ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-800-240-5

МОЩНОСТЬЮ 800 МВт

Паровая конденсационная одновальная турбина (рис. 1) типа К-800-240-5 без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом, номинальной мощностью 800 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВВ-800-2 и для работы в блоке с котлом. Турбина снабжена регенеративным устройством для подогре­ва питательной воды.

Турбина рассчитана для работы при следующих основных номинальных параметрах табл.1.

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды (рис. 2). Подогрев осуществляется в ПНД № 1 и 2 смешивающего типа, № 3 и 4 поверхност­ного типа, деаэраторе и ПВД до температуры 274° С при номинальной нагрузке турбины.

Отборы пара из турбины на регенерацию и турбоприводы приведены в табл. 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч	Место отбора
	Давление, кгс/см 2 абс.	Температура, С
				За 9-й ступенью
ПВД № 7				За 12-й ступенью
Турбопри-воды ПТН				За 15-й (24) ступенью
ПВД № 6				За 15-й (24) ступенью
Деаэратор				За 17-й (26) ступенью
ПНД № 4				За 19-й (28) ступенью
ПНД № 3				За 21-й (30) ступенью ЦСД
ПНД № 2				За 32(37), 42(47), 52-й (57) ступенями
ПНД № 1				За 34(39), 44(49), 54-й (59) ступенями
Расход отработанного пара в конденсатор - 1 418 т/ч.

Таблица 1 Таблица 2

Свежий пар перед автоматическими стопор­ными клапанами:
давление, кгс/см 2 , абс.
температура, °С
Пар на выходе из ЦВД при номинальной мощности:
давление, кгс/см 2 абс.
температура, С
Пар после промежуточного перегрева пе­ред стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см 2 абс.
температура, °С
Основные параметры конденсаторной группы:
расход охлаждающей воды, м 3 /ч
температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы, °С
расчетное давление в конденсаторе, кгс/см 2 абс.

Примечание. Цифры 24, 26, 28, 30 указывают номера ступеней в левом потоке ЦСД, а цифры 37, 47, 57, 39, 49, 59 - номера ступеней в левых потоках ЦНД.

Рис. 1 Продольный разрез турбины К-800-240-5

Кроме регенеративных отборов, турбина допус­кает дополнительные отборы пара без снижения по­минальной мощности. Мощность турбины снижает­ся при отключении ПВД на 30 МВт при отключе­нии одной нитки и на 60 МВт при отключении двух ниток.

Максимальный расход пара через турбину сос­тавляет 2650 т/ч. При этом расходе, включенной ре­генерации (без дополнительных отборов), номиналь­ных параметрах пара и номинальной температуре охлаждающей воды может быть получена мощность 850 МВт.

Два главных питательных насоса имеют паровые турбоприводы, пар на которые отбирается из ЦСД с давлением 16,6 кгс/см 2 абс. и температурой 440 °С в количестве 127 т/ч при номинальном режиме и расходе пара главной турбиной, равном количеству питательной воды, подаваемой в котел.

Допускается длительная работа турбины при от­клонениях от номинальных параметров в следую­щих пределах: -одновременном отклонении давления 235-245 кгс/см 2 абс. и температуры 530-545° С;

Температуры пара после промежуточного перегрева 530-545 °С (перед стопорными клапанами ЦСД);

Повышении температуры охлаждающей воды на вхо­де в конденсаторы до 33° С и расходе ее 73 000 м°/ч.

При температуре свежего пара перед автомати­ческими стопорными клапанами в интервале 566-570°С, а также температуре пара промежуточного перегрева перед стопорными клапанами ЦСД в ин­тервале 546-550° С разрешается работа турбины в течение не более 30 мин, причем общая продолжи­тельность работы при этих температурах пара не должна превышать 200 ч в год.

Не допускается работа турбины на выхлоп в ат­мосферу и работа по временной незаконченной схеме.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, "вращающим валопровод с частотой 30 об/мин, и гидроподъемом роторов.

Допускается работа турбины при нагрузках ни­же 30% и на холостом ходу до и после сброса на­грузки. При этом длительность работы на режимах ниже 30% и на холостом ходу не должна превышать 15 мин.

Промывка турбины производится при пуске из холодного состояния насыщенным паром, пода­ваемым в ЦВД и ЦСД, а также при сниженной на­грузке без остановки блока на режиме, согласован­ном с заводом.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и наст­роен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соот­ветствует частоте вращения ротора турбоагрегата 3000 об/мин. Допускается длительная работа турби­ны при отклонениях частоты в сети в пределах 49- 50,5 Гц. В аварийных ситуациях допускается крат­ковременная работа турбины при повышении часто­ты до 51 Гц и снижении до 46 Гц в течение времени, указанного в технических условиях.

Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск тур­бины на скользящих параметрах пара из холодного и неостывшего состояний.

Два продольных конденсатора турбины оборудо­ваны водо- и пароприемными устройствами. Водо­приемные устройства рассчитаны на прием при пус­ке турбины 1 300 т/ч воды давлением 20 кгс/см 2 абс. при температуре до 200° С из котла и растопочных расширителей. Пароприемные устройства рассчита­ны на прием из БРОУ при сбросах нагрузки до 1 540 т/ч пара при давлении до 7 кгс/см 2 абс. и тем­пературе 200° С. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,3 кгс/см 2 абс.

Ориентировочно продолжительность пусков тур­бины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) равна: из холодного со­стояния- 8-9 ч; через 48-55 ч простоя- 5-5 ч 30 мин; через 24-32 ч простоя- 4-4 ч 30 мин; че­рез 6-8 ч простоя - 2 ч 30 мин.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также блоков клапанов ЦВД.

Гарантийные расходы тепла. Заводские расчет­ные гарантийные расходы тепла с допуском 1% сверх допуска на точность проведения гарантийного испытания приведены в табл. 3.

Таблица 3

Мощность на клеммах генератора, МВт	Справочные данные				Гарантийные условия				Гарантийный удельный расход тепла, ккал/кВт ч
	Расход пара через автома­тические стопорные клапаны ЦВД, т/ч	Температура питательной воды за последним по ходу воды подогревате­лем, °С	Давление перед сто­порными клапанами ЦСД, кгс/см 2 абс.	Давление в конденсаторе, кгс/см 2 абс.	Температура пара перед автоматичес­кими стопор­ными клапанами ЦВД, °С	Температура пара после промежуточного перегрева	Потеря давле­ния на участке от выхода ЦВД до сто­порных кла­панов ЦСД в % от давле­ния перед клапанами ЦСД	КПД генера­тора. по которому исчислены гарантии, %

Удельные расходы тепла отнесены к суммарной мощности на клеммах генератора и внутренней мощности приводной тур­бины питательного насоса.

Конструкция турбины. Турбина представляет со­бой одновальный пятицилиндровый агрегат, состо­ящий из ЦВД, ЦСД и трех ЦНД.

Свежий пар из котла по двум трубопроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных впереди ЦВД. Каждая коробка сто­порного клапана сблокирована с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к ЦВД.

ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки кото­рого вварены сопловые коробки. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным ци­линдром и подвижные-с горловинами сопловых коробок. Через сопловой аппарат пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и поступает в правый поток, состоящий из шести сту­пеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным кла­панам ЦСД, установленным но обе стороны цилинд­ра, и от них-к четырем регулирующим клапанам, расположенным непосредственно на цилиндре.

Двухпоточный ЦСД имеет по девять ступеней в каждом потоке, причем первые три ступени каждо­го потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем тру­бам подводится к трем ЦНД.

Тон поперечн. колебаний	Критическая частота вращения валопровода, об/мин

Все ЦНД двухпоточные, по пять ступеней в каж­дом потоке. По трем выхлопам ЦНД пар поступает к каждому конденсатору.

Роторы ЧВД и ЧСД - цельнокованые, роторы ЦНД-с насадными дисками. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты и по две опоры. Фикспункт валопровода (упорный подшипник) рас­положен между ЦВД и ЦСД.

Расчетные значения критических чисел оборотов валопровода с генераторами ТВВ-800-2 на жестких опорах приведены слева, в таблице.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уп­лотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается эжектором через ва­куумный охладитель.

Схема питания концевых уплотнений ЦВД по­зволяет производить подачу горячего пара от посто­роннего источника при пусках турбины из неостыв­шего состояния.

Система автоматического регулирования и защи­ты. Турбина снабжена электрогидравлической систе­мой автоматического регулирования, а также уст­ройствами защиты, обеспечивающими работу турби­ны при однобайпасной схеме паросбросных уст­ройств блока и останов турбины при возникновении аварийных нарушений режима ее работы.

Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей.

На рис. 3 приведена схема гидравлической части системы регулирования турбины, где:

1 - сервомотор регулирующего клапана ЦВД; 2-сервомотор автоматического затвора ЦВД; 3- сервомотор регулирующих клапанов ЦСД; 4-сер­вомотор автоматических затворов ЦСД; 5-серво­мотор клапана КОСМ-500; 6-сервомотор клапана КОСМ-800; 7-сервомотор сбросного клапана; 8- ограничитель мощности; 9-электромеханический преобразователь; 10-электрогидравлический пре­образователь; 11-золотники регулятора безопас­ности; 12-золотник предварительной защиты; 13 - электромагнитный выключатель предварительной защиты; 14-регулятор безопасности; 15-регуля­тор частоты вращения; 16-эксгаустер; 17-бак системы регулирования; 18-охладитель; 19- электронасосы регулирования;

/-напорное давление (нестабилизированное);

//-напорное давление (стабилизированное); III- линия управления промежуточным золотником;

IV-линия управления сервомоторами регулирую­щих клапанов; V-линия управления сервомотора­ми автоматических затворов; VI-линия дополни­тельной защиты; VII-прочие линии.

Условные обозначения

СРК.1 - сервомотор регулирующего клапана ЦВД № 1;

СРК2 -сервомотор регулирующего клапана ЦВД № 2;

СРКЗ - сервомотор регулирующего клапана ЦВД № 3;

СРК4 - сервомотор регулирующего клапана ЦВД №4;

СРК.5 - сервомотор регулирующих клапанов ЦСД;

СРК6 - сервомотор сбросного клапана;

СА31 - сервомотор автоматического затвора ЦВД;

СА32 - сервомотор автоматического затвора ЦСД;

САЗЗ - сервомотор отсечного клапана;

БК.Р2 - блок колонки регулирования;

БКР1 - блок коробки регулирования;

БМ1 - блок маслоснабжения.

Датчиками системы регулирования являются: механический и электрический частоты вращения, электрические активной мощности генератора, дав­ления пара в линии промежуточного перегрева, дав­ления свежего пара.

Исполнительные элементы системы регулирова­ния и защиты - четыре гидравлических сервомото­ра регулирующих клапанов ЦВД, два сервомотора регулирующих клапанов ЦСД, два сервомотора сто­порных клапанов ЦВД, два сервомотора стопорных клапанов ЦСД, два сервомотора сбросных клапанов из линии промежуточного перегрева в конденсатор, сервомотор отсечного клапана на линии к ПТН.

Сервомоторы регулирующих клапанов № 3 и 4 ЦВД имеют механизмы перестройки характеристи­ки сервомотора с дистанционным приводом, позво­ляющие перестраивать регулирование на дроссель­ное в процессе пуска турбины вместо соплового ре­гулирования, при работе турбины под нагрузкой.

Управление турбиной при пуске, синхронизации и нагружении осуществляется через механизм уп­равления, обеспечивающий: зарядку золотников ре­гулятора безопасности; управление стопорными и регулирующими клапанами ЦВД и ЦСД сбросны­ми клапанами и отсечным клапаном на линии ПТН;

изменение частоты вращения ротора турбины с воз­можностью синхронизации генератора при любой аварийной частоте в системе; изменение нагрузки.

Механизм управления может приводиться в дей­ствие вручную и дистанционно с блочного щита.

ЭЧСР состоит из двух устройств: электроприс­тавки и регулятора мощности. В электроприставке содержатся блоки, обеспечивающие воздействием через электрогидравлический преобразователь фор­сированное закрытие регулирующих клапанов тур­бины при сбросе нагрузки, в результате чего обес­печивается максимальное повышение частоты вра­щения ротора после мгновенного сброса нагрузки с генератора не более 109% от номинальной частоты вращения. Кроме того, в электроприставке содер­жатся блоки, обеспечивающие формирование им­пульсов, необходимых для кратковременной раз­грузки турбины по сигналам противоаварийной ав­томатики энергосистем, а также быстродействую­щий ограничитель, обеспечивающий поддержание заданной в послеаварийном режиме мощности и ис­пользующий обратную связь по мощности турбины.

Регулятор, воздействующий на электродвигатель механизма управления турбиной, обеспечивает под­держание заданной мощности турбины при посто­янной частоте и с учетом отклонения давления све­жего пара от номинального значения. Система регу­лирования пара обеспечивает поддержание давле­ния не ниже минимально допустимой величины. Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет 4,5±0,5%. В регуляторе мощ­ности возможно изменение характеристик регулиро­вания от 2,5 до 6%. Нечувствительность гидравли­ческой части системы регулирования частоты вра­щения составляет не более 0,3%. Путем корректиру­ющего воздействия регулятора мощности обеспечи­вается уменьшение нечувствительности всей систе­мы регулирования до 0,06-0,1 %.

Для защиты от разгона турбина снабжена регу­лятором безопасности с двумя бойками, которые срабатывают при повышении частоты вращения до 1П,5±0,5%. При срабатывании регулятора безопас­ности происходит закрытие всех регулирующих кла­панов, стопорных клапанов, клапанов на линиях к ПТН и ТВД, а также открытие сбросных клапанов. Время полного закрытия регулирующих и стопор­ных клапанов составляет ~0,3 с от момента сраба­тывания регулятора безопасности. Действие регуля­тора безопасности дублируется дополнительной за­щитой, выполненной в блоке золотников регулятора скорости. Кроме того, для предотвращения чрезмер­ного разгона ротора при отказе системы регулиро­вания частоты вращения в электроприставке предусмотрен блок предварительной защиты, воз­действующий на электромагнитный выключатель предварительной защиты и закрывающий стопорные и регулирующие клапаны турбины при повышении частоты вращения до частоты срабатывания регуля­тора безопасности и зависящий от величины ускоре­ния частоты вращения.

Турбина снабжена двумя электромагнитными выключателями защиты, обеспечивающими сраба­тывание золотников регулятора безопасности.

Рабочей жидкостью в гидравлической части си­стемы регулирования является огнестойкое синтети­ческое масло. Подача масла в систему регулирова­ния осуществляется от блока маслоснабжения, со­стоящего из: бака емкостью 5,5 м 3 , охладителя, воз­духоотделителя, фильтров грубой и тонкой очистки и двух электронасосов переменного тока. Рабочее давление в системе регулирования - 45 кгс/см 2 . Ох­ладитель масла работает при подводе охлаждающей воды из циркуляционной системы и обеспечивает нормальную работу системы регулирования при температуре охлаждающей воды не более 33° С. Для предотвращения разгона турбоагрегата обрат­ными потоками пара установлены обратные клапа­ны на трубопроводах нерегулируемых отборов па­ра в ПВД и ПНД, на трубопроводах пара к турбо-приводам питательных насосов, деаэратору и кало­риферам котла.

Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическим огнестойким маслом ОМТИ или минеральным маслом) подшипников турбины, генератора и питательных насосов.

В баке объемом 47 м 3 (до верхнего уровня) уста­новлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоотделители для улучшения деаэрации масла (содержание воздуха за воздухоотделителем не должно превышать 1,5%).

Для подачи масла в систему предусмотрены два (один резервный) вертикальных центробежных электронасоса переменного тока. Установлены два аварийных электронасоса постоянного тока. Масло охлаждается в трех маслоохладителях типа М-540 (один резервный), питающихся водой из циркуля­ционной системы. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 300 м 3 /ч. Турбина снабжена двумя реле давления смазки, которые обеспечивают автоматическое от­ключение турбины и валоповоротного устройства при падении давления в напорном маслопроводе смазки, а также включают резервные насосы систе­мы смазки.

Система контроля и управления турбиной обес­печивает:

контроль параметров работы;

регистрацию наиболее важных параметров;

технологическую, предупредительную и аварий­ную сигнализации;

автоматическое управление функциональными группами технологически связанных механизмов и запорно-регулирующих органов, дублируемое дис­танционным управлением с блочного щита;

автоматическую стабилизацию ряда параметров, поддержание заданных значений которых требует

оперативного вмешательства в процессе нормальной эксплуатации;

автоматическую защиту турбины и вспомогатель­ного оборудования.

Управление установкой централизовано и ведет­ся из помещения блочного щита управления.

Система контроля и управления выполняется на базе электрических приборов и аппаратуры.

Ни для кого не секрет, что паровая турбина - это машина, предназначенная для преобразования тепловой энергии пара в механическую энергию вращения вала ротора турбогенератора. В паровой турбине, как следует из названия, работу совершает нагретый пар. Пар в турбину поступает из парового котла или котла-утилизатора.

Температура, с которой приходит в турбину пар, может быть разной. Но в основном, температура пара в районе 500-570 градусов Цельсия. Давление, также, разнообразное. Самое распространённое, это - 90 атм, 130 атм и 240 атм.

Конденсационные турбины

Вероятно, этот тип турбин самый распространённый (маркировка - К). В комплекте с самой такой турбинной обязательно есть ещё устройство для сбора отработавшего пара - конденсатор. Весь отработавший пар в такой турбине поступает в конденсатор.

Конденсационные паровые турбины предназначены для выработки электричества. Т. е. такие турбины ставят на ГРЭС. На ТЭЦ ставят, в основном, другого типа турбины. Весь пар с котла поступивший в такую турбину совершает работу для получения электроэнергии. Тепловую энергию с таких турбин не получают, за редкими исключениями.

В России такие турбины в советское время производил завод ЛМЗ - Ленинградский металлический завод. В настоящее время он переименован в ОАО «Силовые машины».

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http // www . allbest . ru /

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика принадлежит к числу бытовых отраслей, развитие которых во многом определяет развитие всего народного хозяйства, так как электрическая энергия необходима как для современного производства, так и для быта населения. Важным фактором, определяющим повышение экономичности энергоснабжения, является рациональное географическое размещение электростанций, обеспечивающее минимальные затраты на транспорт топлива и электроэнергии.

Основным источником электроэнергии являются тепловые электрические станции (ТЭС) на органическом топливе (твердом, жидком, газообразном), производящие около 75% электроэнергии в мире. Развитие энергетики характеризуется непрерывным повышением единичной мощности агрегатов, при этом снижаются удельные капитальные затраты, возрастает тепловая экономичность установки. Но, с другой стороны, оборудование современных ТЭС эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках. При этом может произойти отказ основного оборудования станции, что повлечет за собой серьезные последствия. Вынужденные остановки турбоагрегатов снижают коэффициент использования установленной мощности ТЭС.

В условиях роста требований к надёжности и безопасной работе оборудования всё большую значимость приобретают проблемы подготовки персонала. Современные требования к квалификации персонала привели к необходимости его внутрифирменного развития.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Принципиальная тепловая схема

ПГ - Парогенератор;

ЦВД - Цилиндр высокого давления;

ЦСД - Цилиндр среднего давления;

ЦНД - Цилиндр низкого давления;

К-Р - Конденсатор;

КН - Конденсатный насос;

СП - Сальниковый подогреватель;

П1,П2,П3 - Поверхностные подогреватели высокого давления;

П4 (ДПВ) - Деаэратор питательной воды;

П5,П6 - Поверхностные подогреватели низкого давления;

П7,П8 - Смешивающие подогреватели низкого давления;

ПН - Питательный насос;

БН - Бустерный насос;

ПЕ - Перегретый пар;

П/П - Промышленный перегрев;

БОУ - Блочная обессоливающая установка;

РД - Регулятор давления.

Описание принципиальной тепловой

Энергоблок 800 МВт состоит из котла и одновальной конденсационной турбоустановки К-800-240 ЛМЗ сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара. Принципиальная тепловая схема турбоустановки показана на рис. 1.1.

Турбина имеет пять цилиндров ЦВД, ЦСД и три ЦНД. Свежий пар с параметрами P=23,5 МПа, t=540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении P2 = 3,63 МПа и температуре примерно 280 °С. После промежуточного перегрева пар (РПП = 3,36 МПа; tПП = 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится параллельно в три двухпоточные ЦНД. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет PК = 0,0034 МПа. Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и два - из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в сальниковом подогревателе СП, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД.

Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора и включающий редуктор для понижения частоты вращения бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, дренаж СП поступает в основной конденсатор.

Потери пара и воды энергоблока бУТ = 0,02 условно отнесены к потокам отборного пара и восполняются обессоленной добавочной водой из химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор турбины.

Для вывода солей из цикла предусмотрена конденсатоочистка БОУ.

Распределение регенеративного подогрева по ступеням.

Исходные данные

1. Давление свежего пара

2. Температура свежего пара

3. Давление после пароперегревателя

4. Температура после пароперегревателя

5. Температура пит. воды за подогревателем

6. Величина потерь в трубопроводах

7. Гидравлическое сопротивление ПВД

8. Давление в деаэраторе

9. Конечное давление в конденсаторе

10. КПД части высокого давления

11. КПД ЧСД

12. КПД ЧНД

14. КПД питательного насоса

15. Механическое КПД ТП

14. Величина недогрева ПВД

15. Величина недогрева ПНД

16. Подогрев деаэратора

17. Подогрев воды в сальниковом подогревателе

18. Давление конденсатное ТП

19. Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду

20. Потери пара и воды энергоблока

21. Относительный расход пара в голову турбины

22. Расход добавочной воды

1. Расчёт параметров пара во втором подогревателе

1.1 Энтальпия свежего пара (определяем по P0 и t0)

1.2 Энтропия свежего пара (определяем по P0 и t0)

1.3 Давление пара в отборе

1.4 Энтальпия изоэнтропная на выходе из ЦВД (определяем по P2)

1.5 Располагаемый теплоперепад

1.6 Используемый теплоперепад

1.7 Энтальпия пара в отборе

1.8 Температура пара в отборе (определяем по P2 и h2)

1.9 Давление пара в подогревателе

1.10 Температура насыщения пара в подогревателе (определяем по PН2)

1.11 Энтальпия насыщения пара в подогревателе (определяем по PН2)

1.12 Температура воды за подогревателем

1.13 Давление на выходе питательного насоса

1.14 Давление питательной воды за ПВД

1.15 Энтальпия воды за подогревателем (определяем по РН2 и tВ2)

2. Расчёт параметров пара в первом подогревателе

2.1 Температура насыщения пара в подогревателе

2.2 Давление насыщения пара в подогревателе (определяем по tН1)

2.3 Энтальпия насыщения пара в подогревателе (определяем по tН1)

2.4 Давление пара в отборе

2.5 Энтальпия пара в отборе (определяем по h-s диаграмме)

2.6 Температура пара в отборе (определяем по P1 и h1)

3. Расчёт параметров питательной воды

3.1 Энтальпия питательной воды (определяем по РПВ и tПВ)

3.2 Удельный объём питательной воды (определяем по PД)

4. Расчёт изменения энтальпии в питательном насосе

4.1 Энтальпия воды на выходе из деаэратора (определяем по PД)

4.2 Задаёмся подогревом воды в питательном насосе

4.3 Энтальпия ПН на выходе

4.4 Температура ПН на выходе (определяем по РПИТ.НАС.ВЫХ. и hНАС.ВЫХ.)

4.5 Удельный объём в деаэраторе (определяем по РПИТ.НАС.ВЫХ. и hНАС.ВЫХ.)

4.6 Средний удельный объём

4.7 Подогрев воды в питательном насосе

5. Распределение подогрева питательной воды между ПВД2 и ПВД3

5.1 Из условий оптимального распределения подогрева принимаем, что

Решая данную систему уравнений, получаем

5.2 Подогрев воды в ПВД3

5.3 Подогрев воды в ПВД2

6. Расчёт параметров пара в третьем подогревателе

6.1 Энтальпия воды за подогревателем

6.2 Температура воды за подогревателем (определяем по РПВ и hВ3)

6.3 Температура насыщения в подогревателе

6.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН3)

6.5 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН3)

6.6 Давление пара в отборе

7. Расчёт параметров пара в четвёртом подогревателе

7.1 Давление пара в отборе

8. Расчёт параметров основного конденсата

8.1 Температура в деаэраторе (определяем по PД)

8.2 Подогрев деаэратора

8.3 Температура воды за деаэратором

8.4 Давление основного конденсата

8.5 Энтальпия воды за подогревателем (определяем по PОК и tВ5)

9. Расчёт параметров воды после ПНД

9.1 Энтальпия на выходе конденсатора (определяем по PК)

9.2 Энтальпия за сальниковым подогревателем

9.3 Количество ПНД

Предполагаем, что подогрев в ПНД равномерный.

9.4 Подогрев воды в ПНД

9.5 Энтальпия воды за восьмым подогревателем

9.6 Энтальпия воды за седьмым подогревателем

9.7 Энтальпия воды за шестым подогревателем

9.8 Энтальпия воды за пятым подогревателем

10. Расчёт параметров пара в пятом подогревателе

10.1 Температура насыщения в подогревателе

10.2 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН5)

10.3 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН5)

10.4 Давление пара в отборе

11. Расчёт параметров пара в шестом подогревателе

11.1 Температура воды за подогревателем (определяем по PОК и h6В)

11.2 Температура насыщения в подогревателе

11.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН6)

11.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН6)

11.5 Давление пара в отборе

12. Расчёт параметров пара в седьмом подогревателе

12.1 Температура воды за подогревателем (определяем по PОК и h7В)

12.2 Температура насыщения в подогревателе

12.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН7)

12.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН7)

12.5 Давление пара в отборе

13. Расчёт параметров пара в восьмом подогревателе

13.1 Температура воды за подогревателем (определяем по PОК и h8В)

13.2 Температура насыщения в подогревателе

13.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН8)

13.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН8)

13.5 Давление пара в отборе

14. Определение параметров в отборах ЦСД и ЦНД, построение процесса в h-s диаграмме.

14.1 Энтальпия пара в пароперегревателе (определяем по PПП и tПП)

14.2 Энтропия пара в пароперегревателе (определяем по PПП и tПП)

14.3 Энтальпия изоэнтропная (определяем по P3 и sПП)

14.4 Энтальпия пара в отборе

14.5 Температура пара в отборе (определяем по Р3 и t3)

14.6 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р4 и sПП)

14.7 Энтальпия пара в отборе

14.8 Температура пара в отборе (определяем по P4 и h4)

14.9 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р5 и sПП)

14.10 Энтальпия пара в отборе

14.11 Температура пара в отборе (определяем по P5 и h5)

14.12 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р6 и sПП)

14.13 Энтальпия пара в отборе

14.14 Температура пара в отборе (определяем по P6 и h6)

14.15 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р7 и sПП)

14.16 Энтальпия пара в отборе

14.17 Температура пара в отборе (определяем по P7 и h7)

14.18 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р8 и sПП)

14.19 Энтальпия пара в отборе

14.20 Температура пара в отборе (определяем по P8 и h8)

Построение процесса в h-s диаграмме

15. Расчёт теплоперепада ЧСД

15.1 Располагаемый теплоперепад

15.2 Используемый теплоперепад

16. Расчёт теплоперепада ЧНД

16.1 Давление в 6М отборе

16.2 Температура в 6М отборе

16.3 Энтальпия в 6М отборе (определяем по P6 и t6)

16.4 Энтропия в 6М отборе (определяем по P6 и t6)

16.5 Энтальпия изоэнтропная конденсатная (определяем по PК и s6)

16.6 Располагаемый теплоперепад

16.7 Используемый теплоперепад

16.8 Энтальпия в конденсаторе

16.9 Температура в конденсаторе (определяем по PК)

17. Расчёт теплоперепада турбопривода

17.1 Давление в 3М отборе

17.2 Температура в 3М отборе

17.3 Энтальпия в 3М отборе (определяем по P3 и t3)

Принимаем потери давления до приводной турбины равными 10% .

