Проект главного корпуса, зданий и сооружений на площадке Костромской ГРЭС

Данный дипломный проект содержит описание и компоновку главного корпуса, зданий и сооружений на площадке ГРЭС. Приведено описание основного оборудования: парового котла ТГМП - 314, паровой турбины К-300-240 ЛМЗ генератора ТВВ-320-2. Выполнен расчёт тепловой схемы.

В основной части дипломного проекта рассмотрена реконструкция блока 300 МВт путем надстройки ГТУ по сбросной схеме.

В экономической части рассчитаны технико-экономические показатели работы блока 300 МВт, и определена себестоимость электрической энергии отпущенной от ГРЭС.

В разделе безопасности и экологичности приведено описание технологии производства тепловой и электрической энергии и рассмотрены мероприятия и средства защиты, обеспечивающие необходимые условия жизнедеятельности для работников ГРЭС.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время около 70% элементов теплосилового оборудования ТЭС выработали парковый ресурс и требуют более пристального внимания к оценке технического состояния на текущий момент и на последующий межремонтный период. Федеральным законом от 21 июля 1997 г. №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» определены основные требования государства к собственникам производственных объектов, которые должны обеспечить безопасность обслуживающего персонала и жителей близлежащих населенных пунктов, а также исключить возникновение техногенных катастроф.

Переход от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по фактическому состоянию оборудования поставил новые задачи перед энергетиками в области диагностики состояния, оценки фактического состояния на текущий момент и прогнозирования его состояния на будущий период эксплуатации. В дипломной работе рассмотрены общие принципы организации безопасной работы и методы контроля текущего состояния наиболее ответственных элементов.

1. ОПИСАНИЕ КОСТРОМСКОЙ ГРЭС

Костромская ГРЭС - одна из крупнейших станций в европейской части России. Электростанция входит в «ОГК-3». КГРЭС расположена на юго-западе Костромской области на реке Волга, которая служит источником водоснабжения для станции. Строительство электростанции осуществлялось в три очереди. На первой очереди установлено четыре дубль - блока мощностью 300 МВт с двухкорпусными газомазутными котлами паропроизводительностью 950 т/ч. На второй очереди - четыре моноблока по 300 МВт с однокорпусными газомазутными котлами паропроизводительностью 950 т/ч. В составе всех энергоблоков работают паровые турбины мощностью по 300 МВт на параметры пара 240 кгс/см и температурой острого и вторично перегретого пара 540/540°С. Суммарная установленная мощность энергоблоков первой и второй очереди - 2400 МВт.

На третьей очереди электростанции установлен головной энергоблок мощностью 1200 МВт, с однокорпусным газоплотным подвесным газомазутным котлом паропроизводительностью 3950 т/ч, одновальной турбиной мощностью 1200 МВт и генератором с бесщеточным возбудителем.

Энергоблоки мощностью по 300 МВт вводились в эксплуатацию с июня 1969 года по июль 1973 года, а энергоблок 1200 МВт был введен в эксплуатацию в 1980 году.

После завершения строительства Костромская тепловая электростанция имеет установленную мощность 3600 МВт.

1.1 Основные сооружения электростанции

2.1 Компоновка главного корпуса электростанции

Главный корпус Костромской ГРЭС представляет собой совмещенный вариант котельного и машинного отделения с деаэраторной этажеркой между ними. Он выполнен в сборном железобетоне из элементов колонн и ригелей со стеновым заполнением из трехслойных офактуренных керамзитобетонных панелей, расстояние между колоннами (осями) в продольном направлении 12м.

Пролет машинного зала - 45м.

Пролет котельного отделения 1 очереди - 33м.

Пролет котельного отделения 2 очереди - 39м.

Пролет деаэраторной этажерки - 12м.

Высота машинного зала - 26м.

Высота котельного отделения 1 очереди - 42м.

Высота котельного отделения 2 очереди - 53м.

Высота деаэраторной этажерки - 35м.

