Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт (Омская область)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ ОМСКОЙ ОБЛАСТИ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ОМСКОЙ ОБЛАСТИ СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ОМСКИЙ ПРОМЫШЛЕННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

(БОУ ОО СПО ОПЭК)

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по специальности 140 101 «Тепловые электрические станции»

ТЕМА: Проект тепловой части ГРЭС мощностью 160 МВт

(Омская область)

Студента Новоселова Мария Павловна Омск, 2012

Исходные данные Установленная электрическая мощность станции 160 МВт.

Тепловые нагрузки:

Производственная — пар 1,3 Мпа: т/ч;

с возвратом конденсата 80% 600С.

Отопительная: отопление 1000 ГДж/ч;

Тип системы горячего водоснабжения закрытая Температурный график теплосети 150/70

Вид топлива газ (мазут) Система технического водоснабжения оборотная

Введение

Энергетика является одной из базовых отраслей экономики любой страны. В настоящее время трудно представить себе жизнь без электричества. Началом развития энергетики в России явился план «ГОЭЛРО». Минимальные мощности и скромные нагрузки сменяли все укрупняющиеся ТЭЦ, ГЭС, ГРЭС, АЭС. Рост выработки электрической и тепловой энергии обуславливается не только внедрением новых технологий и новых мощностей, но и надёжной и бесперебойной работой действующего оборудования.

В 80-е годы в энергетике России начали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись заметно медленнее, чем росло потребление электроэнергии. С 90-х годов, в период общеэкономического кризиса в России, объём потребления электроэнергии начал существенно снижаться, в то же время процесс обновления практически остановился. Нагрузка в те годы равнялась 160 тыс. МВт. В 1997 году она упала до 130 тыс. МВт. И только сейчас страна выходит на объём потребления 90-х годов.

На сегодняшний день потребление электроэнергии составляет 153 тыс. МВт, а в некоторых регионах её объём превысил максимум на десятки процентов. Это заставило повернуться к энергетике лицом и принимать безотлагательные меры к её оздоровлению.

7 июня 2006 года состоялось заседание Правительства по реформе энергетики. Определена стратегия развития отрасли на пять лет вперёд. РАО «ЕЭС» определяет её одним словом — инвестиции. Финансовый объём программы инвестиций в отрасль — 2 трлн. 400 млрд. рублей, её принятие означает мощный рывок в развитии электроэнергетики — по сути, это перевод базы отрасли на самые современные технологические принципы. Пятилетняя инвестиционная программа задаёт объём ввода в 2010 году по сравнению с 2005 годом. Три основные направления реформы, поддержанные Правительством: либерализация рынка энергии, привлечение частных инвестиций, государственная поддержка конкурентной монопольной части энергетики.

Основой энергетики России были и остаются тепловые станции. Они будут обеспечивать около 70% всей электроэнергии в стране. Тепловыми станциями отпускается более 34% всего тепла системы централизованного теплоснабжения.

Отсутствие в течение длительного периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности суточного и недельного электропотребления требуют уже в настоящее время масштабного привлечения действующих энергоблоков мощностью 150 — 1200 МВт с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем.

Проектируемая ТЭЦ установленной мощностью 160 МВт. будет расположена в Омской области за санитарной зоной и предназначена для обеспечения электропотребности предприятий Омской области и отпуска тепла в виде горячей воды на отопление и горячее водоснабжение.

Система горячего водоснабжения — закрытая. Основное оборудование станции — турбины типа ПТ-80/100−12,8−1,3 в блоке котлами Е-500−13,8−560 ГМН. На станции устанавливаются два — блока. Для работы в пиковом режиме предусмотрена установка двух водогрейных котлов КВ-ГМ-100−150.

Исходной водой для ТЭЦ служит вода поверхностного источника р. Иртыш. В качестве основного топлива будем использовать природный газ. Для обеспечения бесперебойного снабжения станции топливом проектируем подъездные железнодорожные пути. Мазут марки М100 поставляется в цистернах по железной дороге и служит в качестве растопочного топлива для котлов. Для рассеивания дымовых газов устанавливается дымовая труба.

1 Выбор основного оборудования станции

1.1 Выбор типа и количества турбин турбина котел электростанция По заданным тепловым нагрузкам ТЭЦ необходима установка турбин типа ПТ. Значениям номинальной (установленной) электрической мощности ТЭЦ и требуемому давлению пара на производство соответствуют две турбины типа ПТ-80/100−12,8−1,3 Турбина ПТ-80/100−12,8−1,3 рассчитана для работы свежим паром с параметрами = 12,75 МПа, = 555? 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 (68 Гкал/ч = 285 ГДж/ч) при давлениях в верхнем отборе 1 кгс/см2 (0,098 МПа) и в нижнем отборе 0,35 кгс/см2 (0,034 МПа).

Суммарное значение номинального производственного отбора двух турбин т/ч, (1)

что больше заданной нагрузки в паре 1,3 МПа — 300 т/ч.

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

= ГДж/ч, (2)

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

Вывод: турбины типа ПТ-80/100−12,8/1,3 в количестве двух штук пригодны для установки на проектируемой станции.

Основные параметры и конструкция турбины Мощность, МВт номинальная 80

максимальная 100

Начальные параметры пара, давление, Мпа 12,8

температура, °С 555

Тепловая нагрузка, ГДж/ч 284

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч номинальный 185

максимальный 300

Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах, МПа абс.

