Описание модернизированной турбины К-800-240
Турбина представляет собой трехцилиндровый агрегат, рассчитанный на начальные параметры пара:
Турбина выполнена с промежуточным перегревом пара до 540єС. При выходе из ЦВД пар с давлением 38,5 бар направляется на промежуточный пароперегреватель. После промежуточного перегрева пар подается в ЦСД с давлением 32,4 бар. Цилиндр среднего давления выполнен двухпоточным. В ЦСД размещается восемнадцать ступеней давления, по девять в каждом потоке.
Цилиндр низкого давления содержит четыре ступени давления на один поток.
Турбина имеет восемь регенеративных отборов, отборы не регулируемые, а также два выхлопа в конденсатор.
Описание проточной части ЦНД
При выполнении дипломного проекта за базовую конструкцию был принят штатный ЦНД турбины К - 800 - 240, выполненный по традиционной чисто осевой схеме, которая представляет двухпоточную конструкцию с пятью ступенями давления на один поток.
Разрабатываемый вариант конструкции ЦНД отличается от штатного пропускной способностью, устройством разделителя потока и установкой в качестве последней ступени - ступени с двойным выхлопом в конденсатор. Таким образом, схема проточной части является комбинированной и содержит двухпоточную радиально - осевую ступень (ДРОС), вторую и третью ступень - осевые, а четвертую - ступень с двойным выхлопом в конденсатор - на каждый поток.
Конструкция проектируемого ЦНД содержит два отбора в каждом потоке. Первый отбор расположен после двухпоточной радиально-осевой ступени, а второй - после второй ступени, то есть после первой осевой.
Основаниями для использования двухпоточной радиально-осевой ступени для разделения потока послужили следующие положения:
· После входа в ЦНД пар перед первой осевой ступенью должен совершить поворот на 90є, что при больших скоростях связано со значительными потерями;
· При повороте потока пара наблюдается неравномерное расширение потока в первой осевой ступени;
· При работе ЦНД с неподвижными разделителями потока имеет место потеря от протечки пара под разделителем;
· Также имеет место потеря энергии за счет неравномерного подвода пара в ЦНД.
Радиальное течение пара к оси турбины можно использовать для получения механической работы, при этом большую роль играет работа кориолисовых сил. Для этого первую ступень ЦНД целесообразно выполнить радиального типа, разместив ее в пространстве, которое в чисто осевой турбине не используется. Проектируемая двухпоточная радиально - осевая ступень заменяет четыре осевые ступени, по две в каждом потоке ЦНД. Благодаря этому значительно сокращается длина проточной части турбины и открывается возможность за счет освободившегося пространства усовершенствовать проточную часть последующих осевых ступеней. Поэтому, в качестве последней осевой ступени мы устанавливаем ступень с двойным выхлопом.
Применение ДРОС дает следующие преимущества:
· существенно повышается КПД ЦНД турбины. Это объясняется более совершенным преобразованием энергии пара в радиально - осевой ступени, чем в заменяемых осевых ступенях;
· позволяет существенно улучшить проточную часть осевых ступеней путем уменьшения угла раскрытия при помощи раздвижки ступеней;
· уменьшается влияние нестационарности потока;
· снижаются концевые потери в направляющем аппарате.
Цилиндр низкого давления является наиболее металлоемким и дорогостоящим элементом турбины. В штатной турбине К-800-240 используется 3 ЦНД. В проектируемом варианте турбины мы предлагаем один ЦНД. Это достигается путем увеличения пропускной способности цилиндра низкого давления благодаря использованию ступени с двойным выхлопом в конденсатор.
Перед последней ступенью поток пара делится на два равных полупотока, которые затем поступают в ступени с одинаковой высотой лопаток. Одна ступень выполнена с длиной лопаток l=1200 мм при среднем диаметре, другая - с длиной лопаток l=1200 мм при среднем диаметре. Лопатки изготовлены из титанового сплава ТС-5. Давление пара перед обеими ступенями одинаковое.
Сокращение числа цилиндров низкого давления позволяет заметно снизить стоимость таких турбин.
