+7(499)-938-42-58 Москва
+7(800)-333-37-98 Горячая линия

Техническая характеристика оборудования тепловой электростанции (образец)

Оборудование ТЭЦ

Техническая характеристика оборудования тепловой электростанции (образец)

На ТЭЦ находится основное и вспомогательное оборудование, при помощи которого ведется выработка электрической и тепловой энергии.

Основное оборудование ТЭЦ

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паровому циклу (цикл Ренкина) относится: паровые котлы, паровые турбины, электрические генераторы и главные трансформаторы. Какие бывают паровые турбины на современных тепловых электростанциях, Вы можете почитать в статье — типы паровых турбин.

К основному оборудованию ТЭЦ, работающей по паро-газовому циклу относится: газовая турбина с воздушным компрессором, электрический генератор газовой турбины, котел-утилизатор, паровая турбина, главный трансформатор.

Основное оборудование — это оборудование, без которого невозможна работа ТЭЦ.

Вспомогательное оборудование ТЭЦ

К вспомогательному оборудованию оборудованию ТЭЦ относятся различные механизмы и установки, обеспечивающие нормальную работу ТЭЦ. Это могут быть водоподготавливающие установки, установки пылеприготовления, системы шлако- и золоудаления, теплообменники, различные насосы и другие устройства.

Ремонт оборудования ТЭЦ

Всё оборудование ТЭЦ  должно ремонтироваться согласно установленному графику ремонтов.

Ремонты, в зависимости от объема работ и количества времени делятся на: текущий ремонт, средний ремонт и капитальный ремонт. Самый большой по продолжительности и количеству ремонтных операций — капитальный.

Более подробно о ремонтах на электростанциях Вы можете почитать в нашей статье — Ремонт энергетического оборудования ТЭС.

Во время работы, оборудование ТЭЦ должно подвергаться периодическому техническому обслуживанию (ТО), также согласно утвержденному графику ТО. Во время ТО проделывают, например, такие операции — продувка обмоток двигателей сжатым воздухом, перенабивка сальниковых уплотнений, регулировка зазоров и т.д.

Также во время работы, за оборудованием ТЭЦ должен вестись постоянный контроль со стороны эксплуатационного персонала. При обнаружении неисправности, должны быть предприняты меры по их устранению, если это не противоречит правилам безопасности и правилам технической эксплуатации. В противном случае оборудование останавливается и выводится в ремонт.

О том как оборудование на ТЭС выводится в ремонт, Вы можете посмотреть на видео, представленном ниже:

Назад, в Тепловые электростанции.

Представители дочерней компании российской государственной корпорации Росатом United Corporation for Innovation LLC и Ассоциации 11.10.

2016 года, на реакторном здании энергоблока № 2 Нововоронежской АЭС-2, ООО «СТС», завершило работы Специалисты Росэнергоатома установили первые шпунтовые сваи на строительной площадке береговой инфраструктуры для плавучей тепловой Второй энергоблок атомной электростанции Heysham побил ранее установленный почти 22-летний рекорд непрерывной работы, проработав Корпорация по атомной энергии Индии (NPCIL) подключила в сеть энергоблок со станционным номером 2 Правительство Франции согласилось выплатить компенсацию государственной энергетической компании Electricite de France (EDF), чтобы закрыть В рамках усилий Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ) по содействию информированности в области Сильная национальная приверженность к ядерной энергии идет рука об руку со слабой производительностью по Третий энергоблок японской АЭС Ikata префектуры Эхимэ достиг 100% рабочей мощности, сообщил представитель владельца Первая атомная электростанция Иордании может начать функционировать к 2025 году, если будет обеспечено достаточное На сайте правительства РФ был опубликован указ подписанный премьер-министром РФ Дмитрием Медведевым о строительстве На Нововоронежской АЭС включили в сеть шестой энергоблок, первый в мире энергоблок АЭС, построенный Чешская энергетическая компания ČEZ попросила Министерство охраны окружающей среды провести оценку воздействия на окружающую 19 июля в 18-58 на Кольской АЭС (филиал АО «Концерн Росэнергоатом» -«Кольская АЭС») действием Китайская цифровая аппаратура и система управления для атомных электростанций прошла независимую аттестацию Международным агентством Доля ядерной энергии от общей мировой установленной мощности снизится с 5% в 2015 году Болгария подписала соглашение с консорциумом из нескольких компаний о строительстве хранилища радиоактивных отходов для Шведский комитет по радиационной безопасности дал предварительное одобрение строительства на территории страны интегрированной системы Ядерный регулирующий орган Южной Кореи сегодня одобрил строительство энергоблоков со станционными номерами 5 и Шведская энергетическая компания Vattenfall утвердила инвестиции в модернизацию систем безопасности трех ядерных реакторов на Энергетический гигант Росэнергоатом, компания, управляющая всеми атомными электростанциями в России, приступил к строительству Курской В японской префектуре Фукусима, где в 2011 году произошла катастрофа на атомной электростанции, официально Ядерный регулирующий орган Испании одобрил продление еще на десять лет операционных лицензий для завода Выпускников Томского политехнического университета (ТПУ) будут готовить к работе на зарубежных атомных электростанциях. Соответствующее Второй энергоблок тайваньской АЭС Нью-Тайпей, которая принадлежит энергетической компании Taiwan Power Company’s (Taipower), отключился Первый энергоблок Курской АЭС в понедельник утром отключился из-за срабатывания автоматической защиты электрического генератора, Электрическая мощность ядерных реакторов Франции снизился примерно на 6 процентов в четверг и пятницу Участившиеся отклонения в работе АЭС на Украине происходят из-за снижения электрических нагрузок, которые возникли Министр исследований, технологии и высшего образования Индонезии Мохаммад Насир сказал, что Индонезия должна немедленно Желание Поднебесной стать главным игроком в атомной энергетике планеты может отрицательно отразиться на надежности

