ГРЭС 1500 Мвт

Определение типоразмеров паропроводов. 10. Выбор схемы главных трубопроводов.

Определение диаметров трубопроводов. 11. Определение потребности ГРЭС в технической воде, выбор циркуляционных насосов. 12. Выбор оборудования конденсационной установки. 13. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы. 14. Выбор системы золоудаления и золоулавливания. 15. Выбор схемы водоподготовки. 16. Перечень средств автоматизации технологической защиты турбины. 17. Описание компоновки основного оборудования главного здания электростанции. 18.Мероприятия по охране труда и пожарной профилактике . 19.Мероприятия по охране окружающей среды. 20. Экономическая часть проекта: 21.Список используемой литературы. 1. Введение.

Краткая характеристика ГРЭС. Дипломный проект выполнен по теме «Проект тепловой части ГРЭС с подробной разработкой турбинного отделения котлотурбинного цеха.

Разрабатываемая станция установленной мощностью 1500 МВт, расположена в городе Красноярске . Источник водоснабжения прямоточная система с питанием из реки Енисей.

Потребителем мощности является единая электрическая сеть России. На станции установлено три энергоблока с турбинами К-500-240. Установленное годовое число часов использования установленной мощности 6800 часов. Вид топлива – Экибастузский каменный уголь марки СС. 2. Составление расчетной тепловой схемы электростанции.

Турбина К-500-240-2 Одновальная паровая конденсационная турбина К-500-240-2 номинальной мощностью 500 МВт состоит из однопоточных цилиндров высокого и среднего давления и двух двухпоточных цилиндров низкого давления (рис. 1,1). Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока, который монтируется на общем фундаменте с турбиной.

Параметры пара, поступающего на турбину: р=23,5 МПа (240 кгс/см²), =540 ° С, после промперегрева: р=3,81 МПа (38,8 кгс/см²), =540 ° С, давление в конденсаторах 3,9 кПа.

Частота вращения роторов 50 с-², направление вращения – по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника турбины в сторону генератора.

Турбоустановка К-500-240-2 снабжена развитой системой регенеративного подогрева питательной воды и всережимными питательными насосами с конденсационными турбинными приводами. Кроме отборов на регенерацию, обеспечивается отпуск пара на теплофикационную установку, состоящую из двух подогревателей сетевой воды, на подогрев воздуха, подаваемого в котел, а также на подогрев добавка в цикл химически обессоленной воды, подаваемой в конденсаторы.

Краткая характеристика тепловой схемы Тепловая схема ГРЭС устанавливает взаимосвязь основных агрегатов и аппаратов электростанции, при помощи которых осуществляются выработка электрической энергии.

Проектируемая тепловая схема предусматривает установку парогенератора с турбоустановкой К-500-240-2 ХТГЗ. Парогенератор вырабатывает перегретый пар дня турбины, который поступает в турбину сначала в часть высокого давления; отработав в ЦВД, пар подается промперегреватель парогенератора, после чего подается в часть среднего давления ЦСД. Пар отработавший в ЦСД по двум парам ресиверов направляется в цилиндры низкого давления. Далее пар выходит на подогрев питательной воды в регенеративные подогреватели Из ЧСД и ЧНД пар поступает на девять нерегулируемых отборов (регенеративные подогреватели) низкого давления, ПВД и в деаэратор.

Конденсат из подогревателей обычно большей частью сливается в предыдущий подогреватель с более низкой температурой, низким давлением (каскадный слив). Поступающая в парогенератор вода не должна содержать газов (О2 и СО2), могущих вызвать коррозию. Газы из воды удаляются как правило в термических деаэраторах, обогреваемых паром. Для этой цели в схеме установлены деаэратора с деаэрационными колонками ДСП-800, , они включены параллельно, и осуществляют нагрев конденсата до 164,2 ° С при давлении 0,7 МПа, установлены на высоте 28 м для подпора питательного насоса.

Деаэратор является одновременно ступенью нерегулируемого подогрева питательной воды. Из деаэратора питательная вода подается питательными насосами в. регенеративные подогреватели расположенные после питательного насоса, которые называются подогревателями высокого давления.

Конденсат турбины, подаваемый насосами через ПНД в охладитель эжектора, отсасывает воздух из конденсата (которому требуется вода как можно низкой температуры), а затем в охладитель выпоров из уплотнений турбины.

Суммарный подогрев конденсата в этих подогревателях бывает до 70 ° С. Для резервирования отборов турбины или для получения пара других параметров, а также для осуществления оперативного пуска и остановки турбины и котла, установлены редукционно-охладительные установки РОУ, в которых достигается необходимое снижение давления и температуры пара. 3.Расчет тепловой схемы при нормальном режиме.

Исходные данные: Прототип: турбина К-500-240-2 Начальные параметры пара и питательной воды: Р0 = 24 мПа, t 0=555 C , t пит. в 265 С. Давление пром. перегрева Рпп = 3,7 мПа.

Температура пром. перегрева t пп = 555 C Конечное давление Р2=Рк= 0,0035 мПа.

Удельный объем конденсата после конденсатора V к=39,48 . Температура конденсата на выходе из конденсатора t к = 26,692 C . КПД цилиндра высокого давления h oi цвд=0,93 КПД цилиндра низкого и среднего давления h oi цсд и цнд = 0,95 КПД генератора h ген=0,998, электомеханический КПД h мех=0,992 Проточная часть по отборам

Порядок построения ориентировочного рабочего процесса в турбине, следующий: 1) По заданному давлению Р0 и температуре t 0, по давлению и температуре промперегрева, Рпп и t пп, по давлению в конденсаторе Рк, с учетом значения КПД. 2) По известным Ро, Рпп, Рк, h oi , определятся значение энтальпии для каждой из этих точек. ho=3365, h2t=1865, h пп =3580, Определяем тепловой перепад проточной части турбины. Н0ад= h 0- h 2 t =3365-1865=1500 кжд/кг 3) Внутренний тепловой перепад турбины равен: Hi = h oi цвд * h oi цсд+цнд * H 0ад=1500 * 0,93 * 0,95= =1325,25 кДж/кг Оцениваем предварительно теплоперепад через первую регулирующую ступень h 0рс=100 кДж/кг.

Выбираем одновенечную регулирующую ступень. II Определение ориентировочного расхода пара. 1) Расход пара на турбину по предварительно заданному КПД .(без учета утечек пара через концевые уплотнения) D = N рэ * 10³ = 500000 = Н0т h oi h ген h мех 1500 0,88 0,992 0,998 = 382,6 кг/с; 1377 т/ч где h oi – относительный внутренний КПД турбоустановки равный h oi = h цвд h цсд+цнд 0,88 Расчет подогревателей. 1) Выбираем схему подогрева воды с включением смешивающего подогревателя – деаэратора, и схему перекачки дренажа подогревателей.