верхнем 0,049…0,245

нижнем 0,029…0,098

Давление производственного отбора, МПа абс. 1,28

Температура воды, ?С питательной 180

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч 8000

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный и два отопительных. Регулирование давление отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деэраторе и ПВД. К подогревателям пар поступает из отборов турбины.

Максимальная мощность турбины 100 МВт, получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диаграммой режимов.

Турбина ПТ-80/100−12,8−1,3 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления, вторая (между отопительными отборами) — две ступени давления, третья — регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления — цельнокованый. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска — насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120−2 соединяются жесткой муфтой.

Парораспределение турбины — сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону верхнего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

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

1.2 Выбор энергетических котлов, техническая характеристика и краткое описание конструкции котла Согласно рекомендациям принимается блочная схема. Паропроизводительность энергетического котла блока:

т/ч, (3)

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-500−13,8−560 ГМН (модель ТГМ-444) на начальные параметры пара P/t= 13,8/560 МПа/?C.

1.3 Выбор водогрейных котлов Выбор производится по величине пиковой нагрузки ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение:

Q = Q- = 1000 — 570 = 430 ГДж/ч, (4)

n =

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

n = = 1 котел.

Техническая характеристика котла КВ-ГМ-100−150

Теплопроизводительность, Гкал/ч 100

Рабочее давление, кгс/см2 10 — 50

Объём топочной камеры, м2 388

Площадь поверхности нагрева конвективных пучков, 2385

Расход воды, т/ч в пиковом режиме 2460

в основном режиме 1235

Температура уходящих газов, ?С в пиковом режиме 180

в основном режиме 180

КПД, %

в пиковом режиме при работе на газе. 2,5

в пиковом режиме при работе на мазуте 1,3

Гидравлическое сопротивление котла, кгс/ см2

в основном режиме 0,79

в пиковом режиме 1,65

Сопротивление газового тракта, кгс/ см2 120

Сопротивление воздушного тракта, включая горелку, кгс/ м2 310

1.4 Проверка надежности работы станции При включении в работу одного водогрейного котла на отопительные отборы оставшейся в работе турбины будет приходиться нагрузка

= Q- = 700 — 419 = 281 ГДж/ч; (5)

Q = 0,7? Q = 0,7? 1000 = 700 ГДж/ч;

= 1? 100? 4,19 = 419 ГДж/ч.

Нагрузку 281 ГДж/ч (67 Гкал/ч) можно покрыть отопительным отбором одной турбины.

По диаграмме режимов турбины ПТ-80/100−12,8−1,3 при =80 Мвт, = 185 т/ч, = 281 ГДж/ч (67 Гкал/ч).

Расход пара на турбину 460 т/ч.

Располагаемая паропроизводительность оставшегося в работе энергетического котла т/ч.

Запас пара в рассматриваемом режиме т/ч.

Дефицит пара производственного отбора составляет

т/ч, (6)

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-80/100−130−12,8/1,3−300 т/ч при = 1,3 МПа. Подбирается РОУ типа РОУ — IV — ВАЗ (ЧЗЭМ) с параметрами свежего пара 14/570 МПа/С, редуцированного и охлажденного 1,0 + 1,6 МПа /°С. Параметры охлаждённой воды 5,5/160 МПа/?С.

Производительность — 150 т/ч (в номенклатуре заводов РОУ производительностью 300 т/ч отсутствуют).

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

Вывод: На ТЭЦ с заданными нагрузками принимаются два блока котел-турбина Е-500−13,8−560 ГМН-ПТ 80/100−12,8/1,3, один водогрейный котел КВ-ГМ-100−150, две РОУ — IV -ВАЗ (ЧЗЭМ) общей производительностью 300 т/ч.

2 Основные данные по энергетическому котлу

2.1 Техническая характеристика Паропроизводительность, т/ч 500

Давление пара на выходе, МП 13,8

Температура,?С перегретого пара 560

питательной воды 230

Уходящих газов при работе на мазуте 131

при работе на газе 112

Габаритные размеры, мм:

ширина по осям колонн 17 000

глубина по осям колонн 13 750

верхняя отметка 24 000

Вес металлической части котла, т 1745

2.2 Конструкция котла Котельный агрегат типа Е-500−13,8−560 ГМН предназначен для сжигания природного газа и высокосернистого мазута и работы в блоке с теплофикационной турбиной типа ПТ-80−100−12,8/1,3. 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 70 мм, а двухсветные экраны — из плавниковых труб диаметром 60, с толщиной стенки 6 и шагом 80 мм. Металл труб — углеродистая сталь.

На фронтовой стене камеры горения под углом 120 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 5667 кг/ч.

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

Вода из барабана 52 трубами диаметром 159, с толщиной стенки 15 мм поступает к четырём водоопускным стоякам диаметром 426, с толщиной стенки 36 мм. От стояков выполнена разводка к нижним коллекторам экранов из труб диаметром 159, с толщиной стенки 15 мм 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 36 мм, расположенные попарно у боковых стен топочной камеры.

Отвод пароводяной смеси из экранов осуществляется трубами диаметром 133, с толщиной стенки 13 мм (сталь 20).

