Расчет принципиальной тепловой схемы при номинальном режиме

 

Схема барабанного парового котла приведена на рисунке

 

 

 

Рисунок 2 – Схема барабанного парового котла

 

Баланс пара и воды

Расход пара на турбину составляет 1 и определяю по формуле

α₀=1= α₁+ α₂+ α₃+ α_д+ α₄+ α₅ + α₆+ α₇+ α_к+α_вс+ α_нс+α_п (1)

1 Утечки пара и конденсата принимаю 1% и определяю по формуле

α_ут = α₀*1% (2)

α_ут = 0,01

2 Расход пара на продувку принимаю 1,5% и определяю по формуле

α_пр = α₀*1,5% (3)

α_пр = 0,015

3 Доля расхода пара на эжекторы

α_эж= α₀*0,5% (4)

α_эж= 0,005

4 Доля расхода пара на уплотнения

α_упп= α₀*0,5% (5)

α_упп= 0,005

5 Расход питательной воды определяю по формуле

α_пв = α₀+ α_ут + α_пр +α_упп +α_эж= 1,03 (6)

α_пв = 1+0,005+0,015+0,005+0,005 = 1,03

 

График расширения пара в турбине приведен на рисунке 3

Рисунок 3 – График расширения пара в турбине

Таблица 3 - Параметры пара и воды

 

№ отбора	Точка отбора	Пар	Насыщенный пар	Питательная вода
рi, МПа	ti, 0С	hi, кДж/ кг	∆,% МПа	pнi, МПа	tнi 0С	hнi, кДж/ кг	∆t, 0С	tп, 0С	hпi, кДж/ кг
–					–	–	–	–	–	–	–
–	0’	12,35			–	–	–	–	–	–	–
	ПВД1	4,41				4,06	252,9	1098,9
	ПВД2	2,55				2,346	222,9	956,4			925,6
	ПВД3	1,27				1,168	194,5	825,7			806,7
	ДПВ	1,27				0,7	164,1		–
	ПНД4	0,39				0,359	141,7	596,9			572,7
	ПНД5	0,098				0,0902	98,18	403,2		93,2	390,4
	ПНД6	0,033				0,03	68,68	287,6		63,7	266,8
	ПНД7	0,003				0,031	23,77	99,68		18,8	78,66
К	К	0,0028				0,0028	21,5	90,24		16,5	69,25

 

 

 

Таблица 4 - Расчёт группы ПВД

 

Теплообменник	Расчётное уравнение	Доля греющего пара
Группа ПВД	ПВД №1 α 1(h1 – h1н) = α пв(h1п – h2п)(1/ηп) α1 = (α пв(h1n – h2n)) / (ŋп(h1 – h1н)) α1 = (1,03(1051,2 – 925,5))/(0,99(3250-1098))	0,0607
ПВД №2 α 2(h2 – h2н) + α др1(h1н – h2н) = αпв(h2n – – h3n)(1/ηп) α2 =(αпв(h2n-h3n)(1/ηп)-α др1(h1н-h2н))/(h2-h2н)(1/ηп) α 2 = (1,03(925,5-80,7)-0,0607(1098-956,5))/ /(3142-956,5)0,99	0,0525
ПВД №3 α 3(h3-h3н) + (α др1 + αдр2)(h2н-h3н) =αпв* *(h3n-hпн)(1/ηп) α 3 =(αпв(h3n-hпн)-(α др1 +α др2)(h2н-h3н))/(h3-h3н) ηп α3 = (1,03(806,7 – 735,5)–(0,0607 +0,0525)(956,5-825,7))/(2987-825,7)0,9	0,0277

где α₁ – доля расхода пара на ПВД №1

h₁ – энтальпия ПВД №1

h_1н – энтальпия насыщения ПВД №1

h_1n – энтальпия на выходе из ПВД №1

h_2n – энтальпия на выходе из ПВД №2

η_п– кпд

α_пв – доля расхода питательной воды

α₂ – доля расхода пара на ПВД №2

h₂ – энтальпия ПВД №2

h_2н – энтальпия насыщения ПВД №2

h_3n – энтальпия на выходе из ПВД №3

a₃ – доля расхода пара на ПВД №3

h₃ – энтальпия ПВД №3

h_3н – энтальпия насыщения ПВД №3

h_пн – энтальпия на выходе из питательного насоса

 

Таблица 5 – Расчет деаэратора питательной воды

 

Теплообменник	Расчётное уравнение	Доля греющего пара
Деаэратор	Уравнение материального баланса: αд + αк+αвып1+αдр1+αдр2+ αдр3 =αпв αк = αпв -αд -αдр1+αдр2+αдр3- αвып1 αк =1,03-αд -0,0607-0,0525-0,027-0,0046 αк = 0,88-αд=0,88-0,029 Уравнение теплового баланса: αдhд+ αдhд+(αдр1+αдр2+αдр3)h3н + αвып1 hвып1= αпвhпв(1/η) αдhд +(0,88-αд)h4п +(αдр1 +αдр2+αдр3)*h3н+αвып1hвып1 =αпвhпв αд= (αпвhд-0,88h4п-(αдр1+αдр2+αдр3)*h3н *αвып1hвып1)/ /(hд-h 4п)*η αд=(1,03*694-0,88*572,7-0,14*825,7-0,0046*2696) /(2967– 572,7)*0,99	0,851     0,029