Распределим регенеративный подогрев с использованием пара из отборов турбины. Для этого определяем три базовых точки: а) в конденсаторе t к = f (Рк`) = 26,692 С; б) в деаэраторе t д = f ( P д) = f (7 бар) = 164,17; в) за последним по ходу воды подогревателем t п.в. = 265 С ; 2) В каждом подогревателе низкого давления (пнд) вода должна подогреваться на 20-30 С, в деаэраторе на 15-30 С, в подогревателе высокого давления (пвд) на 30-40 С. Равномерно распределим подогрев конденсата между пнд1 и деаэратором, приняв подогрев в основном эжекторе и охладителе пароуплотнения равной 5 С , температуру насыщения в деаэраторе t д.нас = 16,8 получим: t к = t эж + t п.в. = 26,69 + 23,2 = 31,69 С t пнд1 = 31,69 + 23,2 = 54,9 С t пнд2 = 54,9 + 23,2 = 78,1 С t пнд3 = 78,1 + 23,2 = 101,3 С t пнд4 = 101,3 + 23,2 = 124,5 С t пнд5 = 124,5 + 23,2 = 147,4 С деаэратор = t пнд5+ t д.нас = 147,4+16,8 =164,2 С 2) Определяем повышение температуры в пвд. t пвд= t п.в.- t д/ n = 265-164.2/3=33,6 С Где n - число подогревателей высокого давления. t пвд3=164,2+33,6= 197,8 ° С t пвд2= 197,8+33,6=231,4 ° С t пвд1=231,4+33,6=265 ° С 4) Определяем температуры насыщения пара в отборах, как сумму температуры за подогревателем и величины недогрева. (для пнд d tns =3 С, для пвд d t n s =5 С): Для пнд: tns 9 = t пнд9 + d tns =54,9 + 3 = 57,9 С tns 8= t пнд8+ d tns =78,1+3=81,1 С tns 7= t пнд7+ d tns =101,3+3=104,1 С tns 6= t пнд6+ d tns =124,5+3=127,5 С tns 5= t пнд5+ d tns =147,4+3=150,4 С для пвд: tns 3 = t пвд3 + d tns =197,8+5=202,8 С tns 2 = t пвд2 + d tns =231,4+5=236,4 С tns 1 = t пвд1 + d tns =265+5=270 С 5) По температурам насыщения из таблиц «Теплофизические свойства воды и водяного пара» уточним давление в отборах. Р9=0,18 бар Р8=0,49 бар Р7=1,16 бар Р6=2,49 бар Р5=4,75 бар Р4д=7 бар Р3=16,55 бар Р2=31,13бар Р1=55,05 бар Определяем долю расхода пара на отбор : a i=Gi/G a 1=27,1/382,6=0,0708 a 2=40,97/382,6=0,107 a 3=21,38/382,6=0,0558 a 4=9,4/382,6=0,0243 a 5=12,8/382,6=0,0331 a 6=12,3/382,6=0,0318 a 7=9,4/382,6=0,0243 a 8=3,58/382,6=0,009 a 9=7.7/382,6=0,019 a к примем исходя из условия, что расход в конденсатор составляет 0,674 S a i =1,04 3) На h - s диаграмме по известным данным отложим параметры отборов. h 01= 3010-2975=35 кДж/кг h 02=2930-2875=55 кДж/кг h 03=3360-3340=20 кДж/кг h 04=3240-3218=22 кДж/кг h 05=3040-3015=25 кДж/кг h 06=2910-2875=35 кДж/кг h 07=2790-2750=40 кДж/кг h 08=2675-2620=65 кДж/кг h 09=2430-2375=55 кДж/кг (Этот раздел (3) советую проверять) Определение размеров регулирующей ступени.

Диаметр регулирующей ступени определяется величиной теплового перепада, и отношением U / C 1 1)Тепловой перепад на регулирующую ступень выбирается для конденсационной турбины большой мощности h 0рс = 100 кДж/кг 1) Принимаем степень реакции. r = 0, 14 2) Определяем теплоперепад. h 0с = h0рс (1- r ) = 100 (1-0,1) = 86 кДж/кг 3) Определяем скорость пара на выходе из сопел. С1= 44,72 f h 0с = 44,72 0,94 86= 389,8м/с Где ~ =0,94 – скоростной коэффициент сопел 4) Принимаем отношение скоростей наивыгоднейшее для данной ступени. U /Сф = 0,45 5) Определяем окружную скорость U = С1 ( U /Сф) = 389,8 0,45= 175,4м/с 6) Определяем средний диаметр ступени d ср = 60 U/ p n = 60 219,2/3,14~3000 = 1,11 м . Где p =3,14 n = 3000 об./мин.

Определяем размер 1 не регулируемой ступени.

Задаемся рядом тепловых перепадов. Для активной ступени, примем тепоперепад ступени равным h0 = 60 кДж/кг. (для активной 30-60 кДж/кг), Степень реакции примем r = 0,2 1) Определяем скорость пара на выходе из сопел. С1= 44,72 f h 0.1. = 44,72 0,95 60 = 329,1м/с Где ф = 0,95 - скоростной коэффициент сопел; 2) Задаем отношение скоростей для 1 не регулируемой активной ступени. U/Сф = 0,45 3) Определяем окружную скорость 1 не регулируемой ступени. U = С1 (U/Сф) = 329,1 0,45 = 148,1м/с 4) Определяем средний диаметр 1 не регулируемой ступени d ср = 60 U/ p n = 60 148,2/3,14 3000 = 0,94 м . Где и =3,14 п = 3000 об./мин. 5) Определяем высоту сопловой решетки. L1=10³ Gчвд V1t/ p d ср m С1 t sin a 1 е Где Gчвд – расход пара на чвд, рваный 336 кг/с V1t - удельный объем пара в конце изоэнторпийного расширения в соплах, определяется из hs диаграммы. И равен 0,028 м'/кг С1t – Теоретическая скорость истечения пара из сопловой решетки. С1 t =44,724 h 0.1=346 м/с е – степень парциальности, принимается равным единице. a 1э – эффективный угол выхода потока из сопловой части.

Принимаем 12 ° . m - коэффициент расхода сопловой решетки 0,97 L 1=50 мм Высота рабочей решетки первой не регулируемой ступени. L2=L1+ D 1+ D 2 мм.

Значения D 1 – внутренней, D 2 – внешней перекыш принимаем из таблиц. D 1=1мм, D 2=2,5 мм L 2=53,5 мм.

Построим треугольники скоростей для 1 не регулируемой ступени.

Масштаб: в 1 мм – 5 м/с Построив входной треугольник, находим угол входа на рабочие лопатки b 1=23 ° , и W1=180 м/с. Для построения выходного треугольника, найдем выходной угол рабочих лопаток b 2= b 1-(2 ° 4 ° ), b 2=20 ° Располагаемый теплоперепад на рабочих лопатках: h 02= r h0=0,2 60=12 кДж/кг Найдем энергию торможения пара перед рабочими лопатками: hw1=hw1²/2000=180²/2000=16,2 кДж/кг Найдем полное теплопадение на рабочих лопатках: h02*=h02+hw1=12+16,2=28,2 кДж/кг Относительная скорость на выходе из рабочих лопаток. W2= 44,72 y h02=223 м/с где y =0,94 из полученных данных строим выходной треугольник. По треугольнику находим угол a 2=50 ° ; абсолютную скорость пара за ступенью С2=100м/с.

