ПРОЕКТ ПРОМЫШЛЕННО – ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ ДЛЯ АПАТИТО – НЕФЕЛИНОВОЙ ОБОГАТИТЕЛЬНОЙ ФАБРИКИ АНОФ-3 г. КИРОВСК  МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Маркина Мария

ПРОЕКТ ПРОМЫШЛЕННО – ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ ДЛЯ АПАТИТО – НЕФЕЛИНОВОЙ ОБОГАТИТЕЛЬНОЙ ФАБРИКИ АНОФ-3 г. КИРОВСК МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ

В данной выпускной квалификационной работе бакалавра проектируется ТЭЦ для снабжения технологическим паром апатит – нефелиновой обогатительной фабрики (АНОФ-3), а также теплом и горячей водой жителей близлежащего города Кировска Мурманской области. В ходе работы была выявлена необходимость строительства новой ТЭЦ посредством изучения технологического процесса производства, климатических особенностей местности, был выполнен расчет тепловых нагрузок потребителей и выбрано оборудование ТЭЦ. Также в работе была разработана и рассчитана тепловая схема, созданы генплан ТЭЦ и схема компоновок главного корпуса. В ходе работы были разработаны системы обеспечения работы станции. *Автором данной ВКР является Пивоварова Мария Васильевна, но на сайте nauchkor.ru в основном профиле другая фамилия (Маркина) в связи с изменением фамилии после вступления в брак. Все документы в ФГБОУ ВПО "СПбГПУ" уже были изменены с новой фамилией. Прошу сообщить мне, если потребуется, выслать документ о регистрации брака.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»)

ID: 60d2e09be4dde5000108b2f7

UUID: 5549cec0-b621-0139-3402-0242ac180005

Язык: Русский

Опубликовано: почти 3 года назад

Просмотры: 31

14.62

Маркина Мария

Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»)

Комментировать 0

Рецензировать 1

Скачать - 3,3 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого Институт энергетики/Высшая школа атомной и тепловой энергетики Работа допущена к защите Руководитель ОП ___________ А.В. Ившин «___»_______________20__ г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА РАБОТА БАКАЛАВРА ПРОЕКТ ПРОМЫШЛЕННО – ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ ДЛЯ АПАТИТО – НЕФЕЛИНОВОЙ ОБОГАТИТЕЛЬНОЙ ФАБРИКИ АНОФ-3 г. КИРОВСК МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ по направлению подготовки 13.03.01 Теплоэнергетика и теплотехника Направленность 13.03.01_01 Промышленная теплоэнергетика Выполнил студент гр.______ М.В. Пивоварова Руководитель доцент, к.т.н. Н.Т. Амосов Консультант по нормоконтролю Е.А. Соколова Санкт-Петербург 2020

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ПЕТРА ВЕЛИКОГО Институт энергетики/Высшая школа атомной и тепловой энергетики УТВЕРЖДАЮ Руководитель ОП А.В. Ившин « » 20 г. ЗАДАНИЕ по выполнению выпускной квалификационной работы студенту 1. Тема работы: тительной фабрики Пивоваровой Марии Васильевне, гр. 3231301/60102 фамилия, имя, отчество (при наличии), номер группы Проект промышленно-отопительной ТЭЦ для апатито-нефелиновой обогаАНОФ-3 г.Кировск Мурманской области 2. Срок сдачи студентом законченной работы: 3. Исходные данные по работе: ды 𝐷рп =70 кг/с; 18.06.2020 -расчетный отпуск пара на производственно – технологические нуж- -давление, температура технологического пара 𝑝п =1,2 МПа и 𝑡п =215℃; -доля возврата конденсата и температура конденсата технологического пара 𝛽к = 0,9 и 𝑡к = 95℃; -годовое время использования максимума технологической нагрузки ℎп = 4300 ч; р р -расчетные нагрузки отопления-вентиляции и ГВС промышленного предприятия 𝑄ОВП = 180 МВт, 𝑄ГП = 35 МВт; -условное место строительства г.Кировск, Мурманская область; -численность населения в районе теплоснабжения 𝑚 = 30 тыс.чел; -тип системы теплоснабжения – открытая (СТО); -топливо, используемое в паровых котлах ТЭЦ – газ (основное), мазут (резервное); 4. Содержание работы (перечень подлежащих к разработке вопросов): Введение; 1. Расчет тепловых нагрузок; 2.Выбор, описание основного и вспомогательного оборудования; 3.Разработка и расчет тепловой схемы; 4.Разработка генерального плана ТЭЦ и компоновок главного корпуса; 5.Разработка систем обеспечения работы ТЭЦ. (Система топливоснабжения. Система удаления продуктов горения топлива. Система технического водоснабжения. Водоподготовка.) Заключение; Список использованных источников. 5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): план ТЭЦ; продольный разрез главного корпуса ТЭЦ (план), поперечный разрез главного Генеральный корпуса ТЭЦ,

тепловая схема ТЭЦ 6. Консультанты по работе: 7. Дата выдачи задания отсутствуют 07.05.2020 Руководитель ВКР ___________________________________________ (подпись) Н.Т. Амосов инициалы, фамилия Задание принял к исполнению 07.05.2020 (дата) Студент ____________________________________________________ (подпись) М.В. Пивоварова инициалы, фамилия

РЕФЕРАТ На 103 с., 17 рисунков, 22 таблицы, 4 приложений. КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ТЭЦ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ НАГРУЗКА, ТЕПЛОФИКАЦИЯ, ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ, КОТЁЛ, ДЕАЭРАТОР, НАСОС, СЕТЕВАЯ ВОДА. Тема выпускной квалификационной работы: «Проект промышленно отопительной ТЭЦ для апатито-нефелиновой обогатительной фабрики АНОФ-3 г.Кировск Мурманской области». В данной работе проектируется теплоэлектроцентраль для снабжения технологическим паром апатит – нефелиновой обогатительной фабрики (АНОФ-3), а также теплом и горячей водой коммунально – бытовых потребителей – жителей близлежащего города Кировска. Задачи, решаемые в ходе исследования: 1. Выявление необходимости строительства новой ТЭЦ методом изучения технологического процесса производства, климатических особенностей местности. 2. Расчет тепловых нагрузок потребителей и выбор оборудования ТЭЦ. 3. Разработка и расчет тепловой схемы. 4. Создание генерального плана ТЭЦ, компоновок главного корпуса. 5. Разработка систем обеспечения работы станции. По итогам работы в программе Автокад разработана схема, демонстрирующая и технологический процесс АНОФ-3, и потребность фабрики в технологическом паре от проектируемой ТЭЦ. Также выполнены расчеты тепловых нагрузок, обоснован выбор систем обеспечения работы станции, выбрано оборудование ТЭЦ, рассчитана тепловая схема, в программе Автокад начерчены генеральный план, компоновки главного корпуса и развернутая тепловая схема.

ABSTRACT 103 pages, 17 figures, 22 tables, 4 appendices. KEY WORDS: CHP, OPERATIONAL LOAD, DISTRICT HEATING, STEAM TURBINES, STEAM GENERATOR, DEAERATOR, PUMP, DELIVERY WATER. The subject of the graduate qualification work is ‘‘The project of an industriallyheating CHP for the apatite-nepheline concentrating mill ANOF-3 for Kirovsk of the Murmansk region.’’ The CHP is being projected for technological steam provision of the mill and also for heat and hot water provision of municipal and domestic consumers, which are the nearby town Kirovsk`s citizens. The goals of this work are: 1. The identification of a necessity of the new CHP building by technology process and local climate features exploring methods. 2. The operational loads calculating and choosing of the station equipment. 3. The design and calculating of the heat scheme. 4. The creation of the master plan and the main building arrangement. 5. To develop systems providing the operation of the station. The results of the work are the scheme design, which shows the technological process of the plant as well as its need in technological steam from the projected station. Also the calculation of operational loads, the choice of providing systems and equipment were conducted. Similarly the heat scheme were calculated, the master plan, the arrangement of the main building and the deployed heat scheme were created in the AutoCAD program.

6 СОДЕРЖАНИЕ Введение……………………………………………………………………… 8 Глава 1. Расчет тепловых нагрузок…………………………………………. 12 1.1. Производственно – технологические потребители (пар)………….. 12 1.2. Коммунально – бытовые и производственные потребители (горячая вода)…………………………………………………………. 14 1.2.1. Расчетные тепловые нагрузки……………………………………….. 14 1.2.2. Средние тепловые нагрузки…………………………………………. 15 1.2.3. Годовые расходы теплоты…………………………………………… 17 1.2.4. Отпуск теплоты по сетевой воде……………………………………. 18 1.2.5. Построение графика Россандера……………………………………. 19 Глава 2. Выбор, описание основного и вспомогательного оборудования…………………………………………………………….. 22 2.1. Расчет коэффициентов теплофикации и выбор соответствующего оборудования………………………………………………………... 22 2.2. Характеристики выбранного основного оборудования…………….... 25 2.2.1. Характеристика турбины ПТ-50/60-12,8/0,7……………………….. 25 2.2.2. Характеристика турбины Т-50/60-12,8……………………………… 31 2.2.3. Характеристика котла Е-480-13,8 ГМ………………………………. 37 2.2.4. Характеристика водогрейного котла КВ-ГМ-30…………………… 41 2.2.5. Характеристика водогрейного котла КВ-ГМ-50…………………… 44 2.3. Выбор вспомогательного оборудования……………………………… 48 2.3.1. Выбор питательного насоса…………………………………………. 48 2.3.2 Выбор деаэраторов повышенного давления……………………….... 50 Глава 3. Разработка и расчет тепловой схемы…………………………….. 52 3.1. Расчет тепловой схемы………………………………………………… 52 3.2. Разработка тепловой схемы……………………………………………. 71 Глава 4. Разработка генерального плана ТЭЦ и компоновок главного корпуса……………………………………………………………………….. 73

7 4.1. Разработка генерального плана ТЭЦ………………………………….. 73 4.2. Разработка компоновок главного корпуса……………………………. 74 Глава 5. Разработка систем обеспечения работы ТЭЦ……………………. 76 5.1.Система топливоснабжения…………………………………………….. 76 5.1.1. Газовое хозяйство……………………………………………………... 76 5.1.2. Мазутное хозяйство…………………………………………………… 77 5.2. Система удаления продуктов горения топлива……………………...... 80 5.3. Система технического водоснабжения………………………………… 92 5.4. Водоподготовка………………………………………………………….. 94 Заключение…………………………………………………………………… 97 Список использованных источников………………………………………. 98 Приложение 1.Схема пароподогрева мельнично-флотационного отделенияАНОФ-3.……………………………………………………..…... 100 Приложение 2. Тепловая схема ТЭЦ……………………………………… 101 Приложение 3. Поперечный разрез главного корпуса ТЭЦ………..……. 102 Приложение 4. Продольный разрез главного корпуса ТЭЦ (план)…….. 103

8 Введение Выбранная тема ВКР раскрывает целый ряд вопросов, которые касаются теплотехнического оборудования и теплоэнергетики в целом. В работе показана непосредственная связь объектов современной энергетики, в частности – промышленно-отопительной ТЭЦ, с промышленными предприятиями. В качестве такого предприятия была выбрана апатито – нефелиновая обогатительная фабрика АНОФ – 3 г.Кировск Мурманской области. Цель работы – создание проекта новой промышленно – отопительной ТЭЦ для АНОФ – 3 вместо уже существующей котельной, работающей на технологические нужды и отопление фабрики более 60 лет, топливо – мазут. Актуальность проекта объясняется, главным образом, тем фактом, что новая промышленно – отопительная ТЭЦ, работающая на газе и (резервном топливе) мазуте, сможет не только справиться с все возрастающей нагрузкой АНОФ-3, но и осуществлять снабжение горячей водой и отопление рядом расположенного города Кировска. Важно, что Кировск расположен от АНОФ-3, где и будет спроектирована ТЭЦ, на расстоянии, не превышающем 10 км (а тепловые сети, передающие воду для отопления города должны иметь протяженность не более 30 км). Город расположен за Полярным кругом, на Кольском полуострове, климат умеренно – холодный, с очень большим количеством осадков. Поскольку зимы в Кировске долгие и с обильным количеством осадков, а лето короткое и холодное, разработка проекта промышленно – отопительной ТЭЦ как нельзя актуальна. Загрязнение окружающей среды выбросами от постоянного сжигания высокосернистых мазутов, устаревшее оборудование существующей котельной, рост числа амортизационных отчислений и затраты на ремонт изжившего срок эксплуатации оборудования – основные причины, демонстрирующие острую необходимость создания проекта новой ТЭЦ. С учетом особенностей климата и розы ветров г.Кировска целесообразно установить промышленно – отопительную ТЭЦ на северо – восточном направлении от АНОФ-3.

9 Апатито – нефелиновая обогатительная фабрика, принятая в эксплуатацию 27.06.1988 предназначена для переработки руд шести месторождений Хибинского массива: Кукисвумчоррское, Юкспорское, Апатитовый Цирк, Плато Расвумчорр, Коашвинское и Ньоркпахкское. Технологическая схема переработки апатитонефелиновой руды на фабрике включает её дробление, измельчение, флотацию с последующей сушкой полученного продукта и отправкой его заводам-потребителям [1]. АНОФ–3 обеспечивает производственные комплексы компании Фосагро в других регионах экологически чистым апатитовым концентратом (с содержанием Р2 О5 не менее 37.5%) для выпуска удобрений, востребованных на отечественном рынке и еще в более чем ста стран мира. АНОФ–3 – единственный в России производитель нефелинового концентрата. В 2018 году на обогатительных фабриках было произведено 10,1 млн тонн апатитового концентрата и 986 тысяч тонн нефелинового концентрата [2]. Снабжение паром оборудования, установленного в системе подогрева технической воды, использование пара в калориферных установках АНОФ-3, а также отопление цехов дробильного, мельничного, флотационного и сушильного отделения будет осуществляться от котлов, выбранных в ходе расчета. Для сохранения здоровья рабочих, минимизации выбросов в атмосферу и продления срока службы станков и агрегатов необходимо очищать воздух и газы от пыли. Данную задачу с высоким КПД выполняют рукавные фильтры, расположенные вне здания фабрики. Во избежание образования конденсата на корпусе фильтра, его необходимо снабдить системой подогрева паром. Далее будет описан технологический процесс подогрева воды паром в МФО – мельнично-флотационном отделении. Схема находится в Приложении 1. Часть воды от камеры учета КП6 направляется в бак смешанной воды, для того чтобы потом осуществить орошение загрязненного газа в скрубберах с целью очистки от примесей. Такая вода называется скрубберная. Также вода из бака смешанной воды многократно используется в операциях обогащения полезных ископаемых – такая называется оборотной.

10 Другая часть воды из КП6 пройдя через запорную арматуру, поступает в АФТ125 – пароводяной струйный подогреватель. Это устройство состоит из тройника и имеет три фланцевых патрубка для присоединения наружных трубопроводов, фильтр-грязевик на входе воды, регулирующий клапан на паропроводе перед аппаратом. Корпус аппарата и внутренние части выполнены из нержавеющей стали. В торцевой фланец аппарата подается пар. В боковой верхний фланец подается вода. Смешиваясь с паром и нагреваясь, вода через другой торцевый фланец под давлением подается в технологический процесс. Каждый аппарат имеет запорную арматуру на линии подачи пара в аппарат, на линии подачи холодной воды в аппарат, на линии выхода горячей воды из аппарата, а также – манометры на линии подачи пара в аппарат, термометры на выходе воды из аппарата, реле протока, спускники для сброса конденсата из парового коллектора перед аппаратом. Рабочие параметры находятся в пределах: - давление пара перед аппаратом не менее рп = 6 кгс см2 кгс - давление воды перед аппаратом не менее рв = 3 см2 = 6 ат = 3 ат - температура воды на входе в аппарат 𝑡вх = (1 ÷ 5)℃ - температура воды на выходе из аппарата 𝑡вых = (63 ÷ 70)℃ - расход горячей воды 𝐺в = 90 т час - расход холодной воды на входе в аппарат не менее 70 м3 ч . Часть подогретой воды подается в линию подачи воды от фильтровальносушильного отделения (ФСПО). Неподогретая вода от ФСПО поступает в компрессорную, из которой часть направляется в бак повторно используемой воды. Оставшаяся вода после смешения с водой, прошедшей пароводяные подогреватели, направляется на третью очередь флотации. Из помещения установок пароподогрева подогретая вода поступает не только в компрессорную – другая её часть смешивается с водой, идущей на первую и вторую очереди флотации. Некоторое количество воды от системы подогрева воды МФО АНОФ-3 направляется в корпус приготовления и складирования реагентов КПиСР.

11 Нагревающей средой в данной схеме является пар, идущий от котельной. Изначально он поступает в теплоцентр №2. Назначение теплоцентра – регулирование подачи пара, сброс лишнего количества теплоносителя, а также осмотр показаний, получаемых в манометрах, термометрах. После теплоцентра пар по паропроводу направляется в помещение установок пароподогрева, где в АФТ-125 нагревает воду.