Компоновка основного оборудования - блочная. В бесподвальном котельном отделении расположены 4 котлоагрегата ТГМП-114 в двухкорпусном исполнении и 4 котлоагрегата ТГМП-314 однокорпусного исполнения с ремонтной площадкой между 1 и 2 очередями.

На отметке 0,0м расположено:

- по два дымососа рециркуляции газов на каждый котлоагрегат;

- приямки маслостанции дымососов по одному на два энергоблока;

- маслостанции нижних опор РВП по одной на энергоблоки № 5 - 8;

- воздушные нагнетатели системы дробеочистки котлов ВН-1 и ВН-2

- насосы БЗК в осях 2-3;

- две приемные емкости с насосами промывочных вод РВП по одной на каждую очередь;

- бак с насосами промывки РВП по оси 4, бак пенообразователя, насосы СЭН.

Для проведения ремонтных работ котельное отделение оборудовано двумя мостовыми кранами 1 очереди и одним 2 очереди грузоподъемностью 50/10 тонн.

На каждый котлоагрегат 1 очереди установлены грузопассажирские лифты грузоподъемностью по 1000кг. Кроме этого на деаэраторной этажерке по осям 1, 2, 30 установлены три лифта грузоподъемностью по 2000кг.

За рядом «Г» котельного отделения на открытой площадке расположены регенеративные воздухоподогреватели, дутьевые вентиляторы и дымососы с газовоздуховодами, а также встроенные воздуховоды калориферы.

Для увеличения площади рассеивания и уменьшения концентрации вредных выбросов дымовых газов на 4 энергоблока 1 очереди установлена одноствольная железобетонная дымовая труба высотой 250м. На 4 энергоблока 2 очереди установлена дымовая труба высотой 250м. с несущим железобетонным стволом и расположенными в нем 4 подвесными металлическими независимыми стволами - по одному на каждый энергоблок.

В машинном зале в поперечном направлении расположены 8 турбоагрегатов К-300-240 объединения «Ленинградский металлический завод» с генераторами ТВВ-320-2 объединения «Электросила».

В конденсационном отделении машинного зала под отметкой 0,6м расположены циркуляционные водоводы, трубопроводы конденсационных установок, распределительные пункты тушения пожара со щитами управления.

Выше отметки 0,6м расположены питательные установки, подогреватели высокого и низкого давления, системы маслоснабжения и регулирования турбоагрегатов, бойлерные установки, другое вспомогательное оборудование блоков.

На отметке 0,6м машинного зала блоков №2, 4, 6, 8 установлены группы насосов станционного отопления. На блоке № 4 установлена группа подпиточных насосов теплосети.

По ряду «Б» в осях 35-36 расположены два подогревателя сырой воды. В подвале машинного зала в осях 36-37 к ряду «А» расположена группа насосов сырой воды и ПЖН-6. Машинное отделение оборудовано тремя мостовыми кранами грузоподъемностью 125/20 тонн, имеет три ремонтные площадки: у постоянного торца, между энергоблоками № 4-5 и у временного торца.

В пролете деаэраторной этажерки расположены растопочные расширители, три пароэжекторные установки, деаэраторы, паропроводы собственных нужд 13 ата, с редукционно-охладительными установками, питательные трубопроводы, паропроводы острого пара и промперегрева с импульсно-предохранительными устройствами, вспомогательные трубопроводы тепловых схем энергоблоков.

На отметке 15м этажерки расположены кондиционеры с воздуховодами блочных щитов управления (БЩУ) и вспомогательных помещений для эксплуатационного и ремонтного персонала ГРЭС.

На отметке 9,6м между каждыми двумя энергоблоками расположены БЩУ (один на два блока), между блоками № 6 и № 7 расположен объединенный щит управления теплосети (ОЩУ). На отметке 2,7м этажерки расположены блочные обессоливающие установки (БОУ), объединенные узлы кислотной промывки и регенерации фильтров БОУ.

На отметке 0,6м размещены две экспресс-лаборатории химического контроля.

Аэрация главного корпуса выполнена приточно-вытяжной.

