Учебная работа. Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

Учебная работа. Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ ОМСКОЙ области

БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ОМСКОЙ ОБЛАСТИ

СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ОМСКИЙ ПРОМЫШЛЕННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

(БОУ ОО СПО ОПЭК)

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по специальности 140101 «Тепловые электронные станции»

ТЕМА: Проект термический части ГРЭС мощностью 160 МВт

(Омская область)

Студента

Новоселова Мария Павловна

Омск, 2012

Начальные данные

Установленная электронная мощность станции 160 МВт.

Термо перегрузки:

Производственная — пар 1,3 Мпа:т/ч;

с возвратом конденсата 80% 600С.

Отопительная: отопление 1000 ГДж/ч;

Тип системы жаркого водоснабжения закрытая

Температурный график теплосети 150/70

Вид горючего газ (мазут)

Система технического водоснабжения обратная

Введение

Энергетика является одной из базисных отраслей экономики хоть какой страны. В истинное время тяжело представить для себя жизнь без электро энергии. Началом развития энергетики в Рф явился план «ГОЭЛРО». Малые мощности и умеренные перегрузки сменяли все укрупняющиеся ТЭЦ, ГЭС , ГРЭС, АЭС . Рост выработки электронной и термический энергии обуславливается не только лишь внедрением новейших технологий и новейших мощностей, да и надёжной и бесперебойной работой работающего оборудования.

В 80-е годы в энергетике Рф начали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись приметно медлительнее, чем росло потребление электроэнергии. С 90-х годов, в период общеэкономического кризиса в Рф, объём употребления электроэнергии начал значительно понижаться, в то же время процесс обновления фактически тормознул. Перегрузка в те годы равнялась 160 тыс. МВт. В 1997 году она свалилась до 130 тыс. МВт. И лишь на данный момент страна выходит на объём употребления 90-х годов.

На нынешний денек потребление электроэнергии составляет 153 тыс.МВт, а в неких регионах её объём превысил максимум на 10-ки процентов. Это принудило оборотиться к энергетике лицом и принимать безотложные меры к её оздоровлению.

7 июня 2006 года состоялось заседание Правительства по реформе энергетики. Определена стратегия развития отрасли на 5 лет вперёд. РАО «ЕЭС» описывает её одним словом — Инвестиции. Денежный объём программки инвестиций в ветвь — 2 трлн. 400 миллиардов. рублей, её принятие значит мощнейший рывок в развитии электроэнергетики — на самом деле, это перевод базы отрасли на самые современные технологические принципы. Пятилетняя вкладывательная программка задаёт объём ввода в 2010 году по сопоставлению с 2005 годом. Три главные направления реформы, поддержанные Правительством: либерализация рынка энергии, вербование личных инвестиций, муниципальная поддержка конкурентноспособной монопольной части энергетики.

Основой энергетики Рф были и остаются термо станции. Они будут обеспечивать около 70 % всей электроэнергии в стране. Термическими станциями отпускается наиболее 34 % всего тепла системы централизованного теплоснабжения.

Отсутствие в течение долгого периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности дневного и недельного электропотребления требуют уже в истинное время масштабного вербования работающих энергоблоков мощностью 150 — 1200 МВт с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем.

Проектируемая ТЭЦ установленной мощностью 160 МВт. будет размещена в Омской области за санитарной зоной и создана для обеспечения электропотребности компаний Омской области и отпуска тепла в виде жаркой воды на отопление и горячее водоснабжение.

Система жаркого водоснабжения — закрытая. Основное оборудование станции — турбины типа ПТ-80/100-12,8-1,3 в блоке котлами Е-500-13,8-560 ГМН. На станции инсталлируются два — блока. Для работы в пиковом режиме предусмотрена установка 2-ух водогрейных котлов КВ-ГМ-100-150.

Начальной водой для ТЭЦ служит вода поверхностного источника р. Иртыш. В качестве основного горючего будем применять природный газ. Для обеспечения бесперебойного снабжения станции топливом проектируем подъездные жд пути. Мазут марки М100 поставляется в цистернах по стальной дороге и служит в качестве растопочного горючего для котлов. Для рассеивания дымовых газов устанавливается дымовая труба.

1 Выбор основного оборудования станции

1.1 Выбор типа и количества турбин

турбина котел электростанция

По данным термическим перегрузкам ТЭЦ нужна установка турбин типа ПТ. Значениям номинальной (установленной) электронной мощности ТЭЦ и требуемому давлению пара на Создание соответствуют две турбины типа ПТ-80/100-12,8-1,3 Турбина ПТ-80/100-12,8-1,3 рассчитана для работы свежайшим паром с параметрами = 12,75 МПа, = 555?C.

Наибольший расход пара при номинальных параметрах пара — 470 т/ч. Номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт: производственный отбор 185 т/ч при давлении 1,275 МПа, суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч (68 Гкал/ч = 285 ГДж/ч) при давлениях в верхнем отборе 1 кгс/см2 (0,098 МПа) и в нижнем отборе 0,35 кгс/см2 (0,034 МПа).

Суммарное

т/ч, (1)

что больше данной перегрузки в паре 1,3 МПа — 300 т/ч.

Отопительные отборы турбин должны покрывать около половины расчетной суммарной перегрузки отоплений и жаркого водоснабжения:

= ГДж/ч, (2)

Толика отопительных отборов в обеспечении суммарной расчетной перегрузки отопления и жаркого водоснабжения ТЭЦ составляет:

Вывод: турбины типа ПТ-80/100-12,8/1,3 в количестве 2-ух штук подходящи для установки на проектируемой станции.

Главные характеристики и система турбины

Мощность, МВт

номинальная 80

наибольшая 100

Исходные характеристики пара,

давление, Мпа 12,8

температура, °С 555

Термическая перегрузка, ГДж/ч 284

Расход отбираемого пара на нужды производства, т/ч

номинальный 185

наибольший 300

Пределы конфигурации давления пара в регулируемых отопительных отборах, МПа abs.

верхнем 0,049…0,245

нижнем 0,029…0,098

давление производственного отбора, МПа abs. 1,28

Температура воды, ?С

питательной 180

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч 8000

Турбина имеет последующие регулируемые отборы пара: производственный и два отопительных. Регулирование давление отопительного отбора осуществляется при помощи одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней обогрева пропускается поочередно и в схожем количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Обогрев питательной воды осуществляется поочередно в ПНД, деэраторе и ПВД. К подогревателям пар поступает из отборов турбины.

Наибольшая мощность турбины 100 МВт, получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диаграммой режимов.