12 ГЛАВА 1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК 1.1. Производственно-технологические потребители (пар) Исходными данными для выполнения расчета тепловых нагрузок потребителей являются: - расчетный отпуск пара на производственно-технологические нужды 𝐷рп = 70 кг с ; - давление и температура технологического пара 𝑝п = 1,2 МПа и 𝑡п = 215 оС; - доля возврата и температура конденсата технологического пара 𝛽к = 0,9 и 𝑡к = 95оС; - годовое время использования максимума технологической нагрузки ℎп = 4300 ч; - расчетные нагрузки отопления-вентиляции р и горячего водоснабжения р промышленного предприятия 𝑄ОВП = 180 МВт и 𝑄ГП = 35 МВт; - условное место строительства г.Кировск, Мурманская область; - численность населения в районе теплоснабжения 𝑚 = 30 тыс. чел; - тип системы теплоснабжения (СТО - открытая, СТЗ - закрытая) – СТО; - топливо, используемое в паровых котлах ТЭЦ ГМ (газ, мазут) Расчетная технологическая нагрузка с учетом потерь в тепловых сетях определяется по формуле, кВт (МВт) и р ГДж ч [3]: р 𝑄п = 𝐷п (𝑖п − 𝛽 (𝑖к − 𝑖х ) − 𝑖х )(1 + 𝑞п ), где 𝑖п , 𝑖к , 𝑖х – соответственно энтальпии технологического пара, обратного конденсата и холодной воды зимой (температура, давление холодной воды зимой кДж составляют 5℃ и 0,4 МПа), ; 𝑞п – доля тепловых потерь в паропроводах кг кг (принимается в пределах от 0,04 до 0,6), 𝐷рп = 70 по исходным данным, 𝛽 = 0,9 с задано изначально. Значения энтальпий по таблицам Александрова и H-S диаграмме кДж кДж кДж составляют 𝑖п = 2854 , 𝑖к = 399 , 𝑖х = 21,4 . кг кг кг Дж р 𝑄п = 70 ∙ (2854 − 0,9(399 − 21,4) − 21,4)(1 + 0,3) = 226841160 = 227 МВт с Годовой отпуск теплоты технологическим потребителям, ГДж: р 𝑄пг = 𝑄п ℎп , где ℎп = 4300 ч по исходным данным.

13 𝑄пг = 227 ∙ 4300 = 976100 МВт = 3513960 ГДж Для построения годового графика технологических нагрузок в виде столбчатой диаграммы или ступенчатой линии, где высота каждой ступеньки или столбца есть средняя нагрузка 𝑄п𝑖 за рассматриваемый месяц 𝑖, величина нагрузки определяется для каждого месяца по формуле: 12 𝑄п𝑖 = 𝑄пг 𝑄̅п𝑖 ∑ 𝑄̅п𝑖 , 𝑖=1 где 𝑄̅п𝑖 – относительная средняя технологическая нагрузка 𝑖-го месяца. 12 ∑ 𝑄̅п𝑖 = 1 + 0,92 + 0,81 + 0,65 + 0,59 + 0,57 + 0,55 + 0,56 + 0,63 + 0,75 + 0,88 𝑖=1 + 0,95 = 8,86 Построение годовой диаграммы осуществлялось с использованием Мастера диаграмм программы Microsoft Excel (рис.1.1). Расчет технологических нагрузок для каждого месяца: 𝑄п1 = 3513960 ∙ 1 ∙ 8,86 = 31133686 ГДж Аналогично 𝑄п2 = 28642991 ГДж, 𝑄п3 = 25218285 ГДж, 𝑄п4 = 20236896 ГДж, 𝑄п5 = 18368875 ГДж, 𝑄п6 = 17746201 ГДж, 𝑄п7 = 17123527 ГДж, 𝑄п8 = 17434864 ГДж, 𝑄п9 = 19614222 ГДж, 𝑄п10 = 23350264 ГДж, 𝑄п11 = 27397643 ГДж, 𝑄п12 = 29577001 ГДж. Годовая диаграмма технологических нагрузок представлена на рис.1.1.

14 Рис.1.1. Среднемесячные нагрузки производственно – технологических потребителей (пар) 1.2. Коммунально-бытовые и производственные потребители (горячая вода) 1.2.1 Расчетные тепловые нагрузки Расчетная нагрузка отопления, МВт: 𝑝 𝑄𝑜 = 𝑞𝑜 𝐴(1 + 𝑘1 ) = 𝑞𝑜 𝑚𝑓 (1 + 𝑘1), где 𝑞𝑜 есть укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, Вт м2 ; 𝐴 = 𝑚𝑓 – общая площадь жилых зданий, м2 , численность населения выбранного места для строительства ТЭЦ составляет 30 тыс.чел.; 𝑓-норма общей площади жилых зданий на 1 человека (принимается равной 18 м2 чел ; 𝑘1 = 0,25 это коэффициент учёта доли теплового потока на отопление общественных зданий. Методом интерполяции по расчетной температуре для 𝑝 отопления в г.Кировск 𝑡𝑜 = −27°∁ определен 𝑞𝑜 = 83,4 Вт м2 . Площадь жилых зданий: 𝐴 = 30 ∙ 18 = 540 тыс. м2 Тогда расчетная нагрузка отопления, МВт: 𝑝 𝑄𝑜 = 83,4 ∙ 540 ∙ (1 + 0,25) = 56,3 МВт

15 Расчетная нагрузка вентиляции, МВт, определяется по формуле: 𝑝 𝑄в = 𝑞𝑜 𝐴𝑘1𝑘2 , где 𝑘2 это коэффициент учета доли теплового потока на вентиляцию общественных зданий. Для зданий, построенных после 1985 г., составляет 0,6. 𝑝 𝑄в = 83,4 ∙ 540 ∙ 0,25 ∙ 0,6 = 6,76 МВт Расчетная нагрузка горячего водоснабжения, МВт: 𝑝 𝑄г = 𝑞г 𝑚, где 𝑞г есть укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 человека, измеряется в Вт чел . Тогда расчетная нагрузка ГВС: 𝑝 𝑄г = 332 ∙ 30 = 9,96 МВт Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей суммированием всех нагрузок, посчитанных выше, МВт: 𝑝 𝑝 𝑝 определяется 𝑝 𝑄к = 𝑄𝑜 + 𝑄в + 𝑄г После подстановки полученных нагрузок в формулу можно определить нагрузку коммунально-бытовых потребителей: 𝑝 𝑄к = 56,3 + 6,76 + 9,96 = 73,02 МВт. 1.2.2. Средние тепловые нагрузки Средняя нагрузка отопления, МВт вычисляется по формуле: с𝑝 𝑝 𝑡в 𝑄о = 𝑄о − 𝑡о р, 𝑡в − 𝑡о где 𝑡в есть средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (для жилых и общественных зданий составляет 18°∁, для производственных равна 16°∁, а для промышленно-отопительной ТЭЦ принимается как среднеарифметическая 18°∁+16°∁ 2 р = 17°∁); 𝑡о , 𝑡о- расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха, принимаются климатологическими данными города Кировска. в соответствии с

16 с𝑝 𝑄о = 56,3 ∙ 17 − (−3,3) = 25,97 17 − (−27) Средняя нагрузка вентиляции определятся аналогично, МВт: 𝑝 𝑡в с𝑝 𝑄в = 𝑄в − 𝑡о р. 𝑡в − 𝑡о Подстановка значений в формулу: с𝑝 𝑄в = 6,76 ∙ 17 − (−3,3) = 3,12 МВт 17 − (−27) Средняя за отопительный период нагрузка ГВС, МВт: с𝑝 𝑝 𝑄г = 𝑄г = 9,96 МВт. Средняя за неотопительный период нагрузка ГВС, МВт: с𝑝 55 с𝑝 𝑄гл = 𝑄г − 𝑡хл 𝛽, 55 − 𝑡х (1) где 𝑡х = 5°∁ и 𝑡хл = 15°∁ это температуры водопроводной (холодной) воды в отопительный и неотопительный период; 𝛽 есть коэффициент учета изменения среднего расхода воды на ГВС в неотопительный период по сравнению с отопительным (для жилых и общественных зданий принимается равным 0,8, промышленных предприятий равным 1, а для промышленно-отопительной ТЭЦ является результатом алгебраической суммы этих значений, т.е. 𝛽 = 0,9).Тогда нагрузка равна: с𝑝 𝑄гл = 9,96 ∙ Средняя потребителей: за 55 − 15 ∙ 0,9 = 7,17 МВт 55 − 5 отопительный с𝑝 период с𝑝 с𝑝 нагрузка коммунально-бытовых с𝑝 𝑄к = 𝑄о + 𝑄в + 𝑄г В результате получено: с𝑝 𝑄к = 25,97 + 3,12 + 9,96 = 39,05 МВт.

17 1.2.3. Годовые расходы теплоты Годовые расходы рекомендуется вычислять в ГДж. Годовой расход теплоты на отопления определяется по формуле: с𝑝 𝑄ог = 𝑄о ℎо . В данной формуле ℎо есть продолжительность отопительного периода, принятая в соответствии с климатологическими данными города строительства ТЭЦ. Таким образом, получится: 𝑄ог = 25,97 ∙ 6744 = 175142 МВт = 630510 ГДж. Годовой расход теплоты на вентиляцию вычисляется по формуле, ГДж: с𝑝 𝑄вг = 𝑄о ℎо 𝑧 , 24 где 𝑧 = 16 ч есть время работы систем вентиляции общественных зданий за сутки. Тогда: 𝑄вг = 25,97 ∙ 6744 ∙ 16 = 116761,12 МВт = 420340 ГДж 24 Годовой расход теплоты на ГВС, ГДж: с𝑝 с𝑝 𝑄гг = 𝑄г ℎо + 𝑄гл (8400 − ℎо ) В результате подстановки получено: 𝑄гг = 9,96 ∙ 6744 + 7,17 ∙ (8400 − 6744) = 79044 МВт = 284558 ГДж Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж: 𝑄кг = 𝑄ог + 𝑄вг + 𝑄гг , и после подстановки чисел в уравнение получится: 𝑄кг = 630510 + 420340 + 284558 = 1335408 ГДж

18 1.2.4. Отпуск теплоты по сетевой воде Сантехническая нагрузка промышленного предприятия покрывается сетевой водой и суммируется с коммунально-бытовой нагрузкой. При этом расчетная сантехническая нагрузка, МВт, вычисляется по формуле: р р р 𝑄с = 𝑄ОВП + 𝑄ГП , р р где 𝑄ОВП и 𝑄ГП приняты как исходные данные. После подстановки получится: р 𝑄с = 180 + 35 = 215 МВт ср ср г г Средние нагрузки (𝑄ОВП , 𝑄ГП ) и годовые расходы теплоты (𝑄ОВП , 𝑄ГП ) на отопление, вентиляцию и ГВС промпредприятия рассчитывают по приведенным выше формулам для коммунально – бытовых потребителей. ср р 𝑄ОВП = 𝑄ОВП 𝑡в − 𝑡о р, 𝑡в − 𝑡о после подстановки чисел средняя нагрузка равна: ср 𝑄ОВП = 180 ∙ ср 18 − (−3,3) = 85,2 МВт 18 − (−27) р При этом 𝑄ГП = 𝑄ГП = 35 МВт. Средняя нагрузка на ГВС предприятия в неотопительный период по формуле (1): ср 𝑄ГПЛ = 35 ∙ 55 − 15 ∙ 0,9 = 25,2 МВт 55 − 5 г Годовая нагрузка 𝑄ОВП , ГДж, определяется по формуле: ср г 𝑄ОВП = 𝑄ОВП ℎо После подстановки получится: г 𝑄ОВП = 85,2 ∙ 6744 = 574589 МВт = 2068520 ГДж Годовая нагрузка ГВС промышленного предприятия определяется по формуле: с𝑝 с𝑝 г 𝑄ГП = 𝑄ГП ℎо + 𝑄ГПЛ (8400 − ℎо ) После подстановки получится:

19 г 𝑄ГП = 35 ∙ 6744 + 25,2 ∙ (8400 − 6744) = 277771,2 МВт = 999976,32 ГДж Годовой расход теплоты на сантехнические нужды промпредприятия, ГДж: г г 𝑄Сг = 𝑄ОВП + 𝑄ГП В результате подстановки получится: 𝑄Сг = 2068520 + 999976,32 = 3068496,32 ГДж Учитывая тепловые потери в сетях, можно рассчитать нагрузку потребителей сетевой воды, МВт: р р р 𝑄СВ = (1 + 𝑞)(𝑄к + 𝑄с ), Где 𝑞 это доля потерь тепла в теплосетях (принимается при надземной прокладке от 0,04 до 0,06) принята равной 0,05. р 𝑄СВ = (1 + 0,05)(73,02 + 215) = 302,421 МВт Годовой отпуск теплоты по сетевой воде, ГДж: г 𝑄СВ = (1 + 𝑞)(𝑄кг + 𝑄сг ) После подстановки получится: г 𝑄СВ = (1 + 0,05)(1335408 + 3068496,32) = 4624100 ГДж 1.2.5. Построение графика Россандера По результатам расчета нагрузок потребителей сетевой воды строится график тепловых нагрузок по продолжительности (график Россандера). В данной работе данный график (рис.1.2.) был построен в программе Автокад на основании табл. 1.1., а также формул, приведенных ниже. ср Средний расход теплоты на отопление 𝑄о вычисляется для каждой температуры 𝑡о (средней за отопительный период температуры наружного воздуха) по формуле, МДж с : ср р 𝑡в 𝑄о = 𝑄о − 𝑡о р 𝑡в − 𝑡о

20 ср В таблице 1 также есть величина среднего расхода теплоты на вентиляцию 𝑄в . Она рассчитывается по формуле для каждого значения средней за отопительный период температуры по формуле: р 𝑡в ср 𝑄в = 𝑄в − 𝑡о р 𝑡в − 𝑡о Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой (и ниже) наружного воздуха 𝑛 находится на основании климатологических данных. ср В табл. 1.1 𝑄о+в это суммарный расход теплоты на отопление и вентиляцию. Таблица 1 Сводная таблица данных для построения графика Россандера МДж с МДж с МДж с 𝑡о , ℃ 𝑛, ч -30 6 60,24 6,76 67 -25 38 53,49 6,42 59,91 -20 134 47,3 5,68 52,98 -15 448 41,1 4,93 46,03 -10 1106 34,34 4,12 38,46 -5 2253 28,15 3,38 31,53 0 3962 21,96 2,64 24,6 +5 5785 15,2 1,83 17,03 +8 6744 11,26 1,35 12,61 ср 𝑄о , ср 𝑄в , ср 𝑄о+в ,

21 Рис.1.2. График Россандера

22 ГЛАВА 2. ВЫБОР, ОПИСАНИЕ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ 2.1. Расчет коэффициентов теплофикации и выбор соответствующего оборудования Основным оборудованием промышленно-отопительной ТЭЦ являются: паровые котлы (ПК), пиковые водогрейные котлы (ПВК), паровые турбины (ПТ). Выбор данных агрегатов производится следующим образом. Выбор ПТ осуществляется по расчетным тепловым нагрузкам, расчетным коэффициентам теплофикации по пару и сетевой воде, а также по характеристикам выбираемых паровых турбин. Коэффициенты теплофикации по пару и сетевой воде р р варьируются в пределах соответственно 𝛼п = 0,7 ÷ 1,0 и 𝛼св = 0,4 ÷ 0,7. Ниже представлены формулы для вычисления обоих коэффициентов: р 𝛼п 𝐷пТУР = р 𝐷п р 𝛼св ТУР 𝑄св = р , 𝑄св где 𝐷пТУР есть отпуск пара (расчетный) производственных отборов и кг ТУР противадавления выбранных турбин типа ПТ и Р, ; 𝑄св есть отпуск теплоты с (расчетный) из отопительных отборов и встроенных пучков конденсаторов выбранных турбин типа Т и ПТ, МВт. Расчетный отпуск пара на технологические нужды предприятия известен и кг р равен 𝐷п = 70 , и для данного значения оптимально выбрать 2 турбины типа ПТс 50/60-12/0,7 с номинальной нагрузкой производственного отбора 32,8 кг с . В таком случае коэффициент теплофикации по пару составит: р 𝛼п = 2 ∙ 32,8 = 0,94 70 Полученное значение коэффициента теплофикации по пару удовлетворяет условию р 𝛼п = 0,7 ÷ 1,0. р Для обеспечения условия 𝛼св = 0,4 ÷ 0,7 коэффициента теплофикации по сетевой воде наряду с двумя турбинами типа ПТ-50/60-12,8/0,7 в компоновку проектируемой промышленно-отопительной ТЭЦ целесообразно выбрать также