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 5 мм шагом 48 мм. 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 расположены 12 вертикальных топочных ширм из плавниковых труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 и шагом 46 мм. Материал труб — легированная сталь. Лобовая труба каждой ширмы защищена от излучения факела трубой диаметром 50, с толщиной стенки 5 мм, 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 600 мм 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 5 мм, а конвективная — из гладких труб диаметром 32, с толщиной стенки 5 мм, шаг 46 мм. 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 мм, с толщиной стенки 4 мм (сталь 20), расположенных в шахматном порядке в подъёмном газоходе над ширмоконвективным пароперегревателем. Змеевики расположены перпендикулярно фронту котла с поперечным шагом 95 мм. Экономайзер состоит из двух частей по высоте. Верхняя часть подвешивается с помощью 24 подвесных труб диаметром 76, с толщиной стенки 6 мм к металлоконструкциям потолочного перекрытия. Нижняя часть подвешена с помощью 24 труб диаметром 32, с толщиной стенки 6 мм, соединяющих верхние и нижние камеры водяного экономайзера.

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

Обмуровка на котле отсутствует и вместо нее применена изоляция, которая крепится на цельносварных панелях ограждающих топочную камеру горизонтальный газоход и конвективную шахту.

Очистка поверхностей нагрева отсутствует, что связано с особенностями работы котла с вихревой топкой.

Котёл снабжён необходимой арматурой, устройствами для отбора проб воды и пара, а также контрольно измерительными приборами.

Процессы питания котла, регулирования перегретого пара и горения автоматизированы. Предусмотрены средства тепловой защиты.

2.3 Средства автоматизации и тепловые защиты котла Е-500−13,8−560 ГМН Регуляторы:

— регулятор питания котла;

— регулятор непрерывной продувки;

— регулятор топлива при работе на газе;

— регулятор топлива при работе на мазуте;

— регулятор воздуха;

— регулятор наддува потолка;

— регулятор рециркуляции дымовых газов.

Защиты:

— от упуска воды;

— от перепитки котла водой;

— по понижению давления газа;

— по понижению давления мазута;

— по отключению ДВ;

— по отключению РВП;

— по погасанию факела;

— по повышению давления в топке;

— повышению давления воздуха к горелкам.

3 Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции

3.1 Описание схемы Энергоблок ТЭЦ состоит из барабанного котла Е-500−13,8−560 ГМН и паровой турбины ПТ-80/100 -12,8/1,3.

Турбоустановка ПТ-80/100−12,8/1,3 номинальной мощностью 80 МВт рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах:

— давление свежего пара перед стопорным клапаном — 13 МПа;

— температура свежего пара — 555 °C;

— количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор — 8000м3/ч при температуре на входе в конденсатор 20 °C;

— максимальный расход пара при номинальных параметрах — 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 (285 ГДж/ч) при давлениях в верхнем отборе 0,098 МПа и в нижнем отборе 0,034 МПа.

Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается в верхнем отборе — при включенных обоих теплофикационных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем теплофикационном отборе.

Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара для подогрева основного конденсата и питательной воды последовательно в четырех ПНД, деаэраторе и трех ПВД. Подогреватели высокого и низкого давления поверхностного типа. В установке предусматривается также использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений.

Пар на ПВД7 и ПВД6 отбирается из ЦВД, на ПВД5 и деаэратор — из регулируемого промышленного отбора ЦВД, на ПНД4 и ПНД1 — из нерегулируемого отбора ЦНД, а на ПНД3 и ПНД2 — из регулируемого верхнего и нижнего теплофикационных отборов.

Конденсат греющего пара из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Из ПНД4 конденсат греющего пара сливается в ПНД3 и затем в ПНД2, откуда конденсатным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД3 и ПНД2. Из ПНД1 конденсат греющего пара сливается в конденсатор, куда поступают также конденсат пара из охладителей эжекторов и сальникового подогревателя.

Тепло продувочной воды котла используется в расширителях непрерывной продувки. Пар с первой ступени направляется в деаэратор питательной воды, со второй ступени расширителя — на ПНД3.

Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях; для подогрева обратной сетевой воды до ее поступления в нижний сетевой подогреватель может быть использован встроенный теплофикационный пучок конденсатора. Насосы сетевой воды установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы 2-й ступени — после сетевых подогревателей, перед пиковым водогрейным котлом (ПВК) предназначенным для покрытия пиковой нагрузки.

Конденсат из верхнего сетевого подогревателя подается конденсатным насосом в линию основного конденсата между подогревателями ПНД4 и ПНД3, а из нижнего между подогревателями ПНД3 и ПНД2 Подпитка теплосети осуществляется деаэрированной водой с вакуумного деаэратора подпитки теплосети.

Характерным для турбин типа ПТ является необходимость обеспечить подогрев и деаэрацию добавочной воды, восполняющей потери конденсата с производства. Для этой цели в тепловой схеме турбоустановки предусматривается использование верхнего теплофикационного отбора для подогревателя добавочной воды в деаэраторе 0,12МПа, куда направляется обратный конденсат с производства, затем поток воды подается в линию основного конденсата между ПНД4 и ПНД3.

3.2 Определение давления пара в отопительных отборах

Рисунок 1

Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ на отопление и горячее водоснабжение

Гдж/ч.

Расход сетевой воды

т/ч, (7)

Количество воды через сетевой подогреватель одной турбоустановки

т/ч, где n — количество блоков, установленных на ТЭЦ.

Для турбинных установок ПТ 80/100−12,8/1,3 номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов составляет 285 ГДж/ч.

из формулы определяем, (8)

.

Подогрев сетевой воды в нижнем и верхнем сетевых подогревателях принимаем равным

.

Недогрев сетевой воды до температуры конденсата греющего пара обычно принимают .

Температура насыщения пара нижнего отбора

.

Температура насыщения пара верхнего отбора

.

