Проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА БЕРЕЗОВСКОЙ БГРЭС-2

2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

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

2.2 Выбор котлоагрегата

2.2.1 Техническая характеристика парогенератора П-67

2.3 Разработка принципиальной тепловой схемы

2.3.1 Подогреватели высокого давления

2.3.2 Деаэратор

2.3.3 Подогреватели низкого давления

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

2.3.5 Описание принципиальной тепловой схемы

2.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

2.5 Определение параметров по элементам схемы

2.6 Расчет установки по подогреву сетевой воды

2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину

2.8 Баланс пара и конденсата

2.9 Расчёт регенеративной схемы (ПВД)

2. 10 Расчёт деаэратора

2. 11 Расчёт регенеративной схемы (ПНД)

2. 12 Расчет технико-экономических показателей работы станции

2. 13 Сравнение показателей тепловой экономичности с блоком № 1 БГРЭС

2. 14 Выбор вспомогательного оборудования в пределах принципиальной тепловой схемы

2. 14. 1Регенеративные подогреватели высокого давления

2. 14.2 Выбор деаэратора

2. 14.2.1 Техническая характеристика деаэрационной колонки ДП-2800

2. 14.2.2 Техническая характеристика деаэраторного бака

2. 15 Регенеративные подогреватели низкого давления

2. 16 Сальниковый подогреватель

2. 17 Питательная турбоустановка

2. 17.1 Питательный насос

2. 17.2 Турбина паровая приводная питательного насоса

2. 17.3 Бустерный насос

2. 17.4 Конденсатор

2. 18 Конденсатные насосы

2. 18.1 Конденсатные насосы первой, второй, третьей ступеней

2. 18.2 Насос дренажей бойлеров

2. 18.3 Конденсатный насос ТПН

2. 19 Конденсатор

2. 20 Сетевые подогреватели

3. ГЕНПЛАН, КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА. СИСТЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ, ТОПЛИВОПОДАЧИ

3.1 Разработка генплана

3.2 Компоновка главного корпуса

3.3 Выбор системы водоснабжения

3.4 Состав гидротехнических сооружений и их характеристики

3.4.1 Характеристика водохранилища

3.4.2 Глухая земляная плотина

3.4.3 Водозаборные сооружения

3.4.4 Подводящий канал

3.4.5 Отводящий канал

3.4.6 Блочная насосная станция

3.5 Расчет расхода технической воды

3.6 Проектирование топливного хозяйства

3.6.1 Определение расхода топлива на ТЭС

3.6.2 Разработка схемы топливоподачи

3.6.3 Ленточные конвейеры

3.6.4 Дробилки

3.6.5 Расчет емкости бункера сырого угля

3.6.6 Расчет топливного склада

3.6.7 Выбор механизмов системы пылеприготовления

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

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

5.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

5.1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

5.2 Оценка эффективности капитальных вложений

5.2.1 Расчет показателей эффективности капитальных вложений

5.2.2 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА

Введение

6.1 Общая характеристика проектируемого объекта

6.2 Объемно-планировочное решение проектируемого объекта

6.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

6.4 Опасность поражения электрическим током

6.5 Опасность атмосферного электричества

6.6 Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения

6.7 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

6.8 Тепловые излучения и опасность термического ожога

6.9 Безопасность эксплуатации и техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов

6. 10 Производственная санитария

6. 10.1 Микроклимат производственных помещений

6. 10.2 Освещение

6. 10.3 Вредные вещества в воздухе рабочей зоны

6. 10.4 Производственный шум

6. 10.5 Вибрация

6. 11 Предотвращение аварийных ситуаций

6. 11.1 Предупреждение аварий и взрывов технологического оборудования

6. 11.2 Обеспечение взрывопожарной безопасности производства

6. 11.3 Обеспечение устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях

6. 12 Техническое освидетельствование сосудов работающих под давлением (ПБ 03−576−03)

6. 13 Техническое обследование трубопроводов пара и горячей воды

6. 14 Индивидуальное задание. Расчет заземления электрооборудования

7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1 Общее положение

7.2 Влияние производства и электроустановок на окружающую среду

7.3 Мероприятия по охране воздушного бассейна

7.3.1 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

7.3.2 Золоулавливание

7.3.3 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 2030 г. 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[26].

