697,7106

0,43

Всего

1262775,7 106

100

Табл. 11.2  Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ

Наименование величин

Условное обозначение

Единица измерения

Величина

  1.  Установленная мощность станции.

Nу

МВт

1500

2. Число часов использования номинальной установленной мощности

Ч

7600

3. Годовая выработка электроэнергии

Wвырг

МВтч

11400103

4. Расход электроэнергии на собственные нужды.

Wсн

МВтч

444,6103

5. Годовой отпуск электроэнергии с шин станции.

Wотпг

МВтч

10955103

6. Удельный расход условного топлива:

на отпуск электрической энергии

на отпуск теплоты

г.у.т/кВт.ч

кг.у.т/ГДж

0,23

39,7

7. Удельные капитальные вложения

руб/кВтч

953,4103

8. Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ.

         Qотпг

ГДж/год

45653103

9. Цена условного топлива

руб./т.у.т

340

10. Себестоимость единицы   электрической энергии        

                               теплоты

руб./кВтч

руб./ГДж

89,9

6079,2

11. КПД станции по отпуску электроэнергии потребителям.

отпэ

%

53,48

12 КПД станции по отпуску теплоты.

отпт

%

83,72

13. Капитальные вложения в строительство станции.

Кст

руб.

1716,1109

14. Коэффициент теплофикации ТЭЦ

0,4

12 Технология монтажа осевого дымососа в проекте тепловой части котельного отделения ТЭЦ – 1500 МВт

                                

   Дымосос предназначен для отсоса продуктов горения (дымовые газы) из топки, газоходов парогенератора и золоуловителя, а затем подачи и выброса    их под напором через дымовую трубу в атмосферу.

Дымосос состоит из рабочего колеса двухстороннего всасывания, насаженного на вал. Вал опирается на подшипники скольжения или качения. Рабочее колесо заключено в кожух, который укреплен на фундаментной раме; на этой же раме (или на отдельных рамах или стульях) на этой же раме укреплены основания подшипников. На одном конце вал имеет полумуфту, которая сцеплена с полумуфтой электродвигателя. Рама, на которой установлен электродвигатель, обычно отдельная.

Вал дымососа на участках всасывающих кожухов защищен «рубашками» для охлаждения засасываемым воздухом. Подшипники обычно самоустанавливающиеся, с баббитовыми вкладышами, с кольцевой смазкой и водяным охлаждением.

Направляющие аппараты крепятся к корпусу и имеют общий привод. Оба рабочих колеса укреплены на валу, который опирается  на подшипники опорный и опорно-упорный. Каждое рабочее колесо состоит из стальной литой ступицы, к которой приварены два диска, к этим дискам приварено кольцо-обечайка, а  к обечайке – лопатки пропеллерного типа.

На два дымососа устанавливают одну масленую станцию, обеспечивающую подшипники жидкой циркуляционной смазкой.

Монтаж дымососа начинаю с проверки фундамента и установки на нем рамы или плиты. В некоторых случаях они поступают на монтажные площадки в собранном виде, установленными на других рамах, в других – отдельными узлами, в том числе и отдельными фундаментными плитами и рамами.

Независимо от того, в каком виде доставлена рама на монтаж, проверяют ее состояние и правильность изготовления, а затем устанавливают на место по осям фундамента.

При проверке контролируют, нет ли на раме  повреждений, а затем сверяют ее фактические размеры с размерами фундамента в натуре  или с размерами указанными на чертеже. Кроме того, проверяют доброкачественность крепления деталей рамы, т.е. ее сварные швы, а также состояние верхних опорных участков, которые будут воспринимать тяжесть всего механизма.

На раме размечают оси симметрии, чтобы в дальнейшем облегчить ее выверку на фундаменте. Это выполняю когда рама доставлена отдельно от дымососа или когда последний установлен на раме. Середины межцентровочных расстояний поиечают краской или кернером, а при установке на фундамент положение рамы выверяют так, чтобы помеченные на ней середины (оси) совпали с осями фундамента; этого добиваются, спуская с натянутых струн отвесы над осями фундамента и подводя под них оси рамы. Рама должна отстоять от края фундамента не менее чем на 100 мм.

Поверхность фундамента и особенно отверстия под болты тщательно очищают, обдувают сжатым воздухом и промывают сильной струей воды из брандспойта.

Выверку рамы по высоте осуществляют на металлических подкладках толщиной 25 и не более 40 мм. Если на раме установлен дымосос в собранном виде, то выверку горизонтальности положения осуществляют ватерпасом по шейкам вала, для чего при необходимости подшипники вскрывают, в другом направлении горизонтальность положения выверяют установкой уровня на обработанный участок рамы или постамента дымососа.