Полученные данные заносим в таблицу 1. Ориентировочный расчет последней ступени.

Определяем диаметр последней ступени, высоту сопловой и рабочей лопаток, и теплового перепада. 1) Диаметр последней ступени

Определим окружную скорость. Uz = dz p /60 = 2,39 3,14 3000/60 = 375,23 м/с где n – число оборотов турбины, n =3000 Угол выхода b 2 находим по формуле: b 2=arcsin C2z sin a 1z =36 ° W 2 z где a 1 z =33 ° W 2 z находим по треугольнику скоростей W 2 z =440 м/с масштаб: в 1мм 5м/с 3) Определим длину рабочей лопатки. L 2z=dz/ l =2,39/2,43=0,983 м. 4) Определяем скорость пара на выходе из сопел. С1=Uz (U/Сф) = 375,32 0,7 =263 м/с. Где (U/Сф) – нивыгоднейшее соотношение скоростей для последней ступени. Для реактивных ступеней принимаем 0,7. 5) Определим угол входа b 1 по треугольникам скоростей . b 1=40 ° 6) Определяем теплоперепад в соплах последней ступени. h0с=1/2000[(C1/ j )²- m с С2пр² ] кДж/кг Где j =0,95 m с для реактивной ступени равна единице. C2пр=0,75 С2 z = 240 0,75 = 180 м/с Подставив имеющиеся данные получим: h0с=22,1 кДж/кг 7) Определяем теплоперепад срабатываемый на рабочих лопатках. h0 л =1/2000 [ (W2/ y )²-W1 ] где y - скоростной коэффициент рабочих лопаток, y =0,95 W 1 находим по треугольнику скоростей, W 1= 210 м/с.

Подставив имеющиеся данные получим: h0л =85,2 кДж/кг 8) Определяем теплоперепад последней ступени. h0z=h0с+h0л= 22,1+85,2= 107,3 кДж/кг 9) Определяем степень реакции ступени: r =h0л/h0и=85,2/107,3=0,79. Таблица 1. 4. Определение показателей тепловой экономичности при номинальном режиме. 4.1 Определение удельного расхода пара. Мерой технического совершенства конденсационного турбоагрегата в первом приближении может служить удельный расход пара d 0 d 0= D 0 = 1500000 =3 кг/кВт * ч W э 500000 где D 0 расход пара на турбину в кг/ч; W э электрическая мощность турбоагрегата, в кВт/ч. 4.2 КПД ГРЭС. Общий КПД энергоблока составляется из четырех КПД. h с= h пг * h тр * h ту * h сн h ср КПД собственных нужд 0,95 где h пг – КПД парогенератора, h пг=0,9175 h тр – КПД транспорта тепла, h тр= 0,985 h ту – КПД турбоустановки равен: h ту= 3600 q ту где q ту – удельный расход тепла на турбоустановку q ту= Q ту =4164860000 = 8329,72 кДж/(кВт/ч) W э 500000 где Q ту расход тепла на турбоустановку Q ту= D 0( h 0- h п.в.)+ D пп( h пп``- h пп`)= = 1500000(3365-1156)+1252000(3580-2900)= =4164860000 кВт h ту= 3600 = 3600 =0,43 q ту 8329, тогда КПД энергоблока будет равен: h с=0,92 * 0,985 * 0,43 * 0,96= 0,37 Так как на проектируемой ГРЭС устанавливается три одинаковых энергоблока, то общий КПД ГРЭС будет равен КПД блока. 4.3 Определение удельного расхода условного топлива. удельный расход условного топлива (нетто) определяется по формуле: b у= 34,12 = 34,12 = 92,21г/МДж=332 г/кВт h с 0,37 5 . Определение максимального часового расхода условного топлива.

Максимальный часовой расход условного топлива будем считать по формуле. В max = n Q ка. max 4,19/10³ h ка Q раб. усл. Где n – число котлов; Q ка max - максимальный расход тепла на парогенератор; Q раб. усл – низшая теплота сгорания условного топлива 7000 ккал или 29330 кДж; h ка – КПД котлоагрегата; Ву. max = n 4562850000 4,19/10³= 510,т/ч 0,92 7000 Максимальный часовой расход натурального топлива будем считать по формуле В max = n Q ка. max 4,19/10³ h ка Q раб. нат. Где n – число котлов; Q ка max - максимальный расход тепла на парогенератор; Q раб. усл – низшая теплота сгорания натурального топлива (экибастузский каменный уголь марки СС) 4000 ккал или 16760 кДж; h ка – КПД котлоагрегата; Вн. max = n 4562850000 4,19/10³= 893,т/ч 0,92 4000 6.Выбор типа , единичной мощности и количество устанавливаемых котлов.

Краткая характеристика котла. 6.1 По данным задания, и характеристике устанавливаемой турбины, выбор котла произведем по рекомендации (л2; стр5). Выбираем прямоточный однокорпусный котел СКД типа П-57, котороый предназначен для сжигания углей Экибастузского месторождения. На проектируемой ГРЭС установим три котла данного типа, по одному на каждый энергоблок. 6.2 Расчет тепловой нагрузки парогенератора. Qка=D0(h0-hп.в.)+Dпп(hпп``-hпп`). где D0 - производительность парогенератора в кг/ч. D пп – расход вторичного пара. Qка= 1650000(3365-1156)+ 1350000 (3580-2900)= 4562850000 кВт. 6.2 Расход топлива подаваемого в топку. Вр= Q ка = 296726, кг/ч, или 296,7 т/ч Q р h ка 4,19 где Q р – низшая теплота сгорания топлива 4000 ккал (Экибастузский каменный уголь марки СС) h ка – КПД парогенератора.

Суточное потребление одного котла: Всут= 296,7 24= 7121,5 т.

Суточное потребление топлива электростанцией на три энергоблока: Вст. сут= 7121,5 3= 21364,3 т.

Месячное потребление: Вмес.= 21364,3 30= 640929 т. 6.3 Котел П-57 энергоблока 500 МВт Однокорпусный прямоточный паровой котел (моноблок) для сжигания экибастузских каменных углей, отличающимися многозольностью, абразивностью и тугоплавкостью золы, получил маркировку П-57 (Пп-1650-255). В связи с особыми свойствами золы компоновка агрегата выполнена ЗиО по Т -образной схеме с твердым шлакоудалением . Паропроизводительность котла 460 кг/с (1650 т/ч) давление пара 24,5 МПа, температура 545 ° С, расход вторичного пара 375 кг/с, температура промперегрева -545 ° С, температура' питательной воды 270 ° С, КПД- 91,75 %. Рабочая среда в котле движется двумя подъемными потоками. Зона максимальной теплоемкости вынесена в конвективный газоход.

Средняя массовая скорость в НРЧ -2000 кг/(м³с). Экраны из плавниковых труб, агрегат цельносварной с уравновешенной тягой.

Панели СРЧ, экранирующие боковые стены; на уровне выходного окна из топки образуют фестон.

Змеевики конвективных поверхностей перпендикулярны фронту, длиной в половину глубины конвективной шахты, поэтому все камеры трубных пакетов расположены на фронте и задней стене; пакеты опираются через стойки на пять балок. Все поверхности нагрева размещены симметрично относительно вертикальной оси котла, что облегчает регулирование параметров по потокам воздействием подачи вода - топливо: На растопочных режимах включают - рециркуляционные насосы ограниченной производительности.

Промперегреватель размещен по ходу газов после конвективного перегревателя высокого давления (КПВД) в зоне умеренных температур газов Тракт промперегревателя выполнен в четыре потока, которые направляются последовательно в паро-паровой теплообменник 1, конвективные поверхности первой 5 и второй 4 ступеней.

Регулирование промперегрева осуществляется изменением пропуска вторичного пара через ППТО. На котле установлено восемь углеразмольных мельниц, одна из них резервная, система пылеприготовления с прямым вдуванием. 24 горелки установлены в два яруса на боковых стенах топки.

Очистка стен топки осуществляется аппаратами ОПР-5, а устройства по очистке конвективных поверхностей отсутствуют в расчете на самоочистку за счет наличия в зоне экибастузских каменных углей песка. В конструкции котла воплощены прогрессивные идеи, в том числе: крупноблочное изготовление поверхностей нагрева (коэффициент блочности 78 %, число блоков - 3150 шт.), возможность выполнения.

Механизированного ремонта, автоматизация процессов регулирования в широком диапазоне нагрузок др.

Головные агрегаты показали высокую надежность и экономичность в работе, что позволило котлу П-57 присвоить Знак качества. В связи с повышением поставочной зольности экибастузского угля ЗиО провел дальнейшую модернизацию агрегата с изменением наименования П-57-3. (л3; стр…..) 6.4 Выбор системы пылеприготовления для котла П-57 Выбираем индивидуальную систему пылеприготовления с прямым вдуванием – с непосредственной подачей пыли в топку без промежуточного бункера пыли. Для экибастузского каменного угля, характерезующегося большим выходом летучих (30%), целесообразно применение молотковых мельниц.

Выбираем восемь молотковых мельниц типа ММТ –2000/2590/750, производительностью 44 т/ч, одна их которых резервная. рис. 6.2 индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами с газовой сушкой. 1 – короб горячего воздуха, 2 – мельница, 3 – присадка холдного воздуха, 4 – питатель сырого топлива, 5 – бункер сырого топлива; 6 – шибера; 7 – клапан мигалка; 8 – горелка; 9 – котел; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 14 короб вторичного воздуха; 15 – взрывные клапана; 16 – газоход; 17 – смеситель; 18 – устройство нисходящей сушки. 7. Выбор схемы топливного хозяйства ГРЭС на основном топливе.

Основным топливом проектируемой ГРЭС является экибастузский каменный уголь, марки СС. СХЕМА ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Топливно-транспортное хозяйство современных тепловых электростанций представляет собой комплекс сооружений, машин и механизмов, предназначенных для: 1) приема поступающих и отправки разгруженных железнодорожных маршрутов; 2) размораживания топлива в полувагонах перед разгрузкой, если поступает смерзшееся топливо; 3) разгрузки поступивших железнодорожных маршрутов; 4) внутристанционного транспорта топлива к бункерам парогенераторов или на склад; 5) хранения и выдачи топлива со склада; 6) дробления топлива до установленного нормами размера кусков; 7) распределения топлива по бункерам парогенераторов. Кроме того, в тракте топливоподачи устанавливают механизмы для улавливания и удаления металлических и древесных предметов из потока топлива с целью предохранения технологического оборудования от поломок, пробоотборные и проборазделочные установки, а также контрольно-измерительные приборы, измеряющие количество поступающего топлива.

Подъездные пути. Уголь на ГРЭС поставляется железнодорожным транспортом.

Подъездные пути эксплуатируются по договору с предприятием Министерства путей сообщения, (ЕТП) заключаемому на основании «Единого технологического процесса работы подъездных путей и станций примыкания».Норма простоя вагонов с углем под разгрузкой определяется в результате расчетов в ЕТП затрат времени на следующие операции: подачу маршрута с углем со станции примыкания на ГРЭС; взвешивание угля, разбивку маршрута на ставки и маневровые работы на ГРЭС; разгрузку вагонов с углем ; сбор порожняка иего возврат на станцию примыкания.

Топливо доставляется в четырехосных полувагонах грузоподъемностью 63 тонны. 7. 1 Размораживающие устройства.

Восстановление сыпучести смерзшегося в полувагонах топлива осуществляют разогревом его в размораживающих устройствах. Для проектируемой ГРЭС наиболее эффективным является пленочное оттаивание топлива от стенок полувагонов в размораживающем устройстве, с последующей разгрузкой их вагоноопрокидывателем. рис 7.2 На рисунке показано размораживающее устройство комбинированного типа.

Стенки полувагонов нагреваются от трубчатых излучателей обогреваемых паром и имеющих температуру поверхности 150 - 200 ° С. Кроме трубчатых излучателей в размораживающем устройстве установлены вентиляторы для циркуляции горячего воздуха.

Расчет вместимости размораживающего устройства. Вместимость определяется по формуле : n = B ( t р+ t м) где t р=1,5 ч и t м=0,5ч; В – Часовой q расход топлива эл.станцией т/ч; q – усредненная грузоподъемность полувагона т.

Размораживающее устройство – двухпутное, комбинированное. n = 877 (1,5+0,5) =28 вагонов. 63 Разгрузочные устройства с вагоноопокидывателям. Этот тип разгрузочного устройства применяют при поступлении на электростанции низкокачественного топлива с повышенной влажностью, низкой сыпучестью, склонного к смерзанию при низкой температуре.

Применять вагоноопрокидыватели экономически целесообразно на тепловых электростанциях с расходом топлива свыше 150 т/ч.

Разгрузочные устройства с вагопоопрокидывателями позволяют снизить количество эксплуатационного персонала, занятого на разгрузке, уменьшить длительность простоя железнодорожных полувагонов на территории ТЭС, разгружать большое количество топлива в минимально короткие сроки. На электростанциях с расходом топлива, от 400 до 1250 т/ч, как правило, устанавливают два вагоноопрокидывателя. На проектируемой ГРЭС установим два роторных вагоноопрокидывателя, которые разгружают полувагоны поворотом их вокруг продольной оси на 175 ° . (рис ) Роторные вагоноопрокидыватели требуют значительного заглубления подбункерного помещения. рис 7.3 МЕХАНИЗМЫ ВНУТРИСТАНЦИОННОГО ТРАНСПОРТА Транспорт твердого топлива от разгрузочных устройств до бункеров сырого топлива в главном корпусе, на склад и со склада осуществляется ленточными конвейерами.