Приток свежего воздуха осуществляется в зависимости от температуры наружнего воздуха через:

- фрамуги световых проемов ряда «А» на отм. 10,5м;

- фрамуги световых проемов ряда «Б» на отм. 30,0м;

- фрамуги аэрационного фонаря;

- калориферы, встроенные в стены рядов «А» и «Г».

Для обеспечения постоянного организованного подсоса воздуха в главный корпус по указанным направлениям всасы дутьевых вентиляторов энергоблоков выполнены из-под балок подкрановых путей ряда «Г» котельного отделения.

2.2 Описание котлоагрегата ТГМП-314

Прямоточный котел типа ТГМП-314 спроектирован и изготовлен Таганрогским котельным заводом, рассчитан на сжигание мазута и природного газа и предназначен для работы в блоке с паровой турбиной К-300-240 ЛМЗ мощностью 300 МВт. Котлоагрегат выполнен однокорпусным в П-образной компоновке с вынесенными из-под котла РВП, размещенными вне здания главного корпуса.

Основные данные по котлоагрегату ТГМП-314:

паропроизводительность 1000 т/час;

давление острого пара 255 кгс/см2;

температура острого пара.545°С;

расход вторичного пара 780 т/час;

давление вторичного пара на входе в КПП НД 41,5 кгс/см2;

давление вторичного пара на выходе из КПП НД 39 кгс/см2;

температура вторичного пара на входе в КППНД 310°С;

температура вторичного пара на выходе из КПП НД 545°С;

температура питательной воды 270°С;

температура горячего воздуха 300°С;

часовой расход топлива: мазута 69900 кг/час;

газа 76100 нм3/ час;

расчетный КПД при работе на мазуте 93,71%;

на газе 94,03%.

Тепловое напряжение топочного объема при сжигании:

мазута 167*103 ккал/(часм3);

газа 163000 ккал/(часм3);

ширина котла по осям колонн 18600мм;

глубина котла по осям колонн 23600мм;

высота котла по каркасу 42000мм;

размер топки в плане 173708660мм.

Котлоагрегат включает поверхности нагрева:

водяной экономайзер 3960м2;

подъемные грубы конвективной шахты 537м2;

радиационные экраны топочной камеры 1719м2;

фронтовой и потолочный экраны 293м2;

экраны поворотной камеры 274м2;

ширмы I и II ступеней 1470м2;

КП СКД 2020м2;

КП НД-I 8600м2;

КП НД-II 3690м2;

РВП: горячая часть 115900м2;

холодная часть 24400м2.

Топочная камера оборудована 16 вихревыми газомазутными горелками ХФ ЦКБ-ВТИ-ТКЗ на фронтовой и задней степах. Производительность горелки по мазуту 4350 кг/ч, по газу 4800 м3/ч при нормальных физических условиях. Распыливание мазута осуществляется паромеханическими форсунками «Факел».

Рециркуляция газов, являющаяся основным средством регулирования температуры вторичного перегретого пара, имеет целью также снижение тепловых нагрузок на экраны НРЧ. Отбираемые за водяным экономайзером газы могут подаваться в сопла, расположенные в поду топочной камеры, и в периферийные каналы горелок двумя дымососами рециркуляции ГД-20У производительностью по 230-103 м3/ч с полным давлением 414 кгс/м2.

Два регенеративных воздухоподогревателя РВП-98, устанавливаемых вне здания котельной, обеспечивают заданный подогрев воздуха при номинальной нагрузке.

Котлоагрегат оснащается двумя дутьевыми вентиляторами ВДН-28, 6-П производительностью 532*103 м3/ч при полном давлении 435 кгс/м2 и двумя дымососами ДО-31,5 производительностью по 870*103 м3/ч при полном давлении 388 кгс/м2.

Весь первичный пароводяной тракт от входа питательной воды до выхода первичного пара разбит на два самостоятельно регулируемых потока, расположенных в левой (поток А) и правой (поток Б) половинах котла, без перебросов в промежуточных точках. Полное перемешивание среды осуществляется в 8 точках тракта.

