Компрессор

СОДЕРЖАНИЕ

 

	Введение	9
1.	Выбор типа и количества турбин, энергетических и водогрейных котлов. Проверка надежности работы станции.	10
2.	Основные данные по энергетическому котлу.	13
3.	Составление и описание принципиальной тепловой схемы.	17
4.	Выбор вспомогательного оборудования тепловой станции.	22
5.	Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов.	30
6.	Мазутное хозяйство станции.	33
7.	Газовое хозяйство станции	38
8.	Расчет и выбор тягодутьевых машин.	42
9.	Расчет выбросов ТЭЦ в атмосферу	45
10.	Мероприятия по технике безопасности и пожарной профилактике при обслуживании сосудов работающих под давлением.	48
11.	Мероприятия по охране окружающей среды на проектируемой ТЭС.	54
12.	Специальная часть проекта. Эксплуатация сетевых подогревателей.	58
13.	Экономическая часть	69
	Литература	78

 

Введение

 

Электроэнергетика является базовой  отраслью Российской экономики, обеспечивает как внутренние потребности народного  хозяйства и населения в электроэнергии, так и ее экспорт в страны СНГ и дальнего зарубежья.

В ноябре 2000 года Правительство Российской Федерации рассмотрело и одобрило "Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года".

Развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий экономического развития страны, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта 5-6% в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 3% в год.

Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу остаются тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 67-70%. При этом необходимо учитывать режимные факторы. Снижение удельного веса тепловых электростанций работающих на газе с эквивалентным увеличением удельного веса угольных ТЭС, характеризующиеся более низкой маневренностью, чем ТЭС на газе, неизбежно приведет к усложнению покрытия неравномерной части графика электрических нагрузок.

На выбор структуры и размещения объектов электроэнергетики в значительной степени влияют экологические проблемы. Анализируя современное состояние  и результаты природоохранной деятельности на объектах электроэнергетики, необходимо отметить существенное снижение масштабов выбросов и сбросов от тепловых электростанций, улучшение состояния природной среды в зоне воздействия ГЭС и повышение уровня безопасности атомных электростанций. При разработке стратегии развития электроэнергетики учитывались экологические ограничения, к которым относятся соблюдение как национальных природоохранных норм, так и требования международных соглашений в области охраны окружающей среды. Исходя из этого, в прогнозных исследованиях перспектив развития отрасли были рассмотрены три уровня экологических ограничений: локальный, региональный, глобальный.

При прогнозируемых уровнях электропотребления и намеченном развитии генерирующих мощностей потребность электроэнергетики в топливе возрастет с 277 в 2000 году до 456 миллион тон условного топлива в 2020 году. Наиболее быстрыми темпами (более чем в 2 раза за 20 лет) намечается увеличить потребление угля и его долю (с 31% в настоящее время до 41% в 2020 году).

Рост выработки электроэнергии обусловлен не только введением новых  мощностей, но и надежностью и бесперебойностью работы действующего оборудования. Тепловые электростанции с теплоэлектроцентрами  в настоящее время работают на высоких и сверхвысоких параметрах, растут единичные мощности агрегатов на ГЭС и ТЭЦ. Все это повышает требование к экономичности и надежности работы основных агрегатов электростанции.

Проектируемая станция  установленной  электрической мощностью 320 МВт расположена в городе Омске, на берегу реки Иртыш. Отопительная нагрузка: 1700 ГДж/ч на отопление и 450 ГДж/ч на горячее водоснабжение. Система технического водоснабжения – оборотная, источником которой является река Иртыш. Газоснабжение ТЭЦ осуществляется от газопровода Уренгой – Сургут – Омск.

Строительство новой ТЭЦ обусловлено  тем, что Омская энергосистема является дефицитной и поэтому потребность Омской области в электроэнергии на 70% обеспечивается за счет собственных источников Омский ТЭЦ и на 30% за счет перетоков из ОЭС Казахстана по трем ВЛ-50 кВт и ОЭС Сибири по связям 110-220 кВ.

 

 

1. ВЫБОР ТИПА И КОЛИЧЕСТВА ТУРБИН, ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ. ПРОВЕРКА НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ СТАНЦИИ.

 

1. Выбор типа и количества турбин

 

 По заданным тепловым нагрузкам  ТЭЦ необходима установка турбин  типа ПТ. Значениям номинальной и максимальной (установленной) электрической мощности ТЭЦ и требуемому давлению пара на производство соответствуют четыре турбины типа ПТ- 80/100-130/13. Турбина ПТ-80/100-130/13 рассчитана для работы свежим паром с параметрами

=1,275МПа. = C.

 Максимальный  расход пара при номинальных  параметрах пара - 470 т/ч.

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

 Суммарное  значение номинального производственного  отбора четырех турбин

=185*4=740 т/ч.

что больше заданной нагрузки в паре 1,275 МПа - 680 т/ч.

 Отопительные  отборы турбин должны покрывать  около половины расчетной суммарной нагрузки отоплений и горячего водоснабжения.

= 68*4,19*4 = 1140 ГДж/ч,

где - теплофикационный отбор турбины при номинальном режиме, Гкал/ч,

     n – количество турбин.

 

Доля отопительных отборов в  обеспечении суммарной расчетной  нагрузки отопления и горячего водоснабжения  ТЭЦ составляет

= = = 0,53.

 ВЫВОД: Турбины типа ПТ-80/100-130/13 в количестве четырех штук пригодны для установки на проектируемой станции.

 

 

2. Выбор энергетических котлов.

                                                                                                               

 Согласно  рекомендациям принимается блочная  схема. Паропроизводительность энергетического котла блока

= (1 + + ) = 470*(1+0,03+0,016) = 491,62 т/ч, где

= 470 т/ч; 

= 0,03 – запас по производительности;

= 0,016 – расход на собственные  нужды блока.

