(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект тепловой части ТЭЦ мощностью 330 МВт, расположенной в г. Пенза
2
Санкт-Петербургский филиал федерального муниципального
Автономного образовательного учреждения высшего проф
Образования «Национально исследовательский институт «Высшая школа экономики»
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
по специальности 140101 «Термо электронные станции»
специальности 140101 «Термо электронные станции»
Тема: Проект термический части ТЭЦ мощностью 330МВт, расположенной в г. Пенза
Разработал: Брикилева В.О.
Управляющий: Городецкая И.Л.
Консультанты: Ананич С.Н.
Нормоконтролер: Давыдова З.Н.
2011
Инструкция
В крайние десятилетия произошли коренные конфигурации в экономике страны. Пока они не дали ожидавшегося экономического эффекта.
Форсированная комплексная приватизация, конструктивная либерализация экономических отношений, практическая утрата государством контроля над экономической ситуацией в стране привели к понижению ВВП , падению актуального уровня людей, чертовскому сокращению инвестиций, старению и понижению технического уровня оборудования, понижению производительности труда и росту цены производства. За прошедшие годы фактически не вышло реструктуризации производства, и наметившийся промышленный рост базируется до этого всего на использовании «законсервированного» устаревшего оборудования.
При современном состоянии энергетики в Рф нереально поддерживать прогрессирующий рост производства и транспортных услуг.
Для вывода энергетики из надвигающегося сурового кризиса нужна разработка специальной гос программы-аналога плана ГОЭЛРО с активной регулирующей ролью страны. Положительный опыт прошедшего должен быть творчески воспринят нынешним поколением.
Исторический опыт обосновал корректность и не приходящую практическую значимость главнейших концепций научно-технического развития выработанных в плане ГОЭЛРО, — первой единой общегосударственной программке общественного, экономического и промышленного строительства на базе электрификации.
Темой данного проекта является разработка ТЭЦ в городке Пенза мощностью 330МВт, работающей на угле Кузнецком.
теплоэлектроцентраль водогрейный котел насос электростанция
1.Выбор типа и количества турбин, энергетических и водогрейных котлов
В согласовании с заданием проектируется ТЭЦ в городке Волгоград с установленными на ней турбинами типа Т-110/120-130 в количестве 2-ух штук. Исходные характеристики пара: ; ; D0=
Основное горючее ТЭЦ-газ, резерв мазут, электронная мощность составляет , термическая перегрузка из которых горячее водоснабжение составляет , а отопление
Станция выполнена с блочными связями.
Число регенеративных отборов семь, два из которых регулируемых для сетевой установки. Конечное давление пара: .
В согласовании с перегрузками принимаю паровую турбину Т-110/120-130-3штуки
Данная турбина подступает для установки на проектируемой станции.
Энергетический котел выбирают по давлению перед турбиной,
расходу пара на турбину и по виду горючего.
Выбор энергетического котла:
Принимается блочная ТЭЦ. Паропроизводительность котла рассчитывается по наибольшему расходу пара через турбину с учетом припаса и расхода на собственные нужды
(1.1)
где: суммарный наибольший расход пара турбину.
припас производительности, %
0,02
расход пара на собственные нужды по таблице 3.2 [1],%
0,03
(1.2)
где: nт-количество турбин
наибольший расход пара на все турбины
В согласовании с приобретенными расчетами избираем три котла Е-500-140
Паропроизводительностью ДК = 500т/ч и давлением РК = 140 ат.
Запасный блок на блочной ТЭС не устанавливается, но предусматривается установка запасного водогрейного котла на вариант выхода из строя 1-го из блоков.
Главные технические свойства котла:
Паропроизводительность котла — 500 т/ч
давление пара на выходе — 13,8 МПа
Температура перегретого пара — 570 0С
температура питательной воды — 230 0С
Выбор пиковых водогрейных котлов:
Пиковые водогрейные котлы выбираются по пиковой
теплофикационной перегрузке:
(1.3)
где:
-расчетная перегрузка, ГДж/ч; =7400 ГДж/ч
бтэц-коэф. теплофикации, бтэц=0,5
Выбираю котел КВ-ГМ-180.
количество ПВК рассчитывается :
(1.4)
где:
Qпик — термическая перегрузка ПВК, Гкал/ч
производительность 1-го котла, 180ГКал/ч
n=
В согласовании с приобретенными расчетами избираем 5 работающих водогрейных котла КВ-ГМ-180 и один запасный
Номинальной теплопроизводительностью 180 ГКал/ч.
2. Составление и описание принципной термический схемы электростанции, её расчёт на данном режиме
2.1 Описание термический схемы ТЭЦ
В согласовании с заданием на ТЭЦ установлено три машинки Т-110/120-130 , выполнено блочно. В согласовании с термическим расчетом наибольший расход пара на одну турбину равен 485 т/ч.
На каждую турбину устанавливается котел типа Е-500-140.
Любой турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из 2-ух сетевых подогревателей и ПВК. Температурный график составляет tпр/tобр-150/70
Система ГВС закрыта, что соответствует незначимой подпитке.
Пар опосля прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор, где конденсируется и подается конденсатным насосом в деаэратор.
Турбина типа Т-110/120-130 имеет семь отборов из их два регулируемых для сетевой установки. На каждую турбину устанавливается по два конденсатора, где пар конденсируется и заводится в главный деаэратор.
Регенеративная установка всякого турбоагрегата состоит из 3-х подогревателей высочайшего давления (ПВД) и 4 подогревателей низкого давления (ПНД) в каких делается нагрев рабочего тела до температуры питательной воды равной 2300С. Главный конденсат и питательная вода греются в регенеративных подогревателей пара из отборов турбины. Деаэрация питательной воды делается в деаэраторе с давлением 0,59 МПа. Нагрев в деаэраторе питательной воды делается до температуры 200С. Слив дренажа на ПВД — каскадный с следующим заводом его в главный деаэратор. Слив дренажей с ПНД — комбинированный с следующим заводом в ЛОК.
Главные характеристики турбины
Исходные характеристики пара.
Р=12,75МПа t=5550С
Число регенеративных отборов — семь.
Конечное давление пара.
Р=0,0053 МПа
Температура питательной воды.
t=2300С
Давление пара в регулируемых и нерегулируемых отборах:
ПВД 7 Р1=3,32 МПа
ПВД 6 Р2=2,28 МПа
ПВД 5 Р3=1,22 МПа
Деаэратор Р3=1,22 МПа
ПНД 4 Р4=0,57 МПа
ПНД 3 Р5=0,169 МПа
ПНД 2 Р6=0,084 МПа
ПНД 1 Р7=0,037 МПа
Конденсатор Рк=0,0053 МПа
Принципная термическая схема приведена на рисунке 2.1
Увеличения температуры питательной воды в
питательном насосе
;0С(2.3.1)
где
V- удельный обьем мі/кг
Pн — давление на стороне нагнетания питательного насоса, МПа
Pв — давление на стороне всасывания питательного насоса, МПа
С — удельная теплоёмкость, кДж/кг°C
Юпн — КПД питательного насоса
2.2 Определение температуры дренажей питательной воды и конденсата опосля ПВД и ПНД
Принять утраты давления в трубопроводах отборного пара от 20С до 50С. Недогрев на ПВД и ПНД 50С. Нагрев в деаэраторе 190С
?tПВД=tПВ-tПОСЛЕ ПН
где: tПВ— температура питательной воды перед котлом
tПОСЛЕ ПН —температура воды за питательным насосом
?tПВД=232 -164=68/3=22,60С
?tПВД=22,60С
tПВД7= 164+22,6=186,60С
tПВД8=t7+?t=186,6+22,6=209,20С
tПВД9=t8+?t=209,2+22,6=231,80С
?tПНД=140-40=100/4=250С
tПНД2=t1+?t=40+25=650С
tПНД3=t2+?t=65+25=900С
tПНД4=t3+?t=90+25=1150С
2.3 Расчет сетевой установки
1-сетевые насосы; 2-потребитель; 3- сетевые подогреватели
Набросок 2.2- Схема включения сетевой установки
Расход сетевой воды:
(2.5.1)
где:
Qp — термическая перегрузка, гДж/ч; Qp =4400
tПР = 1500С — температура в прямой магистрали теплосети.
tОБР = 700С — температура в оборотной магистрали теплосети.
С — удельная теплоемкость, кДж/кг0С
Уравнение термического баланса 1-го сетевого подогревателя:
Дсп1 (i6 — iво)Юп = Дсв (i2 — i1),т/ч(2.5.2)
Уравнение термического баланса 2-го сетевого подогревателя:
Дсп2 (i7 — iно)Ю = Дсв (i2 — i1),т/ч(2.5.3)
Определение температуры пара на сетевой подогреватель верхнего отбора:
Дсв=т/ч(2.5.4)
где :
Дсв — расход сетевой воды, т/ч;
бТЭЦ- коэф.теплофикации
tобр- температура в оборотной магистрали сети
с — удельная теплоемкость,кДж/кг0С
Дсв=
Определение температуры пара на сетевой подогреватель нижнего отбора:
t 1 =0С(2.5.5)
где t 2 — температура пара верхнего отбора
t обр — температура в оборотной магистрали сети
t 1 =
tв.о = tн2 = 115?C Рв.о = 0,169 МПа
tн.о = tн1= 95?C Рн.о = 0,084 МПа
процесс расширения пара в турбине
Процесс расширения пара разбивается на три отсека:
— от исходного Р пара до третьего регулируемого отбора
от третьего регулируемого отбора до нижнего теплофикационного отбора
от нижнего теплофикационного отбора до конечного Р
Внутренний относительный КПД:
— первого отсека равен 0,794
— второго отсека равен 0,84
— третьего отсека равен 0,75
Ро=12,75 МПа=130 бар
tо=555°C
Йо=3482 КДж/кг
i0=3482 КДж/кг ?HT=3482-2839=643 КДж/кг ?H=510/4=127мм
i2=2839 КДж/кг ?HІр=643*0,794=510 КДж/кг (масштаб)
iпп=2963 КДж/кг ?HT==2963-2479=457КДж/кг ?H=383/4=95мм
iно = 2479 КДж/кг ?HІІр=457*0,8=383КДж/кг (масштаб)
iнто, =2599КДж/кг ?HT=2599-2230=369 КДж/кг ?H=276/4=69мм
iК =2230КДж/кг ?HІІІр=369*0,75 =276 КДж/кг (масштаб)
характеристики воды и пара.
Точка процесса
Характеристики греющего пара
характеристики конденсата греющего пара
Питательная вода и главный конденсат
давление
Энтальпия
Температура насыщения
Энтальпия
Температура
Энтальпия
Р,
МПа
i,
кДж/кг
tн,
0С
i,
кДж/кг
t,
0С
i,
кДж/кг
Перед турбиной
12,75
3482
—
—
—
—
1 отбор ПВД 7
3,32
3184
265
1110
260
1089
2 отбор ПВД 6
2,28
3100
233
976
228
955
3 отбор ПВД 5
1,22
2988
201
842
196
821
Деаэратор
0,6
2988
164
666
159
666
4 отбор ПВД 4
0,57
2880
145
607
140
586
5 отбор ПНД 3
0,294
2760
129
540
124
520
6 отбор ПНД 2
0,169
2682
115
481
110
460
7 отбор ПНД 1
0,084
2598
95
398
90
377
Конденсатор
0,005
2340
34
142
34
142
2.5 Расчёт подогревателей высочайшего давления
Расчет ПВД-7
Набросок 2.4. Схема включения подогревателей высочайшего давления
Расчет ПВД-6
Расчет ПВД-5
2.6 Расчёт расширителей непрерывной продувки
1-1-ая и 2-ая ступени сепарационной установки.
Набросок 2.5 Схема двухступенчатой сепарационной установки.
При расчете принимаем двухступенчатую схему сепарации.
При всем этом давление в расширителе берется с учетом гидравлических утрат в трубопроводах, соединяющих расширитель с аппаратом, куда поступает пар
Величина продувки составляет:
где = 1,5% от паропроизводительности котла
ДІп=0,01•500=5 т/ч
Где = 1,5% от паропроизводительности котла
давление в барабане котла:
где :
— номинальное давление пара в котле
— гидравлическое сопротивление пароперегревателя
В данном случае целенаправлено завести пар из 1 ступени сепаратора в деаэратор, потому давление в РНП- 0,7 МПа.