Среда последовательно проходит следующие поверхности нагрева: водяной экономайзер - НРЧ - подвесная система конвективной шахты - СРЧ - ВРЧ - фронтовой экран - потолочный экран - экран поворотной камеры - ширмы 1 ступени - ширмы II ступени - первичный конвективный пароперегреватель (КПП СКД).

Промежуточный пароперегреватель состоит из двух конвективных ступеней низкого давления (КПП НД I ступени и КПП НД II ступени), между ними установлены пароохладители аварийного впрыска.

Для защиты поверхностей нагрева и регулирования температуры первичного пара предусмотрены два впрыска: впрыск I - перед ширмами I ступени и впрыск II - перед КПП СКД.

НРЧ выполнена из подвесных панелей, четыре потока НРЧ соединены не обогреваемыми опускными трубами последовательно. Каждый поток разделен на два подпотока, занимающих соответственно половину фронтового (заднего) экрана и прилегающую к ней половину бокового экрана.

Подовый экран составляет одно целое с фронтовым или задним экраном НРЧ. Конструктивно две панели (по 41 змеевику каждая) объединены одним входным (раздающим) горизонтальным коллектором. Оба выходных коллектора вертикальные.

Двухступенчатый ширмовый пароперегреватель имеет в каждой ступени одного потока десять горизонтальных ширм, подвешенных к каркасу котла на подвесных трубах. После ширм I ступени осуществляется перемешивание среды в пределах полупотока (пять ширм) и переброс полупотоков от средней четверти газохода к крайней и наоборот.

Последней ступенью первичного пароперегревателя является конвективный пакет, выполненный по схеме «прямотока» и расположенный в опускном газоходе первым по ходу газов.

Промежуточный пароперегреватель выполнен по схеме «противоток». Змеевики его I ступени имеют неодинаковую длину: от входных коллекторов, расположенных в центре конвективной шахты,- 78,68м, от крайних коллекторов - 92,68м.

2.3 Турбоагрегат

2.3.1 Общее описание

Турбина К-300-240 ЛМЗ паровая, конденсационная, с промперегревом, одновальная, трехцилиндровая предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВ-320-2. Номинальная мощность 300 МВт число оборотов 3000 об/мин. Давление свежего пара 240 кг/см2, температура пара 540С, давление в конденсаторе при расчетном режиме 0,035 ата, температура охлаждающей воды 12С, расход охлаждающей воды 36000 м3/час. Номинальный расход пара при температуре питательной воды 270С составляет 930 т/ч (максимальный - 975 т/ч). Удельный расход тепла на турбину 1925 ккал/кВт ч. Внутренний относительный КПД составляет: ЦВД - 80%; ЦСД - 91%; ЦНД - 80%.

КПД турбины брутто - 45,1%. Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в ПНД, деаэраторе 7 ата и ПВД до расчетной температуры 270С. Турбина имеет 39 ступеней давления, из них: 12 ступеней ЦВД, 12 ступеней ЦСД и 15 ступеней ЦНД (5 ступеней на одном роторе с ЦСД и по 5 ступеней в двухпоточном ЦНД).

Турбина имеет три выхлопа в конденсатор, из которых один выхлоп в ЦСД и два в ЦНД. Общий вес турбины 690 т. Вес ротора цилиндра высокого давления 9324 кг, ротора цилиндра среднего давления - 29300 кг, ротора цилиндра низкого давления - 32060 кг. Общая длина турбины - 21300 мм, длина ротора высокого давления - 5022 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам 1074 мм. Длина ротора среднего давления 6872 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам 3440 мм. Длина ротора низкого давления - 5860 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам - 3440мм. Высота турбины от пола машинного зала до верхней точки ЦНД - 4044 мм. Часть высокого давления выполнена из двух корпусов - наружного и внутреннего. Наружный корпус литой из стали 20ХМФЛ, внутренний - литой из стали Х11МФБ с приваренными сопловыми коробками. Оба корпуса имеют горизонтальный разъем, ЦВД имеет 12 ступеней, из которых первая - одновенечная регулирующая ступень и 5 ступеней давления расположены в наружном корпусе, образуя правый поток пара. Пройдя левый поток ЦВД, пар, с давлением 96,8 ата в расчетном режиме и температурой 410°С омывает внутренний корпус с наружной стороны и направляется в правый поток. Такое движение пара выполнено для охлаждения корпуса и паровпускных штуцеров, а также лучшего прогрева наружного корпуса. После ЦВД пар с параметрами Р=41,5 кгс/см2 и t=310С направляется на промперегрев по двум паропроводам 465х16 из стали 20. Ротор высокого давления цельнокованый, гибкий из стали Р2 с критическим числом оборотов 1700 об/мин, имеет 12 дисков с рабочими лопатками.