17.4 Энтропия в 3М отборе (определяем по 0.9·P3 и t3)

17.5 Энтальпия пара на выхлопе ТП (определяем по и s3)

17.7 Располагаемый теплоперепад

17.8 Используемый теплоперепад

17.9 Энтальпия пара на выхлопе ТП

17.10 Температура конденсата ТП (определяем по)

17.11 Энтальпия воды на входе в конденсатор ТП (определяем по)

18. Определение параметров дренажей

18.1 Давление на выходе питательного насоса (равно PПИТ.НАС.ВЫХ.)

18.4 Температура дренажа подогревателя №1

18.5 Энтальпия дренажа подогревателя №1 (определяем по PН1 и tДР1)

18.6 Температура дренажа подогревателя №2

18.7 Энтальпия дренажа подогревателя №2 (определяем по PН2 и tДР2)

18.8 Температура дренажа подогревателя №3

18.9 Энтальпия дренажа подогревателя №3 (определяем по PН3 и tДР3)

18.10 Температура дренажа подогревателя №5 (равна tН5)

18.11 Энтальпия дренажа подогревателя №5 (определяем по PН5 и tДР5)

18.12 Температура дренажа подогревателя №6 (равна tН6)

18.13 Энтальпия дренажа подогревателя №6 (определяем по PН6 и tДР6)

Параметры пара и воды турбоустановки К-800-240составление и решение уравненийтеплового баланса теплообменнЫХ АППАРАТОВ.

Проверка местоположения индеферентной точки

Удельный подвод тепла в промежуточном пароперегревателе

Абсолютный КПД ЧВД

Теплоперепад до индеферентной точки

Энтальпия в индеферентной точке

Вывод Т.к. , то давление в 3М отборе выбрано правильно.

Расчёт четвёртого подогревателя (деаэратора)

Расчёт пятого подогревателя

расход пара в

Расчёт шестого подогревателя

Относительный расход пара в 6М ПНД

Расчёт седьмого подогревателя

Относительный расход пара в 7М ПНД

Проверка материального баланса рабочего тела в конденсаторе турбины

Вывод Проверка показала, что все расчёты были произведены верно.

РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ.

Отсек турбины	Расход пара	Теплоперепад	Работа пара
		ДH0 = h0 - h1 = 3324.84 - 2999.43 = 325.415	1 · 325.415 = 325.415
	бР1 = 1 - б1 = 1 - 0.069 = 0.931	ДH1 = h1 - h2 = 2999.43 - 2912.48 = 86.941	0.931 · 86.941 = 80.918
	бР2 = бР1 - б2 = 0.931 - 0.097 = 0.834	ДH2 = hПП - h3 = 3543.56 - 3313.57 = 229.986	0.834 · 229.986 = 191.787
	бР3 = бР2 - б3 - бТП = 0.834 - 0.038 - 0.044 =	ДH3 = h3 - h4 = 3313.57 - 3226.64 = 86.933	0.752 · 86.933 = 65.332
	бР4 = бР3 - б4 - б5 = 0.752 - 0.015 - 0.041 =	ДH4 = h4 - h5 = 3226.64 - 3064.32 = 162.323	0.695 · 162.323 = 112.839
	бР5 = бР4 - б6 = 0.695 - 0.04 = 0.655	ДH5 = h5 - h6 = 3064.32 - 2903.58 = 160.739	0.655 · 160.739 = 105.342
	бР6 = бР5 - б7 = 0.655 - 0.031 = 0.624	ДH6 = h6 - h7 = 2903.58 - 2747.54 = 156.037	0.624 · 156.037 = 97.409
	бР7 = бР6 - б8 = 0.624 - 0.035 = 0.59	ДH7 = h7 - h8 = 2747.54 - 2587.66 = 159.878	0.59 · 159.878 = 94.273
	бК = бР7 = 0.59	ДH8 = h8 - hК = 2587.66 - 2365.65 = 222.01	0.59 · 222.01 = 130.909
		Полный теплоперепад		Суммарная работа пара

Определение абсолютных значений расходов пара на котёл и подогреватели, абсолютных значений расходов питательной воды и конденсата.

1. Расход пара в голову турбины

2. Расход пара в отборах

3. Расход питательной воды

4. Расход основного конденсата

Определение показателей тепловой экономичности блока

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования электростанции

Выбор структуры электростанции и парового котла.

При выборе парового котла необходимо исходить из следующих принципов

1. Турбоагрегат, предназначенный для работы в блоке c паровым котлом, имеет мощность 800 МВт. Данная паровая турбина рассчитана на сверхкритические параметры и имеет одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Следовательно, выбираемый котел должен быть прямоточным и иметь пароперегреватель.

2. Проектируемая электростанция в качестве топлива будет использовать газ.

3. Паропроизводительность парового котла энергоблока выбирается по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3ч5% .

4. Параметры пара парового котла выбираются в зависимости от начальных параметров пара перед турбиной с учетом потерь давления и температуры между котлом и турбиной в паропроводах.

В расчете тепловой схемы энергоблока был определен расход свежего пара на турбину-

D0 = 684.7 кг/с = 2464.9 т/ч. С учетом запаса паропроизводительность котла будет равна

Выбираем котлоагрегат ТГМП-204ХЛ паропроизводительностью 2650 т/ч, давлением 25 МПа, темпера-турой 545 °С, используемое топливо природный газ, мазут; КПД котла 93,3% .

В прямоточных котлах энергоблоков мощностью 300-800 МВт движение пара в тракте перегрева осуществляются в виде параллельных потоков с индивидуальной регулировкой температуры и расхода рабочей среды. На участке ширма-выходной конвективный пакет с целью снижения температурной разверки каждый поток делят на два полупотока с перебросом пара в правые и левые пакеты пароперегревателя. Полупотоки объединяют в камерах на выходе из выходного пакета.

Конвективные пакеты в газоплотном котле выполняют вертикальными и подвешивают на тягах к балкам потолка в горизонтальном газоходе. Пакеты выполняют двух-, трёх- и четырех петлевыми. Отдельные петли пакета выполняют из труб диаметром 42 или 44 мм . Материал сталь12Х1МФ или 12Х18Н12Т .

Входные и выходные камеры изготавливают из труб диаметром 325-426 мм и для удобства сварки и ремонта устанавливают на разных отметках. Конвективные пакеты выполняют с коридорным положением труб.

В промежуточном пароперегревателе осуществляется перегрев пара при давлении P=3,48 МПа до 542°С при допустимом сопротивлении тракта не более 0,25 МПа .

Промперегреватель, либо полностью устанавливают в опускной конвективной шахте, либо выходной его пакет устанавливают в конце горизонтального газохода после основного перегревателя. Промежуточный пароперегреватель изготавливают на заводе из труб диаметром 50-57 мм в виде отдельных пакетов, свариваемых при монтаже.

Экономайзер по ходу газов устанавливается за промежуточным пароперегревателем. Он выполняется из труб диаметром 28-42 мм .

Вращающиеся регенеративные воздухоподогреватели (РВВ) изготавливают с вертикальным валом и диаметром ротора до 9,8 м . Поверхности нагрева РВВ выполняют из тонких профилированных стальных листов и включают по схеме противотока.

Турбина К-800-240

Паровая турбина К-800-240 номинальной мощностью 800 МВт при n = 3000 об/мин , одновальная, рассчитана для работы в конденсационном режиме.

ЛМЗ выпустил пять модификаций турбины мощностью 800 МВт. Две приводные турбины ОК-18 ПУ КТЗ с максимальной частотой вращения 77,5 об/с , питаются из третьего отбора ЦСД (при номинальной нагрузке главной турбины), в собственных конденсаторах приводных турбин поддерживается давление 4,5 кПа. При снижении нагрузки главной турбины ниже 30 % и на холостом ходу, когда давление в отборе главной турбины мало и не может быть обеспечена необходимая мощность приводной турбины, последняя получает пар из паропровода свежего пара через специальную редукционно-охладительную установку (БРОУ ТПН). При пуске блока приводные турбины снабжаются паром от постороннего источника.

Пар из парогенератора двумя паропроводами подается к двум блокам клапанов, установленным перед турбиной.

От регулирующих клапанов пар по четырем перепускным трубам проходит в ЦВД. Корпус ЦВД выполнен двойным. Это позволяет иметь умеренные толщины стенок и фланцев каждого из корпусов, что способствует их быстрому и равномерному прогреву вместе с ротором и охлаждению внутреннего корпуса паром, протекающим между корпусами при работе турбины на номинальном режиме.

Внутренний корпус выполнен из стали 15Х11МФБА , обладающей достаточным сопротивлением ползу-чести при высоких рабочих температурах. Внешний корпус подвержен действию температур, не превышающих 400°С , поэтому он изготовлен из более дешевой, но достаточно прочной стали 15Х1М1ФЛ . Внутренний корпус подвешен в наружном.

Пройдя одновенечную регулирующую ступень и пять ступеней левого потока, поток пара поворачивает на 180° и проходит сначала по меж-корпусному пространству, охлаждая внутренний корпус, а затем через последние шесть ступеней ЦВД. Выйдя из ЦВД, пар по двум паропроводам направляется в промежуточный пароперегреватель и возвращается к стопорным клапанам ЦСД. Эти клапаны установлены рядом с ЦСД, и пар по четырем паропроводам подается к регулирующим клапанам ЦСД (их четыре).

ЦСД - двухпоточный, симметричный. В каждом потоке расположены девять ступеней.

Из ЦСД в ЦНД пар проходит по четырем трубам две из них проложены по бокам турбины на уровне пола машинного зала и пропускают пар из нижней половины корпуса ЦСД в нижние половины корпусов всех ЦНД, а две другие расположены над турбиной и направляют пар из верхних половин корпуса ЦСД в верхние половины ЦНД. Такая компоновка труб позволяет иметь малые потери давления и равномерный поток пара на входе в ЦНД, что важно для надежной работы лопаток.

Трубы разводят пар на три двухпоточных ЦНД, проточная часть которых имеет на выходе кольцевую площадь 44,88 м2 .

При номинальной нагрузке на роторе ЦВД развивается мощность 260, на роторе ЦСД - 304, на роторе ЦНД - 236 МВт .

При пуске и резких сбросах нагрузки пар направляется в конденсатор через БРОУ. При срабатывании стопорных клапанов ЦСД открываются сбросные клапаны, и пар из тракта промежуточного перегрева сбрасывается в конденсатор. Для предотвращения попадания в турбину пара из подогревателей и приводной турбины при сбросах нагрузки на паропроводах отборов и паропроводе питания приводной турбины установлены обратные клапаны.

Валопровод турбоагрегата состоит из роторов ЦВД, ЦСД, трех роторов ЦНД и ротора генератора.

Каждый из роторов установлен на двух опорных подшипниках. Все роторы соединены жесткими муфтами. Полумуфты роторов ЦВД и ЦСД выполнены заодно с валами.

Валопровод между ЦВД и ЦСД имеет один комбинированный опорно-упорный подшипник.

На крышке корпуса подшипника между первым и вторым ЦНД смонтировано валоповоротное устройство, вращающее валопровод с частотой 30 об/мин при пуске и при остывании остановленной турбины. Повышенная частота вращения валоповоротного устройства способствует не только сохранению сегментных подшипников, равномерному остыванию и нагреву роторов, но и выравниванию температуры неравномерно остывших во время стояния корпусов, исключая их возможный прогиб и задевания.

Турбина имеет три фикс пункта. Первый из них расположен на задней поперечной раме первого ЦНД, от этого фикс пункта первый ЦНД, ЦСД и ЦВД расширяются в сторону переднего подшипника вдоль продольных шпонок, установленных на фундаментных рамах.

Два других ЦНД имеют собственные фикс пункты, расположенные на передних поперечных рамах, поэтому соединения смежных корпусов подшипников ЦНД выполнены подвижными.

Для улучшения маневренных характеристик турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек фланцевых разъемов ЦВД и ЦСД.

Турбина имеет электрогидравлическую систему регулирования. Электрическая часть системы вырабатывает сигналы по частоте вращения, мощности, давлениям свежего пара и пара в промежуточном пароперегревателе. К-800-240-5 имеет ряд преимуществ перед предыдущими модификациями турбины этого типа. Конденсатор турбины выполнен одноходовым, двухкорпусным и двухсекционным.

Выбор теплообменного оборудования

Группа подогревателей высокого давления выполнена двухниточной и включает в себя три последовательно соединенных подогревателя с пароохладителями и охладителями дренажа.

Расход питательной воды DПВ = 694,8 ;

1. Расход питательной воды

2. Подогрев воды

3. Коэффициент теплопередачи

6. Величина недогрева (принимаем без учёта ОП)

7. Необходимая площадь ПВД 1

8. Давление пара в отборе;

ПВ-1800-37-6,5

Результаты расчётов для выбора остальных ПВД приведены в таблице.

По полученным площадям, с учётом давлений воды и пара выбираем следующие ПВД

ПВД 2 ПВ-2500-380-37;

ПВД 3 ПВ-1800-37-2.0.

Определение необходимых поверхностей нагрева ПНД

1. Расход питательной воды

2. Подогрев воды

3. Коэффициент теплопередачи

4. Температура насыщения греющего пара в подогревателе

5. Температура воды на входе в подогреватель

6. Величина недогрева

7. Необходимая площадь ПНД 5

8. Давление пара в отборе;

9. По каталогу выбираем ближайший, с запасом

ПН-1900-32-6-I

Результаты расчётов для выбора ПНД 6 приведены в таблице.

По полученной площади, с учётом давления воды и пара выбираем следующий ПНД

ПНД 6 ПН-1900-32-6-I.

Подогреватели смешивающего типа выбираем по давлению и расходу воды

и выбираем ПНСВ-2000-2.

и выбираем ПНСВ-2000-1.

Подогреватели низкого давления смешивающего типа снабжены встроенным обратным клапаном для предотвращения заброса влаги в турбину и имеют переливное устройство для слива избытка конденсата в основной конденсатор.

Выбор деаэратора

Деаэратор выбирается по расходу питательной воды

и давлению РД=0,687 МПа. Работа деаэратора должна обеспечивать минимальное остаточное содержание кислорода в питательной воде (не более 10 мкг/кг) и отсутствие углекислоты. Выбираем два деаэратора ДП-1600

Выбор бака

Объем бака деаэрированной воды, рассчитывают на пятиминутный запас воды на станции с блочной структурой. Производим следующие расчеты

Необходимый массовый запас

Исходя из того, что плотность воды сВ = 910 кг/м3 , необходимый объем бака

Следовательно, для данной турбоустановки выбираем два деаэраторных бака БД-120-1-А, объёмом 150 .