23 турбину, работающую на теплофикацию Т-50/60-12,8 с номинальной нагрузкой отопительного отбора 105 МВт. р Важно отметить, что при расчете 𝛼св учитываются также номинальные отопительные нагрузки двух турбин, выбранных раннее: 105 + 2 ∙ 46,5 = 0,65 302,421 Полученное значение коэффициента теплофикации удовлетворяет требованию, указанному выше. р 𝛼св = по сетевой воде Когда паровые нагрузки технологических потребителей достигают пиковых значений, их можно покрыть с помощью паровых котлов через РОУ – редукционноохладительные установки, пиковые нагрузки потребителей сетевой воды, в свою очередь, покрываются за счет пиковых водогрейных котлов (ПВК) в соответствии с выражением ниже: р р ТУР 𝑄ПВК = 𝑄св − 𝑄св Экономически более выгодно покрывать пиковую теплофикационную нагрузку с помощью пиковых водогрейных котлов [4]. Они обычно устанавливаются последовательно с основными теплофикационными подогревателями. Причем избыточная теплопроизводительность однотипных ПВК должны быть минимальна. По указанной формуле рассчитывается расчетная теплопроизводительность: р 𝑄ПВК = 302,421 − (105 + 2 ∙ 46,5) = 104,421 МВт По полученному значению выбираются пиковые водогрейные котлы с номинальной теплопроизводительностью 34,9 Гкал ч (КВ-ГМ-30) и 58,2 Гкал ч (КВ-ГМ- 50). Установленная теплопроизводительность двух выбранных ПВК равна: Σ 𝑄ПВК = (34,9 + 58,2) ∙ 1,163 = 108,3 МВт Выбор типа, количества паровых котлов осуществляется по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины 𝐷0ТУР и РОУ 𝐷0РОУ с Σ кг коэффициентом 1,02 для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ, . Котлы с также должны быть однотипными и обязательно обеспечивающими минимальный запас по паропроизводительности. Формула для расчета паропроизводительности: 𝐷ΣК = 1,02(𝐷0ТУР + 𝐷0РОУ ), Σ где 𝐷0РОУ определяется таким образом:

24 р 𝐷0РОУ = (𝐷п − 𝐷пТУР ) 𝑖п − 𝑖пв , 𝑖0 𝜂РОУ − 𝑖пв (2) где 𝑖0 , 𝑖пв соответственно энтальпии свежего пара и питательной воды паровых кДж котлов, кг ; 𝜂РОУ = 0,98 есть коэффициент полезного действия редукционно- охладительной установки. В формуле (2) 𝐷пТУР = 2 ∙ 32,8 = 65,6 кг с , 𝑖п = 2854 кДж кг ,а энтальпия питательной воды есть функция температуры насыщения 𝑖пв = 𝑓 (𝑡𝑠 = 230 ℃) = 990,21 кДж кг . Энтальпия свежего пара определяется как функция от давления и температуры 𝑖0 = 𝑓 (𝑝 = 13,8 МПа; 𝑡 = 560℃) = 3495,5 кДж кг . Давление и температуры взяты из приложений сборника методических указаний к работе, а соответствующие им значения энтальпий определены по таблицам Александрова и H-S диаграмме. Тогда 𝐷0РОУ может быть определена: 𝐷0РОУ = (70 − 65,6) ∙ 2854 − 990,21 кг = 3,4 3495,5 ∙ 0,98 − 990,21 с Сумма максимальных расходов свежего пара на все турбины проектируемой ТЭЦ равна: кг с 𝐷0ТУР = 69,4 + 2 ∙ 83,3 = 236 Σ Зная 𝐷0ТУР и 𝐷0РОУ , можно определить 𝐷ΣК : Σ 𝐷ΣК = 1,02 ∙ (236 + 3,4) = 244,2 кг с Для полученного значения расхода свежего пара и РОУ с учетом коэффициента компенсации неучтенных потерь подходит 2 котла с естественной циркуляцией Е-480-13,8 ГМ, работающих на газомазутном топливе с суммарной кг кг паропроизводительностью 𝐷ΣПК = 2 ∙ 133,3 = 266,6 . с с

25 2.2. Характеристики выбранного основного оборудования 2.2.1. Характеристика турбины ПТ-50/60-12,8/0,7 Турбина ПТ-50/60-12,8/07 мощностью 50 МВт на начальные параметры пара 12,75 Мпа и 555℃ и частоту вращения 50 с−1 предназначена для выработки электроэнергии и отпуска пара при давлении 0,5 – 1,0 МПа (промышленный отбор) и для отопления (теплофикационный отбор) [5]. Последний отбор выполнен двухступенчатым: давление в верхнем отопительном отборе составляет 60 – 250 кПа, а в нижнем 50 – 200 кПа. Расход пара через стопорный клапан составляет 76,1 кг с , номинальный производственный отбор – кг 32,8 . с На рис.2.1. изображение ПТ-50/60-12,8/07 турбины в разрезе, а в табл. 2.1 приведены основные характеристики турбины. Таблица 2.1 Основные характеристики турбины ПТ-50/60-12,8/07 Номинальная мощность, МВт Максимальная мощность, МВт Частота вращения, с−1 Начальное давление пара, МПа Начальная температура пара, ℃ Параметр изменения давления пара в верхнем регулируемом отборе, кПа Параметр изменения давления пара в нижнем регулируемом отборе, кПа ГДж Максимальная тепловая нагрузка, ч Номинальный производственный расход кг отбираемого пара, с Температура питательной воды, ℃ Давление пара за турбиной, кПа Температура охлаждающей воды, ℃ кг Максимальный расход свежего пара, с Конструктивная схема турбины Конструктивная схема проточной части ЦВД Конструктивная схема проточной части ЦНД Число выхлопов Длина лопатки последней ступни, мм 50 60 50 12,8 555 50 – 245 50 – 200 160 32,8 230 5,4 20 83,3 1ЦВД+1ЦСНД 2р+8 15 1 550

26 кг Удельный расход пара, кВт∙ч Окончание табл.2.1 5,48

27 Рис. 2.1. Турбина ПТ-50/60-12,8/0,7 в разрезе

28 Турбина одновальная, состоит из двух цилиндров. Свежий пар подают на стопорный клапан, а оттуда он по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам цилиндра высокого давления (ЦВД), который полностью унифицирован с ЦВД турбины Т-100-12,8 ТМЗ. Перепуск в ЦВД расположен со стороны среднего подшипника, а пар, пройдя через регулирующие клапаны, подводится к сопловым коробкам. Цилиндр высокого давления однопоточный, регулирующая ступень двухвенечная, ступеней давления восемь штук. Ротор ЦВД цельнокованый. Из выходного патрубка ЦВД пар поступает в ЧСД ЦНД, которая содержит семь ступеней. Конструкция ЧСД ЦНД унифицирована с передней частью ЦНД турбины Т-50-12,8. После седьмой ступени ЧСД ЦНД расположен регулирующий орган – регулирующая поворотная диафрагма, перед которой осуществляется промышленный отбор. ЧСД состоит из регулирующей ступени, трех ступеней, после которых производится верхний теплофикационный отбор, и двух ступеней, за которыми располагается нижний теплофикационный. Часть низкого давления ЦНД турбины полностью унифицирована с ЧНД ЦНД турбины Т-50-12,8. Регенеративная система турбоустановки включает четыре ПНД, деаэратор и три ПВД (см. табл.2.2 с характеристиками системы регенерации). Температура подогрева питательной воды 230℃. Таблица 2.2 Характеристики системы регенерации турбины ПТ-50/60-12,8/07 Потребитель пара Параметры пара в камере отбора Количество т Давление, МПа Температура, ℃ отбираемого пара, ч ПВД №7 3,33 395 11,24 ПВД №6 2,17 346 10,9 ПВД №5 1,4 296 12,7 Деаэратор 0,69 222 2,0

29 Продолжение табл. 2.2 ПНД №4 0,69 222 3,0 ПНД №3 0,21 137 7,05 ПНД №2 0,093 - 1,3 ПНД №1 0,045 - 0,3 Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром из промежуточных ступеней турбины. Также предусмотрено использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений. ПНД №1-4 это поверхностные теплообменники пароводяного типа вертикального исполнения. Они последовательно нагревают основной конденсат перед подачей на деаэратор. Конденсат греющего пара сливается из четвертого по ходу питательной воды ПНД в ПНД №3, из третьего – во второй, из второго – в первый, а затем этот конденсат откачивается насосом в линию основного конденсата. После деаэратора подогрев питательной воды осуществляют три вертикальных поверхностных ПВД. Слив конденсата пара из подогревателей высокого давления каскадного типа. Конденсационная установка состоит из конденсаторной группы, конденсатных, циркуляционных насосов, воздухоудаляющего устройства, водяных фильтров, эжектора циркуляционной системы. Общая площадь поверхности равна 3 тыс. м2 . Конденсаторная группа имеет один конденсатор и выполняет функцию конденсации поступающего из турбины пара, сохранения полученного конденсата, а также создания разрежения. При срыве вакуума предусмотрена установка электрической задвижки, управление которой происходит со щита. Воздухоудаляющее устройство обеспечивает нормальный теплообмен в конденсаторе и теплообменниках под разрежением, а также обладает свойством быстрого набора вакуума при пуске турбины и включает в себя два основных трехступенчатых эжектора (один из них резервный) и пусковой одноступенчатый пароструйный эжектор в количестве 1 шт. Два конденсатных насоса (основной и резервный) и электронасос осуществляют функцию отвода конденсата из конденсатосборников и подачи его в

30 деаэратор. Циркуляционные насосы подают охлаждающую воду в конденсатор и на маслоохладители турбины, а вместе с тем и в охладители генератора. Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-50/60-12,8/0,7 изображена на рис.2.2., а перечень комплектующего оборудования в табл.2.3. Рис.2.2. Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-50/60-12,8/0,7 Таблица 2.3 Комплектующее оборудование турбоустановки ПТ-50/60-12,8/0,7 Наименование Конденсатор Обозначение В тепловой схеме Типоразмера К К2-3000- I

31 Продолжение табл.2.3 Подогреватели низкого давления ПНД-1 ПН-130-16-9-III ПНД-2 ПНД-3 ПНД-4 Деаэратор Д ДП-225-7 Подогреватели высокого давления ПВД-1 ПВ-350-230-21-I ПВД-2 ПВ-350-230-36-I ПВД-3 ПВ-350-230-50-I ПС-1 ПСГ-800-3-8-I ПС-2 ПСГ-800-3-8-I Маслоохладители - Встроены в маслобак Основной эжектор - ЭПО-3-200 Подогреватели сетевой воды Охладитель эжектора уплотнений: концевых камер ЭПУ-0,9-900 - ПН-90-16-4 (ПНД-1) промежуточных камер 2.2.2. Характеристика турбины Т-50/60-12,8 Турбина мощностью 50 МВт, производимая «Турбомоторным заводом», спроектирована на начальные параметры 12,8 МПа и 565℃ без промежуточного перегрева пара и на частоту вращения 50 с−1. Завод модернизировал турбину, повысив ее номинальную мощность до 55 МВт, а максимальную – до 60 МВт. На рис.2.3 приведена установка турбины на фундаменте.

32 Рис.2.3 Установка турбины Т-50/60-12,8 на фундаменте На рисунке выше приведены обозначения: 1, 7 –корпуса переднего и среднего подшипников; 2, 8 – фундаментальные рамы переднего и среднего подшипников; 3 – скоба; 4, 5, 13 – поперечная, вертикальная и продольная шпонки соответственно; 6 – ЦВД; 9 – ЦНД; 10, 12 – задняя и боковая фундаментальные рамы; 11 – шпонка косая. Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рис.2.4. Пар от стопорного клапана направляется к четырем регулирующим клапанам, которые расположены на корпусе ЦВД и обеспечивают сопловое парораспределение. После двухвенечной регулирующей ступени и восьми последующих ступеней пар направляется в ЦНД. В ЦНД турбины Т-50/60-12,8 конструктивно совмещены 14 ступеней до регулируемого отбора пара (ЧСД) и 2 ступени после отбора (ЧНД). Из ЧНД пар поступает в конденсатор. Перепуск пара из ЦВД в ЦНД производится по двум паропроводам, соединяющим нижние половины корпусов ЦВД и ЦНД.

33 Рис.2.4 Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-50/60-12,8 В регенеративной схеме турбостановки есть четыре ПНД, из них конденсат подается в общестанционные деаэраторы. Также в регенеративной схеме имеются 3 ПВД. В табл. 2.4 приведены характеристики отборов данной турбины. Таблица 2.4 Характеристики отборов турбины Т-50/60-12,8 Потребитель пара Параметры пара в камере отбора Количество т Давление, МПа Температура, ℃ отбираемого пара, ч ПВД-7 2,96 366 11,4+2* ПВД-6 1,765 309 10,6 ПВД-5 1,062 254 6,3 Деаэратор 1,062 254 3,5 ПНД-4 0,565 192 4,6+4,7*

34 Продолжение табл. 2.4 ПНД-3 0,286 132 13,4 ПНД-2 0,088 - 1,8 ПНД-1 0,0372 - 0,3 *Пар из концевых уплотнений ПНД №1-4 представляют собой поверхностные теплообменники вертикального исполнения, а все подогреватели высокого давления пароводяные, вертикального типа и со встроенным пароохладителем и охладителем дренажа. Сетевая вода подогревается в горизонтальных пароводяных теплообменниках, имеющих прямые латунные трубы, закрепленные в трубных досках путем развальцовки. Со стороны поворотной водяной камеры есть линзовый компенсатор, препятствующий температурным расширениям труб поверхности нагрева и корпуса. Сетевые подогреватели обслуживают конденсатные электронасосы. Сетевые насосы первой ступени подают воду в сетевые подогреватели и создают подпор в сетевых подогревателях и на всасе сетевых насосов второй ступени. Подпор необходим, чтобы не было холодного кипения, т.е. кавитации. Сетевые насосы второй ступени расположены за сетевыми подогревателями, они обеспечивают подачу воды потребителям. Особенность Т-50/60-12,8 заключается в следующем: в них используется ступенчатый подогрев сетевой воды в двух последовательно расположенных сетевых подогревателях. Такой подогрев даёт экономию топлива около 2%, что быстро окупает затраты на установку двух сетевых подогревателей вместо одного. В верхнем отопительном отборе, где давление больше, его значение может изменяться от 59 до 254 кПа, а в нижнем отопительном отборе оно находится в пределах 49 – 100 кПа. Однако при отключенном верхнем отопительном отборе возможно более глубокое снижение давления нижнего отбора – до 30 кПа. Важно, что при использовании ступенчатого подогрева сетевой воды регулятор давления отбираемого пара поддерживает давление только в одной из ступеней отбора, в другой же ступени давление отбираемого пара не регулируется.

35 Другой особенностью турбоустановки Т-50/60-12,8 является использование теплофикационного пучка, встроенного в конденсатор, для нагрева сетевой воды. При этом циркуляционную охлаждающую воду отключают, а конденсацию пара, поступающего в конденсатор, организуют с помощью обратной сетевой воды, которая таким образом подогревается перед тем, как направиться в сетевые подогреватели. Данный режим работы турбоустановки с трехступенчатым нагревом сетевой воды экономичен, поскольку нет потерь с охлаждающей водой. Номинальная суммарная нагрузка отопительных отборов составляет 380 обеспечивается при подогревателях и номинальных работающем параметрах деаэраторе, свежего количестве пара, ГДж ч и включенных питательной воды, подогретой в ПВД № 5-7, равном полному расходу пара на турбину. Расход охлаждающей воды составляет 8000 м3 ч , температура данной воды 20℃. Паровой обогрев фланцев и шпилек сокращает время прогрева и улучшает условия пуска турбины. Для усовершенствования условий пуска турбины из горячего состояния, когда останов турбины занял до 8 часов, а также для увеличения маневренности паровой турбины температура пара, подаваемого в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД, повышается путем подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов. Конденсационная установка состоит из: конденсаторной группы площадью поверхности теплообмена равной 3300 м2 , устройства для очищения труб конденсатора, циркуляционных, конденсатных насосов, воздухоудаляющего устройства, водяных фильтров, эжектора системы циркуляции и трубопровода с арматурой. Воздухоудаляющее устройство включает два основных эжектора (трехступенчатых, пароструйного типа) и один пусковой эжектор (он имеет одну ступень). Комплектующее теплообменное оборудование в полном составе представлено в табл. 2.5:

36 Таблица 2.5 Комплектующее теплообменное оборудование турбоустановки Т-50/60-12,8 Наименование Обозначение В тепловой схеме Типоразмер Конденсатор К К2-3300- I Подогреватели низкого ПНД-1 ПН-90-16-4- III ПНД-2 ПН-130-16-9- III ПНД-3 ПН-130-16-10- II ПНД-4 ПН-130-16-10- II Деаэратор Д ДП-225-7 Подогреватели высокого ПВД-1 ПВ-350-230-21 давления ПВД-2 ПВ-350-230-36 ПВД-3 ПВ-350-230-50 ПС-1 ПСГ-1300-3-8 ПС-2 ПСГ-1300-3-8 Сальниковый подогреватель СП ХЭ-40-350 Эжектирующий подогреватель ЭП ЭП-3-2А давления Подогреватели сетевой воды Маслоохладители Встроены в маслобак Конденсатный насос КН 8КСД-6×3 Сливные (дренажные) насосы ДН КС-30-150 Питательные насосы ПЭН ПЭ-300-200

37 2.2.3. Характеристики котла Е-480-13,8 ГМ Паровой котел Е-480-13,8 ГМ, заводское обозначение ТГМ-96, изготовлен ОАО «Красный котельщик» (г. Таганрог). ТГМ-96 – это однобарабанный вертикально-водотрубный котел с естественной циркуляцией, предназначенный для сжигания природного газа и мазута в режиме работы с уравновешенной тягой. Компоновка Е-480-13,8 ГМ П-образная, конвективная шахта разделена надвое. Воздух подается в котел вентиляторами ВДН-26-II в количестве двух штук. Предварительный калориферов. подогрев Основной воздуха нагрев может осуществляться происходит в с помощью регенеративных воздухоподогревателях (РВП), которые размещены вне здания котельной. Горячий воздух из РВП по двум симметричным воздухопроводам направляется к горелкам. На рис.2.5 представлена конструктивная схема котла.

