Онлайн поддержка
Все операторы заняты. Пожалуйста, оставьте свои контакты и ваш вопрос, мы с вами свяжемся!
ВАШЕ ИМЯ
ВАШ EMAIL
СООБЩЕНИЕ
* Пожалуйста, указывайте в сообщении номер вашего заказа (если есть)

Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Расширение САМТЭЦ парогазовой установкой утилизационного типа

rock_legenda 2075 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 83 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 05.02.2022
Пояснительная записка содержит 78 страниц, 4 таблицы, 1 рисунок, гра-фическая часть проекта изложена на 7–ти листах формата А1: СамГТУ 13.03.01.09.04.078.001; СамГТУ 13.03.01.09.04.078.002; СамГТУ 13.03.01.09.04.078.003; СамГТУ 13.03.01.09.04.078.004; СамГТУ 13.03.01.09.04.078.005; СамГТУ 13.03.01.09.04.078.006; СамГТУ 13.03.01.09.04.078.007. Расширение станции, установка газотурбинная, теплофикация, схема теп-ловая. турбина паровая, котел утилизатор. В дипломном проекте рассмотрен вариант расширения Самарской ТЭЦ утилизационной парогазовой установкой. Произведен поверочный расчет га-зотурбинной установки, принципиальной тепловой схемы парогазовой уста-новки и термодинамический расчет котла-утилизатора. Изложены вопросы охраны труда. Рассмотрен специальный вопрос: снижение шума от выхлоп-ных трактов газотурбинных установок с котлами-утилизаторами.
Введение

В городе Самара действует две ТЭЦ, ГРЭС и две крупные районные ко-тельные (РК), более 380 промышленных и отопительных котельных. В зонах источников централизованного теплоснабжения (ТЭЦ и РК) наблюдается де-фицит тепловой мощности, возрастающий с каждым годом. На действующей ТЭЦ энергетическое оборудование, выработавшее свой ресурс, подлежит демонтажу или замене уже в ближайшее время. По условиям генплана СамГРЭС и БТЭЦ не имеют возможности расши-рения, либо они ограничены. Их реконструкция предусматривается с сохра-нением или при незначительном увеличении тепловой и электрической мощ-ности за счет замены оборудования. В текущем 2021 году срок службы оборудования Самарской ТЭЦ соста-вил более 35 лет, то есть проблема ввода новых энергетических мощностей является актуальной. Одним из перспективных направлений развития современной энергетики являются парогазовые установки (ПГУ), расчет которой для Самарской ТЭЦ представлен в данной работе.
Содержание

Реферат 2 Содержание 3 ВВЕДЕНИЕ 5 1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА САМАРСКОЙ ТЭЦ 5 2. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН 7 3. ОПИСАНИЕ ГЛАВНОГО КОРПУСА 8 4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 9 4.1. Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ 10 4.2. Водогрейный котел КВГМ–180 11 4.3. Водогрейный котел ПТВМ–100 14 4.4. Паровая турбина Т–100/120–130–3 17 4.5. Паровая турбина ПТ–60/75–130/13 20 4.6. Паровая турбина Р–50–130/13 22 4.7. Газовая турбина PG6111FA (6FA) General Electric (проектируемая) 24 4.8. Паровая турбина SST-600 Siemens (проектируемая) 26 5. СОСТАВ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 27 6. ОБОСНОВАНИЕ РАСШИРЕНИЯ САМАРСКОЙ ТЭЦ 30 7. СОСТАВ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБОРУДОВАНИЯ 30 7.1. Технические характеристики ПГУ 30 8. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ САМАРСКОЙ ТЭЦ 31 8.1. Исходные данные для расчета 31 8.2. Уточнение исходных данных 31 8.3. Расчет состава основного турбинного и котельного оборудования 33 8.4. Расчет внешних узлов тепловой схемы 34 8.5. Выход из строя одного пикового водогрейного котла 34 8.6. Расширитель непрерывной продувки 35 8.7. Вакуумный деаэратор добавочной воды 36 8.8. Определение расхода пара из отборов турбины Т-100-130 36 8.9. Энергетические показатели турбоустановок ТЭЦ на максимально зимнем режиме 39 9. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГТУ 40 9.1. Исходные данные 40 9.2. Определение теплофизических характеристик уходящих газов 41 9.3. Расчет котла-утилизатора 44 9.4. Расчет контура низкого давления котла-утилизатора 45 9.5. Приближенный расчет паровой турбины 48 9.6. Определение экономических показателей парогазовой установки 52 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТАНЦИИ 53 10.1. Исходные данные для экономического расчета проектируемой ПГУ 53 10.2. Годовые отпуски электрической и тепловой энергии 54 10.3. Эксплуатационные расходы для проектируемой ПГУ 54 10.4. Основные показатели себестоимости электрической и тепловой энергии для проектируемой ПГУ 56 10.5. Экономический анализ эффективности проекта по программе «Alt-Invest-Prim» 57 10.6. Основные результаты экономического анализа. 59 11. ОХРАНА ТРУДА НА САМТЭЦ 60 11.1. Безопасность эксплуатации технологического оборудования, случаи аварийного останова ПГУ 60 11.2. Пожарная безопасность 63 11.3. Электробезопасность 69 12. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 70 13. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС: снижение шума от выхлопных трактов га-зотурбинных установок с котлами-утилизаторами 72 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 76 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 77
Список литературы

1. Александров, А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. М.: Издательство МЭИ, 1999. 168 с. 2. Буров, В.Д. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др. / под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлова, С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. 454 с. 3. Денисов, И.Н. Расчет принципиальной тепловой схемы парогазовой установки с котлом-утилизатором: учеб. метод. пособ. / И.Н. Денисов. – Самара: СамГТУ, 2007. 87 с. 4. Денисов, И.Н., Кузнецов В.Д., Шелудько Л.П. Оценка экономической эффективно-сти реальных инвестиций в энергетике: учебно-метод. пособие. Самара: Самар. гос. техн. ун-т, Самара, 2004. 58 с. 5. Зиганшина, С.К. Тепловой расчёт конденсационного теплоутилизатора поверхност-ного типа: методические указания / С.К.Зиганшина, А.А.Кудинов. – Самара. Самар. гос. техн. ун-т, 2011. 32с. 6. Кудинов, А.А. Теория горения органических топлив / А.А. Кудинов. – М.: ИНФРА-М, 2015. 390 с. 7. Кудинов, А.А. Тепловые электрические станции. Схемы и оборудование: учеб. по-собие / А.А.Кудинов. – М.: ИНФРА-М, 2012. 325с.: ил.- ISBN 078-5-16-004731-7. 8. Кудинов, А.А., Зиганшина С.К. Парогазовые установки тепловых электрических станций / А.А. Кудинов, С.К. Зиганшина. Самара: СамГТУ, 2014. 210 с. 9. Кудинов, А.А. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях / А.А. Ку-динов, С.К. Зиганшина. М.: Машиностроение, 2011. 374 с. 10. Липов, Ю.М. Компановка и тепловой расчет парового котла / Ю.М. Липов, Ю.Ф. Самойлов. М.: Энергоатомиздат, 1988. 208 с. 11. Недугов, А.Ф., Куркулов М.А. Решение проблем повышения безопасности и энерго-сбережения в системах снабжения теплом и горячей водой.// Безопасность труда в промышленности.-2006.-№9.-с.36-39. 12. Трухний, А.Д. Основы современной энергетики. Ч. 1. Современная теплоэнергетика / А.Д. Трухний, А.А. Макаров, В.В. Клименко. М.: Изд-во МЭИ, 2002. 368 с.