 

где α_д – доля расхода пара на деаэратор

α_к – доля расхода пара на конденсатор

h_д – энтальпия деаэратора

h_4n – энтальпия на выходе из ПНД №4

 

 

Таблица 6 - Расчёт группы ПНД

Теплообменник	Расчётное уравнение	Доля греющего пара
Группа ПНД	ПНД №4 α4(h4 – h4н) = aк(h4n-h5n)(1/ηп) α4 = (aк(h4n-h5n))/(ηп (h4-h4н)) α5 = (0,851(572,7–390,4))/(0,99*(2775–596,9))	0,071
ПНД №5 Уравнение материального баланса для точки смешивания αк = α'к+ α дрвс α'к = αк - αдрвс α'к=0,851- α5=0,851-0,14 Уравнение теплового баланса α 5 (h5-5н)+ αдр4(h4н–h5н)= α'к(h5n–h6n)(1/ηп) α 5= α'к (h5n-h6n)-αдр 4(h4н-h5н)) /(h5-h5н) ηп α 5=0,711 (390,4-266,8)- 0,071(596,9– 403,27) / (2580– 403,27)*0,99 ПНД №6 Уравнение материального баланса для точки смешивания (α 4 + α 5 + α6) + α1к + α нс = α2 к α1к = α2 к-(α 4 + α 5 + α6) -α нс α1к =0,082 - α6=0,082-0,0075	0,711     0,0034   0,0745

 

 

Продолжение таблицы 6

 

	Уравнение теплового баланса α6 (h6-h6н)+(α 4 + α 5+ α 6)(h5н-h6н)= α1к(h6н-h7н)*(1/ηп) α6(h6-h6н) + (α4 + α5 + α6)(h5н-h6н) = = (0,075-α6)(h6п-h7п)(1/ηп) α6=(0,054- α6)(h6п-h7п)- (α4 + α5+α6)(h5н-h6н)/ /(h6-h6н) ηп α6=(0,075- α6)(266,8-78,6)-(α6+0,077+0,008)* (403,24-287,64)/(2453-287,64)*0,99 2332,6 α6=17,6	0,0075
ПНД №7 α 7(h7-hдн)= α1 к(h7п-hкн) (1/ηп) α 7= α1 к(h7п-hкн) /(h7-hдн) ηп α7=0,0745(78,66-69,25)/0,99(2221-99,68)	0,0003

 

где a ₄ – доля расхода пара на ПНД №4

h₄ – энтальпия ПНД №4

h_4н – энтальпия насыщения ПНД №4

h_4n – энтальпия на выходе из ПНД №4

h_5n – энтальпия на выходе из ПНД №5

a ₅– доля расхода пара на ПНД №5

h₅ – энтальпия ПНД №5

h_5н – энтальпия насыщения ПНД №5

h_6n – энтальпия на выходе из ПНД №6

a ₆ – доля расхода пара на ПНД №6

h₆ – энтальпия ПНД №6

h_6н – энтальпия насыщения ПНД №6

h_7n – энтальпия на выходе из ПНД №7

a ₇ – доля расхода пара на ПНД №7

h₇ – энтальпия ПНД №7

h_7н – энтальпия насыщения ПНД №7

h_кн – энтальпия на выходе из конденсатора

a¹ _к – доля расхода пара на конденсатор

 

Таблица 7 - Расчет сепаратора непрерывной продувки

 

Теплообменник	Расчетное уравнение	Численное значение
РНП	Расчет I ступени Уравнение материального баланса α'пр= αпр- αвып1 =0,01-0,00466 Уравнение теплового баланса αпр hпр ηсеп= αвып1 hс1+ α'пр h1пр1 αпр hпр ηсеп= αвып1 hвып1+ αпр h1пр1- αвып1 h1пр1 αвып1= αпр (hпр - h1пр1)/(hвып1- h1пр1) αвып1=0,01(1632,8-667,5)/(2757-667)0,99	0,00543   0,0046
Расчет II ступени Уравнение материального баланса α"пр= α'пр- α вып2 =0,00543-0,00053 Уравнение теплового баланса α'пр h'пр ηсеп= αвып2 h вып2+ α"пр h"пр α'пр h'пр ηсеп= α вып2 h вып2+ + α'пр h"пр- a вып2h'пр α вып2= (α'пр h'пр ηсеп - α'пр h"пр) / /(h вып2- h"пр) αвып1= a'пр(h'пр ηсеп- h"пр)/(h вып2h"пр) αвып1=0,00534(667*0,99-439)/ /(2757,4-483)	0,005     0,00053

Таблица 8 - Определение давления пара в верхнем и нижнем теплофикационном отборе

Теплообменник	Расчетное уравнение	Численное значение
	Количество теплоты, отпускаемой с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение, Qотоп=285 ГДж/кг. Qвс = Qнс = 0,5 Qотоп = 142,5 ГДЖ/кг Уравнение теплового баланса для верхнего и нижнего подогревателя Двс (h5-hн)η= Qвс Двс= Qвс*106 /(h5-h5н)η= 142,5*106/(2580-403,27)*0,99=66,13т/ч αвс = Двс / Д0 = 65,2/470 Днс (h6-hн)η= Qвс Двс= Qнс*106 /(h6-h6н)η= 142,5*106/(2453-287,64)*0,99=66,4т/ч αнс = Днс / Д0 = 66,13/468	αвс=0,141 αнс=0,142