Турбина ПТ-80/100-12,8-1,3 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из 3-х частей: 1-ая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления, 2-ая (меж отопительными отборами) — две ступени давления, 3-я — регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высочайшего давления — цельнокованый. 1-ые 10 дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, другие три диска — насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются меж собой агрессивно при помощи фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120-2 соединяются твердой муфтой.

Парораспределение турбины — сопловое. Свежайший пар подается к раздельно стоящей паровой коробке, в какой размещен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответственных камер ЦНД.

Фикспункт турбины размещен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону верхнего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения критерий запуска предусмотрены паровой подогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на фронтальное уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, крутящим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 о/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте тока в сети 50 Гц , что соответствует частоте вращения ротора турбогенератора 3000о/мин.

1.2 Выбор энергетических котлов, техно черта и короткое описание конструкции котла

Согласно советам принимается блочная схема. Паропроизводительность энергетического котла блока:

т/ч, (3)

где = 470 т/ч;

= 0,03 — припас по производительности;

= 0,016 — расход на собственные нужды блока.

По характеристикам пара турбины и виду горючего быть может установлен котел типа Е-500-13,8-560 ГМН (модель ТГМ-444) на исходные характеристики пара P/t= 13,8/560 МПа/?C.

1.3 Выбор водогрейных котлов

Выбор делается по величине пиковой перегрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение:

Q = Q- = 1000 — 570 = 430 ГДж/ч, (4)

n =

При условии установки на ТЭЦ водогрейных котлов типа КВ-ГМ-100-150 их количество

n = = 1 котел.

Техно черта котла КВ-ГМ-100-150

Теплопроизводительность, Гкал/ч 100

Рабочее давление, кгс/см2 10 — 50

Объём топочной камеры, м2 388

Площадь поверхности нагрева конвективных пучков, 2385

Расход воды, т/ч

в пиковом режиме 2460

в главном режиме 1235

температура уходящих газов, ?С

в пиковом режиме 180

в главном режиме 180

КПД, %

в пиковом режиме при работе на газе. 2,5

в пиковом режиме при работе на мазуте 1,3

Гидравлическое сопротивление котла, кгс/ см2

в главном режиме 0,79

в пиковом режиме 1,65

Сопротивление газового тракта, кгс/ см2 120

Сопротивление воздушного тракта, включая горелку, кгс/ м2 310

1.4 Проверка надежности работы станции

При включении в работу 1-го водогрейного котла на отопительные отборы оставшейся в работе турбины будет приходиться перегрузка

= Q- = 700 — 419 = 281 ГДж/ч; (5)

Q = 0,7 ? Q = 0,7 ? 1000 = 700 ГДж/ч;

= 1 ? 100 ? 4,19 = 419 ГДж/ч.

Нагрузку 281 ГДж/ч (67 Гкал/ч) можно покрыть отопительным отбором одной турбины.

По диаграмме режимов турбины ПТ-80/100-12,8-1,3 при =80 Мвт, = 185 т/ч, = 281 ГДж/ч (67 Гкал/ч).

Расход пара на турбину 460 т/ч.

Располагаемая паропроизводительность оставшегося в работе энергетического котла т/ч.

Припас пара в рассматриваемом режиме т/ч.

недостаток пара производственного отбора составляет

т/ч, (6)

Для резервирования производственных отборов турбин инсталлируются РОУ по одной для данных характеристик пара производительностью, равной наибольшему отбору более большой турбины.

На данной ТЭЦ инсталлируются однотипные блоки. Наибольший производственный отбор турбины ПТ-80/100-130-12,8/1,3-300 т/ч при = 1,3 МПа. Подбирается РОУ типа РОУ — IV — ВАЗ (ЧЗЭМ) с параметрами свежайшего пара 14/570 МПа/С, редуцированного и охлажденного 1,0 + 1,6 МПа /°С. характеристики охлаждённой воды 5,5/160 МПа/?С.

Производительность — 150 т/ч (в номенклатуре заводов РОУ производительностью 300 т/ч отсутствуют).

Принимается параллельная установка 2-ух РОУ — IV — ВАЗ (ЧЗЭМ).

Вывод: На ТЭЦ с данными перегрузками принимаются два блока котел-турбина Е-500-13,8-560 ГМН-ПТ 80/100-12,8/1,3, один водогрейный котел КВ-ГМ-100-150, две РОУ — IV -ВАЗ (ЧЗЭМ) общей производительностью 300 т/ч.

2 Главные данные по энергетическому котлу

2.1 Техно черта

Паропроизводительность, т/ч 500

давление пара на выходе, МП 13,8

Температура,?С

перегретого пара 560

питательной воды 230

Уходящих газов

при работе на мазуте 131

при работе на газе 112

Габаритные размеры, мм:

ширина по осям колонн 17000

глубина по осям колонн 13750

верхняя отметка 24000

Вес железной части котла, т 1745

2.2 Система котла

Котельный агрегат типа Е-500-13,8-560 ГМН предназначен для сжигания природного газа и высокосернистого мазута и работы в блоке с теплофикационной турбиной типа ПТ-80-100-12,8/1,3. Котельный агрегат — барабанный, с естественной циркуляцией, однокорпусный, компактный с вихревой топкой ЦКТИ, имеет трёхходовую компоновку поверхностей нагрева.

Топочная камера состоит из горизонтальной камеры горения и призматической камеры остывания.

Два двухсветных экрана, расположенные параллельно боковым стенкам, делят топочную камеру по высоте на три отсека, соединённые в нижней части меж собой пролазами в двухсветных экранах. Все экраны топки производятся в виде газоплотных цельносварных панелей из плавниковых труб поперечником 50, с шириной стены 5 и шагом 70 мм, а двухсветные экраны — из плавниковых труб поперечником 60, с шириной стены 6 и шагом 80 мм. Сплав труб — углеродистая сталь.

На фронтовой стенке камеры горения под углом 120 к горизонтали размещены 6 прямоточных паромазутных горелок (по две горелки в любом отсеке топочной камеры). Места ввода форсунки и запальника в горелку снабжены пневмозатворами для обеспечения сохранности по мере необходимости их подмены в процессе работы котла.

Мощность горелки по газу 6133 нм3/ч, по мазуту 5667 кг/ч.

Барабан котла имеет внутренний поперечник 1600 мм, толщина стены 115 мм (сталь 16 ГНМА).

Вода из барабана 52 трубами поперечником 159, с шириной стены 15 мм поступает к четырём водоопускным стоякам поперечником 426, с шириной стены 36 мм. От стояков выполнена разводка к нижним коллекторам экранов из труб поперечником 159, с шириной стены 15 мм

Схема испарения — двухступенчатая. Пароводяная смесь первой ступени испарения из фронтового, заднего, двухсветных и примыкающих к фронту боковых экранов поступает во внутребарабанные циклоны.