Отрывок из работы

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА САМАРСКОЙ ТЭЦ Эксплуатация Самарской ТЭЦ начата 1 ноября 1972 года с розжига 1-го водогрейного котла ПТВМ-100. В декабре 1975 года введён 1-й энергоблок: паровой котёл БКЗ-420 НГМ, турбина ПТ-60-130, генератор ТВФ-63-2. ТЭЦ обеспечивает теплом и электроэнергией более 1/2 города. На ТЭЦ установлено 5 газомазутных котлов типа БКЗ-420-140 НГМ, 3 водогрейных котла типа ПТВМ-100, 5 водогрейных котлов типа КВГМ-180, 1 турбина типа ПТ-60- 130-13, 3 турбины типа Т-100/120-130-3 и 1 турбина Р-50-13. В структурном составе ТЭЦ насчитывается 7 технологических цехов, 9 отделов и 3 лаборатории. Основным видом топлива является природный газ, резервным - мазут. Производительность ХВО составляет: по обессоленной воде - 272 т/ч; по хим. очищенной воде - 6180 т/ч. Система горячего водоснабжения города - «открытая» с суммарной циркуляцией сетевой воды по тепловым магистралям 18-20 тыс. м3/ч. ТЭЦ связана с энергетической системой воздушными линиями 110 кВт через подстанцию «Кировская», расположенную в 2,5 км от Самарской ТЭЦ. Основные потребители ТЭЦ: по горячей воде - жилищно-коммунальной сектор города Самары; по пару-завод ОАО «Alcoa». Режим работы ТЭЦ - круглогодичный, круглосуточный по электрическому графику, с провалами в выходные и праздничные дни технологической нагрузки по пару и горячей воде. На станции выполнена реконструкция систем регулирования турбин Т- 100/120-130-3, позволяющая увеличить выработку электроэнергии за счет использования низкопотенциального пара. Внедрены системы автоматического розжига горелок «АМАКС» с компьютерным управлением. Котлы и турбины оснащены автоматическими системами управления технологических параметров. Создан учебный центр с ЭВМ, позволяющий проводить подготовку персонала. Организованна шестая смена оперативного персонала, позволяющая интенсифицировать его подготовку. В целях снижения выбросов вредных веществ в атмосферу выполнены следующие мероприятия: реконструкция котлов БКЗ-420-140НГМ с внедрением двухступенчатого сжигания и увеличения степени рециркуляции газов до 10% - достигается снижение выбросов окиси азота на 40%; реконструкция схемы рециркуляции газов на водогрейных котлах КВГМ-180 и установка новых горелок производства АО «Паротехника», что обеспечивает снижение выбросов окислов азота на 20%; оснащение водогрейных котлов ПТВМ-100 горелками типа ГДС-100. При условии оптимального использования этих горелок снижение выбросов NOx составляет 30%; с целью постоянного контроля за вредными выбросами с уходящими глазами котлоагрегатов на Самарской ТЭЦ введен в работу газоаналитический комплекс, позволяющий непрерывно производить измерения 02 N02, S02, СО, температуры и расхода уходящих газов в 6-ти газоходах. 2. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН Самарская ТЭЦ расположена в промышленной зоне Кировского района г. Самары вблизи жилых массивов в прямоугольнике, ограниченном улицей Алма-Атинской, пр. К.Маркса, Ракитовским шоссе и площадкой металлурги- ческого завода. Станция предназначена для теплофикации жилых районов г. Самары и отпуска пара металлургическому заводу. Площадка ТЭЦ представляет собой вытянутую с востока на запад территорию при средней длине 1900,0 м и средней ширине 450,0 м. С южной стороны площадки между ТЭЦ и металлургическим заводом располагается ж.д. станция с тремя приемоотправочными путями. Автомобильные въезды расположены со стороны пр. К.Маркса и ул. Алма-Атинской. ТЭЦ расположена в городской черте и обслуживается городским транспортом. На площадке предусмотрены и действуют четыре охранных пункта - на воде ж.д. пути с ул. Алма-Атинской, на мазутном хозяйстве со стороны стройбазы ТЭЦ, на вводе ж.