Міністерство освіти і науки України

Київський енергетичний фаховий коледж

 

 

 

                                                                                                                 Затверджую

                                                                                               Заступник директора

                                                                                               з навчальної роботи

                                                                                                                                                                                                              ________________Т.І Свиридко

                                                                                                “_______”_____________2021р.

 

 

 

 

 

МЕТОДИЧНИЙ ПОСІБНИК ЩОДО ВИКОНАННЯ КУРСОВОГО ПРОЄКТУ

З ДИСЦИПЛІНИ «ТЕХНОЛОГІЯ ВИРОБЕИЦТВА ЕОЕКТРОЕНЕРГІЇ НА                   ЕЛЕКТРОСТАНЦІЯХ»

 

для студентів спеціальності 151 Автоматизація та комп’ютерно – інтегровані                                                технології

 

 

 

 

 

 

 

                   Розроблено: викладач – методист_____________ О.М.Томашевська

 

 

 

РОЗГЛЯНУТО ТА СХВАЛЕНО

На засіданні ЦК № 5

Протокол №                від               2021р.

Голова ЦК №5___________________ В.Д. Компанець

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2021

Ан о т а ц і я

Даний посібник призначений для допомоги студентам денного і заочного відділень спеціальності 151  Автоматизація та комп’ютерно – інтегровані технології при виконанні курсового проєкту, який складається з пояснювальної записки і графічної частини.

Пояснювальна записка повинна складатися з таких розділів:

• Умовні літерні позначення;
• Вступ, в якому надається інформація про сучасний стан енергетики України);
• Вибір основного устаткування (турбоагрегатів, електрогенераторів і котельних агрегатів);
• Складанні і опис принципової теплової схеми ТЕС або ТЕЦ (відповідно);
• Допоміжна система;
• Спеціальне завдання;
• Перелік посилань

Графічна частина складається з одного креслення на форматі А1 і містить розгорнуту теплову схему ТЕС або ТЕЦ.

Крім того, матеріали, які представлені у посібнику, дають можливість розширити уяву майбутніх фахівців про методику вибору основного  і допоміжного устаткування при проектуванні сучасних ТЕС.

           Посібник містить:

 -  зміст;

 -  вступ;

 -  два розділи, в яких представлена методика вибору устаткування відповідно «Норм технологічного устаткування теплових електростанцій і мереж» ;

- методику складання принципової і розгорнутої теплових схем турбоустановки;

 -  приклади вибору основного і допоміжного устаткування сучасних ТЕС (Додаток 1і Додаток 3);

- приклади складання принципових теплових схем (Додаток2)

 - приклади спеціальних завдань (Додаток 4)

-  перелік рекомендованої літератури

Даний посібник складений для засвоєння програми дисципліни, яка складена у

відповідності з вимогами Освітньо – професійної програми фахового молодшого бакалавра зі спеціальності 151 Автоматизація та комп’ютерно – інтегровані технології.

 

 

 

ЗМІСТ

 

Умовні літерні позначення………………………………………………………..1

 

Вступ. Організаційна структура енергетичного підприємства………………....2

1Методика вибору основного устаткування ТЕС  і ТЕЦ блочного типу……....5

2 Методика складання принципової і розгорнутої теплових схем турбоустановки……………………………………………………………………..7

3 Допоміжне устаткування………………………………………………………...8

4 Методичні вказівки щодо виконання спеціального завдання…………………8

Додаток 1. Приклади вибору основного і допоміжного устаткування сучасних ТЕС……………………………………………………………………………….9

Додаток 2. Приклади принципових теплових схем енергоблоків ТЕС і ТЕЦ………………………………………………………………………………13

Додаток 3. Приклади вибору допоміжних систем……………………………15

Додаток 4. Приклади спеціальних завдань……………………………………21

      Перелік рекомендованої літератури…………………………………………...24

 

 

Умовні літерні позначення

ТЕС  — теплова електростанція конденсаційного типу

ТЕЦ — теплоелектроцентраль

КА — котельний агрегат;

ТА — турбоагрегат;

ЦВТ — циліндр високого тиску

ЦСТ — циліндр середнього тиску;

ЦНТ — циліндр низького тиску;

ПВТ — підігрівник високого тиску

ПНТ — підігрівник низького тиску

ЖН — живильний насос

КН — конденсатний насос

К — конденсатор турбіни

Д — деаератор;

СП — сітьовий підігрівник;

ПВК — піковий водогрійний котел

БН — бустерний насос

ПТС — принципова теплова схема

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вступ. Організаційна структура енергетичного підприємства

 

Технологічними складовими енергетичної галузі є:

- виробники електричної і теплової енергії;

- системи теплопостачання;

-  системотвірні електричні мережі напругою 220 кВ і вище;

- розподільчі електричні мережі напругою 0,4 – 154 кВ;

- єдина централізована диспетчерська система оперативно-технологічного керування виробництвом, передачею, розподілом і споживанням електричної і теплової енергії.

До функціональних ланок енергетичної галузі відносяться:

- електрогенерувальні компанії і окремі електростанції, зокрема з комбінованим виробництвом електричної і теплової енергії, а також з виробленням електроенергії з відновлювальних джерел енергії (ВДЕ);

- виробники теплової енергії;

- система передачі теплової енергії;

- система передачі електричної енергії, оператор системи передачі;

- компанії (суб’єкти) системи розподілу електричної енергії, оператори системи розподілу;

- оператор ринку електроенергії;

- постачальники електричної та (або) теплової енергії.