После установки фундаментных плит на них устанавливаю корпус дымососа, собранный с обтекателем и передней частью диффузора, предварительно проверяют и зачищают опорные поверхности лап. Далее устанавливают нижний сектор средней и задней частей диффузора, внутреннюю трубу, ее передний конец крепят к фланцу корпуса, а под задний конец подкладывают временную опору и на нижний сектор диффузора устанавливают остальные его сектора. После этого монтируют электродвигатель вместе с рамой и насаженной на вал полумуфтой, выверяют его предварительно, устанавливают нижнюю часть всасывающего патрубка и соединяют с фланцем корпуса.

Потом снимают верхние части корпуса и обтекателя, устанавливают ходовую часть в корпус, выверяют его по зазорам в корпусе и по уровню. Устанавливают ребра внутренней трубы и снимают временную опору под ее задним концом. Закрывают корпус, контролируют зазоры  рабочих колес в корпусе и центрируют электродвигатель. Монтируют приводы направляющих аппаратов и проверяют их работу.

Затем устанавливают верхнюю часть всасывающего патрубка, проверяют все болтовые крепления фланцев и заваривают изнутри разъемы передней и задней частей диффузора. Монтируют вспомогательный вентилятор и его воздуховоды.

 

13 Перечень средств автоматизации и тепловых защит котлов и турбин

Общие требования

На ТЭС предусматривается система управления оборудованием, предназначенная для выполнения функций контроля, сигнализации, автоматического вычисления технико-экономических показателей, дистанционного управления, автоматического регулирования, технологической защиты, дискретного автоматического управления и оперативной связи. Объем контроля, сигнализации, автоматического регулирования и технологической защиты принимается в соответствии с ПТЭ.

Управление оборудованием электростанции осуществляется на постах управления, которыми являются: главный щит управления (ГЩУ), групповые щиты управления (ГрЩУ), щиты управления (ЩУ) вспомогательных цехов и общестанционных установок.

Автоматические регуляторы котельных установок:

1. Подачи питательной воды (регулятор питания) − по одному на барабанный и на каждый водопаровой тракт прямоточного котла;

2. Производительности питательных насосов, оборудованных устройствами для изменения скорости вращения;

3. Подачи топлива в топку (регулятор топлива);

4. Подачи общего воздуха в топку (регулятор общего воздуха);

5. Подачи первичного воздуха к мельницам в схемах с прямым вдуванием пыли в топку;

6. Разряжения в топке котла;

7. Температуры перегретого пара;

8. Температуры вторичного перегретого пара.

Автоматические регуляторы турбинных установок:

1. Скорости вращения и давления пара в регулируемых отборах;

2. Подачи пара на концевые уплотнения валов;

3. Уровня и рециркуляции воды в конденсаторе;

4. Температуры масла за маслоохладительной системой маслоснабжения;

5. Подачи пара на прогрев фланцев и шпилек цилиндров турбины;

6. Давления пара перед эжекторами;

7. Давления перед турбинами блочных установок с прямоточным котлом.

Защиты прямоточных котлов:

1. от повышения/понижения давления свежего пара ;

2. Погасание факела в топке;

3. от понижения давления питательной воды ;

4. Отключение всех РВП;

5. Прекращение расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

6. при отключении ТДМ ;

7. Повышение температуры свежего пара.

Защиты паровых турбин:

1. От осевого сдвига ротора;

2. От падения вакуума в конденсаторе;

3. От падения давления масла на смазку до третьего предела;

4. От внутренних повреждений;

5. От повышения температуры свежего пара перед турбиной или перед ЧСД;

6. От повышения уровня конденсата до второго предела;

7. От недопустимого повышения частоты вращения.


Рн

tобр

Gно

t1

hно

ПВК

tпр

в

hво

Gво

hво

hво

t2

G8

Gпв

h7

h8

h8

h’’8

G7

Gпв

h6

h7

h7

h’’7

G1

h’’8

G6

Gпв

hпн

h6

h6

h’’6

G1+G2

h’’7


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

26231. Логістичні системи доставки вантажів 81 KB
  У загальному випадку доставка вантажу від відправника до одержувача передбачає виконання логістичних операцій щодо вибору видів транспорту та сполучень підготовки вантажу до перевезень доставки його на термінал магістрального транспорту виконання навантажувальнорозвантажувальних та складських робіт транспортування вантажу з одного магістрального виду транспорту на інший перевезення вантажу з терміналу магістрального виду транспорту до адресата. Транспортнотехнологічні схеми доставляння вантажів можна класифікувати на: інтермодальні –...