д. путей со стороны Ракитовского шоссе и на автомобильном выезде на территорию стройбазы ТЭЦ. Ко всем зданиям и сооружениям запроектированы необходимые технологические и противопожарные проезды и автодороги с покрытием, аналогичным существующему. Кроме того, перекладываются постоянные железнодорожные пути в главный корпус, и намечается новый путь к складу - навесу мастерской привлеченных организаций. ТЭЦ обслуживается находящимся у мазутного хозяйства пожарным депо, имеющим выезд на ул. Чекистов. Ближайшая городская пожарная часть Кировского района находится на расстоянии 5-ти км. Рельеф площадки ТЭЦ - спокойный. Поверхности спланирована с абсолютными отметками над уровнем моря 75-77 м. Опасные физико-геологические процессы и явления отсутствуют. Территория подвержена техническому подтоплению. По климатическим условиям территория района относится к зоне распространения умеренного климата. Максимальная глубина промерзания грунта - 165 см. Сейсмическая активность - до 6 баллов. На общей территории в 84,37 га размещаются промплощадка, стройбаза строительного управления №47, мазутное хозяйство ТЭЦ и шламоотвал. Тепловые выводы горячей воды и пара на потребителя выходят на все четыре стороны площадки. Часть из них выполнена наземной прокладкой, часть - подземной. Cети водопровода, канализации и телефонной связи подключаются к городским коммуникациям. Так как территория основной площадки ТЭЦ плотно застроена здания- ми, сооружениями и очень насыщена подземными коммуникациями, размещение новых и расширение существующих зданий усложнено, поэтому для размещения проектируемых сооружений используется территория строй- базы. При этом существующее функциональное зонирование территории с учетом новых и старых технологических связей, противопожарных разрывов и проездов в основном сохраняется. Настоящий проект расширения предусматривает строительство нового корпуса на территории стройбазы за ГРП 2. Проектируемые газоходы подключаются к существующей дымовой трубе. Проектируемые эстакада проводов для доставки воды и пара в новый корпус строится перпендикулярно существующей от главного корпуса к строящемуся. 3. ОПИСАНИЕ ГЛАВНОГО КОРПУСА Главный корпус ТЭЦ выполнен по компоновке серийного газомазутной ТЭЦ и состоит из основного, вспомогательного оборудования, постоянного и временного торцов. Основные несущие конструкции главного корпуса ТЭЦ выполнены стальными. Стены изготовлены из керамзитовых панелей. Межэтажные перекрытия выполнены из сборных железобетонных плит. Компоновка корпуса выполнена двухпролетной: пролёт котельного отделения – 25,1 м; пролёт машзала – 39 м; шаг между колоннами – 12 м; длина главного корпуса – 252 м; ячейка парового котла – 24 м; ячейка турбоагрегата – 24,5 м. Дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели уста- новлены на открытом воздухе. Паровые котлы устанавливаются фронтом к машинному залу. Деаэраторы высокого давления установлены на отметке 27,356 м в главном корпусе. Турбоагрегат Р-50-130/13 представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью. Обслуживание турбин осуществляется на отметки 12 м. Конденсационные установки расположены на отметки 4 м. Пол машзала и котельного отделения находится на отметке 0,00 м. Турбоагрегаты установлены поперёк машзала. Около каждой турбины установлен: питательный насос ПЭ-580-2030. В деаэраторной этажерке на отметке 12 м расположены тепловые щиты управления. На отметке 16 м расположены трубопроводы и паропроводный коридор. На отметке 12 м в котельном отделении в постоянном торце находятся РРОУ, РОУ и БРОУ. В котельном отделении установлены два мостовых крана грузоподъёмностью 50 и 10 т, также как в турбинном отделении. В турбинном отделении расположен железнодорожный въезд со стороны временного торца. Ремонтные площадки расположены во временном торце главного корпуса. 4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ В котельном цехе СамТЭЦ установлено пять энергетических паровых котлов типа БКЗ-420-140 НГМ (ст. № № 1?5). Котел БКЗ-420-140 НГМ однобарабанный, предназначен для работы на газе и мазуте под наддувом. Компоновка котла выполнена по «П» - образной сомкнутой схеме. Топка и конвективная шахта образуют газоплотную стенку, которая является экраном топки. На фронтовой стенке топки расположены восемь газомазутных горелок производительностью 3,5 т/ч по мазуту и 3800 нм?/ч на газе. Горелки расположены в два яруса по четыре в каждом. Подогрев воздуха производится в двух выносных РВП-54. Котлоагрегат оборудован дутьевым вентилятором типа ВДН-25?2 производительностью 437000 м?/ч и двумя вентиляторами рециркуляции дымовых газов типа ВГДН-17У. 4.1. Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ-3 однобарабанный, вертикально-барабанный, с естественной циркуляцией, предназначен для сжигания газа и мазута под наддувом. Котел спроектирован для работы со следующим параметрами: - номинальная производительность по перегретому пару - 420 т/ч; - давление пара в барабане котла - 159 кгс/см2; - давление перегретого пара за паровой задвижкой -140 кгс/см2; температура перегретого пара - 560 °С; температура питательной воды - 230 величина наддува в топочной камере - 300 кгс/см2; водяной объем котла - 130 м3; паровой объем котла - 87 м3 В настоящее время на СамТЭЦ в качестве основного режима работы оборудования принят режим с пониженными параметрами пара: за котлами tПЕ=545°С, p_ПЕ=130 кгс/см2; перед турбинами t0=5400С, p_0=120 кгс/см2. В аварийных случаях дефицита мощности в энергосистеме допускается кратковременная работа оборудования tПЕ =550°С?,p?_ПЕ==140 кгс/см2; t0=545°С, p_0=130 кгс/см2. Компоновка котлоагрегата выполнена по П-образной, сомкнутой схеме. Топка представляет собой первый восходящий газоход. Вверху топки распложена вторая ступень пароперегревателя - ширмы, во втором (нисходящем) газоходе расположены: первая, третья и четвертая ступени конвективного пароперегревателя, первая и вторая ступени водяного экономайзера. Подогрев воздуха осуществляется в вынесенном регенеративном воздухоподогревателе. Топка и конвективная шахта имеют общую газоплотную стенку, которая является задним экраном топки. Топочная камера открытого типа, призматической формы полностью экранирована гладкими трубами 60x6 мм с шагом 80 мм с варкой полосы между ними. Материал труб ст.20 и 15ХМ. Трубы из стали 15ХМ установлены на задних экранах котлов ст. №1-5 между отметками 5,1 ми 15,9 м, т.е. в зоне воздействия факелов горелок. На фронтовой стенке топки расположены восемь газомазутных горелок производительностью 3,5 т/ч по мазуту и 3800 нм /ч на газе. Горелки расположены в 2 яруса по четыре в каждом. Топка в горизонтальном сечении по осям труб противоположных экранов имеет следующие размеры: 5930x13180 мм, объем топочной камеры 1427 м. Экранные трубы сварены между собой в сплошные мембранные панели. Задний экран в верхней части образует трехрядный фестон из гладких труб; в нижней части вместе с фронтовым экраном - под топки, который закрыт шамотным кирпичом. Фронтовой экран в верхней части переходит в наклонный потолок топки (угол к горизонтали 15°), а в нижней части образует порог. Боковые экраны имеют плоскую конструкцию. Экраны подвешены в верхней части каркаса и свободно расширяются вниз. Жесткость и прочность стен топочной камеры обеспечивается поясами жесткости. Пояса жесткости состоят из швеллеров-бандажей и вынесенных из изоляции двутавровых балок. По углам двутавровые балки поясов жесткости шарнирно связаны между собой, что обеспечивает обоюдное расширение экранов. Экраны разделены на 15 циркуляционных контуров: 13 относятся к чистому отсеку, 2 - к соляному. Подогрев дутьевого воздуха производится в двух выносных РВП-54. Котлоагрегат оборудован дутьевым вентилятором типа ВДН-25х2 производительностью 437000 м/ч и двумя вентиляторами рециркуляции уходящих газов типа ВГДН-17У. 4.2 Водогрейный котел КВГМ-180 Газомазутный водогрейный котел КВГМ-180-150-2 тепловой производительностью 180 Гкал/ч (209,5 МДж/ч) предназначен для покрытия пиков теплофикационных нагрузок ТЭЦ. Котел водотрубный, прямоточный, Т- образный сомкнутой компоновки, спроектирован для работы на газе и мазуте. Топка и опускной газоход имеют общий промежуточный экран. Расположение поверхностей нагрева в опускных газоходах симметричное. Тепловые расчетные характеристики котла КВГМ-180-150-2: - теплопроизводительность - 180 Гкал/ч (209,5 МДж/ч), - максимальное давление в котле - 25 кгс/см2 (2,45 МПа); - температура на входе в котел – 70-110 °С; - температура на выходе из котла – 150 °С; - расход воды через котел – 2210-4420 т/ч; Габаритные размеры котла: - ширина по осям колонн - глубина по осям колонн - высота Топочная камера призматическая, вертикальная, открытого типа с размерами в плане 6480x5740 мм по осям трубных экранов. Экраны собираются из 12 блоков. Фронтовой и задний выполнены из труб 60x4 мм, сталь 20, с шагом 64 мм. На котлах КВГМ-180-150 ст. №-4, 5 