Минская ТЭЦ-3
Электроэнергетическая отрасль как важнейшая часть экономики Республики Беларусь, обеспечивающая производство электрической и тепловой энергии. Знакомство с этапами возведения Минской ТЭЦ-3. Характеристика логической схемы включения масляных насосов.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 01.01.2017 |
| Размер файла | 2,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
Электроэнергетическая отрасль важнейшая часть экономики Республики Беларусь, обеспечивающая производство электрической и тепловой энергии, поэтому установка нового и обновление действующего основного энергетического оборудования электростанций должны осуществляться с применением самых современных и эффективных энерготехнологий, которыми на сегодняшний день являются парогазовые установки (ПГУ).
Учитывая, что основным топливом в энергетике Беларуси является импортируемый природный газ, внедрение ПГУ особенно актуально, т.к. позволяет значительно снизить расход газа в энергосистеме, а также уменьшить затраты и сроки строительства новых источников энергоснабжения, снизить выбросы вредных веществ в окружающую среду.
Минская ТЭЦ-3 (МТЭЦ - 3) работает по тепловому графику нагрузок, обеспечивая теплоснабжение промышленного района г. Минска и социальной сферы, включая часть центра города. Станция имеет сложную тепловую схему, оборудование с различными параметрами пара и поперечными связями. Постоянная модернизация и реконструкция оборудования в сочетании с грамотной эксплуатацией позволяют уже более полувека поддерживать надежную и экономичную работу ТЭЦ.
Ввод в 2009 в эксплуатацию на Минской ТЭЦ-3 блока ПГУ-230 позволил получить экономию топливных ресурсов в энергосистеме порядка 73 500 т у.т. в год (около 65 млн. м3 природного газа), что является реальными действиями по выполнению государственной программы энергосбережения, утверждённой Президентом.
Существуют различные структурные схемы парогазовых установок. Блок ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 относится к бинарным ПГУ утилизационного типа. Такие установки, реализованные на базе мощных современных газовых турбин с котлами-утилизаторами, обеспечивают самую высокую эффективность выработки электроэнергии и наименьшее потребление топлива в сравнении с другими типами энергоустановок, сжигающих природный газ.
1.История предприятия
масляный электроэнергетический насос
Минская ТЭЦ-3 сооружалась в три этапа:
первый (первая и вторая очереди) в 50-х годах прошлого века с освоением электрической мощности 100 МВт и тепловой 550 МВт с группой оборудования 10,0 МПа, 510°С (4ЧПТ-25-90 + 5ЧЕ-230) с самостоятельными тепловыми выводами и выдачей электрической мощности от главного распределительного устройства (ГРУ) 10 кВ;
второй (третья и четвёртая очереди) в 60-х годах прошлого века с освоением электрической мощности 320 МВт и тепловой 1218 МВт с группой оборудования 14 МПа, 555°С (2ЧПТ-60-13 + 2хТ-100-13 + 4ЧЕ-420) и пиковыми водогрейными котлами, установленными в водогрейной котельной №1 (4хПТВМ-100), тепловыми выводами через закрытую коллекторную и блочной выдачей электрической мощности на открытое распределительное устройство (ОРУ) 110 кВ;
третий в 80-х годах прошлого века с пуском в эксплуатацию водогрейной котельной № 2 (3ЧКВГМ-180) тепловой мощностью 625 МВт и открытой коллекторной в северо-восточной части площадки с новыми тепловыми выводами.
Состояние основного действующего оборудования станции с определением предельно допустимого ресурса его работы потребовало проведения коренной реконструкции Минской ТЭЦ-3. Морально и физически устаревшее оборудование группы 10,0 МПа, 510°С, не отвечавшее современному уровню эффективности преобразования в электрическую и тепловую энергию энергии природного газа, который является основным видом топлива, в связи с техническим износом было демонтировано и выведено из работы.
Функциональное назначение Минской ТЭЦ-3 после реконструкции с заменой выбывающих мощностей первого этапа её строительства не изменяется. При этом решается и вторая цель реконструкции станции использование устанавливаемых на Минской ТЭЦ-3 ПГУ в базовой части графика отпуска тепла с водогрейной котельной №2.
Для замены демонтируемой части ТЭЦ была разработана парогазовая установка электрической мощностью 230 МВт и отпуском тепла с горячей сетевой водой (ПГУ-230). Проект энергоблока ПГУ-230 выполнен республиканскими унитарными предприятиями “БЕЛНИПИЭНЕРГОПРОМ” (генеральный проектировщик) и “БЕЛТЭИ” (разработка технологической схемы, энергобалансов, проектных энергетических характеристик и технико-экономических показателей, АСУ ТП энергоблока).
В состав энергоблока входят: газовая турбина GT13E2 фирмы “Alstom” с собственным генератором и дожимным компрессором топливного газа; двухконтурный котёл-утилизатор, спроектированный и изготовленный предприятием “SES ENERGYa.s.” (Словакия); паровая теплофикационная турбина Т-53/67-8,0 с двумя сетевыми подогревателями и собственным генератором, спроектированная и изготовленная ЗАО “УТЗ” (Россия); общеблочное вспомогательное оборудование.
Строительство и развитие ТЭЦ-3 в целом отражает основные этапы развития отечественной энергетики и, в частности, теплофикации. По мере её развития на ТЭЦ-3 устанавливалось более мощное и совершенное оборудование, совершенствовалась тепловая схема.
Сегодня ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 является самой экономичной энергетической установкой для выработки электроэнергии в Республике Беларусь.
2.Техническая характеристика МТЭЦ-3
Минская ТЭЦ-3 обеспечивает теплоснабжение примерно 25% потребителей города Минска, а также пароснабжение (паром 0,8-1,3 МПа) ряда крупных промышленных предприятий, в частности, МТЗ, МАЗ, МПЗ и ряда других предприятий с непрерывным циклом потребления пара. Обеспечение надежного пароснабжения многочисленных потребителей является ключевой задачей станции, поскольку эти потребители не имеют другого источника промышленного пара, кроме ТЭЦ. Кроме того, от насосных станций ТЭЦ, расположенных на Чижовском водохранилище осуществляется водоснабжение более 20 объектов промышленного узла, в том числе: МТЗ, МАЗ, котельная Шабаны и др. Проектная электрическая мощность МТЭЦ-3 420 МВт, проектный отпуск тепла горячей воды 1860 Гкал/ч, проектный отпуск пара 510 т/ч.