38 Рис.2.5 Конструктивная схема котла ТГМ-96 (продольный разрез) На рис.2.5 указанные цифры обозначают: 1 – горелки; 2 – топка; 3 – настенный радиационный пароперегреватель (НРПП); 4 – барабан; 5 – выносные циклоны; 6 – конденсационные установки (КУ); 7 – ширмы; 8 – настенный экономайзер; 9 – настенный пароперегреватель; 10 – первая ступень конвективного пароперегревателя (КПП1); 11 – вторая ступень конвективного пароперегревателя (КПП2); 12 – верхний пакет экономайзера (ЭК2); 13 – нижний пакет экономайзера (ЭК1).

39 ТГМ-96 укомплектован четырьмя вихревыми газомазутными горелками, скомпонованными на фронтовой стене топки в два яруса с наклоном осей горелок на 10° вверх. Подвод воздуха к каждой горелке индивидуальный, горелки двухпоточные и по воздуху, и по природному газу, а также они оснащены паромеханическими форсунками. Призматическая топка котла имеет прямоугольное сечение, размеры в осях труб 6,08×14,7 м. Боковые и задняя стена топки полностью экранированы трубами ∅60×6 мм, шаг 64 мм. Трубы заднего экрана в верху образуют аэродинамический выступ, в нижней – под, углом наклона 15°. Под заложен шамотным кирпичом. Фронтовая стена топки по всей высоте закрыта шестью панелями настенного радиационного пароперегревателя из труб ∅42×5 мм, сталь 12Х1МФ, с шагом 46 мм. Газоход, потолок топки и часть поворотной камеры экранированы трубами потолочного пароперегревателя ∅32×4 мм с шагом 35 мм. После топки по ходу газов находятся ширмы первого ряда, однорядный фестон из труб ∅133×10 мм, ширмы второго ряда, поворотная камера, экранированная поворотную настенным камеру пароперегревателем проходят трубы ∅108×9 и мм экономайзером. подвесной Через системы пароперегревателя, ступени КПП1 и КПП2, пакеты ЭК2 и ЭК1. Затем продукты сгорания поступают в РВП и двумя дымососами ДН-26×2А через трубу выбрасываются в атмосферу. Водопаровой тракт котла до и после барабана представляет собой два симметричных потока. В пределах каждого из них вода противотоком проходит подвесную систему пароперегревателя, конденсационные установки, панели настенного экономайзера, пакеты ЭК1 и ЭК2 из труб ∅28×4 мм и попадает в барабан котла. На котле двухступенчатая схема испарения - она включает барабан, выносные циклоны, отдельные контуры циркулирования. Непрерывная продувка производится из выносных циклонов, периодическая – из нижних коллекторов экранов. Насыщенный пар из барабана поступает в панели двухходового НРПП: опускается вниз, перемешиваясь в нижнем коллекторе, и поднимается вверх, а затем прямотоком проходит через потолочный пароперегреватель. Затем обогреваемая

40 среда каждого потока по паропроводу с установленным в нем первым впрыскивающим пароохладителем, перебрасывается на другую сторону газохода и поступает в крайние ширмы второго ряда, из них – первого ряда. Во всех крайних ширмах движение пара противоточное. Далее происходит второй переброс пара каждого потока на противоположную сторону газохода, совмещенный со вторым впрыском, и пар прямотоком проходит средние ширмы первого и второго ряда. В каждом ряду по 20 ширм: 10 крайних и 10 средних. Все они выполнены из труб ∅42×6 мм, сталь 12Х1МФ, шаг между ширмами составляет S =700 мм, шаг между трубами в ленте S =45 мм. Пройдя средние ширмы, пар поступает в панели настенного пароперегревателя поворотной камеры, проходя их прямотоком, затем попадает в конвективную часть, включающую две ступени: КПП1 и выходную КПП2. Они прямоточные, шахматные, изготавливаются из труб ∅36×6 мм. В соединительном паропроводе каждого потока между ступенями расположен третий впрыскивающий пароохладитель. Обмуровка котла комбинированная – в подовой части котла надтрубная, ниже гидропояса, а выше гидропояса щитовая. Щиты крепятся на каркасе и обшиты листом из стали. Каркас представляет собой пространственную раму с раскосами по всем стенам. Котел имеет средства очистки поверхностей нагрева от загрязнений, устройства для отбора проб пара и воды, контрольно-измерительные приборы, средства тепловой защиты и АСР. Характеристики парового котла Е-480-13,8 ГМ следующие: кг -Номинальная паропроизводительность 133,3 ; с -Параметры пара 13,8 МПа и 560℃; -Температура питательной воды 230℃; -Топливо газ и мазут; -КПД брутто 92,1÷92,9%; -Температура горячего воздуха 400℃; -Теплопроизводительность 250 Гкал ч .

41 2.2.4. Характеристики котла КВ-ГМ-30 Котел КВ-ГМ-30-150 устанавливается в отопительных и промышленноотопительных котельных. Выпуск данного вида котла осуществляет Дорогобужский котельный завод. Котлы КВ-ГМ-30-150 выполнены по П-образной схеме. Вход воды производится в нижний коллектор заднего топочного экрана, выходит вода из нижнего коллектора фронтового экрана. У топочной камеры горизонтальная компоновка. Конвективная поверхность нагрева находится в вертикальной шахте, движение газов в ней подъёмное. Котел КВ-ГМ-30-150 работает на двух видах топлива - газе и мазуте. На его фронтовой стенке расположена одна газомазутная горелка с ротационной форсункой. Для удаления наружных отложений с конвективных поверхностей в котле предусмотрена дробеочистка. Обмуровка котла надтрубная, несущего каркаса нет. Топочный и конвективный блоки имеют опоры, которые приварены к нижним коллекторам котлоагрегата. На стыке топочного и конвективного блоков опоры неподвижные. Габаритные размеры котла: высота  7300 мм, ширина  3200 мм, длина  11800 мм. Топочная камера целиком экранирована трубами диаметром 603 мм с шагом 64 мм. Экранные трубы приварены к камерам диаметром 21910 мм. В задней части топочной камеры расположена промежуточная экранированная стенка, которая образует камеру догорания. Экраны этой стенки выполнены также из труб диаметром 603 мм и установлены в два ряда с шагом S1 = 128 мм и S2 = 182 мм. Конвективная поверхность нагрева располагается в вертикальной шахте с полностью экранированными стенками. Задняя и передняя стены представляют собой трубы диаметром 603 мм с шагом 64 мм. Боковые стены экранированы вертикальными трубами диаметром 833,5 мм с шагом 128 мм, которые служат ещё и стояками для труб конвективных пакетов.

42 Пакеты набираются из U-образных ширм из труб диаметром 283 мм. Ширмы расставлены так, что трубы образуют шахматный пучок с шагом S1 = 64 мм и S2 = 40 мм. Передняя стена шахты, одновременно выполняющая роль и задней стены топки, цельносварная, а в нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон с шагом S1 = 256 мм и S2 = 180 мм. Трубы, образующие переднюю, боковые и заднюю стены конвективной шахты, ввариваются в камеры диаметром 21910 мм. Технические характеристики котла КВ-ГМ-30 указаны в табл. 2.6. Таблица 2.6. Технические характеристики котла КВ-ГМ-30 Показатель Значение Номинальная теплопроизводительность, 30 Гкал ч Расход топлива (газ), м3 3680 ч Расход топлива (мазут), кг 3490 ч т Расход воды, ч 370 Температура уходящих газов (топливо – 160 газ), ℃ Температура уходящих газов (топливо – 250 мазут), ℃ Гидравлическое сопротивление котла, кгс м2 кгс 19000 Расчетное давление воды, см2 25 КПД при номинальной нагрузке на газе, % 91,2 КПД при номинальной нагрузке на 87,7 мазуте Видимое теплонапряжение топочного ккал объёма (топливо – газ), м3 ∙ч 551∙ 103

43 Видимое теплонапряжение топочного 480∙ 103 Продолжение табл.2.6 объёма (топливо – мазут), ккал м3 ∙ч У котла газомазутный ротационный тип горелки (РГМГ-30). Достоинство ротационных форсунок заключается в бесшумной работе. Более того, у них большой диапазон регулирования, и главный их плюс – экономичность эксплуатации, так как расход энергии на распыливание значительно ниже, чем при механическом, паровом или воздушном распыливании. На рис.2.6 общий вид котла.

44 Рис.2.6 Общий вид котла КВ-ГМ-30 2.2.5. Характеристики котла КВ-ГМ-50 Водогрейный котёл теплопроизводительностью предназначен для получения горячей воды давлением до 22,5 58.2 кгс см2 МВт (50 Гкал ч ) и температурой до 150℃, которая используется в системах отопления и ГВС, а также для технологических целей. Котёл работает в двух режимах: пиковом – температурный график 110-150°С, и основном – 70-150°С. Компоновка котла башенная. Над вертикальной топочной камерой призматической формы расположена конвективная поверхность нагрева. Установка котла – полуоткрытая, или на индивидуальную, или на отдельностоящую дымовую трубу. Топочная камера экранирована трубами ∅ 60×3мм с шагом 64 мм, которые входят в коллекторы ∅ 273×10. Конвективная поверхность нагрева котла состоит из U – образных секций из труб ∅ 28×3 с шагом S1=64мм, S2=40мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты трубами ∅ 83×3,5мм с шагом 128мм,

45 одновременно исполняющими роль стояков (коллекторы) конвективных секций. Трубная система котла подвешена к каркасу за верхние коллекторы и может свободно расширяться вниз. Котёл оборудован 12-ю комбинированными газомазутными горелками, которые установлены на боковых стенках топочной камеры встречно друг к другу в два яруса (по 4 – на нижнем, по 2 – на верхнем). Каждая горелка с помощью воздуховодов подсоединяется к индивидуальному вентилятору. На всасе каждый вентилятор оснащён направляющим аппаратом с электрическим однооборотным исполнительным механизмом (МЭО). На воздуховодах к горелкам предусматривается установка воздушных заслонок с МЭО (два положения: открыто/закрыто). Такая комплектация позволяет как осуществлять и качественноколичественное регулирование нагрузки котла благодаря воздействию на МЭО направляющего аппарата и отключения/включения горелок, так и количественное. При работе на мазуте образуются наружные отложения на трубах конвективной поверхности, и для их удаления котлы оборудованы устройством газоимпульсной очистки (ГИО). Принцип работы ГИО основан на сжигании газовоздушной смеси в высокотурбулентном (взрывном) режиме с определённой частотой. Обмуровка котла облегчённая, с креплением непосредственно к трубам. Технические характеристики данного котла представлены в табл. 2.7. Таблица 2.7 Технические характеристики котла КВ-ГМ-50 Показатель Гкал Теплопроизводительность, МВт ( ч ) Рабочее (избыточное) давление воды, Мпа кгс (см2 ) Абсолютное давление воды на выходе из кгс котла, не менее, МПа(см2 ) Температура воды на входе в котел (пиковый режим), ℃ Температура воды на входе в котел (основной режим), ℃ Значение 58,2 (50) 2,5 (25,0) 1,0 (10,0) 110 70

46 Температура воды на выходе из котла, ℃ Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной, % Гидравлическое сопротивление в пиковом кгс режиме, не более МПа (см2 ) Гидравлическое сопротивление в основном кгс режиме, не более МПа (см2 ) Номинальный расход воды через котел в т пиковом режиме, ч Номинальный расход воды через котел в т основном режиме, ч Температура уходящих газов (топливо – газ), ℃ Температура уходящих газов (топливо – мазут), ℃ КПД котла брутто, не менее (топливо – газ), 150 30…100 Продолжение табл. 2.7 0,15 (1,5) 0,25 (2,5) 1230 618 180 250 92,8 % КПД котла брутто, не менее (топливо – мазут), % Расход топлива расчетный (газа), нм3 ч кг Расход топлива расчетный (мазута) ч Масса котла расчетная, кг Длина котла, мм Ширина котла, мм Высота (без дымовой трубы), мм Расчетный срок службы, не менее (лет) Общее число пусков за весь срок службы, не менее Время растопки котла, не более ч 91,1 6250 5985 106000 9350 8780 15170 20 2000 0,5 Продольный и поперечный разрез котла представлены на рис.2.7

47 Рис.2.7 Продольный и поперечный разрез котла КВ-ГМ-50 На рисунке, приведенном выше, присутствуют обозначения. Их расшифровка: 1 – трубная система; 2 – воздушный короб; 3 – портал; 4 – золовый бункер; 5 – обшивка; 6 – паромазутопровод; 7 – газоимульсная очистка (ГИО); 8 – горелка; 9 – площадки и лестницы; 10 – тепловая изоляция; 11 – газопровод; 12 – холодильник; 13 – щит водный. Вид с фронта котла КВ-ГМ-50 представлен на рис.2.8.

48 Рис.2.8 Вид с фронта котла КВ-ГМ-50 2.3. Выбор вспомогательного оборудования 2.3.1. Выбор питательного насоса Питательный насос предназначен для подачи питательной воды из аккумуляторного бака в барабан котла и обеспечения заданного давления пара на выходе [6]. На входе в питательный насос, в соответствии с необходимым кавитационным запасом, должно быть обеспечено нужное давление. С этой целью аккумуляторный бак размещают на некоторой высоте над всасом насоса. По нормам проектирования на ТЭЦ, входящих в энергосистему, суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова

49 любого из них оставшиеся в работе насосы должны обеспечивать номинальную паропроизводительность всех котлов. Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а находится на складе. т Расход питательной воды на котел Е-480-13,8 ГМ, : ч 𝐷ПВ = (1+∝ +𝛽 ) ∙ 𝐷КА , где ∝ и 𝛽 – доли расхода питательной воды на продувку и собственные нужды. т 𝐷ПВ = (1 + 0,01 + 0,05) ∙ (192,5 + 154) = 367,3 ч Зная удельный расход воды 𝑣пв = 1,1 м3 т , можно определить объемный расход питательной воды: 𝐷 ′ = 𝑣пв ∙ 𝐷ПВ м3 𝐷 = 1,1 ∙ 367,3 = 404 . ч ′ По расчетным данным выбирается 3 питательных насоса типа ПЭ 500-180, характеристики которых представлены в таблице 2.8. Таблица 2.8 Характеристики питательного насоса типа ПЭ-500-180 Подача, м3/час (м3/с) Напор, м Давление Давление насоса, МПа на входе в насос, Допустимый Масса кавитационный насоса, запас, м ст. ж. кг 15 10850 Мощность, КПД, кВт % 3125 78 МПа 500 1975 17,6 0,98 Насос ПЭ 500-180 «питает» водой стационарные паровые котлы с температурой до 165℃. Электронасосный агрегат включает насос и электродвигатель, установленные на отдельных фундаментных рамах. Валы насоса и двигателя соединены между собой зубчатой и пластинчатой муфтой закрытой кожухом [7]. Крепление трубопроводов к насосу и агрегата к фундаменту – жесткое. Насос центробежный, горизонтальный, многоступенчатый, секционный и двухкорпусной.

50 Каждый корпус насоса имеет входную и напорную крышки и набор секций. Для восприятия осевого давления предусмотрена гидропята (разгрузочное отверстие), от которой протечка горячей воды отводится в деаэратор. К концевым уплотнениям подводится холодный конденсат, который затем поступает в конденсатор. Опорами ротора насоса выступают подшипники скольжения с принудительной смазкой. Для обеспечения смазкой подшипников и муфты имеется маслоустановка. Конструкция насоса предусматривает установку и торцового, и сальникового уплотнения с подводом охлаждающей воды. 2.3.2. Выбор деаэраторов повышенного давления В соответствии со СНиП суммарная производительность деаэраторов питательной воды должна быть выбрана по максимальному расходу 𝐷ПВ . Суммарный запас питательной воды в баках основного деаэратора обеспечивается в течение пяти минут [8]. Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака, м3: 𝑉 = 𝜏 𝑚𝑖𝑛 ∙ 𝑣 ∙ 𝐷ПВ , 𝑛 ∙ 60 где 𝜏 𝑚𝑖𝑛 – минимальное время, которое бак основного деаэратора обеспечивает его водой; 𝑣 – удельный объем; 𝐷ПВ – расход питательной воды, определен в тепловом расчете; 𝑛 – число деаэраторов. Таким образом, полезная вместимость составит: 𝑉 =5∙ 1,1 ∙ 346,5 = 10,6 м3 3 ∙ 60 По результатам расчетов минимальная полезная вместимость деаэраторного бака 𝑉 = 10,6 м3 . Учитывая расход питательной воды 𝐷ПВ = 346,5 т/ч, выбирается 3 деаэратора типа ДП-500/65 с полезной вместимостью бака 65 м3 . Давление в деаэраторе 0,6 МПа, температура 158,08°∁. Деаэраторы повышенного давления предназначены для удаления коррозионно-агрессивных газов из питательной воды парогенераторов ТЭЦ, ГРЭС и АЭС [9]. Колонки повышенного

51 давления устанавливают на баках деаэратора. В любой деаэраторной установке должна присутствовать защита от повышения давления, опасного для его механической прочности, а также защита аккумуляторного бака от переполнения водой. Поэтому в деаэраторах повышенного давления в качестве защитных устройств от повышения давления используют предохранительные клапаны, устанавливаемые на баках или подводящих трубопроводов греющего пара (второй вариант лучше). Деаэраторы ДП допускают повышение давления в аппарате на 25% сверх рабочего, давление подрыва предохранительных клапанов на 0,02 МПа выше рабочего.