До функціонально-технологічних ланок енергетичної галузі  належать також компанії і об’єкти з виробництва (видобутку) і постачання органічного і ядерного палива, проектні, будівельні, монтажні, налагоджувальні, ремонтні та інші спеціалізовані організації, пов’язані з енерговиробництвом.

 

 Сукупність електростанцій, електричних мереж, інших об’єктів електроенергетики, що об’єднані спільним режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії при централізованому управлінні цим режимом, утворюють об’єднану енергетичну систему України (далі  ОЕС України).

 

В електроенергетиці України діє єдина диспетчерська система оперативно-технологічного управління виробництвом, передачею, розподілом та споживанням електричної енергії. Відносини, пов'язані з оперативно-технологічним управлінням, регулюються положенням, затвердженим в установленому порядку.

 

Функції диспетчерського (оперативно-технологічного) управління ОЕС України та організацію паралельної роботи з енергетичними системами інших держав здійснює орган вищого рівня диспетчерського управління – оператор системи передачі.

Диспетчерське (оперативно-технологічне) управління поширюється на суб’єктів господарювання, об’єкти електроенергетики яких підключені до ОЕС України.

Державний нагляд (контроль) в енергетиці здійснює центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики та теплопостачання, діяльність якого спрямовується та координується Кабінетом Міністрів України через відповідного міністра згідно із законодавством (Державна  інспекція з енергетичного нагляду України, далі  –

 Держенергонагляд),  а також органи, що здійснюють державний нагляд (контроль) у сферах: ядерної  та радіаційної безпеки, пожежної безпеки,  промислової безпеки та охорони праці,  екології, водних ресурсів, санітарного стану об'єктів електроенергетики та метрологічного забезпечення виробництва в порядку, визначеному законодавством.

 

Надійна та безпечна експлуатація ОЕС України забезпечується дією пристроїв релейного захисту, електроавтоматики, протиаварійної і режимної автоматики (далі – РЗА і ПА) енергооб’єктів. Експлуатацію цих пристроїв здійснюють відділи РЗА і ПА, електротехнічні лабораторії чи інші спеціалізовані структурні підрозділи (далі – служби РЗ і ПА) відповідно до вимог глави 12.9 цих Правил.

Основні функції, розподіл обов'язків, організація взаємодії і функціональні взаємини служб РЗ і ПА регламентуються відповідними положеннями, які повинні бути розроблені на підставі типових положень і погоджені службами РЗ і ПА вищого рівня диспетчерського управління.

На об’єктах електроенергетики, де обслуговування пристроїв РЗ і ПА виконується спеціалізованими організаціями за договором, замість служби РЗ і ПА може бути призначена технічним керівником особа, відповідальна за експлуатацію РЗ і ПА. 

 

На кожному енергетичному підприємстві, відповідно до положення про структурні підрозділи, затвердженого керівником електроенергетичного підприємства, повинні бути розподілені межі і функції між структурними підрозділами (цехами, дільницями, лабораторіями, службами тощо) з обслуговування устаткування, автоматизованих систем, будівель, споруд і комунікацій.

 

Загальне диспетчерське (оперативно-технологічне) управління енергооб’єктом здійснюється черговим диспетчером (інженером) або начальником зміни електростанції.

Оперативне обслуговування обладнання здійснюється черговим оперативним персоналом.

Відповідно до повноважень центральні органи виконавчої влади здійснюють контроль за розробленням і реалізацією програм розвитку і надійного функціонування ОЕС України, вживають необхідних  заходів для досягнення цільових показників з енергетичної безпеки та енергоефективності, забезпечення інноваційного оновлення енергетичного сектору та його інтеграції з енергетичним сектором Європейського Союзу.

На центральний орган виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики (далі – Міненерговугілля), покладається виконання функцій відповідно до законодавства.

 

Керівництво електроенергетичних підприємств, енергооб'єкти яких входять до ОЕС України,  забезпечує:

а) дотримання вимог нормативно-правових актів, НТД і НД.

б) дотримання ліцензійних умов провадження господарської діяльності з виробництва, передачі та розподілу електричної енергії та інших нормативно-правових актів, що регулюють функціонування ринку електричної енергії;

в) укладання договорів, які є обов’язковими для здійснення діяльності на ринку електричної енергії, та виконання умов цих договорів;

г) повідомлення про договірні обсяги купівлі-продажу електричної енергії за укладеними двосторонніми договорами, у тому числі імпортованої та експортованої електричної енергії, у порядку, визначеному правилами ринку;

ґ) надання учасникам ринку інформації, необхідної для виконання ними функцій на ринку в обсягах та порядку, визначених правилами та кодексами ринку електричної енергії;

д) оприлюднення на своєму офіційному веб-сайті інформації, передбаченої законодавством;

е) складання добових графіків електричної енергії згідно з обсягами купленої та проданої електричної енергії;

є) виконання акцептованих оператором системи передачі добових графіків електричної енергії;

ж) надання Регулятору, центральному органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, інформацію, необхідну для здійснення ними функцій і повноважень, встановлених законодавством;

з) ефективну роботу електроенергетичного підприємства шляхом підвищення продуктивності і культури праці, зниження собівартості електричної і теплової енергії, ефективнішого використання установленої потужності устаткування, здійснення заходів з підвищення ефективності паливовикористання, використання вторинних енергоресурсів із застосуванням енергоощадних і безвідходних технологій;