Во вторую ступень испарения включены блоки боковых экранов, примыкающие к задней стенке топки и четыре выносных циклона поперечником 426, с шириной стены 36 мм, расположенные попарно у боковых стенок топочной камеры.

Отвод пароводяной консистенции из экранов осуществляется трубами поперечником 133, с шириной стены 13 мм (сталь 20).

В состав пароперегревателя входят ограждающие экраны горизонтального, опускного и подъёмного газоходов, топочные ширмы и ширмоконвективные элементы опускного и подъёмного газоходов.

Панели ограждающих экранов сварены из плавниковых труб поперечником 32, с шириной стены 5 мм шагом 48 мм. Материал — углеродистая сталь. Трубами фронтового экрана конвективной шахты образован под и потолок опускного газохода, а трубами заднего — под подъёмного газохода. Меж опускным и подъёмным газоходами имеется разделительный экран.

В районе задней стенки камеры остывания размещены 12 вертикальных топочных ширм из плавниковых труб поперечником 32, с шириной стены 5 и шагом 46 мм. Материал труб — легированная сталь. Лобовая труба каждой ширмы защищена от излучения факела трубой поперечником 50, с шириной стены 5 мм, включенной в задний экран топки.

Ширмоконвективный пароперегреватель состоит из 2-ух частей, расположенных соответственно в опускном и подъёмном газоходах. Любая часть пароперегревателя набирается из секций. Секция представляет собой сочетание цельносварных вертикальных ширм и примыкающих к трубам ширм наклонных змеевиков, образующих двухрядные шахматные пучки. Секции размещаются в газоходе с размещением ширм параллельно боковым стенкам.

Пароперегреватель опускного газохода выполнен из 12 секций с самостоятельными камерами в ширмах и конвективных частях и проходом через под и потолок в виде ширм. Пароперегреватель подъёмного газохода выполнен из 12 секций, в каждой из которых трубы ширм перебегают в трубы конвективной части и вывод за границы газохода осуществляется через под, причём любая секция подвешена на 2-ух водоохлаждаемых трубах.

Верхушки гибов змеевиков, примыкающие к верхушкам, привариваются к трубам ширм. Ширмоконвективные секции расположены на всей глубине так, что по фронту газохода имеется вольный коридор глубиной приблизительно 600 мм для обслуживания, в то же время наклонные змеевики и вертикальные ширмы образуют ячейки треугольного профиля по всей глубине секции, чем обеспечивается вольный доступ для осмотра и ремонта каждой трубы поверхности нагрева.

В каждой секции ширмовая часть выполнена из плавниковых труб поперечником 32, с шириной стены 5 мм, а конвективная — из гладких труб поперечником 32, с шириной стены 5 мм, шаг 46 мм. Материал труб — легированная сталь.

С целью поддержания данной температуры острого пара предусмотрены два впрыска по ходу пара. 1-ый впрыск размещен за топочными ширмами (перед ширмами опускного газохода). 2-ой впрыск размещается перед ширмоконвективным пароперегревателем подъёмного газохода.

Потому что котёл работает под наддувом, все проходы поверхностей нагрева через ограждающие поверхности уплотнены. Над опускным газоходом размещен уплотнительный «шатёр», места прохода труб и подвесок через который уплотнены сильфонами.

Для получения собственного конденсата на котле предусмотрены 6 конденсаторов, расположенных на потолочном перекрытии котла над конвективной шахтой.

Водяной экономайзер выполнен из труб поперечником 32 мм, с шириной стены 4 мм (сталь 20), расположенных в шахматном порядке в подъёмном газоходе над ширмоконвективным пароперегревателем. Змеевики размещены перпендикулярно фронту котла с поперечным шагом 95 мм. Экономайзер состоит из 2-ух частей по высоте. Верхняя часть подвешивается при помощи 24 навесных труб поперечником 76, с шириной стены 6 мм к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Нижняя часть подвешена при помощи 24 труб поперечником 32, с шириной стены 6мм, соединяющих верхние и нижние камеры водяного экономайзера.

Воздухоподогреватель — регенеративный, крутящийся, поперечником 8800 мм — один на котёл, размещен за пределами строения котельной.

Обмуровка на котле отсутствует и заместо нее использована изоляция, которая крепится на цельносварных панелях ограждающих топочную камеру горизонтальный газоход и конвективную шахту.

Чистка поверхностей нагрева отсутствует, что соединено с чертами работы котла с вихревой топкой.

Котёл снабжён нужной арматурой, устройствами для отбора проб воды и пара, также контрольно измерительными устройствами.

Процессы питания котла, регулирования перегретого пара и горения автоматизированы. Предусмотрены средства термический защиты.

2.3 Средства автоматизации и термо защиты котла Е-500-13,8-560 ГМН

Регуляторы:

— регулятор питания котла;

— регулятор непрерывной продувки;

— регулятор горючего при работе на газе;

— регулятор горючего при работе на мазуте;

— регулятор воздуха;

— регулятор наддува потолка;

— регулятор рециркуляции дымовых газов.

Защиты:

— от упуска воды;

— от перепитки котла водой;

— по снижению давления газа;

— по снижению давления мазута;

— по отключению ДВ;

— по отключению РВП;

— по погасанию факела;

— по увеличению давления в топке;

— увеличению давления воздуха к горелкам.

3 Составление и описание принципной термический схемы электростанции

3.1 Описание схемы

Энергоблок ТЭЦ состоит из барабанного котла Е-500-13,8-560 ГМН и паровой турбины ПТ-80/100 -12,8/1,3.

Турбоустановка ПТ-80/100-12,8/1,3 номинальной мощностью 80 МВт рассчитана для работы при последующих номинальных параметрах:

— давление свежайшего пара перед стопорным клапаном — 13 МПа;

— температура свежайшего пара — 555 °С;

— количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор — 8000м3/ч при температуре на входе в конденсатор 20°С;

— наибольший расход пара при номинальных параметрах — 470 т/ч.

Номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт: производственный отбор 185 т/ч при давлении 1,275 МПа, суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч (285 ГДж/ч) при давлениях в верхнем отборе 0,098 МПа и в нижнем отборе 0,034 МПа.

Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается в верхнем отборе — при включенных обоих теплофикационных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем теплофикационном отборе.

Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара для обогрева основного конденсата и питательной воды поочередно в 4 ПНД, деаэраторе и 3-х ПВД. Подогреватели высочайшего и низкого давления поверхностного типа. В установке предусматривается также внедрение тепла пара главных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений.