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[26].

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[26].

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.

2. 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[1]

Электрическая мощность: Wэ = 800 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление: P0 = 24 МПа;

Температура: t0 = 540 С;

Давление в конденсаторе турбины: Pк = 0,336 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[2]. 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. 2.1 Техническая характеристика парогенератора П-67

Техническая характеристика парогенератора П-67[2] представлена в табл.2.1.

Таблица 2.1 — Техническая характеристика парогенератора П-67

Показатели

Значение

Паропроизводительность, т/ч

2650

Давление воды на входе в ВЭК, кгс/см2

315

Температура воды на входе в ВЭК, С

274

Расход пара промежуточного перегрева, т/ч

2186

Давление на входе в промперегреватель, кгс/см2

38,6

Температура пара на входе в промперегреватель, С

286

Давление пара на выходе из промперегревателя, кгс/см2

37,5

Температура перегретого пара на выходе из промперегревателя, С

542

Температура уходящих газов, С

140

Температура горячего воздуха, С

335

Коэффициент избытка воздуха в топке

1,2

Емкость пароводяного тракта до ВЗ, м3

400

Емкость пароводяного тракта после ВЗ, м3

220

Емкость тракта промперегрева, м3

700

2.3 Разработка принципиальной тепловой схемы

2.3.1 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%[27].

— 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[27].

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[27], 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[27], 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[27].

— 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%[27].

— 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 0,336 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 = 0,336 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[1]:

Pот1 = 6,06 МПа

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

Температура насыщения греющего пара, С[3]:

tн = 272,9

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг[3]:

= 1199,916

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

tпв = 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:

h = 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

величины

ПВД7

ПВД6

ПВД5

Деаэ-

ратор

ПНД4

ПНД3

ПНД2

ПНД1

ВС

НС

Конден-сатор

Давление отборного пара, МПа

6,06

3,77

1,63

1,069

0,578

0,28

0,113

0,021

0,28

0,113

0,336

Энтальпия пара,

кДж/кг

2997,18

2904,61

3342,64

3235,74

3097,1

2957,11

2790,04

2544,53

2957,11

2790,04

2327,46

Давление пара у подогревателя, МПа

5,757

3,5815

1,5485

0,7

0,55

0,266

0,1073

0,02

0,266

0,1073

-

Температура насыщения греющего пара, С

272,9

243,8

199,81

164,953

155,46

129,47

101,6

60,06

129,47

101,6

25,981

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг

1199,916

1056,143

851,536

697,143

655,877

544,123

425,855

251,4

544,123

425,855

108,756

Температура воды за подогревателем, С

270,9

241,8

197,81

164,953

151,46

125,47

101,6

60,06

124,47

96,6

25,981

Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг

1133,987

1012,17

828,03

697,143

634,01

525,22

425,855

251,4

521,03

404,367

108,756

Использованный теплоперепад, кДж/кг

321,595

414,165

615,763

722,663

861,303

1001,293

1168,363

1413,873

1001,293

1168,363

1630,943

Таблица 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.

Максимальная тепловая нагрузка на турбину, МВт:

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:

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 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:

(2. 1)

Из уравнения (2. 1) находим расход пара, кг/с:

Уравнение теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя:

(2. 2)

Из уравнения (2. 2) находим расход пара, кг/с:

Тепловая нагрузка на верхний сетевой подогреватель, кВт:

(2. 3)

Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель, кВт:

(2. 4)

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;

эм = 0,97 — электромеханический КПД.

2.8 Баланс пара и конденсата

Расход пара на эжектор принят 0,05 % от расхода пара на турбину [4], кг/с:

Dэж = 0,005Dт, (2. 8)

Dэж = 0,5 684,737 = 3,424

Расход пара на уплотнение турбины, кг/с [4]:

Dупл = 0,01Dт, (2. 9)

Dупл = 0,1 684,737 = 6,847

Утечки пара и конденсата, кг/с:

Dут = Dт, (2. 10)

где — величина внутристанционных утечек пара и конденсата[4]

Dут = = 13,695

Расход пара на собственные нужды, кг/с[4]:

Dсн = Dт, (2. 11)

Dсн =684,737 = 16,434

Расход перегретого пара, кг/с:

Dпе = Dт + Dэж + Dупл + Dут + Dсн, (2. 12)

Dпе = 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 — восполнение потерь пара и конденсата химочищенной водой;

=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:

800 000 = [50,15 ·321,595 +69,811 ·414,165 + (14,491 + 34,16)·615,763 + 12,242·722,663 + 24,935·861,303 +21,885·1001,293 + 28,617·1168,363 + 21,134·1413,873+32,456·722,663+29,992·1001,293+344,864·1630,943]0,97

800 000 = 795 928,233

Погрешность расчета составляет:

Данное значение удовлетворяет условию [4].