 

Таблица 9-Расчет подогревателей сырой воды

 

Теплообменник	Расчетное уравнение	Численное значение
ПСВ	αсв = αпрневоз + αут = 0,196+0,01=0,206 Дпрневоз =0,5Дпр = 0,5*51,3=26,65 αпрневоз = 92,35/470 Уравнение теплового баланса для подогревателя сетевой воды αпрвоз (hпрвозв-h' првозв)= αсв (h'св-hсв)1/η αсв=(αсв (h'св-hсв)1/η)/ (hпрвозв-h' првозв) =0,2(335,2-230)/(125,7-20,95)0,99	0,2

Таблица 10- Расчет вакуумного деаэратора подпитки котлов

 

Теплообменник	Расчетное уравнение	Численное значение
	Уравнение материального баланса αдкв=αхов+αпсв+ αдкв4 αдкв=0,1+0,197+ αдкв4 Уравнение теплового баланса αховhхов+ αпсвhпсв+ α дкв4h дкв4= α дквhдкв 1/η αховhхов+ αпсвhпсв+ α дкв4h дкв4=(0,4 + αд кв4) hдкв 1/η α дкв4= (0,297hдкв - αховhхов- αпсвhпсв )/( h дкв4-hдкв)η=(0,297*2580-0,01*20,95-0,197*230)/(2580-694)0,99	0,121     0,384

Таблица 11- Расчет деаэратора подпитки теплосети

 

Теплообменник	Расчетное уравнение	Численное значение
	Уравнение материального баланса αптс= αхво- aвып2 αптс = 0,0134-0,0,1 hхво = 30 0*4,19=125,7 кДж/кг hптс = 70 0 *4,19= 293,3 кДж/кг Уравнение теплового баланса αвып2 h вып2+ αхвоhхво= αптсhптс hдкв вып2 (h5 вып2-hптс )= αхво (hптс- hхво)1/η αхво= αвып2 (hвып2-hптс)/(hптс- hхво) η= =0,1(2453-125,7)/(2453-694)0,99	0,0034     0,0134

 

α^р₀ =α₁+ α₂+ α₃+ α_д+ α₄+ α₅+ α₆+ α₇+ α_к = 0,0607+ 0,0525 + 0,0272 + 0,029++0,071+0,034+0,0076+0,003+0,029+0,141+0,142=1

Таблица 12 – Материальный баланс турбоустановки

 

Точка процесса	Номер подогревателя	Доля пара на подогреватель; αi	Коэффициент недовыработки электро энергии; yi	Мощность потока пара; αi уi
	ПВД №1	0,0607	0,77	0,0467
	ПВД №2	0,0525	0,69	0,0362
	ПВД №3	0,0272	0,568	0,0156
	Деаэратор	0,029	0,56	0,0165
	ПНД №4	0,071	0,41	0,0291
	ПНД №5	0,034	0,28	0,00952
	ПНД №6	0,0076	0,187	0,00142
	ПНД №7	0,0003	0,015	0,0000045
к	Конденсатор	0,0749	1,6	0,12
	åαiуi=0,275

 

Расход пара через турбину Д₀, в кг/с, определяю по формуле

Д₀ = 1 / (1 – ∑α_iу_i)((N_э10³) / (Н_i η_эм) + у_вс Д_вс + у_нс Д_нс)) (7)

где Н_i – располагаемый теплоперепад турбины

у_вс – доля расхода пара в ВСП

Д_вс – расход пара на ВСП

у_нс – доля расхода пара в НСП

Д_нс – расход пара на НСП

Д₀ =1/(1–0,275)((80*10³)/(1350*0,99)+18,36*0,28+18,4*0,187)=132,17кг/с=475,8т/ч

Таблица 13 – Энергетический баланс турбоустановки

 

Точка процесса	Номер подогревателя	Расход пара на подогреватель; Дi (кг/с)	Тепловой перепад в отборе; ∆hi (кДж/кг)	Мощность потока пара; Nэi (кВт)
	ПВД №1	7,89
	ПВД №2	6,83		2758,7
	ПВД №3	3,52		2052,16 2175,9
	ДПВ	3,77
	ДКВ	25,65		14804,41
	ПНД№4	9,23		7081,72
	ВСП	18,33		17602,3 4244,53
	ПНД№5	4,42
	НСП	18,46		20048,1 1072,99
	ПНД№6	0,988
	ПНД№7	0,039		51,3
	К	9,74
	åNэi=83384,4

 

 

Мощность на зажимах генератора N_э, в кВт, определяю по формуле

N_э=N_i*η_эм (8)

где N_эi – сумма мощностей потоков пара в турбине

η_эм - электромеханический кпд

N_э=83384,4*0,99=82550,56 кВт

Погрешность мощности потока пара ∆, в %,определяю по формуле

∆ = (N ^р_э – N ^т_э) / N ^р_э * 100 % (9)

∆ = (82550,56– 80000) / 82550,56* 100% = 0,31%

 

3 Выбор типа, единичной мощности и количества установленных паровых котлов.

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго для ТЭЦ с поперечными связями с преобладающей тепловой нагрузкой применяются секционные схемы.