По таблице определяем давление

Pво = 0,21 МПа

Pно = 0,096 МПа Таблица 1 — Характеристика отборов

Рисунок 2 — Принципиальная схема ТЭЦ

4 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

4.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

(выбирается без расчета): подогреватели системы регенерации, питательные насосы

4.1.1 Выбор подогревателей схемы регенерации Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. Подогреватели поверхностного типа поставляются в комплекте с турбиной. Каждый ПНД (подогреватель низкого давления) представляет собой поверхностный пароводяной подогреватель вертикального типа.

Каждый ПВД (подогреватель высокого давления) представляет собой поверхностный теплообменник со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.

Группа ПВД состоит из трех поверхностных подогревателей, рассчитанных на последовательную одновременную работу, типа ПВ-425−230−25−1 (ПВД-5), ПВ-425−230−50−1(ПВД-6), ПВ-475−230−50−1 (ПВД-7). Одним из важных элементов конструкции ПВД является фланцевое соединение корпуса. При эксплуатации ПВД необходимо строго придерживаться скорости подогрева парового пространства ПВД, не допускать работу ПВД без уровня, следить за качеством и наличием тепловой изоляции на фланцевом разъеме ПВД.

С целью исключения разнотемпературного режима работы верхнего и нижнего фланцев, необходимо поддерживать уровень ПВД 150 — 350 мм.

Вакуумный охладитель (ПС-50) служит для отсоса пара из крайних камер концевых лабиринтов всех уплотнений турбины. Охладитель оборудован эжектором, поддерживающим давление в нем 0,95 — 0,97 ата. Рабочим паром эжектора служит пар из уравнителей ДВД или пар производственного отбора.

Охладитель отсоса пара с уплотнений служит для отсоса из промежуточных камер уплотнений. В зависимости от температуры и расхода конденсата на входе в охладитель, давление пара в нем поддерживается 0,3 — 0,7 ата.

Таблица 2 — Характеристика подогревателей

В комплекте с регенеративными подогревателями поставляются дренажные насосы ПНД, в количестве 2 штук: типа КС 80−155, подача насоса 0,0222 куб.м., напор 155 м, давление на входе в насос 0,980 МПа.

4.1.2 Выбор питательных насосов Для электростанций с блочными схемами подача питательных насосов определяется максимальными расходами питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%.

На блоках с давлением пара 13 МПа на каждый блок устанавливается один питательный насос подачей 100%, на складе предусматривается один резервный насос для всей электростанции.

Питательные насосы поставляются в комплекте с турбиной 5.

Питательный электронасос ПЭ-580−185/200 центробежный, горизонтальный с одиннадцатью ступенями, двухкорпусного исполнения с внутренним корпусом секционного типа, с отбором от третей ступени, предназначен для питания котлов питательной водой.

Маслоснабжение подшипников производится маслостанцией, состоящей из маслобака, двух маслонасосов, двух масляных фильтров, маслоохладителя, трубопроводов и арматуры. В системе маслоснабжения ПЭНов применяется масло ТП-22.

ПЭН снабжен защитами и блокировками.

Таблица 3 — Технические характеристики ПЭН

4.2 Выбор расширителей (сепараторов) непрерывной продувки (РНП) Расширители (сепараторы) непрерывной продувки служат для использования теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тепла в тепловую схему ТЭС. Для котлов с давлением выше 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.

Выбор расширителей производится по объему образующегося в расширителе пара при норме напряжения объема расширителя 1000 м3/м3 (1000м3 образующегося пара в час на один м3 полезного объема расширителя).

Количество продувочной воды котлов регламентируется.

При обессоливании добавочной воды сепараторы непрерывной продувки применяются по два комплекта на электростанцию.

Давление в барабане котла 15,2 МПа. Величина продувки 1% от (номинальной) паропроизводительности котла; паропроизводительность котла 500 т/ч; напряжение парового объема РНП — 1000 м3/м3; давление в РНП-I: 0,7 МПа, в РНП-II: 0,25 МПа. На станции установлены два котла.

Выбор типа РНП-I

Величина продувки:

.

Коэффициент сепарации первой ступени:

(9)

где — энтальпии продувочной воды, отсепарированного пара и отсепарированной воды соответственно, кДж/кг.

Количество пара, образующегося в РНП-1:

т/ч.

Объем пара, образующегося в расширителе первой степени:

м3/ч, где м3/ч — удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,7МПа.

Необходимый объем расширителя:

м3, (10)

где Н — норма напряжения парового объема расширителя.

В соответствии с данными таблицы 3.1 методических указаний выбирается тип расширителя непрерывной продувки СП-0,7. Емкость расширителя 0,7 м³, наружный диаметр корпуса 630 мм.

Выбор типа РНП-II

Количество воды поступающей на вторую ступень:

т/ч.

Коэффициент сепарации второй ступени:

где , — энтальпии воды, поступающей из первой ступени, отсепарированой воды второй ступени, отсепарированого пара второй ступени соответственно.

Количество пара образующегося в РНП-II:

т/ч.

Количества сбрасываемой в канализацию воды = 2,851−0,1938=2,6572 т/ч.

Объем пара, образующегося в расширителе второй ступени:

м3/ч, где 1,1597м3/кг при Р = 0,25 МПа 6.

Необходимый объем расширителя при установке одного РНП-II на один котел:

м3,

тип РНП-II: СП — 0,7.

Емкость расширителя: 0,7 м³.

Наружный диаметр корпуса: 630 мм.

4.3 Выбор деаэраторов питательной воды (основных, повышенного давления) Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

На каждый блок устанавливается один деаэратор.

Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу блочных электростанций в течение не менее 3,5 мин. К основным деаэраторам предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках. Тепло пара деаэраторов питательной воды используется в тепловой схеме электростанции.

На ТЭЦ установлены котлы типа Е-500−13,8−560 ГМН (модель ТГМ-444) по одному на блок.

Максимальный расход питательной воды:

т/ч, (11)

где б — расход воды на продувку;

в — пар на собственные нужды.

Максимальная полезная вместимость деаэраторного бака (БДП):

м3, (12)

где = 1,1 м3/ч — удельный объем воды.

Выбираем деаэратор типа ДП-500 М2 с деаэраторным баком БДП-65 повышенного давления полезной вместимостью 65 м³ для двух колонок общей производительностью 138,9 кг/с. Абсолютное давление в деаэраторе 0,59 МПа (6кг/cм2), рабочая температура 158? С.

4.4 Выбор оборудования конденсационной установки Конденсационная установка включает в себя: конденсатор, конденсатные насосы, воздухоудаляющее устройство, циркуляционные насосы, трубопроводы и арматуру.

Конденсатор турбины ПТ — 80/100 — 12,8/1,3 типа 80 КЦС-1, поверхностного типа двухходовой. Латунные трубки завальцованы в трубных досках и образуют 2 обособленных пучка: основной, работающий на циркуляционной воде и встроенный, работающий на сырой воде.

Отвод конденсирующихся газов производится с боковых поверхностей паровой части конденсатора.

В паровой части конденсатора выделена специальная камера, в которой устанавливается секция ПНД-1. Конденсат отработанного пара собирается в конденсатном сборнике, откуда конденсатными насосами откачивается и подается через эжекторы и подогреватели низкого давления в деаэратор 6 ата.

Таблица 4 — Данные конденсатора 80 КЦС-1

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов типа ЭП-3−25−75, предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе. Источником питания эжекторов служит пар, давление которого перед эжектором должно быть не менее 0,35 МПа, температура пара в пределах 150 — 200? С.

Расход пара на один эжектор составляет 700 кг/ч. Охлаждающей средой служит основной конденсат турбины, слив конденсата рабочего пара эжекторов производится в конденсаторе. Оба эжектора по пару, воде и воздуху включены параллельно. Для быстрого подъема вакуума при пуске турбины до 500 — 600 мм рт. ст. установлен пусковой эжектор, работающий на тех же параметрах рабочего пара, что и основной эжектор и составляет 1100кг/ч.

Конденсатные насосы, поставляются по условиям: максимального расхода пара в конденсаторе, необходимому напору, температуре конденсата. В комплекте с турбиной поставляются насосы марки КсВ-320−160.

Таблица 5 — Основные технические характеристики конденсатных насосов КсВ-320−160

4.5 Выбор оборудования подпитки котлов

4.5.1 Выбор деаэраторов подпитки котлов На ТЭЦ с большими добавками воды в цикле в качестве первой ступени деаэрации, как правило, принимаются вакуумные деаэраторы.

Деаэрации подлежат:

— обессоленная вода для восполнения потерь в цикле;

— вода из дренажных баков, куда должны направляться все потоки, открытый слив;

— сброс конденсата от привода систем регулирования турбин, охлаждений электродвигателей, привода арматуры БРОУ, РОУ и т. д.;

Производительность деаэратора выбирается по суммарному расходу всех потоков воды, поступающих в деаэратор.

Отпуск пара на производство = 300 т/ч, потери конденсата на производстве в = 20%, внутристанционные потери конденсата бпот.= 1,6%, установленной производительности котельной, продувка котлов бпр = 1% производительности котлов ТЭЦ.

Производительность котлов ТЭЦ: = 2· 500 = 1000 т/ч.

Станция работает на газообразном топливе. В деаэраторе поступают потоки: обессоленная вода, конденсат с производства.

Расход обессоленной воды:

т/ч, (13)

где — доля отброса продувочной воды котлов в канализацию при Рб = 15,2 МПа, Ррнп-I = 0,7 МПа.

Ррнп-II = 0,25 МПа.

Сумма потоков, поступающих в деаэратор подпитки котлов, поступающих в деаэраторы подпитки котлов:

т/ч, где 80% - возврат конденсата с производства.

Выбираем два деаэратора: ДВ — 400, один из которых — резервный.

4.5.2 Выбор насосов подпитки котлов Напор насосов выбирается по условию подачи воды в линию основного конденсата и должен быть не ниже напора основных конденсатных насосов турбины.

Подача насосов выбирается по величине суммы потоков, поступающих в деаэратор.

Выбираем насосы КСВ-320−160.

Количество рабочих насосов:

(14)

С учетом резервного насоса к установке принимаем 2 насоса КСВ-320−160:

— напор насоса 160 м,

— подача 320 т/ч,

— давление на входе в насос 0,98 МПа,

— мощность 168 кВт,

— изменение напора и подачи в пределах поля насоса:

Н = 195−145 м;

Q = 160 + 320 м3/ч.

4.6 Выбор оборудования теплофикационной установки

4.6.1 Выбор подогревателей сетевой воды Производительность ПСВ на ТЭЦ выбирается по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов.

ПСВ выполняется преимущественно в двух ступенях.

Тип сетевых подогревателей обычно указывается в перечне теплообменного оборудования. паротурбинной установки.