СамТЭЦ промежуточный экран выполнен газоплотным шагом 80 мм (плавник - 20 мм). Верхняя часть камеры закрыта потолочными экранами, каждый из которых состоит из 3-х блоков и выполнен из труб диаметром dHxS мм=38х4 мм, сталь 20 с шагом 42 мм. В нижней части, фронтовой изадний экран образуют скаты пода котла. Объем топочной камеры составляет 763 м3. Обшивка топочной камеры выполнена из листовой углеродистой стали толщиной 3 мм. Топочная камера оборудована шестью вихревыми газомазутными горелками, расположенными симметрично на боковых стенах треугольником с вершиной вверх. Производительность одной горелки по газу - 3790 м3/ч (1,053 м3/с), по мазуту - 3460 кг/ч (0,961 кг/с). Горелки по воздуху выполнены двухпоточными. Это способствует работе котла при сниженных нагрузках без отключения отдельных горилок (за счет закрытия одного из каналов горелки). Конвективные поверхности нагрева расположены в двух опускных газоходах с полностью экранированными стенами. Ограждающими поверхностями каждой конвективной шахты являются: промежуточная стена котла; боковая стена котла; фронтовая и задняя стены конвективной шахты. Фронтовая и задняя стена конвективной шахты выполнена из труб dHxS мм = 95x5 мм, сталь 20, с шагом 136 мм. В эти трубы входят горизонтально расположенные V-образные змеевики из труб d„xS мм = 32x3 мм, сталь 20. Для обеспечения плотности и снижения температуры обмуровки между этими трубами вваривается полоса толщиной 40 мм. Расположение труб в опускном газоходе шахматное. Вода сетевыми насосами подается во входную камеру (сталь 20, dHxS мм=720х12 мм). Из входной камеры вода идет в нижние камеры фронтового, заднего, промежуточных экранов топки и в нижние камеры боковых потолочных экранов опускного газоходов конвективной шахты. Диаметры водоперепускных труб - 273 с толщиной стенок - 8 мм, сталь 20. Пройдя по 100 трубам d„xS мм = 60x4 мм соответственно фронтового и заднего экранов; по 90 трубам dHxS мм = 60x4 мм соответственно правого и левого промежуточных экранов и далее по 12 водоперепускным трубам dHxS мм = 159x6 мм, сталь 20; по 135 трубам d„xS мм = 38x3 мм, сталь 20 правого и левого бокового и потолочного экранов и далее по водоперепускным трубам диаметром 273x8, вода поступает в верхние камеры dHxS мм = 273x14 мм, сталь 20. По вышеназванным экранам вода идет снизу вверх. Далее вода поступает в стояки фронтовой и задней панели (по 24стояка с каждой стороны котла), проходит сверху вниз по 384 трубам dHxS мм = 32x3 мм верхних, средних и нижних полусекций конвективных пакетов и по 8 трубам d„xS мм = 273x8 мм, сталь 20, собирается в сборной камере d„xS мм = 720x12 ии, сталь 20. Тягодутьевые механизмы котла КВГМ-180, к ним относятся: дутьевой вентилятор, дымосос, дымосос рециркуляции газов. Дутьевой вентилятор ВДН-26-11-У - центробежная машина одностороннего всасывания правого вращения: производительность вентилятора – 272х10 м3/ч; полное давление – 478 кгс/м2; диаметр крыльчатки – 2600 мм. Привод осуществляется от электродвигателя ДАЗО-217-44-8/1 СУ 1: мощность – 630/320 кВт; число оборотов в минуту – 741/594; напряжение – 6000 В. Дымосос ДН-24хО,62 ГМ предназначен для отсоса дымовых газов из котлоагрегата КВГМ-180 при температуре газов на выходе не выше 200°С. Электропривод - ДАЗО-217-44-8/ЮУ1: производительность - 375/300 тыс.м3/ч (104/83 м3/с); скорость вращения - 741/594 об/мин (12/10 об/с); максимальный кпд - 84 %; потребляемая мощность - 502 кВт; диаметр крыльчатки - 2400 мм. Крыльчатка дымососа - двухстороннего всасывания. Ходовая часть дымососа состоит из вала, 2-х литых корпусов подшипников с двухрядными сферическими роликоподшипниками, втулочно-пальцевой муфты и ступицы. Корпуса подшипников ходовых частей имеют масляные ванны для жидкой смазки подшипников. Змеевики, помещенные в масляные ванны корпусов, служат для водяного охлаждения масла. Дымосос рециркуляции ВГДН-21 - центробежная машина левого вращения одностороннего всасывания, для подачи дымовых газов рециркуляции. Обмуровка котла состоит из изоляционных и армирующих материалов, асбестовой части наносимой напылением, армированной сетки, уплотнительной штукатурки и стеклоткани с полимерным покрытием. Толщина обмуровки 110-130 мм. Коллекторы со стороны газоходов защищаются шамотобетоном, наружняя часть покрывается асбестовой изоляцией. Для поддержания требуемой температуры воздуха на входе в котел (tB = 45°С) установлены двенадцать калориферов КБ-126. 