Пар на ПВД7 и ПВД6 отбирается из ЦВД, на ПВД5 и деаэратор — из регулируемого промышленного отбора ЦВД, на ПНД4 и ПНД1 — из нерегулируемого отбора ЦНД, а на ПНД3 и ПНД2 — из регулируемого верхнего и нижнего теплофикационных отборов.

Конденсат греющего пара из подогревателей высочайшего давления соединяется каскадно в деаэратор. Из ПНД4 конденсат греющего пара соединяется в ПНД3 и потом в ПНД2, откуда конденсатным насосом подается в линию основного конденсата меж ПНД3 и ПНД2. Из ПНД1 конденсат греющего пара соединяется в конденсатор, куда поступают также конденсат пара из охладителей эжекторов и сальникового подогревателя.

Тепло продувочной воды котла употребляется в расширителях непрерывной продувки. Пар с первой ступени направляется в деаэратор питательной воды, со 2-ой ступени расширителя — на ПНД3.

Обогрев сетевой воды предусматривается поочередно в 2-ух сетевых подогревателях; для обогрева оборотной сетевой воды до ее поступления в нижний сетевой подогреватель быть может применен интегрированный теплофикационный пучок конденсатора. Насосы сетевой воды установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы 2-й ступени — опосля сетевых подогревателей, перед пиковым водогрейным котлом (ПВК) созданным для покрытия пиковой перегрузки.

Конденсат из верхнего сетевого подогревателя подается конденсатным насосом в линию основного конденсата меж подогревателями ПНД4 и ПНД3, а из нижнего меж подогревателями ПНД3 и ПНД2 Подпитка теплосети осуществляется деаэрированной водой с вакуумного деаэратора подпитки теплосети.

Соответствующим для турбин типа ПТ является необходимость обеспечить обогрев и деаэрацию дополнительной воды, восполняющей утраты конденсата с производства. Для данной нам цели в термический схеме турбоустановки предусматривается внедрение верхнего теплофикационного отбора для подогревателя дополнительной воды в деаэраторе 0,12МПа, куда направляется оборотный конденсат с производства, потом поток воды подается в линию основного конденсата меж ПНД4 и ПНД3.

3.2 Определение давления пара в отопительных отборах

Расположено на /

Набросок 1

количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение

Гдж/ч.

Расход сетевой воды

т/ч, (7)

Количество воды через сетевой подогреватель одной турбоустановки

т/ч,

где n — количество блоков, установленных на ТЭЦ.

Для турбинных установок ПТ 80/100-12,8/1,3 номинальная суммарная термическая перегрузка отопительных отборов составляет 285 ГДж/ч.

из формулы определяем , (8)

.

Обогрев сетевой воды в нижнем и верхнем сетевых подогревателях принимаем равным

.

Недогрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара обычно принимают .

температура насыщения пара нижнего отбора

.

Температура насыщения пара верхнего отбора

.

По таблице [7] определяем давление

Pво = 0,21 МПа

Pно = 0,096 МПа

Таблица 1 — Черта отборов

Отбор

пользователь пара

Характеристики пара в камере отбора

давление, МПа

Температура, ?С

1

ПВД-7

4,570

421

2

ПВД-6

2,660

352

3

ПВД-5

1,270

267

Деаэратор

1,270

267

4

ПНД-4

0,410

169

5

ПНД-3

0,21

—

6

ПНД-2

0,096

—

7

ПНД-1

0,003

—

Набросок 2 — Принципная схема ТЭЦ

4 Выбор вспомогательного оборудования термический схемы станции

4.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

(выбирается без расчета): подогреватели системы регенерации, питательные насосы

4.1.1 Выбор подогревателей схемы регенерации

Регенеративные подогреватели инсталлируются без резерва. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной. Любой ПНД (подогреватель низкого давления) представляет собой поверхностный пароводяной подогреватель вертикального типа.

Любой ПВД (подогреватель высочайшего давления) представляет собой поверхностный теплообменник со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.

Группа ПВД состоит из 3-х поверхностных подогревателей, рассчитанных на поочередную одновременную работу, типа ПВ-425-230-25-1 (ПВД-5), ПВ-425-230-50-1(ПВД-6), ПВ-475-230-50-1 (ПВД-7). Одним из принципиальных частей конструкции ПВД является фланцевое соединение корпуса. При эксплуатации ПВД нужно строго придерживаться скорости обогрева парового места ПВД, не допускать работу ПВД без уровня, смотреть за качеством и наличием термический изоляции на фланцевом разъеме ПВД.

С целью исключения разнотемпературного режима работы верхнего и нижнего фланцев, нужно поддерживать уровень ПВД 150 — 350 мм.

Вакуумный охладитель (ПС-50) служит для отсоса пара из последних камер концевых лабиринтов всех уплотнений турбины. Охладитель оборудован эжектором, поддерживающим давление в нем 0,95 — 0,97 ата. Рабочим паром эжектора служит пар из уравнителей ДВД либо пар производственного отбора.

Охладитель отсоса пара с уплотнений служит для отсоса из промежных камер уплотнений. Зависимо от температуры и расхода конденсата на входе в охладитель, давление пара в нем поддерживается 0,3 — 0,7 ата.

Таблица 2 — Черта подогревателей

Подогреватель

Тип

поверхность

нагрева,

м2

Расход конденсата, т/ч

Давление

Пар, МПа

Вода, МПа

ПНД-1

Встроен в конденсатор

110

230

0,33

19

Охладитель ПНД-2

ПН-130-16-9-11

130

230

03-1

16

ПНД 3, 4

ПН-130-16-7-1

200

330

2,5

4

Охладитель пара

концевых уплотн.

ПС-50-1

50

150

—

20

ПВД-5

ПВ-425-230-25-1

425

230

1,27

ПВД-6

ПВ-425-230-37-1

425

230

2,55

ПВД-7

ПВ-475-230-50-1

475

230

4,41

В комплекте с регенеративными подогревателями поставляются дренажные насосы ПНД, в количестве 2 штук: типа КС 80-155, подача насоса 0,0222 куб.м., напор 155м, давление на входе в насос 0,980 МПа.

4.1.2 Выбор питательных насосов

Для электростанций с блочными схемами подача питательных насосов определяется наивысшими расходами питательной воды на питание котлов с припасом не наименее 5%.

На блоках с давлением пара 13 МПа на любой блок устанавливается один питательный насос подачей 100%, на складе предусматривается один запасный насос для всей электростанции.

Питательные насосы поставляются в комплекте с турбиной 5.

Питательный электронасос ПЭ-580-185/200 центробежный, горизонтальный с одиннадцатью ступенями, двухкорпусного выполнения с внутренним корпусом секционного типа, с отбором от третей ступени, предназначен для питания котлов питательной водой.