Количество пара, отсепарированного в РНП и утрата продувочной воды определяются из уравнения термического и вещественного баланса расширителя продувки:
где : — энтальпии
h»c2 -продувочной воды,
h»c1 -отсепарированного пара и
h’c1 -отсепарированной воды, КДж/кг
-коэффициент, учитывающий остывание сепаратора, принимается равным 0,98
количество продувочной воды опосля сепаратора первой ступени:
D’пр= Dпр-Dс1=5-2,1=2,9т/ч
количество продувочной воды опосля сепаратора 2-ой ступени:
Где:
h»c2 — энтальпия сухого насыщенного пара, кДж/кг
h’c2 -энтальпия отсепарированной воды, кДж/кг
Количество продувочной воды ,сбрасываемой в сточную канаву:
D»пр = D’пр — Dc2 =2,9-0,23=2,67т/ч
Расчёт основного деаэратора
Набросок 2.6. Схема основного деаэратора
Уравнение вещественного баланса:
Уравнение термического баланса деаэратора
2.8 Расчет подогревателей низкого давления
Рис.2.7. Схема включения подогревателей низкого давления
Уравнение термического баланса ПНД 4:
,кг/с(2.12.1)
Уравнение термического баланса ПНД 3:
, кг/с(2.12.2)
Где
Dk2=114,2-4,9=109,3 кг/с
Уравнение термического баланса ПНД 2:
Где
Уравнение термического баланса ПНД 1:
где
D7 =
количество дополнительной воды для подпитки цикла:
Dпкд =0,012Dпв+ D»пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с
Dk-p = Dk -D7 -Dпкд=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с
2.9 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей:
Мощность потока пара в турбине первого отбора:
второго отбора:
Третьего отбора:
4-ого отбора:
5-ого отбора:
Шестого отбора:
Седьмого отбора:
N7=(D7+DН)(i0-i7)=(1,2+47,3)(3482-2598)=42874кВт
Уравнение термического баланса ПНД 1:
где
D7 =
количество дополнительной воды для подпитки цикла:
Dпкд =0,012Dпв+ D»пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с
Dk-p = Dk -D7 -Dпкд=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с
2.10 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей
Мощность потока пара в турбине первого отбора:
второго отбора:
Третьего отбора:
4-ого отбора:
5-ого отбора:
Шестого отбора:
Седьмого отбора:
N7=(D7+DН)(i0-i7)=(1,2+47,3)(3482-259
Уравнение термического баланса ПНД 1:
где
D7 =
количество дополнительной воды для подпитки цикла:
Dпкд =0,012Dпв+ D»пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с
Dk-p = Dk -D7 -Dпкд=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с
2.11 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей
Мощность потока пара в турбине первого отбора:
второго отбора:
Третьего отбора:
4-ого отбора:
5-ого отбора:
Шестого отбора:
седьмого отбора:
Мощность конденсатного потока:
Мощность на зажимах генератора:
Определение относительной погрешности:
3. Выбор вспомогательного оборудования станции
3.1. Комплектное оборудование
1. Конденсатор: типоразмер — КГ2-6200-2
2. Главный эжектор: ЭП — 3 — 2А (2 штуки)
Интегрированы в маслобак
3.2 Выбор регенеративных подогревателей
В согласовании с НТП количество подогревателей определяется числом отборов турбины
Таблица 3 Регенеративная схема
Тип подогревателя
Площадь поверхности термообмена
Номинальный массовый расход
Расчетный термический поток
Наибольшая температура пара
Гидравлическое сопротивление
ПН-250-16-7-III
250
111,1
11,6
400
10
ПН-250-16-7-IV
250
111,1
11,6
400
10
ПВ-425-230-13
425,420,630
152,8
14,07
450
25
ПВ-425-230-13
425,420,630
152,8
14,07
450
25
ПВ-425-230-13
425,420,630
152,8
14,07
450
25
3.3 Выбор оборудования конденсационной установки
В согласовании с НТП конденсатные насосы выбираются по условиям наибольшего расхода пара в конденсатор, необходимому напору.
Конденсатный насос должен иметь резерв.
Расчет характеристик:
Подача конденсатного насоса:
где:
Dномт — номинальный расход пара на турбину
Dк max — наибольший расход пара в конденсаторе
Dр.о — сумма расхода пара в регенеративных отборах
Dk = 485-110=375 т/ч
DKH=1,1*375=412,5 т/ч
Напор конденсатных насосов определяется исходя из давления в давления в деаэраторе, преодоление сопротивлений во всей регенеративной схеме, гидравлические сопротивления трубопроводов также высота установки деаэратора (для сотворения подпора питательному насосу).
Полный напор конденсатного насоса:
(3.3.1)
где:
К — коэффициент припаса на неожиданные эксплуатационные сопротивления.
hГ — геометрическая высота подъема конденсата и равна разности уровней деаэратора и конденсатора.
102 — коэффициент перевода
РД и РК — давление в деаэраторе и конденсаторе.
Суммарные утраты напора:
(3.3.2)
где:
hПНД — гидравлическое сопротивление ПНД
hОУ — гидравлическое сопротивление охладителей уплотнения
hТР — гидравлическое сопротивление трубопроводов
hПИТ — гидравлическое сопротивление питания клапана деаэратора
В согласовании с приобретенными расчетами DКН=413т/ч; H=183 м ; по литературе[1] выбирается два конденсатных насоса серии КсВ 500-220
один рабочий и один запасный.
Черта насоса:
КсВ 500-220
U=500 м3/ч
H=220 м
Допустимый кавитационный припас 2,5 м
N=400 КВт
з=75%
3.4 Выбор питательного насоса
В согласовании НТП для ТЭС с блочными схемами подача ПН определяется наибольшим расходом питательной воды на питание котла с припасом не наименее 5%.На блоках с давлением до 13 МПа устанавливается
один питательный насос с подачей 100%.Питательный насос принимается с гидромуфтами и электроприводом. Запасный насос не устанавливается, а хранится на складе для всякого типоразмера. Питательный насос определяется по двум характеристикам: DПН и РПН
где:
РБ — давление в барабане, мПа
РС -суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта, мПа
РС= РКЛ+ РТР.ПР+ РПВД+ РЭК;
где: РКЛ — сопротивление клапана питания котла равное 0,1 МПа
РТР.ПР — сопротивление трубопровода от насоса до котла равное 0,2 Мпа РПВД — гидравлическое сопротивление ПВД по таблице 3.2.
РЭК — сопротивление экономайзера
— геодезический напор, МПа
где:
сН — плотность воды в нагнетательном тракте, т/м3
НН — высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, мм. в. ст.
где: Рд — давление в деаэраторе, мПа
?РВХС — сопротивление водяного тракта до входа в
ПН равное 0,01 МПа
НВ — высота столба воды на поглощающей стороне и принимается по условию кавитационного припаса на всасе насоса. Допустимый кавитационный припас принимается по вероятному типу размера насоса зависимо от нужной подачи насосов.
DПН= (1+0,02+0,02)485•1, 1=544 м3/ч
РС=0,1+0,2+0,75+0,75=1,85 мПа
РСР=(3.4.2)
РСР=
tСР=(3.4.3)
tСР= сН=
В согласовании с приобретенными расчетами: паропроизводительность D=544м3/ч; давление — РПН=16,1 мПа избираем насос марки ПЭ — 580 — 185 в количестве 1 штуки. один рабочий и один запасный, лежащий на складе.
Черта питательного насоса:
ПЭ 580 -185
Подача — 580 м3/ч
Напор — 2030 м
Доп кавитационный припас 15 м
Частота вращения:n, 2904 о/мин
Мощность,365 КВт
з=80%
3.5 Выбор деаэраторов питательнойводы (главных, завышенного давления)
В согласовании с НТП суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по наибольшему ее расходу.
На любой блок устанавливается один деаэратор.
Суммарный припас питательной воды в баках основного деаэратора обеспечивается в течении:
-для блочных станций 3,5 мин.
К основному деаэратору предусмотрен подвод запасного пара для удержания в нем давления при сбросах перегрузки при запусках.
Тепло выбора деаэрации употребляется в термический схеме станции.
Расход питательной воды :
DПВ= (1+б+в)DТМ ; т/ч(3.5.1)
где: б =0,02 в=0,01
DПВ=(1+0,02+0,01)•485=499т/ч
Наибольшая нужная вместимость бака деаэратора .
(3.8.2)
где: ф — припас времени
U — удельный размер равный 1,1 м3/ч
В согласовании с приобретенными расчетами DПВ=499 т/ч; UБДП=31,8 м3
избираем деаэратор марки ДП — 500 М2 в количестве одной штуки
Черта:
Номинальная производительность-138,9кг/c
давление допускаемое при работе предохранительных клапанов-7,5кг/c
Пробное гидравлическое давление-9кг/c
Рабочее давление — 0,5МПа
Рабочая температура — 1580С
Поперечник колонки-2000мм
Геометрическая емкость колонки-8,5 м3
Нужная емкость аккумуляторного бака-65м
Типоразмер охладителя выпара ОВ-18 БДП-65-1-3
Нужная емкость-65м
Геометрическая емкость-78м
Наибольшая длина-9100м Масса-16,95т
3.6 Выбор расширителя непрерывной продувки
В согласовании с НТП, расширитель непрерывной продувки служит для использования теплоты непрерывной продувки, для частичного возврата рабочего тела в термическую схему ТЭЦ, расширитель непрерывной продувки употребляется в барабанных котлах. Для котлов с давлением больше 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.
Величина продувки 1% от паропроизводительности котла.
Р1 ступени=0,7 МПа
Р2 ступени=0,15 МПа
Выбор типа РНП первой ступени.
DПР=0,01•500=5 т/ч
2.Коэффициент сепарации:
количество пара образующегося в РНП:
D1=К1СЕП•DПР (3.6.2)
D1=0,4 •5=2,15 т/ч
Размер пара образующегося в расширителе первой ступени:
V1= D1 • V” м3/ч
где:
V” — удельный размер сухого — насыщенного пара при давлении равном 0,7МПаV”=0, 27 м3/кг
V1= 2,15 • 0,27•103=586 м3/ч
5.Нужный размер расширителя:
(3.6.3)
где:
nК — установлено на один расширитель три котла.
Н — норма напряжения парового размера расширителя.
В согласовании с приобретенными расчетами VІ расширителя составляет 2,3м3., потому избираем расширитель серии СП-5,5, со последующими параметрами:
ёмкость расширителя=5,5м3 ;
внешний Ш = 1520мм.;
«Таганрогского котельного завода»
Выбор типа РНП 2-ой ступени:
1. DПР=0,01•500=5 т/ч
2.Коэффициент сепарации
2.
3. количество пара, образованного в РНП ІІ ступени:
DІІ=КІІСЕП•DІІПР(3.6.4)
DІІ=0,098•2,85=0,27 т/ч
4. Размер пара, образуемого в РНП ІІ ступени:
VІІ= DІІ •U2(3.6.5)
где:
U2-удельный размер расширителей при р=0,15 МПа
DІІ- kоличество пара, образованного в РНП ІІ ступени
VІІ=0,21 • 1,151=0,24 м3
(3.6.6)
где:
nk — число котлов
VІІ — размер пара, образуемого в РНП ІІ ступени
H- норма напряжения парового размера расширителя
В согласовании с приобретенными расчетами UІІ=1,35м3,по таблице [1] выбирается расширитель СП-7,5, со последующими параметрами:
Ёмкость расширителя=7,5м3 .;
Внешний поперечник Ш = 2020мм.;
«Таганрогского котельного завода»
3.7 Выбор сетевых подогревателей
В согласовании с НТП производительность подогревателей сетевой воды определяется по номинальной величине термический перегрузки турбины.
Обогрев сетевой воды в главных сетевых подогревателях производится в 2-ух ступенях.
Номинальная термическая мощность отопительных отборов составляет
767 гДж/ч
Qт.о.=
Дсп =
В согласовании с приобретенными расчетами Дсп =46,3кг/с по литературе [1] избираем горизонтальный подогреватель 1 ступени марки ПсГ — 2300 — 2 — 8-Іи подогреватель 2-й ступени ПсГ — 2300 — 2 — 8-ІІ
свойства ПсГ — 2300 — 2 — 8-І :
давление пара — 0,03-0,15 МПа
Номинальный расход пара- 47,2 кг/с
давление — 0,88 мПа
Температура наибольшая на входе воды— 115 0С
Номинальный расход воды — 972,2,кг/с
Скорость в трубах — 2,05 м/с
Гидравлическое сопротивление — 6,7 мм.в.ст.
Расчетный номинальный поток — 101,7 МВт
свойства ПсГ — 2300 — 2 — 8-ІІ:
давление пара — 0,06-0,25 МПа
Номинальный расход пара- 47,2 кг/с
давление — 0,88 мПа
Температура наибольшая на входе воды— 115 0С
Номинальный расход воды — 972,2,кг/с
Скорость в трубах — 2,05 м/с
Гидравлическое сопротивление — 6,7 мм.в.ст.
Расчетный номинальный поток — 101,7 МВт
3.8.Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей
В согласовании с НТП конденсатные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом обогреве выбираются с запасным насосом на 1-й ступени обогрева.
Напор насоса выбирается из условия закачки конденсата в линию основного конденсата турбины.
Суммарная термическая мощность теплофикационных отборов составляет
767 гДж/ч.
Q=
В согласовании с приобретенными расчетами; суммарный расход т.о. (производительность) составляет 333 т/ч, а напор 160 м.
Избираем конденсатный насос марки КсВ-320-160в количестве 2 штук 1 запасный.
свойства конденсатного насоса КсВ-320-160
Подача V=320м3/ч
Напор H=160м
Допустимый кавитационный запас-2 м
Частота вращения — n= 1500 о/мин
Мощность — N=186 кВт
КПД насоса ,ne=75%
3.9 Выбор сетевых насосов
В согласовании с НТП сетевые насосы используются как групповые, так и личные.
При установке сетевых насосов персонально число рабочих насосов принимаем две штуки у каждой турбины производительностью 50%.
Резерв храниться на складе. Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды в связи с упрощением конструкции сетевых подогревателей давление воды в подогревателе ограничено (8 атм.), а в термических сетях требуемое давление равно 2,2 мПа., потому применяется двухступенчатая перекачка сетевой воды.
где:
Qот — расчетная термическая перегрузка; гДж/ч
С — удельная теплоемкость; кДж/кг
tобр -= 700С — температура в оборотной магистрали теплосети
tпр =1500С — температура в прямой магистрали теплосети.
Напор выбирается по условию преодоления сопротивления сетевых
подогревателей и создание нужного кавитационного припаса на всасе.
(3.9.4)
Dсв=14014,3/3=4671,4т/ч — подача сетевого насоса
Напор сетевого насоса определяется для ІI ступени по гидравлическим испытаниям в термический сети
Гидравлическое давление в термический сети:
P=18 180
Н1=2•hгс+hкз снІІ ,м
Н1= 2•6,7+28=41,4м
В согласовании с приобретенными расчетами Dсв =10001 т/ч; ; избираем насосы:
1 подъёма 2 подъёма
СН 2500-60 СЭ 2500-180
(2 рабочих и 1 запасный) (2 рабочих и 1 запасный)
Подача,V =2500м3/ч Подача, V =2500м3/ч
Частота вращения, n= 1500о/мин Частота вращения, n=3000о/мин
Мощность, N=475кВт Мощность, N=1460кВт
Допустимый кавитационный припас,12м з е=84%
з е= 86% Допустимый кавитационный припас,28м
Запасные насосы хранятся на складе
4. Определение потребности станции в технической воде
1 — конденсатор; 2 — градирня; 3 — конденсатные насосы;
Набросок 4.1. Принципная схема технического водоснабжения обратной схемы.
Определение потребности станции в технической воде:
В согласовании с нормами технологического проектирования расход воды на устаналиваемые турбоагрегаты рассчитывается для обеспечения номинальной электронной потребности летних термических нагрузок, т.к. в летний период температура охлаждающей воды наивысшая.
4.1 Выбор циркуляционных насосов
В согласовании с нормами технического проектирования для турбины марки «Т» используются последующие системы водоснабжения: прямоточная и обратная.
Расход охлаждающей воды принимается по среднему поперечнику.
(4.1.1)
где:
WК — расход охлаждающей воды при конденсатном режиме.
WГ.О. — расход на холодильники и газоохладители.
WМ.О.- расход на маслоохладители.
WПОДШ. — расход на подшипники.
УWk =16000 т/ч
WПОДШ. =0,005•WК
WПОДШ.=0,005•16000=80т/ч
WМ.О.=0,015•WК
WМ.О.=0,015•16000=240т/ч
WГ.О.=0,03•WК
WГ.О.=0,03•16000=480т/ч
WТ.В.=16000+480+240+80=16800т/ч
Определение напора
1-конденсатор;
2-циркуляционный насос;3-градирня
Набросок 4.2. Принципная схема ТЭС для определения напора циркуляционного насоса.
В согласовании с НТП на станциях с блочными связями выбирается один насос на любой корпус конденсатора, на турбину не наименее 2-ух, а их суммарная подача обязана соответствовать расходу охлаждаемой среды.
НЦ.Н.=НГ+?hC+hБР
Где НГ — геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла (3-4 м.)
Принимаем равное 4 метрам.
?hC — сумма гидравлических сопротивлений (4-6 м.).
Принимаем равное 6 метрам.
hБР — вольный напор воды перед брызгальными соплами (4-5 м).
Принимаем равное 5 метрам.
НЦ.Н.=4+6+5=15 м
В согласовании с приобретенными расчетами Дцн=16800/2=8400 т/ч , HЦ.Н=15м
По литературе [1] избираем насос типа Оп2 — 87 в количестве 2-ух штук на один блок.
Подача — 7046 м3/ч
Напор — 15 м
Допустимый кавитационный припас — 11-13
Мощность — 565-812КВт
КПД — 80%
5. Определение часового расхода горючего энергетических и водогрейных котлов
Для того, чтоб высчитать расход горючего на котел нужно найти главные технические свойства котла.
Технические свойства котла.
Для того, чтоб высчитать расход горючего на котел нужно найти главные технические свойства котла.
Типоразмер котла Е — 500 — 140 (3 штуки)
Паропроизводительность — 500 т/ч
давление перегретого пара
Температура перегретого пара — 570 0С
Расход пара через вторичный п. п. Двтор=0,9Д
температура питательной воды — 230 0С
Определение энтальпий пара и воды:
1.Энтальпия перегретого пара:
2.Энтальпия питательной воды:
2.Технические свойства горючего
Главный вид горючего: Уголь Кузнецкий, Кемеровская область.
Марка горючего Г (каменный)
Класс либо продукт обогащения Р,СШ.
Состав рабочей массы в %
Приведенные свойства
Низшая теплота сгорания
Влажность
Зольностькг/МДж)
Коэффициент размолоспособности
Выход летучих на горючую массу
температура плавкости золы
Температура обычного водянистого шлакоудаления
Тип спп — с прямым вдуванием.
метод шлакоудаления жесткое.
5.Принимаем температуру жаркого воздуха:
tГ.В.=2500С
6.Принять температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель,
принимаем воздухоподогреватель ТВП
tв.п.=200С
7.Задается температура уходящих газов для газа по таблице 1.5[2]:
UУХ=1300С
, м3/ч(5.1)
где
QКА — нужная теплота, затрачена на получение пара, КДж/ч
QРР — располагаемое тепло горючего, КДж/м3
з каБР — КПД котла брутто, %
где: Д — номинальная паропроизводительность; т/ч
iпв — энтальпия питательной воды
iпе — энтальпия перегретого пара
где
q6- утраты тепла с физическим теплом шлаков (0%)
q5- утраты тепла в окружающую среду (0,5%)
q4- утраты тепла с механическим недожогом (2%)
q3- утраты тепла с хим недожогом (0%)
q2- утраты тепла с уходящими газами:
Расход запасного горючего (мазута)
Расход горючего на ПВК:
6 Угольное хозяйство
Набросок № 6.1. Доставка хранения и первичная переработка угля.
ЛК1-ленточный конвеер №1
ЛК2-ленточный конвеер №2
ЛК3-ленточный конвеер №3
1.Приемно разгрузочное помещение.
2.Склад.
3.Дробильное помещение.
Уголь как правило поступает на электростанцию по стальной дороге. Вагоны взвешивают (вес брутто). Вагоны разгружают при помощи механических вагоноопрокидывателей. Разгрузочный уголь поступает на конвеер, по нему попадает либо в дробильное помещение либо на склад.
В дробильном помещении установлены молотковые молотилки, которые раскалывают уголь меньше 20мм, не считая того над конвеером установлен электромагнит, который улавливает железные предметы. Имеется еще щепоуловитель. Из дробильного помещения по наклонной эстакаде уголь поднимается в верхнюю часть котельного цеха, а там рассыпается по бункерам. На наклонной эстакаде смонтированы весы, по ним определяют расход горючего в котельной. На электростанции должен хранится припас угля не наименее чем 30 суток работы котлов. Этот припас хранится на складе, склад открытый в штабелях. Для закладки угля в штабель выбирают сухое и холодное время года.
Штабель плотно утрамбован бульдозерами и катками. В процессе хранения систематически наблюдают температуру в штабеле, если температура угля не наиболее 50 градусов, то это нормально. Если температура выше то стараются как можно резвее устранить штабель. При продолжительном хранении калорийность угля падает, потому длительно хранить уголь недозволено. Каменные угли разрешают хранить два года.
7. Расчет поперечников, выбор типоразмеров и материалов основных паропроводов
В согласовании с НТП в базу выбора типоразмеров основных паропроводов положены прочностные расчеты.
Таблица 7.1Таблица начальных данных.
п/п
Наименование
Обозначение
Размерность
Источник
1
Расход пара на турбину
DП
кг/с
326[1]
67,4
2
давление острого пара
P
МПа
326[1]
12,75
3
Температура острого пара
T
0С
326[1]
555
4
Плотность
с=1/U
кг/м3
Ривкин
36,4
5
Материал
—
—
552[1]
12Х1МФ
6
Допустимое напряжение
доп
МПа
221[1]
67
7
Скорость
W
м/c
554[1]
50
8
Поправочный коэффициент
ц
—
принимаем
1
9
Поправка
C
Мм
принимаем
1
dН=dВН+2·S=210+2·22,08=254мм
В согласовании с приобретенными расчетами dНхS=254х22,08 по сортаменту 552[1] избираем соответственный типоразмер dНхS=273х25 ,сталь 12Х1МФ, масса = 127,3 кг/м; условный проход = 175 мм
8. Выбор и расчет тягодутьевых машин и дымовой трубы
Избрать нужно дымососы и вентиляторы, выбирается количество машин и типоразмер их.
Согласно НТП на котлах паропроизводительностью D?500 т/ч нужно устанавливать один дымосос и один вентилятор.
Для выбора типоразмера машинки нужно рассчитывать расчетную подачу
(QР) и расчетный приведенный напор машинки (HПРр).
Расчет QР:
Для вентилятора:
Для дымососа:
—
Расчет НПРР для вентилятора и дымососа:
НПРР=Кс•НР ; мм.рт.ст (9.7)
где: Кс — коэффициент приведения расчетного давления машинки к условиям, при которых на заводе построены рабочии свойства машинки
с0 — плотность воздуха при расчете вентилятора либо плотность дымовых газов при расчете дымососа; кг/м3
с0=0,132-воздух
с0=0,132•Мс- если дымовые газы
Мс — дымовые газы по рисунку 8-26 [3] зависимо от rН2О
Т — абсолютная температура дымовых газов перед машинкой; К
Т= tВХ+273; К — для вентилятора
Т= 30+273=303 К
Т= UуХ+273; К — для дымососа
Т= 130+273=403 К
ТЗАВ — абсолютная температура воздуха, при котором снята заводская черта; К
ТЗАВ=30+273=303 К — для вентилятора
ТЗАВ=130+273=403 К — для дымососа
НР — расчетный напор машинки в мм.рт.ст.
НБАР- барометрическое давление;
Нбар=750мм.рт.ст.
Нр — расчетный напор машинки
Нр = в2•?Н; мм.рт.ст.
в2 — коэф. припаса
в2 =1,2-для дымососа
в2 =1,15-для вентилятора
?Н -полный перепад давлений на воздушном либо газовом тракте
?Н =230-280 мм. рт. ст. — дымосос
?Н = 250-300 мм. рт. ст. — вентилятор
НР=1 •287,5=287,5 мм.рт.ст. — вентилятор
НР=1 •276=276 мм.рт.ст. — дымосос
В согласовании с приобретенными расчетами избираем дымосос:
Qр=1150931м3/ч,Hпрр=251 мм.в.ст.
ДОД-43-1шт.
Избираем вентилятор:
Qр=516745,8 м3/ч,Hпрр=290,3 мм.в.ст.
ВДН-28-ІІу-1шт
Расчет и выбор дымовой трубы:
На ТЭС строят трубы железобетонные с внутренней кирпичной облицовкой. Но если труба высотой h180-250 м, то надежнее настроить трубу с воздушным вентилируемым зазором.
Согласно НТП количество дымовых труб подбирается таковым, чтоб на одну трубу работало не наиболее 4 котлов. Для ПВК как правило устанавливается отделенная труба. Я принимаю на ТЭЦ 2 дымовые трубы. одна на 3 энергетических котла, иная на 4 водогрейных котла.
Трубы ж.б. с воздушным вентиляционном каналом, расчет веду лишь одной трубы, которая работает на энерго котлы.
Расчет высоты 1 трубы:
Высота трубы зависит от размера дымовых газов и от концентрации сернистого газа и оксидов азота в дымовых газах. Высота обязана быть таковой, что бы высота ядовитых газов на уровне дыхания была в согласовании с санитарными нормами.
Поперечник устья:
Площадь под склад
Размер склада
V=24*B*nк*t1 где
В- расход горючего на один котел
nк -количество энергетических котлов
t-запас t=30
V=24*55*3*30=118800м
10. Выбор системы и оборудования золошлакоудаления и золоулавливания
10.1 Выбор типа системы пылеприготовления
1.Бункер сырого горючего; 2.Отсекающий шибер; 3.Питатель сырого горючего; 4.Мигалка; 5.Мельница; 6.Сепаратор; 7.Пылепроводы; 8.Горелка. 9.Парогенератор.
10.Воздухоподогреватель; 11.Дутьевой вентилятор; 12.Короб вторичного воздуха.
Набросок 10.1. Замкнутая схема пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топочную камеру.
Есть два типа спп
-с прямым вдуванием
-с промежным бункером
Если то с прямым вдуванием
Еслито спп с промбункером
Принимаю спп с прямым вдуванием т.к. отсутствует бункер с пылью и она не пожароопасна.
10.2 Выбор типа мельницы
Тип мельницы выбирается по(выход летучих) и Кло (коэффициент размолоспособности) см n2 расчета по табл1.3(2) выбирается тип мельницы
Мельница-Молотковая.
N=760-1500о/мин.
Плюсы: расход электроэнергии меньше чем у с.м.
Отменная сушка горючего.
Пыль из мельницы улетает прямо в горелку, нигде не залёживаясь, возможность взрыва min.
Недочеты: помол весьма твердый.
10.3 Золоулавливание
Для ТЭС выбирают электрофильтры либо влажные скруббера.
Выбираю электрофильтры.
Электрофильтр-это набор из нескольких сотен пластинок и решеток в одном корпусе.
Расстояние меж элементами 100мм. От выпрямителя подается напряжение неизменного тока u=90кВт. В коридорах массивное электронное поле.
Дымовые газы проходят по коридору и зола электреризуется и притягивается к пластинам с положительным зарядом. Переодически пластинки встряхивают. Зола ссыпается в бункер, а из него смывается в систему золошлакоудаления. Недочет- отрыв пластинок от каркаса.
10.4 Золошлакоудаление. (жесткое)
1.Топка; 2.Шнек с шлакодробилкой; 3.Золоуловитель; 4.Золосмывной аппарат;
5.Шлаковый канал; 6.Диабазовая эрозионная защита канала; 7.Побудительные сопла;
8.Шлакодробилка; 9.Железоуловитель; 10.Багерный насос; 11.Шлакозолопровод;
12.Золоотстойник.
Набросок 10.4.Схема гидромеханической обратной системы шлакозолоудаления.
Шлак из под топки и зола из под золоуловителя смывается водой в самотечные каналы, расположенные под нулевой отметкой. Смесь золы шлака и воды именуется пульпа, она стекает в багерные насосы, расположенные в котельне.
Из насосов пульпа течет на золоотвал. Для стимуляции прохода пульпы по каналам в их установлены побудительные сопла. (17)
Золоотвал сооружают на местности для земледелия и строительства (овраги, болота) место окружают со всех сторон земельный дамбой и смывают туда пульпу.Зола и шлак оседают на дно, а осветленная вода весьма кислая, твердая с растворимыми в ней таксичными субстанциями в водоем быть сброшена не может, ее насосами возвращают назад в котельную для смыва шлака и золы.
Некое количество воды приблизительно 5% отводится на очистные сооружения, сбрасывается в водоем и восполняется в системе ГЗУ незапятанной водой.
Багерные насосы работают в весьма томных критериях износа колеса и брони корпуса.
Потому устанавливают 4 насоса: 2 в работе, 1 в резерве и один в ремонте.
Колесо и броня сделаны из морганцовистой стали.
11. Схема подготовки дополнительной воды
1 — насос сырой воды; 2 — подогреватель сырой воды; 3 — осветитель; 4 — «бак накопитель»; 5 — механический фильтр; 6 — водород — катионный фильтр I ступени; 7 — анионный фильтр I ступени; 8 — декарбонизатор; 9 — водород — катионный фильтр II ступени; 10 — анионный фильтр II ступени;
Набросок 11.1 Схема подготовки дополнительной воды.
На проектируемой электростанции применяется двухступенчатая схема хим обессоливания. Сырая вода подогревается до температуры и поступает в осветитель, где освобождается от галоидных частиц. Осветленная вода соединяется в «бак — накопитель». Из бака вода направляется в механический фильтр, где из нее удаляются грубодисперсные примеси. Дальше вода направляется на фильтры хим чистки; первым в схеме стоит водород — катионный фильтр, в нем задерживаются ионы кальция, магния, натрия и заменяются на ионы водорода. Обработанная вода умягчается и понижает свое солесодержание.
Потом вода поступает в слабоосновной анионитный фильтр; в нем анионы серной и соляной кислоты задерживаются, а ион OH (гидроксильный ион) уходит в воду. Дальше декарбонизатор, в каком из воды удаляется растворенный в ней CO2. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры 2-ой ступени. Водород — катионный фильтр 2-ой ступени улавливает те ионы Ca, Mg, Na, которые перескочили через первую ступень. Анионитный фильтр 2-ой ступени является сильноосновным фильтром, в нем улавливаются анионы слабеньких кислот, в главном кремниевой, т.е. происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает в подпитку регенеративного цикла.
— общая твердость 1 мГр экв/дм3
— соединение железа 20 мГр/дм3
— кислород 10 мГр/дм3
— удельная электропроводимость <1,5 мкСм /см
— кремниевая кислота 30 мГр/дм3
12. Список средств автоматизации и технологической защиты котельных агрегатов
К более принципиальным защитам котельных агрегатов барабанного типа относятся защиты, действующие при отклонении уровня в барабане до верхнего либо нижнего допустимого предела, т.е. при перепитке котла водой либо при упуске уровня. На прямоточных котлах большее воды по хоть какой из магистралей котла при повышении либо снижении давления перед задвижкой, интегрированной в тракт котла, и при разрыве труб водяного экономайзера либо нижней радиационной части.
Принципиальное значение имеет для котлов всех типов защита при погасании пылевого факела в топке, при выключении всех дутьевых вентиляторов либо дымососов; при недопустимом повышении либо снижении температуры свежайшего пара; при повышении температуры вторичного пара до верхнего установленного предела; при падении давления водянистого либо газообразного горючего перед котлом, работающем на мазуте либо на газе; при прекращении расхода пара через промежный пароперегреватель.
Перечисленные защиты обычно действуют на останов котла, а в неких случаях-на понижение его перегрузки. Не считая их используются еще защиты, выполняющие местные операции по котлу: включают мазутные форсунки при потускнении факела в топке; подают охлаждающую воду на аварийный впрыск при повышении температуры перегрева вторичного пара до первого установленного предела; сбрасывают воду из барабана котла при повышении уровня до первого предела; включают аварийный сброс из прямоточного котла при повышении влажности среды за переходной зоной.
Схема деяния защит, останавливающая барабанный котел:
При понижении температуры ядра пылевого факела(потускнение факела) фотосопротивления с выдержкой времени порядка 3 сек, подают команду на включение мазутных форсунок, а на щит подается световой сигнал. Опосля восстановления пылевого факела мазутные форсунки отключаются дистанционно либо автоматом. Если невзирая на команду на включение мазутных форсунок яркость пылевого факела не восстановится и факел погаснет, по истечении 8-9сек устройство подает команду на останов котла. Для увеличения надежности нужно, чтоб были поданы сигналы от обоих фотосопротивлений.
защита при повышении уровня воды в барабане котла имеет две ступени срабатывания и, не считая того, при начальном повышении либо снижении уровня подает световой либо звуковой сигнал. При достижении первого установленного предела увеличения уровня открываются две установленные поочередно задвижки на полосы аварийного слива из барабана. В случае восстановления обычного уровня задвижки запираются. Защиты действующие на останов котла при повышении уровня до второго установленного предела либо снижения уровня, включены по схеме «два из 3-х» (либо по схеме с поочередным включением контактов). Для автоматического отключения котла нужно, чтоб сработали два всех из имеющихся устройств.
Отключение 1-го из 2-ух вентиляторов либо дымососов приводит к понижению перегрузки котла. Остановка обоих устройств вызывает остановку котла. Отключение 1-го из вентиляторов первичного воздуха вызывает понижение перегрузки, а при остановке обоих котел переводится в растопочный режим либо останавливается зависимо от расположения контактных накладок в электронной схеме защиты.
Схема защиты прямоточного котла:
Падение давления газа либо мазута с предупреждением о том, что задвижка на топливопроводе перед котлом автоматом закрылась, приводит к отключению котла. Сигнал о прекращении подачи питательной воды, поданный от 2-ух устройств, включенных по схеме «два из 3-х» либо с поочередным включением контактов, действует на отключение котла с выдержкой времени 3 сек. Увеличение температуры за нижней радиационной частью котла, измеренной 2-мя термопарами, включенными по поочередной схеме, приводит к отключению котла без выдержки времени. Понижение температуры за средней радиационной частью котла, измеренной одной из 2-ух установленных на котле термопар, приводит к открытию задвижки на полосы аварийного сброса среды из водопарового тракта котла. Увеличение либо снижение давления перед интегрированной задвижкой приводит к отключению котла без выдержки времени. Давление измеряется 2-мя электроконтактными манометрами типа ЭКМ. Контакты защиты при повышении давления включены параллельно, а защита при снижении давления имеет поочередно включенные контакты. В многониточных котлах защитой снабжается любой тракт.
На рисунке 9-1 показана схема деяния блокировок при остановке котлов различного типа. Для отключения котла, работающего на пылевидном горючем, защита, рассчитанная на выполнение данной нам операции, дает через свою электронную схему параллельную команду на отключение дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств (питателей пыли). На котлах, сжигающих жидкое либо газообразное горючее, защита повлияет на закрытие быстродействующих запорных и регулирующих топливных клапанов перед котлом, оставляя дутьевые вентиляторы в работе (если блокировка не останавливает дымососы). Последующие деяния осуществляются по блокировке. При всем этом кроме отключения движков устройств производятся последующие операции:
устройствами, заменившими грузовые предохранительные клапаны прямого деяния, длительное время применявшиеся на котлах относительно маленькой производительности. Схема импульсно предохранительного устройства показана на рисунке 9-2. При обычном давлении пара в коллекторе импульсный клапан 1 закрыт грузом 2 и не пропускает пар из коллектора.
13. Схема и описание принятой компоновки основного оборудования в основном корпусе ТЭС
В основном корпусе паротурбинной ТЭЦ располагаются котлы и турбины с генераторами, относящиеся к ним вспомогательное оборудование, распределительное устройство собственного расхода (РУСР), от которого осуществляется электропитание устройств и устройств, находящихся в основном корпусе, щиты управления и некие остальные элементы электростанции.
Основной корпус является многопролетным зданием, в каком любой просвет предназначается для размещения однотипного оборудования.
Просвет, в каком установлены турбины, именуется машинным отделением. Последующий просвет — деаэраторное отделение, потом котельное отделение, дальше помещение дымососов.
Машинное отделение.
В машинном отделении ТЭЦ инсталлируются турбины с вспомогательным оборудованием, питательные насосы.
На станции принято поперечное размещение турбины. При поперечной компоновке малый просвет определяется длинноватой фундамента турбины с учетом габаритных размеров выема ротора генератора. Преимуществом таковой компоновки является наиболее обычный подвод пара к турбине. Просвет составляет 39 м.
При поперечной компоновке в машинном отделении для прокладки циркуляционных водоводов и установке конденсатных и циркуляционных насосов предусматривается подвал.
]]>