Введение
Краткая характеристика турбоустановки
Тепловая схема установки
Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме
3.1 Предварительная оценка расхода пара на турбину
4. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы
4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей
4.2 Турбопривод питательного насоса
3 Подогреватели высокого давления
4 Деаэратор повышенного давления
5 Подогреватели низкого давления
5. Проверка правильности результатов расчета
5.1 Сведение балансов
5.2 Определение показателей тепловой экономичности
6. Выбор вспомогательного оборудования
Литература
Введение
Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.
На чертеже, изображающем принципиальную тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с трубопроводами пара и воды (конденсата), связывающими это оборудование в единую установку. Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема.
При неблочной структуре электростанции, имеющей одинаковые котлы и турбины, ПТС сводится к принципиальной тепловой схеме одноагрегатной электростанции.
В состав ПТС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажей, сетевые подогревательные установки, деаэраторы питательной и добавочной воды, трубопроводы отборов пара от турбин к подогревателям, питательные, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды. В состав ПТС входят также вспомогательные устройства и теплообменники, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды.
ПТС является основной расчетной технологической схемой проектируемой электростанции, позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели.
На основе расчета ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.
В курсовом проекте рассчитывается тепловая схема турбины К-800-240 и оцениваются её технико-экономические показатели. Цель расчёта тепловой схемы - определение параметров и расходов пара и воды на электростанции и показателей её тепловой экономичности. Расчёт начинается с выбора давлений пара в отборах и построения h, s - диаграммы процесса работы пара в турбине. КПД проточной части турбины оценивается предварительно, а в дальнейшем, при проектировании турбины и тепловом расчёте её ступеней, может быть уточнён. Давление пара в отборах на регенерацию выбираются из условия оптимального распределения подогрева воды по ступеням. При этом ίΠΒ обычно задаётся на основе технико-экономических расчётов. Далее составляется таблица расчётных параметров пара и воды, и подсчитываются коэффициенты недовыработки отбираемого пара.
1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОУСТАНОВКИ
Конденсационная паровая турбина К-800-240-4 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 800 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-800-2 мощностью 800 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные значения основных параметров турбины приведены в табл. 1.1.
Таблица 1. 1 Номинальные значения основных параметров турбины К-800 -2401. Мощность, МВтноминальная8002. Начальные параметры пара:давление, МПа24температура. °С5603. Параметры пара после промежуточного перегрева:давление, МПа3,36температура, °С5604. Максимальный расход свежего пара, т/ч26505. Температура воды, °Спитательной274охлаждающей126. Расход охлаждающей воды, т/ч730007. Давление пара в конденсаторе, кПа4,5 Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД+ЦСД + 3ЦНД. Пар из котла подводится по двум паропроводам к двум стопорным клапанам. Каждый из них сблокирован с двумя регулирующими клапанами, от которых пар по четырем трубам поступает к ЦВД. Во внутренний корпус ЦВД вварены четыре сопловые коробки патрубков. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные - с горловинами сопловых коробок. Пройдя сопловой аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев по двум паропроводам. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них к четырем коробкам регулирующих клапанов, находящихся непосредственно на цилиндре. Двухпоточный ЦСД имеет по 9 ступеней в каждом потоке, причем первые ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем ЦНД. Роторы ВД и СД - цельнокованые, роторы НД - с насадными дисками, с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм. Средний диаметр этой ступени -2480 мм. Роторы имеют жесткие соединительные муфты и лежат на двух опорах. Фикспункт вадопровода расположен между ЦВД и ЦСД. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар с давлением 0,101-0,103 МПа из коллектора, давление в котором регулятором поддерживается равным 0,107-0,117 МПа. Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков сведены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается давление 0,118-0,127 МПа Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.
2. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ
Принципиальная тепловая схема установки изображена на листе 1 графической части проекта. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды (основного конденсата) в ПНД, деаэраторе и ПВД до температуры 274 °С (при номинальной мощности турбины и питании приводных турбин главных питательных насосов паром из отборов турбины). Допускается работа турбины с отключенными регенеративными ПНД: при отключении одной нитки ПВД мощность турбины не должна превышать 785 МВт; при отключении двух ниток ПВД мощность турбины не должна превышать 730 МВт. Допускается длительная работа при отклонениях (в любых сочетаниях) параметров (пара и охлаждающей воды) от номинальных в следующих пределах: давление пара перед стопорными клапанами от 23,04 до 24,02 МПа; температура пара перед стопорными клапанами 540±10°С; температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы не выше 33 °С. Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение не более 30 мин при повышении выше номинальных температуры свежего пара и температуры промежуточного перегрева на 10 °С или начального давления на 0,98 МПа. При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины не более 200 ч в год. Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 240 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30 % составляет не менее 60 мин. В диапазоне мощности от 100 до 60 % температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 60 до 30 % возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °С за время не менее 60 мин. Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30 % номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин. Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины Конденсационная установка состоит из конденсаторной группы, воздухо- удаляющего устройства, конденсатных насосов, эжекторов для отсоса воздуха из водяных камер, циркуляционных насосов. Конденсаторная группа включает в себя два продольных конденсатора с одинаковой поверхностью теплопередачи. Общая поверхность теплопередачи конденсаторной группы составляет 41200 м2.
Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах. Воздухоудаляющее устройство, обеспечивающее нормальный процесс теплообмена в конденсаторе и прочих теплообменных аппаратах, состоит из трех основных эжекторов, один из которых резервный, и двух пускового. Турбоагрегат обслуживается тремя конденсатными насосами (один из них резервный). Для срыва вакуума предусматриваются две параллельно установленные задвижки с электроприводами. Управление задвижками осуществляется со щита управления. Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Установка состоит из подогревателя замкнутого контура газоохладителей генератора, двух охладителей шара лабиринтовых уплотнений, четырех ПНД, деаэратора, трех ПВД и насосов. Установка сетевых подогревателей предназначена для снабжения потребителя горячей водой и состоит из двух ПСВ (основного и пикового). Производительность установки - 586 ГДж/ч.
3. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ В H- S ДИАГРАММЕ
Давление пара на входе в ЦВД:
Рцвд= Ро = 0,96Ро=0,96∙24 = 23,04 МПа
где Ро - давление острого пара, МПа;
Ро = 24 МПа. Давление пара на выходе из ЦВД:
Р"цвд = Р"пп = 3,78 Мпа
где Р пп - давление пара в камере отбора на П-2, МПа. Давление пара на входе в ЦСД:
Рцсд = Р"пп = 3,36 Мпа
где Р пп- давление пара после промперегрева,Па.
Давление пара на выходе из ЦСД:
Рцсд = Рп6 = 0,28 МПа ,
где Рп6 - давление в камере отбора на П-6, МПа.
Давление пара на входе в ЦНД: Рцнд = Рцсд=0,275 МПа Потеря давления в перепускных трубах между ЦСД и ЦНД 1-2%: Давление пара на выходе из ЦНД: где Рк - давление пара в конденсаторе турбины, МПа.
Располагаемый теплоперепад пара в ЦВД: Нцвд = 488 кДж/кг.
Использованный теплоперепад пара в ЦВД:
Hiцвд = hoiцвд×Hoцвд = 0,85 × 488 = 414,8 кДж/кг,
где hoiцвд- относительный внутренний КПД ЦВД, %:
hoiцвд= 85 % .
Располагаемый теплоперепад пара в ЦСД: Нoцсд = 736 кДж/кг
Использованный теплоперепад пара в ЦСД:
Hiцсд = hoiцсд×Hoцсд = 0,89 · 736 = 655 кДж/кг,
где hoiцсд- относительный внутренний КПД ЦСД, %:
hoiцсд= 89 % .
Располагаемый теплоперепад пара в ЦНД: Нoцнд = 648 кДж/кг.
Hiцнд = hoiцнд× Hoцнд = 0,8 · 648 = 518,4 кДж/кг,
где hoiцнд- относительный внутренний КПД ЦНД, %: hoiцнд= 80 % .