Маслоснабжение подшипников делается маслостанцией, состоящей из маслобака, 2-ух маслонасосов, 2-ух масляных фильтров, маслоохладителя, трубопроводов и арматуры. В системе маслоснабжения ПЭНов применяется масло ТП-22.

ПЭН оснащен защитами и блокировками.

Таблица 3 — Технические свойства ПЭН

Наименование

Величина

Подача, м3/ч

580

Напор, м.в.ст.

200

температура воды

160

Давление в приемном патрубке, кг/см2

10

давление в напорном патрубке, кг/см2

200

Потребляемая мощность, кВт

3590

КПД насоса, %

81

Допустимый кавитационный припас, не наименее м ст.ж.

15

4.2 Выбор расширителей (сепараторов) непрерывной продувки (РНП)

Расширители (сепараторы) непрерывной продувки служат для использования теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тепла в термическую схему ТЭС. Для котлов с давлением выше 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.

Выбор расширителей делается по размеру образующегося в расширителе пара при норме напряжения размера расширителя 1000 м3/м3 (1000м3 образующегося пара в час на один м3 полезного размера расширителя).

Количество продувочной воды котлов регламентируется [2].

При обессоливании дополнительной воды сепараторы непрерывной продувки используются по два набора на электростанцию [1].

давление в барабане котла 15,2 МПа. Величина продувки 1% от (номинальной) паропроизводительности котла; паропроизводительность котла 500 т/ч; напряжение парового размера РНП — 1000 м3/м3; давление в РНП-I: 0,7 МПа, в РНП-II: 0,25 МПа. На станции установлены два котла.

Выбор типа РНП-I

Величина продувки:

.

Коэффициент сепарации первой ступени:

, (9)

где — энтальпии продувочной воды, отсепарированного пара и отсепарированной воды соответственно, кДж/кг [6].

количество пара, образующегося в РНП-1:

т/ч.

Размер пара, образующегося в расширителе первой степени:

м3/ч,

где м3/ч — удельный размер сухого насыщенного пара при давлении 0,7МПа [6].

Нужный размер расширителя:

м3, (10)

где Н — норма напряжения парового размера расширителя.

В согласовании с данными таблицы 3.1 методических указаний выбирается тип расширителя непрерывной продувки СП-0,7. Емкость расширителя 0,7 м3, внешний поперечник корпуса 630 мм.

Выбор типа РНП-II

количество воды поступающей на вторую ступень:

т/ч.

Коэффициент сепарации 2-ой ступени:

,

где , — энтальпии воды, поступающей из первой ступени, отсепарированой воды 2-ой ступени, отсепарированого пара 2-ой ступени соответственно.

количество пара образующегося в РНП-II:

т/ч.

Количества сбрасываемой в сточную канаву воды = 2,851-0,1938=2,6572 т/ч.

Размер пара, образующегося в расширителе 2-ой ступени:

м3/ч,

где 1,1597м3/кг при Р = 0,25 МПа 6.

Нужный размер расширителя при установке 1-го РНП-II на один котел:

м3,

тип РНП-II: СП — 0,7.

Емкость расширителя: 0,7 м3.

Внешний поперечник корпуса: 630 мм.

4.3 Выбор деаэраторов питательной воды (главных, завышенного давления)

Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по наибольшему ее расходу.

На любой блок устанавливается один деаэратор.

Суммарный припас питательной воды в баках главных деаэраторов должен обеспечивать работу блочных электростанций в течение не наименее 3,5 мин. К главным деаэраторам предусматривается подвод запасного пара для удержания в их давления при сбросах перегрузки и деаэрации воды при запусках. Тепло пара деаэраторов питательной воды употребляется в термический схеме электростанции [1].

На ТЭЦ установлены котлы типа Е-500-13,8-560 ГМН (модель ТГМ-444) по одному на блок.

Наибольший расход питательной воды:

т/ч, (11)

где б — расход воды на продувку;

в — пар на собственные нужды.

Наибольшая нужная вместимость деаэраторного бака (БДП):

м3, (12)

где = 1,1 м3/ч — удельный размер воды.

Избираем деаэратор типа ДП-500 М2 с деаэраторным баком БДП-65 завышенного давления полезной вместимостью 65 м3 для 2-ух колонок общей производительностью 138,9 кг/с. Абсолютное давление в деаэраторе 0,59 МПа (6кг/cм2), рабочая температура 158?С.

4.4 Выбор оборудования конденсационной установки

Конденсационная установка содержит в себе: конденсатор, конденсатные насосы, воздухоудаляющее устройство, циркуляционные насосы, трубопроводы и арматуру.

Конденсатор турбины ПТ — 80/100 — 12,8/1,3 типа 80 КЦС-1, поверхностного типа двухходовой. Латунные трубки завальцованы в трубных досках и образуют 2 обособленных пучка: главный, работающий на циркуляционной воде и интегрированный, работающий на сырой воде.

Отвод конденсирующихся газов делается с боковых поверхностей паровой части конденсатора.

В паровой части конденсатора выделена особая камера, в какой устанавливается секция ПНД-1. Конденсат отработанного пара собирается в конденсатном сборнике, откуда конденсатными насосами откачивается и подается через эжекторы и подогреватели низкого давления в деаэратор 6 ата.

Таблица 4 — Данные конденсатора 80 КЦС-1

Наибольший расход пара

220 т/ч

Термическая перегрузка основного пучка

532,13 ГДж/ч

Термическая перегрузка встроенного пучка

125,7 ГДж/ч

Расход охлаждающей воды основного пучка

2000 — 8000 м3/ч

Расход охлаждающей воды встроенного пучка

300 — 1500 м3/ч

Предельная температура пара в конденсаторе

70 ?С

Активная длина трубок

6,6 м

Поперечник трубок

23 — 25 мм

Шаг трубок

32 мм

поверхность теплоотдачи основного пучка

2345 м2

Поверхность теплоотдачи встроенного пучка

655 м2

Число ходов воды

2

Количество трубок основного пучка

4540 шт

количество трубок основного встроенного пучка

126 0шт

Воздухоудаляющее устройство состоит из 2-ух главных трехступенчатых эжекторов типа ЭП-3-25-75, созданных для отсоса воздуха и обеспечения обычного процесса термообмена в конденсаторе. Источником питания эжекторов служит пар, давление которого перед эжектором обязано быть не наименее 0,35 МПа, температура пара в границах 150 — 200?С.

Расход пара на один эжектор составляет 700 кг/ч. Охлаждающей средой служит главный конденсат турбины, слив конденсата рабочего пара эжекторов делается в конденсаторе. Оба эжектора по пару, воде и воздуху включены параллельно. Для резвого подъема вакуума при пуске турбины до 500 — 600 мм рт. ст. установлен пусковой эжектор, работающий на тех же параметрах рабочего пара, что и главный эжектор и составляет 1100кг/ч.

Конденсатные насосы, поставляются по условиям: наибольшего расхода пара в конденсаторе, необходимому напору, температуре конденсата. В комплекте с турбиной поставляются насосы марки КсВ-320-160.

Таблица 5 — Главные технические свойства конденсатных насосов КсВ-320-160

Наименование параметра

Единицы измерения

Величина

Производительность

м3/ч

320

Напор

м в.ст.

160

давление на входе

МПа

0,98

Температура конденсата (не наиболее)

°С

134

4.5 Выбор оборудования подпитки котлов

4.5.1 Выбор деаэраторов подпитки котлов

На ТЭЦ с большенными добавками воды в цикле в качестве первой ступени деаэрации, как правило, принимаются вакуумные деаэраторы.

Деаэрации подлежат:

— обессоленная вода для восполнения утрат в цикле;

— вода из дренажных баков, куда должны направляться все потоки, открытый слив;

— сброс конденсата от привода систем регулирования турбин, остываний электродвигателей, привода арматуры БРОУ, РОУ и т.д.;

Производительность деаэратора выбирается по суммарному расходу всех потоков воды, поступающих в деаэратор.

Отпуск пара на Создание = 300 т/ч, утраты конденсата на производстве в = 20 %, внутристанционные утраты конденсата бпот.= 1,6 %, установленной производительности котельной, продувка котлов бпр = 1 % производительности котлов ТЭЦ.

Производительность котлов ТЭЦ: = 2·500 = 1000 т/ч.

Станция работает на газообразном горючем. В деаэраторе поступают потоки: обессоленная вода, конденсат с производства.

Расход обессоленной воды:

т/ч, (13)

где — толика отброса продувочной воды котлов в сточную канаву при Рб = 15,2 МПа,

Ррнп-I = 0,7 МПа.

Ррнп-II = 0,25 МПа.

Сумма потоков, поступающих в деаэратор подпитки котлов, поступающих в деаэраторы подпитки котлов:

т/ч,

где 80 % — возврат конденсата с производства.

Избираем два деаэратора: ДВ — 400, один из которых — запасный.

4.5.2 Выбор насосов подпитки котлов

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

Подача насосов выбирается по величине суммы потоков, поступающих в деаэратор.

Избираем насосы КСВ-320-160.

количество рабочих насосов:

, (14)

С учетом запасного насоса к установке принимаем 2 насоса КСВ-320-160:

— напор насоса 160 м,

— подача 320 т/ч,

— давление на входе в насос 0,98 МПа,

— мощность 168 кВт,

— изменение напора и подачи в границах поля насоса:

Н = 195-145 м;

Q = 160 + 320 м3/ч.

4.6 Выбор оборудования теплофикационной установки

4.6.1 Выбор подогревателей сетевой воды

Производительность ПСВ на ТЭЦ выбирается по номинальной величине термический мощности теплофикационных отборов.

ПСВ производится в большей степени в 2-ух ступенях.

Тип сетевых подогревателей обычно указывается в списке теплообменного оборудования. паротурбинной установки.

Сетевая вода проходит через ПСГ поочередно: поначалу на ПСГ-1, потом на ПСГ-2. Дальше в теплофикационную сеть. В устройстве ПСГ — подобны регенеративным подогревателям, но употребляются для обогрева сетевой воды.

Сетевая вода подается во внутреннюю часть трубок пучка, пар — в межтрубное место. Материал трубок ЛО-68, ЛО-70, потому что железные трубки подвержены резвой коррозии в силу значимой брутальной среды.

Рабочие характеристики ПСГ- 1300-3-8-I и ПСГ-300-3-8-II для ПТ-80/100-12,8/1,3

— поверхность нагрева: 1300 м2;

— выпуск сетевой воды: 2300 — 3000 м3/ч;

— температура сетевой воды на входе не наименее: 30 °С;

Конденсат греющего пара откачивается: ПСГ-1, ПСГ-2 в линию основного конденсата опосля ПНД-2, ПНД-3.

4.6.2 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы принимаются как групповой установки, так и персональной:

— при групповой установке 3-х и наименее рабочих сетевых добавочно инсталлируются один запасный насос;

— при установке 4 насосов и наиболее запасные насосы не инсталлируются.

Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды.

В связи с облегченной конструкцией сетевых подогревателей давление воды в подогревателях ограничено 0,79 МПа. Требуемое давление воды в термических сетях: 1,8 + 2,2 МПа. В связи с сиим применяется двухступенчатая перекачка сетевой воды. Напор сетевых насосов первой ступени выбирается по условию преодоления сетевых подогревателей и сотворения нужного кавитационного припаса.

Напор сетевых насосов 2-ой ступени выбирается по требуемому давлению в термических сетях.

Расчетный расход сетевой воды в термических сетях подсчитывается как сумма расчетного расхода ее на отопление и на горячее водоснабжение.

Расчетный расход воды на отопление:

т/ч, (15)

Расчетный расход сетевой воды в термических сетях от ТЭЦ равен 2983,3т/ч.

При групповой установке в качестве насосов 2-ой ступени сетевых насосов СЭ-2500-180-10 их количество:

К установке принимаем насосы СЭ-2500-180-10 в количестве 3-х штук (два рабочих и один запасный).

Тогда при нужном напоре насосов первой ступени:

м, (16)

где — сопротивление сетевого подогревателя.

= 4,2 м [5] (для ПСГ-1300-3-8-1 и ПСГ-1300-3-8 II);

= 28 м [15] (по допустимому кавитационному припасу насоса СЭ-2500-180-10).

На первой ступени вероятна установка 3-х насосов СЭ-2500-60.

Техно черта насосов

СЭ-2500-180-10 СЭ-2500-60:

подача 2500 м3/ч; 2500 м3/ч;

напор 180 м; 60 м;

Допустимый кавитационный припас

не наименее 28 м ст.ж.; не наименее 12 м ст.ж.;

давление на входе в насос

не наиболее 0,98 МПа; не наиболее 1,08 МПа.

4.6.3 Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

Конденсатные насосы сетевых подогревателей выбираются по условию закачки конденсата сетевых подогревателей в линию основного конденсата турбины. давление в полосы основного конденсата: 0,03 МПа, опосля ПНД-2: 1МПа.

В нашем случае вероятна установка 4 насосов КС-80-155:

— подача насоса 80 м3/ч;

— напор 155 м в.ст.;

— кавитационный припас 1,6 м;

— температура перекачиваемого конденсата 160?С.

4.7 Выбор оборудования подпитки теплосети

Производительностью ХВО и соответственного оборудования для подпитки теплосети принимается в закрытых системах теплоснабжения 0,75 % от размера воды в теплосети.

При отсутствии фактических данных размер воды в теплосети принимается из расчета 65 м3 на 1 Гкал/ч при отсутствии транзитных магистралей.

Для закрытых систем теплоснабжения предусматривается установка на ТЭЦ 2-х баков припаса приготовленной подпиточной воды в термических сетях [I].

Термо перегрузки на отопление 1000 ГДж/ч.

т/ч

Для рассматриваемых критерий избираем деаэратор ДВ-150 производительностью 150 т/ч.

— размер воды в теплосети;

= м3,

где q = 65 Гкал/ч [1].

Для закрытых систем теплоснабжения предусматривается установка на ТЭЦ 2х баков аккумов подпиточной воды, емкостью 3% от размера воды в термических сетях:

м3, (17)

Инсталлируются два бака припаса приготовленной подпиточной воды емкостью 250 любой с насосами типа Д-200-70 по одному на любой бак.

Расчет вакуумного деаэратора подпитки теплосети

Принимаем давление в деаэраторе Рд = 0,008 Мпа.

(18)

,

,

т/ч

По расходу дополнительной воды выбираются подпиточные насосы для закрытых систем не наименее 2-ух, один из которых — запасный. Принимаем к установке два насоса типа Д-200-70.

Техно черта: подача 200 м3/ч;

напор 70 м.

5 Определение часового расхода горючего энергетических и водогрейных котлов

5.1 Определение часового расхода горючего энергетического котла Е500-13,8-560 ГМН

5.1.1 Черта горючего — газ

Объёмный состав газа:

Плотность газа м3/кг

Теплота сгорания МДж/кг

температура уходящих газов °С

Температура питательной воды °С

Температура воздуха на входе в ВЗП °С

температура жаркого воздуха °С по характеристике котла.

Воздухоподогреватель регенеративный (РВП)

Расход горючего определяется по общей формуле:

; (19)

Определим количество тепла полезноотданного в котлоагрегате:

,

где кДж/кг — энтальпия перегретого пара,

МПа и °С,

кДж/кг — энтальпия питательной воды,

МПа и °С

т/ч — паропроизводительность котла,

— расход тепла с продувочной водой не учитывается т.к. величина продувки меньше 2%.

Располагаемое тепло на 1 кг горючего:

(20)

где тепло внесённое поступающим в котлоагрегат воздухом при обогреве крайнего вне агрегата отборным паром, отработанным теплом и определяется по формуле:

, (21)

где отношение количества воздуха на входе в ВЗП на теоретическом уровне не обходимому

,

где — 1,05 коэффициент излишка воздуха на выходе из топки при автоматическом регулировании подачи горючего и воздуха и присосов в топке не наиболее 0,05.

присосы воздуха в ВЗП для РВП.

и теплосодержание на теоретическом уровне нужного нагретого воздуха на входе ВЗП.

5.1.2 Расчёт

,

где ;

,

,

где ,

,

;

;

;

— КПД котла.

— часовой расход горючего котла Е-500 -13,8-560 ГМН.

.

5.1.3 Определение часового расхода горючего водогрейного котла — горючее газ

, (22)

5.2 Определение часового расхода горючего энергетического котла Е-500-13,8-560 ГМН — горючее мазут

5.2.1 Черта горючего «Омскнефтеоргсинтез» производственного объединения

Мазут марки — М100

Плотность,

Вязкость условная при 80 °С, ВУ-7,2

Вязкость кинематическая при 80 °С — 53,0 мм2/с

Содержание серы, SP-1,7 %

Зольность, AP-0,02 %

Содержание воды, WP-0,10 %

Содержание механических примесей, 0,03 %

Температура вспышки,

Теплота сгорания,

, (23)

, (24)

, (25)

температура уходящих газов по характеристике котла ; ;

температура воздуха на входе в воздухоподогреватель принимаем

температура жаркого воздуха , по характеристике котла.

Воздухоподогреватель регенеративный (РВП).

5.2.2 Расчёт

Расход горючего определяется по общей формуле:

, кг/ч, (26)

,

где — коэффициент излишка воздуха,

и — теплосодержание на теоретическом уровне нужного нагретого воздуха для сернистого мазута.

при

при

— физическое тепло горючего,

,

где — теплоёмкость мазута

,

где — температура обогрева мазута.

Коэффициент полезного деяния котла , брутто.

, %

Суммарная утрата тепла:

, %, (27)

— утрата от хим недожога,

— утраты от механического недожога.

Утраты тепла от уходящих газов:

;

где — коэффициент излишка воздуха в уходящих газах.

.

Теплосодержание уходящих газов:

.

где , — энтальпия дымовых газов и на теоретическом уровне нужного количества воздуха при: ;

.

— утрата тепла от внешнего остывания котла.

.

Коэффициент полезного деяния котла:

.

Расход горючего котлоагрегатом:

5.2.3 Определение часового расхода горючего водогрейного котла КВ-ГМ-100-150 на мазуте

, (28)

где располагаемое тепло на 1 кг горючего для водогрейных котлов:

6 Газовое хозяйство станции

Проектом предусматривается комплекс сооружений, обеспечивающий сжигание природного газа для работы 2-ух энергоблоков мощностью по 80МВт любой.

При решении системы газоснабжения учитываются надежность и бесперебойность газоснабжения. Для использования природного газа на ТЭЦ смонтирована схема и оборудование по его сжиганию в топках котлов. Подача газа на ТЭЦ предусмотрена от газораспределительной станции (ГРС) по газопроводу с давлением 12 кгс/см2.

На местности ТЭЦ для приема и редуцирования газа до данных характеристик сооружен газорегуляторный пункт (ГРП). Для ТЭЦ мощностью 160 МВт принимаем к сооружению один ГРП.

6.1 Описание схемы ГРП

Газорегуляторный пункт предназначен для понижения давления газа. Всё технологическое оборудование ГРП (не считая узла отключающих устройств) размещается в раздельно стоящем здании. строения, в каких располагают ГРП, должны отвечать требованиям, установленным для производств группы «А», т.е. для взрывоопасных производств. Они должны быть одноэтажными 1 и 2 степени огнестойкости, бесчердачными, с покрытием легкой конструкции весом не наиболее 120 кг на 1 м. Утеплитель покрытия должен быть выполнен из несгораемых материалов.

Применение трудносбрасываемых взрывной волной покрытий допускается, если общая площадь оконных проёмов, световых фонарей либо отдельных трудносбрасываемых панелей составляет не наименее 500 см2 на любой 1 м2 внутреннего размера ГРП. В оконных проёмах следует применять очень вероятные размеры стеклянных листов и закреплять их с внешной стороны рам. Более целесообразны просто открывающиеся остеклённые рамы с магнитными защёлками и петлями, расположенные сбоку либо снизу.

Двери ГРП обиты несгораемыми материалами и открываются наружу, а полы делаются из трудносгораемых, не дающих искры при ударе, материалов.

Необходимость и вид отопления ГРП определяются проектной организацией с учётом того, чтоб для обеспечения обычной работы оборудования и КИП температура в помещении, не имеющем неизменного обслуживающего персонала, не снижалась ниже +5єС.

Источниками тепла для подогрева ГРП, расположенных на территориях промышленных компаний, служат пар низкого давления либо жгучая вода, поступающая из котельной либо системы централизованного жаркого водоснабжения.

КИП с электроприводом, также телефоны, размещаемые конкретно в помещении ГРП, во взрывозащищенном выполнении. Если эти приборы имеют обычное выполнение, то их располагают в обособленном помещении, имеющем несгораемые ограждающие конструкции, либо снаружи строения в запирающемся ящике.

Во всех помещениях ГРП предусматриваются естественное и искусственное освещение, повсевременно работающая естественная вентиляция, обеспечивающая трехкратный (не наименее) воздухообмен за 1 час.

Продувочные газопроводы выводятся наружу в месте, обеспечивающем неопасные условия для рассеивания газа, но не наименее чем на 1 м выше карниза строения ГРП и не наименее чем на 5 м — уровня земли.

Основное оборудование ГРП состоит из последующих узлов:

ѕ узел регулирования газа;

ѕ узел чистки газа;

ѕ узел учёта расхода газа;

ѕ узел отключающих устройств.

ГРП работает по последующей схеме: природный газ поступает от ГРС по газопроводу поперечником 300 мм на вход ГРП через изолирующее фланцевое соединение и отключающую арматуру.

Газ, поступающий по газопроводу с давлением Р=1,2 МПа, проходит узел чистки, который состоит из 2-ух фильтров. Проектом предусматривается еще запасный фильтр. Фильтры выбраны из критерий, что скорость газа в корпусе фильтра не будет превосходить 1 м/сек. На любой фильтр инсталлируются по две отключающие задвижки. Опосля фильтров газ через отключающее устройство поступает в блок редуцирования. Блок редуцирования состоит из 2-ух параллельных нитей, одна из которых рабочая, иная — запасная. Производительность каждой нити рассчитана на наибольшее потребление газа электростанцией.

В качестве регулирующих органов приняты регулирующие заслонки. Редуцирование давления газа — двухступенчатое, т.е. на каждой нити установлено по две регулирующей заслонки. давление на выходе первой по ходу газа регулирующей заслонки 6 кгс/см2, на выходе 2-ой давление составляет 1,0 кгс/см2.

Узел учета расхода газа состоит из расходомеров с камерными диафрагмами. Узел отключающих устройств состоит из задвижек на входе и выходе ГРП, также на полосы байпаса.

Регулирование давления газа на ГРП и управление запорной арматурой редуцирующих нитей осуществляется автоматом с выводом светозвуковой сигнализацией о нарушениях в работе оборудования общестанционного ГРП на один из щитов управления котла.

В рабочем режиме должны быть включены средства технологической сигнализации защиты и блокировки оборудования ГРП в объеме, предусмотренном проектом; установлены заглушки опосля запорных устройств на патрубках подвода сжатого воздуха к газопроводам; закрыты запорные устройства на продувочных газопроводах ГРП; установлены токопроводящие перемычки газопроводах ГРП.

6.2 Выбор схемы оборудования ГРП для ТЭЦ-160 МВт с 2-мя ступенями регулирования

6.2.1 Обоснование и выбор схемы ГРП

Подвод газа к станции от газораспределительной станции (ГРС) осуществляется по одной нити к любому газорегуляторному пт (ГРП), запасный подвод газа не предусматривается. Для ТЭЦ-160 МВт принимается к установке один ГРП.

т/ч, (29)

где — паропроизводительность котла,

— количество котлоагрегатов.

Для проектируемой ТЭЦ — газ является главным топливом, потому производительность ГРП рассчитывается на наибольший расход газа всеми рабочими котлами с учётом водогрейных котлов.

м/ч, (30)

6.3 Расчёт выбор количества фильтров

К установке принимаются сварные фильтры ; МПа = 7,135кгс/см2.

Пропускная способность фильтра при кгс/см2 — 100000м3/ч. Рабочая производительность фильтра при кгс/см2 определяется из соотношения:

, (31)

где — пропускная способность фильтра при

— пропускная способность фильтра, при

количество установленных фильтров:

К установке принимаются с учетом запасного три газовых кассетных фильтра, типа ФГ-100-300-12, в сварном выполнении конструкции Мосгазпроект, два рабочих, один запасный. Фильтры предусмотрены для чистки неагрессивных газов и воздуха от механических примесей и устанавливается на горизонтальных участках газопроводов и газорегуляторных пт.

Газ, поступающий в металлической сварной корпус, перекрытый крышкой, встречает на собственном пути отбойный лист. Твердые частички больших размеров, ударившись о лист и утратив скорость, падают на дно корпуса. Наиболее маленькие частички механических примесей фильтруются в кассете, которая прижата к перфорированному листу. Для удаления частиц, сработавшихся в корпусе, снимают заглушку, а для чистки и промывания кассеты поднимают крышку, используя рым. К двум штуцерам подсоединяют дифманометр, для измерения перепада давления до и опосля кассеты. Очень допустимый перепад 0,1кгс/см2 . давление газа в фильтре измеряется с помощью манометра с верхним пределом измерения давления примерно равным 1,3 от рабочего давления газа.

Торцевые части кассеты затянуты проволочными сетками, место меж которыми заполнено капроновой нитью, пропитанной висциновым маслом. Набивка обязана быть однородной без комков и жгутов.

Чистят кассету вне помещения методом встряхивания накопившихся частиц и промывания её в бензоле, ксилоле либо остальных растворителях либо подмены набивки, Следует убрать твердые частички, собравшиеся в корпусе, а сам корпус протереть тряпкой, смоченной в керосине.

Если катушка сухая, то её опускают на 6 минут в ванну с висциновым маслом при температуре 55…60°С. Потом кассету вынимают, дают стечь избыткам масла в течении 4-6 часов, опосля что её можно установить в корпус.

Для всякого фильтра предусмотрен газопровод с вентилем, который соединяется воединыжды в общий продувочный газопровод . На газопроводе перед и опосля фильтра устанавливается задвижки . Степень засоренности фильтра определяется по перепаду давлений до и опосля фильтра дифманометрами.

]]>