Ленточные конвейеры могут быть следующих типов: стационарные и передвижные с движением ленты в одном направлении и с движением ленты попеременно в одном из двух направлений (реверсивные). Ленточные конвейеры имеют высокую производительность, являются надежным и экономичным механизмом непрерывного действия, ремонт и обслуживание которого сравнительно просты.

Конвейеры применяют горизонтальные, наклонные, горизонтально-наклонные. Угол наклона конвейеров с гладкой лентой принимается не более 18 ° для всех видов твердого топлива. В местах загрузки конвейера крупнокусковым топливом угол наклона конвейера ограничивается 12 – 15 ° для предотвращения скатывания крупных кусков. Через пересыпные короба топливо загружается на верхнюю рабочую ветвь ленты и транспортируется к месту разгрузки, которая происходит через концевые барабаны или осуществляется специальными разгрузочными устройствами в необходимых местах.

Основным элементом ленточного конвейера является бесконечная лента, огибающая два или несколько барабанов и поддерживаемая роликами.

Скорость движения ленты конвейера принимается от 2,0 до 2,5 м/с. рис 7.4 Для обеспечения надежности на электростанциях всегда устанавливают два параллельных конвейера.

Конвейеры устанавливаются в закрытых отапливаемых помещениях, включая галереи и эстакады.

Высота галерей (эстакад) в свету не ниже 2,2 м, ширина исходя из обеспечения прохода между конвейерами не менее 1000 мм и боковых проходов 700 мм. Через каждые 75 - 100 м предусматриваются переходные мостики через конвейеры.

Дробильные устройства. До поступления в мельницы парогенераторов топливо измельчается в молотковых дробилках до размеров кусков не более 15 мм, а при высокой влажности до 25 мм. Для станции с потреблением топлива в 877 т/ч, выберем две молотковых дробилки . М20 30, производительностью 1000 – 1250 т/ч. по одной на каждую нитку Топливные склады.

Топливные склады выполняются открытыми. Склад, организуемый для планового и долговременного хранения топлива в целях обеспечения электростанции топливом при длительных задержках в его доставке, называется резервным складом или резервной частью склада. Склад, организуемый для систематического выравнивания расхождения в количестве прибывающего на электростанцию топлива и подаваемого в данный момент в бункера котельной, называется расходным.

Резервные и расходные склады угля располагаются на территории электростанции поблизости от главного корпуса и могут совмещаться на одной площадке. В этом случае из-за нечеткой границы между ними значительная часть резервного склада переходит в разряд расходного. На таких совмещенных складах хранить топливо необходимо в соответствии с нормами, установленными для резервных складов.

Вместимость складов угля и сланцев принимается, как правило, равной 30-суточному расходу топлива. Если электростанция проектируется с учетом расширения, то должна предусматриваться и возможность расширения склада. Для определения емкости топливного склада рассчитаем месячный расход топлива при максимальной нагрузке.

Часовой расход топлива на проектируемой ГРЭС - 877 т, суточный – 21048 т, месячный - 631440 т. Для проектируемой ГРЭС выбираем кольцевой склад с поворотным штабелеукладчиком и роторным перегружателем. На рисунке показана компоновка такого склада емкостью 650000 т. угля. Из разгрузочного устройства ленточными конвейерами уголь подается к штабелеукладчику.

Поворотным штабелеукладчиком, на стреле которого установлены два конвейера: стационарный и передвижной реверсивный – топливо подается на склад. Склад в этом случае имеет форму кольца трапецеидального профиля. Со склада топливо выдается поворотным роторным перегружателем, мост которого вращается относительно той же вертикальной оси центральной колонны, что и штабелеукладчик.

Центральная вертикальная колонна и бетонное кольцо., ограничивающее внутренний диаметр штабеля, являются опорами, по которым происходит передвижение штабелеукладчика и роторного перегружателя.

Описанная механизация угольного склада позволяет полностью или частично автоматизировать складские операции с производительностью до 1800 – 2000 т/ч. 8 . Выбор оборудования схемы ГРЭС 8.1 РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ Регенеративная установка, предназначенная для подогрева поступающей в котел питательной воды паром из нерегулируемых отборов турбины, состоит из части низкого давления (от конденсатора до деаэратора) и части высокого давления (от деаэратора до котла). Основными элементами регенеративной установки в части низкого давления являются пять поверхностных подогревателей ПНД-1, ПНД-2, ПНД-З, ПНД-4, ПНД-5, находящихся по водяной стороне од напором конденсатных насосов. В части высокого давления для регенеративного подогрева питательной воды предназначены три поверхностных подогревателя ПВД-7, ПВД-8 и ПВД-9, находящихся по водяной стороне под напором питательных насосов. Вся регенеративная установка выполнена однониточной.

Характеристики регенеративных подогревателей, применяемых в турбоустановке, приведены табл. 8.1 (л2; стр 114) таблица 8.1

Выбираем деаэратор производства БКЗ с деаэрационной колонкой ДП-1600 производительностью по питательной воде 1600 т/ч, который осуществляют нагрев конденсата до 164,2 ° С и удаление из него неконденсирующихся газов.

Номинальное давление в деаэраторах 0,69 МПа (7,0 кгс/см²). Деаэратор установлен на отметке 28 м, что обеспечивает необходимый подпор давления на всосе бустерных насосов с запасом от вскипания 13 ° С. Питание деаэратора паром осуществляется из следующих источников: из IV отбора при эксплуатации блока с нагрузкой выше 0,7-0,75 максимальной; из III отбора в диапазоне нагрузок 0,5-0,7 минимальной; из коллектора собственных нужд при нагрузке ниже 0,5 максимальной ( в том числе в период пуска и после сброса нагрузки.) 8.3 Приводная турбина энергоблока.

Приводная турбина питательных насосов энергоблока 500 МВт с одновальным турбоагрегатом соединяется со стороны выхлопной части с зубчатой муфтой с валом питательного насоса, а со стороны переднего подшипника через одноступенчатый редуктор бустерным насосом.

Турбина питается паром из IV отбора главной турбины,. Энергоблок имеет по два турбонасоса с производительностью каждого, равной 50% полной при совместной работе Каждый из турбонасосов обеспечивает 60% полной нагрузки энергоблока по питательной воде.(л1;стр 166) Основные характеристики турбопитательного агрегата приведены в таблице 8.2 (л2;стр 12) таблица 8.2

Питательные насосы являются важнейшими из вспомогательных машин паротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды при максимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5%. При установке прямоточных парогенераторов необходимое давление воды на выходе из насоса рассчитывают по формуле: -6 Рн=Рпг+Рс.пг+Нн r н g 10+Рсн » Рпг 1,25 » 30Мпа Где Рпг Давление в котле 240 кгс/см² Нн – уровень от верхней точки трубной системы парогенератора до нуля- 53м. r н – плотность воды в напорном тракте кг/м³ Рс.пг – гидравлическое сопротивление котла, Рс.пг » 4 5 МПа r н – средняя плотность питательной воды в напорном тракте, Рсн – гидравлическое сопротивление ПВД, трубопроводов, арматуры и т.д. Блоки мощностью 500 мВт оснащаются двумя питательными насосами ПТН-950-350, производительностью 950 м³/ч, при давлении на напоре 34,4 мПа (350 кгс/см³) каждый из которых обеспечивает более 60% нагрузки блока по питательной воде. 9. Выбор схемы главных паропроводов Свежий пар из котла двумя паропроводами подводится в паровые коробки двух стопорных клапанов высокого давления . Определим тип и размеры паропровода: Внутренний диаметр паропровода свежего пара определяем по формуле:

Определение диаметра трубопровода.

Питательный трубопровод состоит из одной линии.

Определение диаметра трубопровода. d в = 0,595 D U/c, м, где Определяем диаметр питательного трубопровода: Dрасход среды –1650 т/ч сскорость среды – 5,5 м/с U-удельный объем среды – 0,0012452, ( t п.в 265 ° С;P 30 МПа)

Расчетный внутренний диаметр d в=363 мм., при давлении создаваемом питательным насосом Рраб=30 МПа, и температуре питательной воды t п.в.=265 ° С; округляя в большую сторону по таблице 16-7(л1; стр250) определяем наиболее подходящий тип трубопровода d в=400 мм.; D н s =530 65 марка стали 15ГС. Где D н – диаметр наружный; s – толщина стенки; 11. Определение потребности ГРЭС в технической воде, выбор циркуляционных насосов.

Прямоточные системы технического водоснабжения По условию задания, рассчитываемая ГРЭС имеет оборотную систему технического водоснабжения, с водозабором из реки Енисей.

Прямоточное водоснабжение – технически наиболее совершенная и, как правило, экономичная система водоснабжения, и позволяет получать более глубокий вакуум в конденсаторах турбин по сравнению с другими системами водоснабжения При прямоточной системе водоснабжения главный корпус электростанции размещают вблизи от берега реки.

Территория ГРЭС должна быть незатопляемой во время максимального уровня воды в реке. При значительных колебаниях этого уровня в течение года циркуляционные насосы обычно размещают в береговой насосной станции (рис.11.1). На крупных ТЭС применяют осевые насосы поворотно-лопастного типа с вертикальным валом. Они работают с подпором воды в 2 – 5 м, и их колеса размещаются ниже уровня воды (рис.11.2). Подача насосов может изменяться на работающем агрегате специальным устройством дистанционного поворота лопастей рабочего колеса (например, от – 7 до +4 угловых градусов). Перед поступлением в насосы вода освобождается от крупных плавающих или взвешенных предметов и механических решетках, очищаемых специальными решеткоочистными машинами. После «грубой» очистки вода проходит через тонкие вращающиеся сетки, представляющие собой вертикальную бесконечную ленту, огибающую барабаны сверху и снизу. Сетки снабжены промывным струйным устройством, автоматически включающимся при их загрязнении.

Расход технической воды на охлаждение конденсатора и прочих потребителей технической воды.

Таблица 11.1

Нагретая вода сливается по трубе из конденсаторов в колодец, в котором поддерживается необходимый ее уровень.

Сливной трубопровод погружают выходным сечением под уровень воды; труба заполняется водой и благодаря действию атмосферного давления на поверхность воды в колодце в трубе поддерживается столб воды высотой h сиф=7 8 м (с учетом гидравлического сопротивления и остаточного воздуха, в частности выделяемого из воды). Благодаря этому от насосов требуется подъем воды от уровня ее в реке, до уровня в сливном колодце на высоту h г не включая высоту подъема ее до верха конденсатора, если последняя не превышает высоты сифона.

Уровень воды можно обеспечить, выполняя в сливном канале порог; это позволяет отказаться от сливных колодцев.

Действие сифона основано на известном из физики явлении перетока жидкости (воды) из верхнего сосуда в нижний через изогнутую трубку, заполняемую водой, вытесняющей воздух, с коленом выше уровня воды в верхнем сосуде теоретически на величину атмосферного давления, равного 0,1 МПа. В нашем случае вода подается из нижнего сосуда (реки) в верхний (сливной колодец или канал) насосами., поднимающими ее на высоту h г равную разности уровней в сосудах (рис.11.2). При пуске системы, воздух из нее удаляют пусковыми эжекторами или вакуум-насосами. Общий напор насосов (давление, создаваемое насосом), МПа, составится в виде суммы: D Р= D Рг+ D Рк+ D Рс где D Рг ;= g h г – давление, необходимое для подъема воды на геометрическую высоту, , МПа; g » 9,81 кН/м³ » 0,01 МН/м³ – удельный вес воды; h г геодезическая высота подъема воды, равная разности отметок сечения в месте сброса и уровня в заборном устройстве, 3м; D Рг=0,01 3=0,03 D Рк – гидравлическое сопротивление конденсатора, равное 0,04 МПа; D Рс – гидравлическое сопротивление всасывающих и напорных трубопроводов с арматурой, » 0,01 МПа; D Р=0,03+0,04+0,01=0,08 МПа » 8 м.вод.ст Значения D Рг , и D Рс стремятся всемерно уменьшить, размещая электростанцию и машинный зал по возможности ближе к реке с минимальным превышением их над уровнями воды в ней.

Мощность, потребляемую насосами, МВт, определяют по формуле W н= V D Р/ h н где V – объемный секундный расход охлаждающей воды, м/с³; D Р – напор (давление), создаваемое насосом, МПа. W н=14,8 0,08/0,8 По справочнику по насосам выберем по два насоса ОП6-145 на один энергоблок. технические характеристики насоса: подача воды: 18710-36160 м³/ч напор: 8,1-4,4 м.вод.ст. частота вращения: 365 об/мин Максимальная мощность 338-796 кВт Каждый из насосов обеспечивает более 60% потребности блока в тех. воде. На проектируемой ГРЭС установим шесть циркуляционных насосов ОП6-145 , по два на каждый энергоблок.

Сливные каналы подогретой технической воды, закрытые на территории электростанции и открытые за ее пределами, сливают воду в реку через водосброс, обеспечивающий допустимую разность температур рис 11.1 рис 11.2 12. Выбор оборудования конденсационной установки.

Основные требования и обоснования выбора конденсатора. Среди основных требований, предъявляемых к современным конденсаторам, одними из главных являются обеспечение высоких теплотехнических показателей и удовлетворение эксплуатационных требований при высокой степени надежности оборудования с учетом блочности турбоустановки и сверхкритических параметров.

Решение вышеперечисленных требований, в свою очередь, должно основываться на оптимальных конструктивно-технологических показателях.

Высокие теплотехнические показатели конденсатора определяются главным образом эффективной работой его трубного пучка и характеризуются равномерной паровой нагрузкой различных участков трубного пучка; минимальным уровнем парового сопротивления; отсутствием переохлаждения конденсата; высокой степенью деаэрации конденсата с обеспечением в нем нормативных показателей по кислороду; оптимальными аэродинамическими условиями движения отработавшего пара из выхлопного патрубка ЦНД к трубному пучку конденсатора.

Особенности турбоустановки и эксплуата ционные требования обеспечиваются с наличием соответствующих устройств в конденсаторе, удовлетворяющих различным режимам работы блока; повышенной плотностью конденсатора по водяной стороне в условиях длительной эксплуатации; конструктивным решением по конденсационному устройству, исключающим останов блока при нарушении плотности как о водяной, так и по паровой стороне. В соответствии с количеством ЦНД в конденсационной установке приняты два конденсатора – по одному на каждый ЦНД. Конденсаторы являются однопоточными по воде, т. е. имеют по одному подводящему и сливному патрубку.

Определено это невозможностью компоновки на одном конденсаторе четырех (два подводящих и два сливных) циркуляционных водоводов сравнительно большого диаметра.

Применение однопоточных конденсаторов, в свою очередь, привело к их объединению по паровому пространству для предотвращения полной потери мощности блока при вынужденном отключении одного из конденсаторов.

Конденсаторы связаны с ЦНД переходными патрубками, между которыми установлены так называемые перепускные патрубки, объединяющие паровые пространства двух конденсаторов. В связи с тем, что в фундаменте турбоустановки между ЦНД установлена дополнительная колонна, подпирающая поперечную балку, связь по паровому пространству осуществляется двумя перепускными патрубками, площадь которых принята максимально возможной из условия их расположения в фундаменте и на переходном патрубке и составляет примерно 25%, площади выхлопа ЦНД. В соответствии. с этим при отключении одного конденсатора мощность блока должна быть снижена примерно на 50 – 40%. Проведенные испытания блока с одним отключенным конденсатором подтвердили возможность ра боты при мощности 60 – 70%. Перепускные патрубки конструктивно выполнены с системой компенсаторов, которая, с одной стороны, обеспечивает компенсацию температурных удлинений ЦНД от своих фикс-пунктов, а с другой – восприятие усилий от атмосферного давления на стенки переходного патрубка в зоне расположения компенсаторов.

Соединение переходного патрубка с турбиной и конденсатором осуществляется при помощи сварки, по этому для компенсации температурных удлинений выхлопного патрубка ЦНД от опорных лап, переходного патрубка и корпуса конденсатора последний устанавливается на пружинных опорах, которые, в свою очередь, устанавливаются а бетонные подушки фундамента турбоустановки. Для обеспечения нестационарных режимов работы блока (пуск и сброс нагрузки) предусмотрены специальные приемносбросные устройства, через которые осуществляется прием пара в конденсаторы, а также устройство для приема растопочной воды котлов. В днище конденсатора расположены конденсатосборники деаэрационного типа, предназначенные для сбора конденсата с одновременной дополнительной его деаэрацией. В конденсатосборнике поддерживается постоянный уровень конденсата, чем обеспечивается необходимый подпор на всасе конденатных насосов.

Емкость конденсатосборников выбрана из условия обеспечения указанного подпора исходя из времени срабатывания клапана рециркуляции и производительности конденсатных насосов.

Конденсаторы: Количество 2 Тип К-11520, поверхностные двухходовые по охлаждающей воде, с центральным отсосом воздуха, Поверхность охлаждения 2 * 11520 м² Количество охлаждающих трубок 2 * 14740 Длина трубок 9 м.

Сортамент трубок 28 * 1 мм, 28 * 2 мм Материал трубок сплав МНЖ-5-1 Расход охлаждающей воды 2 * 25740 м³/ч Гидравлическое сопротивление по водяной стороне. 39,2 кПа (4 м вод. столба) Конденсатные насосы I ступени : Расчетный напор в коллекторе конденсатного насоса первой ступени определяется по формуле: Ркн1= D Рбоу+ D Рэж+ D Ртр+ D Ркн2–Рк где D Рбоу – гидравлическое сопротивление обессоливающей установки, 0,6 МПа; D Рэж гидравлическое сопротивление эжекторной группы, 0,07 МПа; D Ртр - гидравлическое сопротивление трубопроводов, 0,05 МПа; D Ркн2 –необходимое давление на всасе конденсатного насоса второй ступени, 0,2 МПа; Рк – давление в конденсаторе 0,0035 МПа; Ркн1=0,6+0,07+0,05+0,2-0,0035= 0,916 » 92 м.вод.ст По литературе (л7; стр 369) выбираем конденсатный насос: количество: 2 ( 1 резервный) тип: КсВ-1600-90 производительность: 1600 м³/ч напор: 90 м вод. ст.

Конденсатные насосы II ступени : Напор конденсатных насосов второй ступени определяем следующим образом: Ркн2 » РдD Ркн2+ D Рпнд+ D Ррку + D Ргеод где Рд – давление в конденсаторе, 0,7 МПа; D Ркн2 – давление создаваемое конденсатным насосом первой ступени, 0,2 МПа; D Рпнд сопротивление теплообменников ПНД1 – 0,0 5978 МПа; ПНД2 – 0,06762 МПа; ПНД3 0,07938 ПНД4 – 0,0892; ПНД5 – 0,07938 МПа ; D Рпнд =0,376 МПа; Рск – общее гидравлическое сопротивление ПНД, трубопроводов с арматурой » 0,2 МПа - D Ргеод – геодезический подпор, определяется разницей в высотах места входа воды в конденсатный насос и уровнем установки деаэратора. 28м. вод.ст. » 0,28 МПа D Ррку – сопротивление регулирующего клапана уровня 0,4 МПа; Ркн2 » 0,7-0,2+0,376+0,2+0,28+0,4 » 1,756 МПа » 180 м.вод.ст По литературе ( ) выбираем конденсатный насос второго подъема: количество: 2 ( 1 резервный) тип: ЦН-1600-220 производительность: 1600 м³/ч напор: 220м вод. ст. 13. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы. Выбор тягодутьевых установок сводится к подбору машины, обеспечивающей производительность и давление, определенные при расчете воздушного и газового трактов, и потребляющей наименьшее количество электроэнергии при эксплуатации. Для расчета дутьевого вентилятора определим расход V дв=Вр V 0( a тD a тD a пл+ D a вп) ( t хв+273)/273 где V дв количество холодного воздуха засасываемого дутьевым вентилятором. Вр – расчетный расход топлива кг/с; V 0 – теоретическое количество воздуха м³/кг; a т– коэфф. избытка воздуха в топке; D a т – коэфф. присосов воздуха в топке; D a пл - коэфф. присосов воздуха в системе пылеприготовления; D a вп – коэфф. присосов воздуха в воздухоподогревателе; t взп – температура воздухоподогревателя t х.в= 30 ° С V дв=296000 4,42(1,2-0,7-0,04+0,25) (30+273)/273= =1030985 м³/ч Подача воздуха вентиляторами должна обеспечивать полную производительность парогенератора с запасом в 10% V дв.расч =1,1 V дв=1,1 674= 741,4 м³/с= 1134083 м³/ч Оснащаем парогенератор двумя дутьевыми вентиляторами, производительностью не менее 567048 м³/ч, один дутьевой вентилятор должен обеспечивать не менее половинной нагрузки парогенератора,. номограмме VII -86 (л4; стр. 249) выбираем центробежный дутьевой вентилятор ВДН-24 2- II у Выбор дымососов сводится к подбору машины, обеспечивающей производительность и давление, определенные при расчете воздушного и газового трактов, и потребляющей наименьшее количество электроэнергии при эксплуатации.

Расход газов (в м³/ч) рассчитывается по формуле: V д=Вр( V г.+ D a V 0) J д+273 273 где Вр – расчетный расход топлива кг/с; V 0 – теоретическое количество воздуха м³/кг; a т– коэфф. избытка; V г. объем продуктов горения на 1 кг топлива; D a - присос воздуха в газопроводах за воздухоподогревателем для котлов с электрофильтрами D a =0,1; V 0 – теоретическое количество воздуха м³/кг; V д=296000(479+01 4,42) 145+273 = 2371227 м³/ч 273 Подача дымовых газов дымососом должна обеспечивать полную производительность парогенератора с запасом в 10% V д.р=1,1 V д= 2608349,7 м³/ч Оснащаем парогенератор двумя осевыми дымососами, один дымосос должен обеспечивать не менее половинной нагрузки парогенератора производительность дымососа должна быть не менее, 1304174,85 м³/ч. По таблице ( ) выбираем осевой двухступенчатый дымосос ДОД – 43. характеристики дымососа ДОД – 43 : подача: 1335/1520 тыс. м³/ч Напор: 3500/4500 Па, КПД: 82,5% Число оборотов: 370 Потребляемая мощность: 1570/2500 кВт.

Расчет дымовой трубы.

Определение высоты дымовой трубы производим в такой последовательности: Определяем выброс золы: 6 Мзл=10 Вр/3600 (1- h зу/100) [ (1- q 4/100) Ар/100+ q 4/100 ] где Вр – расчетный часовой расход топлива всеми котлами работающими на одну трубу, т/ч; h зу – КПД золоуловителя 99%; q 4 – потеря теплоты от механического недожога = 1. Мзл=1000000 893/3600(1-99/100) [ (1-1/100) 38,1/100+1/100 ] = 960 г/с Определяется выброс SO 2 ; 6 М SO 2 =10 Вр /3600 S р /100 m SO 2 / m S где S р –содержание серы в рабочей массе топлива, 0,8%; m SO 2 , m S – молекулярная масса SO 2 и S , соотношение их равно 2. М SO 2 =1000000 893/3600 0,8/100 2= 3968,8 г/с Определяется выброс оксидов азота М NO 2 =0,034 b 1 k Вр Q р . н .(1-q 4 /100) b 3 Где b 1 – безразмерный поправочный коэффициент учитывающий качество топлива, 1,0; Вр расход натурального топлива 248 кг/с b 3 – коэффициент учитывающий конструкцию горелок 1,0; k - коэффициент характеризующий выход оксидов азота на 1т сожженного условного топлива, k =12 D /(200+ D н ) где D и D н действительная и номинальная паропроизводительность котла. » 10; Q р.н низшая теплота сгорания натурального топлива 16,760 МДж/кг М NO 2 = 0,034 1 10 248 16,760(1-1/100) 1=1399 г/с Определяется диаметр устья трубы

Примеси, заключающиеся в дымовых газах, загрязняя атмосферный воздух, оказывают при определенных концентрациях весьма вредное влияние на человеческий организм и растительный мир, а также увеличивают износ механизмов, интенсифицируют процессы коррозии металлов, разрушающе действуют на строительные конструкции зданий и сооружений. Для снижения количества выбросов золы в атмосферу, на проектируемой ГРЭС устанавливаются комбинированные золоуловители.

Комбинированные золоуловители При сжигании многозольных видов топлива на электростанциях большой мощности устанавливают двухступенчатую очистку дымовых газов от золы, комбинируя батарейные циклоны и электрофильтры,а также мокрые золоуловители и электрофильтры.

Суммарную степень очистки газов в двухступенчатом золоуловителе определяют по формуле = h '+ h `` (1 – h '), где h ' и h `` – соответственно степень очистки газов в 1-й и 2-й ступенях. Для блока 500 МВт, работающего на многозольном экибастузском угле, зола которого имеет высокое удельное электрическое сопротивление установка состоит из мокрого золоуловителя с трубой Вентури и четырехпольного электрофильтра. В первой ступени улавливалось 90% золы, содержащейся в дымовых газах, а также происходили их увлажнение и охлаждение до 75 – 80'С. Это способствовало снижению удельного электрического, сопротивления слоя золы и уменьшало вероятность образования обратной короны в электрофильтре. Общая степень очистки дымовых газов на этой установке составила 99,0 – 99,5%. Стоимость таких высокоэффективных золоуловителей достигает около 7% общих затрат на сооружение электростанции.

Золоудаление Система удаления и складирования золы и шлака современных крупных электрических станций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерные сооружения. Ее назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их за пределы территории электростанции, часто на значительное расстояние (до 10 км и больше), и организация их складирования на золошлакоотвалах. На проектируемой станции осуществлено гидравлическое золошлакоудаление.

Наиболее универсальной и экономичной является система гидрозолоудаления с багерными насосами, транспортирующими совместно золовую и шлаковую пульпу. В настоящее время для мощных электростанций осуществляют, как правило, эту систему гидрозолоудаления. На рисунке показана общая схема совместного гидравлического удаления золы и шлака багерными насосами.

Образующийся в топке парогенератора шлак поступает в шлакоудаляющее устройство 1, из которого удаляется в самотечный канал 2 системы гидрозолоудаления, в него подается также смывными устройствами 3 из бункеров 4 летучая зола, уловленная в золоуловителе. Из канала гидрозолошлаковая смесь (пульпа) поступает к багерным насосам 5, которые по стальным трубопроводам 6 перекачивают ее на золошлакоотвал. Перед поступлением к багерному насосу пульпа проходит через центральную дробилку 7 (если отсутствуют дробилки у шлакоудаляющих устройств под парогенераторами), где происходит измельчение шлака до кусков размером не более 25 – 30 мм, а затем через металлоуловитель 8. Осветленная вода поступает из отвала в отстойный бассейн, если осуществлена замкнутая (оборотная схема), либо в ближайший водоем, если водоснабжение системы гидрозолоудаления выполнено по разомкнутой (.прямой) схеме. . Для удаления шлака из топок парогенераторов большой паропроизводительности, образующегося в твердом состоянии, служат механизированные устройства непрерывного действия со шнековым транспортером (БКЗ и ЗиО). Шнековые транспортеры (рис. ) имеют ванну с наклонным лоткообразным дном.

Производительность этих транспортеров 4 – 8 т/ч.

Диаметр шнека 500 – 600 мм, длина 5 – 8 м, угол наклона 15 ° – 25 ° . Как правило, за шнеком, под шлаковой течкой располагают дробилки.