4.3. Водогрейный котел ПТВМ-100 Пиковые теплофикационные водогрейные котлы типа ПТВМ-100, установленные на Самарской ТЭЦ, предназначены для покрытия, как пиковых нагрузок, так и основных в системе централизованного теплоснабжения и представляют собой прямоточные агрегаты, подогревающие непосредственно воду тепловых сетей. При работе котла в пиковом режиме циркуляция воды происходит по 2-х ходовой схеме. тепловая производительность - 100 Гкал/ч (116,4 МДж/ч); рабочее давление - 25 кгс/см2 (2,5 МПа); максимальная температура (Т2) воды на выходе из котла - 150 °С; номинальный расход воды (Д) при пиковом режиме – 2140 т/ч; минимальный расход (Д) – 1500 т/ч; гидравлическое сопротивление – 0,96 кгс/см2. Топочная камера предназначена для сжигания высокосернистого мазута и природного газа. Размеры топочной камеры в плане - 6,23x6,23 м., высота призматической части - 5,3 м. Стены топочной камеры экранированы трубами d„xS мм = 60x3 мм с шагом Н - 64 мм. Количество труб в фронтовом и заднем экранах по 96 шт., в левом и боковом экранах по 98 шт. Амбразуры грелок выполнены из ошипованных трубчатых колец, включенных в циркуляционный контур котла. Все трубы экрана соединены между собой горизонтальными поясами жесткости с шагом по высоте 2,8 м. Настенные экраны котлов вварены в верхние и нижние камеры (коллекторы) dHxS мм = 273x13 мм. Верхние камеры боковых экранов разделены перегородкой (заглушкой) на две части - фронтовую и заднюю. Экранные трубы и коллекторы выполнены из стали 20. Объем топочной камеры 245 м3. Лучевоспринимающая поверхность экранов - 224 м3. Конвективная часть состоит из 96 секций, каждая секция представляет собой змеевики из труб dHxS мм = 28x3 мм, вваренные своими концами в стояки d„xS мм = 83x3,5 мм. Змеевики расположены в шахматном порядке с шагом Н=333 мм. Трубы змеевиков каждой секции свариваются 6-ю вертикальными дистанционирующими планками, образуя жесткую форму. По ходу газов конвективная часть разделена на два пакета, зазор между которыми составляет 600 мм. Поверхность нагрева конвективной части 2960 м. Стояки по длине имеют две перегородки для соответствующего направления движения воды через змеевики. Водяной объем, включая трубопроводы в пределах котла - V=30 м. Температура уходящих газов при максимальной нагрузке: - при работе на мазуте - 230 °С; - при работе на газе - 185 °С. КПД котла при 40% нагрузке 92,6% и 92,1% соответственно при работе на мазуте и газе. Котел работает устойчиво в диапазоне нагрузок от 15 до 100%. Компоновка котла башенная с верхним выходом дымовых газов на естественной тяге. Котлы водотрубные с принудительной циркуляцией. Вода в котле нагревается за один цикл, т.е. кратность циркуляции равна единице. Котел оборудован 16 газомазутными горелками производительностью 900 м3/ч (0,25 м3/с) по газу и 800 кг/ч (0,22 кг/с) по мазуту. Конструкция горелки предусматривает периферийный подвод газа и механический распыл мазута. Форсунки, не охлаждаемые, и при отключении мазута на горелках форсунки необходимо удалить из топки или поставить под пар. Изменение теплопроизводительности котла осуществляется путем изменения числа работающих горелок. Каркас котла состоит из четырех плоских рам, связанных в конструкцию в виде параллелепипеда общей высоты 14,45 м и размерами в плане 6,9x6,9 м верхней отметке распложены грузовые ригели рам и несущие балки потолка, к которым подвешивается весь котел. Для придания общей пространственной жесткости конструкции используются помосты, опоясывающие каркас на трех, отметках. Обмуровка выполнена облегченной с креплением к экранным трубам. Нагрубная обмуровка состоит из трех слоев теплоизоляционных материалов: шамотобетона, минеральной ваты в виде матрацев в металлической сетке и уплотнительной газонепроницаемой обмазки, которая также обеспечивает гидроизоляцию котла от атмосферных осадков. Общая толщина обмуровки - 115 мм. Котлоагрегаты, установленные на станции, работают в пиковом режиме. При работе котла в пиковом режиме циркуляции воды происходит по 2-х ходовой схеме: из напорного трубопровода сетевая вода попадает в нижнюю входную камеру, откуда по четырём трубам dHxS мм = 263x7 мм (по двум к нижнему коллектору левого бокового экрана и по двум - к нижнему коллектору правого бокового экрана) подается к коллекторам боковых экранов и делается два хода. Первый ход: снизу вверх по боковым экранам и через боковые верхние коллектора, фронтовой и задний верхние коллектора, конвективную часть попадает в промежуточные коллектора фронтового и заднего экранов. Второй ход: из промежуточных коллекторов сверху вниз вода проходит фронтовой и задний экраны и попадает в нижнюю выходную камеру, а оттуда по трубопроводу диаметром 630 на 8 мм в коллектор горячей воды диаметром 800 мм. Подача воздуха в каждую горелку производится вентилятором типа Ц-9- 57 с производительностью 10000 м3/ч (2,8 м3/с), с напором 160 мм вод. ст. (1,57 кПа), мощность электродвигателя 7 кВт и числом оборотов электродвигателя 1450 об/мин (24 об/с). Вентиляторы установлены на нулевой отметке и имеют общий всасывающий короб. На каждом котле установлено по 4 обдувочных аппарата. Обдувочный аппарат представляет собой вращающуюся труба d=50 мм с отверстиями, через которые выходит пар с давлением 13 ата, струи которого и очищают поверхности нагрева конвективной части котла. Для обеспечения надежной и бесперебойной работы котла предусматривается защита и сигнализация отклонения от заданной величины наиболее важных параметров. 4.4. Паровая турбина Т-100/Т20-130-3 Одновальная, паровая теплофикационная турбина типа Т-100/120-130 с конденсационной установкой и двумя отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-120-2 мощностью 100 МВт с водородным охлаждением и отпуску тепла для нужд отопления. Данная инструкция составлена для работы турбины при следующих параметрах свежего пара: давление (абсолютное) – 130 Мпа; Температура – 555 °С; частота вращения ротора – 3000 об/мин; номинальная мощность турбины – 110 МВт; максимальная – 120 МВт; номинальный расход свежего пара - 480 т/ч; максимальный - 485 т/ч; расход свежего пара на конденсационном режиме при номинальной мощности - 398 т/ч. Номинальная отопительная нагрузка (суммарно по обоим отборам) составляет 175 Гкал/ч (около 340 т/ч). Максимальная отопительная нагрузка с учетом использования тепла пара, поступающего в конденсатор, для подогрева сетевой или подпиточной воды составляет 184 Гкал/ч. Турбина имеет два отопительных отбора: верхний и нижний, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды бойлерах. Отборы пара имеют следующие пределы регулирования давления: верхний отопительный – 0,6 - 2,5 кгс/ см3; нижний отопительный – 0,5 - 2 кгс/ см3. Давление отработавшего пара составляет 0,53 МПа, расход охлаждающей воды на турбину - 16000 м /ч. Общий вес турбины (без запчастей) составляет приблизительно 400 тонн. Турбина представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндров высокого, среднего и низкого давлений. Цилиндр высокого давления выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления, т.е. ход пара в цилиндре высокого давления осуществлен от среднего подшипника к переднему, а в цилиндре среднего давления от среднего подшипника к генератору. Цилиндр низкого давления — двухпоточный. В цилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости и 8 ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) - 14 ступеней давления. В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается по одной регулирующей ступени и по одной ступени давления. В турбоустановке может осуществляться одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды. Для этого предусмотрена возможность отбирать пар их 2-х камер турбины: за 21 и 23 ступенями. В случае ступенчатого подогрева сетевой воды отбор производится за 23 ступенью и регулируемое давление поддерживается в этом отборе в пределах 0,5 - 2 кгс/см2.
Условия покупки ?
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 93 страницы
5500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 56 страниц
2000 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 67 страниц
1500 руб.
Служба поддержки сервиса
+7 (499) 346-70-XX
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg