Вспомогательного оборудования теплоэлектростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Политехнический институт

Кафедра «Тепловые электрические станции»

Вспомогательного оборудования ТЭС

Преподаватель В.В. Криворучко

Студент ТЭ 10-01 А.Г.Джафарова

Красноярск 2015



Содержание

1. Задание

2. Характеристика вспомогательного оборудования

2.1 КотелЕп-670-13,8-545ГМН

2.2 Турбина Т-180/215-130-2

2.3 Краткая информация по турбине

3. Регенеративная установка

3.1 Конденсатный насос

3.2 Питательный насос

3.3 Циркуляционный насос

4. Выбор оборудования котельного цеха

4.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

4.1.1 Выбор типоразмера дымососа. Определение его производительности, напора и мощности привода

4.1.2 Выбор типоразмера дутьевого вентилятора

5. Оборудование топливоподачи

5.1 Газорегуляторный пункт

5.2 Электронные регуляторы

6. Расширитель непрерывной продувки

6.1 Расчет расширителя непрерывной продувки I ступени

7. Гидравлический расчет трубопровода

8. Регулирующая арматура

8.1 Запорная арматура

8.2 Обратный клапан

9. Дымовая труба

9.1 Расчет дымовой трубы

9.2 Аэродинамический расчет газоотводящего ствола

9.3 Расчет оболочки дымовой трубы на прочность



1. Задание

В ходе выполнения расчетно-графического задания мной был выбран блок, включающий в себя котлоагрегат Еп-670-13,8-545 ГМН и конденсационную турбина Т-180/215-130-2, оборудование котельного цеха, оборудование турбинного цеха, гидравлический расчет трубопровода, расчет дымовой трубы.

котлоагрегат конденсационный дымовой гидравлический



2. Характеристика основного и вспомогательного оборудования

В качестве основного оборудования в составе блока №1 приняты:

? турбина типа Т-180/215-130-2 номинальной мощностью 180 МВт при номинальной тепловой мощности блока 1090 ГДж/ч производства ОАО «Силовые машины» филиал «ЛМЗ»;

? котел типа Еп-670-13,8-545 ГМН (модель ТГМЕ-206) паропроизводительностью 670 т/ч производства ОАО ТКЗ «Красный котельщик»;

? генератор ТЗФП-220-2УЗ.

Основным оборудованием ПВК являются четыре водогрейных котла КВ-Т-116,3-150.

2.1 Котел Еп-670-13,8-545 ГМН

Паровой котел Еп-670-13,8-545 ГМН (модель ТГМЕ-206) паропроизводительностью 670 т/ч барабанный с промперегревом на параметры острого пара 12,8 МПа, 545°С, пара промперегрева 2,5 МПа, 540°С.

Группа котлов Еп-670-13,8-545 ГМН (ТГМЕ-206), Еп-670-13,8-545 ГМН (ТГМЕ-206ВСО), Еп-670-13,8-545 ГМ (ТГМЕ-206 ДВСО), Еп-670-13,8-545 ТМ (ТГМЕ-206АСО), Еп-670-13,8-545 ГМ (ТГМЕ-206 БСО) и Еп-670-13,8-545 ГМ (ТГМЕ-206 ХЛ) спроектирована и изготовлена на базе котла ТГМЕ-206. Котлы этой группы предназначены для сжигания мазута и природного газа. Работают в блоке с одновальной паровой турбиной мощностью 210/180 МВт. Котельный агрегат однобарабанный, однокорпусный, с естественной циркуляцией, на высокие параметры пара с промперегревом. Имеет П-образную открытую или закрытую компоновку.

Котлы названной группы имеют модификации с различным конструктивным решением ряда узлов, с учетом требований заказчика. Котлы выпускаются с учетом условий: ТГМЕ-206 - для внутрироссийских поставок, открытая компоновка; ТГМЕ-206 ВСО - для зарубежных поставок в сейсмичные районы, открытая компоновка; ТГМЕ-206 ДВСО - для зарубежных поставок, в районы с сейсмичностью 7 баллов, открытая компоновка; ТГМЕ-206 АСО - для зарубежных поставок, в районы с сейсмичностью 7 баллов, открытая компоновка. ТГМЕ-206 БСО - для

зарубежных поставок, в районы с сейсмичностью 7 баллов и большими ветровыми нагрузками, открытая компоновка; ТГМЕ-206 ХЛ - для внутрироссийских поставок в районы с холодным климатом.

Котел газоплотный, рассчитан на работу под наддувом с низким избытком воздуха. Топочная камера открытого типа, призматическая, в сечении представляет собой прямоугольник размерами по осям труб 18х7,68 м. Стены топки экранированы цельносварными панелями из гладких труб 60х6 мм и вваренной полосы размером 6х21,5 мм (сталь 20).

Под топочной камеры является началом фронтового экрана и имеет наклон 15° к горизонтали в сторону задней стены. Для улучшения аэродинамических свойств в верхнейчасти топки трубами заднего экрана образован выступ в сторону топки размером 2000 мм. Топка оборудована 12 газомазутными горелками, расположенными в два яруса на задней стене. Горелки вихревые двухпоточные предназначены для раздельного сжигания газа и мазута. Расстояние между ярусами горелок составляет 2,6 м.

Барабан котла сварной конструкции, имеет внутренний диаметр 1600 мм с толщиной стенки 112 мм (сталь 16 НГМА). Схема испарений двухступенчатая с промывкой пара питательной водой. Первая ступень испарения находится в барабане и представляет собой систему внутрибарабанных циклонов и промывочных устройств. Второй ступенью испарения служат выносные циклоны диаметром 426 мм.

Вода из барабана к испарительным экранам поступает по шести стоякам диаметром 465 мм с толщиной стенки 40 мм (сталь 20), из которых подается в нижние камеры экранов по трубам 159х15 мм (сталь 20). Пароводяная смесь отводится из экранов в барабан по трубам 133х13 мм (сталь 20).

Стены и под переходного газохода, потолок топочной камеры и опускной газоход экранированы цельносварными панелями из гладких труб 32х5 мм и ввареной полосы размером 6х21,5 мм и включены в тракт пароперегревателя высокого давления. Пароперегреватель высокого давления по характеру восприятия тепла разделен на три части: радиационную, полурадиационную (ширмовую) и конвективную.