Диафрагмы ЦВД сварены из стали 15Х11МФ6. Рабочие лопатки с 1 по 6 ступень ротора изготовлены из стали 15Х11МФ, с 7 по 12 ступени - из стали 2Х13. Мощность, развиваемая ЦВД составляет 96100 кВт. После промперегрева пар по четырем трубопроводам 426х17 из стали 12Х11МФ через задвижки ППГ энергоблоков 1 - 4 или по двум трубопроводам 630х40 из стали 15Х1МФ энергоблоков 5 - 8 через два разгруженных отсечных и два регулирующих клапана ЦСД направляется в часть среднего давления. От трубопроводов горячего промперегрева перед отсечными клапанами имеются отводы к двум сбросным клапанам, расположенным по обе стороны турбины и предназначенных для выпуска пара из системы промперегрева в конденсатор при отключении турбины. Отсечные и регулирующие клапаны ЦСД расположены попарно в паровых коробках по обе стороны турбины и присоединены к нижней половине ЦСД фланцевыми соединениями. Корпус части среднего давления состоит из трех частей: передняя часть - литая из стали 15Х11МФ, средняя часть - литая из стали 20, выхлопная часть - сварной конструкции из листовой углеродистой стали.

Ротор среднего давления изготовлен из стали Р2 и имеет 12 дисков, откованных заодно с валом и 5 насадных дисков частей низкого давления.

Ротор гибкий с критическим числом оборотов 1620 об/мин. Роторы высокого и среднего давлений соединяются жесткой муфтой и имеют общий подшипник №2. Диафрагмы ЦСД с 13 по 23 ступень сварной конструкции, с 24 по 29 ступень - чугунные с направляющими лопатками, залитыми в тело диафрагмы. Рабочие лопатки с 13 по 28 ступени изготовлены из стали 2Х13, а 29-я ступень из стали 15Х11МФ. Высота лопатки последней ступени - 960 мм. Мощность, развиваемая ЦСД - 120920 кВт.

Цилиндр низкого давления (ЦНД) выполнен двухпоточным, по пять ступеней давления в каждом потоке, состоит из двух выхлопных частей и средней части.

Перепуск пара из ЦСД в ЦНД производится двумя трубами 1050 мм расположенными на уровне пола машинного зала по обе стороны турбины. Пар, пройдя оба потока ЦНД, поступает в конденсатор турбины который присоединен к выхлопным патрубкам ЦСД и ЦНД сваркой. Средняя часть ЦНД состоит из наружной и внутренней частей. Первые четыре диафрагмы ЦНД обоих потоков расположены во внутреннем корпусе средней части ЦНД. Диафрагмы последних ступеней потоков закреплены в наружном корпусе. Мощность, развиваемая ЦНД - 82920 кВт. Ротор низкого давления состоит из вала (сталь Р2) на который насажены 10 дисков из стали 34Х (по 5 на каждый поток).

Ротор гибкий с критическим числом оборотов 1873 об/мин. Роторы среднего и низкого давлений соединены между собой полугибкой муфтой. Роторы низкого давления и генератор соединены жесткой муфтой.

Диафрагмы ЦНД чугунные с направляющими лопатками, залитыми в тело диафрагмы. Рабочие лопатки ЦНД изготовлены из стали 15Х11МФ.