 По параметрам пара турбины  и виду топлива может быть  установлен котел типа Е-500-13,8 ГМ на начальные параметры пара P /t =13,7/560 МПа/ C.

 

 

 

1.3. Выбор водогрейных котлов;

 

 Выбор производиться по величине  пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление  и горячее водоснабжение.

Q = Q - = 2150-1140 = 1010 ГДж/ч,

П =

 В соответствии с ГОСТом 21563-82 изготовляются водогрейные котлы типов КВ-ГМ, КВ-Г, КВ-ТК, КВ-ТС.

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

П = = 2,41      3 котла.

 

Характеристика котла:

Теплопроизводительность , Гкал/ч 100/100

Рабочее давление, МПа  0,98-2,45

Температура воды , ^оС 

Пиковый режим 110/150

Основной режим 70/150

Температура уходящих газов, ^оС

Пиковый режим 180/144

Основной режим 180/138

Расход воды , т/ч  

Пиковый режим 2460/2460

Основной режим 1235/1235

Топливо, мазут, природный газ

 

 

1.4. Проверка  надежности работы станции.

 

 При включении  в работу всех водогрейных  котлов на отопительные отборы  турбин будет приходиться нагрузка

= Q - = 1505-1257 = 248 ГДж/ч;

Q = 0,7 * Q = 0,7 * 2150 = 1505 ГДж/ч;

= 3 * 100 * 4,19 = 1257 ГДж/ч.

Нагрузку 248 ГДж/ч (59,19 Гкал/ч) можно покрыть отопительным отбором одной турбины, остальные турбины могут работать с D_от=0.

По диаграмме  режимов турбины ПТ-80/100-130/13 при  N_э=80 МВт, D_п=185 т/ч и Q_от=248 ГДж/ч расход пара на турбину 450 т/ч; при N_э=80 МВт, D_п=185 т/ч и Q_от=0 ГДж/ч расход пара на турбину 420 т/ч.

Общая потребность в паре турбинного цеха равна

= 450+2*420=1290т/ч.

Располагаемая паропроизводительность трех оставшихся в работе энергетических котлов

= 500*3=1500т/ч.

Дефицит пара производственного  отбора составит

= 680-185*3=125т/ч.

Для резервирования производственных отборов турбин устанавливаются  РОУ по одной для данных параметров пара производительностью, равной максимальному  отбору наиболее крупной турбины.

На данной ТЭЦ  устанавливаются однотипные блоки. Максимальный производственный отбор турбины ПТ-80/100-130/13 – 300т/ч при P_п=1,3 МПа.

Выбираем РОУ  типа РОУ-IV-ВАЗ (ЧЗЭМ) с параметрами свежего пара 14/570 МПа/°С, редуцированного и охлажденного 1,0¸1,6/250 МПа/°С. Параметры охлаждающей воды 5,5/160 МПа/°С. Производительность – 150 т/ч (в номенклатуре заводов РОУ производительностью 300 т/ч отсутствует).

Принимается параллельная установка двух РОУ-IV-ВАЗ (ЧЗЭМ).

Необходимое количество свежего пара котлов

т/ч

где ,

i₀ – энтальпия свежего пара при Р₀=14 МПа, t₀=560 °С, i₀=3506 кДж/кг;

i_пв – энтальпия питательной воды при Р_пв=5,5 МПа, t_пв=160 °С, i_пв=678 кДж/кг;

i_роу – энтальпия редуцированного и охлажденного пара при Р_роу=1,3 МПа, t_роу=250 °С, i_роу=2932 кДж/кг.

Запас в свежем паре по паропроизводительности котлов в рассматриваемом режиме

=1500-1290=210 т/ч.

ВЫВОД: На ТЭЦ с заданными параметрами  к установке принимаются четыре блока котел-турбина Е-500-13,8 – ПТ-80/100-130/13, три водогрейных котла КВ-ГМ-100-150, две РОУ-IV-ВАЗ общей производительностью 300 т/ч.

 

 

2. ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ ПО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМУ КОТЛУ.

 

1. Основные технические характеристики котлоагрегата типа Е-500/13,8 ГМ

 

Таблица №1 раздел 2.1

 

Паропроизводительность, т/ч	500		Расчётный к.п.д (брутто),%
Давление Пара на выходе, МПа	13,8		при работе на мазуте	94,63
Температура, °С			при работе на газе	95,37
перегретого пара	560		Габаритные размеры, мм:
питательной воды	230		ширина по осям колонн	17000
уходящих газов:			глубина по осям колонн	13750
при работе на мазуте	131		верхняя отметка	24000
при работе на газе	112		Вес металлической части котла, т	1745

 

 

2.  Конструкция котла

 

Котельный агрегат типа Е-500/13,8ГМ предназначен для сжигания природного газа и высокосернистого мазута и работы в блоке с теплофикационной турбиной типа ПТ-80/100-130. Котёл рассчитан на работу под наддувом с низкими избытками воздуха. Котельный агрегат-барабанный, с естественной циркуляцией, однокорпусный, малогабаритный с вихревой топкой ЦКТИ, имеет трёхходовую компоновку поверхностей нагрева.

Топочная камера состоит из горизонтальной камеры горения и призматической камеры охлаждения

Два двухсветных экрана, расположенные параллельно боковым стенам, делят топочную камеру по высоте на три отсека, соединённые в нижней части между собой лазами в двухсветных экранах. Все экраны топки выполняются в виде газоплотных цельносварных панелей из плавниковых труб диаметром 50,с толщиной стенки 5 и шагом 70мм,а двухсветные экраны –из плавниковых труб диаметром 60, с толщиной стенки 6 и шагом 80мм. Металл труб –углеродистая сталь.