Меню

Выбор оборудования для тэс

Выбор оборудования тепловой электростанции

Выбор оборудования тепловой электростанции

Поделиться «Выбор оборудования тепловой электростанции»

  • Facebook
  • Google+
  • LinkedIn
  • Twitter
  • VKontakte

выбор оборудования для ТЭЦ

выбор оборудования для ТЭЦ

В статье показано, как подбирается оборудование для тепловой электростанции на стадии проекта.

Описание принципиальной схемы для этой станции читайте тут.

Выбор вспомогательного оборудования произведен в соответствии с действующими нормами, правилами, на основании балансов пара, тепла и воды. Окончательный выбор вспомогательного оборудования будет проведен на стадии разработки рабочей документации. В данном проекте есть одна особенность, схема — бездеаэратораная, о том как выбирается деаэратор можно узнасть в статье уравнение материального баланса и выбор деаэратора.

Выбор конденсатного насоса 1го подъема

Расход конденсата на блок с учетом 5% запаса по п. 6.9 ВНТП-81 составляет:

  • Dк. – максимальный расход конденсата;
  • Dз. – 5% запас.
  • Dконд.н. = 965×1,05=1013 м 3 /ч.

Для обеспечения требуемой производительности устанавливаются три насоса КсВ-500-85-1 (2 работают, один в резерве):

  • производительность 500 м 3 /ч;
  • напор 85 м. вод. ст.;
  • частота 985 об/мин;
  • мощность двигателя 200 кВт;
  • производитель ОАО «Насосэнергомаш», г.Сумы, Украина.

Выбор конденсатного насоса 2го подъема

Расход конденсата на блок с учетом 5% запаса по п. 6.9 ВНТП-81 составляет:

  • Dк. – максимальный расход конденсата;
  • Dз. – 5% запас.

Dконд.н. = 965×1,05=1013 м 3 /ч.

Для обеспечения требуемой производительности устанавливаются три насоса КсВ-500-220-1 (2 работают, один в резерве):

  • производительность 500 м 3 /ч;
  • напор 220 м. вод. ст.;
  • частота 1480 об/мин;
  • мощность двигателя 500 кВт;
  • производитель ОАО «Насосэнергомаш», г.Сумы, Украина.

Выбор насоса сливного

Устанавливается 2 насоса КсВ-90-220 с увеличенной подачей (один в резерве).

  • производительность 125 м 3 /ч;
  • напор 220 м. вод. ст.;
  • частота 2970 об/мин;
  • мощность двигателя 132 кВт;
  • производитель ОАО «Насосэнергомаш», г.Сумы, Украина.

Выбор насоса конденсатного бойлеров

Устанавливается два насоса (один в резерве) типа ЦМЛ-65/180-7,5/2:

  • производительностью 26 м 3 /ч;
  • напор 40 м. вод. ст.;
  • частота вращения 3000 об/мин;
  • номинальная мощность 7,5 кВт;
  • производитель ООО «Насосный завод «Взлет».

Выбор питательного насоса

Расход воды на контур высокого давления с учетом величины впрыска в БРОУ и РОУ, а также запаса по расходу 5% в соответствии с п. 6.9 ВНТП-81 равен:

  • Dк. – номинальный расход питательной воды;
  • Dроу. – расход воды на впрыск в РОУ;
  • Dпром. – номинальная производительность промотбора на впрыски (25 т/ч);
  • Dз. – 5% запас.

Предлагаются к установке два питательных насоса типа HPT 300-400-D+5s по 100 % производительности (1 в резерв) с электроприводом и гидромуфтой фирмы Voith со встроенным мультипликатором.

Производство фирмы Sulzer.

Выбор бака слива из котлов

В соответствии с п. 6.14 ВНТП-81 на электростанциях устанавливается на каждые четыре-шесть котлов один общий бак слива емкостью 40-60 м 3 . На основании изложенного, на ГРЭС устанавливается один бак слива от котлов емкостью 40 м 3 .

Выбор насоса бака слива из котлов

К баку слива от котлов, в соответствии с п.6.14 ВНТП-81, устанавливается по одному насосу, производительность которого должна обеспечить откачку сливаемой воды в течение 1-1,5 часов. Таким образом, устанавливается один насос типа ЦМЛ-50/200-11/2:

  • производительность 40 м 3 /ч;
  • напор 44 м. вод. ст.;
  • частота вращения 3000 об/мин;
  • номинальная мощность 11 кВт;
  • производитель ООО «Насосный завод «Взлет».

Выбор дренажного бака

В соответствии с п. 6.13 ВНТП-81 на каждый блок предусматривается установка одного дренажного бака емкостью 15 м 3 .

Выбор насоса дренажного бака

В соответствии с п. 6.13 ВНТП-81 насосы дренажного бака устанавливаются в количестве двух штук. Предлагаются к установке насосы типа ЦМЛ-50/200-7,5/2. Все насосы рабочие.

  • Производительность 8 м 3 /ч;
  • Напор 49 м. вод. ст.;
  • Частота вращения 3000 об/мин;
  • Номинальная мощность 7,5 кВт;
  • Производитель ООО «Насосный завод «Взлет».

Выбор бака химобессоленной воды

В соответствии с п. 6.12 ВНТП-81 создается дополнительный запас обессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий. На блочных электростанциях емкость баков принимается на 30 минут работы электростанции с максимальной нагрузкой, но не менее 4000 м 3 .

Устанавливаются два бака, емкостью по 2000 м 3 .

Выбор насосов химобессоленной воды

В соответствии с п. 6.12 ВНТП-81 производительность и количество насосов, откачивающих воду из баков химобессоленной воды, обеспечивает одновременно нормальную подпитку цикла и 30% расхода питательной воды в наибольшей турбоустановке. Насосы устанавливаются в количестве не менее двух без резерва.

Номинальный расход через насосы химобессоленной воды составляют:

Согласно ВНТП-81, устанавливаются 2 насоса типа Х150-125-315, все насосы рабочие.