Сетевая вода проходит через ПСГ последовательно: сначала на ПСГ-1, затем на ПСГ-2. Далее в теплофикационную сеть. В устройстве ПСГ — подобны регенеративным подогревателям, но используются для подогрева сетевой воды.

Сетевая вода подается во внутреннюю часть трубок пучка, пар — в межтрубное пространство. Материал трубок ЛО-68, ЛО-70, так как стальные трубки подвержены быстрой коррозии в силу значительной агрессивной среды.

Рабочие параметры ПСГ- 1300−3-8-I и ПСГ-300−3-8-II для ПТ-80/100−12,8/1,3

— поверхность нагрева: 1300 м²;

— выпуск сетевой воды: 2300 — 3000 м3/ч;

— температура сетевой воды на входе не менее: 30 °C;

Конденсат греющего пара откачивается: ПСГ-1, ПСГ-2 в линию основного конденсата после ПНД-2, ПНД-3.

4.6.2 Выбор сетевых насосов Сетевые насосы принимаются как групповой установки, так и индивидуальной:

— при групповой установке трех и менее рабочих сетевых дополнительно устанавливаются один резервный насос;

— при установке четырех насосов и более резервные насосы не устанавливаются.

Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды.

В связи с упрощенной конструкцией сетевых подогревателей давление воды в подогревателях ограничено 0,79 МПа. Требуемое давление воды в тепловых сетях: 1,8 + 2,2 МПа. В связи с этим применяется двухступенчатая перекачка сетевой воды. Напор сетевых насосов первой ступени выбирается по условию преодоления сетевых подогревателей и создания необходимого кавитационного запаса.

Напор сетевых насосов второй ступени выбирается по требуемому давлению в тепловых сетях.

Расчетный расход сетевой воды в тепловых сетях подсчитывается как сумма расчетного расхода ее на отопление и на горячее водоснабжение.

Расчетный расход воды на отопление:

т/ч, (15)

Расчетный расход сетевой воды в тепловых сетях от ТЭЦ равен 2983,3т/ч.

При групповой установке в качестве насосов второй ступени сетевых насосов СЭ-2500−180−10 их количество:

К установке принимаем насосы СЭ-2500−180−10 в количестве трех штук (два рабочих и один резервный).

Тогда при необходимом напоре насосов первой ступени:

м, (16)

где — сопротивление сетевого подогревателя.

= 4,2 м (для ПСГ-1300−3-8−1 и ПСГ-1300−3-8 II);

= 28 м (по допустимому кавитационному запасу насоса СЭ-2500−180−10).

На первой ступени возможна установка трех насосов СЭ-2500−60.

Техническая характеристика насосов СЭ-2500−180−10 СЭ-2500−60:

подача 2500 м3/ч; 2500 м3/ч;

напор 180 м; 60 м;

Допустимый кавитационный запас не менее 28 м ст.ж.; не менее 12 м ст.ж.;

Давление на входе в насос не более 0,98 МПа; не более 1,08 МПа.

4.6.3 Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей Конденсатные насосы сетевых подогревателей выбираются по условию закачки конденсата сетевых подогревателей в линию основного конденсата турбины. Давление в линии основного конденсата: 0,03 МПа, после ПНД-2: 1МПа.

В нашем случае возможна установка четырех насосов КС-80−155:

— подача насоса 80 м3/ч;

— напор 155 м в.ст.;

— кавитационный запас 1,6 м;

— температура перекачиваемого конденсата 160? С.

4.7 Выбор оборудования подпитки теплосети Производительностью ХВО и соответствующего оборудования для подпитки теплосети принимается в закрытых системах теплоснабжения 0,75% от объема воды в теплосети.

При отсутствии фактических данных объем воды в теплосети принимается из расчета 65 м³ на 1 Гкал/ч при отсутствии транзитных магистралей.

Для закрытых систем теплоснабжения предусматривается установка на ТЭЦ 2-х баков запаса подготовленной подпиточной воды в тепловых сетях [I].

Тепловые нагрузки на отопление 1000 ГДж/ч.

т/ч Для рассматриваемых условий выбираем деаэратор ДВ-150 производительностью 150 т/ч.

— объем воды в теплосети;

= м3,

где q = 65 Гкал/ч.

Для закрытых систем теплоснабжения предусматривается установка на ТЭЦ 2х баков аккумуляторов подпиточной воды, емкостью 3% от объема воды в тепловых сетях:

м3, (17)

Устанавливаются два бака запаса подготовленной подпиточной воды емкостью 250 каждый с насосами типа Д-200−70 по одному на каждый бак.

Расчет вакуумного деаэратора подпитки теплосети Принимаем давление в деаэраторе Рд = 0,008 Мпа.

(18)

т/ч По расходу добавочной воды выбираются подпиточные насосы для закрытых систем не менее двух, один из которых — резервный. Принимаем к установке два насоса типа Д-200−70.

Техническая характеристика: подача 200 м3/ч;

напор 70 м.

5 Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

5.1 Определение часового расхода топлива энергетического котла Е500−13,8−560 ГМН

5.1.1 Характеристика топлива — газ Объёмный состав газа:

Плотность газа м3/кг Теплота сгорания МДж/кг Температура уходящих газов °С Температура питательной воды °С

Температура воздуха на входе в ВЗП °С

Температура горячего воздуха °С по характеристике котла.