Использованный теплоперепад пара в турбине:
Hi = Нiцвд + Нiцcд + Нiцнд = 414,18 + 655 + 518,4 = 1587,58 кДж/кг.
Давление пара в камере отбора на приводную турбину: Ртнотб = Р3 = 1,63 Мпа .
Давление пара на входе в приводную турбину: Ртнвх = 0,9 · Ртнотб = 0,9 · 1,63 = 1,47 МПа .
Давление пара на выходе из приводной турбины: Ртнвых =Ртнк = 0,006 МПа.
Располагаемый теплоперепад пара в приводной турбине: Нтн = 1040 кДж/кг.
Использованный теплоперепад пара в ЦНД:
Нiтн = hoiтн× Нoтн = 0,82 × 1040 =
852,8 кДж/кг,
где hoiтн - относительный внутренний КПД ТН, %:
hoiтн = 82 % .
.1 Предварительная оценка расхода пара на турбину
Расчёт принципиальной тепловой схемы по методу последовательных приближений основан на предварительной оценке расхода пара на турбину с помощью диаграммы режимов или по приближенным формулам. В настоящее время этот метод нашёл очень широкое применение в связи с удобством его применения при расчётах на ЭВМ. Предварительный расход пара на конденсационную турбину определяется по следующей приближённой формуле:
Gк.э. = Nэ× 103 /(Hi × hмех × hг), где: i0 - энтальпия пара в начале процесса расширения его в турбине iотб - энтальпия пара теплофикационного отбора iконд - энтальпия пара на выходе из последней ступени турбины где Nэ - заданная электрическая мощность турбоустановки, МВт; Hi - используемое теплопадение в турбине, кДж/кг; hмех, hг - механический КПД турбины и КПД электрического генератора (принимаются в пределах 0,98 - 0,995); кр - коэффициент регенерации, зависящий от температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и начальных параметров пара: Gк.э. = 800 × 103 / (1587,58 × 0,98 × 0,99) = 519,4 кг/с » 1869,8 т/ч; Go » 1,26 × (1869,8+0,28*6,6) » 2355,9 т/ч.
паропроизводительность котлоагрегата; Доля от расхода пара на турбину G0; Расход питательной воды:
Где -доля непрерывной продувки котлоагрегата; =0, т.к. используется прямоточный котёл;
4. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы
4.1 Составление тепловых балансов для сетевых подогревателей
t2=140 °C t1 Gсв
Расход сетевой воды на ТЭС:
Gсв = Qт /((с × Dt)) = 30 × 103 / (4,19 × (150-70)) = 89,5 кг/с,
где Dt - разность температур сетевой воды в подающей и обратной магистрали, с - теплоемкость воды, с = 4,19 кДж/(кг × °C), Qт = 30 МВт. Определение температуры t1: где t2 - температура в подающей магистрали, Определение температуры, давления и энтальпии насыщенного пара, идущего на сетевые подогреватели: tвон = t2 + (3 ¸ 6 °С) = 150 + 3 = 153°С; tнон = t1 + (3 ¸6 °С) = 110 + 3 = 113 °С; по определяются давления по найденным tвон, tнон: рво = 0,114 Мпа- шестой отбор; рно = 0,02 Мпа - седьмой отбор; пo h,s-диаграмме определяются энтальпии: hвон = 2770 кДж/кг, hнон =2611 кДж/кг. Энтальпии конденсата греющего пара находятся по : hвок = 425 кДж/кг, hнок = 246 кДж/кг. Определение энтальпии сетевой воды:
hобр = tобр × с = 70 × 4,19 = 293,3 кДж/кг, h1 =t1×с = 110 × 4,19 = 460,9 кДж/кг, h2 = t2 · с = 150 · 4,19 = 628,5 кДж/кг.
где h1- энтальпия сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя; h2- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали. Из уравнение теплового баланса верхнего сетевого подогревателя:
Gвоп = Gсв × Ср(t2 - t1) /((hвоп - hвок) × h)
Gвоп =89,5 4.19 (150-110) / ((2770- 425) 0,99) = 6.5 кг/с
Уравнение теплового баланса нижнего сетевого подогревателя:
Gноп = (Gсв×Ср (t1 - tобр) / ((hноп - hнок) ×h)
Gноп = (89.5 ×4.19 (110 - 70) / ((2611-246) × 0.99)=6.4 кг/с.
4.2 Турбопривод питательного насоса
Мощность турбины питательного насоса:
Nimn=Gпв(Pпв-Pд)Vв/(hнhмmn); где
Vв-удельный объём воды при температуре насыщения в деараторе, м3/кг
Vв=0,00111 м3/кг
hн-КПД насоса, принимается равным 0,76…0,82
hмmn- механический КПД турбины, принимается равным 0,97…0,98
Рпв=1,3*Р0
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);
имеет несколько модификаций. Первая из них была изготовлена в одном экземпляре как двухвальный агрегат с частотой вращения обоих валов 50 1/с и успешно эксплуатируется на Славянской ГРЭС. Двухвальное исполнение агрегата позволило применить четыре двухпоточных ЦНД с кольцевой площадью последней ступени, равной 7,48 м, -предельной в то время, и тем самым иметь относительно малые выходные потери, и высокую экономичность всей турбоустановки. Однако двухвальный агрегат из-за повышенной стоимости двух электрогенераторов по технико-экономическим показателям проигрывает одновальному агрегату. Следует учитывать, что двухвальный агрегат требует большей площади машинного зала, повышенных затрат на строительные работы. Однако в то время наша промышленность не имела генераторов мощностью 800 МВт. Конструкция двухвальной турбины К-800-23,5-1 описана в предыдущем издании книги .
Вслед за первой модификацией ЛМЗ спроектировал и изготовил одновальные турбины К-800-23,5; третья модификация турбины рассмотрена в .
В настоящее время ЛМЗ изготавливает турбину К-800-23,5-5, ! конструкция которой представлена на рис. 1.4, тепловая схема! на рис. 1.26, принципиальная схема регулирования на рис. 1.5.
На рис. 4.34, а и 4.36 показана регулирующая ступень этой турбины, на рис. 10.11- типовая ступень среднего давления, а на рис. 4.44,а- -последняя лопатка длиной 960 мм. Описание турбины дается в § 1.2. 1
Дополним описание, особо оговорив изменения, внесенные ЛМЗ в эту конструкцию по сравнению с предшествующими модификациями.
При разработке и отладке пятой модификации уделялось большое внимание повышению экономичности: удельный расход теплоты, по оценкам ЛМЗ, но сравнению с турбиной К-800-23,5-3 снижается более чем на 0,7%. Повышение эко-; номичности обеспечивается модернизированной проточной частью ЦНД с бандажированием всех лопаток и более плавным; периферийным меридиональным обводом, улучшенной кон-, фигурацией выходного патрубка, применением смешивающих подогревателей низкого давления и рядом других конструктивных и схемных решений.
Улучшены показатели маневренности - примерно в два раза сокращено время пуска после длительного простоя-и надежности, в частности, более чем на 10% по сравнению с регламентироваиным по стандарту повышена гарантийная наработка на отказ.
Многие из мер, направленных на обеспечение более высокой надежности, такие, как конструкция лопаток регулирующей ступени (рис. 4.34, а и 4.36), использование корытообразных бандажей (рис. 4.18,я), что ведет к повышению пороговой мощности агрегата (по низкочастотной вибрации), организация тепловых расширений, рассмотрены выше при описании других турбин ЛМЗ, в частности турбины К-500-23,5-4. При этом увеличен срок службы между капитальными ремонтами. По сравнению с третьей модификацией снижена удельная масса турбоагрегата.
Турбина рассчитана на максимальный расход свежего пара 736 кг/с (см. табл. 1.4). При этом расходе пара, температуре охлаждающей воды 12 С и его расходе 73 000 м3/ч максимальная длительная мощность составляет 850 МВт. Общая длина собственно турбины равна 39,5 м, всего агрегата с генератором - 59,5 м.
В 1,22 раза меньше, чем у турбины К-500-23,5.
В пятой модификации турбины на основе опыта эксплуатации предыдущих модификаций усилено крепление сопловых сегментов регулирующей ступени; для снижения осевого усилия в ЦВД несколько изменены диаметры концевых уплотнений.
Кроме упомянутого выше использования подогревателей смешивающего типа ПНД 1 и ПНД 2, между которыми установлен дополнительный конденсатный насос, что позволило расположить оба подогревателя ниже отметки машинного зала, укажем и на некоторые другие особенности турбоустановки.
Развитая система регенеративного подогрева сетевой воды обеспечивает при нормальном режиме температуру питательной воды 274 С, при этом предусмотрены отборы пара: за ступенью № 9 (из ЦВД) при 6,05 МПа; за ступенью № 12 (за ЦВД) при 3,78 МПа, за ступенью № 15 (из обоих потоков ЦСД) при 1,64 МПа.
Отборы пара на ПВД могут на время отключаться, что позволяет повысить мощность турбины при том же расходе свежего пара. Однако в этом случае перегружаются ступени ЧСД и ЧНД, особенно последняя ступень ЧНД, что в определенных пределах и с учетом давления в конденсаторе при этих условиях допускается ЛМЗ. Поскольку в случае отключения ПВД снижается температура питательной воды и возрастают выходные потери, то естественно, что уменьшается КПД всего энергоблока: при отключении группы ПВД относительное повышение удельного расхода теплоты составляет примерно 2,5%. Преимуществом такого экономически невыгодного режима является получение довольно значительной дополнительной (пиковой) мощности - в данном примере около 100 МВт.
Следует учитывать, что такую дополнительную мощность в ином случае приходится получать включением специальных пиковых агрегатов - газовых турбин или паровых турбин относительно небольшой мощности и невысоких начальных параметров пара, например паровых турбин К-100-8,8.
Экономичность этих установок (ПТУ и ГТУ) не столь высока, как у ПТУ на 23,5 МПа с полностью включенной: системой регенерации, она примерно равна экономичности: ПТУ с турбиной К-800-23,5 (так же как турбины К-300-23,5 ; и К-500-23,5) с отключением ПВД. Кроме того, при получении пиковой мощности таким образом нет неизбежных при пуске, и остановке потерь топлива, характерных при включении специальных пиковых агрегатов, да и время набора пиковой мощности существенно меньше при отключении ПВД.
К линии отбора на ПВД 6 подключены две параллельно работающие конденсационные турбины для привода питатель-1 ных насосов, каждый половинной производительности. Турбины | имеют свои конденсаторы. Деаэратор питается паром из 1 отбора за ступенью № 17 из обоих потоков ЦСД при? 1,08 МПа. Постоянно поддерживаемое давление в деаэраторе составляет 0,7 МПа. Отборы на ПНД осуществляются после ступени № 19 из обоих потоков ЦСД при 0,588 МПа, за ЦСД при 0,284 МПа, из шести потоков ЦН Д за ступенью № 32 при 0,114 МПа и за ступенью № 34 при 0,02 МПа. Слив конденсата-каскадный, из ПНД 6 производится в деаэратор, а при малых нагрузках - непосредственно в конденсатор. Конденсаторная группа состоит из двух продольно расположенных конденсаторов с одинаковой поверхностью теплопередачи. Охлаждающая вода двумя параллельными потоками, каждый из которых при необходимости (например, при чистке трубок) может быть отключен во время работы, проходит последовательно через корпуса конденсаторов. При этом можно разделить конденсаторную группу по длине на две секции с присоединением каждой секции к отдельным выходам из ЦНД. В этом случае, во-первых, давление за последними ступенями разных потоков также будет разным, что, как ранее указывалось, дает дополнительный выигрыш в мощности.
Особенно большой выигрыш в экономичности всей турбоустановки в такой схеме достигается при высокой температуре охлаждающей воды и в данной турбоустановке при!
Где осуществляется дополнительный нагрев конденсата первой секции. Благодаря этому. несколько сокращается отбор пара на ПНД1.
Рассчитана на максимальную мощность 1400 МВт и является одной из самых крупных в мире. Как одновальная, на сверхкритическое начальное давление она превосходит более
чем в полтора раза по мощности то, что создано за рубежом (в США, Японии, ФРГ).
Основные технические характеристики турбины и турбо-установки представлены в табл. 1.4. Продольный разрез турбины показан на рис. 10.13.
Турбина состоит из пяти цилиндров: противоточного ЦВД, двухпоточных ЦСД и трех ЦНД. Особенностью турбины является дроссельное парораспределение. Выбор его определялся несколькими причинами: уникальной по мощности (примерно 75 МВт) регулирующей ступени в случае соплового парораспределения, что ставило под сомнение обеспечение надежности рабочих лопаток такой ступени и необходимость для них аэродинамически неблагоприятной весьма большой хорды; стремлением повысить экономичность проточной части ЦВД при нагрузках, близких к номинальной; использованием для энергоблока способа регулирования мощности скользящим давлением.
Хотя но расчетной экономичности турбоустаиовка с турбиной К-1200-23,5 по сравнению с турбоустановкой с турбиной К-800-23,5-5 примерно одинакова, большая единичная мощность турбоагрегата позволяет сократить удельные капитальные затраты как на оборудование блока, так и на строительную часть ТЭС. Практически в полтора раза снижается удельная стоимость системы автоматического управления.
) последняя лопатка, выполненная из
титанового сплава длиной 1200 мм и кольцевой площадью 11,3 м2.
Эти показатели и сегодня не достигнуты нигде в мире в турбинах, находящихся в экплуатации. Проточная часть ЦНД сформирована таким образом, что корневой диаметр всех ее ступеней остается неизменным (пять ступеней в каждом потоке). При весьма большой окружной скорости у периферии последних лопаток сначала ожидалась повышенная их эрозия, и лопатки имели антиэрозиопные накладки из нитинола. Однако опыт работы турбины показал, что в данном случае, к тому же при использовании титанового сплава для лопаток,
можно отказаться от дополнительных защитных накладок. Лопатки последней ступени имеют бандаж, выполненный за одно целое с профильной частью (см. рис. 4.44, г).
Цилиндр высокого давления имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены две сопловые коробки. Пар подводится к середине ЦВД через два штуцера - по одному в верхней и нижней половинах,- имеющих сварное соединение с наружным корпусом и подвижное с горловинами сопловых коробок. Таким образом, в зоне паровпуска статор ЦВД имеет трехстенную конструкцию (рис. 10.14), с уменьшенными толщинами стенок и фланцев и тем самым с улучшенными показателями маневренности. Подвод свежего пара осуществляется через два блока клапанов (каждый из одного стопорного и двух регулирующих), располагаемых по обе стороны ЦВД.
Пар после промежуточного перегрева подводится к двум стопорным клапанам, а от них по четырем трубам к четырем регулирующим клапанам. Последние устанавливаются непосредственно на ЦСД. Клапаны перед ЦСД полностью открыты в диапазоне нагрузок более 30% от номинальной. Подвод пара к ЦНД производится по двум трубам, расположенным по обе стороны турбины. Для большей равномерности подвода пара к ЦНД и снижения потерь при входе в цилиндр впуск пара осуществляется через четыре патрубка - по два в верхней и нижней половинах корпуса. Цилиндр низкого давления имеет наружный и внутренний корпуса сварной конструкции. Внутренний корпус имеет возможность расширения относительно наружного. Опоры статора ЦНД выносные, непосредственно опирающиеся на фундамент. В диафрагмах последних ступеней каждого потока ЦНД предусмотрена внутриканальная сепарация.
Следует отметить большие диаметры (при 50 1/с) опорных подшипников-до 620 мм.
На рис. 10.15 показан график изменения мощности и экономичности при использовании скользящего давления. При
В последнее время ЛМЗ разработал новые модификации турбин СКД мощностью 300-800 МВт с последней лопаткой длиной 1200 мм (см. табл. 6.2) и ЦНД, близким к показанному ниже на рис. 10.32, что позволяет уменьшить число потоков ЧНД в 1,5 раза.
Отчетность за сотрудников