Радиационный настенный пароперегреватель находится в верхней части топочной камеры в виде горизонтальных лент и выполнен из труб 42х5 мм (сталь 12Х1МФ). Ширмовый пароперегреватель состоит из 24 отдельных ширм из труб 32х5 мм (сталь 12Х1МФ) и расположен в верхней части топки

в один ряд. Конвективный пароперегреватель высокого давления состоит из двух ступеней (входной и выходкой) в виде вертикальных пакетов. Входная часть выполнена из труб 36х6 мм (сталь 12Х1МФ), выходная часть второй ступени конвективного пароперегревателя - из труб 32х4 мм (сталь 12Х18Н12Т). Промперегреватель имеет три ступени. Первая расположена в переходном газоходе и состоит из труб 42х4 мм (сталь 12Х1МФ). Вторая и третья являются выходными и выполнены из труб 40х4 мм (сталь 12Х1МФ) и сталь 12Х18Н12Т.

В конвективном (опускном) газоходе расположен экономайзер из труб 28х4 мм (сталь 20). Воздух подогревается двумя регенеративными вращающимися воздухоподогревателями диаметром 6,8 мм, которые вынесены за пределы котельной. Пар высокого давления движется двумя неперемешивающимися потоками. Регулирование температуры перегрева

производится тремя впрысками собственного конденсата. Первый впрыск осуществляется перед ширмами, второй - перед первой ступенью конвективного пароперегревателя, третий - перед второй ступенью конвективного пароперегревателя. Тракт пара промперегревателя состоит из двух независимых потоков. Температура пара промперегрева регулируется рециркуляцией дымовых газов в нижнюю часть топки и впрыском питательной воды в рассечку между ступенями пароперегревателя.

Для осуществления газоплотности котла все проходы поверхностей нагрева через потолок уплотнены сильфонами. Над потолком расположен уплотнительный «теплый ящик», в который подается горячий воздух под давлением, превышающим давление в газоходе котла. Для получения собственного конденсата предусмотрены шесть конденсаторов 426х36 мм, расположенных на боковых стенках котла на уровне ширмового пароперегревателя. Водяной экономайзер находится в опускном газоходе. Змеевики водяного экономайзера расположены перпендикулярно тракту котла. По высоте экономайзер состоит из двух частей.

Обмуровка котельной установки натрубная, облегченная, крепится на цельносварных панелях, ограждающих топочную камеру, переходный газоход и конвективную шахту. Снаружи обмуровки устанавливается декоративная обшивка из оцинкованного листа. Для очистки ширмовых и конвективных поверхностей нагрева в переходном газоходе предусмотрена паровая обдувка глубоковыдвижными аппаратами ОГ-8 и ОГ-8А. Для очистки экономайзера применяется дробеструйная установка, а регенеративного воздухоподогревателя - паровая обдувка.

В состав котельной установки дополнительно к котлу входит следующее вспомогательное оборудование:

Тягодутьевая установка в составе:

- двух дымососов типа ДОД-28,5 со станцией жидкой смазки;

- двух дутьевых вентиляторов типа ВДН-28К;

- воздуховодов и газоходов в пределах котельного отделения.

2.2 Турбина Т-180/215-130-2

Паровая турбина Т-180/215-130-2 сопрягается с генератором ТЗФП-220- 2УЗ с воздушным охлаждением производства ОАО "Силовые машины" филиал "Электросила".

Трехцилиндровая турбина с промежуточным перегревом пара, двухступенчатым регулируемым отбором пара на теплофикацию и нерегулируемым отбором пара на производственные нужды.

Турбина рассчитана для работы при следующих основных номинальных параметрах:

? номинальное абсолютное давление свежего пара перед стопорными клапанами цилиндра высокого давления (ЦВД) - 12,8 МПа (130 кгс/см2);

? номинальная температура свежего пара перед стопорным клапаном ЦВД - 540°С;

? номинальная температура пара после промежуточного перегрева перед отсечными клапанами цилиндра среднего давления (ЦСД) - 540°С;

? номинальный расход свежего пара - 670 т/ч;

? номинальное давление пара после промежуточного перегрева перед отсечными клапанами цилиндра среднего давления (ЦСД) - 2,5 МПа;

? номинальный расход охлаждающей воды через конденсатор - 22000 м3/ч

? расчетное абсолютное давление в конденсаторе на конденсационном режиме при температуре охлаждающей воды 20°С - 0,0062 МПа (0,0637 кгс/см2);

? максимальная производительность теплофикационного отбора - 1090 ГДж/ч

? максимальное давление в производственном отборе - 2,7 МПа

? длина рабочей части лопатки последней ступени - 640 мм

Турбина имеет два отопительных отбора пара, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования абсолютного давления:

? верхний - от 0,06 до 0,2 МПа (от 0,6 до 2,0 кгс/см );

? нижний - от 0,05 до 0,15 МПа (от 0,5 до 1,5 кгс/см ).



2.3 Краткая информация о турбине

Турбина представляет собой одновальный агрегат, выполненный по схеме: 1ЦВД+1ЦСД+1ЦНД.

ЦВД состоит из 12 ступеней левого вращения, первая из который регулирующая, ЦСД - из 11 ступеней правого вращения. ЦНД - двухпоточный, имеет по четыре ступени в каждом потоке левого и правого вращения, третья ступень является регулирующей.

Ротор высокого давления цельнокованый. В роторе среднего давления первые семь ступеней откованы заодно с валом, четыре последних насадные. Ротор низкого давления состоит из вала, на котором насажены восемь дисков.

Роторы высокого и среднего давления соединены между собой жестко с помощью муфт, откованный заодно с роторами, и имеют средний подшипник (опорно-упорный). Роторы среднего и низкого давления и генератора соединены жесткими муфтами. Роторы турбины выполнены гибкими.

Регулирование в данных турбинах - сопловое. Свежий пар подводится к двум, отдельно стоящими стопорными клапанами, из которых пар поступает по перепускным трубам в четыре паровые коробки регулирующих клапанов, вваренных в переднюю часть ЦВД.

Паровпуск ЦСД находится со стороны среднего подшипника. После ЦВД пар направляется в промежуточный перегреватель, а затем возвращается в турбину через стопорные и регулирующие клапаны ЦСД. Регулирующие клапаны ЦСД установлены непосредственно на цилиндре.

После ЦСД часть пара идет в верхний отопительный отбор, остальная часть по двум перепускным трубам поступает в двухпоточный ЦНД. Пройдя две ступени ЦНД в каждом потоке, часть пара идет в нижний отопительный отбор, остальная часть направляется на последующие две ступени левого и правого потоков, а затем в конденсатор.

В камере нижнего отопительного отбора за 2 -й ступенью левого и правого потоков установлены две регулирующие диафрагмы с поворотными кольцами, которые регулируют пропуск пара через 3-ю и 4-ю ступени ЦНД.

Фикспункт турбины расположен на боковых рамках передней части ЦНД.

Турбина снабжена валоповортным устройством, вращающим ротор турбины с частотой 3,4 об/мин. Привод валоповоротного устройства - электрический с автоматическим пуском со щита управления.

Пуск турбины на скользящих параметрах пара допускается их холодного и различной степени неостывшего состояний.

Для сокращений времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусматривается паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема и подвод свежего пара на переднее уплотнение ЦВД и ЦСД.

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

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при отключении частоты тока в сети в пределах 49-60,5 Гц.



3. Регенеративная установка

1. Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины и состоит из трех подогревателей низкого давления, деаэратора, трех подогревателей высокого давления. Установкой предусматривается использование тепла пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений турбины для подогрева основного конденсата в конденсаторе пара уплотнений КПУ-50-2,5-1.

2. Турбина имеет семь нерегулируемых отборов пара. Расчетные характеристики величин регенеративных отборов при работе турбины в режиме комбинированной нагрузки на номинальных параметрах с максимальной суммарной выработкой электрической и тепловой мощностей и температуре обратной сетевой воды 51,4оС указаны в таблице 1.



Таблица 1

3. На паропроводах регенеративных отборов к ПНД-2 и ПНД-3 установлены электрозадвижки, каждая из которых закрывается автоматически, если уровень в соответствующем подогревателе повышается до III предела.

3.1. Подогреватели низкого давления ПНД-1 и ПНД- 2 поверхностные вертикальные.

3.2. Конденсат греющего пара из ПНД-1, через гидрозатвор высотой 2,0 м, направляется в конденсатосборник сетевого подогревателя №1.

3.3. Конденсат греющего пара из ПНД-2 направляется в сборник конденсата сетевого подогревателя №2 через гидрозатвор высотой 2,0 м.

4. Подогреватель низкого давления №3 - поверхностный, вертикальный, снабжен встроенным охладителем конденсата греющего пара, который работает при пропуске через охладитель части основного конденсата.

4.1. Если давление пара в паровом пространстве ПНД-3 выше 60% от номинального (I предел), то задвижка из нижней части ПНД-3, на сливе дренажа, закрыта и весь конденсат греющего пара проходит через охладитель, откуда сливается в коллектор слива из ПНД-3. Если давление пара в ПНД-3 ниже 60% номинального значения - задвижка открыта и конденсат греющего пара, минуя охладитель, попадает в коллектор слива из ПНД-3.

4.1.1. Задвижка на сливе из нижней части ПНД-3 закрывается автоматически с выдержкой времени 15 сек при повышении давления в ПНД-3 до I предела и открывается автоматически при понижении давления в ПНД-3 до I предела.

4.2. Конденсат греющего пара из ПНД-3, из коллектора слива, через электрозадвижку и РК уровня в ПНД-3 (на сливе в ПНД-2) сливается каскадно в ПНД-2. Из ПНД-3 предусмотрен также резервный слив в конденсатор через электрозадвижку и РК уровня в ПНД-3 (на сливе в конденсатор).

4.2.1. Задвижки на сливе конденсата из ПНД-3 в ПНД-2 и на сливе из ПНД-3 в конденсатор сблокированы - управляются от одного ключа. После полного открытия задвижки на сливе в ПНД-2 закрывается задвижка на сливе в конденсатор; после полного открытия задвижки на сливе в конденсатор закрывается задвижка на сливе в ПНД-2.

4.2.2. Задвижка на сливе из ПНД-3 в конденсатор открывается автоматически при повышении уровня в ПНД-2 выше III предела. С БЩУ слив из ПНД-3 всегда может быть переведен в конденсатор и может быть переведен в ПНД-2 при условии, что уровень в ПНД-2 ниже III предела.

5. Деаэратор работает на скользящем давлении с подачей пара из 4-го отбора турбины. При нагрузках ниже 50% пар на деаэратор подается из коллектора собственных нужд.

6. На паропроводах регенеративных отборов к ПВД-5, ПВД-6 и ПВД-7 установлены электрозадвижки, каждая из которых закрывается при повышении уровня в любом из ПВД до III или до IV предела или, если поступает сигнал о закрытии СК. С БЩУ вручную каждая из задвижек всегда может быть закрыта и может быть открыта, если открыты задвижки на входе и выходе питательной воды соответствующего ПВД и отсутствуют сигналы автоматики на закрытие. Для прогрева корпуса ПВД при подключении подогревателей на работающей турбине каждая из задвижек может быть остановлена в промежуточном положении.

6.1. Три поверхностных подогревателя высокого давления ПВД-5, ПВД-6 и ПВД-7 рассчитаны для последовательного подогрева питательной воды после деаэратора в количестве около 105% от максимального расхода пара на турбину. Водяная сторона подогревателей находится под полным давлением питательных насосов, но не более 26,0 МПа (265 кгс/см2).

7. Подогреватели высокого давления камерного типа, вертикальные, сварной конструкции. Состоят из корпуса, водяной камеры и трубной доски, в которую завальцованы U-образные трубки из нержавеющей стали. Каждый подогреватель имеет встроенный охладитель пара и охладитель конденсата греющего пара. Каждый подогреватель снабжен тремя уравнительными сосудами для раздельного присоединения датчика регулятора уровня и двух датчиков устройств защиты.