Конденсатор служит важнейшим элементом тепловой схемы, влияющим на экономичность работы энергоблока. Конденсатор представляет собой теплообменник, в котором отработавший в турбине пар, конденсируясь на трубках охлаждающей воды, создает вакуумное давление в корпусе конденсатора, а значит и теплоперепад, от которого находится в прямой зависимости и экономичность турбины.

Конденсатор турбины типа 800 КСЦ-5 выполнен одноходовым, двухкорпусным и двухсекционным. Циркуляционная охлаждающая вода в два потока последовательно проходит через один, потом через другой корпус. При снижении нагрузки можно отключить один из потоков воды. Вакуум в конденсаторе поддерживается водоструйным эжектором.

По пару конденсатор приварен к шести выхлопам ЦНД. Его паровое устройство разделено перегородкой, позволяющей осуществлять двухступенчатую конденсацию пара, вследствие чего имеют место разные конечные давления пара PК1 < PК2 .

Ступенчатая конденсация пара позволяет получить более глубокий вакуум при исходной температуре охлаждающей воды. Конденсат из первой «холодной» секции переливается во вторую через специальное устройство, затем двумя конденсационными насосами (один рабочий, другой резервный) направляется в систему регенерации. Воздух из конденсаторов главной и приводной турбин отсасывается водяными эжекторами. Трубная система конденсатора выполнена из трубок диаметром 28x1 мм, поверхность охлаждения одного корпуса составляет 11520 м2 , материал трубок - медно-никелевый сплав МНЖ-5-1 .

Выбор насосов.

а) Питательные насосы.

Питательная установка энергоблока состоит из двух питательных турбонасосов, каждый из которых рассчитан на 50% подачи воды и из двух бустерных предвключенных насосов. В схеме применены конденсационные приводные турбины с собственным конденсатором для уменьшения объемного пропуска пара в цилиндры низкого давления и разгрузки выхлопных патрубков главной турбины. Подвод пара к приводной турбине резервирован. Бустерный насос имеет общий привод с питательным насосом через редуктор от приводной турбины.

Давление пара перед турбиной

Сопротивление трубопроводов пара от котла до турбины

Сопротивление регулирующих клапанов

Давление срабатывания предохранительных клапанов

Гидравлическое сопротивление парогене ;

Сумма гидравлических сопротивлений

Гидравлическое сопротивление трубопроводов

Средняя плотность пароводяной среды в ПГ

Определяем по PПВ и tПВ

Определяем по

Высота подъёма воды от оси ПН до верхней точки трубной системы ПГ

Высота котла ;

Высота установки ПН (от 0 отметки);

2. Давление воды на входе в питательный насос равно давлению на выходе из БН

3. Перепад давления, создаваемый ПН

4. Напор насоса (с учётом запаса по напору = 3%)

5. Подача насоса (с учётом запаса)

6. Исходя из и выбираем насос ПН-1500-350 в количестве 2Х штук.

б) Конденсатные насосы

Применение смешивающих ПНД вертикально конст-рукции потребовало установки трех ступеней конденсатных насосов. I ступень устанавливается сразу после конденсатора; II ступень - после ПНД8 и III - после ПНД7.

Рассчитываем конденсатный насос №3

Давление воды на выходе из конденсатного насоса №3 составляет

Давление пара в деаэраторе

Плотность пара на выходе из 5ГО подогревателя - определяем по P5 и t5

Ускорение свободного падения

Высота до верхней точки деаэратора

Гидравлическое сопротивление ПНД5

Гидравлическое сопротивление ПНД6

Сопротивление трубопроводов

Давление воды на входе в КН №3

Давление воды за 7М подогревателем

Заглубление КН №3

Перепад давления, создаваемый КН №3

Подача насоса

Исходя из и устанавливаем 2а рабочих насоса КСВ-1000-140 и один резервный.

Рассчитываем конденсатный насос №2

Давление воды на выходе из конденсатного насоса №2 составляет

Давление в ПНД7

Плотность воды в ПНД8 - определяем по PВ8 и tВ8

Ускорение свободного падения

Заглубление КН №2

Высота установки ПНД7

Сопротивление трубопроводов

Давление воды на входе в КН №2

Давление воды за 8М подогревателем

Заглубление КН №2

Перепад давления, создаваемый КН №2

Напор насоса (с учётом запаса по напору)

Подача насоса

Рассчитываем конденсатный насос №1

Давление воды на выходе из конденсатного насоса №1 составляет

Давление в ПНД8

Плотность воды конденсаторе - определяем по PК+3метра и tК

Ускорение свободного падения

Заглубление КН №1

Высота установки ПНД8

Сопротивление трубопроводов

Гидравлическое сопротивление СП

Давление воды на входе в КН №1

Давление воды в конденсаторе

Заглубление КН №1

Перепад давления, создаваемый КН №1

Напор насоса (с учётом запаса по напору)

Подача насоса

Исходя из и устанавливаем 2а рабочих насоса КСВ-1000-95 и один резервный.

Выбор дымососов и дутьевых вентиляторов.

1. Дутьевые вентиляторы.

Для подачи воздуха к горелкам для газа на каждом блоке устанавливаются дутьевые вентиляторы, которые подают холодный воздух в воздухоподогреватель.

Производительность вентилятора

Коэффициент запаса

Расход топлива

Коэффициент, учитывающий присосы топке

(т.к. котёл газоплотный);

Коэффициент присосов в системе пылеприготовления

(т.к. топливо - газ);

Исходя из производительности выбираем вентилятор типа ВДОД-31.5 в количестве 4Х штук

Дымососы.

Дымососы ставятся для отвода дымовых газов от котла к дымовой трубе.

Часовой расход дымовых газов

Коэффициент запаса

Расход топлива

Объём уходящих газов

Объём присосов за пределами котла

Температура уходящих газов

Теоретический объём газов, образующихся при горении

Коэффициент избытка воздуха в ухо дящих газах

Коэффициент избытка воздуха в топке

Коэффициент, учитывающий присосы воздуха и протечки в ВП

Теоретический объём воздуха, необходимый для горения 1 м3 газа

Присосы в газоходах, за пределами котла

Исходя из производительности выбираем дымосос типа ДОД-43 в количестве 3Х штук

В данном разделе был сделан выбор основного и вспомогательного оборудования, в результате которого выбран котёл ТГМП-204 и турбина К-800-240. Также был произведён расчёт принципиальной тепловой схемы и расчёт энергетических показателей блока.

2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

2.1 Обозначения точек теплотехнического контроля и автоматики на схемах

Современные автоматизированные системы управления технологическими процессами требуют значительного количества и разнообразия средств измерений, обеспечивающих выработку сигналов измерительной информации в форме, удобной для дистанционной передачи, сбора, дальнейшего преобразования, обработки и представления ее.

Измерения обеспечивают объективный контроль за технологическими процессами, надежность работы оборудования и экономичность производства. Энергетика, как и другие отрасли промышленности, немыслима без применения современных средств измерений. Особо важное значение приобретает контроль за технологическими процессами в решении проблем повышения эффективности производства и качества продукции. В целом ряде случаев эффективность производства и качество продукции зависят от достоверности и своевременности полученной измерительной информации о ходе технологического процесса. Не менее важна роль контроля в деле обеспечения безопасности ряда производств, таких, например, как тепловые и атомные электростанции, для которых характерным является быстрое протекание процессов при высоком давлении и температуре, а также наличие установок высокой и сверхвысокой единичной мощности.

Промышленностью выпускается большой арсенал средств измерений - от простейших первичных приборов и преобразователей до сложных многоточечных автоматических измерительных приборов для записи контролируемых величин. Средства измерения позволяют организовать контроль технологических процессов, как простых установок, так и сложных производств с применением для контроля информационно-вычислительной техники.

Наличие разнообразных средств измерений требует правильного их выбора для определенных целей. Все более широкое использование ЭВМ для решения информационных задач в АСУ ТП и для расчета технико-экономических показателей работы оборудования предопределяет применение таких методов и средств измерений, которые в конкретных условиях эксплуатации обеспечили бы необходимую точность. Одним из важных вопросов создания АСУ является разработка их метрологического обеспечения, позволяющего производить правильный выбор необходимых средств измерений и оценку точности измерительных систем.

2.2 Условное обозначение точектеплотехнического контроля и автоматики налокальных схемах и в рабочих спецификациях

Уровень развития энергетических и других промышленных установок характеризуется интенсификацией технологических процессов, возросли скорости протекания технологических процессов, число измеряемых параметров на одном агрегате.

Автоматизированные системы управления технологическими процессами требуют значительного количества и разнообразия средств измерений, обеспечивающих выработку сигналов, удобство передачи, дальнейшего преобразования, обработки и представления информации. Надёжность средств измерения определяет надёжность агрегатов в целом.

Для удобства представления информации на локальных схемах и в рабочих спецификациях применяют следующие правила и условные обозначения

Развёрнутая технологическая схема установок разбивается на отдельные локальные технологические схемы по функциональному назначению.

Обозначения на локальных схемах выполняются

оборудование -в кодировке KKS;

трубопроводы - сплошными линиями одинаковой толщины без буквенных знаков;

маркировка механизмов, арматур и точек КИПиА наносится в овале, разделённом на две части по большой оси и расположенной на схеме вблизи точки измерения или механизма.

Маркировка трубопроводов на локальныхтехнологических схемах.

I часть - две цифры обозначающие

1. порядковый номер основного потока;

2. порядковый номер подпотока в данном потоке.

II часть - две буквы латинского алфавита

R - оборудование основного цикла;

S - паровая турбина и генератор;

N - котельная установка;

Р - обработка и подача топлива и механизация ремонтных работ;

Q - газотурбинная установка, дизельгенераторная установка;

U - вспомогательные системы и установки;

V - охлаждающая вода;

W - системы отопления, вентиляции и кондиции онирования вспомогательных помещений.

В данном проекте описаны системы

NA - паровой тракт котла;

RL - питательная вода к котлу.

Маркировка точек технологического контроля и автоматики в локальных схемах.

В нижней части овала

I часть - две буквы латинского алфавита, соответствующие IIОЙ части маркировки трубопровода, на котором установлен этот механизм;

II часть - для маркировки механизмов с механическими приводами

три цифры - номер механизма

001 - 799 - механизмы, управляемые с БЩУ, приэтом, при наличии избирательного управления;

001 - 099 - механизмы, управляемые с БЩУ индивидуально;

101 - 799- механизмы, управляемые по избирательной системе;

801 - 999 - механизмы, управляемые с местных щитов и по месту.

для точек технологического контроля

три цифры - порядковый номер измерения по рабочим спецификациям КИПа. Номер измерения - сквозной для данной локальной схемы.

В верхней части овала

для маркировки арматуры с ручным приводом

Буква "К", обозначающая ручное управление, и две цифры - порядковый номер арматуры на этом трубопроводе.

Для точек технологического контроля набор латинских букв, обозначающих

1. измеряемый параметр

Т - температура	Р - давление
ДР - перепад давлений	F - расход
Q - химанализ	L- уровень
Q1 - концентратомер	Q2 - кондуктометр
Q3 - рН-метр	Q4 - кислородомер
Q5 - pNa-метр	Q6 - кремнемер
Q7 - водородомер	Q8 - определитель химнедожога
Q9 - определитель довзрывоопасных концентраций	Q10 - определитель
Q11 - определитель содержания SOЛ в дымовых газах	Q12 - определитель содержания СО в дымовых газах
Q13 - определитель содержания N0 в дымовых газах	G - механические величины
U - скорость, частота вращения, угол поворота	Е - электрические величины
М - влажность	Н - акустика
М - вязкость	W - оптика (прозрачность)

2. способ представления информации

I - индикация (показания);

R - регистрация (записи);

М - интегратор (счётчик);

3. место представления информации;

4. выполняемые функции

Примечание рядом с буквами S, A, Z может ставится знак "+" или "-" (повышение или понижение параметра).

Маркировка аппаратуры КИПиА в рабочихспецификациях.

	сосуд разделительный, конденсационный, уравнительный
	датчик (преобразователь неэлектрической величины в электрическую)
	преобразователь электрических сигналов
	электроизмерительный прибор, указатель положения
	вспомогательный прибор (задатчик, переключатель, согласующий прибор)
	регулирующий, корректирующий прибор
	исполнительный механизм
	вторичный прибор
	функциональный прибор алгебраических преобразований
	усилитель, пускатель
	функциональный прибор нелинейных и логических преобразований
	измерительное устройство расхода

2.3 Подсистема теплотехнического контроля

Большая часть информации для оперативного персонала ТЭС поступает от систем теплотехнического контроля. Теплотехническим контролем называют процесс измерения теплотехнических величин (температуры, давления, расхода пара, воды и т.п.) с помощью совокупности средств, осуществляющих эти измерения.

Для подсистемы теплотехнического контроля выбор технологических средств определяется требованиями максимальной унификации первичных приборов, преобразователей и вторичных приборов, требованиями к входным и выходным сигналам других подсистем АСУ ТП, стремлением к уменьшению габаритов щитов управления, а также достижению требуемых показателей надежности и экономичности. Для теплотехнического контроля на ТЭС используются следующие средства измерения

Первичные преобразователи (датчики) для преобразования измеряемой величины в другую физическую величину;

Нормирующие преобразователи, унифицирующие выходные сигналы первичных преобразователей;

Первичные приборы с отчетным устройством для непосредственного наблюдения измерительной информации;

Первичные приборы, снабженные передающим преобразователем, с унифицированным выходным сигналом для дистанционной передачи унифицированного сигнала;

Первичные приборы, снабженные передающим преобразователем, для дистанционной передачи сигнала измерительной информации;

Вторичные приборы (показывающие, самопишущие или комбинированные) для работы в комплекте с первичными приборами или преобразователями, измерительные устройства, состоящие из первичных и вторичных приборов и преобразователей, а также измерительные установки (машины централизованного контроля, ЭВМ) для централизованного сбора, обработки и представления информации.

Современные системы теплотехнического контроля создают на основе использования унифицированных сигналов связи между первичными преобразователями и вторичными приборами. Физическая сущность информационных унифицированных сигналов может быть различной электрической, пневматической и гидравлической. Однако диапазон изменения их численных значений строго регламентируется. Так, для наиболее употребительных в теплоэнергетике электрических сигналов устанавливается следующие пределы 0-5мА; 4-20мА; О-10В постоянного электрического тока; для пневматического сигнала 0.2-1кгс/см2 (0.02-0.1Мпа).

Унификацию выходных сигналов первичных преобразователей осуществляют либо за счет использования независимых нормирующих преобразователей, либо конструктивного объединения первичных и передающих преобразователей с нормирующими в остальных измерительных системах.

Унификация информационных сигналов обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными измерительными системами, применявшимися в доблочной энергетике взаимозаменяемость первичных и вторичных приборов, возможность уменьшения числа первичных преобразователей методом многократного использования их выходного сигнала для различных целей (теплоэнергетического контроля, сигнализации, автоматического регулирования), существенное увеличение возможности централизованного контроля.

В то же время для целей оперативного контроля наиболее важных величин продолжают применять независимый измерительный комплект, состоящий из отборного устройства, устанавливаемого на технологическом оборудовании, первичного бесшкального измерительного преобразователя (датчика), располагаемого вблизи или по месту измерения, вторичного прибора и соединительных линий между ними. Все теплотехнические измерения на ТЭС, за небольшим исключением, осуществляют с помощью приборов общепромышленного назначения. При технических измерениях, как правило, применяются измерительные цепи или системы, состоящие из нескольких средств измерения. Поэтому, при оценке погрешностей измерения, необходимо оценить погрешности измерительной системы. Каждый из преобразователей преобразует входной сигнал ХВХ в выходной ХВЫХ с какой-то погрешностью, причем эту погрешность можно представить как состоящую из систематической и случайной составляющих. Систематическая составляющая может быть охарактеризована ее математическим ожиданием, а случайная - средним квадратическим отклонением. Максимально допустимая погрешность измерительной системы оценивается как корень квадратный из суммы квадратов пределов допустимых значений погрешностей.

АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ КОТЛА ТГМП-204

Регулятор топлива

Регулятор топлива предназначен

Для поддержания заданного давления газа перед горелками в растопочном режиме;

Для поддержания расхода топлива на котел в соответствии с заданной электрической мощностью.

При регулировании расхода топлива возможны 4 режима работы регулятора в зависимости от вида сжигаемого топлива

1. В режиме "газ" регулятор получает только сигнал по расходу газа и сигнал задания от РМК и воздействует только на регулирующий клапан газовой магистрали.

2. В режиме "газ-мазут" основным топливом является газ и регулятор получает сигналы по расходу газа, мазута и сигнал задания от регулятора мощности котла (РМК).

При использовании воздействия только на клапан газовой магистрали регулятор отслеживает не только сигнал задания от регулятора мощности котла, но и сигнал по расходу мазута (например при изменении давления или расхода дистанционно), чтобы компенсировать его расходом газа.

При использовании воздействия на клапаны и газовой и мазутной магистралей (рис. 3.5.6.) регулятор воздействует сразу на оба клапана в зависимости от сигнала задания от РМК; причем воздействие на изменение расходов газа и мазута будет одинаково в процентном отношении от первоначального расхода.

3. В режиме "мазут-газ" основным топливом является мазут - его расход больше, чем расход газа (в энергетическом эквиваленте). Регулирование происходит так же, как и в режиме "газ-мазут", только основным регулирующим клапаном будет мазутный.

4. В режиме "мазут" регулятор получает сигнал только по расходу мазута и сигнал задания от РМК и воздействует только на регулирующий клапан мазутной магистрали.

Воздействие регулятора на клапан, регулирующий расход газа и мазута отключается при

Возникновении больших >±10% рассогласований на регуляторе;

Выходе из строя датчиков расхода, давления газа и потере сигнала от РМК (выход за пределы показаний 20-110%).

Воздействие регулятора на клапан газовой магистрали в сторону "меньше" отключается при давлении газа перед горелками < 0.18 кГс/см2.

Воздействие регулятора на клапан мазутной магистрали в сторону "меньше" отключается при давлении мазута перед форсунками < 10 кГс/см2.

При возникновении больших рассогласований на регуляторе по расходу газа или мазута на БЩУ подаются светозвуковые сигналы

"Рассогласование" и "Отказ регулятора", а регулятор полностью отключается.

В этом случае следует снять с "автомата" регуляторы топлива и связанные с ним регуляторы соотношения "топливо-вода" и регулятор общего воздуха до устранения причин, вызвавших появление сигналов.

Регулятор питания

Возможно два режима работы регулятора питания режим стабилизации расхода питательной воды на котел и режим поддержания соотношения «топливо-вода» .

В режиме стабилизации расхода питательной воды на котел регулятор обеспечивает

Поддержание расходов питательной воды на котел в соответствии с заданием от 50 до 100% нагрузки блока при работе га ПТН;

Поддержание давления питательной воды в напорной магистрали ПТН при номинальных параметрах работы блока;

Поддержание перепада давлений на котле при работе блока на скользящих параметрах;

Выравнивание расходов воды по ниткам.

Регулятор воздействует на исполнительные механизмы РК ПТН и РПК ниток А и Б котла.

Регулятор получает сигналы по расходу питательной воды по каждой нитке котла, по давлению питательной воды в напорной магистрали ПТН, подавлению перед турбиной, сигнал задания расхода воды на котел от задатчика, сигнал задания перекоса расходов по ниткам и сигнал по разности температур перед впрыском I.

Регулятор включается в работу по поддержанию заданного расхода питательной воды с воздействием на РК ПТН и РПК-А. Переключение воздействия регулятора с ПТН на РПК и наоборот производится в соответствии с заданием по давлению в напорной магистрали.

При равенстве заданного и истинного давления - все управление подключено к РК ПТН. При давлении, большем заданного, цепь "больше" регулятора подключается к РПК-А а цепь "меньше" остается на РК ПТН.

При давлении меньше заданного цепь "меньше" подключается к РПК- А, а цепь "больше"- на ПТН.

Отсюда видно, что изменение задания по давлению в напорной магистрали не приводит к непосредственному изменению давления.

Изменение давления в этом случае будет происходить за счет отработки регулятора расхода при изменении задания по расходу или за счет случайных отработок регулятора расхода в стабильном режиме.

При полном открытии РПК-А по указателю положения 90% все управление регулятора расхода подключается только к РК ПТН и дальнейшее увеличение расхода воды будет происходить только за счет увеличения расхода пара к приводной турбине ПТН и, соответственно, увеличения давления на напоре ПТН.

Воздействие регулятора на РПК-Б происходит в соответствии с изменением расхода питательной воды по нитке А, т.е. регулятор расхода нитки Б отслеживает расход по нитке А.

Для устранения перекосов расходов воды по ниткам А и Б служит Задатчик на БУ-12 при нахождении БУ-12 в "ручном" режиме.

Задатчик сфазирован по нитке Б.

При переводе БУ-12 в автоматический режим задатчик перекосов расходов воды по ниткам отключается, а на стабилизатор поступает сигнал корректора перекоса температур по ниткам А и Б до I впрыска. С этого момента регулирование перекоса расхода воды по ниткам происходит автоматически, в зависимости от перекоса температур Задание по разности температур устанавливается задатчиком перекоса температур по ниткам, с воздействием на регулятор расхода по нитке Б.

При снятии с "автомата" РПК-А или РПК-А и Б регулятор поддерживает только расход питательной воды на котел воздействием на РК ПТН. Давление на напоре при этом автоматически не поддерживается.

При снятии с "автомата" РК ПТН регулятор поддерживает только давление на напоре ПТН, существовавшее на момент переключения РК ПТН, воздействием на РПК-А, а РПК-Б отслеживает РПК-А по расходу. Снятие с "автомата" РПК-Б не влечет за собой изменений в алгоритме работы регулятора.

Воздействие регулятора-стабилизатора на РК ПТН и РПК-А, Б отключается

При выходе показаний датчиков расхода и задатчика расхода за рабочий диапазон 20-110% для расхода и за 5-110% для задатчика;

При возникновении рассогласования на регуляторе > + 10% отключается цепь "больше") и < - 10% (отключается цепь "меньше");

При достижении расхода < 300 т/час на котел (отключается цепь "меньше").

При работе регулятора питания в режиме скользящего давления поддерживается не давления питательной воды на напоре ПТН, а перепад давления на пароводяном тракте котла, то есть разности давления питательной воды на напоре ПТН и давления острого пара перед турбиной.

Задатчик давления на напоре ПТН при положении ключа в режиме "Скольжение" служит задатчиком перепада. Увеличение задания ведет к увеличению перепада. Если машинист изменял задание по перепаду давления в режиме скользящего давления, то при переводе ключа режимов в положение "Номинальный режим" необходимо вернуть задатчик в положение, соответствующее номинальному значению давления в напорной магистрали ПТН (восстановить задание по давлению на напоре ПТН).

В режиме поддержания соотношения "топливо-вода"питательной воды на котел регулятор обеспечивает регулирование суммарного расхода питательной воды в соответствии с расходом топлива.

Алгоритм работы регулятора аналогичен работе регулятора в режиме стабилизации, но имеет особенности

1. при переводе ключа из положения "Стабилизатор" в положение "Соотношение" задатчик по расходу воды отключается, а заданием по расходу воды служит сигнал по расходу топлива;

2. подключается корректирующий контур температуры пара перед 1 впрыском.

Корректор в дистанционном режиме (переключатель на БУ-21 корректора температур в положении "Р") воздействует посредством нажатия кнопок "М" или "Б" на БУ-21 в сторону уменьшения или увеличения суммарного расхода воды на котел в автоматическом режиме БУ-21 корректор дает задание на увеличение или уменьшение расхода воды при увеличении или уменьшении температуры пара перед 1 впрыском. Задание по температуре пара изменяется задатчиком корректора.

Воздействия регулятора соотношения отключаются в тех же случаях, что и отключение регулятора-стабилизатора с добавлением контроля показаний датчика температуры питательной воды и сигнала по расходу топлива.

Подобные документы

Поверочный тепловой расчет котла КВ-Р–4,65–150. Конструктивный расчет хвостовых поверхностей нагрева. Тепловой баланс котельного аппарата. Предварительный подбор дымососов и дутьевых вентиляторов. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котлов.

дипломная работа , добавлен 15.10.2011


Принципиальное устройство парового котла ДЕ-6,5-14ГМ, предназначенного для выработки насыщенного пара. Расчет процесса горения. Расчет теплового баланса котельного агрегата. Расчет топочной камеры, конвективных поверхностей нагрева, водяного экономайзера.

курсовая работа , добавлен 12.05.2010


Выбор температуры уходящих газов и коэффициента избытка воздуха. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, а также энтальпии воздуха. Тепловой баланс теплового котла. Расчет теплообменов в топке, в газоходе парового котла. Тепловой расчет экономайзера.

курсовая работа , добавлен 21.10.2014


Расчетно-технологическая схема трактов парового котла. Выбор коэффициентов избытка воздуха. Топливо и продукты горения. Тепловой баланс парового котла. Определение расчетного расхода топлива. Выбор схемы топливосжигания. Проверочно-конструкторский расчет.

курсовая работа , добавлен 23.05.2013


Характеристики судовых паровых котлов. Определение объема и энтальпия дымовых газов. Расчет топки котла, теплового баланса, конвективной поверхности нагрева и теплообмена в экономайзере. Эксплуатация судового вспомогательного парового котла КВВА 6.5/7.

курсовая работа , добавлен 31.03.2012


Составление расчётно-технологической схемы трактов парового котла. Определение расчётного расхода топлива. Выбор схемы его сжигания. Конструкторский расчет пароперегревателя, экономайзера, воздухоподогревателя и сведение теплового баланса парогенератора.

курсовая работа , добавлен 12.01.2011


Расчетно-технологическая схема трактов парового котла. Выбор коэффициентов избытка воздуха. Тепловой баланс парового котла. Определение расчетного расхода топлива. Расход топлива, подаваемого в топку. Поверочный тепловой расчет топочной камеры и фестона.

курсовая работа , добавлен 13.12.2011


Определение объемов воздуха и продуктов сгорания, коэффициента полезного действия и расхода топлива. Расчет топки котла, радиационно-конвективных поверхностей нагрева, ширмового пароперегревателя, экономайзера. Расчетная невязка теплового баланса.

дипломная работа , добавлен 15.11.2011


Характеристика и виды паровых котлов. Тепловая схема установки. Принципы определения конструктивных размеров топки. Составление предварительного теплового баланса и определение расхода топлива. Экономические показатели котла. Сущность работы экономайзера.

курсовая работа , добавлен 29.03.2015


Тепловая схема энергоблока. Построение процесса расширения пара, определение его расхода на турбину. Расчет сетевой подогревательной установки. Составление теплового баланса. Вычисление КПД турбоустановки и энергоблока. Выбор насосов и деаэраторов.

ВВЕДЕНИЕ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА БЕРЕЗОВСКОЙ БГРЭС-2

ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

1 Техническая характеристика конденсационной турбины К-800-240-5

2 Выбор котлоагрегата

3 Разработка принципиальной тепловой схемы

3.2 Деаэратор

3.3 Подогреватели низкого давления

3.4 Изменения в ПТС для повышения тепловой эффективности блока по сравнению с блоком №1 БГРЭС

3.5 Описание принципиальной тепловой схемы

4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

5 Определение параметров по элементам схемы

6 Расчет установки по подогреву сетевой воды

7 Определение предварительного расхода пара на турбину

8 Баланс пара и конденсата

9 Расчёт регенеративной схемы (ПВД)

10 Расчёт деаэратора

11 Расчёт регенеративной схемы (ПНД)

12 Расчет технико-экономических показателей работы станции

13 Сравнение показателей тепловой экономичности с блоком №1 БГРЭС

14 Выбор вспомогательного оборудования в пределах принципиальной тепловой схемы

14.1Регенеративные подогреватели высокого давления

14.2 Выбор деаэратора

14.2.1 Техническая характеристика деаэрационной колонки ДП-2800

14.2.2 Техническая характеристика деаэраторного бака

15 Регенеративные подогреватели низкого давления

16 Сальниковый подогреватель

17 Питательная турбоустановка

17.1 Питательный насос

17.2 Турбина паровая приводная питательного насоса

17.3 Бустерный насос

17.4 Конденсатор

18 Конденсатные насосы

18.1 Конденсатные насосы первой, второй, третьей ступеней

18.2 Насос дренажей бойлеров

18.3 Конденсатный насос ТПН

19 Конденсатор

20 Сетевые подогреватели

ГЕНПЛАН, КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА. СИСТЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ, ТОПЛИВОПОДАЧИ

1 Разработка генплана

2 Компоновка главного корпуса

3 Выбор системы водоснабжения

4 Состав гидротехнических сооружений и их характеристики

4.1 Характеристика водохранилища

4.2 Глухая земляная плотина

4.3 Водозаборные сооружения

4.4 Подводящий канал

4.5 Отводящий канал

4.6 Блочная насосная станция

5 Расчет расхода технической воды

6 Проектирование топливного хозяйства

6.1 Определение расхода топлива на ТЭС

6.2 Разработка схемы топливоподачи

6.3 Ленточные конвейеры

6.4 Дробилки

6.5 Расчет емкости бункера сырого угля

6.6 Расчет топливного склада

6.7 Выбор механизмов системы пылеприготовления

ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ. РАЗРАБОТКА ПОЛНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ПО ПОДОГРЕВУ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

2 Оценка эффективности капитальных вложений

2.1 Расчет показателей эффективности капитальных вложений

2.2 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности

БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА

Введение

1 Общая характеристика проектируемого объекта

2 Объемно-планировочное решение проектируемого объекта

3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

4 Опасность поражения электрическим током

5 Опасность атмосферного электричества

6 Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения

7 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

8 Тепловые излучения и опасность термического ожога

9 Безопасность эксплуатации и техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов

10 Производственная санитария

10.1 Микроклимат производственных помещений

10.2 Освещение

10.3 Вредные вещества в воздухе рабочей зоны

10.4 Производственный шум

10.5 Вибрация

11 Предотвращение аварийных ситуаций

11.1 Предупреждение аварий и взрывов технологического оборудования

11.2 Обеспечение взрывопожарной безопасности производства

11.3 Обеспечение устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях

12 Техническое освидетельствование сосудов работающих под давлением (ПБ 03-576-03)

13 Техническое обследование трубопроводов пара и горячей воды

14 Индивидуальное задание. Расчет заземления электрооборудования

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

1 Общее положение

2 Влияние производства и электроустановок на окружающую среду

3 Мероприятия по охране воздушного бассейна

3.1 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

3.2 Золоулавливание

3.3 Золоудаление

Заключение

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Конденсационные электростанции станции (KЭC) составляют основную часть паротурбинных электростанций страны. В настоящее время их доля превышает 60% установленной электрической мощности всех ТЭС. Важное значение КЭС сохраняется в перспективе, что объясняется возможностью использовать на них топливо различных видов, сортов и марок при относительно малом изменении КПД и производства энергии, а так же сравнительной свободой их размещения по отношению к потребителям и топливным базам. КЭС могут играть важную роль в деле вовлечения в промышленное использование низкокачественных углей и вытеснение из энергетического использования ценного нефтяного топлива.

Производство электроэнергии является одним из главных показателей экономического уровня страны и отражает общее состояние производственных сил.

Энергетика - базис всей промышленности в нашей стране, да и во всём мире. Поэтому в нашей стране уделяется особое внимание именно топливо-энергетическому комплексу и его развитию.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливоэнергетических ресурсов. На её территории, занимающей примерно 10% суши Земли сосредоточено 45% разведанных запасов газа, 6% нефти и 32% угля.

При современном развитии техники и народного хозяйства энергетика имеет огромное значение. Это определяется не только тем, что без электрической энергии не возможна работа современной промышленности, сельского хозяйства, транспорта, жизнь городов, но и тем, что она позволяет совершенствовать производство и технологические процессы, и повышать производительность труда.

В дипломном проекте рассмотрен проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255.

1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА БЕРЕЗОВСКОЙ БГРЭС-2

Топливно-энергетический комплекс(ТЭК) является системообразующим звеном для экономики Красноярского края. Доля составляющих его видов деятельности (добычи угля и производства электро- и теплоэнергии) в структуре ВРП на протяжении длительного периода времени остается на уровне 8-9%. В общей занятости края доля занятых в добыче угля составляет 0,7%, в производстве электроэнергии и теплоэнергии- 5,0%.

Красноярский край в Энергетической стратегии России на период до 2030г. рассматривается как один из важнейших субъектов федерации, обеспечивающих в перспективе создание новых объектов энергетики для ликвидации сформировавшегося дефицита электроэнергии в Сибири, на Урале и в Европейской части России.

Развитие электроэнергетики края и Сибири в значительной степени определит рациональные масштабы добычи угля. Оптимистический вариант стратегии края предусматривает начало развития здесь углехимии. Край сможет выдавать в районы Западной Сибири и Урала до 20 млрд кВт·ч электроэнергии и вывозить до 30 млн. тонн угля, что в совокупности составит 17-21,1 млн. тонн.у.т. К числу приоритетных объектов ТЭК Красноярского края, намеченных к сооружению и вводу, относятся Богучанская ГЭС, третий энергоблок Березовской ГРЭС-1.

В период до 2020-2030 гг. ТЭК Красноярского края должен в значительной мере обновить свой производственный аппарат, увеличить мощности электрогенерации, добычи угля, создать базу для глубокой переработки угля, сократить дефицит тепла в урбанизированных территориях и в сельских районах, ликвидировать диспропорции в развитии сетевого хозяйства. При этом уже к 2020 г. поставки электроэнергии края за его пределы должны подняться до 19-22 млрд. кВт·ч, а угля - до 15-30 млн.тонн. В указанный период предстоит увеличить установленную мощность электрогенерации в 1,36-1,56 раз (до 19,1-21,9 ГВт), повысить выработку электроэнергии в 1,6-2 раза (до 93-113 млрд. кВт·ч), а добычу угля довести до 55,0-83,7 млн.тонн, т.е. увеличить в 1,4-2,1 раза.

Нормальному развитию энергетики края должно способствовать внедрение современных высоких технологий. На Березовской ГРЭС-1, например, сделано многое: накоплен огромный опыт; есть квалифицированный персонал, способный решать сложные вопросы; разработана целевая программа мероприятий по модернизации и реконструкции оборудования. Эти разработки стали предметом обсуждения на конференции, в которой приняли участие представители проектных организаций и заводов-изготовителей, связанных со станцией на протяжении всего ее существования. Сегодняшний день открывает большие возможности для повышения эффективности производства и расширение производственных мощностей Березовской ГРЭС для ее дальнейшей успешной работы. А это - стратегически важные моменты в развитии станции, а также всей энергетики региона.

Проект первой очереди Березовской ГРЭС-2, который рассматривается в данном дипломном проекте, должен внести свой вклад в выработку электроэнергии края. Ее строительство актуально и необходимо.

ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

Проектируемый блок будет работать в базовом режиме. Исходя из этого и на основании заданных величин электрической и тепловой нагрузок наиболее целесообразным будет вариант установки турбины К-800-240-5 и парогенератора Пп-2650-255(П-67).

При разработке дипломного проекта к установке принята турбина - одновальная пятицилиндровая типа К-800-240-5 ЛМЗ. Турбина устанавливается в машзале продольно, ячейка турбины 72 м, ячейка котла 84 м. Отметка обслуживания турбины +11,4 м при подвале с отметкой -4,2 м.

2.1 Техническая характеристика конденсационной турбины К-800-240-5

Электрическая мощность: Wэ = 800 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление: P0 = 24 МПа;

Температура: t0 = 540 °С;

Давление в конденсаторе турбины :Pк = 0,00336 Мпа;

Давление пара после промперегрева: Рпп=3,77 Мпа;

Число отборов пара на регенерацию - 8;

Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме:

Pот1 = 6,06 МПа;

Pот2 = 3,77 МПа;

Pот3 = 1,63 МПа;

Pот4 = 1,069 МПа;

Pот5 = 0,578 МПа;

Pот6 = 0,28 МПа;

Pот7 = 0,113 МПа;

Pот8= 0,021 Мпа.

Относительный внутренний КПД турбины:

88,2 %; 84,2 %; 89,2 %.

КПД дросселирования по отсекам:

97 %;= 97 %;=97 %.

С турбиной устанавливается бойлерная группа тепловой производительностью 128,976 Гкал/ч для подогрева сетевой воды без снижения электрической нагрузки. Схема бойлерной установки для подогрева сетевой воды представлена на листе 6 графической части. Расчет представлен на стр. 28 данного дипломного проекта.

2.2 Выбор котлоагрегата

На данном блоке целесообразно использовать котельный агрегат Пп-2650-255(П-67), который положительно себя зарекомендовал при его эксплуатации на БГРЭС-1. К основным особенностям конструкции котлоагрегата П-67 относится:

однокорпусное исполнение при двух независимо регулируемых потоках рабочей среды;

стенки топки и газоходов котла выполнены из цельносварных газоплотных трубных панелей;

каркас котла и каркас здания совмещены;

применена тангенциальная топка квадратного сечения для обеспечения более совершенной аэродинамики процесса и равномерного распределения тепловых потоков по периметру топочных экранов;

многоярусное расположение горелок, при котором обеспечивается низкие термонапряжения яруса горелок и лучистой поверхности в зоне активного горения;

применение системы пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топку с использованием мельниц-вентиляторов и сушки топлива(с влажностью 33%) дымовыми газами (с температурой 680 0С) отбираемых из поворотной камеры;

применение суммарной доли дымовых газов вводимых в нижнюю часть топки непосредственно через мельницы-вентиляторы долей газов рециркуляции вводимых через горелки до 25 % общего расхода дымовых газов на котле;

применение газов рециркуляции вводимых вверх топки котла для уменьшения температуры газов на выходе из топки;

подвод через систему сопел вниз холодной воронки горячего воздуха, для уменьшения механического недожога.

Эти технические решения, которые использованы и в этом дипломном проекте позволили получить при эксплуатации котла П-67 проектные технико-экономические показатели и обеспечить относительно небольшие выбросы в атмосферу окислов азота(3000-400мг/м3), при содержании серы в топливе(0,3-0,4)%.

2.1 Техническая характеристика парогенератора П-67

Техническая характеристика парогенератора П-67 представлена в табл.2.1.

Таблица 2.1 - Техническая характеристика парогенератора П-67

ПоказателиЗначениеПаропроизводительность, т/ч2650Давление воды на входе в ВЭК, кгс/см2315Температура воды на входе в ВЭК, °С274Расход пара промежуточного перегрева, т/ч2186Давление на входе в промперегреватель, кгс/см238,6Температура пара на входе в промперегреватель, °С286Давление пара на выходе из промперегревателя, кгс/см237,5Температура перегретого пара на выходе из промперегревателя, °С542 Температура уходящих газов, °С140Температура горячего воздуха, °С335Коэффициент избытка воздуха в топке1,2Емкость пароводяного тракта до ВЗ, м3400Емкость пароводяного тракта после ВЗ, м3220Емкость тракта промперегрева, м3700

2.3 Разработка принципиальной тепловой схемы

3.1 Подогреватели высокого давления

Тепловая схема блока К-800-240-5, которую используем в данном дипломном проекте, мало отличается от тепловой схемы блоков №1,2 Березовской ГРЭС-1. На основании анализа эксплуатации указанных блоков по вспомогательному оборудованию можно сделать следующие замечания:

отказы ПВД входят в первую десятку причин вынужденного снижения нагрузки энергоблока. В среднем каждое такое снижение нагрузки эквивалентно 10-15 ч останова энергоблока. Отключение только одного, последнего по ходу питательной воды ПВД, снижает экономичность блока на 1,5 %.

габаритные и массовые показатели отечественных ПВД уступают показателям зарубежных ПВД. Это объясняется относительно меньшей плотностью трубной системы, использованием труб большого диаметра и наличием фланцевого разъема на корпусе.

2.3.2 Деаэратор

Он расположен между подогревателями низкого и высокого давления и представляет собой смешивающий подогреватель с баком - аккумулятором. Наличие деаэратора в схеме имеет определенные положительные стороны. В частности, в нем происходит удаление из питательной воды кислорода и диоксида углерода до установленных ПТЭ норм; его значительная вместимость обеспечивает определенный резерв времени для устранения неисправностей при прекращении подачи воды в деаэратор; он является удобным резервуаром в тепловой схеме для сброса без ущерба для экономичности турбоустановки высокопотенциальных пароводяных потоков из котла(при пусках), ПВД; деаэратор постоянного давления является обычно источником обеспечения паром пароструйных эжекторов, уплотнений турбин и других потребностей.

В то же время деаэратор - это большая емкость с водой высокой температуры(160-1700С), размещенная в специально отведенной для нее деаэраторной этажерке на значительной высоте, с разветвленной системой трубопроводов для пара и воды. Деаэратор снабжается предохранительными клапанами, быстродействующими защитами, регуляторами и требует постоянного контроля со стороны эксплуатационного персонала.

2.3.3 Подогреватели низкого давления

Практика проектирования и эксплуатации современных паротурбинных установок на ТЭС и АЭС свидетельствует о том, что с ростом единичных мощностей значительно возросла относительная стоимость ПНД, а их эксплуатационные показатели(такие как недогрев воды до температуры насыщения греющего пара, надежность работы и т.д.) в ряде случаев либо остались на прежнем уровне, либо даже ухудшились. Рост стоимости подогревателей относительно остального оборудования турбоустановки обусловлен несколькими факторами. Во-первых, тем что, площадь поверхности нагрева подогревателей растет с ростом производительности практически в прямой пропорции, поскольку интенсификации теплообмена при этом не происходит. В то же время увеличиваются трудности их проектирования. Во - вторых, трубки подогревателей низкого давления турбин мощностью более 300 МВт для ТЭС и АЭС обычно изготавливаются из дорогой и нержавеющей

стали вместо широко применяющейся ранее латуни Л68. Отказ от применения латунных трубок связан с ужесточением требований к качеству питательной воды, в частности к содержанию меди, которая растворяется в паре при закритических параметрах и выносится в проточную часть турбины, где и образуется труднорастворимые отложения. Средний срок службы трубных систем ПНД из латуни составляет 6-8 лет.

Из недостатков первых двух поверхностных подогревателей по ходу конденсата - это недогрев в этих подогревателях, который держится на уровне 8-10 0С и выше. Причиной является присутствие в паре воздуха, поступающего через неплотности всей вакуумной зоны отборов турбины(давление пара ниже атмосферного).

Последующие подогреватели, в особенности ПНД-4, эксплуатируется с повышенной против расчетной нагрузки. Следствием этого является превышение в 1,5-2 раза расчетной скорости парового потока внутри аппарата, вызывающей вибрацию и, в конечном счете, повреждение труб. Это приводит к необходимости частых отключений ПНД для ремонта трубной системы.

Опыт показал, что значительное повышение эффективности и надежности работы системы регенерации низкого давления может быть

достигнуто установкой двух подогревателей смешивающего типа. Смешивающие подогреватели обеспечивают стабильный нагрев воды до температуры насыщения греющего пара. При этом исключается тепловая перегрузка, сопровождающиеся вибрацией и разрушением трубок в следующих за ними поверхностных подогревателях. На их работу практически не оказывают влияние ни воздух, содержащийся в греющем паре, ни сезонное изменение температуры воды на выходе из конденсатора, в то время как в поверхностных аппаратах резко увеличивается недогрев с ростом содержания в паре воздуха и тепловая перегрузка зимнее время.

Таким образом, оптимальная схема регенерации низкого давления - это два вакуумных подогревателя смешивающего типа и два подогревателя поверхностного типа.

2.3.4 Изменения в ПТС для повышения тепловой эффективности блока по сравнению с блоком №1 БГРЭС

Изменения в ПТС для повышения тепловой эффективности рассматриваемого блока по сравнению с блоком №1 БГРЭС в своей основе содержат:

изменение схемы регенерации низкого давления, посредством исключения одного из двух, имеющихся ранее, сальникового подогревателя;

сброс конденсата бойлеров производится в водяную часть ПНД-2, а не в конденсатор, как было предусмотрено на блоке №1 БГРЭС;

увеличение тепловой нагрузки с МВт до МВт, посредством изменения схемы бойлерной установки. Схема бойлерной установки представлена на листе 6 графической части.

Использование более современной конструкции проточной части турбины. Исследования Сибтехэнерго блока К-800-240-5 показал, что общей экономичностью турбоагрегата является удельный расход теплоты на выработку электроэнергии при проектной тепловой схеме и позволяет сделать следующие выводы:

снижение общей экономичности в межремонтный период находится в пределах 3,0 - 3,5 % и объясняется естественным ухудшением состояния проточной части в процессе эксплуатации в основном из-за увеличения радиальных зазоров в надбандажных и диафрагменных уплотнениях;

определяющим в снижении экономичности турбоагрегата является ЦВД, в котором наблюдается большая степень износа соплового и лопаточного аппарата, особенно первых ступеней, ухудшения состояния уплотнений по проточной части цилиндра и концевого уплотнения внутреннего корпуса. Разница в значениях КПД ЦВД, полученная по опытам с включенными и отключенными ПВД, в отдельных испытаниях достигает 1,5 % абс.;

вакуум в конденсаторе в основном определяется величиной присосов воздуха в вакуумную систему турбины.

При анализе тепловых сетей были выявлены следующие недочеты:

система учета отпуска тепловой энергии в тепловую сеть и потребления ее на собственные нужды базируется на самопишущих приборах и измерении расхода теплоносителя методом переменного перепада давления. Обработка диаграммных лент с самописцев ведется вручную. При такой организации учета отпуска тепловой энергии достаточно сложно выполнить условия "Правил учета тепловой энергии и теплоносителя". Кроме того, учет потребления тепловой энергии на собственные нужды ведется расчетным путем так, как измерение расхода теплоносителя выполняется только на подающем трубопроводе; на обратном трубопроводе расходомер отсутствует.

утечки сетевой воды происходит за счет протечек через сальниковые компенсаторы трубопроводов.

Как считают специалисты БГРЭС-1, организация автоматизированной системы учета отпуска тепловой энергии позволит получать в реальном масштабе времени не только параметры теплоносителя, но и отпуск тепловой энергии в тепловую сеть, а также затраты тепла на собственные нужды. С организацией автоматизированной системы решаются вопросы контролирования и архивирования среднечасовых и среднесуточных параметров теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах теплосети, собственных нужд и трубопроводе холодной воды, используемой для подпитки. Рекомендуется замена сальниковых компенсаторов линзовыми.

В настоящее время на БГРЭС-1 производятся работы по испытаниям блока на скользящем давлении. По предварительным данным испытаний получены следующие положительные результаты:

рабочие лопатки регулирующей ступени работают с умеренными скоростями пара на входе, что значительно снижает в них напряжения изгиба от воздействия парового потока.

исключается режим работы регулирующей ступени с малой парциальностью, вследствие чего повышается вибрационная надежность лопаточного аппарата.

незначительные изменения температур пара по проточной части исключают возникновение высоких температурных напряжений в роторе высокого давления при изменении нагрузки, снижают интенсивность термоусталостных повреждений при работе турбоагрегата в переменном графике электрических нагрузок.

КПД ЦВД (см. рисунок 2.1) при снижении нагрузки Nэ=750 до Nэ=450 МВт на скользящем давлении изменяется от 82,9% до 79,7%, а на номинальном давлении (по результатам тепловых испытаний) от 81,5% до 73,2%. Работа ЦВД с более высоким КПД повышает экономичность турбоустановки на скользящем давлении острого пара. КПД ЦСД не зависит от нагрузки и давления острого пара и в среднем составляет 89%.

пониженное давление в пароводяном тракте энергоблока увеличивает срок службы РК СК ЦВД, трубопроводов свежего пара и питательной воды. Мощность, затрачиваемая на привод питательных насосов, снижается на 22%.

Рисунок 2.1 - КПД ЦВД и ЦСД турбогенератора в зависимости от нагрузки

2.3.5 Описание принципиальной тепловой схемы

Тепловая схема представлена на рис. 2.2 и листе 3 графической части проекта. Паровая конденсационная турбина типа К-800-240-5 АО «ЛМЗ» номинальной мощностью 800 МВт предназначена для привода генератора переменного тока ТВВ-800-2 ЕУЗ с частотой вращения 50Гц и работает в блоке с прямоточным котлом Пп-2650-255 (П-67). Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из одного однопоточного двухкорпусного ЦВД с возвратным потоком пара, одного двухкорпусного двухпоточного ЦСД и трех двухпоточных ЦНД.

Свежий пар с параметрами 24 Мпа и 540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении 3,77 Мпа и температуре 289 °С. После промежуточного перегрева пар (3,29 Мпа и 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапана в середину двухпоточного ЦСД, из него пар отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Выхлоп пара осуществляется в два одноходовых двухсекционных конденсатора, конечное давление которого составляет 0,00336 Мпа.

В конструкции турбины предусмотрено восемь нерегулируемых отборов пара на регенеративные подогреватели и турбоприводы питательных насосов. Регенеративная установка имеет четыре ступени ПНД, деаэратор и три подогревателя высокого давления.

Конденсат турбины подогревается в сальниковом подогревателе, в двух смешивающих и двух поверхностных подогревателях низкого давления. После деаэратора питательная вода прокачивается питательным насосом через группу ПВД. Все ПВД и ПНД(поверхностного типа) имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара. Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора. Конденсат турбопривода конденсатными насосами направляется в основной коллектор.

Дренажи ПВД сливаются каскадно в деаэратор, а дренажи ПНД-4 и ПНД-3 в ПНД-2 смешивающего типа. Греющий пар для сетевой установки отбирается из шестого и седьмого отборов турбины. Конденсат этого пара какадно сливается и подается в водяную часть ПНД-2.

Рисунок 2.2 - Принципиальная тепловая схема блока К-800-240-5

2.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине представлен на рис.2.3. Исходными данными для построения служат начальные параметры пара, параметры промперегрева, температура и давление регенеративных отборов, и давление в конденсаторе.

Процесс расширения пара в турбине строится с учетом потерь в регулирующих органах и перепускных трубах. Начальные параметры пара т. А0(см. рис.2.3) берем из характеристик турбины:

Давление P0 = 24 МПа;

Температура t0 = 540 °С.

С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД получаем т. , при давлении пара на входе в проточную часть (см. рис. 2.3), МПа:

где =0,97 - потери от дросселирования в клапанах ЦВД.

Теоретический процесс расширения пара от давления P0" до давления P1, соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией A0B0(см.рис.2.3). При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке В можно определить, кДж/кг:

где = 2849,204 кДж/кг - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения;

3318,775 кДж/кг - энтальпия острого пара;

0,882 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра высокого давления.

.

Точку С определим с учетом потери давления в промперегреве и потери от дросселирования пара в регулирующих органах ЦСД, МПа:

где - потери от дросселирования в цилиндре среднего давления;

Энтальпия в точке С определяется по параметрам

Энтальпия в точке D,кДж/кг;

где = 0,842 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра среднего давления;

2846,934 кДж/кг- теоретическая энтальпия пара за цилиндром среднего давления;

Потери давления от дросселирования пара в цилиндре низкого давления, точка МПа:

где - потери от дросселирования в цилиндре низкого давления;

Энтальпия в точке Е, кДж/кг:

где = 2251,228 кДж/кг - теоретическая энтальпия пара за цилиндром низкого давления при давлении в конденсаторе Рк = 0,00336 МПа;

2957,11 кДж/кг - энтальпия пара перед цилиндром низкого давления;

0,892 - внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра низкого давления.

Рисунок 2.3 - Процесс расширения пара в турбине К-800-240-5 в i-s диаграмме.

2.5 Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров пара покажем на примере расчета ПВД-7 .

Давление пара в отборе:

Pот1 = 6,06 МПа

Давление пара у подогревателя ПВД-7, с учётом потерь в паропроводе, МПа:

Температура насыщения греющего пара, °С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

1199,916

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, °С:

пв = tн - = 272,9 - 2 = 270,9

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

Tпв·Св,

где Св =4,186 кДж/кг - теплоемкость воды;

270,9·4,186 = 1133,987

Энтальпия греющего пара (см.рис.2.3), кДж/кг:

iотб = 2997,18

Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД-7, кДж/кг:

I0 - iотб,

где i0=3318,775 кДж/кг - энтальпия острого пара(см. рис 2.3);

h = 3318,775 - 2997,18 = 321,595

Аналогично определяем параметры по другим элементам схемы. Результаты расчета сводим в таблицу 2.2.

Наименование величиныПВД7ПВД6ПВД5Деаэ- раторПНД4ПНД3ПНД2ПНД1ВСНСКонден-саторДавление отборного пара, МПа6,063,771,631,0690,5780,280,1130,0210,280,1130,00336Энтальпия пара, кДж/кг2997,182904,613342,643235,743097,12957,112790,042544,532957,112790,042327,46Давление пара у подогревателя, МПа5,7573,58151,54850,70,550,2660,10730,020,2660,1073-Температура насыщения греющего пара, °С272,9243,8199,81164,953155,46129,47101,660,06129,47101,625,981Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг1199,9161056,143851,536697,143655,877544,123425,855251,4544,123425,855108,756Температура воды за подогревателем, °С270,9241,8197,81164,953151,46125,47101,660,06124,4796,625,981Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг1133,9871012,17828,03697,143634,01525,22425,855251,4521,03404,367108,756Использованный теплоперепад, кДж/кг321,595414,165615,763722,663861,3031001,2931168,3631413,8731001,2931168,3631630,943Таблица 2.2 - Параметры элементов тепловой схемы

2.6 Расчет установки по подогреву сетевой воды

Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рис. 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема подогрева сетевой воды.

ТП - тепловой потребитель; СН - сетевой насос; НС - нижний сетевой подогреватель; ВС - верхний сетевой подогреватель.

Давление пара в отборе из турбины на верхний сетевой подогреватель (шестой отбор), МПа:

Давление пара в шестом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5 %, МПа:

Температура сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, 0С(см. табл. 2.2):

Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, кДж/кг(см. табл. 2.2):

Давление пара в отборе из турбины на нижний сетевой подогреватель(седьмой отбор), МПа:

Давление пара в седьмом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5 %, МПа:

Энтальпия пара в отборе, кДж/кг(см. табл. 2.2):

Температура насыщения греющего пара, 0С(см. табл. 2.2):

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг(см. табл. 2.2):

Температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем, 0С:

Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, кДж/кг:

Расход сетевой воды, кг/с:

Уравнение теплового баланса для верхнего сетевого подогревателя:

Из уравнения (2.1) находим расход пара, кг/с:

Уравнение теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя:

Из уравнения (2.2) находим расход пара, кг/с:

Тепловая нагрузка на верхний сетевой подогреватель, кВт:

Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель, кВт:

2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

для первого отбора:

(2.5)

для второго отбора:

(2.6)

Принимая коэффициент регенерации Kр = 1,3 расход пара на турбину составит, кг/с:

(2.7)

где Hi = 1630,943 кДж/кг - теплоперепад срабатываемый турбиной;

hэм = 0,97 - электромеханический КПД.

2.8 Баланс пара и конденсата

Расход пара на эжектор принят 0,05 % от расхода пара на турбину , кг/с:

эж = 0,005×Dт, (2.8)

эж = 0,005×684,737 = 3,424

Расход пара на уплотнение турбины, кг/с :

упл = 0,01×Dт, (2.9)

упл = 0,01×684,737 = 6,847

Утечки пара и конденсата, кг/с:

ут = ×Dт, (2.10)

где - величина внутристанционных утечек пара и конденсата

Dут = × = 13,695

Расход пара на собственные нужды, кг/с:

сн = ×Dт, (2.11)

сн =×684,737 = 16,434

Расход перегретого пара, кг/с:

пе = Dт + Dэж + Dупл + Dут + Dсн, (2.12)

пе = 684,737 +3,424 +6,847 +13,695 + 16,695= 725,137

Расход питательной воды, кг/с:

2.9 Расчёт регенеративной схемы (ПВД)

Расчетная схема ПВД представлена на рис. 2.5.

Рисунок 2.5 - Схема включения подогревателей высокого давления.

Уравнение теплового баланса для ПВД-7:

(2.13)

Расход пара на ПВД-7 из уравнения (2.13) составит, кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-6:

(2.14)

Расход пара на ПВД-6 из уравнения (2.14), кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-5:

(2.15)

Расход пара на ПВД-5 из уравнения (2.15), кг/с:

где - энтальпия питательной воды на входе в ПВД-5, определим с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:

(2.16)

где -перепад давления питательной воды в питательном насосе, МПа;

0,0011 м3/кг - удельный объем питательной воды;

0,75 - КПД насоса.

2.10 Расчёт деаэратора

Расчетная схема деаэратора представлена на рис. 2.6

Рисунок 2.6 - Схема включения деаэратора

Уравнения материального и теплового баланса:

Выразив из первого уравнения системы уравнений и, подставив во второе уравнение получим ,кг/с:

где

125,58 кДж/кг - энтальпия химочищенной воды;

Из первого уравнения найдем, кг/с:

2.11 Расчёт регенеративной схемы (ПНД)

Расчетная схема регенеративной схемы (ПНД) представлена на рис.2.7.

Рисунок 2.7 - Схема включения регенеративной схемы (ПНД)

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

(2.17)

Расход пара на ПНД-4 из уравнения (2.17), кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПНД-3:

(2.18)

Расход пара на ПНД-3 из уравнения (2.18), кг/с:

Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -2:

Подставив первое уравнение во второе, выразим , кг/с:

Из первого уравнения найдем расход пара на ПНД-2, , кг/с:

Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -1:

Подставив первое уравнение во второе найдем расход пара в ПНД -1, ,кг/с:

где кДж/кг - энтальпия конденсата после ПС-1(температура перед ПС-1=25,981 0С, нагрев на 5 0С).

Расход основного конденсата в ПНД-1 , кг/с:

Расхода пара в конденсатор, кг/с:

где =34,16 кг/с - расход пара на турбопривод.

Проверка баланса пара в турбине:

684,737 - (50,15 + 69,811 + 14,491 + 34,16 + 12,242 + 24,935 + +21,885+ 28,617+ + 21,134 +) = 344,864

полностью совпадает с ранее найденным значением.

Проверка по мощности:

= ×0,97

Погрешность расчета составляет:

Данное значение удовлетворяет условию .

Полученные данные используем для расчета ТЭП блока (см. пункт 2.11).

2.12 Расчет технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку, кВт:

(2.19)

где =кг/с - смотри формулу 2.7;

3318,775 кДж/кг - энтальпия острого пара(см.рис.2.3);

=кДж/кг - энтальпия питательной воды(см. табл.2.2);

кг/с - расход пара на промперегрев;

=кДж/кг - энтальпия пара на выходе из промперегрева(см.рис.2.3);

2904,61 кДж/кг - энтальпия пара на входе в промперегрев(см.рис.2.3);

Восполнение потерь пара и конденсата химочищенной водой;

125,58 кДж/кг - энтальпия химочищенной воды.

Затраченная теплота на верхний сетевой подогреватель, кВт:

(2.20)

Затраченная теплота на нижний сетевой подогреватель, кВт:

(2.21)

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, кВт:

(2.22)

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

(2.23)

где = кВт - расход тепла на турбоустановку(см. формулу 2.19);

= кВт - затраченная теплота на сетевые подогреватели(см. формулу 2.22);

(2.24)

где =725,137 кг/с - расход перегретого пара(см. пункт 2.7);

Паровая турбина вместе с относящимися к ней регенеративными подогревателями, конденсатором, насосами, трубопроводами и арматурой образует паротурбинную установку .

Современная паровая турбина состоит из большого числа деталей, тщательно изготовленных и собранных в единый агрегат. Мощности современных энергетических турбоагрегатов постоянно повышаются, и в настоящее время основной прирост мощностей в энергосистемах происходит за счет ввода агрегатов 300, 500, 800 МВт. На Костромской ГРЭС сооружен головной агрегат мощностью 1200 МВт.

Увеличение мощности турбоагрегатов позволяет сооружать ТЭС большой мощности при одновременном удешевлении их строительства и эксплуатации и снижении расходов топлива на выработанный киловатт-час. Наряду с экономичностью современная турбина должна отвечать высоким требованиям безопасности, надежности и маневренности. Требование высокой маневренности предъявляется ко всему энергетическому оборудованию. Турбина должна допускать быстрый пуск, набор и изменение нагрузки и остановку. Эта задача весьма сложна для агрегатов, работающих при высоких начальных параметрах пара (26 МПа, 540-570 °С) и имеющих стенки корпусов и фланцы большой толщины.

При разработке и эксплуатации турбин приходится сталкиваться с весьма сложными проблемами аэродинамики, теории колебаний, теплопередачи, изменения свойств материалов при высоких температурах и вибрации, автоматического регулирования и контроля турбоустановки.

Рис. 1. Схема простейшей турбины

На рис. 1 показана схема простейшей турбины , а на рис. 2 — схема устройства многоступенчатой паровой турбины . Простейшая турбина состоит из соплового аппарата 1, рабочей лопатки 2, вала 3 и диска 4 .

Рис. 2. Схема устройства многоступенчатой паровой турбины

1 — вал турбины; 2 — диски; 3 — рабочие решетки; 4 — нижняя половина корпуса; 5 — верхняя половина (крышка) корпуса; 6 — диафрагмы (нижние половины); 7, 8 – сопловые решетки; 9 – уплотнения диафрагмы; 10 – сопловая решетка первой ступени давления; 11 – переднее уплотнение; 12 – заднее уплотнение; 13 – опорные подшипники; 14 – упорный подшипник; 15 — соединительная муфта; 16 — червячная передача; 17 — масляный насос; 18 — фундаментные плиты; 19 — регулятор скорости; 20 — масляный бак; 21 — регулятор безопасности; 22 — камера отбора; 23 — окна для отбора пара; 24, 27 — опорные фланцы корпуса; 25, 26 — фланцы опорных блоков

Турбина состоит из вращающейся части — ротора и неподвижной части — статора . К ротору относятся вал и закрепленные на нем диски с рабочими лопатками . Статор включает в себя паровпускные органы, сопловые решетки , подшипники и др. Корпус турбины делается разъемным в горизонтальной плоскости по центровой линии вала. Нижняя его часть опирается на фундамент, а верхняя часть устанавливается на нижнюю и крепится по фланцам с помощью шпилек и гаек. Через паровпускные органы в сопловую коробку вводится свежий пар. Корпус заканчивается выхлопным патрубком, через который отработавший пар отводится из турбины.

В неподвижных каналах-соплах пар расширяется; при этом его давление и температура снижаются, скорость парового потока возрастает до нескольких сот метров в секунду и соответственно увеличивается его кинетическая энергия.

Она используется в подвижных рабочих лопатках, закрепленных на дисках, насаженных на вал турбины (рис. 2). Между дисками располагаются неподвижные перегородки — диафрагмы с закрепленными в них соплами. Диафрагма и диск с рабочими лопатками образуют ступень турбины .

При большом числе ступеней (20 — 30) турбина состоит из нескольких цилиндров . Частота вращения ротора паровых энергетических турбин обычно составляет 3000 об/мин или 50 с -1 , что соответствует принятой в СНГ частоте переменного тока 50 Гц.

На каждой ступени турбины лишь часть внутренней энергии пара преобразуется в механическую энергию, передаваемую с вала турбины на вал генератора электрического тока. Увеличение числа ступеней приводит к повышению КПД турбинной установки, так как в этом случае каждая ступень «работает» в более оптимальном режиме. Однако увеличение числа ступеней оправдывает себя лишь до определенного предела, так как с ростом числа ступеней турбина усложняется и становится дороже.

Крупные энергоблоки, работающие при высоком и закритическом давлении пара, выполняются с промежуточным перегревом . Пар высоких параметров, совершая работу в турбине, на последних ее ступенях увлажняется, а это приводит к снижению КПД и эрозионному воздействию капелек влаги на лопатки турбины. При использовании же промежуточного перегрева пара не только понижается его конечная влажность, но и повышаются показатели тепловой экономичности цикла. На рис. 3 дана схема одной из наиболее распространенных в нашей энергетике конденсационных турбин К- 300 — 240 мощностью 300 МВт , работающей при начальном давлении пара 240 атм (23,5 МПа). Температура свежего пара принята 540 — 560 °С, частота вращения 3000 об/мин.

Турбина состоит из трех цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД), цилиндра среднего давления (ЦСД) и цилиндра низкого давления (ЦНД). В двенадцати ступенях ЦВД пар расширяется от указанных выше начальных параметров до давления 4 МПа, после чего направляется в промежуточный пароперегреватель (ПП), установленный в котле, и далее с давлением 3,5 МПа и температурой 540 — 560 °С поступает в ЦСД. В двенадцати головных ступенях ЦСД пар расширяется до давления 0,2 МПа, затем разделяется на два потока: одна треть проходит пять ступеней низкого давления, расположенных в ЦСД, и поступает в конденсатор , а две трети пара по перепускным трубам подаются в ЦНД, где, разделяясь на два потока, проходят по пяти ступеням низкого давления и направляются также в конденсатор. Давление пара за последними ступенями перед входом в конденсатор равно 0,0035 МПа. Разделение пара в части низкого давления на три потока связано с большими объемами пара в последних ступенях. Выпуск всего объема пара через одну решетку приводил бы к недопустимым по соображениям прочности высотам рабочих лопаток. Даже при разделении пара в последних ступенях на три потока высота лопаток составляет 960 мм, а окружная скорость на их вершинах — 540 м/с. При массе последней лопатки 9,8 кг центробежная сила, действующая на нее, равна ~950 кН.

Еще более сложны турбины большей мощности. Так, у турбин мощностью 500 МВт делается 4 выхлопа в конденсатор, а у турбины К-800-240 мощностью 800 МВт — шесть выхлопов в конденсатор. В турбине К-1200-240 мощностью 1200 МВт, установленной на Костромской ГРЭС, лопатки последних ступеней имеют длину 1200 мм, но для уменьшения центробежных сил они выполнены из более легкого титанового сплава.

Рис. 3. Изменение параметров рабочего тела в активной турбине:

1, 9 — камеры свежего и отработанного пара; 2,4,6 — сопла; 3,5,8 — рабочие лопатки; 7 — диафрагма.

Рис. 4. Схема турбины К-300-240 (z — число ступеней)

Теплофикационные турбины , устанавливаемые на ТЭЦ, могут иметь 1 или 2 регулируемых отбора (например, промышленный и теплофикационный). В теплофикационной турбине Т — 250 — 240 имеются 2 отбора пара для подогрева воды в системе теплоснабжения (из них один регулируемый) и, кроме того, может быть осуществлен предварительный нагрев сетевой воды в специальном подогревателе, встроенном в конденсатор.

Отработавший пар конденсационных турбин и турбин с промышленными и теплофикационными отборами поступает в конденсатор, где поддерживается давление значительно ниже атмосферного. В конденсаторе осуществляется отвод тепла от рабочего тела — пара — при возможно более низкой температуре и давлении с превращением пара в конденсат, идущий вновь на питание котлов. Здесь тепло отдается охлаждающей (циркуляционной) воде. Конденсат не должен смешиваться с охлаждающей водой, имеющей большое количество примесей. Поэтому конденсатор представляет собой теплообменник поверхностного типа.

На рисунке 5 приведена схема конденсатора паровой турбины.

Теплообмен от пара к охлаждающей воде происходит через стенки трубок небольшого диаметра, чаще всего латунных, внутри которых движется охлаждающая вода. В конденсатор поступает влажный пар; температура насыщения конденсирующегося пара t к тем ниже, чем ниже температура циркуляционной воды. При прямоточном водоснабжении, когда вода в конденсатор забирается из реки или пруда, ее температура колеблется от 2 до 20 °С (среднегодовая расчетная температура 10 — 12 °С). Если же водоснабжение является оборотным с охлаждением воды в градирнях, то температура воды меняется в зависимости от времени года от 10 — 12 °С до 35 -40 °С.

Рис.5. Схема конденсатора паровой турбины:
1 – патрубок для выхода воды, 2 – крышка водяных камер, 3 — водяные камеры, 4 – трубные решетки, 5 – корпус конденсатора, 6 – пароприемная горловина, 7 — трубки, 8 — сборник конденсата, 9 — патрубок для подвода воды, 10 — патрубок для удаления воздуха.

Обычно циркуляционная вода в конденсаторе нагревается на 8 -10 °С. При поддержании давления в конденсаторе p к = 0,0035 МПа температура конденсации составляет t k = 26,4 °С. В летнее время, когда температура охлаждающей воды выше среднегодовой расчетной, давление в конденсаторе может повышаться до 0,01 МПа, что соответственно снижает экономичность работы турбоустановки. На одну тонну конденсируемого пара расходуется 50 — 60 т охлаждающей воды.

Для поддержания хороших условий теплообмена и постоянного парциального давления воздуха, а вместе с ним и общего давления в конденсаторе просачивающийся в конденсатор воздух необходимо непрерывно удалять. Для этого устанавливаются воздухоотсасывающие устройства — пароструйные или водоструйные эжекторы.

Конденсат из нижней части конденсатора откачивается конденсатными насосами и подается через подогреватели в котел. Конденсатор устанавливается под турбиной и представляет собой горизонтально расположенный сосуд, сваренный из листовой стали. Внутри корпуса конденсатора на некотором расстоянии от его торцов ввариваются специальные пластины с отверстиями, называемые трубными досками, в которые завальцовываются трубки, образующие поверхности теплообмена. Корпус с торцов закрывается крышками так, что между крышками и трубными досками образуются водяные камеры.

Если в одной из камер установить горизонтальную перегородку, то по-лучим двухходовой конденсатор: охлаждающая вода поступает в нижний (подводящий) патрубок передней камеры, проходит по нижним рядам труб и через заднюю камеру поступает в верхние ряды труб, после чего удаляется из конденсатора.

Для рассмотренной выше турбины К-300-240 Ленинградского металлического завода конденсатор имеет следующие характеристики.