Воздухоподогреватель регенеративный (РВП) Расход топлива определяется по общей формуле:

; (19)

Определим количество тепла полезноотданного в котлоагрегате:

где кДж/кг — энтальпия перегретого пара, МПа и °С, кДж/кг — энтальпия питательной воды, МПа и °С

т/ч — паропроизводительность котла,

— расход тепла с продувочной водой не учитывается т.к. величина продувки меньше 2%.

Располагаемое тепло на 1 кг топлива:

(20)

где тепло внесённое поступающим в котлоагрегат воздухом при подогреве последнего вне агрегата отборным паром, отработанным теплом и определяется по формуле:

(21)

где отношение количества воздуха на входе в ВЗП теоретически не обходимому

где — 1,05 коэффициент избытка воздуха на выходе из топки при автоматическом регулировании подачи топлива и воздуха и присосов в топке не более 0,05.

присосы воздуха в ВЗП для РВП.

и теплосодержание теоретически необходимого подогретого воздуха на входе ВЗП.

5.1.2 Расчёт

где ;

где ,

;

;

;

— КПД котла.

— часовой расход топлива котла Е-500 -13,8−560 ГМН.

.

5.1.3 Определение часового расхода топлива водогрейного котла — топливо газ

(22)

5.2 Определение часового расхода топлива энергетического котла Е-500−13,8−560 ГМН — топливо мазут

5.2.1 Характеристика топлива «Омскнефтеоргсинтез» производственного объединения Мазут марки — М100

Плотность,

Вязкость условная при 80 °C, ВУ-7,2

Вязкость кинематическая при 80 °C — 53,0 мм2/с Содержание серы, SP-1,7%

Зольность, AP-0,02%

Содержание воды, WP-0,10%

Содержание механических примесей, 0,03%

Температура вспышки,

Теплота сгорания,

(23)

(24)

(25)

Температура уходящих газов по характеристике котла; ;

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель принимаем

Температура горячего воздуха, по характеристике котла.

Воздухоподогреватель регенеративный (РВП).

5.2.2 Расчёт Расход топлива определяется по общей формуле:

кг/ч, (26)

где — коэффициент избытка воздуха,

и — теплосодержание теоретически необходимого подогретого воздуха для сернистого мазута.

при

при

— физическое тепло топлива,

где — теплоёмкость мазута

где — температура подогрева мазута.

Коэффициент полезного действия котла, брутто.

%

Суммарная потеря тепла:

%, (27)

— потеря от химического недожога,

— потери от механического недожога.

Потери тепла от уходящих газов:

;

где — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.

.

Теплосодержание уходящих газов:

.

где , — энтальпия дымовых газов и теоретически необходимого количества воздуха при: ;

.

— потеря тепла от наружного охлаждения котла.

.

Коэффициент полезного действия котла:

.

Расход топлива котлоагрегатом:

5.2.3 Определение часового расхода топлива водогрейного котла КВ-ГМ-100−150 на мазуте

(28)

где располагаемое тепло на 1 кг топлива для водогрейных котлов:

6 Газовое хозяйство станции Проектом предусматривается комплекс сооружений, обеспечивающий сжигание природного газа для работы двух энергоблоков мощностью по 80МВт каждый.

При решении системы газоснабжения учитываются надежность и бесперебойность газоснабжения. Для использования природного газа на ТЭЦ смонтирована схема и оборудование по его сжиганию в топках котлов. Подача газа на ТЭЦ предусмотрена от газораспределительной станции (ГРС) по газопроводу с давлением 12 кгс/см2.

На территории ТЭЦ для приема и редуцирования газа до заданных параметров сооружен газорегуляторный пункт (ГРП). Для ТЭЦ мощностью 160 МВт принимаем к сооружению один ГРП.

6.1 Описание схемы ГРП Газорегуляторный пункт предназначен для снижения давления газа. Всё технологическое оборудование ГРП (кроме узла отключающих устройств) располагается в отдельно стоящем здании. Строения, в которых располагают ГРП, должны отвечать требованиям, установленным для производств категории «А», т. е. для взрывоопасных производств. Они должны быть одноэтажными 1 и 2 степени огнестойкости, бесчердачными, с покрытием легкой конструкции весом не более 120 кг на 1 м. Утеплитель покрытия должен быть выполнен из несгораемых материалов.

Применение трудносбрасываемых взрывной волной покрытий допускается, если общая площадь оконных проёмов, световых фонарей или отдельных трудносбрасываемых панелей составляет не менее 500 см² на каждый 1 м² внутреннего объема ГРП. В оконных проёмах следует использовать максимально возможные размеры стеклянных листов и закреплять их с наружной стороны рам. Наиболее целесообразны легко открывающиеся остеклённые рамы с магнитными защёлками и петлями, расположенные сбоку или снизу.

Двери ГРП обиты несгораемыми материалами и открываются наружу, а полы изготавливаются из трудносгораемых, не дающих искры при ударе, материалов.

Необходимость и вид отопления ГРП определяются проектной организацией с учётом того, чтобы для обеспечения нормальной работы оборудования и КИП температура в помещении, не имеющем постоянного обслуживающего персонала, не понижалась ниже +5єС.

Источниками тепла для обогрева ГРП, расположенных на территориях промышленных предприятий, служат пар низкого давления или горячая вода, поступающая из котельной или системы централизованного горячего водоснабжения.

КИП с электроприводом, а также телефоны, размещаемые непосредственно в помещении ГРП, во взрывозащищенном исполнении. Если эти приборы имеют нормальное исполнение, то их располагают в обособленном помещении, имеющем несгораемые ограждающие конструкции, или снаружи здания в запирающемся ящике.

Во всех помещениях ГРП предусматриваются естественное и искусственное освещение, постоянно действующая естественная вентиляция, обеспечивающая трехкратный (не менее) воздухообмен за 1 час.

Продувочные газопроводы выводятся наружу в месте, обеспечивающем безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза здания ГРП и не менее чем на 5 м — уровня земли.

Основное оборудование ГРП состоит из следующих узлов:

ѕ узел регулирования газа;

ѕ узел очистки газа;

ѕ узел учёта расхода газа;

ѕ узел отключающих устройств.

ГРП работает по следующей схеме: природный газ поступает от ГРС по газопроводу диаметром 300 мм на вход ГРП через изолирующее фланцевое соединение и отключающую арматуру.

Газ, поступающий по газопроводу с давлением Р=1,2 МПа, проходит узел очистки, который состоит из двух фильтров. Проектом предусматривается еще резервный фильтр. Фильтры выбраны из условий, что скорость газа в корпусе фильтра не будет превышать 1 м/сек. На каждый фильтр устанавливаются по две отключающие задвижки. После фильтров газ через отключающее устройство поступает в блок редуцирования. Блок редуцирования состоит из двух параллельных ниток, одна из которых рабочая, другая — резервная. Производительность каждой нитки рассчитана на максимальное потребление газа электростанцией.

В качестве регулирующих органов приняты регулирующие заслонки. Редуцирование давления газа — двухступенчатое, т. е. на каждой нитке установлено по две регулирующей заслонки. Давление на выходе первой по ходу газа регулирующей заслонки 6 кгс/см2, на выходе второй давление составляет 1,0 кгс/см2.

Узел учета расхода газа состоит из расходомеров с камерными диафрагмами. Узел отключающих устройств состоит из задвижек на входе и выходе ГРП, а также на линии байпаса.

Регулирование давления газа на ГРП и управление запорной арматурой редуцирующих ниток осуществляется автоматически с выводом светозвуковой сигнализацией о нарушениях в работе оборудования общестанционного ГРП на один из щитов управления котла.

В рабочем режиме должны быть включены средства технологической сигнализации защиты и блокировки оборудования ГРП в объеме, предусмотренном проектом; установлены заглушки после запорных устройств на патрубках подвода сжатого воздуха к газопроводам; закрыты запорные устройства на продувочных газопроводах ГРП; установлены токопроводящие перемычки газопроводах ГРП.

6.2 Выбор схемы оборудования ГРП для ТЭЦ-160 МВт с двумя ступенями регулирования

6.2.1 Обоснование и выбор схемы ГРП Подвод газа к станции от газораспределительной станции (ГРС) осуществляется по одной нитке к каждому газорегуляторному пункту (ГРП), резервный подвод газа не предусматривается. Для ТЭЦ-160 МВт принимается к установке один ГРП.

т/ч, (29)

где — паропроизводительность котла,

— количество котлоагрегатов.

Для проектируемой ТЭЦ — газ является основным топливом, поэтому производительность ГРП рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами с учётом водогрейных котлов.

м/ч, (30)

6.3 Расчёт выбор количества фильтров К установке принимаются сварные фильтры; МПа = 7,135кгс/см2.

Пропускная способность фильтра при кгс/см2 — 100 000м3/ч. Рабочая производительность фильтра при кгс/см2 определяется из соотношения:

(31)

где — пропускная способность фильтра при

— пропускная способность фильтра, при

Количество установленных фильтров:

К установке принимаются с учетом резервного три газовых кассетных фильтра, типа ФГ-100−300−12, в сварном исполнении конструкции Мосгазпроект, два рабочих, один резервный. Фильтры предназначены для очистки неагрессивных газов и воздуха от механических примесей и устанавливается на горизонтальных участках газопроводов и газорегуляторных пунктах.

Газ, поступающий в стальной сварной корпус, перекрытый крышкой, встречает на своем пути отбойный лист. Твердые частицы крупных размеров, ударившись о лист и потеряв скорость, падают на дно корпуса. Более мелкие частицы механических примесей фильтруются в кассете, которая прижата к перфорированному листу. Для удаления частиц, сработавшихся в корпусе, снимают заглушку, а для очистки и промывания кассеты поднимают крышку, используя рым. К двум штуцерам подсоединяют дифманометр, для измерения перепада давления до и после кассеты. Максимально допустимый перепад 0,1кгс/см2. Давление газа в фильтре измеряется при помощи манометра с верхним пределом измерения давления приблизительно равным 1,3 от рабочего давления газа.

Торцевые части кассеты затянуты проволочными сетками, пространство между которыми заполнено капроновой нитью, пропитанной висциновым маслом. Набивка должна быть однородной без комков и жгутов.

Чистят кассету вне помещения путем встряхивания накопившихся частиц и промывания её в бензоле, ксилоле или других растворителях или замены набивки, Следует убрать твердые частицы, собравшиеся в корпусе, а сам корпус протереть тряпкой, смоченной в керосине.

Если кассета сухая, то её опускают на 6 минут в ванну с висциновым маслом при температуре 55…60°С. Затем кассету вынимают, дают стечь излишкам масла в течении 4−6 часов, после чего её можно установить в корпус.

Для каждого фильтра предусмотрен газопровод с вентилем, который объединяется в общий продувочный газопровод. На газопроводе перед и после фильтра устанавливается задвижки. Степень засоренности фильтра определяется по перепаду давлений до и после фильтра дифманометрами.