7.1. Из каждого подогревателя ВД конденсат греющего пара отводится через свой РК уровня. Слив конденсата греющего пара из подогревателей каскадный: из ПВД-7 в ПВД-6, из ПВД-6 в ПВД-5; из ПВД-5 конденсат отводится в деаэратор. При малых нагрузках предусматривается автоматическое переключение слива в конденсатор.

7.2. Задвижки на линиях слива из ПВД-5 в деаэратор и в конденсатор сблокированы - управляются от одной команды. После полного открытия задвижки на сливе в деаэратор закрывается задвижка на сливе в конденсатор; после полного открытия задвижки на сливе в конденсатор закрывается задвижка на сливе в деаэратор.

7.3. Задвижка на сливе из ПВД-5 в конденсатор открывается автоматически при понижении давления в ПВД-5 ниже I предела. С БЩУ слив из ПВД-5 всегда может быть переведен в конденсатор и может быть переведен в деаэратор при условии, что давление в ПВД-5 выше I предела, т.е. больше чем давление в деаэраторе увеличенное на высоту столба жидкости, равную разнице высотных отметок деаэратора и ПВД-5.

7.4. ПВД оборудованы групповым защитным устройством, состоящим из комбинированного (впускного и перепускного) клапана, устанавливаемого на входе питательной воды в подогреватели; обратного клапана, устанавливаемого за группой ПВД; перепускных трубопроводов и элементов управления впускным клапаном (автоматический клапан с электроприводом и трубопроводы). Защитное устройство отключает подогреватели высокого давления путем закрытия впускного клапана и перепуска воды помимо ПВД при повышении уровня воды в корпусе любого ПВД до III предела. Одновременно со срабатыванием группового защитного устройства подается импульс на закрытие электрозадвижек на подводе пара к каждому ПВД, а также электрозадвижек на подводе и отводе питательной воды к группе ПВД и открытие электрозадвижки на байпасной линии. При повышении уровня в каком-либо ПВД до IV предела защита производит автоматическое отключение питательных насосов и остановку блока.

7.5. На ПВД-5 и ПВД-6 устанавливаются предохранительные клапаны пружинного типа, защищающие корпусы подогревателей от недопустимого повышения давления .

8. Для предотвращения повышения давления в трубной системе ПВД при отключении подогревателей по воде предусматриваются обратные клапаны на байпасе запорной задвижки питательной воды на выходе из последнего ПВД. Водяная сторона ПВД рассчитана на полное давление питательных насосов.

9. Для отсоса пара из крайних камер лабиринтовых уплотнений турбины предназначен специальный конденсатор пара уплотнений типа КПУ 50-2,5-1, рассчитанный на давление в паровом пространстве 0,10 МПа (1,0 кгс/см2 абс.), давление в трубной системе 1,60 МПа (16,0 кгс/см2 абс.); теплопередающая поверхность образована 279 трубками с наружным диаметром Ш18,0 мм и толщиной стенки 1,0 мм. КПУ 50-2,5-1 снабжен водоструйным эжектором для поддержания давления в коллекторе отсосов 0,095..0,097 МПа (0,95..0,97 кгс/см2 абс.) Вода к эжектору подается от насосов эжекторов. Для использования тепла отсасываемой среды через КПУ пропускается основной конденсат. КПУ включен в тракт основного конденсата перед ПНД-1.

10. Отсосы паровоздушной смеси из ПВД-7,6,5 выполнены каскадно и отсос из ПВД-5 заведен в конденсатор. Отсосы паровоздушной смеси каждого из подогревателей ПНД-1, ПНД-2 и ПНД-3 присоединяются к отдельному коллектору и направляются в конденсатор.

11. Все подогреватели оснащены водоуказательными и контрольно- измерительными приборами.

12. На паропроводах регенеративных отборов установлены обратные клапаны с сервомоторами мембранного типа (КОС), предназначенные для предотвращения разгона РТ и исключения расхолаживания горячих цилиндров турбины обратным потоком пара при закрытии клапанов турбины.

Сервомоторы КОС открываются подачей давления под мембрану, закрываются усилием пружин.

В гидравлической системе КОС, используется основной конденсат, подводимый от напорной линии КЭН. к трем параллельно включенным фильтрам пластинчатого типа.

После фильтров конденсат из общей линии двумя коллекторами Ду65, на каждом из которых установлена шайба Ш8,5 мм, ограничивающая расход, подводится к шести сервомоторам обратных клапанов.

Один коллектор питает КОС-800 (отбор к ПНД-1), КОС-500 (ПНД-2), КОС-400 (ПНД-3); другой коллектор питает КОС-150 (ПВД-7), КОС-250 (ПВД-5), КОС-300 (деаэратор).

Из сервомоторов конденсат направляется в коллектора, расположенные выше сервомоторов КОС. Из каждого верхнего коллектора через шайбы Ш6,3 мм происходит слив конденсата в сливной коллектор, а оттуда через гидрозатвор Н = 15,0 м слив в конденсатор.

Ограничительные шайбы на подводе и сливе конденсата в системе управления КОС, обеспечивают давление под мембранами сервомоторов КОС, которое удерживает сервомоторы КОС в открытом положении, а постоянный проток конденсата обеспечивает их охлаждение.

Наличие протоков из верхних коллекторов через шайбы контролируется по наличию сливов в воронки, а давление конденсата - по манометрам, подключенным перед шайбами к коллекторам.

Каждый напорный коллектор Ду65 соединяется двумя трубопроводами Ду65 с установленными на них вентилями с электромагнитными приводами, со сливным коллектором, который через гидрозатвор высотой Н=15,0 м соединен с конденсатором.

При открытии вентилей снижается давление в системе и происходит закрытие сервомоторов под воздействием пружин. После закрытия вентилей давление восстанавливается и штоки сервомоторов перемещаются на верхний упор.

Минимальное давление конденсата, необходимое для взвода сервомоторов КОС - 0,50 МПа (5,0 кгс/см2) по манометру, измеряющему давление в верхних коллекторах. Тарелки обратных клапанов открываются потоком пара.