Согласно данным годового отчета филиала «Минская ТЭЦ-3» за 2012 г., установленная электрическая мощность станции составила 542 МВт (в т.ч. по очереди 14 МПа - 320 МВт, по энергоблоку ПГУ-230 - 222 МВт), отпуск тепла составил 2732 тыс. Гкал (по очереди 14 МПа - 1977 тыс. Гкал, по энергоблоку ПГУ-230 - 755 тыс. Гкал).
Основные сооружения ТЭЦ-3: главный корпус, пиковая котельная, топливное хозяйство, химводоочистка, масляное и мазутное хозяйство, объекты химводоснабжения, электрическая часть.
Главный корпус состоит из машинного зала, деаэраторной, котельной, дымососной.
На ТЭЦ установлено следующее основное оборудование:
1. Газотурбинная установка GT13E2, мощность 170 МВт;
2. Котёл-утилизатор “SES ENERGYa.s.”
3. Паротурбинная турбоустановка Т-53/67-8,0, мощность 53 МВт.
4. Турбоагрегаты ПТ-60-130/13, мощность 60 МВт, тепловая нагрузка 139 Гкал/ч; Т-100-130, мощность 100 МВт, тепловая нагрузка 169 Гкал/ч. Все турбоагрегаты модернизированы, в частности, уплотнительные подшипники генераторов с повышением давления охдаждающего водорода.
5. Котлы 420/140, паропроизводительность 420 т/ч, тепловая мощность 169 Гкал/ч. Все котлы модернизированы переведены с АШ на газо-мазутное топливо в 70-х годах.
6. Водогрейная котлы ПТВМ-100, мощность 100 Гкал/ч; КВГМ-180, мощность 180 Гкал/ч.
7. Силовые трансформаторы 110/10:
С1Т ТДНГ; 31,5 МВЧА;
С2Т ТРДНГ; 63,0 МВЧА;
С3Т ТДНГ; 20,0 МВЧА;
С5Т ТДГГ; 80/100; 80,0 МВЧА;
С6Т ТДГГ; 70/110; 70,0 МВЧА;
С7Т ТДЦ; 120/110; 120 МВЧА;
С8Т ТДЦ; 125/110; 125 МВЧА.
3.Технология производства тепла и электроэнергии на ТЭЦ
Теплоэлектроцентраль -- 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).
Для котлов очереди 14,0 МПа газ из магистральной сети газоснабжения, через газораспределительный пункт, подается к газомазутным горелкам. Сюда же непрерывно специальным дутьевым вентилятором подается горячий воздух, нагреваемый в регенеративном воздухоподогревателе. Горячий воздух смешивается с газом и смесь подается в топку - камеру, в которой происходит горение топлива. Вместо газа или одновременно с ним в горелках можно сжигать мазут, привозимый на ТЭЦ в цистернах и хранимый в специальных мазутных баках. При горении топлива образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела. Стены топки облицованы экранами - трубами, в которые подается питательная вода из экономайзера. Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель высокого давления (основной пароперегреватель), в котором повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свое основное тепло питательной воде, поступают на трубы экономайзера и в воздухоподогреватель, в которых они охлаждаются до температуры 140-160°С и направляются с помощью дымососа к дымовой трубе. Дымосос и дымовая труба создают разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, дымовая труба рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допуская их высокой концентрации в нижних слоях.
Полученный на выходе из котельной установки пар высоких параметров поступает по паропроводу к паровой турбине. Расширяясь в ней, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора, в обмотках которого образуется электрический ток. Трансформаторы повышают его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передают часть выработанной электроэнергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную - в энергетическую систему.
Пар, покидающий турбину, поступает в конденсатор теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает холодная вода, подаваемая циркуляционным насосом из специального охладительного устройства (градирни). Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом первого подъема подается в блочную обессоливающую установку, а из нее конденсатными насосами второго подъема - в систему регенеративного подогрева питательной воды. Эта система включает подогреватели низкого давления, деаэратор и подогреватели высокого давления. В подогревателе температура конденсата повышается за счет тепла пара, отбираемого из турбины.
В деаэраторе происходит деаэрация - удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость питательной воды для котла. Из деаэратора питательная вода питательным насосом, приводимым в действие электродвигателем (питательный электронасос - ПЭН), подается в экономайзер котла. Таким образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата.
Снабжение потребителей тепла осуществляется с помощью отборов пара из турбины подобно тому, как это делается для регенеративного подогрева питательной воды. Промышленный потребитель обычно использует пар непосредственно из отборов турбин. Для целей теплофикации пар из отопительных отборов турбины, расположенных на выходе из ЦНД, направляется в подогреватели сетевой воды (ПСВ), в трубках которых циркулирует сетевая (отопительная) вода, перекачиваемая сетевыми насосами. Подогреватели сетевой воды устанавливают на электростанции (обычно под турбиной). В сетевой график, когда требуется повышенная температура сетевой воды, ее после ПСВ направляют в пиковый водогрейный котел (ПВК).
Рассмотренная установка для производства электроэнергии называется станцией с поперечными связями. Все котлы ТЭЦ работают на один общий паропроводов (коллекторов пара), а из них питаются все турбины электростанции.
4.Структура цеха АСУ ТП
Схема
5.Блок ПГУ-230
Энергетический блок ПГУ-230 включает в себя парогазовую установку с двумя контурами давления пара, предназначенную для производства электроэнергии и тепла в базовом режиме работы. Основным топливом является природный газ.
В состав тепловой схемы ПГУ-230 входит следующее оборудование:
· одна газотурбинная установка типа GT13E2 производства ALSTOM с генератором типа 50WY21Z-095;
· один горизонтальный двух контурный барабанный котел-утилизатор типа HRSG/DP 01.1/производства фирмы SES ENERGY Словакия;
· одна паровая турбоустановка типа Т-53/67-8,0 ЗАО «Уральский турбинный завод» с генератором типа ТФ-80-2УЗ;
· вспомогательное общеблочное оборудование;
Тепловая схема блока ПГУ-230 ТЭЦ-3 позволяет эксплуатацию блока во всех режимах - пусковых, работы под нагрузкой, остановочных и аварийных. Тепловая схема ПГУ имеет необходимые вспомогательные оборудования и системы трубопроводов, обеспечивающие надежность основного оборудования и максимально допустимые скорости пуска, останова и изменения нагрузки.