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);

Тепловая нагрузка котла, кВт:

(2. 24)

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

Полный расход натурального топлива, кг/с:

(2. 25)

где =кВт — тепловая нагрузка котла (см. формулу 2. 24);

=14 950 кДж/кг — низшая теплота сгорания топлива[4];

=0,91 — КПД парогенератора.

Коэффициенты ценности тепла:

для первого отбора

(2. 26)

для второго отбора

(2. 27)

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии, кВт:

(2. 28)

где =78 314,968 кВт — затраченная теплота на верхний сетевой подогреватель (см. формулу 2. 20);

=74 746,256 кВт — затраченная теплота на нижний сетевой подогреватель (см. формулу 2. 21);

=0,486 — коэффициенты ценности тепла для первого отбора (см. формулу 2. 26);

=0,369 — коэффициенты ценности тепла для второго отбора (см. формулу 2. 27);

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата на производство электроэнергии, кВт:

(2. 29)

где =кВт — расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии (см. формулу 2. 23)

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(2. 30)

где — то же, что и в формуле (2. 29);

= кВт — увеличение расхода тепла на производство электроэнергии (см. формулу 2. 28);

= кВт — расход тепла на собственные нужды турбоагрегата на производство электроэнергии (см. формулу 2. 29);

— то же, что в формуле (2. 23).

Количество опушенной электроэнергии с шин электростанции, кВт:

(2. 31)

где =800 МВт- электрическая мощность, снимаемая с шин генератора;

=0,07 — расход электроэнергии на собственные нужды станции;

Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:

(2. 32)

где = 0,05 — доля электроэнергии затраченная на производство электроэнергии[4];

— то же, что в формуле (2. 31).

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

(2. 33)

где =143,005 кг/с — полный расход топлива на котел (см. формулу 2. 25);

=0,923 — коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии (см. формулу 2. 30);

=744 000 кВт — количество опушенной электроэнергии с шин электростанции (см. формулу 2. 31);

— то же, что в формуле (2. 31);

=40 000 кВт — расход электроэнергии на собственные нужды (см. формулу 2. 32).

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

(2. 34)

где — то же, что в формуле (2. 33);

=129,27 кг/с — расход топлива на выработку электроэнергии (см. формулу 2. 33).

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт·ч:

(2. 35)

где — то же, что в формуле (2. 34);

— то же, что ф формуле (2. 31).

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

(2. 36)

где =13,375 кг/с — расход топлива на выработку тепла (см. формулу 2. 34);

— то же, что в формуле (2. 23).

2. 13 Сравнение показателей тепловой экономичности с блоком № 1 БГРЭС

Показатели тепловой экономичности (ПТЭ) блока № 1 Березовской ГРЭС и первой очереди Березовской ГРЭС-2 сводим в табл.2.3 Значения ПТЭ Березовской ГРЭС взяты из курсового проекта, выполненного ранее[5].

Таблица 2.3 — Показатели тепловой экономичности

Наименование показателей

Обозначение

Величина

Блок № 1 БГРЭС

БГРЭС-2

Максимальная отопительная нагрузка, МВт

18,055

150

Расход тепла на турбоустановку для производства электрической энергии, Мвт

1744,266

1673,809

Тепловая нагрузка парогенератора, МВт

1877,167

1945,516

Удельный расход натурального топлива на производство электрической энергии, кг/КВт*ч

0,647

0,626

Удельный расход натурального топлива на производство тепловой энергии, кг/ГДж

89,736

89,736

При разработке ПТС (принципиальной тепловой схемы) были внесены следующие изменения: изменена схема 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; также была увеличена тепловая нагрузка с МВт до МВт. Анализируя внесенные изменения в ПТС посредством сравнения показателей тепловой экономичности можно видеть, что:

— расход тепла на турбоустановку для производства электрической () энергии снизился до 1673,809 МВт, когда блока № 1 Березовской БГРЭС равен 1744,266 МВт;

— удельный расход натурального топлива на производство электрической энергии () уменьшился до 0,626 кг/КВт*ч, когда блока № 1 Березовской БГРЭС равен 0,647 кг/КВт*ч;

Таким образом, сравнения показателей тепловой экономичности показало целесообразность внедрения изменений, которые имеют место на БГРЭС-2(см. пункт 2.3. 4). При реализации данных изменений мы наблюдаем снижение расхода тепла на турбоустановку для производства электрической энергии (); снижение удельного расхода натурального топлива на производство электрической энергии (), что ведет к экономии затрат на топливо.

2. 14 Выбор вспомогательного оборудования в пределах принципиальной тепловой схемы

2. 14.1 Регенеративные подогреватели высокого давления

Подогреватели высокого давления выбираем по[7], так чтобы их характеристики удовлетворяли значениям, полученным в ходе расчета ПТС. Они устанавливаются без резерва, ремонт подогревателей производим одновременно с ремонтом турбины. При аварийном отключении группы ПВД предусмотрено ее байпасирование. Технические характеристики приведены в табл.2.4.

Таблица 2.4 — Технические характеристики ПВД

Наименование

ПВД-6

ПВД-7

ПВД-8

Тип

ПВ-1600−380−17

ПВ-2000−380−40

ПВ-1600−380−66

Поверхность нагрева, м2

1560

2135

1650

Рабочие параметры в корпусе, давление пара, МПа (кгс/см2),

температура пара, 0С

1,7 (17)

437

4,0 (40)

281

6,6 (66)

337

Рабочие параметры в трубной системе:

Давление питательной воды МПа (кгс/см2)

Температура питательной воды на входе, 0С

Температура питательной

воды на выходе, 0С

37,3 (380)

172

194

37,3 (380)

194

239

37,3 (380)

239

270

Расход среды, кг/с (т/ч):

в трубной системе

в корпусе

331,4 (1193,2)

11,8 (42,5)

331,4 (1193,2)

29,6 (106,4)

331,4 (1193,2)

22,7 (81,7)

Пробное гидравлическое давление, МПа (кгс/см2):

в корпусе

в трубной системе

2,4(24)

55,9 (470)

5,6 (56)

55,9 (470)

8,7(87)

55,9 (470)

2. 14.2 Выбор деаэратора

Деаэрационная установка предназначена:

— для удаления из питательной воды коррозионно-агрессивных газов как находящихся в растворенном состоянии (О2, СО2 и др.), так и образующихся при термическом разложении бикарбонатов и карбонатов;

— для подогрева питательной воды в схеме регенерации турбоустановки;

— для создания рабочего резерва питательной воды в баке-аккумуляторе;

— для создания необходимого подпора на всасе бустерных насосов.

Деаэратор обеспечивает устойчивую деаэрацию воды при работе в диапазоне 15−100% номинальной производительности. Остаточная массовая доля кислорода в деаэрированной воде не более 10 мкг/кг. Содержание свободной углекислоты в деаэрированной воде не нормируется.

В состав деаэрационной установки входит:

— деаэрационная колонка типа ДП-2800;

— бак аккумуляторный типа ВД-185;

— трубопроводы обвязки и арматуры.

2. 14.2.1 Техническая характеристика деаэрационной колонки ДП-2800:

Техническая характеристика деаэрационной колонки[9] приведена в табл.2.5.

Таблица 2.5 — Техническая характеристика деаэрационной колонки

Показатели

Значение

Производительность, кг/с (т/ч)

777,8(2800)

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

0,75 (7,5)

Рабочая температура, 0С

167

Допустимое повышение давления при работе предохранительных устройств, МПа (кгс/см2)

0,85 (8,5)

Пробное гидравлическое давление, МПа (кгс/см2)

1,0 (10,0)

2. 14.2.2 Техническая характеристика деаэраторного бака ВД-185

Техническая характеристика деаэраторного бака ВД-185[9] приведена в табл.2.6.

Таблица 2.6 — Техническая характеристика деаэраторного бака ВД-185

Показатели

Значение

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

0,75 (7,5)

Рабочая температура, 0С

167

Емкость бака, м3

217,6

Пробное гидравлическое давление, МПа (кгс/см2)

1,0 (10,0)

Допустимое повышение давления при работе предохранительных устройств, МПа (кгс/см2)

0,85 (8,5)

Допустимая температура стенок сосуда, 0С

172

Масса, кг

39 900

2. 15 Регенеративные подогреватели низкого давления

Техническая характеристика подогревателей смешивающего и поверхностного типов[15] приведены в таблице 2.7 и таблице 2.8 соответственно.

Таблица 2.7 — Характеристика подогревателей низкого давления смешивающего типа

Показатели

Характеристика

ПНД-1

ПНД-2

Номинальный расход конденсата, т/ч

1800

1900

Номинальная температура конденсата на входе, 0С

25

57

Температура конденсата, 0С

57

99

Номинальное давление пара в корпусе (абс.), МПа (кгс/см2)

0,020 (0,18)

0,114 (1,0)

Пробное гидравлическое давление, МПа (кгс/см2)

0,2 (2,0)

0,2 (2,0)

Расход пара из отбора, т/ч

77,2

118,0

Температура пара, 0С

60

147

Объем корпуса подогревателя, м3

65

65

Масса подогревателя, полностью заполненного водой, т.

86,10

85,76

Таблица 2.8 — Подогреватели низкого давления рекуперативного поверхностного типа

П о к, а з, а т е л и

Характеристика

ПНД-3

ПНД-4

Поверхность нагрева собственно подогревателя, м2

1361

1621

Поверхность нагрева охладителя пара м2

324

272

Поверхность нагрева охладителя конденсата, м2

228

-

Номинальный расход основного конденсата, т/ч

1937

1937

Расход через охладитель конденсата, т/ч

930

-

Рабочее давление основного конденсата, МПа (кгс/см2)

1,8 (18)

1,8 (18)

Температура основного конденсата: — на входе, 0С

— на выходе, 0С

99,4

127,0

127,0

154,5

Давление греющего пара, МПа (кгс/см2)

0,284 (2,9)

0,588 (6,0)

Гидравлическое сопротивление,

МПа (м.в. ст.)

0,069 (6,9)

0,065 (6,5)

Габаритные размеры, мм:

— высота

— диаметр корпуса

8970

2650

8970

2650

Диаметр трубок, мм.

16х1

16х1

Число ходов воды

4

4

Масса подогревателя, т:

— сухого

— заполненного водой

49,4

91,3

48,4

90,3

Расход греющего пара, т/ч

82,7

90,0

2. 16 Сальниковый подогреватель

Охладитель пара отсосов из уплотнений ПС-1 предназначен для использования тепла пара, из концевых камер уплотнений. Техническая характеристика ПС-220 приведена в табл.2. 9[11].

Таблица 2.9 — Техническая характеристика ПС-220

Наименование

ПС-220

Тип

ПС-220−1

Поверхность охлаждения, м 2

220

Абсолютное давление в корпусе, МПа (кгс/см 2)

0,095 (0,95)

Гидравлическое сопротивление при расходе конденсата

472 кг/с (1700 м 3/ч), мм.в. ст

2,6

Число ходов

2

Вес без воды, кг

8450

2. 17 Питательная турбоустановка

2. 17.1 Питательный насос

Питательный насос ПН-1500−350−4 центробежного типа[13], имеет 7 рабочих ступеней давления и предназначен для работы с переменной частотой вращения, привод непосредственно от турбины ОК-18ПУ-800 (К-17−15П). Питательный насос ПН-1500−350−4 по сравнению с ПН-1500−350 имеет модернизированную проточную часть с пусковым устройством расположенного со стороны нагнетания и предназначенного для:

— отжима разгрузочного диска от пяты перед пуском и во время останова насоса;

— автоматического поддержания зазора перед пуском в торцевой щели между пусковой пятой и торцевой частью разгрузочного барабана;

— смазку водяного пускового подшипника;

— опоры ротора со стороны нагнетания при пуске и останове насоса;

— безаварийного вывода насоса из работы при кавитационном срыве насоса (падения уровня воды в деаэраторе, срыв бустерного насоса, засорение фильтра, закрытии задвижки на входе, работа насоса на подачах меньше минимально допустимых или больше максимально допустимых).

Основные технические характеристики питательного насоса приведены в табл.2. 10.

Таблица 2. 10 — Основные технические характеристики питательного насоса

Показатели

Значение

Номинальная производительность (подача), т/час

1500

Развиваемый напор при номинальной производительности, м. вод. ст

3650

Давление во всасывающем патрубке, МПа (кгс/см 2)

2,16 (22)

Рабочая температура перекачиваемой воды, 0С

165

Число оборотов при номинальной производительности, об/мин

4665

Допускаемый кавитационный запас при номинальной производительности, м. вод. ст

80

Минимальный кавитационный запас, м. вод. ст

65

Максимальный расход через линию рециркуляции при номинальных оборотах, т/час

480

Минимально допустимая производительность насоса при закрытой рециркуляции, т/час

380

Потребляемая мощность при номинальной нагрузке, МВт

15,5

КПД при номинальной нагрузке, %

83

Максимальная производительность в перегрузочном режиме, т/час

1800

Число оборотов в перегрузочном режиме, об/мин

4760

КПД в перегрузочном режиме об/мин

78

2. 17.2 Турбина паровая приводная питательного насоса

Приводная турбина ОК-18ПУ-800 (К-17−15П), одноцилиндровая, унифицированная, конденсационная, с восемью ступенями давления, рассчитана на работу с переменным числом оборотов при переменных начальных параметрах пара, поступающего из 3 отбора главной турбины.

Основные технические характеристики турбины ОК-18ПУ-800 приведены в табл.2. 11[13].

Таблица 2. 11 — Основные технические характеристики турбины ОК-18ПУ-800

Показатели

Значение

Номинальная мощность, кВт

17 150

Номинальная частота вращения, об/мин

4665

Номинальные параметры пара перед стопорным клапаном:

— давление, МПа (кгс/см2)

— температура, 0С

-давление в конденсаторе при номинальной мощности и номинальной температуре охлаждающей воды, МПа (кгс/см2)

1,44 (14,74)

432

0,007(0,07)

Температура охлаждающей воды:

— номинальная, 0С

— максимальная, 0С

15

33

Расход пара через стопорный клапан, кг/сек (т/час)

20,6 (174)

2. 17.3 Бустерный насос

Бустерный насос ПД 1600−180 МУ4 предназначен для обеспечения необходимого давления (подпора) воды на всасе главного питательного насоса. Насос ПД-1600−180 МУ4 центробежного типа, горизонтальный, с каналами в корпусе спирального типа, одноступенчатый, с рабочим колесом двухстороннего хода, с приводом от турбины ОК-18ПУ (К-17−15П) через понижающий редуктор типа Р-1А. Основные технические данные насоса приведены в табл.2. 12[13].

Таблица 2. 12 — Основные технические данные насоса

Показатели

Режим работы

Номинальный

режим

Перегрузочный

режим

Производительность, кг/сек (т/час)

453 (1630)

619 (2230)

Давление во входном патрубке, МПа (кгс/см2)

0,706 (7,2)

0,706 (7,2)

Давление в напорном патрубке, МПа (кгс/см2)

2,3 (23,5)

2,5 (25,5)

Температура перекачиваемой воды, 0С

165

165

Число оборотов, об/мин

1890

1950

2. 17.4 Конденсатор

Основные технические данные конденсатора КП-1200−2 приведены в табл.2. 13.

Таблица 2. 13 — Основные технические данные конденсатора КП-1200−2

Показатели

Значение

Тип

КП-1200−2

Поверхность охлаждения, м2

1200

Расход охлаждающей воды, м3/час

3000

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, 0С

15

Количество трубок, шт

2780

Длина трубок, мм

6240

Диаметр трубок, мм

22х1

Число ходов по воде

2

2. 18 Конденсатные насосы

2. 18.1 Конденсатные насосы первой, второй, третьей ступеней

Конденсатные насосы устанавливают в количестве 2−3 на турбину, при двух — каждый на 100%-ную производительность, а при трех — на 50%-ную. Принимаем напор конденсатных насосов в приделах 50−150 м. вод. ст.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой