Выбор основного и вспомогательного оборудования для ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ



Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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



1. Выбор основного оборудования

1.1 Описание турбины

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

Таблица 1.1

Показатель	Значение
Номинальная мощность, МВт	90
Максимальная мощность, МВт	120
Давление свежего пара, МПа	12,8
Температура свежего пара, єС	555
Число регенеративных отборов пара	6
Давление отработавшего пара, кПа	3,24
Температура охлаждающей воды, єС	27
Температура питательной воды, єС	228
Общая масса турбины, т.	690
Теплофикационная нагрузка, МВт	93
Максимальный расход свежего пара,кг/с	138,9

рис. Принципиальная тепловая схема турбоустановки с паровой турбиной ПТ-90/120-130/10

Семейство включает в себя три турбины: ПТ-90/120-130/10-1*, ПТ-90/125-130/10-2 и ПТР-90/100-130/10. Так же как и другие турбины группы, турбины рассматриваемого семейства спроектированы на базе турбины Т-110/120-130-5 и могут использоваться как для технического перевооружения ТЭЦ, так и для вновь строящихся станций. Они имеют упрощенную систему регенерации, а турбины ПТ-90/120-130/10-1 и ПТ-90/125-130/10-2 - уменьшенный расход охлаждающей воды и могут работать с параметрами свежего пара р0= 90 кгс/см2 (8,8 МПа), t= 535 °C. Однако, учитывая, что турбина выполнена в двух цилиндрах, имеют упрощенную систему регенерации (нет одного ПВД и одного ПНД), один конденсатор вместо двух, уменьшенный расход охлаждающей воды.

Кроме основных отборов пара на нужды отопления, турбина имеет ограниченный отбор пара для нужд производства. Отбор не регулируемый.

Номинальная мощность обеспечивается при номинальной тепловой нагрузке и нулевом производственном отборе.

Определение количества турбин на станции

Количество турбин на станции

1.2 Выбор парового котла

Основными характеристиками, по которым выбираются паровые котлы, являются: вид топлива, параметры пара, производительность, компоновочная и технологическая схемы, способ удаления шлака, габаритные размеры.

Паропроизводительность и число парогенераторов выбираются для неблочных ТЭЦ - по максимальному расходу пара с тем, чтобы при выходе из работы одного парогенератора оставшиеся, включая пиковые, обеспечили максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Резервные котлы на блочных ТЭС не устанавливаются. Число котлов выбирается равным числу турбин -- это позволяет иметь одинаковую строительную длину котельного и турбинного отделений. Отступления от этого правила допускаются только при реконструкции электростанций.

С учетом гидравлических и тепловых потерь в паровом тракте блока от котла до турбины давление пара за котлом должно быть выше номинального для турбины на 4-9%, а температура на 1-2%.

по справочнику Клименко Зорина

Для данного расхода пара выбираем котел марки Е-500-13,8-560 ГМН (ТГМЕ-464)

Таблица1.2

Тип котла	Производительн., кг/с (т/ч)	Давлен. на выходе, МПа	Температура пара, ?С	Габаритные размеры, м	Основной вид топлива	Общий вес металла, т	КПД котла (брутто), %
				Ширина в осях колонн	Глубина в осях колонн	Отметка на верхн. Точке котла
Е-500-13,8-560 ГМН (модельТГМЕ-464)	138,9 (500)	13,8	560	17,45	17,8	36,55	Природный газ Мазут	2100	94,0 93,0

Паровой котел ТГМЕ-464 предназначен для получения пара высокого давления при сжигании газа и мазута.

Паровой котел, однобарабанный, с естественной циркуляцией, имеет П-образную компоновку поверхностей нагрева. Котел газоплотный под наддувом и с уравновешенной тягой. Стены топочной камеры, переходного и опускного конвективного газоходов экранированы газоплотными панелями из труб, между которыми вварена полоса.

В средней части (по высоте) топки расположены панели радиационного пароперегревателя, на выходе из топки размещен ширмовый пароперегреватель, а в переходном газоходе находится 3 ступени конвективного пароперегревателя. Мембранный экономайзер крепится на подвесных трубах в опускном газоходе.

Регулирование температуры перегрева осуществляется впрыском собственного конденсата. На задней стене в два яруса по высоте установлены 8 газомазутных горелок, над которыми расположены сопла вторичного дутья, что позволяет организовать ступенчатое сжигание топлива с целью обеспечения нормативных выбросов окислов азота. Подогрев воздуха осуществляется в 2-х регенеративных воздухоподогревателях, установленных вне котла.

Процессы питания котла, горения и регулирования температуры перегрева пара полностью автоматизированы.

Определим количество котлов

Таблица 1.3

Технические характеристики природного газа

Показатель	Значение
Метан, СН4, %	98,82
Азот, %	1,06
Кислород, %	0,02
Относительная плотность по воздуху	0,67
Теплота сгорания низшая, ккал/м3	7880
Пределы взрываемости, % Нижний Верхний	5 15

Таблица 1.4

Технические характеристики мазута марки М-100

Показатель	Значение
; МДж/кг	40,32
Wр, %	0,06
Sр, %	2,5
Nр ; %	0,7
V0; м3/кг	10,61
; м3/кг	11,43



2. Выбор вспомогательного оборудования

2.1 Выбор регенеративных подогревателей и их характеристика

Тепловая схема турбоустановки в значительной мере определяется схемой регенеративного подогрева питательной воды. Такой подогрев воды паром, частично отработавшим в турбине и отводимым от нее через регенеративные отборы к подогревателям, обеспечивает повышение термического КПД цикла ([4] с. 387).

В систему регенеративного подогрева питательной воды входят подогреватели низкого и высокого давлений, деаэратор (помимо дегазации в нем реализуется и подогрев воды), а также некоторые вспомогательные теплообменники (сальниковые подогреватели, передающие воде теплоту пара из уплотнений, конденсаторы пара испарителей, эжекторов и т. д.) ([4] с. 387).

Регенеративные подогреватели устанавливаются у каждой турбины без резерва. Принимаем по одному корпусу в каждой ступени подогрева, т.е. применяют “однониточную” схему подогревательной установки.

Подогреватели выбираем по давлению пара в корпусе подогревателя и давлению воды в трубной системе, с учетом расхода питательной воды (конденсата).

Регенеративные подогреватели входят в комплект поставки турбинной установки. Выбираются они по максимальному пропуску конденсата или питательной воды и параметрам греющего пара. Установка резервных подогревателей не предусматривается [1; 2].



Таблица 2.1

Характеристики регенеративных подогревателей [4]

Подогреватель	Тип	Расход, кг/с	Температура, 0С	Абсолютное давление, МПа
ПВД 7	ПВ-425-230-35-1	7,222	420	4,41
ПВД 6	ПВ-425-230-35-1	8,889	348	2,55
ПВД 5	ПВ-425-230-35-1	2,917	265	1,275
ПНД 4	ПН-250-16-7-IVсв.	7,78	160	0,392
ПНД 3	ПН-250-16-7-IVсв.	-	-	0,098
ПНД 2	ПН-250-16-7-IVсв.	-	-	0,0343
ПНД 1	ПН-250-16-7-IIIсв.	-	-	0,00324

Устанавливаются на каждую теплофикационную турбину. Тепловая мощность подогревателей выбирается по тепловому потреблению, параметрам пара в теплофикационных отборах и расчетным параметрам воды в тепловой сети.

Резервные сетевые подогреватели не устанавливаются.

Таблица 2.2

Характеристики сетевых подогревателей

Подо-грева-тель	Тип	Площадь поверхности теплообмена, м2	Номинальный Расход пара, кг/с	Номинальный расход воды, кг/с	Макс. темпе-ратура, єС	Гидравлическое сопротивление, МПа
ПБ	ПСГ-1300-3-8-II	1300	105	2000	250	0.042
ПБ	ПСГ-1300-3-8-II	1300	105	2000	250	0.042



2.2 Пиковые водогрейные котлы (ПВК)

На ТЭЦ в качестве резерва устанавливаются водогрейные котлы. Котлы на ТЭС, по возможности, следует выбирать однотипными. Единичная мощность котлов выбирается таким образом, чтобы их количество было не менее 4 и не более 12.

Суммарная мощность пиковых водогрейных котлов Q_пвк, МВт должна быть равна

= МВт

где суммарная теплофикационная мощность турбин, установленных на ТЭЦ, МВт; б_тэц - коэффициент теплофикации ТЭЦ.

По мощности выбираем пиковый котел КВ-ГМ-50-150 в количестве 7 штук.

Таблица 2.3

Наименование показателя	Значение
Вид расчетного топлива	1 - Газ; 2 - Жидкое топливо
Теплопроизводительность, ГКал/ч	50
Теплопроизводительность, МВт	58,2
Температурный график воды, °С	70-150
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	2,5 (25,0)
Расход воды через котел, т/ч	618
Гидравлическое сопротивление, МПа, не более	0,25
Аэродинамическое сопротивление, Па, не более	750
Расчетный КПД, %	92,8 (91,1)
Расход расчетного топлива для мазута / природного газа, м3/ч / кг/ч	6260 / 5750
Габариты компоновки, LxBxH, мм	10000х11895х13400
Масса котла расчетная, кг	115800
Масса металла котла, кг	82000
Масса трубной системы, кг	57700

Водогрейные стационарные котлы КВГМ 50/150 тепло производительностью 58,2 МВт предназначены для получения горячей воды с номинальной температурой 150°С, используемой в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.

Основными элементами котла КВ-ГМ-50-150 (КВ-ГМ-58,2-150) являются топочный, конвективный блоки котла и газомазутная горелка.

Топочная камера имеет горизонтальную компоновку, экранирована трубами диаметром 60х3 мм, входящими в коллекторы диаметром 219х10 мм.

Конфигурация камеры в поперечном разрезе напоминает профиль железнодорожного габарита.

Конвективная поверхность нагрева, расположенная в вертикальном, полностью экранированном газоходе, состоит из U-образных ширм из труб диаметром 28х3 мм. Несущий каркас у котла КВ-ГМ-50-150 (КВ-ГМ-58,2-150) отсутствует. Каждый блок (топочный и конвективный) имеет опоры, приваренные к нижним коллекторам. Опоры, расположенные на стыке конвективного блока и топочной камеры, неподвижны.

При работе на мазуте котлы КВ-ГМ-50-150 (КВ-ГМ-58,2-150) по воде должны включаться по прямоточной схеме: вода подводится в поверхности нагрева топочного блока, отводится из конвективных поверхностей нагрева.

При работе только на газомазутном топливе включение котлов КВ-ГМ-50-150 (КВ-ГМ-58,2-150) по воде выполняется по противоточной схеме: вода подводится в конвективные поверхности нагрева, отводится из поверхностей нагрева топочного блока.

Котлы КВ-ГМ-50-150 (КВ-ГМ-58,2-150) выполняются в облегчённой натрубной обмуровке.

Котёл КВ-ГМ-50-150 (КВ-ГМ-58,2-150) оборудуется одной горелкой газомазутной типа РГМГ. Горелка устанавливается на воздушном коробе котла, который крепится на фронтовом экране к вертикальным коллекторам.

2.3 Выбор деаэратора

Выбираются по максимальному расходу питательной воды D_пв в схеме. [1;2] На блочных электростанциях устанавливаются один или два деаэратора на блок, а на неблочных - один или два на турбину. Общее число их должно быть таким, чтобы при отключении одного из них остальные обеспечивали максимальный пропуск питательной воды.

Воздух, растворенный в питательной воде содержит агрессивные газы (СО2, О2) вызывающие коррозию оборудования и трубопроводов ТЭЦ. В настоящее время на электростанциях для удаления из питательной воды кислорода, углекислого и некоторых других газов применяются термические деаэраторы. В них вода подогревается паром до температуры насыщения. В соответствии с ГОСТ 16860-77 будем производить выбор из деаэраторов повышенного давления (тип ДП). Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу для неблочных электростанций - 7 минут [17].

м³

где р - плотность воды в баке.

кг/с = 510 кг/ч

Выбран деаэратор КДП-500

Таблица 2.4

Наименование	Производительность номинальная, т/ч	Давление рабочее абсолютное, МПа (кгс/см2)	Колонка	Количество колонок	Диаметр колонки, мм	Емкость бака, м3	Емкость бака полезная,мм3	Диаметр бака, мм	Длина деаэратора, мм	Высота деаэратора, мм	Масса, кг
дп-500/65	500	0.59(6.0) 0.69(6.0)	кдп-500 вертикальная	1	2000	78	65	3400	9000	7070	20850

Деаэраторы повышенного давления (ДПВ) в тепловой схеме станции выполняют целый ряд функций: помимо своей основной -- деаэрации питательной воды, они служат ступенью подогрева в регенеративной схеме подогрева воды, аккумулирующей и буферной емкостью между конденсатными и питательными насосами, являются источником пара постоянного давления и температуры, а также местом ввода в схему разного рода высокопотенциальных дренажей. Однако основной функцией деаэраторов является удаление из питательной воды коррозионно-активных газов. Такими газами являются кислород (02) и свободная двуокись углерода (С02).

Установка состоит из деаэрациоиной колонки и бака аккумулятора. Подача деаэрируемой воды осуществляется в верхнюю, а греющего пара в нижнюю часть колонки. Поступающая в бак-аккумулятор вода имеет температуру, близкую к температуре насыщения. Процесс дегазации воды в основном осуществляется в колонке, хотя и в баке-аккумуляторе за счет отстоя происходят частичное выделение мельчайших пузырьков газа и их удаление.

2.4 Выбор питательного насоса

Питательный насос рассчитывается на подачу питательной воды при максимальной мощности блока с запасом не менее 5%.

Для электростанций с общими питательными трубопроводами: на электростанциях, включенных в энергосистемы, суммарная производительность всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную производительность всех установленных котлов.

Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а предусматривается на складе, один питательный насос для всей электростанции (на каждый тип насоса).

Давление воды на выходе из питательного насоса приближенно можно считать

Напор питательного насоса:

Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение:

Определение мощности, потребляемой насосом:

Табл. 2.5

Параметры питательного насоса ПЭ-580-185

Параметр	Размерность	Значение
Подача насоса	м3 /ч	580
Напор насоса	м	2030
Частота вращения	об/мин	2985
Количество		1
Тип и мощность привода	кВт	АГД 4500
КПД насоса	-	0.80

Центробежный, горизонтальный, многоступенчатый, с односторонним расположением колес, однокорпусный или двухкорпусный с секционным внутренним корпусом, с приводом от электродвигателя. Опоры ротора -подшипники скольжения с кольцевой или принудительной смазкой. Концевые уплотнения сальникового или торцового типа.

Горизонтальные. Насос ПЭ 580-185-3изготавливается с гидромуфтой и без нее.

Вода, а также жидкости сходные с водой по вязкости, химической активности и содержанию твердых частиц, с температурой до +165°С.

Серый чугун, углеродистые и нержавеющие стали.

2.5 Выбор и характеристика конденсатора

Конденсаторы турбин выбираются по максимальному расходу и параметрам пара, а также по среднегодовой температуре и расходу охлаждающей воды. На турбину устанавливается один или два конденсатора (без резерва). Как правило, конденсаторы поставляются заводами-изготовителями турбин.

Турбина ПТ90/120-130 комплектуется однокорпусным конденсатором типа К-3100-III

Таблица 2.6

Характеристики конденсатора К-3100-III

Темпера- тура охлаждающей воды, єС	Давление в паровом простран- стве, кПа	Расход охлаждающей воды, м3/ч	Гидравлическое сопротивление, кПа	Кратность охлаждения	Площадь поверхности охлажде- ния, м2	Масса конден- сатора без воды, т
20	9,3	8000	52	35,9	3090	335



2.6 Выбор и характеристика конденсатных насосов

оборудование турбоустановка турбина подогреватель

Производительность конденсатных насосов теплофикационных турбин выбирается по конденсационному режиму с выключенными теплофикационными отборами при работе с максимальной электрической нагрузкой.

Расход пара в конденсатор при конденсационном режиме:

Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение:

м³/с = 414 м³/ч

Выбираем 1+1 резерв

Таблица 2.7

Характеристики конденсатных насосов

Насос	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Мощность привода, кВт	Завод изготовитель
КсВ500-150-1	500	150	11480	315	ПО Энергмаш

Насосы конденсатные КсВ - центробежные, вертикальные, однопоточные, одно- или многоступенчатые, двухкорпусные с выемным внутренним корпусом секционного типа. Насос КсВ500-150 - с рабочим колесом первой ступени двустороннего входа. Наружный корпус сварной с патрубками под приварку к трубопроводам. Опорами ротора служат: нижняя - подшипник скольжения, встроенный для работы на перекачиваемой среде; верхняя - выносные подшипники качения с пластичной или картерной смазкой. Разгрузка ротора от осевых сил - гидравлическая при помощи гидропяты или разгрузочного барабана. Уплотнения вала - механические с сальниковой набивкой (-С либо не указывается) взаимозаменяемые с механическими торцовыми (-Т).

2.7 Выбор высоты дымовой трубы

Дымовые трубы и внешние газоходы являются составной частью газовоздушного тракта тепловой электростанции, от работы которой зависит надежность работы станции. Так как условия работы всех ТЭС различны, выбор оптимальных размеров дымовых труб и внешних газоходов для каждой станции проводится индивидуально ([7], cтр.3). Основной задачей дымовой трубы является рассеивание вредных выбросов, труба должна также обеспечивать требуемую надежность работы электростанции, разрежение в газоходах и отсутствие избыточных давлений в ней самой. Должна иметься возможность проведения осмотров, планового и аварийного ремонтов.

Высоту трубы в первом приближении рассчитываем по методике изложенной в [7].

, где

А - коэффициент, зависящий от метеорологических условий

M - массовый выброс вредных веществ, г/с;

F - коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе (выбран для газов);

с_тр - концентрация веществ в атмосферном воздухе, содержащихся в выбросе M, которая может быть создана дымовой трубой без превышения ПДК на уровне дыхания;

V - объем газов, выбрасываемых через устье дымовой трубы, м³/кг;

ДТ - разность температур выбрасываемых газов и окружающего воздуха, К.

А = 120 - значение коэффициента для Центральной и Европейской части РФ;

F = 1 - значение коэффициента для газообразных выбросов;

, здесь

ПДК - предельно допустимая концентрация окислов азота;

с_ф - фоновая концентрация;

N - количество дымовых труб на станции.

Найдем отпуск тепла одним энергетическим котлом

Расход топлива одним котлом

Объемный расход энергетического котла

м³/с

Плотность газов за котлом

кг/м³

Массовый расход газов из котла

кг/с

Расчет выбросов окислов азота

Коэффициент К

Расчет выбросов окислов серы

Найдем отпуск тепла одним водогрейным котлом

Расход топлива одним котлом

Объемный расход водогрейного котла

м³/с

Расчет выбросов окислов азота

Коэффициент К

Расчет выбросов окислов серы

Массовый выброс вредных веществ

г/с

г/с

г/с

Объемный расход газов котлов в устье дымовой трубы

м³

Трубы ТЭЦ должны рассчитываться как для летних условий, так и для зимних, а именно для наиболее холодного месяца при работе всех пиковых котлов.

Разность температур уходящих из дымовой трубы газов и воздуха в зимний период.

Разность температур уходящих из дымовой трубы газов и воздуха в летний период без учета пиковых котлов.

г/с

Из расчёта выбираем трубу из стандартного ряда 180 м.

2.8 Выбор и характеристика тягодутьевых машин

К тягодутьевым машинам относятся дымососы и дутьевые вентиляторы. Для паровых котлов с наддувом на газомазутном топливе вместо дутьевых вентиляторов применяют воздуходувные машины. Дымососы при этом не требуются; их устанавливают пока как резерв на время освоения паровых котлов с наддувом ([2] c. 185).

Крупный паровой котел оснащают двумя дымососами и двумя дутьевыми вентиляторами. Подача дымовых газов параллельно работающими дымососами и воздуха дутьевыми вентиляторами должна обеспечивать полную производительность парового котла с запасом 10%. Один дымосос и один дутьевой вентилятор должны обеспечивать не менее половины нагрузки паровых котлов, а при использовании тощего угля или АШ - не мене 70% полной нагрузки. Коэффициент избытка воздуха в топочной камере на газомазутном топливе обычно выбирают равным 1,05, присосы на РВП не более 20% ([2] cтр. 185).

Объемный расход воздуха через дутьевой вентилятор

, где

б_в = 1,05 - коэффициент избытка воздуха перед дутьевым вентилятором;

B_н = 33425 м³/ч - расход топлива (посчитано в Гл.2);

= 10,61 м³/ м³ - теоретический объем воздуха, необходимого для горения;

T_х.в = 273 -30 = 243 К - температура холодного воздуха перед входом на дутьевой вентилятор.

м³/ч энерг.котел

м³/ч водогр.котел

Производительность вентилятора с учетом коэффициента запаса 1,1.

Q_р = 1,1? 381169 = 419286 м³/ч.=116,4м³/с эн.котел

Q_р = 1,1? 65035 = 71538 м³/ч.=19,87 м³/с вод.котел

Выбираем дутьевой вентилятор ВДН-22-11у. Количество - 2 штуки на один энергетический котел.

Выбираем дутьевой вентилятор ВД-12. Количество - 2 штуки на один водогрейный котел котел.

Объемный расход дымовых газов через дымосос

,

Где =10,61 теоретический объем продуктов сгорания;

б_д = 1,05 + 0,2 = 1,25 - коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

T_д = 273 + 138 = 411 К - температура дымовых газов перед дымососом (при работе на газе);

= 11,43 - теоретический объем продуктов горения эн. котел

м³/ч=216,5 м³/с

Выбираем дымосос ДН-26х2у. Количество - 2 штуки на один энергетический котел.

вод. котел

м³/ч=36,9 м³/с

Выбираем дымосос Д-20. Количество - 1 штуки на один водогрейный котел.

Таблица 2.8

Характеристика вентиляторов и дымососов

Назначение и тип	Подача, м3/с	Полное давление, кПа	Частота вращения, мин-1	КПД	Температура, 0С
ВДН-22-11у	58,5/46,5	3,2/2,1	740/590	0,82	30
ВД-12	9,7	3,8	730	0,67	20
ДН-26х2у	108,5	2	735	0,85	200
Д-20	41,6	3,8	730	0,7	200

2.9 Выбор насоса охлаждающей воды (НОВ)

НОВ выполняются с вертикальным и горизонтальным валами. Первые устанавливаются в береговых насосных станциях, вторые - в помещении турбинного зала. При вертикальном исполнении электродвигатель насоса располагается на 2-2,5 м выше уровня воды в источнике, что предохраняет его от затопления при колебаниях уровня.

При выборе насосов требуемая подача определяется по летнему режиму работы, когда расход воды бывает максимальным.

=1,05*8000=8400 м³/ч

где к - коэффициент, учитывающий расход воды на маслоохладители, водородо-воздухоохладители; для турбин большой мощности с двухходовым конденсаторами равен 1,03-1,07; W - расход охлаждающей воды через конденсатор, определяемый из теплового баланса конденсатора при максимальном значении расхода пара в конденсатор, кг/ч.

На ТЭС с поперечными связями по пару в центральной насосной станции устанавливаются не менее четырех насосов с суммарной подачей, равной расчетному расходу охлаждающей воды без резерва. Выбрала 4 насоса.

Таблица 2.9

Насос	Подача, м3/ч	Напор, м	Частота вращения, об/мин	Мощность привода, кВт
600В-1,6/100-О-III	2100	45	600	630



Заключение

В результате выполнения расчетного задания были приобретены практические навыки по подбору основного и вспомогательного оборудования.

Размещено на Allbest.ru

...