и) надійну, безпечну і безаварійну експлуатацію устаткування, будівель, споруд, ліній електропередавання, систем контролю, засобів диспетчерського і технологічного керування;

і) відновлення основних виробничих фондів енергооб'єктів шляхом технічного переоснащення устаткування, проведення ремонтно-відновлювальних робіт;

ї) впровадження й освоєння нової техніки, технології експлуатації і ремонту, ефективних і безпечних методів енерговиробництва;

к) підготовку кадрів високої кваліфікації;

л) ефективне використання електричної і теплової енергії, дотримання встановлених в енергокомпанії режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії;

м) ведення встановлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії, а також вживання заходів до підприємств, організацій, установ щодо дотримання ними встановлених режимів споживання електричної енергії і потужності, споживання теплової енергії;

н) використання досягнень науково-технічного прогресу з метою підвищення ефективності енерговиробництва, безпеки, а також поліпшення екологічного стану енергооб'єктів.

 

Основним завданням централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління є оперативне управління ОЕС України з забезпеченням надійного, з дотриманням вимог енергетичної безпеки, постачання електричною енергією споживачів.

 

Основним завданням працівників ТЕС, АЕС, ГЕС, ВЕС, ФЕС, ДТ, ТЕЦ, ГАЕС та ВДЕ (далі – електростанції), електричних і теплових мереж, за належністю, є:

- виробництво, передача і постачання електричної і теплової енергії споживачам;

- підтримання устаткування і споруд у стані експлуатаційної працездатності і готовності;

- забезпечення максимальної надійності енерговиробництва й економічності, регламентованої енергетичними характеристиками устаткування;

- забезпечення ефективного використання палива з застосуванням енергоощадних технологій;

- дотримання вимог промислової і пожежної безпеки в процесі експлуатації устаткування, будівель і споруд;

- виконання санітарно-гігієнічних вимог і вимог охорони і безпеки праці;

- дотримання вимог Закону України «Про охорону навколишнього природного середовища» та НД, що стосуються зменшення шкідливого впливу енерговиробництва на людей і навколишнє середовище;

- дотримання оперативно-диспетчерської дисципліни;

- дотримання і підвищення культури експлуатації та культури безпеки.

Крім того, для працівників експлуатуючої організації АЕС і працівників АЕС, а також працівників підприємств і організацій, які надають послуги АЕС з проектування, будівництва, монтажу, налагодження, досліджень, випробувань, діагностики, ремонту є обов'язковим дотримання меж і умов безпечної експлуатації систем і устаткування, правил та норм з ядерної і радіаційної безпеки, культури безпеки.

 

Працівники суб'єктів і об'єктів енергетики в межах своїх обов'язків повинні ясно усвідомлювати особливості і специфіку енерговиробництва, дотримуватися виробничої і технологічної дисципліни, виконувати ці Правила, інструкції з експлуатації устаткування, будівель, споруд, а також дотримуватися технологічних регламентів безпечної експлуатації енергоблоків і загальних положень забезпечення безпеки (для АЕС).6

 

 

1 Методика вибору основного устаткування  ТЕС і ТЕЦ блочного типу

Вибір основного устаткування відбувається  відповідно Нормам  технологічного проектування теплових електростанцій та теплових мереж (НТП).

Спочатку вибирають турбоагрегати  за величиною і типом навантаження.

Одинична потужність турбоагрегатів конденсаційних енергоблоків, які входять до енергетичних систем, вибирається можливо більш крупною для даного виду палива з урахуванням перспективного розвитку об’єднаної енергосистеми, а на електростанціях, які входять до ізольованих систем, - на основі техніко – економічного аналізу з урахуванням величини аварійного резерву та витрат на сітьове будівництво, а також перспективного розвитку.

На ТЕС конденсаційного типу з проміжним перегрівом пари приймаються блочні схеми ( котел – турбіна ).

Продуктивність енергетичних котлів для таких моноблоків відповідно НТП вибирається за максимальним пропуском свіжої пари через турбіну з урахуванням витрати пари на власні потреби та запасу в розмірі 3%.

Параметри котла визначаються обраним типом турбіни.

Тип котла видирається за необхідною продуктивністю, параметрами пари та виду палива.

Продуктивність котла розраховується з запасом 3% та витратою на власні потреби:

D_КА=(1+α+β)D₀^max  ,

де α, β- відповідно, запас по продуктивності, витрата на власні потреби в частках від максимальної витрати пари на турбіну D₀^max.

Одинична потужність та тип теплофікаційних турбоагрегатів на ТЕЦ, які входять до енергосистеми, вибирають можливо більш крупними з урахуванням характеру та перспективної величини теплових навантажень даного району.

Турбіни з виробничим відбором пари вибирають з урахуванням довгого використання цього відбору за рік.

Типи турбін вибирають за видами теплових навантажень ТЕЦ. На ТЕЦ тільки з теплофікаційним навантаженням встановлюють турбіни типу Т. При опалювальному та виробничому навантаженнях – турбіни типу ПТ або одночасно використовують турбіни типу Т та Р, або Т та ПТ.

Вибір одиничної потужності турбін відбувається, виходячи із заданого електричного та теплового навантаження переважно більшої потужності.

На ТЕЦ без промперегріву пари з переважно тепловим навантаженням  використовують, як правило, блочні схеми (котел – турбіна). На ТЕЦ з промперегрівом пари  використовують блочні схеми.

На ТЕЦ без промперегріву з переважно паровим навантаженням використовують блочні схеми і при відповідному навантаженні з поперечними зв’язками.

Продуктивність  та число енергетичних котлів вибираються: для блочних ТЕЦ, які входять до енергосистеми, - за максимальним пропуском свіжої пари через турбіну з урахуванням витрати пари на власні потреби і запасу у розмірі 3%. На електростанціях з блочною схемою передбачається установка резервних водогрійних котлів у кількості, при якої при виході з роботи одного енергетичного блоку чи котла дубль – блоку, енергоблоки, що залишилися в роботі  і всі встановлені пікові водогрійні котли, повинні забезпечувати максимально довгий відпуск пари на виробництво і відпуск теплоти на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання у розмірі 70% від відпуску теплоти при розрахункової для проектування системи опалення температурі зовнішнього повітря.

 На електростанціях з поперечним зв’язками встановлення резервних водогрійних котлів і котлів низького тиску не передбачається. При цьому допускається ,при виході з роботи одного енергетичного котла, зниження електричної потужності на величину самого крупного турбоагрегату ТЕЦ.

Вибір характеристик основного устаткування ТЕС конденсаційного типу та ТЕЦ відбувається за довідниками .7

 

2  Методика складання принципової і розгорнутої теплових схем турбоустановки

     Принципова теплова схема (ПТС) ТЕС показує основні потоки теплоносіїв зв'язані з основним та допоміжним устаткуванням в процесах перетворення теплоти для вироблення та відпуску електроенергії та теплоти. Практично ПТС зводиться до схеми пароводяного тракту ТЕС (енергоблоку), елементи якого даються в умовних зображеннях.

   Перед складанням ПТС відбувається вибір основного устаткування відповідно до заданої потужності, видом палива, системою водопостачання.

Далі відбувається вибір допоміжного устаткування та його включення в теплову схему енергоблока: конденсатора відповідно до вибраної турбіни;

кількості та типу регенеративних підігрівників відповідно до оптимальної температури живильної води; схеми зливу дренажу; схеми включення деаератора (на постійному або змінному тиску); розраховується об'єм баку деаератора та підбирається до нього деаераторна колонка; відбувається  вибір   типу   та   кількості   живильних   насосів   (з   турбо-   або електроприводом);

кількість конденсатних насосів (одно- або двопідйомна схема з БЗУ між ними).

Також необхідно передбачити підведення додаткової води для компенсації втрат пари та конденсату в енергоблоці.

   При складанні ПТС необхідно пам'ятати, що в принциповій тепловій схемі однотипне устаткування умовно зображується один раз та даються зв'язки лише послідовності технологічною процесу руху води та пари. Арматура на ПТС на вказується, за виключенням важливої для технологічного процесу (наприклад, регулятор тиску на вході в деаератор).

    ПТС являється одною з основних схем ТЕС, визначає рівень її технічного удосконалення та теплову економічність, і необхідна для розрахунку теплового та енергетичного балансів електростанції.

     Повні теплові схеми (розгорнуті, РТС) на відміну від принципових включають все устаткування, трубопроводи, арматуру тощо. До РТС обов’язково дотається специфікація з переліком, кількістю та технічними характеристиками устаткування енергоблоків та всієї ТЕС. Якщо ТЕС блочного типу і складається з однакових енергоблоків то РТС – для одного енергоблоку, а якщо з різних – то для всіх енергоблоків. Для ТЕС не блочного типу РТС складається для всієї станції. . 4 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Допоміжне устаткування

Допоміжне устаткування електростанції поділяється між котельною і турбінною установками.

До котельної установки відносять: дуттьові вентилятори, димососи; димові труби; золоуловлювачі та устаткування шлакозоловидалення.

До турбінної установки відносять: конденсатори; підігрівники системи регенерації; деаератори; випарники; розширники безперервної продувки; конденсатні, дренажні, живильні насоси; устаткування мережної установки;  устаткування системи змащування підшипників турбіни ; устаткування системи підігріву сирої та хімічно знесоленої води та інше.

Як правило, тип і  технічна характеристика допоміжного устаткування надається заводами – виготівниками основного устаткування.  Але устаткування деяких допоміжних систем вибирається відповідно Нормам  технологічного проектування теплових електростанцій та теплових мереж (НТП). Наприклад устаткування деаераційно – живильної установки.1

                                                                                                                                    

 

 

 

 

4 Методичні вказівки щодо виконання спеціального                   завдання

 

Спеціальні завдання курсового проєкту включають розрахунки: регенеративних підігрівників, конденсатора, деаератора; коефіцієнта корисної дії котельного агрегату; розрахунок витрати палива станцією; розрахунки і вибір трубопроводів свіжої пари, холодного, гарячого промперегріву та інше. Такі розрахунки виконуються на практичних заняттях дисципліни «Технологія виробництва електричної енергії».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Додаток 1. Приклади вибору основного і допоміжного устаткування сучасних ТЕС

1 Вибір основного устаткування

1.1 Вибір типу та кількості турбоагрегатів. Характеристика турбін і           генераторів (Т-110 120-12,8)

Одинична потужність турбін ТЕЦ , які входять в енергосистему  вибирається максимальною з урахуванням виду теплового навантаження даного району.

Відповідно завданню на курсовий проект вибираємо **** турбіни типу         

Т-110  120 – 12,8 і генератори ТВФ-120-2. [ 7 ]

 

Таблиця 1.1.1 Характеристика турбіни Т-110 120-12,8 [ 8 ]

Показник	Величина
Завод- виготівник	ПО ТМЗ
Номінальна потужність, МВт	110
Максимальна потужність, МВт	120
Пара свіжа: тиск, МПа  температура, C витрата, тг од	13 535 432
Регулюємо відбори пари: тиск, МПа (опалювальний) Верхній Нижній	0.06-0.25 0.05-0.2
Відпрацьована пари: тиск, МПа Сухість, Температура , C Витрата,т  год	0.004 1.00 275 33
Механічний ККД турбіни	0.990
Число відборів пари для регенерації	7
Місткість маслобаку, м3	26

Таблиця 1.1.2 – Характеристика генератора ТВФ-120-2 [ 8 ]

Характеристика	Величина
Завод – виготівник	Електропила
Активна потужність, МВт	100

 

1.1 Вибір типу та кількості  турбоагрегатів.

      Характеристика турбін і генераторів (К-300-23,5)

У відповідності з  і завданням на курсовий проект для забезпечення заданої потужності електростанції вибираємо *** турбоагрегати Харківського турбінного заводу типу

К-300-23,5 та ***  генератора до них типу ТГВ-300. Характеристика турбіни наведена в таблиці 1.1.1, а характеристика генератора в таблиці 1.1.2. [ 7]

 

Таблиця 1.1.1-Характеристика турбіни К-300-23,5 8 ]

Найменування	Величина
Номінальна потужність, МВт	300
Максимальна потужність, МВт	320
Свіжа пара:                      тиск, МПа                      температура, ºС	24 540
Пара промперегріву:                      тиск до / після, МПа                      температура до / після, ºС	4,0 / 3,6 285 / 540
Тиск в конденсаторі, МПа	0,0036
Тиск в деаераторі, МПа	0,7
Внутрішні відносні ККД турбіни: циліндр високого тиску;                                                                                                                                                       циліндр середнього тиску;                  циліндр низького тиску	0,85 0,88 0,88
ККД котельної установки	0,88

 

Таблиця 1.1.2-Характеристика генератора ТГВ-300 [8  ]

Найменування	Величина
Активна потужність, МВт	300
Тиск водню, МПа	0,3
ККД	0,987
Маса ротора, т	55,8
Маса статора, т	150

1.2  Вибір типу та кількості котлів. Характеристика котлів

                                    (для Т-110/120-12,8)

Продуктивність парових котлів вибирається за максимальним пропуском пари з урахуванням втрат та запасу не менше 3 продуктивності.

Кількість котлів відповідає кількості турбін для блочних ТЕЦ, тип котла вибирають за параметрами свіжої пари та виду палива.   [7  ]

D_ка= D₀^макс· (1++) ,т/год

де, =0,02 - втрати,  =0,03 - запас по виробництву.

Відповідно вибору турбоагрегатів та заданому виду палива вибираємо *** котла типу: Е -480-14-560 ГМ.

Таблиця 1.2 - Характеристика котла  Е –480-14-560 ГМ [ 8 ]

Характеристика	Показник
Паливо	Газ, мазут
Номінальна продуктивність, тгод.	480
Тиск на виході: перегрітої пари з котла, МПа	14
Температура: перегрітої пари, C Живильної води, C Вихідних газів,   C	545 230 151
Тиск живильної води на вході, МПа	18.0
ККД брутто,	91.46
Витрата палива: натурального газа, м3год., Мазута, тгод., Умовного палива, тгод.,	- 339.0 -
Температура гарячого повітря, C	260

В топці котла пальники розташовані на фронтовій стіні, яка екранована вертикальними трубними панелями пароперегрівника.

В горизонтальному газоході розташовані два ряди вертикальних ширм.

Нахилений под топки покритий трубами, утвореними частинами заднього екрану, його нижні колектори прикріплені до колекторів радіаційних панелей пароперегрівника та переміщуються спільно при теплових деформаціях екраної системи.

Пара, перед тим, як потрапити в конвективні трубні пакети, походить через панелі, які закривають задню частину дахового перекриття та задню вертикальну стіну котла.

Хвостові поверхні нагріву складаються з економайзера звичайної конструкції та розміщених зовні будівлі котельної двох апаратів РВП-68 [ 4 ].

 

2.              Вибір типу та кількості котлів. Характеристика котлів

                     (для Т-250/300-23,5,  К-300-23,5)

      Продуктивність парових котлів вибирається за максимальним пропуском пари з урахуванням врат та запасу не менше 3 продуктивності.

      Кількість котлів відповідає кількості турбін для блочних ТЕЦ, тип котла вибирають за параметрами свіжої пари та виду палива. 7  ]

             D_ка= D₀^макс ∙(1++),т/год

Де =0,02 - втрати, =0,03 - запас.

       Відповідно вибору турбоагрегатів та заданому виду палива вибираємо ***котла типу Пп-1000-25-545542 ГМ.

Таблиця 1.2.1 Характеристика котла Пп-1000-25-545542 ГМ [8  

Характеристика	Показник
Паливо	Газ, мазут
Номінальна продуктивність, тгод.	1000
Витрата пари через пароперегрівник, тгод.	800
Тиск на виході: перегрітої пари з котла, Мпа Промперегрівника, МПа	25,0 3,77
Температура: перегрітої пари, 0С Промперегріву, 0С Живильної води, 0С Вихідних газів,   0С	545 542 370 130
Тиск живильної води на вході, МПа	32,0
ККД брутто,	93,3
Витрата палива: натурального газа, м3год., Мазута, тгод., Умовного палива, тгод.	202,2∙103   250,2

 

   Таблиця 1.2.2  - Характеристика прямоточного котла

                           Пп – 1000 – 25 – 545/545 КЖ, який працює на вугіллі [8 ]

Найменування	Одиниця	Величина
Номінальна паропродуктивність	т/год	1 000
Витрата пари крізь промперегрівник	т/год	800
Тиск на виході:          свіжої пари          пари промперегріву	МПа МПа	23,5 4
Тиск живильної води на вході в котел	МПа	32
Температура:           свіжої пари           перегрітої пари           живильної води           газів, що уходять з котла	0С 0С 0С 0С	545 545 260 165
ККД (брутто) гарантований	%	90,66

 

Додаток 2. Приклади принципових теплових схем енергоблоків ТЕС і ТЕЦ

2.1 Складання і опис принципової теплової схеми турбоустановки для енергоблоку з турбіною Т-110/120-12,8

Принципова теплова схема ТЕЦ показує основні потоки теплоносіїв, зв’язаних з основним та допоміжним устаткуванням в процесах перетворення теплоти для вироблення і відпуску електроенергії і теплоти (рисунок    )Принципова теплова схема проектує мого енергоблоку включає теплофікаційну турбіну типа Т-110/120-12,8 з генератором ТВФ-120-2 та котел барабанного типу  Е-480-14-560 ГМ.

Свіжа пара подається з котла до турбіни. Після роботи в  турбіні пара поступає в конденсатор, де вона конденсується і відкачується конденсатними насосами. Конденсатний насос створює тиск для проходження конденсату через групу ПНТ і подачі його в до деаератора. У цей потік скидають свої дренажі бойлери. Після деаератора живильна вода подається живильним  електронасосом  в ПВТ, а потім - в котел.

Деаераційно- живильна установка поділяє схему регенеративного підігріву на групи ПНТ та ПВТ. Група ПВТ складається з трьох підігрівників, а група ПНТ – з чотирьох підігрівників , дренаж яких зливається каскадно в Лінію основного конденсату; з бойлерів дренаж відкачується насосами.

Турбіна має сім відборів:

перший подає пару на ПВТ-7,

другий на ПВТ-6,

третій на ПВТ-5 і на деаератор,

четвертий на ПНТ-4,

п’ятий на ПНТ-3,

шостий на ПНТ-2 ,

сьомий на ПНТ-1.

На сітьові підігрівники подається пара шостого та сьомого відборів відповідно. [4   ]

 

 

 

 

 

Рисунок 2.1- ПТС з турбіною Т-110/120-12,8

 

2.1 Складання і опис принципової теплової схеми турбоустановки для енергоблоку з турбіною К-300-23,5

 

    Принципова теплова схема турбоустановки зображена на рисунку  ***

Після котельної установки свіжа пара надходить до ЦВТ. В ЦВТ передбачаються два відбори до ПВТ 8 і ПВТ 7. Після ЦВТ пара надходить в котел на проміжний перегрів. Перегріта пара з ППП поступає до ЦСТ 1. ЦСТ 1 має чотири відбори пари до: ТЖН, ПВТ 6, деаератор і ПНТ 5. Після ЦСТ 1 пара надходить в ЦСТ 2, який має три відбори пари до: ПНТ 4, ПНТ 3, ПНТ2.

Дренаж гріючої пари в системі регенерації високого тиску зливається каскадно: з ПВТ 8 до ПВТ 7, з ПВТ 7 до ПВТ 6, з ПВТ 6 до деаератора а в системі ПНТ прийнята змішана схема зливу дренажу.

 З ЦНТ відпрацьована пара надходить до конденсатора. Після конденсатору конденсат подається до БЗУ конденсатним насосом першого ступеня, конденсатний насос другого ступеня подає конденсат з БЗУ крізь ПНТ до деаератора. Живильна вода після деаератору подається живильним насосом крізь ПВТ до котла. В даному режимі сітьова установка не працює, тому режим роботи турбіни конденсатний.

Відбір пари на ущільнення, компенсацію втрат, ежектор проводиться з головного паропроводу. Вихлоп турбоприводу живильного насосу поступає до лінії п’ятого відбору пари, що йде до ПНТ 4. Також передбачений дросельний клапан на лінії подачі пари до деаератора. Конденсат пари на ущільнення, ежектор, а також  додаткова  вода поступають до   конденсатора [  4   ]. 

 

 

 

 

Рисунок 2.1- ПТС  з  турбіною  К-300-23,5

 

Примітка. В курсовому проєкті принципові теплові схеми зображується на формати А4

 

Додаток 3. Приклади вибору допоміжних систем

 

 

Система деаерації живильної води для турбоустановки з турбіною Т-250/300-23,5

  

Сумарна продуктивність деаераторів живильної води обирається за її максимальною витратою:

       D_жв^max =1.05· D_жв =1.05· 250,6=260,71 кг/с

        На кожен енергоблок встановлюється по можливості один деаератор.

Сумарний запас живильної води в баках основних деаераторів повинен забезпечувати роботу блочних електростанцій не менш як на 3.5 хвилини.

         Деаерації підлягають:

•              Знесолена вода для поповнення втрат в циклі;
•              Вода з дренажних баків, куди повинні направлятися всі потоки, що мають відкритий злив;
•              Злив конденсату від приводу систем регулювання турбін, охолодження електродвигунів приводу арматури ШРОУ, РОУ та ін.

До основних деаераторів передбачається підвод резервної пари для утримання в них тиску при зкидах навантаження і деаерації води при пусках. На лініях підводу резервної пари встановлюється арматура, яка діє автоматично. [ 7  ]

Для вибору деаератора необхідно розрахувати об’єм його баку:

 

V_б = D_жв^max ·v_жв·3.5·60=260,71 ·0,0011·3,5·60=60,68 м³

Вибираємо деаераційний бак БДП –100 і до нього колонку КДП –1000.

 

Таблиця 3.1 – Характеристика баку БДП –100 [ 8 ]

 

Найменування	Одиниця	Величина
Тиск	МПа	0.7
Габаритні розміри Зовнішній діаметр висота	мм мм	3439 13500
Маса	кг	23900

 

 Таблиця 3.2- Характеристика колонки КДП –1000 [ 8  ]

 

Найменування	Одиниця	Величина
Продуктивність	т/год	1000
Тиск	МПа	0.7
Габаритні розміри Зовнішній діаметр висота	мм мм	2432 4675
Маса	кг	7000

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.1-Деаераційно- живильна установка

1-деаератор; 2-бустерний насос; 3-живильний турбонасос; 4 - живильний електронасос; -пара на ущільнення; II- випар у колектор власних потреб; III- в БНТ через розширник Рисунок 1.7.1 - Схема деаераційно - живильної установки

 

 

 

Система ПНТ для турбоустановки з турбіною К-300-23,5

 

Група підігрівників від конденсатора до деаератора складає систему підігрівників низького тиску зі змішаною схемою зливу дренажу. Підігрівник низького тиску призначений для підігріву живильної води після конденсатора парою відборів турбіни.

Підігрівники вертикальні, чотирьохходові по воді мають поверхню 400 м², вирахувану по зовнішньому діаметру трубок. Основні частини установки є корпус, верхня водяна камера та трубна система.

Зварний сталевий корпус має патрубки та опорні лапи. Сталева водяна камера має патрубок підводу і відводу основного конденсату. Трубна система складається з трубок U- образної форми. Кінці трубок розвальцьовані в трубній дошці, котра розділяє водяний і паровий простір. Внутрішня частина водяної камери розділена на три частини двома вертикальними перегородками, що забезпечують чотири входи води.

Гріюча пара з відбору поступає по патрубку, розміщеному в верхній частині корпуса підігрівника, і омиває трубки ззовні. Каркас трубної системи має поперечні перегородки, котрі направляють потоки пари в корпусі і одночасно слугують проміжними опорами для трубок.

Для застереження трубок від дії пари напроти патрубка встановлюється відбійний щиток. Поперечні перегородки каркаса зв’язані між собою болтами, які кріпляться до трубної дошки. Перегородки також захищають трубки від вібрації і відводять конденсат з трубок на стінки корпуса.

Пара потрапляє спочатку у виділений в корпусі відсік пароохолодника, після чого розділяється на два потоки і омиває пучки трубок підігрівача.

Конденсат гріючої пари збирається в нижній частині корпуса, звідки через регулюючі клапани видаляється з підігрівника.

Рівень конденсату в підігрівачах регулюється електронною системою і контролюється водомірним склом. Параметри води і пари контролюються відповідними приладами, які встановлюються на апаратах при монтажі.

Підігрівники поставляються до місця монтажу у зібраному вигляді в комплекті з арматурою і контрольно-вимірювальними пристроями.

Кожний типорозмір підігрівників має свій шифр. Букви визначають тип підігрівника; перша цифра — поверхню нагріву, друга цифра — робочий тиск в трубній системі, третя цифра — робочий тиск в корпусі; римська цифра — модифікацію підігрівника.

Підігрівник №5 за своєю конструкцією відрізняється від підігрівників №1, №2, №3 та №4 тим, що має пароохолодник.

Проходячи чотири ходи підігрівника, конденсат ділиться на два потоки, притому що більша частина відводиться на охолодник пари, після котрого змішується з основним потоком за підігрівником. Конденсат, який підігрівається поступає через водяну камеру в трубки підігрівача. 

   Необхідна витрата води через пароохолодник забезпечується підпірною шайбою, яка встановлюється на вихідному патрубку основного потоку конденсату

Характеристика підігрівника ПН-400-26-2-III наведена в таблиці 4.1

Схема включення ПНТ зображено на рисунку 4.2

Під час експлуатації устаткування системи регенерації повинні забезпечуватись:

• нормативні температури конденсату за кожним підігрівником і кінцевий її підігрів;
• надійність теплообмінних апаратів у всіх режимах роботи турбінної установки;

 Повинні перевірятись до і після капітального ремонту турбоустановки, після ремонту підігрівників і періодично(не рідше ніж один раз на місяць) за графіком, що затверджений технічним керівником енергооб’єкта:

•              нагрівання конденсату;
•              температурні напори;
•              переохолодження конденсату гріючої пари [  1];

Кількість регенеративних підігрівників залежить від кількості регенеративних відборів турбіни. Кожному відбору відповідає один корпус підігрівник.[ 4 ]

 

 

Таблиця3.1– Характеристика регенеративних підігрівників низького тиску турбіни К- 300-23.5 [8 ]

Типорозмір	Площа поверхні теплообміну,м2	Номінальна масова витрата води		Габаритні розміри, мм		Максимальнатемпература пари, 0С	Маса підігрів-ника,  т
		кг/с	т/год	Висота	Діаметр корпусу
ПН-400-26-7	400	208,3	749,8	400	5560	1624	11,4
ПН-400-26-7	478	208,3	749,8	400	5896	1624	12,9
ПН-400-26-2	380	208,3	749,8	400	5560	1624	11,6
ПН-400-26-2	400	208,3	749,8	300	5560	1624	11,6
ПН-400-26-2	400	208,3	749,8	300	5560	1624	11,6

 

 

При експлуатації устаткування системи регенерації повинні бути забезпечені:

• нормативні температури конденсату за кожним підігрівником та кінцевий її підігрів;
• надійність теплообмінних апаратів за всіма режимами роботи турбоустановки;
• ступінь нагріву конденсату, температурні напори в підігрівниках системи регенерації повинні перевірятися до та після капітального ремонту підігрівників та періодично за графіком.

 

 

 

 

Рисунок 3.1 – Схема ПНТ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Додаток 4. Приклади спеціальних завдань

4 Спеціальне завдання. Розрахунок витрат умовного палива станцією

Завдання: розрахунок витрат умовного палива станцією

 

Дано:

• В_нат= 80/год
• Q_н^P=49300 кДж/кг
• Q_н^р_(уп) = 29310 кДж/кг

 

                                          Розрахунок

 

Для порівняння економічності роботи електростанцій та спрощення розрахунків   вводять поняття умовного палива, яке має теплоту згоряння.

Для перерахунку умовного палива на натуральне і навпаки користуються співвідношенням:

  B_у *Q_н^р_(у.п.)=В* Q_н^р,

де В_уп ,В- витрати відповідно умовного та натурального палива, т/год (кг/с); Q_н^р - теплота згоряння натурального палива, кДж/кг.

 

B_у= (В* Q_н^р)/ Q_н^р_(у.п.)=(80*49300)/29310=134,56 т/год

 

4 Спеціальне завдання - розрахунок ПВТ8 турбоустановки з турбіною Т-250/300-23,5

Дано:

• p=5,88 МПа
• t=350
• 
• Dжв=260 кг/c
• pжв=32 МПа
• =240
• =280

Розрахунок:

Для розрахунку ПВТ8 складаємо рівняння теплового балансу

Dп*(hп-hп)*п = Dжв*(-)

Dп=

=1043,4 кДж – III табличка [5]

=1182 кДж – III табличка [5]

hп=3014,9 кДж – III табличка [5]

hп=1213,9 кДж/кг – II табличка [5]

 

4. Спеціальне завдання – розрахунок трубопроводу гарячого промперегріву

Дано:

• D_пп = 225 кг/с
• P_пп = 3,6 МПа
• t_пп  = 540°C
• с = 60 кг/с

 

Для розрахунку трубопроводу промперегріву необхідно розрахувати його внутрішній діаметр і підібрати умовний прохід труби, враховуючи параметри середовища.

 

 

 

 

Вибираємо трубопровід з умовним проходом води 400 мм і зовнішнього діаметра 426 мм, товщина стінки 15, матеріал сталь 20.

еревірка розрахунку відбувається за допомогою програми Excel:

Вихідні +C28+A+A2:D31
Витрата пари	D, кг/с		103,10507
Питомий об’єм пари	u, м3/кг		0,062000
Тиск пари	p, МПа		3,6
Температура пари	t, oC		540
Швидкість пари	c, м/с		60
Результати розрахунку
Витрата пари	D, т/год		378
Діаметр внутрішній трубопроводу	d, м		0,372
		Категорія	Група
		I	2
Вибір труби за сортаментом                                                            (виконує студент, користуючись довідниками)
Зовнішній діаметр і товщина стінки	dз*d, мм	400	15
Внутрішній діаметр	dвн, мм		370
Тиск пари	pн, МПа		3,6
Рекомендована швидкість пари (мінімальна)	c, м/с		40
Рекомендована швидкість пари (максимальна)	c, м/с		70
Температура пари	t, oC		540
Марка сталі		Сталь 20
Технічні умови на поставку		ТУ 14-3-460-75
Перевірка швидкості середовища крізь вибрану за сортаментом трубу       (виконує комп'ютер)	c, м/с		51
Висновок		В межах норми

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Перелік рекомендованої літератури

1. Елизаров Д. П. Теплоэнергетические установки электростанций. - М.:Энергоиздат, 1982.
2. Гиршфельд В.Я. , Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. - М.:Энергия, 1986.
3. Стерман Л.С., Шарков А.Т., Тевлин С.А. Тепловые и атомные электростанции.- М.: Энергия, 2001.
4. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1987.
5. Ривкин С.П., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984.
6. Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила ГКД 34.20, 2019.
7. Нормы технологического  проектирования тепловых электростанций и тепловых сетей.- М.: Энергия, 2000.
8. Теплоэнергетика и теплотехника. Справочник Под общ. ред. В.А. Григорьев, В.М. Зорина. -М.: Энергия, 2004.
9. « Энергетика и электрификация». Научно производственный журнал, декабрь, 2020.
10. Банник В. П., Винницкий Д.Я. Справочник монтажника тепловых и атомных электростанций. – М: Энергоатомиздат, 1983.