Производительность и число энергетических котлов выбираются по максимальному расходу пара машинным залом с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3%. Для электростанции этого типа в случае выхода из работы одного энергетического котла, оставшиеся в работе энергетические котлы должны обеспечивать максимально длительный отпуск пара на производство и отпуск пара на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха; при этом для ТЭС без пром. перегрева пара применяются блочные схемы (котел- турбина).

Производительность котла подсчитывается с запасом 3% и учетом расхода на собственные нужды.

Производительность котла Д_к, в т/ч определяю по формуле

Д_к = (1 + α +β) * Д_m ^max (10)

где α, β – запас по производительности, расход на собственные нужды в долях от Д_m ^max, α = 0,03; β = 0,01

Д_к = (1 + 0,03 + 0,01) * 468= 491,4 т/ч

По давлению и температуре перегретого пара выбираем тип котла

ТГМ-444, производительностью перегретого пара 1184,6 т/ч.

Максимальный расход пара при номинальных параметрах пара для четырех турбин Д_ТЭЦ, в т/ч, определяю по формуле

Д_ТЭЦ=4*Д_Т (11)

Д_ТЭЦ =4*468=1872 т/ч

 

 

Количество котлов n_k, в шт, определяю по формуле

n_k= Д_ТЭЦ/Д_к (12)

n_k =1872/468=4шт

Для обеспечения всех 4турбин необходимым количеством пара устанавливаем 4 котла. На станции необходимо установить еще 1 резервный котел, который включается при выходе из строя или останове одного из основных котлов.

 

Таблица 14 - Техническая характеристика котельного агрегата

 

Наименование	Размерность	Величина
Типоразмер	–
Заводская марка	–	ТГК-444
Паропроизводительность	т/ч
Расчетный кпд при работе на мазуте	%	94,6
Температура перегретого пара	0С
Температура питательной воды	0С
Температура уходящих газов	0С
Верхняя отметка	м
Габариты: Ширина по осям колонн Глубина по осям колонн	м м	13,7

 

 

Описание котла ТГМ-444

 

Котлоагрегат ТГМ-444 предназначен для работы на газе и мазуте в блоке с теплофикационной турбиной ПТ-80/100-130. газомазутный однокорпусный малогабаритный котлоагрегат выполнен на газоплотных цельнокованых панелей и имеет трехходовую компоновку поверхностей нагрева, состоящих последовательно из вихревой камеры горения, камеры охлаждений, горизонтально соединенного газохода, опускного и подъемного газоходов.

Принятая компоновка поверхностей нагрева с нижним расположением выходного коллектора, перегревателя и верхним выводом позволила создать компактную компоновку.

Топочная камера состоит из горизонтальной цилиндрической камеры горения и призматической камеры охлаждения.

Пароперегреватель состоит из экранов горизонтальных, опускного и подъемного газоходов, топочных ширм и ширмо-конвективных лементов опускного и подъемного газоходов.

Ширмо-конвективный пароперегреватель состоит из двух частей расположенных в опускном и подъемном газоходах. Пароперегреватель состоит из секций, представленных сочетанием цельнокованых панелей вертикальных ширм, и соединены с накладными змеевиками, образующие двухрядные шахматные змеевики.

Пароперегреватель подъемного газохода выполнен из 12 секций, в каждой из которых трубы ширм переходят в трубы конвективных змеевиков.

Пароперегреватель опускного газохода имеет 12 секций, ширмы и змеевики конвективной части которых имеют самостоятельные коллекторы.

Регулирование температуры перегрева пара осуществляется путем 2 впрысков «собственного конденсата». Первый впрыск производится за топочными ширмами, второй- перед ширмо-конвективным пароперегревателем подъемного газохода.

Воздушный экономайзер расположен в подъемном газоходе над ширмо конвективным пароперегревателем и состоит из змеевиков, расположенных в шахматном порядке. Воздухоподогреватель расположен в не здании котельной.

 

4 Выбор системы топливного хозяйства ТЭС на основном топливе

Таблица 15 – Химический состав газа

Топливо поступает по газопроводу «Архангельск-Ухтинск»

 

 

Состав газа по объему, %	Qcн, ккал./ м3	Плотность, кг/м3 (при 0оС и 760 мм.рт.ст.
CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12 и более тяжелые	N2	H2S
91,4	4,1	0,6	0,6	-	0,2	0,7		0,883

 

 

Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции приводится на рисунке

 

 

 

1 — цистерна;

2 — лоток приемно-сливного устройства;

3 — фильтр-сетка;

4 —приемный резервуар;

5—перекачивающий на­сос (погружного типа);

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.

Рисунок 4 Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции:

Описание схемы мазутного хозяйства берется

Мазут доставляется на ТЭС главным образом по железной дороге (в отдельных случаях—водным пу­тем и по трубопроводам).

Основные элементы мазутного хозяйства — приемно-сливное устройство, мазутохранилище, мазутная на­сосная, установки для ввода жидких присадок, трубо­проводы и арматура. Для разогрева и слива мазута из цистерн мо­гут применяться как сливные эстакады с разогревом мазута «открытым» паром или горячим мазутом, так и закрытые сливные устройства — тепляки. Тип слив­ного устройства выбирается на основании технико-экономического расчета.

Разогретый мазут сливается из цистерн в межрель­совые лотки, выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляется в приемную емкость, перед которой должны устанавливаться грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков укладывают паровые трубы.

Приемно-сливное устройство рассчитывают на при­ем цистерн грузоподъемностью 50, 60 и 120 т.

Вместимость приемной емкости основного мазуто­хозяйства должна составлять не менее 20% вместимо­сти устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из прием­ной емкости мазут перекачивается насосами погружного типа в мазутохранилище.

Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогре­вают циркуляционным способом по отдельному специ­ально выделенному контуру. Возможно применение местных паровых разогревающих устройств. В конту­ре циркуляционного разогрева мазута предусматрива­ется по одному резервному насосу и подогревателю.

В основном и растопочном мазутных хозяйствах схе­ма подачи мазута в котельное отделение может быть одно- или двухступенчатой в зависимости от требуемо­го давления перед форсунками.

В насосной основного мазутного хозяйства предусмат­ривается по одному резервному подогревателю и филь­тру тонкой очистки.

Мазут из основного мазутохозяйства подается к котлам по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рецир­куляции.

Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах должна быть установлена запорная арматура на расстоянии 10-50м от мазутонасосной.

Величина приемной емкости основного мазутного хозяйства принимается не менее 20%-ой емкости цистерн, устанавливаемых под разгрузку, а перекачивающие насосы должны обеспечить перекачку мазута не более чем за 5 часов. Перекачивающие насосы должны иметь резерв.

Схема подачи мазута в основном и растопочном мазутохозяйствах принимается в зависимости от требуемого давления перед форсунками. Давление мазута перед форсунками с механическим распыливанием принимается 2МПа или 3.5-4МПа, с паровым распыливанием – от 0.4 до 1МПа.

Подогреватели мазута устанавливаются после 1 ступени мазутных насосов, схема установки подогревателей мазута и фильтров тонкой очистки должна предусматривать работу любого подогревателя и фильтра с любым насосом 1 и 2 ступени.

 

 

5 Выбор оборудования тепловой схемы ТЭС

5.1 Выбор регенеративных подогревателей (ПВД и ПНД)

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата и питательной воды определяются числом имеющихся у турбин для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя.

Регенеративные подогреватели низкого давления принимаются как поверхностного так и смешивающего типа. Число их определяется технико-экономическим обоснованием. Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва.

Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной.

Согласно комплектующего оборудования система регенерации турбины ПТ 80/100-130/13 включает следующие типы регенеративных подогревателей:

ПВД №3 – ПВ-425-230-25-I

ПВД №2 – ПВ-425-230-34-I

ПВД №1 – ПВ-425-230-50-I

Таблица 16-Основные характеристики подогревателей высокого давления

Типоразмер	ПВ-425-230-25-I	ПВ-425-230-34-I	ПВ-425-230-50-I
Площадь поверхности теплообмена,м2   полная зоны ОП зоны ОК			41,5
Номинальный расход воды, кг/с	152,8	152,8	152,8
Расчетный тепловой поток, МВт	12,8	20,7	19,6

 

Продолжение таблицы 16

Максимальная температура пара, °С
Гидравлическое сопротивление, МПа	0,2	0,2	0,41
Габаритные размеры, мм высота диаметр корпуса
Масса, т сухого заполненного водой	27,9 37,5	30,0 39,6	38,1 39,2

 

ПНД №7– ПН-200-16-7-I

ПНД №6– ПН-200-16-7-I

ПНД №5– ПН-130-16-10-II

ПНД №4– ПН-130-16-9-III

Таблица 17 – Техническая характеристика ПНД

Типоразмер	ПН-200-16-7-I	ПН-130-16-10-II	ПН-130-16-9-III
Площадь поверхности теплообмена, м2
Номинальный массовый расход воды, кг/с	97,2	63,9	63,9
Расчетный тепловой поток, МВт	10,2	7,3	7,3
Максимальная температура пара, °С

 

Продолжение таблицы 17

 

Гидравлическое сопротивление; МПа	0,069	0,088	0,088
Габаритные размеры, мм Высота Диаметр
Масса, т Сухого Заполненного водой	6,0 10,6	3,9 7,0	3,9 7,0

5.2 Выбор деаэраторов

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

На каждый блок устанавливается, по возможности, один деаэратор. Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен

обеспечивать работу не блочных электростанций в течение не менее 7 минут.

Максимальный расход питательной воды Д_пв, в т/ч, определяю по формуле

Д_пв=(1+a+β)*n*Д_к^ном (13)

где a, β- соответственно расход питательной воды на продувку, пар на собственные нужды котла в долях от производительности котла.

Д_пв=(1+0,015+0,015)*1*500=525 т/ч

Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака V_БДП, в м³, определяю по формуле

V_БДП =τ^мин* ν* Д_пв/60 (14)

где ν- удельный объем воды

V_БДП =3,5*1,1*525/60= 33,68 м³

Выбираю деаэратор типа ДП-50М-2 с деаэраторным баком БДП-65 повышенного давления с полезной вместимостью 65 м³ для одной колонки общей производительностью 500 т/ч.