Источник: http://tesiaes.ru/?p=4397

Расчет тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ в городе Магнитогорск

Техническая характеристика оборудования тепловой электростанции (образец)

Характеристика резервного топлива:   /20/

Wр    0,49%

Aр    0,05%

Sр    1,80%

Cр    85,71%

Hр    1,45%

Oр    0,50%

Qнр    39,57 МДж/м3

ρ    946 кг/м3

2.1. Выбор типа и количества турбин

Исходные данные

Тепловая нагрузка ТЭЦ Qтэц =5000ГДж/ч= 1388,9 МВт.

Доля промышленной нагрузки = 0,6

Распределение тепловой нагрузки

          Промышленная нагрузка    Qпр = Qт                                                              

                                                         Qпр = 0,6*1388,9 = 833,34МВт.

Отопительная нагрузка       Qот = Qтэц – Qпр                         

                                                        Qот = 1388,9– 833,34= 555,56 МВт.

Расход пара на промышленный отбор 

                                           Dпр = ,  /4/                                                            

                                 Dпр = кг/с,

где – энтальпия пара промышленного отбора, при    Рпр = 1,47 МПа,

 iпр = 3002 кДж/кг;– энтальпия обратного конденсата,

принимаем tок = 100 0С, iок = 419,1 кДж/кг. /7/

Тепловая мощность отопительных отборов турбин составляет

Qотб = *Qот = 0,52*555,56   = 283,33 МВт

Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов ТЭЦ составляет

Qпвк= Qот- Qотб=555,56-283,33=272,23 МВт.

По полученным значениям промышленной и отопительной нагрузок ТЭЦ и в соответствии с номенклатурой выпускаемого отечественного турбинного оборудования производится выбор типа и числа паровых турбин, устанавливаемых на ТЭЦ.

   Рекомендуемый вариант: Пять турбин ПТ-80/100-130/15 с номинальной промышленной нагрузкой Dпр=69.4 кг/с /4/ и с номинальной тепловой нагрузкой Qотб=70 МВт /4/.

Теплофикационная нагрузка отопительных отборов турбин зависит от коэффициента теплофикации  тэц. Учитывая то, что газ является дешевым топливом и, учитывая предварительный выбор турбин, принимаем коэффициент теплофикации тэц= 0,52. /1/

Коэффициент загрузки отопительного отбора

                  кОТ == 92,6%

Коэффициент загрузки промышленных отборов

                  кпр == 82%

Рассмотрим другие варианты выбора турбин, приняв исходные данные:

Р-100-130/15         Dпр=180,6 кг/с                                               /4/

Р-102-130/15         Dпр=218,1 кг/с                                               /4/

ПТ-80/100-130/15                 Dпр=69.4 кг/с, Qотб=70 МВт /4/, αТЭЦ=0,52  /5/

ПТ-60/75-130/15                  Dпр=55,6 кг/с, Qотб=41 МВт, /4/ αТЭЦ=0,52  /5/

Т–50/60–130                        QОТБ  =104,72 МВт,                                      /5/

Т-100-130        Qотб=180 МВт, /4/ αТЭЦ=0,53                         /5/

Р-50-130/15        Dпр=133,1 кг/с                                                /4/

ПТ-135/165-130/15             Dпр=88,9 кг/с, Qотб=128 МВт                        /4/

Рассчитываемые данные сведены в таблицу 4.