  • Производительность 150 м 3 /ч;
  • Напор 35 м. вод. ст.;
  • Частота вращения 1450 об/мин;
  • Номинальная мощность 20 кВт;
  • Производитель ЗАО «Катайский насосный завод».

Большую часть времени эти насосы не будут работать при своей номинальной производительности, поскольку резерв 30% питательной воды требуется в аварийных ситуациях. Таким образом, целесообразно поставить дополнительно два насоса малого расхода (на три блока), для обеспечения только нормальной подпитки цикла. Предлагается насос типа Х65-50-160.

  • Производительность 30 м 3 /ч;
  • Напор 31 м. вод. ст.;
  • Частота вращения 2900 об/мин;
  • Номинальная мощность 3,5 кВт;
  • Производитель ЗАО «Катайский насосный завод».

Выбор РОУ собственных нужд

Для обеспечения блока паром для собственных нужд, устанавливается редукционно-охладительная установка производительностью 40т/ч, на параметры пара 44/11 бар, 309/210˚С.

К установке предлагается РОУ, включающая в себя интегрированный паропреобразовательный клапан типа 1611-09 и регулирующий клапан охлаждающей воды типа 1313-05 в количестве одной штуки.

Производство фирмы «HORA» с электроприводом фирмы «Siemens».

Выбор БРОУ

Предусматривается двухбайпасная пусковая схема с БРОУ высокого и низкого давления.

БРОУ ВД представляет собой интегрированный быстродействующий паропреобразовательный клапан типа 1633-84 и регулирующий клапан охлаждающей воды типа 1313-05 в количестве одной штуки.

Производство фирмы «HORA» с электроприводом фирмы «Siemens».

БРОУ НД представляет собой интегрированный быстродействующий паропреобразовательный клапан типа 1611-91 и регулирующий клапан охлаждающей воды типа 1313-01 в количестве двух штук.

Производство фирмы «HORA» с электроприводом фирмы «Siemens».

Выбор расширителей дренажей

Для утилизации дренажей низкого давления устанавливается один расширитель дренажей низкого давления типа Сп-5,5У на параметры Рр=0,15МПа, V=5,5 м 3 .

Для утилизации дренажей высокого давления устанавливается один расширитель дренажей высокого давления типа Сп-1,5У на параметры Рр=0,8МПа, V=1,5 м 3 .

Выбор насосов технической воды

Для подачи воды на охлаждение вспомогательного оборудования блока установлены насосы типа Д-2000-21 (напор 21 м. вод. ст., подача 2000 м 3 /ч). Количество насосов 2 шт. (1 в работе, 1 в резерве).

Также устанавливаются следующие насосы для подачи технической воды к вспомогательному оборудованию котла:

  • К шлаковым дробилкам котла по условиям Завода-изготовителя должна подаваться вода с давлением 5,9-7,9 кгс/см 2 в количестве 19 м 3 /ч. Для этих целей устанавливаются насосы типа CR 20-5 A-F-A-E HQQE (напор 58 м. вод. ст., подача 21 м 3 /ч). Количество насосов 2 шт. (1 в работе, 1 в резерве).
  • К аппаратам обмывки экранов котла по условиям Завода-изготовителя должна подаваться вода с давлением 15 кгс/см 2 в количестве 42 м 3 /ч. Для этих целей устанавливаются насосы типа CR 45-7-2 A-F-A-E HQQE, (напор 142 м. вод. ст., подача 42 м 3 /ч). Количество насосов 2 шт. (1 в работе, 1 в резерве).
  • Для подачи воды на обмывку РВП котла устанавливаются насосы типа ЦМК1-250/400-55/4 (напор 42 м. вод. ст., подача 280 м 3 /ч). Количество насосов 2 шт. (1 в работе, 1 в резерве). Загрязненная обмывочная вода после РВП поступает в бак, откуда откачивается насосами в бак-нейтрализатор. Тип насосов ХП-280/42а-2,0-Е-Щ (напор 42 м. вод. ст., подача 280 м 3 /ч). Количество насосов 2 шт. (1 в работе, 1 в резерве).

Схема технической воды на охлаждение вспомогательного оборудования и контура обмывки РВП разрабатывается на последующей стадии проектирования.

Выбор оборудования замкнутой системы охлаждения генератора

Для охлаждения воздухоохладителей генератора и теплообменников замкнутой системы охлаждения статора генератора организован замкнутый контур с насосами Д-1250-63б (напор 44 м. вод. ст., подача 1050 м 3 /ч). Количество насосов 2 шт. (1 в работе, 1 в резерве)

Рабочей средой в контуре является конденсат. Контур также включает в себя бак и теплообменники для охлаждения конденсата, охлаждаемые технической водой. Схема контура разрабатывается на последующей стадии проектирования.

Для охлаждения статора генератора используется дистиллят, подаваемый по отдельному замкнутому контуру. Оборудование контура охлаждения статора и схема его включения входят в границы проектирования Завода-изготовителя генератора.

Выбор оборудования сетевой и деаэрационно-подпиточной установки

При отпуске потребителю 15 Гкал/ч, согласно СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», потери сетевой воды складываются из расхода воды на ГВС и утечек теплосети.

Нагрузка ГВС составляет 15-20% от суммарной тепловой нагрузки, т.е. Qгвс=3Гкал/ч. Таким образом, расход сетевой воды на горячее водоснабжение составляет:

  • Gсв=Qгвс/(Cp(Tгвс-Тхол))=3*1,163/(4,19*(70-5))=12,8 кг/с=46,1 т/ч

Согласно правилам технической эксплуатации тепловых энергоустановок, при эксплуатации тепловых сетей утечка теплоносителя не должна превышать норму, которая составляет 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети. По СНиП 41-02-2003 объем воды в системах теплоснабжения при отсутствии данных по фактическим объемам воды допускается принимать равным 70 м 3 на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при открытой системе теплоснабжения.

Таким образом, утечки теплосети составляют:

  • Gут=0,0025*Qт*70=0,0025*15*1,163*70=3,1 т/ч
  • Суммарная подпитка теплосети составляет 49,2 т/ч.

Производительность деаэрационно-подпиточной установки определяется на три блока, суммарной тепловой мощностью 45 Гкал/ч. Согласно СНиП 41‑02‑2003 расчетный часовой расход воды для определения производительности водоподготовки и соответствующего оборудования для подпитки открытой системы теплоснабжения следует принимать равным расчетному среднему расходу воды на горячее водоснабжение с коэффициентом 1,2 плюс 0,75 % фактического объема воды в трубопроводах тепловых сетей. Таким образом расчетный часовой расход воды составляет 64,7 т/ч. Максимальный расход подпитки теплосети на три блока равен Dподп = 194 т/ч.

Выбор насоса подпитки теплосети

  • Максимальный расход подпитки теплосети – Dподп = 194 т/ч.
  • Расход греющей воды ДВ-200: Dг.в. = 96 т/ч.

Требуемая производительность подпиточных насосов:

Устанавливаются 3 насоса (1 в резерв) ЦМЛ-125/360-30/4: (СНиП 41-02-2003. п.8,16)

  • производительность 145 м 3 /ч;
  • напор 38 м. вод. ст.;
  • частота вращения 1450 об/мин;
  • максимальная потребляемая мощность 30 кВт;
  • производитель ООО «Насосный завод «Взлет».
Читайте также:  Оборудование для производства турбогенераторов

Выбор сетевых подогревателей

Суммарная тепловая нагрузка ГРЭС после введения в строй трех блоков 4, 5 и 6 будет распределена между ними. В настоящее время тепловая нагрузка ГРЭС составляет 39 Гкал/ч. Резервироваться тепловая нагрузка на ГРЭС будет за счет существующих основных и аварийных бойлеров.

Производительности существующих насосов водопроводной воды (1Д-315х50) достаточно для обеспечения подпитки теплосети.

Из-за невозможности применения каскадного слива и ненадежной эксплуатации сварных пластинчатых подогревателей предлагаются к установке горизонтальные кожухотрубные подогреватели, разработанные ОАО «НПО ЦКТИ».

Основной сетевой подогреватель

  • Тип ПП1-54кп/15ок-16-II

Пиковый сетевой подогреватель

  • Тип ППМР630х3-1,0-II

Выбор охадителя конденсата бойлеров

Максимальный расход подпиточной воды через все подогреватели 194 т/ч. Принимаем по одному ОКБ на блок. В качестве теплообменника используется разборный пластинчатый теплообменник типа M6-FG, производитель «Альфа Лаваль».

Выбор вакуумного деаэратора

Максимальный расход подпитки теплосети с трех блоков Dподп = 194 т/ч. Согласно Заданию на проектирование, вакуумный деаэратор, как элемент подпитки теплосети, должен быть общим на три новых блока. Ввиду разновременности строительства этих блоков, деаэратор должен работать в широком диапазоне нагрузок. Устанавливаются два вакуумных деаэратора типа ДВ-100/25 разработки ОАО «НПО ЦКТИ». Номинальная производительность деаэратора 100 т/ч. В соответствии с письмами ОАО «НПО ЦКТИ» исх.№3/765 от 17.02.09 (Приложение 6) и исх.№3/1043 от 03.03.09 (Приложение 7), вместе с деаэратором, устанавливается охладитель выпара ОВВ-8, водоструйный эжектор ЭВ‑60, а также деаэраторный бак, полезной вместимостью 25 м 3 . Диапазон регулирования вакуумных деаэраторов 20-100% производительности.

Выбор бака подъемных насосов эжекторов

Устанавливается 1 бак подъемных насосов эжекторов, объемом 30м 3 . Входит в объем поставки деаэратора.

Выбор насоса подъемных эжекторов вакуумных деаэраторов

  • Расход воды на эжектор Dводы = 60 т/ч.
  • Количество включенных эжекторов n = 2.
  • Суммарный расход воды на эжектора Dобщ = Dводы * n = 60 * 2 = 120 т/ч

Согласно письму НПО ЦКТИ исх.№3/1043 от 03.03.2009 напор насосов должен быть порядка 40м. Устанавливаются 2 насоса (1 в резерв) ЦМЛ-125/360-22/4:

  • производительность 120 м 3 /ч;
  • напор 40 м. вод. ст.;
  • частота вращения 1450 об/мин;
  • номинальная мощность 22 кВт;
  • производитель ООО «Насосный завод «Взлет».

Выбор насосов сетевой воды

Без учета собственных нужд, максимальный расход сетевой воды с одного блока составляет 250 т/ч (750 т/ч на 3 блока).

Согласно п.11.8 ВНТП на все три новых блока устанавливаются 4 сетевых насоса (1 в резерв).

Принимаются к установке насосы Omega 100-310.

  • Производительность 250 м 3 /ч; Напор – 105 м;
  • Номинальная мощность – 90,4 кВт; Мощность двигателя – 110 кВт;
  • Частота вращения – 2982 об/мин;
  • Производитель: фирма «KSB», Германия.

На стадии разработки рабочей документации будет рассмотрена возможность применения марок насосов, предусмотренных в I очереди ГРЭС.

Выбор баков-аккумуляторов ГВС

В соответствии с п. 6.20 СНиП 41-02-2003 для выравнивания суточного графика расхода сетевой воды на горячее водоснабжение предусматривается установка баков – аккумуляторов емкостью, равной 10 кратной величине среднечасового расхода воды на ГВС за отопительный период.

Перспективная нагрузка ГВС составляет Qгвс=9 Гкал/ч.

Десятикратный расход ГВС составляет:

  • 10*Dсв=10*Qгвс/(Tгвс-Тхол)=10*9/(70-5)=1385 м3/ч

Таким образом, суммарный объем баков ГВС составляет 1412 м 3 . Устанавливаем два бака объемом по 1000 м 3 .

Выбор регулировочного насоса

Максимальный расход воды на горячее водоснабжение в 2,4 раза больше среднего расхода воды на ГВС. Для сглаживания суточных неравномерностей потребления горячей воды, устанавливаются регулировочные насосы на баках-аккумуляторах ГВС. Производительность насосов рассчитана как разность между максимальным расходом на ГВС (с коэффициентом 2,4) и расходом на подпитку теплосети. Dmax ГВС -Dподп = 2,4*46,1*3 – 194 = 138 т/ч

Устанавливается 3 насоса (1 в резерве) ЦМЛ-100/335-15/4 (с учетом расширения блоками 5 и 6):

  • производительностью 69 м 3 /ч;
  • напор 34 м. вод. ст.;
  • частота вращения 1450 об/мин;
  • номинальная мощность 15 кВт;
  • производитель ООО «Насосный завод «Взлет».

Поделиться «Выбор оборудования тепловой электростанции»

Источник



Оборудование ТЭЦ

На ТЭЦ находится основное и вспомогательное оборудование, при помощи которого ведется выработка электрической и тепловой энергии.

Основное оборудование ТЭЦ.

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паровому циклу (цикл Ренкина ) относится: паровые котлы , паровые турбины , электрические генераторы и главные трансформаторы. Какие бывают паровые турбины на современных тепловых электростанциях, Вы можете почитать в статье — типы паровых турбин .

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паро-газовому циклу относится: газовая турбина с воздушным компрессором, электрический генератор газовой турбины, котел-утилизатор, паровая турбина, главный трансформатор.

Основное оборудование — это оборудование, без которого невозможна работа ТЭЦ.

Паровая турбина Рефтинской ГРЭС

Вспомогательное оборудование ТЭЦ.

К вспомогательному оборудованию оборудованию ТЭЦ относятся различные механизмы и установки, обеспечивающие нормальную работу ТЭЦ. Это могут быть водоподготавливающие установки, установки пылеприготовления, системы шлако- и золоудаления, теплообменники, различные насосы и другие устройства.

Ремонт оборудования ТЭЦ.

Всё оборудование ТЭЦ должно ремонтироваться согласно установленному графику ремонтов. Ремонты, в зависимости от объема работ и количества времени делятся на: текущий ремонт, средний ремонт и капитальный ремонт. Самый большой по продолжительности и количеству ремонтных операций — капитальный. Более подробно о ремонтах на электростанциях Вы можете почитать в нашей статье — Ремонт энергетического оборудования ТЭС .

Ремонт оборудования на Назаровской ГРЭС

Во время работы, оборудование ТЭЦ должно подвергаться периодическому техническому обслуживанию (ТО), также согласно утвержденному графику ТО. Во время ТО проделывают, например, такие операции — продувка обмоток двигателей сжатым воздухом, перенабивка сальниковых уплотнений, регулировка зазоров и т.д.

Также во время работы, за оборудованием ТЭЦ должен вестись постоянный контроль со стороны эксплуатационного персонала. При обнаружении неисправности, должны быть предприняты меры по их устранению, если это не противоречит правилам безопасности и правилам технической эксплуатации. В противном случае оборудование останавливается и выводится в ремонт.

О том как оборудование на ТЭС выводится в ремонт, Вы можете посмотреть на видео, представленном ниже:

Источник

Основное технологическое оборудование ТЭЦ

Современные тепловые электрические станции имеют преимущественно блочную структуру. Рассматриваемая ТЭЦ выполнена по блочной схеме с поперечными связями по пару и питательной воде. ТЭЦ с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный и связанное с ним непосредственно вспомогательное оборудование.

Применение блочной схемы связано со следующими особенностями эксплуатации:

1. Котельный резерв на блочных ТЭЦ отсутствует, что компенсируется аварийным резервом в энергосистеме. Останов котла означает потерю мощности энергоблока.

2. Аварийные ситуации локализуются в рамках энергоблока, не затрагивая соседние блоки.

3. Упрощение тепловой схемы и коммуникаций, отсутствие соединительных магистралей, уменьшение числа элементов арматуры облегчает и делает его более надежным.

4. Управление блоком ввиду тесной взаимосвязи котла и турбины осуществляется из единого центра, каковым является блочный щит управления.

5. Каждый последующий энергоблок ТЭЦ может быть выполнен отличным от предыдущего с применением более прогрессивных решений.

6. Блочная схема приводит к блочному пуску, т. е. к одновременному пуску котла и турбины на скользящих параметрах пара.

Основным оборудованием ТЭЦ являются турбина, котел и генератор. Серийные агрегаты стандартизированы по соответствующим показателям: мощности, параметрам пара, производительности, напряжению и силе тока и т. д. При выборе предпочтение отдается стандартным агрегатам. На выбор агрегатов существенное влияние оказывает тепловая схема электростанции.

При выборе основного оборудования блочной ТЭЦ должны соблюдаться следующие требования:

1. Тип и количество основного оборудования должны соответствовать заданной мощности электростанции и предусмотренному режиму ее работы. Возможные варианты по значениям мощности блоков и параметрам пара сопоставляются по технико-экономическим показателям, таким как удельные капитальные затраты, себестоимость энергии, удельный расход условного топлива.

2. Ограничения по мощности выбираемых блоков накладывается мощностью энергосистемы.

3. К блокам, предназначенным для регулирования нагрузки системы (пиковым и полупиковым), предъявляются дополнительные ограничения по мощности и параметрам пара.

4. Выбор основного оборудования для блочных ТЭЦ заключается в выборе блоков, включающих в себя все основные агрегаты и вспомогательное оборудование.

5. Тип парового котла должен соответствовать виду топлива, выделенному для проектируемой электростанции.

6. Производительность парового котла блока ТЭЦ выбирается такой, чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину вместе с расходом на собственные нужды и запасом, равным 3%.

7. Число котлов выбирается равным числу турбин – это позволяет иметь одинаковую строительную длину котельного и турбинного отделений.