 

Таблица 18-Основные характеристики деаэратора повышенного давления

 

Характеристика	Единица измерения	Численное значение
Марка		ДП-500М-2
Номинальная производительность	кг/с	138,9
Рабочее давление	МПа кгс/см2	0,59
Давление, допустимых при работе предохранительных клапанов	кгс/см2	7,5
Пробное гидравлическое давление	кгс/см2
Рабочая температура	°С
Диаметр колонки	мм
Высота колонки	мм
Масса колонки	кг
Масса колонки заполненной водой	кг	-
Геометрическая емкость колонки	м3	8,5

Таблица 19 – Характеристика аккумуляторного бака

 

Характеристика	Единица измерения	Численное значение
Для каких колонок предназначен	-	ДП-50М-2
Полезная емкость	м3
Геометрическая емкость	м3
Максимальная длина	м
Масса	т	16,95

5.3 Выбор питательных насосов.

 

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго Для электростанций, включенных в энергосистему, с общими питательными трубопроводами, суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную производительность всех установленных котлов. Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а находится на складе.

Исходные данные:

На ТЭЦ установлены котлы ТКГ-444, турбины ПТ-80/100-130/13.

Известен расход питательной воды Д_пв=525 т/ч, температура t_пв=251⁰С.

Давление питательного насоса

Р_пн = Р_вых-Р_вх = 17,3-0,718 = 16,58

Давление на выходе из насоса Р_вых, в МПа, определяю по формуле

Р_вых=Р_б+ΔР_ПК+Р_с+(ρ_н*Н_н/102) (15)

где Р_б- давление в барабане МПа, определяю по формуле

Р_б=Р_о^к+ΔР_пп (16)

Р_б =13,7+0,8=14,5 МПа

ΔР_ПК- давление МПа, определяю по формуле

ΔР_ПК=0,08* Р_о^к (17)

ΔР_ПК =14*0,08=1,12 МПа

Р_с- давление сопротивления МПа, определяю по формуле

Р_с=Р_клп+Р_тр +Р_пвд +Р_эк (18)

где Р_клп- сопротивление клапана питания, 0,1 МПа

Р_тр- сопротивление трубопроводов от насоса до котла, 0,3 МПа

Р_пвд- сопротивление подогревателей высокого давления, 0,35 МПа

Р_эк- сопротивление экономайзера котла, 0,35 МПа

Р_с=0,1+0,15+0,92+0,35=1,52 МПа

ρ_н-средняя плотность воды в нагнетательном тракте

Н_н- высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, 24 м

Р_вых=14,5+1,1+1,52+(24*0,909/102)=17,3 МПа

Давление на входе в насос Р_вх, в МПа, определяю по формуле

Р_вх=Р_д-ΔР_с^вх+(Н_в*ρ_в/102) (19)

где Н_в- высота столба воды на всасывающей стороне насосов, 15м

ρ_в- плотность воды, 0,9 м³/ч

ΔР_с^вх- сопротивление водяного тракта до входа в питательный насос, 0,01МПа

Р_д- давление в деаэраторе, 0,596 МПа

Р_вх=0,596-0,01+(15*0,9/102)=0,718 МПа

Расчетное давление насоса Р_нас, в МПа, определяю по формуле

Р_нас= Р_вых- Р_вх (20)

Р_нас =17,3-0,718=16,58 МПа

Расход питательной воды Д_пв, в т/ч, определяю по формуле

Д_пв= Д_пв * V_пв (21)

где V_пв= 1,05 м³/т- объем питательной воды

Д_пв= 525*1,05= 551,25 т/ч

По расчетным значениям Р_нас= 16,58 МПа, Д_пв=551,25 т/ч выбирается насос ПЭ-580-185.

 

Таблица 20 - Основные характеристики питательных насосов

 

Типоразмер	Подача, м3/ч	Напор, м	Допустимый кавитацион ный запас, м	Частота вращения, об/мин	Мощность, кВт	КПД, %	Давление на входе в насос, МПа
ПЭ-580-185

 

Для проектируемой ТЭС устанавливаю 4 питательных насоса марки ПЭ-580-185, 3 из которых основные по 1 на турбину и 1 резервный, для всей станции, храниться на складе.

 

5.4 Выбор подогревателей сетевой установки

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго производительность основных подогревателей сетевой воды выбирают по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных

отборов.

Номинальная тепловая нагрузка отопительных отборов турбины

Д_нс =66,4 т/ч и Д_вс= 66,13 т/ч

При давлениях в верхнем отборе 0,169 Мпа, в нижнем 0,0845 Мпа и температуре в верхнем подогревателе 111°С, в нижнем 93°С.

Расход сетевой воды

Д^ТЭЦ_св = Q^тэц*10³/с(t_пр- t_обр) (22)

 

Д^ТЭЦ_св=285*10³/4,19(140-40)=2448,7 т/ч

В соответствии с исходными данными и расчетом выбираю для пректируемой станции ПСГ-1300-3-8-1.

Таблица 21 – Основные характеристики подогревателей сетевой воды

 

типоразмер	Расчетные параметры	Расчетный тепловой поток	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
пар	вода
Давление, МПа	Номинальный расход, кг/с	Давление, МПа	Максимальная температура на входе, 0С	Номинальный расход, кг/с	Скорость в трубах, м/с	Гидравлическое сопротивление водяного пространства, м.вод.ст	Длина	Диаметр корпуса
ПСГ-1300-3-8-1	0,03-0,25	29,2	0,88		555,5	1,70	4,2	64,0

5.5 Выбор насосной установки для подогрева сетевой воды

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго Сетевые насосы принимаются как индивидуальные, так и групповые.

Принимаю групповую установку сетевых насосов. При групповой установке 3-х и менее рабочих сетевых насосов дополнительно устанавливается 1 резервный насос, при установке 4-х рабочих сетевых насосов и более резервные насосы не устанавливаются.

Подачу сетевых насосов определяю по расчетному расходу сетевой воды

Д^ТЭЦ_св =2448,7 т/ч

В связи с упрощенной конструкцией сетевых подогревателей давление в подогревателях ограничено 0,75 Мпа; требуемое давление воды в тепловых сетях 1,8-2,2 Мпа поэтому применяю двухступенчатую перекачку сетевой воды. Напор сетевых насосов I ступени определяю по условиям преодоления гидравлического сопротивления сетевых подогревателей и создание необходимого кавитационного запаса на всасе насоса второй ступени

Н ^I_cт =2*ΔН_cп+ h_кв (23)

Н ^I_cт=4,2*2+10 =18,4

ΔН_cп – сопротивление сетевого подогревателя

 

Напор сетевого насоса II ступени выбираю по требуемому давлению в сетевых сетях.

По количеству расхода воды выбирают 5 насосов для первой ступени СЭ-500-70-16 и 5 насосов для второй ступени СЭ-500-140

 

Таблица 22 – Основные технические характеристики насосов для подогрева сетевой воды

 

Типоразмер	Подача, м3/ч	Напор, м	Давление на входе в насос, МПа	Частота вращения, об/мин	Мощность N, КВт	КПД, %	Завод- изготовитель
СЭ-500-70-16			1,57				ПО «Насос энергомаш»
СЭ-500-140			1,57

5.6 Выбор дренажных насосов

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго дренажные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на 1 ступени подогрева. Подача рабочих насосов 1 и 2 ступеней подогрева выбирается по суммарному расходу пара в отбор åД_от =132,53т/ч

Используя данные расчета расхода пара в отопительные отборы турбины устанавливаем конденсатные насосы марки КсД-140-140 на I ступень один рабочий и один резервный насос. На II ступень подогрева устанавливаю один рабочий такой же марки.

 

Таблица 23 – Основные технические характеристики конденсатных насосов

 

Типораз мер	Подача, м3/ч	Напор, м	Допустимый кавитационный запас, м	Частота вращения, об/мин	Мощность насоса, кВт	КПД, %	t конденсата °С
КсД-140-140			1,6

 

Устанавливаем конденсатные насосы марки КсД-140-140 по одному на каждую ступень и 1 резервный насос той же марки на 1 степень.

6 Выбор схемы главных паропроводов ТЭС. Определение типоразмеров паропроводов

 

Схема главных паропроводов представлена на рисунке

Рисунок 5 – Схема главных паропроводов ТЭС

 

Установленная запорная арматура позволяет вывести в ремонт котел и турбину, отключив их согласно правилам технической безопасности двумя запорными органами.

К переключательной линии подключен РОУ для подачи пара на собственные нужды. Схема построена так, чтобы исключить выход из строя всей станции из за отказа одного запорного органа и при необходимости позволяет выделить блок-, котел-турбина или отключит переключательную магистраль для ремонта. К главным паропроводам подсоединяется главная растопочная линия по которой при растопке котла до его подключения к переключательной линии подводится пар.

По нормам технологического проектирования применяю моно-блок, блок с однокорпусными котлами.

Расчетный внутренний диаметр паропровода d_р, в м, определяю по формуле

d_р = 0,595 √ДV/с (24)

где Д- массовый пропуск среды

V -удельный объем среды

с- скорость потока

d_р =0,595* √500*0,0272/60=0,283 м

 

Таблица 24 – Основные типоразмеры паропроводов

Размеры труб, мм	Масса 1 м трубы, кг	Марка стали	Технические условия на поставку труб
Условный проход Ду	Наружный диаметр и толщина стенки Дn х S	Внутренний диаметр Дв
	377 х 45			15ПС	ТУ 14-3-460-75

 

 

7 Выбор схемы питательных трубопроводов. Определение диаметра трубопровода

 

Схема питательных трубопроводов представлена на рисунке 6

1 – паровой котел

2 – подогреватели высокого давления

3 – питательный насос

4 - деаэратор

Рисунок 6- Схема питательных трубопроводов

 

Диаметр трубопроводов на всасывающей стороне d_р, в м, определяю по формуле

d_р = 0,595√ ДV/с (25)

d_р =0.595*√ 525*0.0011/5=0,369 м

Диаметр трубопроводов на нагнетательной стороне d_р, в м определяю по формуле

d_р = 0,595√ ДV/с (26)

d_р =0.595*√ 525*0.001166/5 =0,208 м

Согласно расчету выбираю следующие типоразмеры трубопроводов на всасывающей и нагнетательной сторонах

Таблица 25 – Характеристика питательных трубопроводов

 

Расчетные участки	Размеры труб, мм	Масса 1 м трубы, кг	Марка стали	Технические условия на поставку труб
Условный проход, Ду	Наружный диаметр и толщина стенки, Дну	Внутренний диаметр Дв
От насосов к ПВД		373*20		133,34	15ГС	ТУ-14-3-460-75
От деаэратора на всос насосов		426*7		72,3	Углеродистая сталь марки 20 и 10

8 Определение потребности ТЭС в технической воде

Выбор системы охлаждения и источника водоснабжения производиться в зависимости от места сооружения ТЭС.