13. Кроме отборов на регенерацию допускается дополнительный отбор пара из ХПП в количестве 60т/час. Разрешается отбор пара на общий коллектор нескольких турбин из трубопроводов холодного промежуточного перегрева при условии установки на линиях этих отборов обратных клапанов и задвижек с блокировкой последних на закрытие при сбросах нагрузки.

3.1 Конденсатный насос

Конденсатный насосы представляют особую группу энергетических насосов, работающих с минимальным кавитационным запасом. Этот запас обусловлен разностью вертикальных отметок уровня свободной поверхности жидкости в конденсаторе и оси входного патрубка насоса и потерями во всасывающем тракте насоса. Условия работы требуют применения для конденсатных насосов относительно низкой частоты вращения, использования материалов, стойких к кавитационным разрушениям, установки для первой ступени насоса рабочих колес специальной конструкции с высокой всасывающей способностью. В связи с этим конденсатные насосы обладают более низкой экономичностью, большей металлоемкостью и более высокой стоимостью по сравнению с другими насосами на аналогичные подачи и напоры. Из условий удобства компоновки и уменьшения занимаемой площади для крупных конденсатных насосов часто принимают вертикальное исполнение.

Насос: КсВ 320-160-2	Мощность: 250 кВт
Группа: КС (Конденсатные насосы)	Оброты: 1480
Подача: 320 м.куб./час	Масса: 4250 кг.
Напор: 160 м.в.ст.	Габариты: 1200х1400х3205

Примечание: Вертикальный электронасосный агрегат с центробежным двухкорпусным секционным многоступенчатым с предвключенным шнеком насосом предназначен для перекачивания конденсата паровых турбин, конденсата греющего пара с температурой до +140 Гр.С. в различных схемах теплосиловых и отопительных установок. Материал проточной части: -корпусные - чугун СЧ 20; -рабочие колеса и предвключенное колесо - сталь 20Х13Л-I; Уплотнение вала - сальниковое с подводом охлаждающей жидкости. Допускаемый кавитационный запас не более 1,6 м. Давление на входе в насос не более 10 кгс/кв.см.1



3.2 Питательный насос

Питательные установки служат для подачи питательной воды в котел из баков деаэратора через систему подогревателей высокого давления. Запас потенциальной энергии, приобретенный водой в питательном насосе, в дальнейшем используется для совершения работы в турбине.

Насос: ПЭ 580-185-5	Мощность: 5000 кВт
Группа:ПИ(Питательные насосы)	Оброты: 2985
Подача: 580 м.куб./час	Масса: 30090 кг.
Напор: 2030 м.в.ст	Габариты: 9240х2000х2130

Примечание: Горизонтальный электронасосный агрегат с центробежным секционным многоступенчатым двухкорпусным насосом с односторонним расположением рабочих колес предназначен для подачи питательной воды с тем-рой до 165 Гр.С в барабанные и прямоточные стационарные паровые котлы с давлением пара 14 МПа. Материал проточной части - сталь 30, стали 25Л-11 и 20Х13. Уплотнение вала - торцовое. Давление на входе до 10 кгс/кв.см. Насосы с подачей 380 и 580 куб.м/час могут эксплуатироваться с гидромуфтой и без нее. 

3.3 Циркуляционный насос

Циркуляционные насосы. Работа ТЭС связана с потреблением большого количества охлаждающей воды, которая в основном направляется в конденсаторы турбин. Служащие для подачи на ТЭС этой воды из водоисточника циркуляционные насосы отличаются большой производительностью при относительно небольшом напоре 0,15 -- 0,2 МПа (15--20 м вод ст.).

Насос: 1200В-6,3/63	Мощность: 5000 кВт
Группа: ВЦ (Вертикальные центробежные насосы)	Оброты: 375
Подача: 22680 м.куб./час	Масса: 24000 кг.
Напор: 63 м.в.ст.	Габариты: 3675х3260х4720

Примечание: Вертикальный электронасосный агрегат с центробежным одноступенчатым насосом с рабочим колесом одностороннего входа со спиральным отводом предназначены для перекачивания воды с тем-рой до +45 Гр.С., с общей минерализацией не более 1,5 г/л; с содержанием хлоридов не более 200 мг/л, сульфатов не более 600 мг/л; рН от 6 до 8,5, с содержанием взвешенных частиц не более 0,3% размером до 0,5 мм (из них абразивных частиц не более 2% размером до 0,1 мм). Насосы изготовляются с камерным подводом. Регулирование параметров осуществляется направляющим аппаратом. Уплотнение вала - сальниковое. Материал деталей проточной части: - рабочее колесо сталь 25Л-II или сталь ГСЛ - для насосов 600В-1,6/100, 800В-2,5/100, 1200В-6,3/100, 1000В-4/63 и 1200В-6,3/63; сталь 12Х18Н9ТЛ - для насосов 800В-2,5/40, 1000В-4/40, 1200В-6,3/40 и 1600В-10/40; для остальных насосов рабочее колесо - сталь 10Х12НДЛ-II. -корпус насоса - сталь 25Л-II или сталь ГСЛ. Условное обозначение агрегатов: Число перед буквами - условный диаметр напорного патрубка, мм; буквы - обозначение типа и исполнения насоса; цифры в числителе - подача в номинальном режиме, куб.м/сек, в знаменателе - напор в номинальном режиме, м. У насосов с частотой вращения, отличной от номинальной, в обозначение вводится буква О. Цифры I, II, III - обточка рабочего колеса по наружному диаметру в том же корпусе; буквы R13 и М вводят в обозначение при использовании в насосе рабочего колеса, отличающегося от базового (R13), двухскоростных э/двигателей (М). Климатическое исполнение и категория размещения при эксплуатации - У3. Для данного насоса: - ДКЗ не более 11,5 м.1



4. Выбор оборудования котельного цеха

4.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Движение воздуха и дымовых газов на ТЭС осуществляется с помощью тягодутьевых машин. К тягодутьевым машинам ТЭС предъявляется ряд требований, из которых важнейшими являются высокая экономичность на номинальном режиме и частичных нагрузках, высокая надежность работы, умеренные габариты при достаточно высокой быстроходности, умеренный шум. Тягодутьевые машины ТЭС выбираются на номинальную нагрузку парового котла, однако большую часть времени работают при пониженных нагрузках. Это объясняется запасами по производительности котла по сравнению с потребностью в паре турбины, нормативными запасами тягодутьевых машин по сравнению с расчетными характеристиками газовоздушного тракта, режимными колебаниями нагрузки ТЭС и некоторыми другими факторами. Следовательно, важным с точки зрения экономии расхода энергии на собственные нужды является обеспечение эффективного регулирования производительности и давления тягодутьевых машин в широком диапазоне.

4.1.1 Выбор типоразмера дымососа. Определение его производительности, напора и мощности привода

Выбор типоразмера дымососа сводится к подбору агрегата, обеспечивающего необходимые производительность и разрежение, определенные при расчете газового тракта, и потребляющей наименьшее количество энергии при эксплуатации.

Производительность дымососа, м3/с, определяется по формуле



где - коэффициент запаса;

Vд - расход газов при номинальной нагрузке котла, м3/с.

Расход газов рассчитывается по выражению, м3/с:

где Вр - расчетный расход топлива, кг/с;

Vух.г =5,4 объем уходящих газов, м3/с;

- присосы воздуха в газоход на участке между воздухоподогревателем и дымососом,

= 4,6 теоретически необходимый для горения объем воздуха, м3/кг;

=140 температура газов перед дымососом, 0С

Расчетный расход топлива с учетом механического недожога =1,кг/с:

где В - полный расход топлива, кг/c, определяется из следующего выражения :

где- коэффициент полезного действия, принимаем 91%.

энтальпия перегретого пара, кДж/кг



- энтальпия питательной воды, кДж/кг ,

кДж/кг

- теплота сгорания экибастузского угля 32 МДж/кг .

Так как на котел устанавливается два дымососа, производительность одного дымососа, м3/с, определится как

=541 м3/с

Расчетный напор дымососа, мм вод ст

где - коэффициент запаса;

По найденным значениям производительности , тыс. м3/с, и напору Нд, Па, выбираем необходимый типоразмер дымососа: Дымосос ДН -19.



Рисунок 1 Дымосос ДН-19

4.1.2 Выбор типоразмера дутьевого вентилятора

Производительность дутьевого вентилятора, м3/с, определяется по формуле

где - коэффициент запаса;

Vв - расход воздуха при номинальной нагрузке котла, м3/с.

Производительность дутьевого вентилятора, м3/ч:

.

Расчетный напор дутьевого вентилятора, мм вод ст:

где - коэффициент запаса;

Нп - перепад полных давлений по газовому тракту, мм вод ст.

.

По найденным значениям производительности , тыс. м3/ч, и напору Нвен, мм вод ст, выбираем необходимый типоразмер дутьевой вентилятор центробежный ВДОД 31,5; n=585 об/мин, КПД 83%.

Расчетная мощность двигателя, кВт:

где - коэффициент запаса по потребляемой мощности;

Qд - производительность дутьевого вентилятора, м3/с;

Нвен - расчетный напор дутьевого вентилятора, Па;

- коэффициент полезного действия дутьевого вентилятора.

.

Рис 2 Дутьевой вентилятор ВДОД 31,5

5. Оборудование топливоподачи

Нормами технологического проектирования тепловых электростанций регламентируются следующие основные положения по проектированию газовых хозяйств:

Подвод газа к котельной производиться через газорегуляторный пункт (ГРП), располагаемый в отдельном здании на территории электростанции.

Производительность ГРП для электростанций, где газовое хозяйство является основным, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по требуемому расходу газа для летнего режима.

Подвод газа от газораспределительной станции на магистральном газопроводе к ГРП и от ГРП до котельной производится по одному газопроводу. Резервный газопровод на предусматривается.

Число параллельных регулируемых ниток в ГРП выбирается с одной резервной;

Газовый коллектор, распределяющий газ по котлам, прокладывается вне здания котельного отделения;

На газопроводах должна применяться только стальная арматура;

Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котлов выполняется наземной.

5.1 Газорегуляторный пункт

Обычно ТЭЦ подключается к распределительным газапроводам с избыточным давлением 0,6 МПа (6 кгс/см2). Подсоединение к газопроводам большего давления должно быть обосновано специально.

Давление газа перед котлами не превышает 0,035МПа. Требуемое давление газа на выходе из ГРП подсчитывается против хода газа от самой удаленной горелки на котле с учетом всех местных сопротивлений и потерь в газопроводах. Это выходное давление составляет примерно 0,13-0,16 МПа.

Снижение давления газа в ГРП осуществляется регуляторами давления.

5.2 Электронные регуляторы

Представляют собой поворотную заслонку (ПРЗ) с приводом от электрического исполнительного механизма. При этом исполнительный механизм устанавливается вне регуляторного зала и воздействует на ПРЗ тягами длиной не более 6 м. Производительность таких регуляторов зависит в основном от принятого диаметра и бывает очень большой, что позволяет ограничиваться двумя нитками регулирования - рабочей и резервной.

Учитывая, что наращивание мощности ТЭЦ происходит в течении достаточно длительного периода и что ПРЗ каждого диаметра обеспечивает регулирование при угле поворота заслонки в пределах 10-700, рекомендуется для каждой очереди строительства на съемном участке газопровода устанавливать ПРЗ диаметром, определяемым по фактическим расходам в расчетных режимах ТЭЦ.

Опыт эксплуатации ГРП показал, что в районах с температурой не ниже -400С все оборудование, за исключением собственно регуляторов, исполнительных электрических механизмов и щитов с измерительными приборами, может располагаться на открытом воздухе.

Помещение ГРП должны отапливаться и иметь температуру не менее 50С. Газопроводы ГРП, в том числе наружные входные на длине не менее 20м, должны быть покрыты звукопоглощающей изоляцией. Помещение щита управления, где размещаются щит для КИП, шкаф сборок задвижек, исполнительные механизмы регуляторов давления, стенды первичных КИП и датчиков давления газа, телефон, отделяется от регуляторного зала капитальными стенами и имеет отдельный выход.

В ГРП электростанций вместо предохранительных запорных быстродействующих клапанов устанавливается сигнализация о повышении и понижении давления сверх установленных пределов. За регуляторами давления должны стоять не менее двух предохранительных сбросных устройств пропускной способностью не менее 10% пропускной способности наибольшего из регуляторов давления пружинного действия.