Таблица 4.– Выбор варианта турбин.

Вариант

Qотб, МВт

Кпр, %

Кот, %

тпр, %

тот, %

1

5хПТ-80

288,89

82

92,6

63

12

2

2хПТ-60

Р-102

2хТ-50

288,89

81,9

99,1

86,2

93,7

3

2хПТ-135

Р-100

Т-50

277,78

89

77

58

35

4

ПТ-135

Т-100

2x Р-50

288,89

90,5

93,7

85,0

62,3

Как видно из таблицы 4 наиболее выгодными вариантами установки турбин на проектируемой ТЭЦ будут варианты 2 и 4, из них наиболее предпочтительным  является вариант 4, поскольку установка меньшего числа турбоагрегатов, путем установки агрегатов большей единичной мощности, снижает удельную стоимость установленного киловатта мощности и повышает тепловую экономичность ТЭЦ.

По технико-экономическим соображениям загружаем все турбоагрегаты на 100% номинальный режим, кроме одной турбины ПТ-135/165-130/15.

Коэффициент загрузки промышленного отбора пара турбины при условии полной загрузки трех остальных турбин.

Коэффициент загрузки отопительных отборов пара одной турбины при полной загрузке других:

Таким образом, производим тепловой расчет недогруженной турбины ПТ-135, с промышленным отбором, загруженным на 62,3% и теплофикационными отборами, загруженными на 85,0%, с учетом принятого αТЭЦ=0,52.

2.2. Краткая характеристика выбранных турбин

Турбина   ПТ – 135/165 – 130/15       /6/

1) Завод изготовитель                УТМЗ.

2) Номинальная мощность    Nном =135 МВт.

3) Максимальная мощность    Nмакс =165 МВт.

4) Начальное давление     P0 =12,75 МПа.

5) Начальная температура    t0 = 555 0C.

6) Номинальный расход пара на турбину  DНОМ =211,1 кг/с.

7) Давление в конденсаторе    РК =3,6 кПа.

8) Давление промышленного отбора  РПР = 1,47 МПа.

9)Расход пара в промышленный отбор

    на номинальном режиме    Dпр=88,9 кг/с

10)Давление отопительных отборов:

верхнего      Ротбв=0,06-0,25 МПа

нижнего      Ротбн=0,05-0,20 МПа

11)Отопительная нагрузка    Qотб=165 МВт

12)Количество цилиндров    2

13)Число отборов пара на регенерацию  7

Турбина  Т – 100/120 – 130         /7/

1) Завод изготовитель       УТМЗ.

2) Номинальная мощность    Nном = 100 МВт.

3) Максимальная мощность    Nмакс = 120 МВт.

4) Начальное давление     P0 = 12,75 МПа.

5) Начальная температура    t0 = 555 0C.

6) Номинальный расход пара на турбину  DНОМ =123,6 кг/с.

7) Давление в конденсаторе    РК = 3,6 кПа.

8) Давление  отопительных отборов

     верхнего       РОТв =0,06 –0,25 МПа

     нижнего       Ротбн=0,05-0,20 МПа

9) Отопительная нагрузка на 

    номинальном режиме    = 180 МВт.

10) Количество цилиндров    3

11) Число нерегулируемых отборов пара  7

Турбина Р-50-130/15       /7/

1) Завод изготовитель         ЛМЗ.

2) Номинальная мощность    Nном =50 МВт.

3) Максимальная мощность    Nмакс =60 МВт.

4) Начальное давление     P0 =12,8 МПа.

5) Начальная температура    t0 = 555 0C.

6) Номинальный расход пара на турбину  DНОМ =138,6 кг/с.

7) Давление в конденсаторе    РК =3,6 кПа.

8) Давление промышленного отбора  РПР = 1,47 МПа.

9)Расход пара промышленному потребителю

    на номинальном режиме             Dпр=133,1 кг/с

10)Количество цилиндров    1

13)Число отборов пара на регенерацию  3

2.3 Выбор числа и типа котельных агрегатов

Учитывая разнородный состав турбин, принимаем неблочную схему компоновки станции, т.е. с работой котлов в общую паровую магистраль.

Производительность паровых котлов выбирается по максимальному расходу пара на турбины с запасом, учитывая потери пара на пути от парового котла к турбине и потери пара на собственные нужды котельного отделения.

DКОТ = , кг/с       

где – максимальный расход пара на турбину

для турбин ПТ – 135/165 – 130/15                                 =211,1 кг/с

Т – 100/120 – 130                             =123,6 кг/с

          Р-50-130/15                           =138,6 кг/с

αут=1,6% /6/ – потери пара на пути от парового котла к     турбине для промышленно-отопительных ТЭЦ;

αсн=1,2%  /4/ – потери пара на нужды котельного отделения

кг/с

Выбираем следующий тип парогенераторов отечественного производства:

Е-500-13,8-560 ГМН (ТГМЕ-464) с номинальной паропроизводительностью =138,89 кг/с /8/.

Количество парогенераторов:  n = (DКОТ) /(),                              n =(617,737)/(138,89) = 4,44.

     Выбираем n=5 парогенераторов.

    Суммарная паропроизводительность парогенераторов:

DСУМ = n*              

DСУМ = 5*138,89=694,45 кг/с.

       Коэффициент загрузки парогенераторов:

m=(DКОТ)/(DСУМ);              

m=(617,737)/( 694,45)=0,889.

2.4 Краткая характеристика парогенератора

Котёл Е-500-13,8-560 ГМН (ТГМЕ-464) предназначен для работы на природном газе и мазуте с теплофикационными турбинами на высокие параметры пара.

Котёл вертикально-водотрубный,  однобарабанный, с естественной циркуляцией,  П-образной компоновки, в газоплотном исполнении, предназначен для работы под наддувом.

Техническая характеристика котла /8/ :

Изготовитель                                                     ПО «Красный котельщик»

Номинальная паропроизводительность:      138,89 кг/с.

Давление свежего пара          13,8 МПа.

Температура свежего пара         560 0С.

Температура питательной воды        232 0С.

Температура уходящих газов         150 0С.

КПД брутто           92,8%.

Габариты котла в осях колонн:

ширина          17,4 м

глубина          17,8 м

высота          34,5 м

Сопротивление котла:

по газам          180 кг*с/см2

по воздуху          267 кг*с/см2

Потери от химической и механической

неполноты сгорания         0,5%

2.5 Выбор числа и типа водогрейных котлов

Суммарная нагрузка ПВК станции составляет:

, МВт

Выбираем 3 пиковых водогрейных котела КВ-ГМ-100-150 с теплопроизводительностью 116 МВт. /9/

Коэффициент загрузки водогрейных котлов:

(78,2%)

Краткая характеристика водогрейного котла

Котел КВГМ-100-150  – башенный, предназначен для работы в пиковом режиме на газе и мазуте. Котел имеет Т-образную газоплотную конструкцию.

Техническая характеристика /9/

Расчетная теплопроизводительность   116 МВт.

Поверхность нагрева      2710 м2.

Расчетный расход воды     343 кг/с.

Расчетные температуры воды

– на входе       70 0С.

– на выходе       150 0С.

Перепад давления воды     0,165 МПа.

КПД брутто       92,5 %.

3. Описание схемы водоподготовки

Водоподготовительная установка предназначена для подготовки подпиточной воды котлов Е-500-13,8-560. Исходной является из реки Урал. Обработка воды осуществляется по схеме:   

ИК – М – Н1 – А1 – Д – Н2– А2 – ФСД.

где ИК – осветлитель для коагуляции и известкования;

       М – механический (осветлительный) фильтр;

       Н1, Н2 – Н-катионитные фильтры 1-ой и 2-ой ступеней;

       А1, А2 – анионитные фильтры 1-ой и 2-ой ступеней;

Источник: http://myunivercity.ru/%D0%A2%D0%B5%D0%BF%D0%BB%D0%BE%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%B8%D0%BA%D0%B0/%D0%A0%D0%B0%D1%81%D1%87%D0%B5%D1%82_%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%B9_%D1%81%D1%85%D0%B5%D0%BC%D1%8B_%D0%B8_%D0%B2%D1%8B%D0%B1%D0%BE%D1%80_%D0%BE%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D0%BE/176867_2292936_%D1%81%D1%82%D1%80%D0%B0%D0%BD%D0%B8%D1%86%D0%B02.html

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.