8. При расширении ТЭЦ в целях увеличения отопительной мощности рассматриваются два варианта: или установка турбины типа Т, или увеличение количества водогрейных котлов.

На ТЭЦ-2 сооружено три блока, на которых установлено следующее технологическое оборудование для покрытия тепловых и электрических нагрузок:

— блоки №1,2 – турбина типа ПТ-80-130/13;

— блок №3 – турбина типа Т-100/120-13.

Для промышленно-отопительных ТЭЦ применяются конденсационные турбины типа ПТ с двумя регулируемыми отборами пара. Т. к. на рассматриваемой ТЭЦ преобладает отопительная нагрузка, то в дополнение к турбинам ПТ установлена турбина типа Т с теплофикационными отборами. В таблице 1.1 представим технические характеристики турбин.

Таблица 1.1 – Технические характеристики турбин рассматриваемой ТЭЦ

Характеристики Данные
ПТ-80-130/13 Т-100/120-130
Номинальная мощность, МВт
Максимальная мощность, МВт
Давление свежего пара
Температура свежего пара,
Номинальный расход свежего пара, т/час
Число регенеративных отборов
Пределы регулирования давления пара в отборах:
— производственном, МПа 1-1,6
— отопительном, МПа 0,03-0,25
— верхнем отопительном, Мпа 0,06-0,25
-нижнем отопительном, МПа 0,05-0,20
Удельный расход свежего пара при номинальном теплофикационном режиме, кг/ кВт ч 5,6 4,3
Число цилиндров турбины
Число конденсаторов
Расход пара в отборах:
-производственном, т/час
-отопительном, т/час 0,06-0,25
-верхнем и нижнем отопительных, т/час 0,05-0,20
Температура охлаждающей среды,
Температура питательной воды,

2. Котлоагрегаты. На рассматриваемой ТЭЦ установлены следующие котлоагрегаты:

— для всех блоков – энергетические котлы типа ТГМ-96б (три штуки) парапроизводительностью 480 т/час;

— три пиковых водогрейных котла типа ПТВМ-100 производительностью 100 Г кал/час;

— два пиковых водогрейных котла типа КВГМ-180 производительностью 1180 Г кал/час.

Резервные котлы на блочных ТЭЦ не устанавливаются. На ТЭЦ в качестве резерва устанавливаются водогрейные котлы. Количество их принимается равным не менее двух, а суммарная мощность такова, чтобы при отключении одного энергетического котла остальные вместе с водогрейными котлами обеспечивали среднюю отопительную нагрузку наиболее холодного месяца. Для принятой блочной схемы ТЭЦ котлы ТГМ-96б обеспечивают максимальный расход пара на турбину ПТ-80/13-130 с запасом 2,1%, а для турбин Т-100/1220 130-3 обеспечивают только номинальный пропуск пара турбиной без запаса. Максимальный пропуск пара турбиной 485 т/час не покрываются. В таблице 1.2 представим технические характеристики котлов.

Читайте также:  Все оборудование для скорой медицинской помощи

Таблица 1.2 – Технические характеристики котлов рассматриваемой ТЭЦ

Характеристики Данные
Энергетический котел типа ТГМ-96б
Паропроизводительность, т/час
Температура питательной воды,
Температура пара,
Давление пара,
-МПа 13,8
-кг с/ см²
Температура уходящих газов,
К.п.д. гарантийный, % 92,8
Воздухоподогреватель – РВП
Топливо – газ и мазут
Водогрейный котел типа ПТВМ-100
Теплопроизводительность, Гкал/час
Давление, кг с/см² 10,3
Топливо – газ и мазут
Расход воды
— в основном режиме, т/час
— в пиковом режиме, т/час
К.п.д., % 90,5
Температура воды на входе в котел
— в основном режиме,
— в пиковом режиме,
Температура воды на выходе из котла,
Водогрейный котел типа КВГМ-180
Теплопроизводительность, Гкал/час
Давление, кг с/см² 8-25
Топливо – газ
Расход воды, т/час
К.п.д., % 88,8
Температура воды на входе в котел,
Температура воды на выходе из котла,

Каждый из блоков ТЭЦ-2 в номинальном режиме выдает 80 МВт электроэнергии, а также тепло с сетевой водой (на отопление и горячее водоснабжение) – 100 Гкал/час. С блоков №1, 2 можно выдать пар для промышленных предприятий – 80 Гкал/час. Пиковые водогрейные котлы могут выдать суммарную тепловую мощность 660 Гкал/час. Так как ТЭЦ-2 является электростанцией комбинированного типа, она производит электричество и тепло в разных количествах в зависимости от климатических условий и от инструкций со стороны контрольных органов.

В определенных условиях ТЭЦ может производить только электроэнергию (при конденсационном режиме) или же напротив поставлять максимальное количество теплоэнергии турбин блоков и дополнительно электроэнергию. В зависимости от ситуации с топливом, можно поставить дополнительное тепло с пиковых водогрейных котлов.

ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭЦ. ТОПЛИВО

На технологической схеме ТЭЦ отображают цепочку технологических процессов от доставки топлива до выдачи электроэнергии.

Технологическая схема выполнена по блочному принципу (рис.1.1).

Рис. 1.1 – Технологическая схема ТЭЦ (Обозначения: G – генератор; Т – трансформатор; ТСН – трансформатор собственных нужд; ТХ – топливное хозяйство; ГВТ – газовоздушный тракт)

Рассмотрим работу схемы: пар из котла 1 поступает через пароперегреватель 2 в турбину, состоящую из цилиндра высокого давления 3 и из цилиндра низкого давления 4. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе 5 водой, подаваемой из охлаждающей градирни 14 циркуляционным насосом 13, а затем конденсат подается конденсатным насосом 6 в подогреватели низкого давления (ПНД) 7 со сливным насосом из ПНД конденсатора 8. В ПНД конденсат подогревается и поступает в деаэратор 9. Подпиточная вода из природного водоема насосом технического водоснабжения 16 подается в водоподготовительную установку (химводоочистку) 15, после специальной обработки, в которой также поступает в деаэратор 9. Питательная вода, освобожденная в деаэраторе от кислорода и углекислого газа, подается в котел 1 питательным насосом 10. При этом проходит через подогреватели высокого давления (ПВД) 11 и экономайзер 12, где подогревается отбираемым из турбины паром и отходящими от котла газами.

Для промышленных нужд имеется в наличии отбор пара из турбины 22, возврат конденсата от технологических потребителей осуществляется насосом 23. Для подогрева сетевой воды (для отопления и горячего водоснабжения) используется теплофикационный отбор, пар из которого направляется в подогреватели сетевой воды 17. В пиковом режиме работы для подогрева сетевой воды используются водогрейные котлы 18 и пиковые бойлера 24, со сливными насосами 25. Для обеспечения циркуляции воды в теплофикационной сети служат сетевые насосы I-го и II-го 19 подъемов. Для покрытия потерь сетевой воды используется насос подпитки тепловых сетей 21.

Реально технологическая схема ТЭЦ намного сложнее, т. к. в приведенной схеме на рисунке1.1 однотипное оборудование изображено один раз независимо от числа установленных на электростанции вспомогательных и основных агрегатов. Количество рабочих и резервных агрегатов зависит от вида и мощности станции, места механизмов в технологическом процессе и других факторов.

В энергетических установках требуемые параметры рабочего тела получают, используя энергию топлива. Под энергетическим топливом понимают вещества, выделяющие при определенных условиях значительное количество теплоты, которое экономически целесообразно использовать как источник энергии.

Энергетические и водогрейные котлы на ТЭЦ-2 газомазутные. Основным топливом для электростанции является природный газ, а резервным – мазут марки М100 и М40.

Мазут – высокий, тяжелый остаток перегонки нефти, получающийся после отгона легких фракций (бензина, керосина, лигроина и др.), применяют в энергетике преимущественно в качестве жидкого топлива. Мазут классифицируют по вязкости и содержанию соединений серы на малосернистые (S 2%).

На ТЭЦ топливо перед сжиганием специально подготавливают, что обеспечивает надежную и экономичную работу топочных устройств и всего котла. Характер подготовительных операций зависит от вида топлива.

Природный газ, подаваемый по газопроводам, имеет давление, значительно превышающее необходимое при сжигании. Поэтому предварительно на газораспредилительных станциях (ГРС) или пунктах (ГРП) электростанции снижают давление газа, а также очищают его от механических примесей и влаги. Подготовка газообразного топлива наиболее проста и требует небольших площадей и материальных затрат.

Горение жидкого топлива (мазута) происходит после его испарения. Скорость испарения жидкости, а следовательно, горения, тем выше, чем больше ее удельная поверхность, т. е. поверхность, приходящаяся на единицу массы топлива. Чтобы получить большую удельную поверхность жидкого топлива, его распыляют на мелкие частицы. Для качественного распыления и надежной транспортировки по трубопроводам мазут марок М100 и М40 предварительно подогревают до 95-135 . Кроме того, мазут, как и газообразное топливо, очищают от механических примесей, а также повышают в зависимости от типа распыляющих устройств – горелок – до определенных значений его давление.

Источник

Выбор основного и вспомогательного оборудования для ТЭЦ

Проектирование, расчет энергетических показателей и подбор оборудования ТЭЦ. Построение принципиальной тепловой схемы турбоустановки с паровой турбиной. Выбор регенеративных подогревателей и их характеристика. Выбор и характеристика конденсатных насосов.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 04.06.2015
Размер файла 302,3 K
  • посмотреть текст работы
  • скачать работу можно здесь
  • полная информация о работе
  • весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Исходные данные: турбоустановка ПТ-90-130 с номинальной тепловой мощностью отборов 80 МВт, 0,5, расчетная нагрузка теплоснабжения жилого массива 400МВт

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) — разновидность тепловой электростанции которая не только производит электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов).

Главное преимущество ТЭЦ состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара, после того, как он выработает электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС. Это дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки:

тепловому — электрическая нагрузка сильно зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка — приоритет),

электрическому — электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует, например, в летний период (приоритет — электрическая нагрузка).

По типу паропроизводящих установок могут быть ТЭЦ с паровыми котлами, с парогазовыми установками, с ядерными реакторами (атомная ТЭЦ). Могут быть ТЭЦ без паропроизводящих установок — с газотурбинными установками. Поскольку ТЭЦ часто строятся, расширяются и реконструируются в течение десятков лет (что связано с постепенным ростом тепловых нагрузок), то на многих станциях имеются установки разных типов. Паровые котлы ТЭЦ различаются также по типу топлива: уголь, мазут, газ.

По типу выдачи тепловой мощности различают турбины с регулируемыми теплофикационными отборами пара (в обозначении турбин, выпускаемых в России, присутствует буква «Т», например, Т-110/120-130), с регулируемыми производственными отборами пара («П»), с противодавлением («Р»). Обычно имеется 1-2 регулируемых отбора каждого вида; при этом количество нерегулируемых отборов, используемых для регенерации тепла внутри тепловой схемы турбины, может быть любым (как правило, не более 9, как для турбины Т-250/300-240). Давление в производственных отборах (номинальное значение примерно 1-2 МПа) обычно выше, чем в теплофикационных (примерно 0,05-0,3 МПа). Термин «Противодавление» означает, что турбина не имеет конденсатора, а весь отработанный пар уходит на производсвенные нужды обслуживаемых предприятий. Такая турбина не может работать, если нет потребителя пара противодавления. В похожем режиме могут работать теплофикационные турбины (типа «Т») при полной тепловой нагрузке: в таком случае весь пар уходит в отопительный отбор, однако давление в конденсаторе поддерживается немногим более номинального (обычно не более 12-17 кПа). Для некоторых турбин возможна работа на «ухудшенном вакууме» — до 20 кПа и более.

Кроме того, выпускаются паровые турбины со смешанным типом отборов: с регулируемыми теплофикационными и производственными отборами («ПТ»), с регулируемыми отборами и противодавлением («ПР») и др. На ТЭЦ могут одновременно работать турбины различных типов в зависимости от требуемого сочетания тепловых нагрузок.

Проектированию, расчету энергетических показателей и подбору оборудования ТЭЦ будет посвящён данный курсовой проект. В нём рассматриваются задачи проектирования, расчёт энергетических показателей, а также производится выбор основного и вспомогательного оборудования.

Читайте также:  Осмотры и ремонт газового оборудования и газопроводов

1. Выбор основного оборудования

1.1 Описание турбины

Основные характеристики турбины ПТ-90-130 УТЗ взяты из [1] и приведены в таблице 1.1

Источник

Основное оборудование тепловой электростанции, его мощность и эксплуатационные свойства.

Основным оборудованием тепловой электростанции (ТЭС) являются паровые котлы (котлоагрегаты или парогенераторы), паровые и газовые турбины, газотурбинные и парогазовые установки, электрические генераторы, электрические трансформаторы подстанций, теплофикационные устройства на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), а, именно, сетевые подогреватели (бойлеры), редукционно-охладительные установки и др.

Паровая турбина и генератор, объединенные общим валом, представляют собой паровой турбоагрегат. На современных мощных ТЭС турбоагрегаты объединяются с котельными агрегатами в «энергетические блоки», не имеющие между собой параллельных связей по пару.

Основным показателем каждого энергетического агрегата или его части является производственная мощность.

Производственная мощность – это предельная мощность, которую длительно может развить энергетический агрегат (паровой котел, турбина, электрический генератор) или электростанция в целом в конкретных условиях работы при условии выполнения всех требований нормальной эксплуатации.

Следует различать номинальную производственную мощность (максимально длительную мощность в проектных условиях или мощность по паспорту) и эксплуатационную производственную мощность (максимально длительную мощность в конкретных условиях эксплуатации).

В процессе эксплуатации производственная мощность может меняться в зависимости от технического состояния и условий эксплуатации оборудования, поэтому произ­водственная мощность агрегатов, электростанций, генерирующих компаний, энергосистем характеризуется:

Производственная мощность агрегата, определяемая только его конструктивными данными, то есть техническими характеристиками, называется установленной мощностью.

Установленная мощность агрегата (блока) – паспортная мощность, определенная заводом-изготовителем. Установленная мощность электростанции или энергетической компании определяется количеством агрегатов и их единичной установленной мощностью, то есть суммой номинальных мощностей генераторов всех турбоагрегатов.

Установленная мощность – мощность объектов по производству электрической и тепло­вой энергии на момент их введения в эксплуатацию. Установленная мощность агрегата – это паспортная мощность, определенная заводом-изготовителем и зависящая от конструк­тивных и технических характеристик агрегата. Установленная мощность остается неизмен­ной в течение срока эксплуатации, если агрегат не подвергается перемаркировке. При отсут­ствии вводов нового или демонтажа устаревшего оборудования, установленная мощность, электростанции остается постоянной.

Располагаемая мощность (максимально доступная мощность) – это часть установленной мощности объектов по производству электрической энергии за исключением мощности, неиспользуемой по причине технических, сезонных и временных ограничений мощности.

К ограничениям мощности технического характера относятся:

· использование непроектного вида топлива или менее качественного по сравнению с проектным топлива;

· износ основных производственных средств.

Сезонные ограничения мощности, определяемые:

· недостатком воды для ГЭС;

· недостатком потребителей тепла, особенно при установке на ТЭЦ противодавленческих турбоагрегатов;

· ухудшением вакуума в конденсаторах турбин ТЭС в летний период ввиду высокой температуры охлаждающей воды;

· недостатком охлаждающей воды для конденсаторов ТЭС в маловодный период.

Устранимые ограничения мощности временного характера включают:

· несоответствие по мощности между отдельными элементами, в том числе недостаточная пропускная способностью ЛЭП, ограничивающая выдачу мощности электростанций;

· снижение мощности, связанное с кратковременным ухудшением состояния оборудования в межремонтный период.

Располагаемая мощность меньше установленной (рис. 1.1.) на величину вышеперечисленных ограничений мощности – , МВт.

Располагаемая мощность также называется эксплутационной и учитывает поправки на влияние всех факторов ограничивающих производственную мощность.

Рабочая мощность – часть располагаемой мощности объектов по производству электрической и тепловой энергии за исключением мощности объектов, выведенных в установленном порядке из эксплуатации, в том числе в ремонт, реконструкцию, консервацию и объектов, находящихся в вынужденном простое (рис. 1.1), МВт.

Рабочая мощность определяется:

– установленная электрическая мощность электростанции или генерирующей компании;

– мощность оборудования, выведенного в плановый ремонт (капитальный, средний, текущий) или неплановый ремонт;

– мощность генерирующих объектов, находящихся в реконструкции, модернизации, техперевооружении;

– мощность, выведенная в консервацию;

– мощность, находящаяся в вынужденном простое.

Рис. 1.1. Установленная, располагаемая и рабочая мощности

Рабочая или диспетчерская мощность должна обеспечивать покрытие нагрузки потребителей и необходимый резерв мощности, МВт.

Диспетчерская мощность это – сумма эксплуатационной мощности турбоагрегатов, которые работают или могут работать при заданных графиках нагрузки.

Паровые турбоагрегаты с конденсационными турбинами – «К» при полной обеспеченности их свежим паром и охлаждающей водой можно считать агрегатами постоянной мощности.

Турбоагрегаты, имеющие турбины с противодавлением (без конденсатора) – «Р», являются агрегатами переменной мощности, так как их электрическая мощность находится в прямой зависимости от величины тепловой нагрузки турбин.

Производственная мощность турбоагрегатов с теплофикационным отбором и теплофикационным с производственным отбором (одним или несколькими) – «Т» и «ПТ» может быть постоянной или переменной, в зависимости от режимов их работы, а они в свою очередь зависят от электрических и тепловых графиков нагрузки потребителей.

Производственную мощность всех котельных агрегатов при условии полного обеспечения их топливом кондиционного качества, питательной водой и воздухом нормальной температуры можно считать постоянной.

Нижним пределом рабочей зоны паровых турбоагрегатов и паровых котлов является технический минимум нагрузки. Для турбин он определяется минимальным пропуском пара через ее проточную часть, необходимым для их устойчивой работы и регулирования. Для турбин «Т» и «ПТ» технический минимум определяется также минимальным пропуском пара в часть низкого давления для вентиляции лопаток хвостовой части турбины. Для котлов технический минимум нагрузки определяется минимальным часовым расходом сжигаемого топлива, необходимым для устойчивого режима его горения в топке.

Технический минимум нагрузки паровых турбин и котлов среднего давления составляет 15 — 25% от их номинальной мощности. Для турбин, котлов и блоков высокого и сверхвысокого давления технический минимум значительно выше и достигает 60% номинальной мощности.

Верхним пределом рабочей зоны агрегата является его максимально длительная мощность, которая может быть равна номинальной мощности или превышать ее (при возможности перегрузки). Возможности перегрузки различны для турбоагрегатов и котлов различного типа и определяются начальными параметрами пара и единичной мощностью агрегата. Допустимая перегрузка определяется для каждого типоразмера агрегата соответствующими заводскими расчетами и станционными испытаниями, и фиксируется в эксплуатационных инструкциях агрегатов. Перегрузочная способность в значительной мере зависит также от физического срока службы оборудования.

Под маневренностью агрегата понимают большую или меньшую скорость его пуска и изменения нагрузки. Длительность пуска турбоагрегата от подготовительных операций (прогрев паропровода, пуск циркуляционных насосов и пр.) до синхронизации и включения генератора на электрическую сеть колеблется в широких пределах в зависимости от начальных параметров пара, единичной мощности и конструкции турбины. Скорость подъема нагрузки не должна превышать 2–3 МВт/мин для турбоагрегатов среднего и 1 МВт/мин для агрегатов высокого давления.

Общая длительность пуска и подъема нагрузки до номинальной величины для турбин среднего давления обычно не превышает 2 часов. С повышением начальных параметров пара длительность пусковых операций резко возрастает, вследствие работы деталей и узлов агрегата в условиях высоких температур и давлений с высокими, близкими к предельным напряжениями, и необходимости точно выдерживать расчетные условия и нагрузки во всех переходных режимах пуска и нагружения. Так, для турбоагрегата К-50 суммарная длительность всех операций пуска – нагружения составляет около 12 часов, а для агрегата К-100 – около 16 часов. Длительность пуска (растопки) котлоагрегата от холодного состояния до включения в паропровод (большая растопка) находится в пределах от 2 до 6 часов в зависимости от типа, параметров и производительности котлоагрегата, вида топлива и конструкции топки. Подъем нагрузки котлоагрегата от нуля до ее номинальной величины занимает около одного часа.

При остывании турбины после ее останова, вследствие прогиба ротора вверх, повторный пуск возможен лишь до появления этих временных деформаций, или после полного охлаждения турбины, ограниченный временем. Повторный пуск паровых турбин не возможен при наличии «валоповоротных устройств», проворачивающих ротор турбины на малых оборотах во время ее останова и тем самым позволяющих избежать деформации ротора.

К ненормальным (ухудшенным) условиям эксплуатации турбоагрегатов относятся отклонения от нормы отдельных технических параметров турбины (начального давления и начальной температуры свежего пара, величины вакуума, параметров отборов пара и др.), отклонения от норм величины напряжения генератора, неравенство токов в фазах, пониженное сопротивление изоляции и т. п.

Ухудшение условий эксплуатации котлов связано с отклонениями от нормы качества топлива, качества и температуры питательной воды, температуры подогрева воздуха.

Допустимые отклонения от норм технических параметров и показателей, характеризующих условия эксплуатации, при которых еще допускается пуск и нагрузка агрегата, указываются в эксплуатационных инструкциях. Например, для генераторов допускается отклонение от нормы напряжения до ±5% (при номинальной мощности генератора), неравенство токов в фазах – до 10%.

Оперативная надежность оборудования тепловых электростанций, обеспечивающая бесперебойность их работы, зависит в первую очередь от качества изготовления агрегатов, их монтажа, наладки и эксплуатационного обслуживания. Влияние этих факторов тем сильнее, чем сложнее конструкция агрегатов, машин и аппаратов и чем выше требования к материалам, из которых они изготовлены. При удовлетворении всех качественных требований к оборудованию, его монтажу и эксплуатации оперативную надежность следует считать одинаковой для агрегатов всех видов, типов, параметров и размеров. При нарушении этих требований оперативная надежность агрегатов более мощных, более сложных по конструкции, работающих в более тяжелых условиях (высокое давление, высокие температуры, большие скорости), окажется ниже надежности агрегатов меньшей мощности, меньшей конструктивной сложности и т. д.

Оперативная надежность котельных агрегатов зависит также от вида и качества используемого топлива, от бесперебойности его поступления в бункера котельной.

Кроме того, на оперативную надежность основных агрегатов ТЭС влияет качество конструктивного и технологического исполнения вспомогательного оборудования станции – агрегатов собственных нужд и элементов тепловой схемы, простота и надежность схемы их коммутаций и взаимо­действия, и качество их эксплуатационного обслуживания.

При напряженном балансе мощности в энергетической системе серьезную роль играет длительность ремонтного простоя различных агрегатов, определяемая периодичностью ремонтов и продолжительностью каждого ремонта. Длительность ремонтного простоя возрастает с возрастанием единичной мощности агрегатов и сложности их конструкции.

Источник