Основные проектные технико-экономические показатели блока ПГУ-230: Установленная мощность - 222 МВТ
Тепловая мощность - 136 Гкал/ч
Выбросы NOx - 50 мг/м3
КПД блока - 53%
Плановые осмотры критических узлов без разборки - через 8 тыс.час.
Средние ремонты - после наработки 25-30 тыс./часов
Капитальные ремонты с разборкой ГТУ - после 48-50 тыс. часов
5.1 Газовая турбина
Газовая турбина представляет собой одновальный агрегат, с номинальной мощностью 168,6 МВт. На одном валу расположены турбина, воздушный компрессор и турбогенератор с воздушным охлаждением. Газовая турбина оборудована кольцевой камерой с EV-горелками. Компрессор имеет 21 ступень со стороны входа - вращающийся направляющий аппарат (ВНА). Начальная температура газов перед турбиной равна 1100оС в диапазоне нагрузки 70-100 %.
В этом диапазоне нагрузка регулируется изменением положения направляющего аппарата и регулирующим клапаном подачи топлива.
При снижении нагрузки ниже 70% ее величина регулируется уменьшением расхода топлива при полностью прикрытом направляющем аппарате на воздухе. Это обстоятельство вызывает снижение начальной температуры и как следствие экономичности турбины.
На входе в газовую турбину установлена комплексно воздухоочистительная установка(КВОУ). С целью устранения обледенения входных частей компрессора, которое возможно при определенных температурах и влажности воздуха предусмотрена рециркуляция нагреваемого в компрессоре воздуха с его подачей на вход по команде машиниста энергоблока.
При температурах наружного воздуха ниже -15оС газовая турбина по условиям ее безопасной работы автоматически останавливается, поэтому предусмотрен подогреватель для нагрева воздуха перед компрессором при низких температурах
Для обеспечения требуемого давления топливного газа перед турбиной используется дожимной компрессор. Для обеспечения допустимой температуры топливного газа перед камерой сгорания турбины (60оС) применяется охлаждающий теплообменник, устанавливаемый за дожимным компрессором.
Для обеспечения нормальной работы дожимного компрессора требуется подогрев топливного газа перед компрессором до температуры не ниже 20оС в установленном для этой цели газовом подогревателе.
Таблица 6.1.1.
|
Наименование показателя |
Значение |
|
|
Мощность генератора, МВт |
180 |
|
|
Температура газов за турбиной, 0С |
550 |
|
|
Температура газов перед турбиной, 0С |
1093 |
|
|
Производительность компрессора, м3/сек |
454 |
|
|
КПД турбины, % |
35,8 |
|
|
КПД компрессора, % |
87 |
|
|
Степень сжатия воздуха в компрессоре |
14,6 |
Технические показатели ГТУ приведены для условий окружающей среды согласно ISO 2314: Т = +15оС, относительная влажность = 60%, Р=1.013 бар.
Рис. B состав газотурбинной установки входят следующие основные узлы:
1- электрический генератор,
4- компрессор,
5- камера сгорания,
6- турбина.
Принципиальная тeплoвaя cxeмa ГТУ
1-электрогенератор, 4- компрессор, 5- кaмepаcгopaния,6- турбина.
Принцип действия ГТУ показан на рис.4. Воздух засасывается компрессором (4), сжимается и подается в камеру сгорания (5). Топливо подается в камеру сгорания, смешивается с воздухом и сжигается. Продукты сгорания поступают в турбину (6), где тепловая энергия продуктов сгорания преобразуется в механическую. Вращение от турбины передается на компрессор и электрогенератор (1). Отработавшие газы из турбины поступают в котел-утилизатор.
5.2 Котел-утилизатор
Котел-утилизатор состоит из 2-х контуров - высокого и низкого давлений. В каждом контуре имеются: экономайзер(водяной), испарительная часть, барабан и пароперегреватель. Циркуляция водяной смеси в испарительной части естественная - без насосов.
Пароперегреватель контура высокого давления выполнен двухступенчатым с впрыском.
В контур низкого давления включен газовый подогреватель конденсата (ГПК), в который поступает для подогрева конденсат паровой турбины.
После ГПК конденсат турбины направляется в деаэратор, питаемый греющим паром из барабана контура низкого давления котла. Из деаэратора вода подается в котел питательными насосами низкого и высокого давлений, оборудуемых регулируемым частотным электроприводом. Котел подвешен на балках, установленных на несущей конструкции котла. Отдельные поверхности нагрева собраны в блоки, так называемые «модули». В таком виде доставляются на стройку и устанавливаются. Каждая поверхность нагрева состоит из пяти модулей. Трубки поверхности нагрева установлены в трубных решетках. Камеры поверхностей нагрева находятся вне непосредственного потока продуктов сгорания. Чтобы продукты сгорания не протекали в области камер, это пространство уплотнено уплотнительными листами в горизонтальном и поперечном направлении. Трубопроводы, находящиеся в газоходе, приводом вода подается в котел питательными насосами низкого и высокого давлений, оборудуемых регулируемым частотным электроснащены компенсаторами, которые позволяют компенсировать аксиальные и радиальные перемещения трубопроводов. На входе канала отходящих продуктов сгорания (газохода) имеется матерчатый компенсатор. Входная часть канала прикреплена рамной конструкцией к газоходу. Таким образом, устраняется разность расширений между входным каналом и поверхностями нагрева.
Продукты сгорания из турбины подаются в котел-утилизатор через выхлопной диффузор турбины и входной диффузор котла. В котле-утилизаторе продукты сгорания передают тепло обогреваемым теплоносителям через отдельные поверхности нагрева котла. Первой поверхностью нагрева в направлении потока продуктов сгорания является пароперегреватель высокого давления (ВД), который состоит из двух ступеней. За ним установлен испаритель ВД и экономайзер ВД. Кроме того, здесь находятся поверхности нагрева пароперегревателя низкого давления (НД) и поверхность испарителя НД. В качестве последней поверхности нагрева котла за испарителем НД установлена поверхность газового подогревателя конденсата (ГПК).
Шумоглушитель установлен на выходе из котла утилизатора. Дымоходы котла, изолированные внутренней изоляцией, обеспечивают среднюю температуру наружной поверхности 55 оС при температуре в помещении 25 оС.
Регулирование температуры перегретого пара ВД осуществляется путем впрыска питательной воды за первой частью пароперегревателя ВД. Температура перегретого пара контура НД не регулируется.
Поверхности нагрева образованы оребренными трубками.
Поверхности нагрева установлены в канале из листового металла, укрепленного системой горизонтальных и вертикальных бандажей (ребер жесткости).
Таблица 6.2.1
|
Наименование показателей |
Значение |
||||
|
Нагрузка котла |
100 |
70 |
50 |
30 |
|
|
Нагрузка ГТУ, % |
100 |
70 |
50 |
30 |
|
|
Режим |
тепл. |
тепл. |
тепл. |
тепл. |
|
|
Контур высокого давления |
|||||
|
Паропроизводительность, т/ч |
212,5 |
194,1 |
148,3 |
104,2 |
|
|
Давление в барабане ВД (абс,), МПа |
7,98 |
7,36 |
5,63 |
3,53 |
|
|
Температура пара на выходе, оС |
490 |
490 |
466,9 |
386,1 |
|
|
Температура воды на входе в ЭВД1, оС |
146,0 |
146,3 |
147,1 |
148,4 |
|
|
5. Контур низкого давления |
|||||
|
Паропроизводительность, т/ч |
57,2 |
41,1 |
40,9 |
40,9 |
|
|
Давление в барабане НД (абс.), МПа |
0,76 |
0,65 |
0,54 |
0,44 |
|
|
Температура пара на выходе, оС |
208,0 |
204,4 |
197,4 |
190,2 |
|
|
Контур ГПК |
|||||
|
Температура конденсата на выходе из ГПК, оС |
На 150С ниже температуры насыщения в деаэраторе |
||||
|
Газовый тракт |
|||||
|
Температура газов на входе в котел, оС |
507,1 |
550,0 |
475,5 |
390,1 |
|
|
Тесмпература газов на выходе из котла, оС |
98,2 |
90,8 |
91,2 |
91,3 |
|
|
Расход газов через котел, кг/с |
557,6 |
425,7 |
417,5 |
416,1 |
5.3 Паровая турбина Т-53/67-8,0
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. ЦВД турбины двухкорпусный, имеет 15 ступеней. Ротор ЦВД цельнокованый. Все диски ротора откованы заодно с валом. ЦНД сварной конструкции, имеет 10 ступеней. Длина рабочих лопаток последней ступени 550 мм. Диски ротора низкого давления насадные.
Турбина имеет дроссельное парораспределение, пар ВД подается к блоку стопорно-регулирующих клапанов, затем пар по перепускным трубам поступает в ЦВД. Из ЦВД пар направляется в ЦНД. На трубопроводе подвода пара НД установлен стопорно-регулирующий клапан, предотвращающий заброс оборотов турбины при сбросе электрической нагрузки. В ЦНД организованы отопительные отборы пара за 21 и 23 ступенями. Регулирование давления отопительных отборов осуществляется с помощью регулирующей диафрагмы 24 ступени. Из ЦНД пар поступает в конденсатор поверхностного типа, присоединяемый к выхлопному патрубку турбины путем приварки при монтаже.
Регулируемые отопительные отборы пара - нижний и верхний - предназначены для ступенчатого подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях ПСГ-1 и ПСГ-2.
При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за ПСГ-2 (верхней ступенью подогрева). При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за ПСГ-1 (нижней ступенью подогрева).
Максимальная температура сетевой воды за ПСГ-2 примерно 123оС (при двухступенчатом подогреве).
Номинальным является режим работы турбины с номинальной электрической мощностью, номинальной отопительной нагрузкой, при номинальных параметрах контуров ВД и НД, расчетной температуре и номинальном расходе охлаждающей воды на входе в конденсатор, при работе турбоустановки со ступенчатым подогревом сетевой воды в сетевых подогревателях, при давлении в отборе на ПСГ-2, равном 0,098 МПа (1,0 кгс/см2).
Турбина может работать по тепловому графику с использованием теплоты пара, поступающего в конденсатор для подогрева сетевой или подпиточной воды, в том числе сырой, пропускаемой через встроенный пучок конденсатора. При этом тепловая нагрузка увеличивается до максимального значения.
В условиях ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 через встроенный пучок конденсатора пропускается только циркуляционная вода.
Расход пара, поступающего в конденсатор при закрытой диафрагме на номинальном режиме, не должен превышать 4 т/ч.
Максимальный расход пара в конденсатор на максимальном конденсационном режиме составляет 272 т/ч.
Турбина снабжена паровыми концевыми уплотнителями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении несколько выше атмосферного и температуре не менее 130оС из коллектора, давление в котором автоматически поддерживается электронным регулятором. Температура пара в коллекторе уплотнений (после дросселирования в регулирующем клапане) не должна превышать 250 оС.
Из последних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором уплотнений. Система маслоснабжения турбины обеспечивает маслом систему регулировании при давлении 1,37 МПа и систему смазки подшипников при давлении после маслоохладителей на уровне оси турбины 0,069-0,078 МПа.
Для охлаждения масла предусмотрено 6 маслоохладителей, встроенных в масляный бак. Конструкция маслоохладителей исключает возможность попадания масла в охлаждающую воду. Допускается возможность отключения каждого из маслоохладителей как по охлаждающей воде, так и по маслу для чистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не более 33 оС. Конденсационная установка включает в себя конденсатор, воздухоулавливающее устройство, конденсатные насосы, эжектор циркуляционной системы, эжектор расхолаживания, водяные фильтры и трубопроводы с необходимой арматурой.
Регенеративная установка включает в себя охладители основных эжекторов и эжектора уплотнений, сальниковый подогреватель, а также трубопроводы с необходимой арматурой.
Таблица 6.3.1
|
Наименование показателя |
Величина |
|
|
Параметры пара контура высокого давления: |
||
|
Давление, МПа (кгс/см2) |
7,7 (78,5) |
|
|
Температура, С |
488 |
|
|
Массовый расход пара, т/ч |
212,5 |
|
|
Параметры пара контура низкого давления: |
||
|
Давление, МПа (кгс/см2) |
0,7 (7,1) |
|
|
Температура, С |
208 |
|
|
Массовый расход пара, т/ч |
57,2 |
|
|
Температура охлаждающей воды, С |
20 |
|
|
Расчетное давление в конденсаторе, МПа (кгс/см2) |
0,0097 (0,099) |
5.4 Деаэратор ДП-300
Таблица 6.4.1. Технические данные деаэратора
|
Тип колонки |
ДП-300 |
|
|
Рабочее давление, МПа |
0,4 |
|
|
Производительность, т/ч |
300 |
|
|
Объем бака, м3 |
113 |
|
|
Рабочая температура, ОС |
144 |
|
|
Нагрев среды в аппарате при номинальной производительности, ОС |
10…40 |
|
|
Номинальная температура греющего пара в аппарате, ОС |
172,7 |
|
|
Диапазон нагрузок аппарата, % |
30…120 |
Деаэратор предназначен для:
· удаления растворенных в воде газов, главным образом, кислорода и свободной углекислоты, вызывающих коррозию трубопроводов и поверхностей нагрева котлов;
· создания рабочего резерва питательной воды;
· нагрева питательной воды в схеме блока.
Принцип действия термических деаэраторов основан на законах растворимости газов в жидкости: количество растворенного в жидкости газа уменьшается при повышении температуры жидкости и понижении парциального давления газа в пространстве над жидкостью. При кипении воды парциальное давление водяных паров практически равно общему давлению, т.е. пространство над водой заполнено одним лишь водяным паром. В этих условиях давление газов над водой практически равно нулю, и поэтому они интенсивно выделяются из воды. Для качественной деаэрации необходимо обеспечить отвод всех выделяющихся газов из деаэратора во избежание увеличения их парциального давления над водой. Смесь не сконденсировавшегося в деаэрационной колонке пара и газов отводится в выпар в верхней части деаэрационной колонки.
Деаэрационная колонка представляет собой вертикальный цилиндр, установленный на штуцере бака-аккумулятора. В колонке расположены одна под другой 4 блока дырчатых тарелок (противней). Вверху колонки расположено водораспределительное устройство.
В нижней части колонки имеются три парораспределительных устройства в виде труб с отверстиями. Вода поступает в верхнюю часть головки через водораспределительное устройство и тонкими струйками стекает в противни, на противнях струи еще больше размельчаются. Проходя тонкими струями через отсеки между тарелками вода подогревается вводимым в нижнюю часть головки греющим паром до температуры кипения. С нижнего противня вода стекает в бак аккумулятор. Пар через парораспределительное устройство подводится под середину противней, откуда пресекая дождевую завесу падающей воды, поднимется в верх и постепенно конденсируясь нагревает поступающую в деаэратор воду. Выделившийся при этом кислород и углекислота с частью пара через штуцер в верхней части головки поступает по трубопроводу в охладитель выпара деаэратора.
Деаэрированная вода собирается в баке-аккумуляторе, а из аккумулятора через две всасывающие линии, расположенные в нижней части бака-аккумулятора с обоих концов, для устранения застойных зон, поступает во всасывающий коллектор насосов. В деаэраторе предусмотрена двухступенчатая схема деаэрации. В качестве второй ступени деаэрации используется барботаж, для чего в водяное пространство бака-аккумулятора введена барботажная труба. При барботаже происходит дополнительное удаление растворенных в воде газов с пузырьками пара.
Деаэратор ДП-300 деаэрирует воду, поступающую для питания котла. На деаэратор во время работы подаются следующие потоки воды и пара:
· основной конденсат турбины;
· питательная вода рециркуляции ПЭН ВД;
· питательная вода рециркуляции ПЭН НД;
· питательная вода из линии предпусковой деаэрации;
· отсос пара от штоков клапанов турбины;
· выпар из расширителя непрерывной продувки ВД котла;
· конденсат из дренажного бака блока;
· конденсат из пускового устройства ПЭН ВД
· греющий пар в деаэратор поступает от одного из источников: от РОУ 1,3/0,6; из барабана низкого давления; из паропровода НД.
Аварийный перелив и опорожнение деаэратора ДП-300 направлены в БРД НД. Качественность работы деаэратора обеспечивается при:
· правильном распределении подачи пара на барботажное устройство и в колонку;
· симметричных подводах пара и воды;
· точного горизонтального положения тарелок;
· обеспечения выпара из расчета 2 кг/т воды.
Выпар деаэратора может направляться в атмосферу (при пуске) или на охладитель выпара.
При изменении режима работы установившееся состояние из-за большой аккумулирующей способности и меняющихся равновесных концентраций наступает после трехкратного обмена воды в баке.
Для защиты от повышения давления на деаэраторе установлены два пружинных предохранительных клапана. При работе деаэратора не должны превышаться критерии, указанные в табл.6.4.2.
Таблица 6.4.2. Предельные параметры работы деаэраторной установки
|
Наименование параметра |
Размерность |
Предел |
|
|
Максимальное допустимое давление в деаэраторе |
МПа |
0,44 |
|
|
Минимальный эксплуатационный уровень в баке аккумуляторе |
см |
220 |
|
|
Максимальный эксплуатационный уровень в баке аккумуляторе |
см |
250 |
|
|
Рабочая температура |
ОС |
144 |
|
|
Нагрев среды в аппарате при номинальной производительности |
ОС |
10-40 |
|
|
Номинальная температура греющего пара в аппарате |
ОС |
172,7 |
|
|
Диапазон нагрузок аппарата |
% |
30-120 |
6.Мероприятия по охране окружающей среды на МТЭЦ-3
Охрана окружающей среды включает в себя комплекс инженерно-технических, технологических и организационных мероприятий, направленных на защиту воздушного бассейна и рациональное использование водных ресурсов, предотвращение загрязнений рек и водоемов промышленными стоками.
Под охраной природы следует понимать следующий комплекс вопросов: охрана открытых водоемов и подземных источников, их рациональное использование; охрана воздушного бассейна и почвы от загрязнений промышленными выбросами; охрана зеленых насаждений, содержание территории и закрепленных за предприятием участков в чистоте и порядке; борьба с шумом и вибрацией; захоронение и утилизация отходов производства с соблюдением требований охраны природы, включая вывоз отходов и складирования их на территории ТЭЦ.
Основными задачами в области охраны водоемов и подземных источников, их рационального использования являются: предотвращение загрязнений открытых водоемов и подземных источников промливневыми и хозфекальными стоками; предотвращение загрязнений санитарно-защитных зон подземных источников водоснабжения и прилегающей территории отходами производства; контроль качества промышленных стоков; полный учет воды, расходуемой на производственные и бытовые нужды, нормирование расхода воды, создание схем с многократным повторным использованием воды и т.д.
В области охраны воздушного бассейна проводятся ряд мероприятий: снижение выбросов вредных веществ с дымовыми газами; систематический анализ данных о загрязнениях воздушного бассейна в зоне влияния ТЭЦ; разработка и внедрение мероприятий по сокращению вредных выбросов в атмосферу с дымовыми газами котлоагрегатов; выполнение мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при неблагоприятных метеоусловиях.
Немало проводится мероприятий в области охраны почвы и зеленых насаждений: благоустройство территории промплощадки и закрепленной прилегающей территории, увеличение количества зеленых насаждений и уход за ними; создание сети дорог с твердым покрытием; недопущение возникновения стихийных свалок, открытых складов материалов и загрязнений вредными веществами, которые могут смываться водой или разноситься ветром и загрязнять атмосферу, почву или водоемы.
На МТЭЦ-3 установлена автоматизированная система контроля выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферный воздух энергоблока(АСК), которая служит для непрерывных измерений с известной погрешностью концентраций и выбросов загрязняющих веществ и парниковых газов в атмосферный воздух и обеспечивает получение информации о фактических величинах выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (02, С02, СО, N0 и СН4) ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.
АСК предназначена для выполнения следующих задач:
· контроля за соблюдением нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ;
· оценки эффективности мероприятий по снижению вредного воздействия загрязняющих веществ на состояние атмосферного воздуха;
· учета выбросов загрязняющих веществ по результатам непрерывных измерений, подготовки отчетности.
7.Организация охраны труда и противопожарной профилактики на МТЭЦ- 3
1. На МТЭЦ-3 разработаны и применяются безопасные маршруты следования по территории предприятия к месту работы.
2. Нахождение на территории и в производственных помещениях предприятия лицам, не имеющих отношения к обслуживанию расположенного в них оборудования, без сопровождающих лиц запрещено.
3. В каждом цеху ведется “паспорт санитарно-технического состояния условий труда в цехе”.
4. Воздух рабочей зоны должен соответствовать ГОСТ 12.1.005-76
5. Допустимые нормы вибрации на рабочих местах не должны превышать значение указанных в ГОСТ 12.1.012-78
6. Уровни шумов на рабочих местах не должны превышать допустимых значений, указанных в ГОСТ 12.1.003-76
7. Кислота, щелочь, фосфат, реагенты и другие небезопасные химические составы, должны храниться в складских помещениях, со ответствующих требованию правил СНиП II-58-75
8. На территории и в рабочих помещениях должна соблюдаться чистота.
9. Обеспечение пожарной безопасности производиться в соответствии с действующими нормативными документами:
9.1. Обслуживающий персонал станции должен пройти обучение по пожарно-техническому минимуму;
9.2. Обслуживающий персонал станции должен быть проинструктирован выполнения правил пожарной безопасности и действий на случай возникновения пожара;
9.3. Со всеми рабочими проведены занятия по действиям на случай возникновения пожара и эвакуации людей в соответствии с разработанными планами эвакуации;
9.4. Во всех цехах должны быть созданы добровольные пожарные дружины;
9.5. Все помещения оборудуются средствами противопожарной защиты;
9.6. Первичные средства пожаротушения должны находиться в рабочем состоянии;
10. Запрещается:
10.1. Курение вне специальных отведенных мест;
10.2. Загромождать пути эвакуации;
10.3. Пользоваться открытым огнем в не специально отведенных мест;
10.4. Хранение ЛВЖ и ГЖ на рабочих местах сверх установленной нормы;
10.5. Загромождение подступов к первичным средствам пожаротушения;
10.6. Использование самодельных электронагревательных приборов;
11. При обнаружении аварии (прорыв газопровода, пожар, свищ в трубах поверхности нагрева, паропроводах, пожар, повреждение систем топливоподачи) необходимо срочно вывести рабочих с аварийного участка, оградить опасную зону, вывесить знаки безопасности, вызвать службы ликвидации.
12. В цехах без специальной защитной одежды находиться и работать запрещено.
13. Весь персонал должен пройти инструктаж по технике безопасности.
8. Индивидуальное задание
8.1 Система резервирования маслосистемы турбоагрегата
Объектом проектирования является система резервирования маслосистемы турбоагрегата. Принципиальная схема простейшей масляной системы показана на Рис. 9.1. Масляная система турбины состоит из масляного бака, маслоохладителей, масляных насосов и маслопроводов. Эта система снабжает маслом подшипники турбоагрегата и регулирование. Кроме того, маслосистема имеет ряд вспомогательных устройств указатели уровня масла, фильтры, реле давления, инжекторы, сливные и обратные клапаны и т. д.
Рис. 9.1. Принципиальная схема простейшей масляной системы турбоагрегата
На рисунке обозначено: 1 ? главный масляной насос; 2 ? пусковой масляный турбонасос; 3 ? редукционный клапан; 4 ? предохранительный клапан; 5 ? маслоохладитель; 6 ? обратный клапан; 7 ? турбина; 8 ? генератор;
9 ? ограничительный шайбы (диафрагмы).
Ввиду того что масло требуется не только для смазки, но н для регулирования, система смазки турбины сочетается с системой регулирования, образуя общую систему маслоснабжения. В настоящее время распространены две схемы маслоснабжения паровых турбин с зубчатым или винтовым масляным насосом и с центробежным масляным насосом.
Рабочей жидкостью в системе регулирования является масло. При пуске газовой турбины в эксплуатацию работает пусковой масляный насос 1. Для улучшения работы системы смазки и регулирования в схему включены инжекторы подпора 4 и 5. Гидравлические связи системы регулирования обеспечиваются путем изменения давления масла в пяти линиях в проточной системе основного регулирования, системах предельного регулирования, предельной защиты, регулирования приемистости (быстрого и соответствующего изменения мощности при изменении внешней нагрузки), регулирования пусковой турбины. В любую из линий масло поступает через дроссельные отверстия и сливается через отверстия с регулируемым сечением в устройствах, составляющих элементы схемы. Давления в линиях устанавливаются в зависимости от соотношения площадей подвода и слива масла.
Циркуляция масла в системе обеспечивается масляными насосами. Подавляющее большинство схем предусматривает установку двух насосов основного и вспомогательного. Основной насос обычно делают встроенным в машину с приводом от одного из валов. Вспомогательный насос служит для поддержания циркуляции в системе в периоды разгона или остановки машины, когда число оборотов основного насоса недостаточно для поддержания требуемого давления масла. В системах, обслуживающих турбины и крупные турбомашины устанавливают два вспомогательных насоса с электрическим и турбинным приводами.
Управление органами регулирования осуществляется обычно маслом при этом система регулирования объединяется с системой смазки. Принципиальная схема регулирования и смазки, т. е. схема маслоснабжения. Червячная передача, имеющая привод от главного вала турбины, приводит во вращение вертикальный вал, на котором расположены центробежный регулятор и главный масляный насос 1. Этот насос засасывает масло из масляного бака 2 и подает его под давлением 10--20 ат в масляную систему, из которой оно направляется в систему регулирования к золотнику сервомотора и к редуктору давления 3 системы смазки. Установка редуктора давления для масла, поступающего в систему смазки, связана с тем, что напор масляного насоса (10--20 ат) выбирается из условий привода сервомоторов регулирования
Наиболее ответственным моментом подготовки маслосистемы к пуску является проверка автоматики включения резерва и аварийной сигнализации. Это особенно касается турбоустановок с электрическим приводом главного масляного насоса. В схемах с масляным насосом на валу турбины автоматическое включение резервного и аварийного маслонасосов происходит по импульсу от падения давления масла в системе смазки. Опробование аварийных систем включения и сигнализации в таких системах производится при запущенном в работу пусковом маслонасосе путем закрытия вручную задвижки на нагнетании и снижением тем самым давления масла в напорных линиях смазки. Давления масла, при которых включается аварийная сигнализация, а также происходит последовательное включение резервного и аварийного маслонасосов, должны быть зафиксированы в специальном журнале.
Любая система регулирования должна поддерживать регулируемую величину с наименьшими отклонениями от заданного значения. На практике чаще всего требуемая точность работы может быть достигнута за счет повышения чувствительности регулятора к отклонениям регулируемой величины. Однако это может привести к возникновению колебаний в замкнутой системе автоматического регулирования и потере устойчивости.
9.2 Перечень объектов автоматизации
Объектом автоматизации является технологическое оборудование масляной системы. Логическая система маслосистемы предусматривает установку двух аварийных масляных насосов постоянного тока.
Регулирование сводится к поддержанию материального баланса защиты от понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников. Параметром, характеризующим материальный баланс, является избыточное давление на сливе в маслобак.В режиме реального времени алгоритм использует для расчетов входную информацию от первичных преобразователей, из базы данных сервера и формирует управляющие воздействия и записывает их в базу данных и формирует ведомость по регулируемым параметрам автоматически за каждую смену.
9.3 Структурная и функциональная схема системы управления
При разработке проекта автоматизации в первую очередь необходимо решить, с каких мест те или иные участки объекта будут управляться, где будут размещаться пункты управления, операторские помещения, какова должна быть взаимосвязь между ними, т.е. необходимо решить вопросы выбора структуры управления. Под структурой управления понимается совокупность частей автоматической системы, на которые она может быть разделена по определенному признаку, а также пути передачи воздействий между ними. Графическое изображение структуры управления называется структурной схемой.
Хотя исходные данные для выбора структуры управления и ее иерархии с той или иной степенью детализации оговариваются заказчиком при выдаче задания на проектирование, полная структура управления должна разрабатываться проектной opганизацией.
Выбор структуры управления объектом автоматизации оказывает существенное влияние на эффективность его работы, снижение относительной стоимости системы управления, ее надежности, ремонтоспособности и т.д.
Рис.9.3.1.Структурная схема системы управления защит маслосистемы
Рис. 9.3.2. Функциональная схема
8.4 Математическое моделирование системы управления
К автоматическим защитам турбогенератора относятся защиты:
· от увеличения частоты вращения ротора;
· сдвига ротора;
· ухудшения вакума в конденсаторе;
· понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников.
Рис. 9.4.1 Логическая схема включения масляных насосов
В нормальном режиме работы масло в систему смазки подшипников поступает под заданным избыточным давлением от системы гидравлического регулирования турбины.
На случай ее отказа предусматривается установка аварийных масляных насосов постоянного тока. Они могут включаться автоматически по сигналу специального реле давления при непридвиденном уменьшении давления в системе смазки ниже первого или второго установленного значения в соответствии с логической схемой.
При снижении давления масла в системе смазки ниже третьего установленного значения сигнал от реле давления через промежуточное реле воздействует на закрытие стопорного клапана перед турбиной и систему включения ее валоповоротного устройства.
Рис. 9.4.2 Алгоритм работы защиты
Список использованной литературы
1. БЕЛНИПИЭНЕРГОПРОМ Реконструкция Минской ТЭЦ-3 с заменой выбывающих мощностей очереди 10 МПа. Мн, 2004.-52 с.
2. Годовой отчет филиала Минская ТЭЦ-3 за 2015г.: ГПО "БЕЛЭНЕРГО" РУП "МИНСКЭНЕРГО" Минская ТЭЦ-3 - Мн.:2013.
3. Техническая документация на оборудование по эксплуатации газодожимной компрессорной станции блока ПГУ-230 ЭИ МТЭЦ-3 028.028.-2013: ГПО «БЕЛЭНЕРГО» РУП «МИНСКЭНЕРГО» филиал Минская ТЭЦ-3 - Мн.:2013.
4. Техническая документация на оборудование по эксплуатации газотурбинной установки GT13E2 энергоблока ПГУ-230 ЭИ МТЭЦ-3 028.048-2012: ГПО «БЕЛЭНЕРГО» РУП «МИНСКЭНЕРГО» филиал Минская ТЭЦ-3 - Мн.:2012.
5. Техническая документация на оборудование по эксплуатации системы газоснабжения парогазовой установки ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3, ГПО "БЕЛЭНЕРГО" РУП "МИНСКЭНЕРГО" Минская ТЭЦ-3- Мн.:2012.
6. Разработка технологической схемы блока, разработка, поставка и наладка АСУ ТП парогазовой установки в рамках реконструкции минской ТЭЦ-3 с заменой выбывающих мощностей очереди 10МПа (II очередь): НИИП РУП «БЕЛТЭИ».
7. Клюев А.С. и др. Проектирование систем автоматизации технологических процессов. - М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1990.
8. Плетнев П.Г. Автоматизированное технологических процессов и производств в теплоэнергетике. Учебное пособие для вузов.- М.: Издательский дом МЭИ, 2007.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Производство электрической и тепловой энергии. Гидравлические электрические станции. Использование альтернативных источников энергии. Распределение электрических нагрузок между электростанциями. Передача и потребление электрической и тепловой энергии.
учебное пособие [2,2 M], добавлен 19.04.2012Основы энергосбережения, энергетические ресурсы, выработка, преобразование, передача и использование различных видов энергии. Традиционные способы получения тепловой и электрической энергии. Структура производства и потребления электрической энергии.
реферат [27,7 K], добавлен 16.09.2010Потребление тепловой и электрической энергии. Характер изменения потребления энергии. Теплосодержание материальных потоков. Расход теплоты на отопление и на вентиляцию. Потери теплоты с дымовыми газам. Тепловой эквивалент электрической энергии.
реферат [104,8 K], добавлен 22.09.2010Роль электроэнергии в производственных процессах на современном этапе, метод ее производства. Общая схема электроэнергетики. Особенности главных типов электростанций: атомной, тепловой, гидро- и ветрогенераторы. Преимущества электрической энергии.
презентация [316,3 K], добавлен 22.12.2011Принципиальные тепловые схемы электростанции, способы ее расширения, схема питательных трубопроводов. Расчет тепловой схемы теплофикационного энергоблока. Схемы включения питательных насосов и приводных турбин. Расчет напора питательного насоса.
презентация [13,1 M], добавлен 08.02.2014Рассмотрение особенностей выбора типа золоулавливающих установок тепловой электрической станции. Характеристика инерционных золоуловителей, способы использования электрофильтров. Знакомство с принципом работы мокрого золоуловителя с коагулятором Вентури.
реферат [1,7 M], добавлен 07.07.2014Знакомство с этапами проектирования электрической части ТЭЦ-200 мвт. Анализ проблем выбора силовых трансформаторов. Рассмотрение способов ограничения токов короткого замыкания на шинах генераторного напряжения. Особенности составления электрической схемы.
курсовая работа [728,6 K], добавлен 08.12.2013Способы определения параметров дренажей. Знакомство с этапами расчета тепловой схемы и проточной части паровой турбины К-160-130. Анализ графика распределения теплоперепада, диаметра и характеристического коэффициента. Особенности силового многоугольника.
дипломная работа [481,0 K], добавлен 26.12.2016Современное состояние мировой энергетики. Направления энергетической политики Республики Беларусь. Оценка эффективности ввода ядерных энергоисточников в Беларуси. Экономия электрической, тепловой энергии в быту. Характеристика люминесцентных ламп.
контрольная работа [26,4 K], добавлен 18.10.2010Расчет потребности в тепловой и электрической энергии предприятия (цеха) на технологический процесс, определение расходов пара, условного и натурального топлива. Выявление экономии энергетических затрат при использовании вторичных тепловых энергоресурсов.
контрольная работа [294,7 K], добавлен 01.04.2011Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013Составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС. Определение параметров рабочего тела, расходов пара в отборах турбоагрегата, внутренней мощности и показателей тепловой экономичности и блока в целом. Мощность насосов конденсатно-питательного тракта.
курсовая работа [6,8 M], добавлен 14.12.2010Расчёт принципиальной схемы ТЭС. Распределение регенеративного подогрева по ступеням. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Схема включения, конструкция и принцип действия. Определение основных геометрических характеристик, тепловой схемы.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 02.10.2008Теплоэлектроцентраль как разновидность тепловой электростанции: знакомство с принципом работы, особенности строительства. Рассмотрение проблем выбора типа турбины и определения необходимых нагрузок. Общая характеристика принципиальной тепловой схемы.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 14.04.2014Планирование эксплуатационной деятельности ЖКХ. Краткая характеристика основных показателей плана по эксплуатации ЖКХ. Расчет эксплуатационных расходов на производство тепловой энергии. Технико-экономические показатели по котельной установке.
курсовая работа [82,8 K], добавлен 01.12.2007Составление тепловой схемы парогазового блока. Расчет газовой турбины и низконапорного парогенератора. Определение количества вредных выбросов и высоты дымовой трубы; разработка схемы газового хозяйства. Безопасность производства электрической энергии.
дипломная работа [923,2 K], добавлен 31.01.2013Ознакомление с предприятием по выработке тепловой и электрической энергии. Безопасность труда на энергопредприятиях; средства защиты человека от вредных производственных факторов. Изучение тепловой схемы установки, устройства паровых турбин и котлов.
курсовая работа [7,6 M], добавлен 04.02.2014Проектирование теплоэлектроцентрали: определение себестоимости электрической и тепловой энергии, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет тепловой схемы, составление баланса пара. Определение валового выброса вредных веществ в атмосферу.
дипломная работа [1000,1 K], добавлен 18.07.2011Определение структуры затрат на энергоресурсы и эксплуатацию котельной. Подбор циркуляционных насосов. Расчёт тепловой схемы котельной и определение диаметров трубопроводов. Построение графика отпуска тепловой энергии. Расчёт теплообменного аппарата.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.03.2017Получение энергии в виде ее электрической и тепловой форм. Обзор существующих электродных котлов. Исследование тепломеханической энергии в проточной части котла. Расчет коэффициента эффективности электродного котла. Компьютерное моделирование процесса.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 20.03.2017