Ротор турбины вращается по часовой стрелке если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника и снабжен валоповоротным устройством. Валопровод турбоагрегата опирается на девять опорных подшипников скольжения (включая роторы генератора и возбудителя) с принудительной смазкой маслом ТП-22, насосами с независимым трубопроводом от двух источников турбины оборудован аккумуляторным баком, а подшипники генератора и возбудителя общим выносным аккумуляторным баком масла, необходимых для обеспечения смазки подшипников валопровода при отключении всех насосов смазки, на время выбега ротора турбоагрегата. Упорный подшипник представляет собой две плоскости, собранные из 20 сегментов колодок, опирающихся на корпус подшипника и заключенных между бухтами вала турбины, одна из которых (сторона ЦСД) рабочая, другая (сторона ЦВД) - установочная. Колодки упорного подшипника фиксируют положение валопровода относительно корпусов турбины. Осевые усилия на валопровод турбоагрегата компенсируются:

- в ЦВД - последовательным изменением направления потока пара;

- в ЦСД - на роторе выполнен разгрузочный диск в сопловой камере 13 ступени;

- в ЦНД - путем симметричного разделения потока пара.

Небаланс усилий роторов турбоагрегата воспринимают колодки упорного подшипника. Расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника и незначительно в сторону генератора. Фикспункт турбины расположен на оси боковых рам задней части ЦНД и определяется пересечением осей поперечных и продольных шпонок. Абсолютное расширение ЦСД - 1720 мм, всей турбины - 3236 мм. Для исключения выбивания пара по валу турбины спереди ЦВД, ЦСД и сзади ЦНД, исключения подсоса воздуха по валу в конденсатор турбины сзади ЦСД и обеих сторон ЦНД, турбина имеет кольцевые уплотнения. Уплотнения гребенчатого типа с промежуточными камерами. Камеры передних уплотнений ЦВД, ЦСД соединены с отборами турбины: первые с III, вторые - с IV, третьи - с VIII. Первая камера задних уплотнений ЦВД соединена с IV отбором, вторая - с коллектором уплотнений, третья - с VII отбором. В первые камеры задних уплотнений ЦСД и уплотнений ЦНД подается пар с коллектора уплотнений через влагоотделитель с давлением 0,10,3кгс/см2. Из крайних камер уплотнений цилиндров паровоздушная смесь отсасывается в сальниковый подогреватель ПС-115. Отсос воздуха с ПС-115 осуществляется в сбросные водоводы основных эжекторов турбины и на хозяйственный эжектор.

Турбина имеет сопловое парораспределение с семью отдельно стоящими регулирующими клапанами. Два стопорных клапана Ду-120 выполнены разгруженными. Разгрузка производится штоком. Регулирующие клапаны - неразгруженные, выполнены заодно со штоком. Три сопловых коробки из четырех обслуживаются каждая одним клапаном Ду-75 и одним клапаном Ду-120. Четвертая сопловая коробка обслуживается клапаном Ду-120. Подвод пара к ЦВД осуществляется по четырем паровпускным штуцерам с внутренним диаметром 180 мм. Стопорные и регулирующие клапана ЦСД разгружены (Ду-410 мм). Турбина снабжена системой автоматического регулирования, обеспечивающей необходимое воздействие на регулирующие клапаны турбины. Регулирование по скорости осуществляется бесшарнирным регулятором скорости с приводом через шлицевую муфту от вала турбины. Регулятор скорости через блок золотников (ЗРС) воздействует на промежуточный золотник, последний управляет индивидуальными сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД, ЦСД и сбросных клапанов. При пуске, синхронизации и работе под нагрузкой имеется возможность управлять блоками ЗРС по месту, от руки, с помощью маховика и дистанционного БЩУ; воздействием на золотники управления (ЗУПР) производится последовательное введение золотников регулятора безопасности, открытие сервомоторов автоматических затворов ЦВД, ЦСД, закрытие сервомоторов сбросных клапанов и открытие сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД. При синхронизации ЗУПРа, осуществляется изменение числа оборотов, а при работе в сети - изменение нагрузки генератора. В системе автоматического регулирования кроме управления регулятором скорости введено воздействие от нагрузки турбины и от давления пара в промперегреве через электроприставку на электрогидравлический преобразователь (ЭГП), который, в свою очередь, действует на регулятор скорости как промежуточный золотник (далее на регулирующие клапаны ЦВД и ЦСД). При регулировании с отключенной электроприставкой местная статическая неравномерность при нагрузках, больших 40% от номинальной, равна 4%, при меньших нагрузках, она для улучшения устойчивости сделана 10,4%. При включении электроприставки местная статическая неравномерность практически равна 4% во всем диапазоне нагрузок. Степень нечувствительности по частоте вращения не более 0,3%.

Турбина снабжена ограничителем мощности (ОМ), используемым для ограничения степени открытия регулирующих клапанов. Воздействовать на ОМ можно вручную по месту или дистанционно с БЩУ. ОМ представляет собой упор, подводящийся под буртик буксы промзолотника и препятствующий перемещению буксы вниз в сторону открытия регулирующих клапанов. При положении «0» по шкале ограничитель мощности выведен.

Турбина снабжена системой защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путем закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД в следующих случаях:

- при повышении числа оборотов турбины на 10-12% сверх номинального от действия центробежных выключателей;

- в случае отказа в работе обоих центробежных выключателей срабатывает дополнительная защита от разгона при повышении числа оборотов на 14% сверх номинального;

- при срабатывании электромагнитного выключателя от блочных защит, защит котла, турбины.

2.3.2 Парораспределение и регулирование турбины

ЦВД турбины имеет сопловое парораспределение с семью отдельно стоящими регулирующими клапанами. Подвод пара к ЦВД осуществляется по четырем паровпускным штуцерам с внутренним диаметром 180 мм. Турбина снабжена системой автоматического регулирования, обеспечивающей необходимое воздействие на регулирующие клапаны турбины. Регулирование скорости вращения осуществляется бесшарнирным регулятором скорости с приводом через шлицевую муфту от вала турбины. Регулятор скорости через блок золотников регулятора скорости (блок 3РС) воздействует на промежуточный золотник, последний управляет индивидуальными сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД, ЦСД и сбросных клапанов.

При пуске, синхронизации и работе под нагрузкой имеется возможность управлять блоком 3РС по месту вручную с помощью маховика и дистанционно - с БЩУ. Воздействие на золотник управления положением регулятора скорости (ЗУПР) производят последовательно: взведение золотников регулятора безопасности, открытие сервомоторов автоматических затворов ЦВД, ЦСД, закрытие сервомоторов сбросных клапанов и открытие сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД. При синхронизации воздействием на ЗУПР изменяется число оборотов ротора, а при работе в сети - изменение нагрузки генератора. В системе автоматического регулирования, кроме управления регулятором скорости, введено воздействие от нагрузки турбины и от давления пара в промперегреве через электроприставку на электрогидравлический преобразователь (ЭГП), который действует, как и регулятор скорости, на промежуточный золотник, а далее на регулирующие клапаны ЦВД и ЦСД.

Турбина снабжена ограничителем мощности (ОМ), используемым для ограничения степени открытия регулирующих клапанов. Регулирование турбины снабжено системой защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путем закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД в следующих случаях:

- при повышении числа оборотов турбины на 10-12% сверх номинальных от действия центробежных выключателей;

- при отказе в работе обоих центробежных выключателей срабатывает дополнительная защита от разгона при повышении числа оборотов на 14% сверх номинальных;

- при срабатывании электромагнитного выключателя от защит энергоблока, турбоагрегата, котлоагрегата;

- при воздействии на кнопку ручного при отключения турбины.