Суммарный расход воды на установленных турбинах рассчитывается по летнему режиму работы при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия летних тепловых нагрузок, т.к. в летний период пропуск пара в конденсатор наибольший, а температура охлаждающей воды наивысшая.

Для электростанций с блочными связями с турбинами ПТ расходы охлаждающей воды принимаются по среднему летнему режиму отборов пара на производство, но не ниже 60% от расхода воды при конденсационном режиме. Во всех случаях для первых двух турбин с производственным отбором расчетные расходы принимаются по конденсационному режиму W_к^пт, в м³/ч, определяю по формуле

W_к^пт=2*W_к+0,6* W_к(n_т-2) (27)

где W_к- расчетный расход охлаждающей воды при конденсационном режиме турбоагрегата типа ПТ по техническим данным завода-изготовителя

W_к^пт=4*8000+0,6*8000(4-2)=25600 м³/ч

Потребность в технической воде W_{тех. вод},в т/ч определяю по формуле

W_{тех. вод} = 4*W_к+W_го + W_мо + W_подш (28)

где W_го -расход охлаждающей воды на газоохладители, в м³/ч, определяю по формуле

W_го =0,035 * W_к (30)

W_го = 0,035 * 8000 = 280 м³/ч

W_мо -расход охлаждающей воды на маслоохладители, в м³/ч, определяю по формуле

W_мо =0,02 * W_к (31)

W_мо = 0,02 *8000 =160 м³/ч

 

W_подш -расход охлаждающей воды на подшипники, в м³/ч, определяю по формуле

W_подш = 0,005 * W_к (32)

W_подш = 0,005 *8000= 40 м³/ч

W_{тех. вод} =4*8000+40 +160+280=32480 м³/ч=9,02 м³/с

Водоизмещение реки Северная Двина равно 3490 м³/с. Для прямоточного водоснабжения необходимо в 50-60 раз больше воды, чем требуется электростанции. Т.к. это условие выполняется, то я выбираю прямоточное водоснабжение блочного типа.

Схема прямоточного водоснабжения представлена на рисунке 7

1 – береговая насосная

2 – напорные трубопроводы

3 – конденсаторы турбины

4 – закрытые отводные каналы

5 – сооружение для регулирования уровня воды в закрытом отводящем канале

6 – открытый отводящий канал

7 – водовод обогрева водоприемника

Рисунок 7- Схема прямоточного водоснабжения блочного типа

 

На ТЭЦ с блочными связями при прямоточном водоснабжении насосы устанавливают в береговых насосных.

Согласно «Нормам технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей» Минэнерго на каждый корпус или поток конденсатора устанавливается один насос, при этом число насосов на турбину не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на блок.

Wтв.бл = Wтв/nбл (33)

Wтв.бл = 328480/4 = 8480 м³/ч

Dцн = Wтв.бл/2 (34)

Dцн = 8480/2 = 4280 м³/ч

 

Согласно принятых норм выбираю циркуляционные насосы ОВ5-55К в количестве двух штук на одну турбину ПТ-80/100-130/13.

Таблица 26-Основные технические характеристики осевых насосов

Типоразмер	Стандарт или ТУ	Подача м3/ч	Напор	Допустимый кавитационный запас м.вод.ст.	Частота вращения об/мин	Потребляемая мощность КВт	КПД %
ОВ5-55К	ТУ-26-06-990-76	3768-6444	12,2-10	9,3-13,3		154-220

 

9.Выбор оборудования конденсационной установки

Конденсационная установка включает в себя: конденсатор, конденсационные насосы, эжекторы, циркуляционные насосы. Эжекторы применяют как пароструйные, так и водоструйные.

Конденсатор и эжектор входит в теплообменное оборудование, комплектующее турбину и типы их всегда указываются в перечне оборудования, поставляемого с турбиной.

Согласно комплектующего оборудования в комплекте с турбиной поставляются конденсаторы типа 80-КЦС в количестве одна штука,и один резервный на турбину, и эжектор типа ЭП-3-700-1 в количестве двух штук на одну турбину.

 

Конструктивные характеристики конденсаторов турбины ПТ-80/100-130/13 приведены в таблице 27

Таблица 27- Конструктивные характеристики конденсаторов турбины

ПТ-80/100-130/13

Показатель	Размерность	Значение
Типоразмер турбины		ПТ-80/100-130/13
Поверхность охлаждения	м2
Температура охлаждающей воды	оС
Расход охлаждающей воды	м3/ч
Гидравлическое сопротивление конденсатора	КПа	39,1

 

Основные технические характеристики эжекторов типа ЭП-3-700-1 приведены в таблице 28

Таблица 28- Основные технические характеристики эжекторов

Тип эжектора	Расход не концентрирован ных газов, кг/ч	Давление парогазо вой смеси на входе, МПа	Расход рабочего пара, к/ч	Дав ление рабо чего пара, МПА	Площадь поверх ности холо дильни ка, м²	Расход охлаждающей воды, т/ч	Массакг
ЭП-3-700-1		0,0035		0,35