ДП.13.02.01.ЗТЭС-83.05.ПЗ	Лист
						74
Изм.	Лист	№ докум.	Подп.	Дата

С одержание

Введение 3

1 Выбор типа и количества турбин, энергетических и

водогрейных котлов. Проверка надежности работы станции 5

2 Основные данные по энергетическому котлу 8

3 Составление и описание принципиальной тепловой схемы 11

4 Выбор вспомогательного оборудования тепловой станции 15

5 Определение часового расхода топлива энергетических и

водогрейных котлов 23

6 Мазутное хозяйство станции 26

7 Газовое хозяйство станции 30

8 Расчет и выбор тягодутьевых машин 34

9 Расчет выбросов ТЭЦ в атмосферу 36

10 Мероприятия по технике безопасности и пожарной

профилактике при обслуживании сосудов работающих

под давлением 39

11 Мероприятия по охране окружающей среды на

проектируемой ТЭС 45

12 Специальная часть проекта 49

13 Экономическая часть проекта 58

Библиографический список 70

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 теплоэлектроцентралями 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 800 МВт расположена в городе Омске, на берегу реки Иртыш. Отопительная нагрузка: 4500 ГДж/ч на отопление и 1000 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; =555° C.

Максимальный расход пара при номинальных параметрах пара - 470т/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/см² (0,098МПа) и в нижнем отборе 0,35 кгс/см² (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 =13,7/560МПа/°C.

1.3 Выбор водогрейных котлов

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

Q = Q - = 2150-1140 = 1010 ГДж/ч,

П = , (1)

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, соответственно выбираем 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=1,3МПа.

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=678кДж/кг;

i_роу – энтальпия редуцированного и охлажденного пара при Р_роу=1,3МПа, 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

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

Таблица –1 технические характеристики котлоагрегата типа Е-500/13,8 ГМ

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

2.2 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.

На фронтовой стене камеры горения под углом к горизонтали расположены шесть прямоточных паромазутных горелок (по две горелки в каждом отсеке топочной камеры). Места ввода форсунки и запальника в горелку снабжены пневмозатворами для обеспечения безопасности при необходимости их замены в процессе работы котла.

Мощность горелки по газу 6133 нм³/ч, по мазуту 667кг/ч

Барабан котла имеет внутренний диаметр 1600 мм, толщина стенки 115мм (сталь 16ГНМА).

Вода из барабана 52 трубами диаметром 159, с толщиной стенки15мм поступает к четырём водоопускным стоякам диаметром 426, с толщиной стенки 36мм. От стояков выполнена разводка к нижним коллекторам экранов из труб диаметром 159, с толщиной стенки 15мм.

Схема испарения - двухступенчатая. Пароводяная смесь первой ступени испарения из фронтового, заднего, двухсветных и примыкающих к фронту боковых экранов поступает во внутребарабанные циклоны.

Во вторую ступень испарения включены блоки боковых экранов, примыкающие к задней стене топки и четыре выносных циклона диаметром 426, с толщиной стенки 36мм, расположенные попарно у боковых стен топочной камеры.

Отвод пароводяной смеси из экранов осуществляется трубами диаметром 133, с толщиной стенки 13мм (сталь20).

В состав пароперегревателя входят ограждающие экраны горизонтального, опускного и подъёмного газоходов, топочные ширмы и ширмоконвективные элементы опускного и подъёмного газоходов

Панели ограждающих экранов сварены из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5мм шагом 48мм. Материал – углеродистая сталь. Трубами фронтового экрана конвективной шахты образован под и потолок опускного газохода, а трубами заднего - под подъёмного газохода. Между опускным и подъёмным газоходами имеется разделительный экран.

В районе задней стены камеры охлаждения расположены12 вертикальных топочных ширм из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 и шагом 46мм. Материал труб – легированная сталь. Лобовая труба каждой ширмы защищена от излучения факела трубой диаметром 50, с толщиной стенки 5мм, включенной в задний экран топки

Ширмоконвективный пароперегреватель состоит из двух частей, расположенных соответственно в опускном и подъёмном газоходах. Каждая часть пароперегревателя набирается из секций. Секция представляет собой сочетание цельносварных вертикальных ширм и примыкающих к трубам ширм наклонных змеевиков, образующих двухрядные шахматные пучки. Секции располагаются в газоходе с размещением ширм параллельно боковым стенам.

Пароперегреватель опускного газохода выполнен из 12 секций с самостоятельными камерами в ширмах и конвективных частях и проходом через под и потолок в виде ширм. Пароперегреватель подъёмного газохода выполнен из 12 секций, в каждой из которых трубы ширм переходят в трубы конвективной части и вывод за пределы газохода осуществляется через под, причём каждая секция подвешена на двух водоохлаждаемых трубах.

Вершины гибов змеевиков, примыкающие к вершинам, привариваются к трубам ширм. Ширмоконвективные секции размещены на всей глубине так, что по фронту газохода имеется свободный коридор глубиной примерно 600мм для обслуживания, в то же время наклонные змеевики и вертикальные ширмы образуют ячейки треугольного профиля по всей глубине секции, чем обеспечивается свободный доступ для осмотра и ремонта каждой трубы поверхности нагрева

В каждой секции ширмовая часть выполнена из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5мм, а конвективная – из гладких труб диаметром 32, с толщиной стенки 5мм. Шаг 46мм. Материал труб – легированная сталь.

С целью поддержания заданной температуры острого пара предусмотрены два впрыска по ходу пара. Первый впрыск расположен за топочными ширмами (перед ширмами опускного газохода). Второй впрыск располагается перед ширмоконвективным пароперегревателем подъёмного газохода.

Так как котёл работает под наддувом, все проходы поверхностей нагрева через ограждающие поверхности уплотнены. Над опускным газоходом расположен уплотнительный «шатёр», места прохода труб и подвесок через который уплотнены сильфонами.

Для получения собственного конденсата на котле предусмотрены шесть конденсаторов, расположенных на потолочном перекрытии котла над конвективной шахтой.

Водяной экономайзер выполнен из труб диаметром 32, с толщиной стенки 4мм (сталь 20), расположенных в шахматном порядке в подъёмном газоходе над ширмоконвективным пароперегревателем. Змеевики расположены перпендикулярно фронту котла с поперечным шагом 95мм. Экономайзер состоит из двух частей по высоте. Верхняя часть подвешивается с помощью 24 подвесных труб диаметром 76, с толщиной стенки 6мм к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Нижняя часть подвешена с помощью 24 труб диаметром 32, с толщиной стенки 6мм, соединяющих верхние и нижние камеры водяного экономайзера.

Воздухоподогреватель - регенеративный, вращающийся, диаметром 8800мм - один на котёл, расположен за пределами здания котельной.

Обмуровка на котле отсутствует и вместо нее применена изоляция.

2.3 Перечень средств автоматизации и тепловых защит котла типа Е-500/13,8ГМ

Надежная, экономичная и безопасная работа котла может осуществляться только при наличии теплового контроля, автоматического регулирования и управления технологическими процессами, сигнализации и защиты оборудования.

Объем автоматизации принимается в соответствии с СНиП П-35-76 и требованиями завода – изготовителя. Для автоматизации применяются серийно выпускаемые приборы и регуляторы.

Общими задачами контроля и управления работой котла является обеспечение:

1. выработки в каждый данный момент необходимого количества пара при определенных иго параметрах – давлении и температуры;

2. экономичность сжигания топлива, рационального использования электроэнергии для собственных нужд установки и сведения потерь теплоты к минимуму;

3. надежности и безопасности, т.е. установления и сохранения нормальных условий работы каждого агрегата, исключающих возможность неполадок и аварий как собственно агрегата, так и вспомогательного оборудования.

На котле установлены следующие автоматические регуляторы:

• регулятор тепловой нагрузки и давления пара в магистрали, работающий по схеме задание – топливо;

• регулятор экономичности процесса горения, поддерживающий оптимальное значение кислорода в поворотной камере, работающий по схеме топливо – воздух;

• регулятор температуры перегретого пара, воздействующий на регулирующий клапан расхода воды пароохладитель;

• регулятор питания котла, поддерживающий средний уровень воды в барабане;

• регулятор качества котловой воды, воздействующий на регулирующий клапан на линии непрерывной продувки;

• регулятор разряжения (давления) в топке.

Автоматические защитные устройства обслуживающие тепловую часть ТЭС - называются технологическими и предназначены для предотвращения повреждения:

- повреждений оборудования при отклонения параметров;

- предотвращения развития аварий и ненормальных режимов работы.

Основные защиты, действующие на останов котла:

• при повышении уровня воды в барабане котла;

• при понижении уровня воды в барабане котла;

• при погасании факела в топке;

• при отключении двух дутьевых вентиляторов;

• при отключении дымососа;

• при понижении давления газа за регулирующим клапаном;

• при повышении давления газа за регулирующим клапаном;

• при понижении давления воздуха;

• при не воспламенении или погасании факела любой растопочной горелки (при растопке котла);

• ручной останов котла кнопкой.

Локальные защиты, действующие на снижение нагрузки или отключение отдельных узлов:

• защита по повышению температуры перегретого пара;

• защита по повышению давления в паросборной камере;

• аварийный сброс воды из барабана при перепитке до первого предела;

• прекращение подачи газа на горелку при понижении давления воздуха к горелке.