52 ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ 3.1. Расчет тепловой схемы После выбора оборудования для проектируемой ТЭЦ необходимо составить структурную схему расположения оборудования по тракту движения рабочего тела. Такая схема называется принципиальной тепловой и характеризует процессы преобразования, использования тепловой энергии, а также она показывает функциональную взаимосвязь основных элементов оборудования. В принципиальную тепловую схему входят паровые турбины, конденсационная установка, аппараты системы регенерации для подогрева питательной воды (ПВД, ПНД, деаэратор, охладители эжекторов уплотнений), конденсатные и питательные насосы с приводными двигателями. Кроме того, в состав схемы входят и некоторые специальные установки, например, для отпуска в том или ином виде теплоты потребителям, а наряду с ними системы смазки, регулирования и защиты. Для теплового расчета необходимо осуществить пересчет средних нагрузок отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и средней за неотопительный период нагрузки ГВС. Расчет проводится для четырех режимов, причем один из них уже был произведен раннее (см. расчет средних тепловых нагрузок). Первый режим называется максимально – зимним, второй – средним наиболее холодного месяца (или так называемый расчетно – контрольный), третий – средний отопительного сезона, четвертый – летний режим. Максимально – зимний режим соответствует самой низкой расчетной температуре наружного воздуха и определяет максимум выработки пара ТЭЦ, а следовательно и суммарную мощность установленных котлов. Отопительно – вентиляционные нагрузки и нагрузки по технологическому пару в первом режиме принимаются максимальными, нагрузка ГВС – средняя часовая за неделю. Второй режим соответствует средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха и рассчитывается при условии аварийного останова одного наиболее мощного котла ТЭЦ. Также расчетно – контрольный режим определяет число и единичную мощность устанавливаемых на ТЭЦ котельных агрегатов. При

53 этом, согласно нормам технологического проектирования электростанций должны быть обеспечены: 1) Максимально длительная отдача пара на производство 2) Средняя за наиболее холодный месяц отдача теплоты на отопление 3) Средний суточный расход тепла на сантехнические нужды (для ГВС – средний за неделю) Третий (среднеотопительный) режим рассчитывается для средней за отопительный сезон температуры наружного воздуха. Четвертый режим характеризует работу ТЭЦ при отсутствии отопительной нагрузки. Нагрузка по технологическому пару в данном режиме максимальная за сутки, по ГВС она принимается средненедельной. Далее представлен расчет трех режимов (со второго по четвертый). Средняя нагрузка отопления вычисляется по формуле: 𝑄о𝐼𝐼 = 𝑄о𝐼 где р 𝑄о𝐼 = 𝑄о = 56,3 МВт; 𝑡в −средняя 𝑡в − 𝑡хм р, 𝑡в − 𝑡о температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (принята равной 17℃ как средняя арифметическая для р промышленно-отопительной ТЭЦ); 𝑡о − расчетная для отопления, 𝑡хм −средняя температура наиболее холодного месяца, равная −13,9℃ (со знаком минус). 17 − (−13,9) ГДж = 39,54 МВт = 142,34 , 17 − (−27) ч 𝑄о𝐼𝐼 = 56,3 ∙ Средняя нагрузка вентиляции: 𝑄в𝐼𝐼 = 𝑄в𝐼 ∙ 𝑡вр − 𝑡хм р 𝑡вр − 𝑡о , р где 𝑄в𝐼 = 𝑄в = 6,76 МВт. 𝑄в𝐼𝐼 = 6,76 ∙ 17 − (−13,9) ГДж = 4,75 МВт = 17,1 17 − (−27) ч Средняя нагрузка на ГВС: р 𝑄г𝐼𝐼 = 𝑄г𝐼 = 𝑄г

54 ГДж ч Средняя нагрузка отопления для третьего режима: 𝑄г𝐼𝐼 = 9,96 МВт = 35,9 𝑄о𝐼𝐼𝐼 = 𝑄о𝐼 𝑡в − 𝑡о 17 − (−4,9) ГДж = 28,02 МВт = 101 , р = 56,3 ∙ 17 − (−27) ч 𝑡в − 𝑡о где 𝑡о = −4,9℃ есть средняя температура за отопительный период. Средняя нагрузка вентиляции (третий режим): 𝑄в𝐼𝐼𝐼 = 𝑄в𝐼 ∙ 𝑡вр − 𝑡о р 𝑡вр − 𝑡в = 6,76 ∙ 17 − (−4,9) ГДж = 3,4 МВт = 12,24 17 − (−27) ч Средняя нагрузка на ГВС: 𝑄г𝐼𝐼𝐼 = 𝑄г𝐼 = 9,96 МВт = 35,9 ГДж ч Для четвертого режима нагрузка отопления и вентиляции равны нулю: 𝑄о𝐼𝑉 = 𝑄в𝐼𝑉 = 0 Средняя за неотопительный период нагрузка ГВС: ср ср 𝑄гл = 𝑄г ∙ 55 − 𝑡хл ∙ β, 55 − 𝑡х где 𝑡х = 5℃ и 𝑡хл = 15℃ соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период;  - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному,  =0,9 – среднее арифметическое для промышленно – отопительной ТЭЦ). ср р 𝑄г = 𝑄г = 9,96 МВт = 35,9 ср 𝑄гл = 9,96 ∙ ГДж ч 55 − 15 ГДж ∙ 0,9 = 7,2 МВт = 26 55 − 5 ч Ниже представлена сводная таблица тепловых нагрузок (табл. 4.1).

55 Таблица 3.1 Сводная таблица тепловых нагрузок Наименование Параметры Единицы Максимальный расход тепла по потребителей тепла теплоносителей измерения режимам с учетом потерь в наружных сетях I Производственные Пар 6 ат потребители т ч т год II III IV 252 2207520 МВт 681 ГДж ч 2451,6 Годовая, 3513960 ГДж Коммунально- - бытовые потребители Системы отопления Вентиляция ГВС Вода 150-70°C - Вода 60°C МВт 73,02 56,26 41,38 7,17 ГДж ч 263 202,5 149 26 МВт 56,3 39,54 28,02 - ГДж ч 203 142,34 101 - МВт 6,76 4,75 3,4 - ГДж ч 24,34 17,1 12,24 - МВт 9,96 7,17 ГДж ч 35,9 26 Годовая, 296390 ГДж Сантехнические - МВт 215 - ГДж ч 774 - Годовая, 3068496 потребители Сантехнические потребители Сантехнические потребители ГДж

56 Потребители теплоты - МВт 302,42 285 269,2 233,3 Продолжение табл.3.1 по сетевой воде Сооружение - ТЭЦ объясняется ГДж ч 1089 потребностью 1026 в 969,1 тепловой 840 энергии промышленного предприятия с технологическими потребителями тепла в виде пара с давлением 6 ат и потребителей тепла на теплофикацию в виде горячей воды. р Топливом ТЭЦ является природный газ с низшей теплотворной способностью 𝑄н = 8500 ккал м3 . Принято, что теплофикационная нагрузка ТЭЦ сверх заданной для третьего режима, т.е. сверх 269,2 МВт, покрывается пиковыми водогрейными котлами. В первом режиме давление греющего пара бойлеров увеличивается до 1,2 ат, расход пара на боейлер постоянный, т.к. одновременно с теплосодержанием пара увеличивается теплосодержание конденсата в бойлерах [4]. На станциях высокого давления (от 100 ат и выше), как правило, используют двуступенчатую сепарацию продувочной воды. В первой ступени сепарации устанавливается давление около 7 ат (принято в расчетах 6 ат), и пар из сепаратора поступает в деаэратор питательной воды повышенного давления (6 ат). Продувочная отсепарированная вода после сепаратора первой ступени направляется на вторую ступень сепарации. Пар из второй ступени сепарации поступает в атмосферный деаэратор добавочной воды, в котором давление равно 1,2 ат. Предварительно принят расход пара на собственные нужды ТЭЦ равным 5% расходов пара 6 ат внешним потребителем и 10% расхода пара 0,9-1,2 ат (в первом режиме, для остальных режимов – с предполагаемым уменьшением). В данном тепловом расчете на собственные нужды ТЭЦ расходуется пар 10 ат (деаэратор 6 ат кот и ПВПкот хо ) и пар 1,2 ат (атмосферный деаэратор и ПВПхо ). В подогревателях высокого давления питательная вода, подаваемая в котлы из деаэраторов, подогревается, и конечная температура подогрева питательной воды за

57 ПВД задается в зависимости от давления в паровых котлах. Согласно ГОСТ 3619-59 для станций, работающих на высоких параметрах (более 100 ат), эта температура равна 215℃. Далее показаны характеристики турбин. ПТ-50/60-12,8/0,7 -Максимальная мощность 60 МВт -Максимальный пропуск свежего пара 274 т ч -Давление пара в промотборе 5÷9,9 ат -Номинальное давление пара в отборе «П» 6 ат -Давление пара в теплофикационном отборе 0,6÷2,5 ат -Номинальное давление в отборе 1,2 ат -Номинальный отбор «П» 118 -Номинальный отбор «Т» 75 т ч т ч -Температура питательной воды 230℃ Т-50/60-12,8 -Давление пара в отопительном «Т» отборе 0,49÷2,59 ат -Номинальный отбор «Т» 185 т ч -Номинальный расход пара на турбину 255 т ч -Максимальная мощность 60 МВт -Номинальная мощность 50 МВт -Давление в конденсаторе 5,4 кПа -Температура питательной воды 225℃ -Давление в деаэраторе 6,12 ат Далее рассмотрены параметры пара и воды, необходимые в тепловом расчете.

58 1) Пар, вырабатываемый котлами: 140,72 ат; 560℃; 3489,5 2) Свежий пар перед турбинами: 130,52 ат; 555℃; 3486,5 3) Пар из промотбора турбин: 6 ат, 696,44 ккал кг =2915,8 кДж кг кДж кг кДж кг 4) Пар из теплофикационного отбора турбины Т-50/60-12,8: 1,2 ат, 698,44 ккал кг =2924,2 кДж кг 5) Пар после турбины ПТ-50/60-12,8/0,7: при 1,2 ат 700,81 701,33 ккал кг , а при 0,6 ат ккал кг 6) Пар из расширителя непрерывной продувки первой ступени при 7 ат 660 ккал кг =2763,3 кДж кг 7) Пар из расширителя непрерывной продувки второй ступени при 2 ат 646 ккал кг =2704,7 кДж кг 8) Сырая вода из водопровода зимой 5℃, летом 15℃. То же после ПВПхо сыр – по балансу деаэратора подпитки. То же после ПВПкот сыр 22℃. 9) Химические очищенная вода перед деаэраторами 15℃; 20℃ летом 10) Питательная вода из деаэратора повышенного давления 6 ат 158,08℃, энтальпия равна 159,4 11) Вода 436,92 кДж кг из ккал кг =667,19 атмосферного =104,36 ккал кг кДж кг деаэратора 1,2 ат (насыщенная) при температуре 104,22℃ ккал кДж 12) Вода после ПВД 215℃ с энтальпией 219,88 13) Сетевая вода – по отопительному графику 14) После охлаждения подпиточная вода: зимой 70℃, летом 60℃ 15) Конденсат после кг =920,61 сетевых подогревателей и ПВП подогреватель) 96÷ 104 ккал кг или 401,93÷435,43 кДж кг Перед началом теплового расчета необходимо подчеркнуть: кг (пароводяной

59 1. Тепловая нагрузка по ГВС задаётся как среднечасовая за неделю, при этом учитываются потери в наружных трубопроводах. Использование аккумуляторных баков покрывает неравномерность потребления горячей воды. 2. Водопроводная вода зимой имеет температуру 5℃, летом – температуру 15℃. т 3. Приняты утечки в теплосети зимой и летом соответственно (в ) 30 и 20 (они ч задаются по ёмкости сети, действующей в отопительный и летний периоды). 4. Температура производственного конденсата, возвращаемого на промышленно – отопительную ТЭЦ, составляет 70℃, доля возврата конденсата – 70%. 5. Потребление производственного пара составляет 307 дней круглые сутки в течение года. На суточном графике коэффициент неравномерности принят 0,8. Тепловой расчет представлен в табл 3.2.

60 Таблица 3.2 Номер Наименование Ед.и- пункта величины зм Расчетная I II III IV формула режим режим режим режим 35,9 ∙ 103 = 652,7 60 − 5 652,7 652,7 472,7 Теплофикационная установка 1 Расход воды на ГВС м3 ч 2 Утечки теплосети м3 ч 𝐺ут 30 30 30 20 3 Суммарный расход 𝐺подпит = 𝐺г.в + 𝐺ут 652,7 + 30 = 682,7 682,7 682,7 492,7 подпиточной воды м3 ч Тепло подпиточной МВт 𝑄подпит = 𝐺подпит 𝑡подпит 682,7 ∙ 70 = 47,8 1000 47,8 47,8 Не 302,42-47,8=254,6 237,2 4 𝐺г.в = 𝑄г.в 𝑡г.в − 𝑡х.в воды 5 Нагрузка сетевых МВт 𝑄с.п = 𝑄ту − 𝑄подпит требуется 221,4 подогревателей 6 Нагрузка пикового работают МВт 𝑄п.п = 𝑄с.п − 𝑄о.п 254,6-134,5=120,1 102,7 водогрейного котла 7 Расход пара основными сетевыми подогревате- Не м3 ч 𝐷о.п = 𝑄с.п − 𝑄п.п (𝑖п − 𝑖к )𝜂 (254,6 − 120,1) ∙ 103 (630 − 96) ∙ 0,98 Не работа Не Не работают работают 231,4 Не работают

61 ют Продолжение табл.3.2 -лями 8 Расход пара на деаэратор подпитки =257 м3 ч 𝐷подп = 𝐺подпит 𝑡подпит − 𝑡хо 𝜂 (𝑖п − 𝑖хо )𝜂 104 − 80 ∙ 0,98 (646 − 80) ∙ 0,98 31,5 31,5 22,7 682,7 − 31,5 = 651,2 651,2 651,2 470 104 − 70 1,25 ∙ 651,2 29,9 29,9 32,9 61,3 61,3 44,2 252 252 252 682,7 ∙ = 31,5 9 Расход химически очищенной воды на м3 ч подп 𝐺хо = 𝐺подпит − 𝐷подпит подпитку теплосети 10 Температура сырой ℃ воды после ВВТподп 𝑡′′сыр = 𝐺подпит 𝜂 𝑡′подп − 𝑡′′подп подп 1,25𝐺хо 682,7 ∙ 0,98 + 5 = 29,9 + 𝑡′сыр 11 Расход пара на ПВПподп хо т ч подп хо 𝐷пвп = 𝐺хо 𝑡′хо − 𝑡′′хо (𝑖гр − 𝑡̅к )𝜂 651,2 80 − 30 (646 − 104) ∙ 0,98 = 61,3 Суммарный расход пара внешним потребителям 12 Производство т ч 𝐷пп 252

62 Расчет расходов пара на собственные нужды. Паропроизводительность котельной Продолжение табл.3.2. 13 Полный расход пара 10 ат 14 Загрузка отбора 10 ат 2х турбин ПТ 15 Расход свежего пара на две турбины ПТ (по т ч 𝐷10 1,05∙252=264,6 264,6 264,6 264,6 т ч 10 𝐷пт 2∙264,6=529,2 529,2 529,2 529,2 т ч св 𝐷пт 2∙275=550 550 550 550 кВт 𝑁пт 2∙49000=98000 98000 98000 98000 т ч 𝐷тсв 249 245 170 50 кВт 𝑁т 49800 49500 37980 7170 диаграмме режимов турбины) 16 Мощность 2-х турбин ПТ (по диаграмме режимов) 17 Расход свежего пара на турбину Т (по диаграмме режимов) 18 Мощность турбины Т (по диаграмме

63 режимов) 19 Паропроизводитель- т/ч Продолжение табл.3.2. ность котельной ТЭЦ т ч 𝐷′к = св 𝐷пт + 𝐷тсв 𝜂 550 + 249 = 815,31 0,98 811,2 734,7 612,2 Баланс расширителей непрерывной продувки. Расширитель первой ступени (давление 7 ат, энтальпия нас.пара 660 ккал кг 20 Коэффициент - сепарации ккал кг , энтальпия котловой воды при давлении в барабане 140,72 ат 342,79 , энтальпия отсепарированной воды при 7 ат 165,7 𝛼𝐼 = 𝑖к.в 𝜂 − 𝑖с.в𝐼 𝑖с.п − 𝑖с.в𝐼 ккал кг ) 342,79 ∙ 0,98 − 165,7 660 − 165,7 0,34 0,34 0,34 = 0,34 Расширитель второй ступени. Давление пара 2 ат, энтальпия насыщенного пара 646 ккал кг , энтальпия котловой воды 165,7 отсепарированной воды при давлении 2 ат 120 21 Коэффициент - сепарации 𝛼 𝐼𝐼 = 𝑖с.в𝐼 𝜂 − 𝑖с.в𝐼𝐼 𝑖с.п𝐼 − 𝑖с.в𝐼𝐼 ккал кг ккал кг , энтальпия . 165,7 ∙ 0,98 − 120 646 − 120 0,081 0,081 0,081 8,1 7,3 6,1 = 0,081 22 Количество продувочной воды, т ч 𝐼 𝐺прод = 0,01𝐷к𝐼 0,01∙ 815,31=8,15

64 поступающей в расширитель первой ступени (проПродолжение табл.3.2. -дувка котлов) 23 Количество пара, выходящее из т ч 𝐼 𝐼 𝐷сеп = 𝐺прод 𝛼𝐼 8,15∙ 0,34 = 2,8 2,75 2,5 2,1 т ч 𝐼𝐼 𝐼 𝐼 𝐺прод = 𝐺прод − 𝐷сеп 8,15-2,8=5,35 5,35 4,8 4 т ч 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐷сеп = 𝐺прод 𝛼 𝐼𝐼 5,35∙0,081=0,43 0,43 0,39 0,324 т ч 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐺сеп = 𝐺прод − 𝐷сеп 5,35-0,43=4,92 4,92 4,41 3,7 расширителя первой ступени 24 Количество продувочной воды, выходящее из расширителя первой ступени 25 Количество пара, выходящее из расширителя второй ступени 26 Количество

65 продувочной воды, выходящее из расширителя 𝐼𝐼 ступени (сброс в канализацию после охлаждения до 50℃ в теплообменнике Продолжение табл.3.2 непрерывной продувки ки сырой воды, подаваемой на химводоочистку Добавок химически очищенной воды котлов (поступает в деаэратор 6 ат) 27 Потеря конденсата на производстве (40% т ч ∆𝐺кп = 0,4𝐷пп 0,4∙252=100,8 100,8 100,8 100,8 т ч (см.п.8) 31,5 31,5 31,5 22,7 т ч (см.п.26) 4,92 расхода пара 10 ат) 28 Конденсат греющего пара деаэратора подпитки 29 Непрерывная продувка 4,92 4,41 3,7

66 котлов (сброс из расширителя 𝐼𝐼 ступени) 30 Внутристанционные потери пара и воды 31 Добавок т ч ∆𝐺пв = 0,02𝐷к𝐼 0,02 ∙ 815,31 = 16,31 16,2 14,7 12,24 т ч 6 𝐼𝐼 𝐺хо = ∆𝐺кп + 𝐷подп + 𝐺сеп + ∆𝐺пв 100,8+31,5+4,92+16,31= 153,42 151,41 140 Продолжение табл.3.2 хим.очищенной воды в 154 цикл ТЭЦ (сумма потерь) 32 Расход сырой воды на приготовление добавка 33 Расход пара на подогрев сырой воды в т ч т ч 𝐺сыр = 1,25𝐺хо сыр 𝐷пвп = 𝐺сыр 𝑡′сыр − 𝑡′′сыр (𝑖п − 𝑖к )𝜂 1,25∙ 154 = 192,5 192,5 22 − 7 (646 − 104) ∙ 0,98 192 189,3 175 5,41 5,34 4,94 151,2 151,2 151,2 = 5,43 ПВП Баланс деаэратора 1,2 ат 34 Количество производственного т ч 1,2 ∆𝐺др = 0,6𝐷пп 0,6∙ 252 = 151,2

67 конденсата, поступающего в деаэратор 1,2 ат при 95℃ (60% количества пара, отпускаемого производству) 35 Добавок хим.очищенной воды, т ч 1,2 𝐺хо 154 153,42 151,41 140 Продолжение табл.3.2 поступающей в деаэратор 1,2 ат 36 Расчетная сумма тепловых потоков, тыс. ккал вх,1,2 вх,1,2 вх,1,2 ∑ 𝑞т.п = ∑ 𝐺пот ∙ 𝑡пот ч 151,2∙ 70 + 146,24 + 10882 10880 10868,2 304,82 303 291,4 15 + 0,2 ∙ 646 = 10882,2 входящих в деаэратор 1,2 ат (кроме греющего пара) 37 Расчетный суммарный вес потоков, входящих в деаэратор 1,2 ат т ч 1,2 1,2 вх ∑ 𝐺пот = ∆𝐺др + 𝐺хо 151,2+146,24+0,2=305,4

68 (кроме греющего пара) 38 Учтенное тепло тыс. ккал ч учт учт ∑ 𝑄пот = ∑ 𝐺пот ∙ (𝑡 ′′ др 0,6∙ 252 ∙ (104 − 60) = Расход пара на деаэратор 40 Суммарный расчетный расход пара 1,2 ат из т ч = т ч 305,4 ∙ 104 − 10882,2 ∙ 0,98 − 6653 доб 𝐷др 6653 6653 27,19 26,83 24,6 32,6 32,17 30 6653 учт − 𝑡пот ) 39 6653 646 ∙ 0,98 − 104 учт вх вх ∑ 𝐺пот ∙ 𝑡др − ∑ 𝑞пот ∙ 𝜂 − ∑ 𝑄пот 𝑖п ∙ 𝜂 − 𝑡др сыр доб отб 𝐷сум = 𝐷пвп + 𝐷др =27,3 5,43+27,3=32,73 Продолжение табл.3.2 отборов турбин (внешние потребители и с.н.ТЭЦ) Баланс деаэратора 6 ат 41 Добавок хими чески очищенной воды, поступающей в деаэратор 6 ат (см.п.31) 154 153,42 151,41 140

69 42 Расчетная сумма тепловых потоков, тыс. ккал ч вх,6 вх,6 вх,6 ∑ 𝑞т.п = ∑ 𝐺пот ∙ 𝑡пот 154∙ 104 = 16016 15956 15747 14560 вх 6 𝐼𝐼 ∑ 𝐺пот = ∆𝐺др + 𝐷сеп 154+0,43=154,43 153,9 151,8 140,3 154,43 ∙ 158,08 − 16016 ∙ 0,98 17,52 667,19 ∙ 0,98 − 158,08 17,27 15,95 входящих в деаэратор 6 ат (кроме греющего пара) 43 Расчетный суммарный вес потоков, входящих т ч в деаэратор 6 ат (кроме греющего пара) 44 Расход пара на деаэратор 6 ат т ч 6 ∆𝐷др = вх,6 вх6 ∑ 𝐺пот ∙ 𝑡др − ∑ 𝑞т.п 𝜂 𝑖п ∙ 𝜂 − 𝑡др Продолжение табл.3.2 =17,6 Итоги расчета 45 Суммарный расчетный расход пара 10 ат внешними потребителями и с.н.ТЭЦ т ч 10 6 𝐷сум = 𝐷пп + 𝐷др 252+17,6=269,6 269,5 269,3 268

70 46 Действительная загрузка отбора 10 ат т ч (см.п.14) 529,2 529,2 т ч (см.п.15) 550 550 550 550 кВт (см.п.16) 98000 98000 98000 98000 т ч (см.п.17) 249 245 170 50 529,2 529,2 турбины ПТ 47 Действительный расход свежего пара на турбину ПТ 48 Мощность 2-х турбин ПТ 49 Действительный расход свежего пара на турбину Т Продолжение табл.3.2 50 Мощность турбины Т кВт (см.п.18) 49800 49500 37980 7170 51 Действительная т ч (см.п.19) 815,31 811,2 734,7 612,2 паропроизводительност ь котельной ТЭЦ

71 3.2. Разработка тепловой схемы Тепловая схема (рис.3) производственно – отопительной ТЭЦ, разработанная на основе выбранного основного и вспомогательного оборудования, представлена в Приложении 2. Расшифровка обозначений: 1 - парогенератор Е-480-13,8 ГМ; 2 – паровые турбины (2 шт) ПТ-50/60-12,8/0,7; 3 – паровая турбина Т-50/60-12,8; 4 – электрогенератор; 5 – конденсатор; 6 – охладитель основного эжектора; 7 – подогреватель уплотнений; 8-11 – ПНД; 12-14 – ПВД; 15, 16 – нижняя и верхняя ступени сетевой подогревательной установки; 17 – сливной насос ПНД; 18 – расширитель дренажей; 19 – питательный электронасос; 20, 21 - аккумуляторный бак и деаэрационная колонка питательной воды; 22 – конденсатные насосы двух турбин ПТ и одной Т; 23, 24 – сетевые насосы первой и второй ступеней; 25, 26 – сливные насосы дренажей сетевых подогревателей; 27 – пиковые водогрейные котлы (2 шт) КВ-ГМ-30; 28 – пиковый водогрейный котел КВ-ГМ-50; 29 – основные эжекторы конденсаторов; 30, 31 – главный и вспомогательный паровые коллекторы; 32 – коллектор непрерывной продувки парогенераторов; 33 – горячая перемычка воды высокого давления; 34 – коллектор слива и перелива воды; 35 – коллектор обессоленной воды; 36 – коллектор воды от промежуточных ступеней питательных насосов; 37 – паровой коллектор; 38 – коллектор технологического пара на производство; 39, 40 – коллекторы прямой и обратной сетевой воды; 41 редукционно – охладительная установка; 42 – охладитель выпара деаэратора; 43 встроенный теплофикационный пучок; 44 – расширители непрерывной продувки котлов; 45 – ДА подпитки теплосети; 46 – эжектор отсоса ДА; 47 – перекачивающий насос. Буквенные символы: а – пар из уплотнений турбины; б, в – конденсат из ПНД, а также линии конденсата из сетевых подогревателей нижней и верхней ступеней; г – пар из уплотнений; д – вода (пар) в конденсатор турбины; е – вода (пар) в охладитель продувки и в бак низких точек; ж – химически очищенная вода.

72 Рис.3 Тепловая схема ТЭЦ

73 ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА ГЕНЕРАЛЬНОГО ПЛАНА ТЭЦ И КОМПОНОВОК ГЛАВНОГО КОРПУСА 4.1. Разработка генерального плана ТЭЦ На рис.4.1 представлен генеральный план проектируемой производственно отопительной ТЭЦ, выполненный в программе Автокад. Обозначения на рисунке: 1 – главный корпус ТЭЦ; 2 – главный щит управления (ГЩУ); 3 – переходные галереи; 4, 5 – распределительные электротехнические устройства закрытого типа; 6 – пиковая водогрейная котельная; 7 – баки мазутные; 8 – мазутное хозяйство; 9 – насосная станция; 10 – газовое хозяйство; 11 – сливное устройство мазутного хозяйства; 12 – склад оборудования и материалов; 13 – масляное хозяйство; 14 конденсатобаки; 15 – водоём (оз. Имандра и Большой Вудъявр); 16 – градирни; 17 автодорога; 18 – железная дорога; ОВК – объединенные вспомогательные корпуса; ДТ – дымовая труба; КПП – контрольно пропускной пункт; ЛБК – лабораторно – бытовой корпус. Рис.4.1 Генеральный план ТЭЦ

74 Направления векторов на розе ветров, расположенной на рисунке в нижнем правом углу, показывают, что направление ветра преимущественно восточное, поэтому дымовые трубы расположены таким образом, чтобы в ветреную погоду выбросы с уходящими газами ТЭЦ не сносило в сторону города Кировска. Рядом с главным корпусом ТЭЦ на генплане есть свободная площадка, оставленная с целью дальнейшего увеличения мощности станции. 4.2. Разработка компоновок главного корпуса На рис.4.2 и в Приложении 3, в более читабельном виде, расположена компоновка проектируемой станции в поперечном разрезе. На ней виден котел Е480-13,8 ГМ, схематично изображены: турбогенератор, деаэрационная колонка и деаэрационный бак, а также вентилятор, регенеративный воздухоподогреватель с расположенным за ним дымососом и дымовая труба. РУСН – распределительное устройство собственных нужд. Рис. 4.2 Поперечный разрез главного корпуса

75 На рис.4.3 и в Приложении 4, в более читабельном виде, представлен продольный разрез главного корпуса проектируемой станции, где изображено 2 котла Е-480-13,8 ГМ, 3 турбины – две ПТ-50/60-12,8/0,7 и одна Т-50/60-12,8, а также деаэрационные устройства. За котлами расположены воздухоподогреватели и дымососы. Рис. 4.3 Продольный разрез главного корпуса (план) регенеративные

76 ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА СИСТЕМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТЫ ТЭЦ 5.1. Система топливоснабжения 5.1.1. Газовое хозяйство Газораспределительные пункты и система газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭС. Согласно ПТЭ и нормам технологического проектирования ТЭЦ ГРП должны быть целиком автоматизированы и иметь систему удаленного управления устанавливаемыми в них регуляторами со щитов, которые находятся в главном корпусе промышленно-отопительной ТЭЦ. Достигнуть такой степени автоматизации можно, например, при использовании регуляторов электронного типа и установке в ГРП исполнительных механизмов типа поворотная регулирующая заслонка – ПРЗ. Она имеет привод от колонки дистанционного управления, которая и используется в автоматизированных ГРП станций. При входном давлении 6 ат ГРП ТЭЦ промпредприятий оборудуют мембранными регуляторами давления типов РДУК 2Н и регуляторами ПРЗ, управляемыми электронной автоматикой. После ГРП требуемое значение давления газа определяется потерями давления до самого удаленного от ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками и составляет обычно 0,13-0,2 МПа. На рис.5.1 изображена схема ГРП с регуляторами типов РДУК 2Н и ПРЗ. Обозначения на схеме: 1 – фильтр, 2 – регулятор давления типа РДУК 2Н, 3 – регулятор давления типа ПРЗ, 4 – контрольная трубка.

77 Рис.5.1 Схема газораспределительного пункта 5.1.2. Мазутное хозяйство На проектируемой ТЭЦ основным топливом является газ, а мазут сжигается в периоды его отсутствия (в зимние месяцы), поэтому мазутное хозяйство будет считаться резервным. Так как на промышленно-отопительной проектируемой ТЭЦ будут сжигаться высоковязкие мазуты (в качестве циркуляционную схему подвода резерва), мазута. целесообразно В такой схеме применить доставка мазута осуществляется по железной дороге [10]. Прием цистерн 1 осуществляют на

78 эстакаде 2. Свежий пар с давлением 0,8-1,3 МПа, температурой 200-250℃ подаётся из котельной для подогрева мазута, находящегося в цистернах. Из цистерн топливо поступает в межрельсовый сливной желоб 6, располагающийся под всей длиной эстакады. Из желобов с уклоном не менее 1% мазут сливается в приемную ёмкость с трубчатыми паровыми подогревателями, поддерживающими температуру мазута. Конденсат пара поступает в специальный сборник. Из приёмной ёмкости, поддерживающими температуру топлива с помощью секционных паровых подогревателей, мазут направляется на фильтры грубой очистки 5, перекачивается насосами 4 в основной резервуар 14. Далее насосы 11 перекачивают мазут в кожухотрубные подогреватели 10, расположенные в мазутонасосной. Однако перед поступлением в 10 мазут очищают от примесей и осадков в фильтрах грубой очистки 12. Давление в мазутопроводе котельной регулируется с помощью сливного клапана 15. Преимущество схемы – наличие линии рециркуляции, т.к. она позволяет поддерживать мазут в резервуарах в «горячем» состоянии, что предотвращает расслоение и влагоотстой; другое достоинство схемы – предотвращение застывания топлива в трубопроводах. Основной недостаток циркуляционной схемы – неизбежность слива обработанного и подогретого мазута в емкости в случае останова котлов, в противном случае наступает перегрев топлива на всасе насоса. На рис.5.2 приведена циркуляционная схема подачи мазута. Обозначения в схеме: 1 – цистерна, 2 – эстакада; 3,9 – мазутомеры; 4 – насосы перекачивающие; 5,12 – фильтры грубой очистки; 6 – желоб сливной, 7 – приемная емкость, 8 – фильтр тонкой очистки; 10,13 – подогреватели мазута, 11 – насосы, 14 – ёмкость основная, 15 – сливной клапан, МВ – всасывающий мазутопровод; МН, МЦ, МР – мазутопроводы напорные, циркуляционные и рециркуляционные.

79 Рис.5.2 Схема подачи мазута на проектируемой ТЭЦ (циркуляционная) В табл.5.1 приведена характеристика топочного мазута марки М100, который будет использоваться как резервное топливо на проектируемой станции. Таблица 5.1 Характеристика мазута М100 Показатель М100 Кинематическая вязкость при 80℃, 118

80 Продолжение табл.5.1 не более, м2 с Вязкость условная (ВУ°) при 80℃, не более 16 Зольность, % 0,14 Температура застывания, ℃ +25 кг Удельный вес, не более, м3 1015 кг Удельный вес при 20℃, м3 985 Так как М100 будет использоваться в качестве резервного топлива, то вместимость мазутохранилища рассчитывается на десятисуточный расход топлива. Формула приведена ниже: 𝑉= 𝐵 , 𝜌 где 𝐵 − расход топлива на 10 суток для энергетических котлов, равный произведению: 𝐵 = 37661 кг ∙ 24ч ∙ 10 сут = 9038640 кг ч Следовательно на 1 котёл объём резервуара составит: 𝑉= 5.2. 9038640 = 9176,3 м3 985 Система удаления продуктов горения топлива Характеристика вентилятора горячего дутья центробежного типа ВДН-26-II для котла Е-480-13,8 ГМ сведена в табл. 5.2 и составлена на основе источников [11] и [12]. Таблица 5.2 Характеристика вентилятора ВДН-26- II Показатель Вентилятор ВДН-26-II Мощность двигателя, кВт 315-800

81 Продолжение табл.5.2 об 600÷750 Частота вращения двигателя, мин Производительность, м3 350000 ч Полное давление, Па 4610 Диаметр рабочего колеса, мм 2600 Температура воздуха на входе в вентилятор, 100 ℃, не более Маховой момент ротора, кг∙ м2 , не более Из источника характеристики [13] в таблице дутьевого 6300 5.3, центробежного размещенной вентилятора ниже, приведены ВДН-15Х-1000 одностороннего всасывания для котла КВ-ГМ-30, выполненного из листовой углеродистой стали. Таблица 5.3 Характеристика вентилятора ВДН-15Х-1000 Показатель Вентилятор ВДН-15Х-1000 Диаметр рабочего колеса, м 1,5 Частота вращения рабочего колеса 1000 об двигателя (синхронная) max, мин Типоразмер двигателя 4А280S6 Установленная мощность двигателя, кВт 75 Потребляемая мощность, кВт 65 Производительность на всасывании, м3 51000 ч Полное давление, даПа 393 Температура перемещаемой среды на 30 всасывании, ℃ Максимальный КПД, % 84 Предельная запыленность перемещаемой 0,1 г среды, м3

82 Предельная температура перемещаемой 200 среды на всасывании, ℃ Продолжение табл.5.3 Поставочные габариты, 𝐿 × 𝐵 × 𝐻, мм 3595×2710×2220 Масса с электродвигателем (без 2850 (2070) эл.двигателя), кг Угол разворота корпуса при поставке 255° (0° −270° через 15°) (монтаже) По данным источника [14] была составлена таблица характеристик (табл.5.4,) вентилятора одностороннего всасывания центробежного типа ВДН-20-1000 для котла КВ-ГМ-50 Таблица 5.4 Характеристика вентилятора ВДН-20-1000 Показатель Вентилятор ВДН-20-1000 Диаметр рабочего колеса, м 2 Частота вращения рабочего колеса 1000 об двигателя (синхронная) max, мин Типоразмер двигателя ДА304-400У-6У1 Установленная мощность двигателя, кВт 400 Производительность на всасывании, м3 215000 ч Полное давление, даПа 471 Температура перемещаемой среды на 30 всасывании, ℃ Максимальный КПД, % 85 Предельная запыленность перемещаемой 0,1 г среды, м3 Предельная температура перемещаемой среды на всасывании, ℃ 100

83 Поставочные габариты без эл.двигателя, 3301×4710×3840 𝐿 × 𝐵 × 𝐻, мм Продолжение табл.5.4 Масса без эл.двигателя, кг 5660 Угол разворота корпуса при поставке 90° (0° −278° через 15°) (монтаже) По данным сайта [15] составлена табл.5.5 технических характеристик дымососа ДН-26×2А для котла Е-480-13,8 ГМ. Таблица 5.5 Характеристики дымососа ДН-26×2А Показатель Дымосос ДН-26×2А Производительность, м3 467000 ч Полное давление, Па 4343 Максимальный КПД, % 85 Частота вращения, мин−1 750 Мощность эл.двигателя, кВт 1000 Частота вращения ротора эл.двигателя, 750 мин−1 Напряжение эл.двигателя, В 10000 Масса без эл.двигателя, кг 25100 Центробежный котельный дымосос ДН-17Х-750 для водогрейного котла КВГМ-30 выполнен из листовой углеродистой стали производства ОАО «Бийский котельный завод», его технический характеристики представлены в табл. 5.6. Таблица 5.6 Характеристики дымососа ДН-17-17Х-750 Показатель Дымосос ДН-17Х-750

84 Диаметр рабочего колеса, м 1,7 Частота вращения рабочего колеса 750 двигателя ( синхронная) max, об/мин Продолжение табл.5.6 Типоразмер двигателя 5АМ280S8 Установленная мощность двигателя, кВт 55 Потребляемая мощность, кВт 34 Производительность на всасывании, м3 56600 ч Полное давление, даПа 185 Температура перемещаемой среды на 200 всасывании, ℃ Максимальный КПД, % 84 Предельная запыленность перемещаемой 2 г среды, м3 Предельная температура перемещаемой 200 среды на всасывании, ℃ Поставочные габариты с эл.двигателем, 𝐿 × 3367×3187×2524 𝐵 × 𝐻, мм Масса с электродвигателем (без 3142 (2417) эл.двигателя), кг Угол разворота корпуса при поставке 60° (0° −270° через 15°) (монтаже) Центробежный дымосос двустороннего всасывания ДН-22×2-750 для пикового водогрейного котла КВ-ГМ-50 из листовой углеродистой стали имеет следующие характеристики: Таблица 5.7 Характеристики дымососа ДН-22×2-750 Показатель Дымосос ДН-22×2-750 Диаметр рабочего колеса, м 2,2 Частота вращения рабочего колеса 750

85 об двигателя (синхронная) max, мин Типоразмер двигателя ДА304-450Х-8 Продолжение табл.5.7 Установленная мощность двигателя, кВт Производительность на всасывании, 315 м3 162000 ч Полное давление, даПа 320 Температура перемещаемой среды на 200 всасывании, ℃ Максимальный КПД, % 84 Предельная запыленность перемещаемой 2 г среды, м3 Предельная температура перемещаемой 200 среды на всасывании, ℃ Поставочные габариты без эл.двигателя, 3180×4476×3578 𝐿 × 𝐵 × 𝐻, мм Масса без электродвигателя, кг 5250 Угол разворота корпуса при поставке 60° (0° −270° через 15°) (монтаже) По [16] высота дымовой трубы определяется выражением: 𝐻=√ 𝐴𝑀𝐹𝑚 3 𝑁 ∙√ , ПДК − сф 𝑉∆𝑇 где 𝐴 − коэффициент учета условий рассеяния, который принимают в зависимости от климата района размещения проектируемой ТЭЦ, и для Северо – Западного региона России он равен 160 согласно [17]; 𝑀 − суммарное количество вредных г примесей, ; 𝐹 −коэффициент, учитывающий скорость оседания, для газообразных с примесей принимаемый равным 1; 𝑚 −безразмерный коэффициент, учитывающий условия выхода дымовых газов из устья дымовой трубы (т.к. принята скорость газов м в устье дымовой трубы 𝜔 =35 , данный коэффициент составляет 0,8); 𝑁 −число с

86 дымовых труб одинаковой высоты, принято равным 1; ∆𝑇 −разность температуры уходящих газов и средней температурой самого жаркого месяца в 14 часов дня, К; 𝑉 − объемный расход дымовых газов примесей в атмосфере, мг м3 м3 с ; сф − фоновая концентрация вредных ; ПДК – предельно допустимая концентрация вредных примесей (берется максимальная разовая из [18]), мг м3 . Для определения объемного расхода дымовых газов необходимо определить, по какому топливу будет рассчитана высота дымовой трубы. С целью ответа на данный вопрос необходимо сравнить полный расход дымовых газов при сжигании природного газа и мазута. 1) Расход воды на продувку котла Е-480-13,8 ГМ определяется выражением: 𝑝 𝐷пр = ∙𝐷 , 100 пп где величина непрерывной продувки 𝑝 принимается 1,5%, а номинальная паропроизводительность котла 𝐷пп = 133,3 𝐷пр = кг с . Тогда: 1,5 кг ∙ 133,3 = 2 100 с 2) Количество теплоты, полезно использованное в котле, равно: 𝑄к = 𝐷пп ∙ (𝑖пп − 𝑖пв ) + 𝐷пр ∙ (𝑖𝑠′ − 𝑖пв ), где энтальпия перегретого пара 𝑖пп = 𝑓(𝑝 = 13,8 МПа; 𝑇 = 560℃) = 3490 зоне влажного пара 𝑖пв = 1021 кДж кг кДж кг ; в при температуре питательной воды 230℃; энтальпия продувочной воды 𝑖𝑠′ − энтальпия продувочной воды в расширителе первой ступени 342,79 ккал кг =1435,2 кДж кг . Тогда: 𝑄к = 133,3 ∙ (3490 − 1021) + 2 ∙ (1435,2 − 1021) = 330 МВт 3) Расход мазута, подаваемого в топку: 𝐵м = 𝑄к 𝑄р ∙ 𝜂ка + 𝑄в.вн + 𝑄ф 100 , где тепло, вносимое воздухом, при его подогреве вне котла 𝑄в.вн принимается равным 0; 𝑄ф −тепло, вносимое в топку форсуночным дутьем, принимается равным

87 0; 𝑄р = 38900 кДж есть располагаемое тепло рабочей массы мазута; 𝜂ка − КПД кг котла, равный 92,1%. Тогда: 330 ∙ 103 кг 𝐵 = = 9,21 38900 ∙ 92,1 с 100 м 4) Расчетный расход мазута: 𝐵рм = 𝐵 м ∙ (1 − 𝑞4 ), 100 где 𝑞4 − неполнота сгорания топлива, равная 0,5%. Тогда: 𝐵рм = 9,21 ∙ (1 − 0,5 кг кг ) = 9,16 = 32976 100 с ч 5) Расход природного газа определяется аналогичным способом: 𝑄к 𝐵г = где для природного газа 𝑄р = 36 𝑄р ∙ 𝜂ка + 𝑄в.вн + 𝑄ф 100 , МДж м3 . Тогда: 330 ∙ 103 м3 𝐵 = = 10 36000 ∙ 92,1 с 100 6) Расчетный расход природного газа г 𝐵рг 𝑞4 0,5 м3 м3 = 𝐵 ∙ (1 − ) = 10 ∙ (1 − ) = 9,95 = 35820 100 100 с ч г 7) По [19] теоретическое количество воздуха для сжигания 1 м3 сухого газообразного топлива (природный газ): 𝑛 𝑉0 = 0,0476 ∙ [0,5 ∙ 𝐶𝑂 + 0,5𝐻2 + 1,5 ∙ 𝐻2 𝑆 + ∑ (𝑚 + ) ∙ 𝐶𝑚 𝐻𝑛 − 𝑂2 ] , 4 где для газа и мазута в табл.5.8 и 5.9 соответственно приведено процентное содержание элементов: Таблица 5.8 Процентное содержание элементов для газа 𝐶𝐻4 82,7%

88 𝐶2 𝐻6 4,9% 𝐶3 𝐻8 1,65% 𝐶4 𝐻10 0,92% Продолжение табл.5.8 𝐶5 𝐻12 1,92% 𝑁2 4,33% 𝐶𝑂2 1,34% 𝐻2 𝑆 2,23% Таблица 5.9 Процентное содержание элементов для мазута 𝐶 83% 𝐻2 10,4% 𝑆 2,8% 𝐴р 0,1% 𝑊р 3% 𝑁р 0,7% Теоретическое количество воздуха для сжигания единицы объёма природного газа составит: 𝑉0 = 0,0476 6 10 ∙ [1,5 ∙ 2,23 + (1 + 1) ∙ 82,7 + (2 + ) ∙ 4,9 + (3 + 2) ∙ 1,65 + (4 + ) 4 4 м3 ∙ 0,92 + (5 + 3) ∙ 1,92] = 10,26 3 м 8) Объём трехатомных газов для природного газа вычисляется по формуле: 𝑉𝑅𝑂2 = 0,01 ∙ [𝐶𝑂2 + 𝐶𝑂 + 𝐻2 𝑆 + ∑ 𝑚 ∙ 𝐶𝑚 𝐻𝑛 ] 𝑉𝑅𝑂2 = 0,01 ∙ [1,34 + 0 + 2,23 + 1 ∙ 82,7 + 2 ∙ 4,9 + 3 ∙ 1,65 + 4 ∙ 0,92 + 5 ∙ 1,92] = 1,143 9) Теоретический объём азота: м3 м3

89 𝑉𝑁2 10) м3 = 0,79 ∙ 𝑉0 + 0,01 ∙ 𝑁2 = 0,79 ∙ 10,26 + 0,01 ∙ 4,33 = 8,15 3 м Теоретический объём водяных паров: 𝑛 𝑉𝐻2 𝑂 = 0,01 ∙ [𝐻2 + 𝐻2 𝑆 + ∑ ∙ 𝐶𝑚 𝐻𝑛 + 0,124𝑑г ] + 0,0161 ∙ 𝑉0 , 2 где 𝑑г − влагосодержание газообразного топлива, принимается равным 10 г м3 𝑉𝐻2 𝑂 = 0,01 ∙ [0 + 2,23 + 2 ∙ 82,7 + 3 ∙ 4,9 + 4 ∙ 1,65 + 5 ∙ 0,92 + 6 ∙ 1,92 + 0,124 м3 ∙ 10] + 0,0161 ∙ 0,26 = 2,1 3 м 11) При ∝ух > 1 выход продуктов полного сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива на 1 м3 газообразного топлива, м3 м3 , равен: 𝑉г = 𝑉𝑅𝑂2 + 𝑉𝑁2 + 𝑉𝐻2𝑂 + (∝ух − 1) ∙ 𝑉0 , где принято ∝ух = 1,07. Тогда 𝑉г = 1,143 + 8,15 + 2,1 + (1,07 − 1) ∙ 10,26 = 12,1 12) м3 м3 Полный расход дымовых газов при использовании в качестве топлива природного газа: г 𝑉полн 13) = 𝑉г ∙ 𝐵рг м3 м3 м3 = 12,1 3 ∙ 35820 = 433422 м ч ч Далее проводится аналогичный расчет для другого вида топлива (мазута). Теоретическое количество воздуха для сжигания 1 кг мазута вычисляется по формуле: 𝑉0 = 0,0889 ∙ (𝐶 + 0,375 ∙ 𝑆) + 0,265 ∙ 𝐻2 − 0,0333 ∙ 𝑂2 м3 = 0,0889 ∙ (83 + 0,375 ∙ 2,8) + 0,265 ∙ 10,4 = 10,23 кг Теоретический объём азота: 𝑉𝑁2 м3 = 0,79 ∙ 𝑉0 = 0,79 ∙ 10,23 = 8,1 кг Объём трехатомных газов для мазута вычисляется по формуле: 𝑉𝑅𝑂2 𝐶 + 0,375 ∙ 𝑆 83 + 0,375 ∙ 2,8 м3 = 1,866 ∙ = 1,866 ∙ = 1,57 100 100 кг

90 В формуле теоретического объёма водяных паров есть 𝑊ф −влага, вносимая с паром, и она принимается равной 0. Тогда: 𝑉𝐻2 𝑂 = 0,111 ∙ 𝐻2 + 0,0124 ∙ 𝑊 р + 0,0161 ∙ 𝑉0 ∙ (∝ −1) + 1,24 ∙ 𝑊ф м3 = 0,111 ∙ 10,4 + 0,0124 ∙ 3 + 0,0161 ∙ 10,23 ∙ (1,17 − 1) = 1,22 кг Полный удельный объём дымовых газов при сжигании мазута равен: 𝑉г = 𝑉𝑅𝑂2 + 𝑉𝑁2 + 𝑉𝐻2𝑂 + (∝ −1) ∙ 𝑉0 = 1,57 + 8,1 + 1,22 + (1,17 − 1) ∙ 10,23 м3 = 12,63 кг Полный расход дымовых газов: м 𝑉полн м3 кг м3 = 𝑉г ∙ 𝐺м = 12,63 ∙ 32976 = 416487 кг ч ч Расход дымовых газов при сжигании природного газа получился больше, чем при сжигании мазута, поэтому высота дымовой трубы будет вычисляться по природному газу. 14) Теперь можно определить высоту дымовой трубы, но первоначально необходимо задаться некоторыми величинами, входящими в формулу высоты, и посчитать все оставшиеся показатели, нужные для расчета. Выброс по сернистому ангидриду 𝑀 равен: 𝑀 = 𝑀𝑆𝑂2 + 5,88 ∙ 𝑀𝑁𝑂2 , где количество окислов серы в пересчете на 𝑆𝑂2 составит: ′ ′′ 𝑀𝑆𝑂2 = 20 ∙ 𝑆 р ∙ 𝐵 ∙ (1 − 𝜂𝑆𝑂 ) ∙ (1 − 𝜂𝑆𝑂 ), 2 2 ′ где 𝜂𝑆𝑂 − доля окислов серы, улавливаемых летучей золой в газоходах котла, 2 ′′ принимается равной 0 по [20], 𝜂𝑆𝑂 −доля окислов серы, улавливаемых в мокром 2 золоуловителе, принимаемая по 0,015; т.к. секундный расход дымовых газов при сжигании мазута составляет 416487 3600 = 116 м3 с , тогда секундный расход топлива 𝐵 в формуле выше определяется выражением: кг 32976 𝐺г ч = 9,16 кг 𝐵= = 3600 3600 с

91 𝑀𝑆𝑂2 = 20 ∙ 2,8 ∙ 9,16 ∙ (1 − 0) ∙ (1 − 0,015) = 505,3 р 𝑀𝑁𝑂2 = 0,034 ∙ 𝛽 ∙ 𝑘 ∙ 𝐵 ∙ 𝑄н ∙ (1 − г с 𝑞4 ), 100 где 𝛽 − учитывает влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления, принимается равным 0,85. 𝑘 характеризует выход окислов азота на 1 т соженного условного топлива. Для котлов производительностью выше т 70 он равен: ч 𝑘= 12 ∙ 𝐷 , 200 + 𝐷н т где фактическая и номинальная производительность равны 𝐷 = 𝐷н = 480 . Тогда: ч 𝑘= 12 ∙ 480 = 8,5 200 + 480 𝑀𝑁𝑂2 = 0,034 ∙ 0,85 ∙ 8,5 ∙ 9,16 ∙ 36 ∙ (1 − Максимальная ПДК𝑆𝑂2 = 0,5 мг м3 разовая величина и ПДК𝑁𝑂2 = 0,085 мг м3 0,5 г ) = 80,6 100 с предельно допустимой концентрации по санитарным нормам, тогда фоновая концентрация 𝑆𝑂2 равна: сф𝑆𝑂2 = 0,1 ∙ ПДК𝑆𝑂2 = 0,1 ∙ 0,5 = 0,05 мг м3 Фоновая концентрация 𝑁𝑂2 : сф𝑆𝑂2 = 0,1 ∙ ПДК𝑁𝑂2 = 0,1 ∙ 0,085 = 0,0085 мг м3 Выброс по сернистому ангидриду 𝑀 равен: г г 𝑀 = (505,3 + 5,88 ∙ 80,6) = 979,2 с с ∆𝑇 = 𝑇ух − 𝑇нв = 140 − 21 = 119℃ Тогда высота дымовой трубы равна: 𝐻=√ 160 ∙ 0,8 ∙ 1 ∙ 979,2 3 1 ∙√ = 109 м 0,5 − 0,05 − 0,0085 119 ∙ 116

92 Высоту дымовой трубы принимают по ближайшей максимальной из типоразмерного ряда. Таковая равна 120 м. 5.3. Система технического водоснабжения Техническая вода на ТЭЦ будет использоваться для следующих целей: охлаждение турбинного масла и масла электрических генераторов, отвод теплоты от отработавшего в конденсаторах турбин пара, а также охлаждение подшипников вспомогательных механизмов (дымососов, вентиляторов, питательных насосов). Некоторая часть технической воды является исходной для подготовки добавочной воды, использующейся в основном цикле ТЭЦ, и подпиточной воды тепловых сетей. Поскольку на проектируемой станции будет сжигаться мазут, в результате использования технической воды будут образовываться замасленные и замазученные воды, сбросная вода конденсаторов турбин, засоленные сточные воды химцехов. Однако в окружающие электростанцию водоёмы необработанным сбрасывается только поток воды, прошедшей через конденсаторы. Для проектируемой станции выбрана оборотная система технического водоснабжения. Она подразумевает замкнутое водоиспользование, а из природных источников вода на ТЭЦ будет подаваться только в случаях необходимости восполнения естественных потерь технической воды. Обязательным для оборотной системы водоснабжения является наличие воздухоохладителя. Роль воздухоохладителя для проектируемой ТЭЦ выполняет градирня. Охлажденная вода после градирен самотеком направляется по железобетонным каналам на вход циркуляционных насосов. В насосных станциях применяют центробежные или осевые вертикальные насосы, которые создают давление воды 2÷ 2,5 МПа, а также в них устанавливают дополнительные насосы меньшей подачи. Они служат (в основном зимой) для охлаждения водой газо- и маслоохладителей и другого вспомогательного оборудования.

93 Расход охлаждающей воды через конденсатор для блока, работающего в первом режиме, 𝑁 = 98 МВт (см.тепловой расчет), а также блока 𝑁 = 48,9 МВт, определяется формулой из [16]: 𝐺ов = 𝑚 ∙ 𝑑к ∙ 𝑁э , 3600 где в среднем 𝑚 − кратность охлаждения для многоходовых конденсаторов (у обоих кг типов турбин конденсатор К2-3000-2 многоходовой) – равна 60 ; удельный расход кг кг пара в конденсатор для современных турбоустановок 𝑑к = 2 . кВт∙ч Расход охлаждающей воды через конденсатор для теплофикационной турбины будет равен: т 𝐺ов = 60 ∙ 2 ∙ 48900 кг = 1630 3600 с Расход охлаждающей воды через конденсатор для турбины типа ПТ будет равен: т 𝐺ов = 60 ∙ 2 ∙ 98000 кг = 3267 3600 с Суммарный расход охлаждающей воды через конденсаторы трёх выбранных турбин равен: полн 𝐺ов = 3267 + 1630 = 4897 кг с Расходы потребителей представлены ниже в таблице в процентах от расхода охлаждающей воды на конденсацию отработавшего в турбине пара: Таблица 5.10 Расходы потребителей в процентах от расхода воды на конденсацию Назначение 𝐺ов , % Конденсация пара 100 Охлаждение турбогенераторов, крупных 2,5÷ 4,0 электрических двигателей Охлаждение подшипников 0,3÷ 0,8 вспомогательных механизмов Охлаждение масла в системе 1,2÷ 2,5

94 турбоагрегатов и питательных насосов Восполнение внутренних утечек в основном 0,04÷ 0,1 цикле электростанции Опираясь на данные таблицы 5.10, можно вычислить расход охлаждающей воды на охлаждение турбогенераторов, крупных электродвигателей, а также расход – на охлаждение подшипников вспомогательных механизмов и на охлаждение масла в системе турбоагрегатов и питательных насосов, и на восполнение утечек: полн (4 + 2,5)% ∙ 𝐺ов кг 2 с полн (0,3 + 0,8)% ∙ 𝐺ов кг пш 𝐺ов = = 27 2 с полн (1,2 + 2,5)% ∙ 𝐺ов кг м 𝐺ов = = 90,6 2 с полн (0,04 + 0,1)% ∙ 𝐺ов кг ут 𝐺ов = = 3,4 2 с тг,эд 𝐺ов = 5.4. = 159,2 Водоподготовка В данном разделе необходимо выбрать, каким способом – химическим или термическим – будет осуществляться подготовка добавочной воды. Обычно применение термического способа обходится намного дороже химического, а также основывается на установке испарителя в машинном зале. Причем использование многоступенчатых испарителей усложняет компоновку машзала и делает довольно громоздкой всю установку. По вышеизложенным причинам на проектируемой ТЭЦ будет производиться химическая водоподготовка добавочной воды. При химической подготовке сырая вода из озер Имандра и Большой Вудъявр проходит несколько этапов очистки. Первый этап – выделение из воды грубодисперсных и коллоидных веществ, снижение бикарбонатной щелочности воды посредством добавления в воду реагентов, посредством которых происходит

95 выпадение примесей в осадок. Далее вода очищается от растворенных примесей методом ионного обмена, при этом почти полностью удаляются соли жесткости и частично – хорошо растворимые соли. Для очистки воды от солей жесткости используют фильтр с Na- катионированием и H-катионирование, для удаление анионов различных кислот анионитные фильтры, где в качестве обменных ионов выступают ионы 𝑂𝐻 −. При Na-катионировании в фильтре содержится слой катионита, где катионы 𝑁𝑎 + выполняют роль обменных ионов, и тогда катионы 𝐶𝑎+ заменяются катионами 𝑁𝑎 +. Те в свою очередь образуют легко растворимые соединения, жесткость воды снижается. По той же схеме действуют H-катионитовые фильтры. На рис.5.3. представлена принципиальная схема химического способа подготовки добавочной воды, созданная на основе материалов [21]. Подписи обозначают следующее: Н1, Н2, Н3 – Н-катионитовые фильтры соответственно 1, 2, 3-й ступеней; А1, А2, А3 - анионитные фильтры соответственно 1-й (слабоосновной), 2-й (сильноосновной) и третьей ступеней; ДК – декарбонизатор; ПБ – промежуточный бак; а – ввод осветленной воды; б – вывод обработанной воды; в – подача воздуха; г - выход 𝐶𝑂2 ; ПН – промежуточный насос. Рис.5.3. Принципиальная схема химического способа подготовки добавочной воды Нормы качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией и давлением свыше 10 МПа представлены в таблице 5.11:

96 Таблица 5.11 Нормы качества питательной воды котлов типа Е с давление выше 10 МПа мкг 10 𝑁𝑎, не более, кг Жесткость, не более 1 Продолжение табл.5.11 мкг − экв кг мкг кг мкг 𝐹𝑒, не более, кг 40 𝑝𝐻 9,1±0,1 𝑆𝑖𝑂2 , не более, 𝐶𝑢, не более, мкг кг 𝐶𝑂2 (после деаэратора) мкг 𝑁𝐻3 , не более, кг мкг 𝑁𝑂2− , не более, кг мкг 𝑁𝑂2− + 𝑁𝑂3− , не более, кг мкг 𝑂2 , до деаэратора не более, кг мкг 𝑂2 , после деаэратора не более, кг 20 5 1000 20 20 30 10 Добавок химически очищенной воды ТЭЦ (рассчитывается на основании теплового расчета для первого режима) 1. Потеря конденсата на производстве (40% расхода пара 6 ат) п ∆𝐺кд = 0,4 ∙ 𝐷пп = 0,4 ∙ 252 = 100,8 т/ч 2. Конденсат греющего пара деаэратора подпитки. 𝐷подп = 𝐺подпит 3. 𝑡подпит − 𝑡х.о. ∙ 𝜂 104 − 80 ∙ 0,98 = 682,7 ∙ = 31,5 т/ч (646 − 80) ∙ 0,98 (𝑖п − 𝑡х.о. ) ∙ 𝜂 Непрерывная продувка котлов (сброс из расширителя II ступени). 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐺сеп = 𝐺прод − 𝐷сеп = 3,53 − 0,29 = 3,24 т/ч

97 4. Внутристанционные потери пара и воды. ∆𝐺пв = 0,02 ∙ 𝐷к′ = 0,02 ∙ 534,7 = 10,7 т/ч 5. Добавок химически очищенной воды в цикл ТЭЦ (сумма потерь). доб п 𝐼𝐼 𝐺хо = ∆𝐺кд + 𝐷подп + 𝐺сеп + ∆𝐺пв = 100,8 + 31,5 + 3,24 + 10,7 = 146,24 т/ч

98 Заключение В ходе выполнения выпускной квалификационной работы был разработан проект промышленно – отопительной ТЭЦ для апатито-нефелиновой обогатительной фабрики (АНОФ-3) г.Кировска. АНОФ-3 – крупное предприятие, которому необходим качественный технологический пар. Однако на сегодняшний день фабрика не получает пар в нужном количестве и в соответствующем качестве по причине износа оборудования расположенной рядом старой котельной. По этим причинам была спроектирована новая теплоэлектроцентраль, которая будет снабжать теплом не только фабрику, но и расположенный рядом с ней город Кировск. По итогам работы были рассчитаны тепловые нагрузки производственных и коммунальных потребителей, выбрано следующее основное оборудование: две турбины с производственным и теплофикационным отборами ПТ-50/60-12,8/0,7 и одна с теплофикационным отбором – Т-50/60-12,8, а также два котла типа Е-48013,8 ГМ и пиковые водогрейные котлы – КВ-ГМ-30 (1 шт.) и КВ-ГМ-50 (1 шт.). Выбрано вспомогательное оборудование – 3 питательных насоса ПЭ 500-180 и 3 деаэратора ДП-500/65. В части систем обеспечения работы проектируемой станции были разработаны следующие решения – схема газораспределительного пункта имеет регуляторы типов РДУК 2Н и ПРЗ, выбрана циркуляционная схема подачи мазута, рассчитана высота дымовой трубы на ТЭЦ – 120 м, принята оборотная система технического водоснабжения с градирнями, выбрана и обоснована химическая водоподготовка добавочной воды. В графической части работы были разработаны и описаны: развернутая тепловая схема, генеральный план, а также компоновки главного корпуса ТЭЦ в поперечном и продольном разрезах. Весь перечисленный графический материал был разработан в программе Автокад.

99 Список использованных источников 1. Национальный туристический портал [Электронный ресурс]. URL: https://russia.travel/objects/306661/ (дата обращения 07.05.2020) 2. Группа компаний ФосАгро [Электронный ресурс]. https://www.phosagro.ru/about/holding_kirovsk (дата обращения 07.05.2020) URL: 3. Амосов Н.Т. Теплофикация и теплоснабжение: методические указания к выполнению расчетной работы. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2018. – 52 с. 4. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промпредприятий. – М.: «Энергия», 1968. – 312 с. с илл. 5. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. – М.: Изд-во МЭИ, 2002. – 540 с. 6. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции: учебник для техникумов. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с. с илл. 7. Производство и поставка насосного оборудования [Электронный ресурс]/Акционерное общество «Сибметизолит». URL: https://sibmetizolit.ru/list/nasosy/pitatelnye-nasosy/nasos-pe500-180.html (дата обращения 15.05.2020) 8. Григорьев А.В., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. 9. Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Рябчиков А.Ю., Ниренштейн М.А. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 480 с. с илл. 10. Ю.Г. Назмеев. Мазутные хозяйства ТЭС. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 612 с.: ил 11. Электродвигатели и насосное оборудование [Электронный ресурс]/ ООО «Электродвигатели. URL: http://ventilator.kiev.ua/production/vdn/index.html (дата обращения 01.06.2020) 12. Сайт торгового дома ХАРВЕНТ [Электронный ресурс]. http://www.kharvent.com.ua/index_product.html (дата обращения 02.06.2020) URL: 13. Официальный сайт БКЗ [Электронный ресурс]/ ОАО «Бийский котельный завод». URL: http://www.bikz.ru/production/oborudovanie/tiagdutmash/ventdutvisnapcentrkot1/ обращения 02.06.2020) (дата 14. Сибирская ассоциация энергетического машиностроения [Электронный ресурс]. URL: https://saem.su/dymososy_centrobejnie (дата обращения 05.06.2020) 15. Сайт завода вентиляционно-отопительного оборудования [Электронный ресурс]/ Концерн МЕДВЕДЬ. 05.06.2020) URL: https://kalorifer.net/product/ventilyatory-dutevye-vdn (дата обращения 16. В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров. Тепловые электрические станции – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 466 с.: ил. 17. Л.А. Рихтер и др. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 216 с, ил.

100 18. ГН 2.1.6. 695-98 19. Т.М. Богачева. Методические указания к практическим занятиям. Расчет продуктов горения топлив в энергетических котлах и вредных выбросов в окружающую среду, 2011 – Москва, ФГБОУ ВО «Московский государственный технический университет имени Н.Э. Баумана (национальный исследовательский университет)», 14 с. 20. Сайт Томского политехнического университета [Электронный ресурс]/ Корпоративный портал. URL: https://portal.tpu.ru/SHARED/b/BONDLI/stud_work/prom/Tab1/kotel.pdf (дата обращения 08.06.2020) 21. Л.А. Беляев. Тепловые электрический станции, 2011 – STT Publishing, Томск. – 339 с. 22. Комплексные решения по проектированию и устройству внутренних инженерных систем зданий и сооружений [Электронный ресурс] // Страница создана Елисеем Гороховым. URL: https://ru.readkong.com/page/kompleksnye-resheniya-po-proektirovaniyu-i-ustroystvu-2862768 (дата обращения 09.06.2020) 23. Котельное и котельно-вспомогательное оборудование [Электронный ресурс]/ Котельный завод «ТЭП-Холдинг». URL: https://www.tep-holding.ru/catalog/kotelnoe-oborudovanie/ (дата обращения 09.06.2020) 24. Котлы & котельные ДОРОГОБУЖКОТЛОМАШ [Электронный ресурс]/ Дорогобужский котельный завод. URL: http://www.dkm.ru/catalog/bolshie-kotly/67.html (дата обращения 09.06.2020)

101 Приложение 1 Схема пароподогрева мельнично-флотационного отделения АНОФ-3

102 Приложение 2 Тепловая схема ТЭЦ

103 Приложение 3 Поперечный разрез главного корпуса ТЭЦ

104 Приложение 4 Продольный разрез главного корпуса ТЭЦ (план)

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

Рецензия от Маркина Мария

Так как в Санкт-Петербургском Политехническом университете от будущих бакалавров в 2020 году не требовалась рецензия, прикрепляю только отзыв своего научного руководителя Амосова Николая Тимофеевича.

почти 3 года назад

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв