Проектирование электростанции на твердом топливе (стр. 2 из 7)
.Коэффициент съема продукции, МВт/га,
, (3)где РСТ – мощность станции, МВт; Sпл- площадь занимаемая станцией в пределах ограды Sпл=31.4 Га;
МВт/га.Удельный отвод земли
, (4)где SОБЩ – общая площадь занимаемая станцией, га. по формуле (5)
Sобщ= Sпл +Sпос +Sзшу +Sлэп , (5)
Где Sпл- площадь занимаемая станцией в пределах ограды Sпл=31.4 Га;
Sпос- площадь занимаемая поселком Sпос=150 Га;
Sзш- площадь занимаемая золоотвалом Sзш=27 Га;
Sлэп- площадь занимаемая ЛЭП Sлэп= 3,9 Га;
Sобщ=31.4+150+27+3,9 =212,3 Га,
га/МВт.2 Выбор основного энергетического оборудования КЭС
2.1 Выбор турбин и котло-агрегатов
Основным энергетическим оборудованием являются парогенераторы, турбины и электрогенераторы. Выбираем турбины К-200-130 по условию 6
Рт
Рг, (6)Так как установленная мощность станции Nу=1200МВт требуется установка 6-и турбин К-200-130. Характеристика турбины приведена в таблице 2
Таблица 2. Основные характеристики турбины К-200-130
| Показа-тель | Завод изгото-витель | Рном / Рмах, МВт | Давление свежего пара, МПа | Темпе-ратура началь-ная / промперегрева, 0С | Темпе-ратура пита-тельной воды / охлаж-дающей, 0С | Конечное давление пара, кПа | Расход охлаждающей воды, м3/ч | Максимальный расход свежего пара, т/ч |
| К-200-130 | ПОТ ЛМЗ | 200/230 | 12.75 | 560/565 | 265/12 | 3,43 | 25000 | 640 |
Количество парогенераторов определяется типом выбранных турбин и структурной технологической схемой соединения основного энергетического оборудования электростанции. Единичная мощность парогенераторов выбирается на основании расхода пара.
Выбираем парогенератор Е-640-13.8КЖ характеристики котла приведены в таблице 3.
Таблица 3. характеристики котла Е-640-13.8КЖ
| Марка котлоагрегата | Паропроизводитель-ность, т/ч | Параметры пара | ||
| По ГОСТ-3619-69 | заводская | Давление на выходе, МПа | Температура,0С | |
| Е-640-13.8КЖ | ТП-100 | 640 | 13.8 | 545/545 |
Таблица 3. продолжение
| Топливо | Компоновка | Габариты, м | Температура уходящих газов,0С | Расчетный КПД (брутто),% | ||
| Отметка верхней точки | Глубина | Ширина | ||||
| АШ Донбасса | Т | 43,5 | 20,4 | 24,5х | 154 | 90,0 |
2.2 Выбор вспомогательного оборудования
Таблица 4 Деаэратор
| Типоразмер | Номинальная производительность, т/ч | Диаметр колонки, мм | Высота колонки, мм | Масса колонки, т | Типоразмер охладителя выпара |
| ДП-1000-4 | 1000 | 2400 | 4500 | 26 | ОВ-18 (2шт) |
Таблица 5 Эжектор
| Типоразмер | Длина, мм | Продольный размер, мм | Количество |
| ЭВ-4-1100 | 320 | 2580 | 2 |
Таблица 6 Подогреватели низкого давления
| Типоразмер | Высота, мм | Диаметр, мм | Масса, т |
| ПН-400-26-2 | 5560 | 1624 | 12,9 |
| ПН-400-26-7 | 5895 | 1624 | 11,6 |
Таблица 7 Подогреватели высокого давления
| Типоразмер | Высота, мм | Диаметр, мм | Масса, т |
| ПВ-900-380-18-1 | 8860 | 2464 | 76,5 |
| ПН-1200-380-43-1 | 8860 | 2680 | 127,1 |
Таблица 8 Конденсатор
| Типоразмер | Расход охлаждающей воды, м3/ч | Масса конденсатора, т |
| 300КЦС-3 | 36000 | 335 |
Таблица 9 Конденсатный насос
| Насос | Типоразмер | Подача, м3 | Мощность, кВт |
| 1-го подъема | КсВ-500-85 | 500 | 154 |
| 2-го подъема | КсВ-500-150 | 500 | 274 |
3 КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА КЭС
3.1 Плановая компоновка главного корпуса
При разработке компоновки главного корпуса, прежде всего, необходимо решить вопрос о количестве отделений и их взаимном расположении. Из опыта проектирования известно, что этот вопрос решается неоднозначно даже при одном и том же типе основного оборудования и виде топлива.
Плановая компоновка турбинного отделения зависит от расположения в нем турбоагрегата. Турбоагрегата располагается в турбинном отделении поперечно.
Пролет турбинного отделения
, м (7)где LТА – длина турбоагрегата, м [5 ] , LТА=37,4 м.
м.Пролет котельного отделения
,м (8)где DK – глубина котла , DK=19 м.
м.Принимаем пролет турбинного и котельного отделения кратным 3. Lто = 45м, Lко =30 м.
Пролет бункерно-деаэраторного отделения LБДО может изменяться от 9 до 15 м. Принимаем LБДО=12 м
Длина технологической секции определяется шириной котла с учетом размещения вспомогательного оборудования, подвода циркуляционных трубопроводов к конденсаторам и их обслуживания. Длинна технологической секции Lтс должна быть кратна шагу колонн Вк. принимаем шаг колонн 12 м.
Длина технологической секции
Lтс=n Вк , м (9)
Где Вк-шаг колонн принимаем 12м, n-число пролетов
Lтс=3 12 =36 м.
Количество монтажных площадок и их размеры на различных КЭС могут значительно отличаться из-за различного использования свободной площади в турбинном отделении на отметках пола и обслуживания турбоагрегатов.
LМП=0,5× LТС,м, (10)
LМП=0,5× 36=18 м..
Общая длина главного корпуса
LГК=nБLТС+nМПLМП, м,(11)
где nБ –количество блоков, nБ =6; nМП –количество монтажных площадок, nМП =2.
,мОбщая длина отделения превышает максимально допустимый размер.
Так для основной территории европейской части России длина температурной секции не должна превышать, 174 м. Поэтому необходим температурный шов. Температурный шов будет находиться на расстоянии 132 м от постоянного торца
3.2 Высотная компоновка турбинного отделения
Рисунок1 – Плановая компоновка турбинного отделения
Предварительно принимаем два крана КС-160/32
Принимаем отметку обслуживания турбоагрегата НОБС =9,6 м
Необходимая расчетная высота подьёма над отметкой обслуживания
НПОД =НОБ + НСТР + НЗАП, (12)
где НОБ –максимальное значение из высот ПВД и ПНД, НОБ =8,86; НСТР –высота стропов, принимаем ориентировочно равным диаметру ПВД или ПНД, НСТР =2,464; НЗАП – высота запаса, принимаем НЗАП =0,5 м.
НПОД =8,86+2,464+0,5=11,824 м.
Отметка головки рельса
НГ.Р*=НОБС +НПОД +hКР, (13)
где hКР – расстояние по высоте от головки рельса до верхнего положения крюка основного подъема, hКР =1,95 м.
НГ.Р*=9,6+11,824+1,95=23,374 м.
Определяем высоту отметки подкрановой консоли
НП.К*= НГ.Р*– hР – hП.Б, (14)
где hР – высота кранового рельса, hР =0,17 по [5 ]; hП.Б – высота подкрановой балки, hП.Б =1,5 м по [ 5 ].
НП.К*= 23,374-0,17-1,5=21,08 м,
Принимаем НП.К =24 м кратное 300 мм.
Уточняем окончательное значение отметки головки рельса, м,
НГ.Р =НП.К +hР +hП.Б, (15)
НГ.Р =24+1,5+0,17=25,67 м.
Отметка верха колонн, м,
НВ.К=НГ.Р+НК+a1, (16)
где НК – высота крана, НК=5,5 м; a1– допустимое приближение крана к стропильным конструкциям, a1=0,1 м.
НВ.К=25,67+5,5+0,1=31,27 м.
Высота верхней части колонны по отношению к отметке подкрановой консоли определяется, м,
hВ.Ч.К=НВ.К – НП.К, (17)
hВ.Ч.К=31,27-24=7,27 м.
Высота нижней части колонны, м,
НН.Ч.К=НП.К –tП +tБ.К, (18)
где tБ.К =0,6,...1,0 м – заглубление базы колонны ниже уровня пола, принимаем tБ.К =0,8 м; tП – отметка пола конденсационного подвала, принимаем tП =0 м.
НН.Ч.К=24–0+0,8=24,8 м
Полная высота колонны, м,
НК= НВ.Ч.К+ НН.Ч.К, (19)
НК= 7,27+24,8=32,07 м.
При шаге ВК=12 м и QК>100 т принимаем hВ.К =750 мм, a=500мм
Высота сечения нижней части колонны, м,
hН.К= а+m1+а/2, (20)
m1=В2+0,075+hВ.К –а (21)
m1=0,5+0,075+(0,75–0,5)=0,825 м.
hН.К=0,5+0,825+0,5/2=1,575 м.
Условие жесткости для верхней части колонны,
и 
, 
, 0,1>0,083 – условие жесткости для верхней части колонны выполняется.