Рис. 3 Газорегуляторный пункт



6. Расширитель непрерывной продувки

Расширители непрерывной продувки предназначены для разделения пароводяной смеси на пар и воду при продувке барабанов паровых котлов низкого, среднего и высокого давления с последующим использованием тепла воды и пара в цикле. Расширители применяются с целью сокращения расхода потребляемого пара и потерь тепла с отводимой пароводяной смесью.

Расширитель непрерывной продувки является аппаратом циклонного типа. Пароводяная смесь, образующаяся при продувке паровых котлов, разделяется на пар и воду за счет действия центробежных сил, которые возникают благодаря тангенциальному подводу воды в расширитель.

Расширитель непрерывной продувки представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд с плоскими или эллиптическими донышками, подводящим сплющенным патрубком или патрубком кругового сечения и паро- и водоотводящими патрубками. Закрутка потока осуществляется за счет организованного подвода пароводяной смеси на внутреннюю стенку расширителя. Пар, сохраняя вращательное движение, направляется в паровое пространство и отводится через патрубок, расположенный на верхнем днище. Вода стекает по внутренней поверхности расширителя в водяной объем и отводится через патрубок, расположенный в нижней части корпуса. На нижнем днище предусмотрен штуцер для отвода воды из расширителя при его отключении и для периодической очистки нижней части водяного объема от шлама и загрязнений.

Уровень воды в расширителях непрерывной продувки поддерживается автоматически поплавковым регулятором Т-39 с защитным кожухом или электронным регулятором импортного производства (по желанию Заказчика).



Рис 4 Расширитель СП 1,5 У



6.1 Расчет расширителя непрерывной продувки I ступени

Составляем уравнения теплового и материального баланса.

(кДж/кг)

(кДж/кг)

(кДж/кг)

Получаем, кг/c:

Для того, чтобы найти объем расширителя принимаем кг/с, так как необходимо проектировать на максимальную нагрузку и МПа, как давление в деаэраторе. По этим данным уточняем расходы пара и воды, кг/с:

Также необходимо найти удельные объемы воды и пара потоков из РНП, м3/кг:

Объем РНП найдем из соотношения, м3:

Объем для проектирования следует взять больше для учета запаса.



7. Гидравлический расчет трубопровода

Расчет гидравлического сопротивления трубопровода производиться с целью определения потери давления в них при различных расходах теплоносителя.

Гидравлическое сопротивление трубы определяется потерями давления на трение, и потерей давления на преодоление местных сопротивлений, которые встречаются по пути движения потока нагреваемой среды в аппарате.

Марка стали трубопровода острого пара 15Х1М1Ф

Потери давления в трубе, МПа:

где, - потери давления на трение, Па

- потери давления на местные сопротивления, Па

Сопротивление на трение, Па:

где, - коэффициент сопротивления трения, кВт/м*К;

- общая длина трубы, принимаем равной 20 м;

- внутренний диаметр трубы, равен 0,4 м;

- плотность нагреваемого теплоносителя, равная 36,67 кг/м3 ;

- скорость нагреваемого теплоносителя, принимаем 40 м/с;

коэффициент шероховатости (для стали)

Местное сопротивление, Па:

Сумма местных сопротивлений



8. Регулирующая арматура

8.1 Запорная арматура

Запорные задвижки выпускаются на условные проходы от 100 до 600 мм. Гидравлическое сопротивление задвижек меньше, чем гидравлическое сопротивление клапанов, они менее удобны при ремонте и не обеспечивают столь высокую герметичность. Запорный орган задвижки выполняется в виде клиновидного затвора обычно с двумя самоустанавливающимися дисками (тарелками) и двух седел, вваренных в тело корпуса. Тарелки закрепляются в обойме при помощи двух тарелкодержателей.

В задвижках всех типов предусмотрено местное ручное управление при помощи маховика, насаженного втулку шпинделя или на валик приводной головки, либо маховичка у редуктора встроенного электропривода. При встроенном электроприводе ручное дистанционное управление невозможно. В других типах задвижек возможны как ручное дистанционное управление, так и электропривод (колонковый), соединяемые при помощи шарнирных муфт со втулкой шпинделя или с валиком приводной головки. Приводная головка может иметь цилиндрическую или коническую зубчатые передачи. Последняя удобна при остановке задвижки на вертикальном участке трубопровода.



Рисунок 5 - Задвижка запорная корпус; 2- шток; 3- цилиндрическая зубчатая передача; 4- штурвал; 5- шарнирная муфта к дистанционному приводу; 6- сальниковая набивка штока; 7- набивка уплотнения крышки; 8- бесфланцевая крышка, 9-клиновый затвор с тарелками, 10- седло

8.2 Обратный клапан

На рисунке изображен обратный клапан типа захлопки. Такие клапаны могут устанавливаться как на горизонтальных, так и на вертикальных участках трубопроводов. Обратный клапан-захлопка меньшим гидравлическим сопротивлением, чем клапан с поступательно перемещающейся тарелкой, однако для него требуется корпус специальной конструкции. Обратный клапан устанавливается на нагнетательных патрубках питательных насосов для предотвращения обратного тока воды. Клапан предохраняет также насос от запаривания при пуске, для чего из корпуса клапана имеется специальный отвод, к которому присоединяется линия рециркуляции, обеспечивающая минимальный расход воды через работающий насос при закрытой задвижке на нагнетании.

В обратных клапанах с большим проходным сечением Dу ?100 мм часто применяют принудительную посадку тарелки на седло при помощи пружины. Обратные клапаны на паропроводах отборов турбин имеют для закрытия принудительную посадку с автоматическим включением от системы защиты турбины (КОС).

Рисунок 6 - Горизонтальный обратный клапан с поступательно перемещающейся тарелкой корпус; 2- крышка; 3- пружина; 4- тарелка; 5- седло.

8.3 Регулирующая арматура

Регулирующая арматура предназначена для изменения и поддержания в трубопроводе, резервуаре или системы параметров среды и ее расхода и включает в себя регулирующие и дроссельные клапаны, редукционные установки, охладители пара, регуляторы уровня, конденсатоотводчики. Запорная арматура не может применяться в качестве регулирующей, а регулирующая не обеспечивает плотности в закрытом состоянии.

Регулирующая арматура ТЭС разнообразна по назначению, принципу действия и конструктивному выполнению. Регулирующие клапаны могут иметь возвратно-поступательное или вращательное движение золотника, могут быть одно- и двухседельными (разгруженными по давлению) односедельные клапаны с поступательным перемещением конического золотника при малом Dy называются игольчатыми.

В питательных узлах энергоблоков высоких и сверхвысоких параметров применяются регулирующие питательные клапаны шиберного типа.

На рисунке изображен регулирующий клапан поворотного типа. Дросселирование потока осуществляется за счет создания золотником клапана узких щелей в проточных сечениях седла, запрессованного в перемычку корпуса. На шпинделе золотника укреплен рычаг, служащий для управления клапаном от сервопривода автоматического регулятора.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 7 - клапан регулирующий поворотный корпус; 2- крышка; 3- винт; 4- золотник; 5- седло; 6- рычаг управления клапаном, 7- шпиндель золотника.

9. Дымовая труба

Дымовые трубы являются замыкающими элементами газовоздушного тракта и дымовые газы удаляются при сравнительно низких температурах (при 30-160 °С при сухих золоуловителях или без них и при 80--110°С при мокрых или комбинированных золоуловителях). В этих условиях агрессивные компоненты, содержащиеся в удаляемых газах, окислы серы, влага, неуловленная зола оказывают наибольшее влияние на ограждающие конструкции и вызывают их разрушение, что может привести к выходу из строя ТЭС или ее части. Поэтому основным требованием к внешним газоходам и дымовым трубам является высокая надежность их работы в течение всего срока эксплуатации ТЭС.

Назначением дымовой трубы является рассеивание содержащихся в дымовых газах токсичных веществ, с тем чтобы их концентрация на уровне дыхания не превышала предельно допустимых концентрацийций (ПДК), Максимальная разовая концентрация вредных веществ определяется по пробам, отобранным в течение 20 мин, среднесуточная -- за сутки. До поступления газов в дымовую трубу должны быть приняты все возможные меры для очистки газов от твердых золовых частиц и окислов серы, а также подавления образования окислов азота в процессе горения. Минимально допустимая высота дымовой трубы h, м, при которой обеспечивается значение см, равное ПДК, для нескольких дымовых труб одинаковой высоты при наличии фоновой загазованности бф от других источников вредности.

Дымовые трубы должны обеспечить требуемую надежность работы электростанции, разрежение в газоходах и отсутствие избыточных давлений в дымовой трубе, возможность проведения осмотров, планового и аварийного ремонтов, возможность применения индустриальных методов строительства и монтажа в минимальные сроки. Газоотводящий ствол должен противостоять воздействию температур и возникающих при этом напряжений, а также коррозии от воздействия агрессивных веществ, содержащихся в дымовых газах.

Оболочка дымовой трубы должна обеспечить высокую ее прочность как строительной высотной конструкции, подверженной воздействию ветровой нагрузки, собственного веса трубы, сейсмическим и метеорологическим воздействиям. В качестве оболочки для дымовых труб современных ТЭС получила исключительное применение конструкция из монолитного железобетона, как правило, конической формы с изменяющейся по высоте толщиной стенки и степенью армирования. Угол наклона образующих конуса к вертикальной оси может изменяться минимальный вверху и наибольший внизу. Верхняя часть трубы может на определенной части высоты выполняться цилиндрической формы. Внутренняя часть оболочек может быть либо гладкой, либо иметь уступы для укладки футеровки из кирпича. Оболочка опирается на железобетонный фундамент, который может иметь несколько вариантов выполнения сплошной, кольцевой и др.



9.1 Расчет дымовой трубы

Внутренний диаметр дымовой трубы, м, на выходе определяется как:

гдерасход дымовых газов через трубу, м3/с;

- скорость газов в выходном сечении трубы, принимаем м/с.

Тогда диаметр трубы

Высоту дымовой трубы Ндт выбираем из унифицированного ряда типоразмеров дымовых труб в зависимости от внутреннего диаметра на выходе из трубы: Ндт=100 м.

9.2 Аэродинамический расчет газоотводящего ствола

Исходные данные :

высота трубы h = 100 м,

внутренний диаметр выхода d0 = 5 м;

температура 140 С (р = 0,81 кг/),

средняя температура наиболее холодной пятидневки t = 10 °С,

летняя температура tв = 20 ° С ( = 1,20 кг/),

скорость дымовых газов в трубе составляет 25 м/c,

коэффициент равен 0,015.

Динамическое давление, Па:



Число Рихтера:

Таким образом в газоотводящем стволе возникнут избыточные статические давления. Находим =1,17 и М = 0,19г/с и определяем относительное максимальные статические давление.

Абсолютная величина , Па:

Ввиду недопустимости по условиям надежности работы трубы избыточных статических давлений предусматриваем установку в верхней части трубы диффузора, для которого :

Находим основные геометрические размеры (диаметр и длину диффузора).



9.3 Расчет оболочки дымовой трубы на прочность

Разобьем трубу по высоте на пояса шириной Н; = 20 м. Примем п= 1,4, с = 0,6, = 0,70 кПа, k=2,52 , M=84,3.

Определим вертикальную нагрузку отвеса части трубы, расположенной выше отметки 20 м. Объем футеровки 300 ,объем железобетона 560. Объемная масса для футеровки 1800 кг/, для железобетона 2500 кг/. Масса этой части трубы составит кг. Этой массе соответствует сила веса N = = 19 МН

Принимаем продольную арматуру -- пять проволок диаметром 0,02 м на участке периметра трубы 1 м. Тогда площадь арматуры составит

Относительная площадь при толщине бетона h = 0,475 м

Относительный эксцентриситет от ветровой и весовой нагрузок определяется по формуле

Напряжения, МПа, в бетоне сжатой зоны:



Напряжения, МПа, в арматуре:

Таким образом напряжения в бетоне и арматуре лежат в допустимых пределах.

Размещено на Allbest.ru

...