2.4 Генератор ТВВ-320-2

2.4.1 Общее описание

Турбогенератор ТВВ-320-2 представляет собой синхронный генератор трехфазного тока с водородно-водяным охлаждением. Сталь ротора и статора, обмотка ротора охлаждаются водородом, а обмотка статора генератора охлаждается дистиллированной водой. Нагретый водород охлаждается в четырех встроенных в корпус генератора газоохладителях. Циркуляция водорода обеспечивается двумя вентиляторами, смонтированными на роторе генератора. Через газоохладители прокачивается дистиллят насосами газоохладителей (НГО).

Корпус статора генератора сварной, газонепроницаемый, состоит из трех частей: центральной, в которой собрана активная сталь статора и двух торцевых частей, в которых смонтированы выводы статорной обмотки, газоохладители и уплотняющие подшипники.

Обмотка статора трехфазная, двухслойная. Охлаждение обмотки статора осуществляется подачей дистиллята в полые стержни обмотки по замкнутому контуру.

Основные технические данные:

Номинальная мощность 300МВт;

Длительная допустимая мощность 300МВт;

Скорость вращения 3000об/мин;

Критическая скорость вращения 965 и 2650 об/мин;

К.П.Д. 98,7%.

2.4.2 Система охлаждения статора генератора

Охлаждение обмотки статора генератора осуществляется циркуляцией дистиллята по контуру: водяной вакуумный бак, насосы охлаждения статора (НОС), теплообменники, фильтры, расходомерная шайба, полые проводники обмотки статора, вакуумный бак. Утечки из системы восполняются от БЗК или линии основного конденсата через регулятор.

Для подвода и отвода охлаждающей воды в генераторе со стороны турбины установлены два кольцевых коллектора со штуцерами, соединенных фторопластовыми шлангами со стержнями обмотки. Число шлангов соответствует число пазов генератора (54 паза).

Для удаления воздуха из системы во время ее заполнения и контроля появления водорода из верхних точек кольцевых коллекторов выведены контрольные трубки под фонарь, через которые должен быть постоянный проток воды.

Для удаления неконденсирующихся газов и исключения скопления водорода в вакуумном баке поддерживается разрежением 0,1-0,2 кгс/см2 эжектором ПС-115.

Вакуумный бак оборудован сигнализаторами верхнего и нижнего предельных уровней. Заполнение системы производится обессоленной водой с удельным сопротивлением не менее 200000 Ом/см. Для постоянного контроля за удельным сопротивлением дистиллята, которое прямо пропорционально солесодержанию, установлен солемер, сигнализирующий на БЩУ о снижении удельного сопротивления до 150000 Ом/см.

Дистиллят прокачивается одним из двух насосов типа КСМ-50, производительностью 50 м3/час, с напором 75 м.в.ст. Резервный насос включается автоматически при снижении давления и по отключению работающего насоса.

На входе в обмотку статора давление воды должно быть 3+0,5 кгс/см2 при расходе 36 т/час. Контроль за температурой дистиллята осуществляется термометрами сопротивления с выводом показаний и сигнала о повышении температуры на входе до 40°С на панели температурного контроля и БЩУ.

Для контроля расхода дистиллята установлены два расходомера, от которых задействованы:

- технологическая сигнализация при снижении расхода до 26 м3/час;

- защита генератора от обоих приборов, отключающая его при снижении расхода до 18 м3/час с выдержкой времени 3 минуты.

3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА З00 МВт

3.1 Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины

Турбина паровая конденсационная, без регулируемых отборов пара, с одним промперегревом и номинальной мощностью 300 МВт при 3000 об/мин, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока.

Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды, в ней предусмотрен также отбор на турбопривод питательного насоса типа ОК.

Таблица 3.1 - Основные показатели турбины К-300-240 ЛМЗ

Турбина имеет 8 отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе, в подогревателях высокого давления и для питания приводной турбинки главного питательного насоса. Отработавший пар из турбопривода частично возвращается в турбину и частично отводится в систему регенерации.

Таблица 3.2

Рис. 3.1 - Принципиальная тепловая схема блока 300 МВт (с турбиной К-300-240 ЛМЗ)

В турбине предусмотрен отбор пара на сетевые подогреватели для покрытия теплофикационных нужд. Отбор на сетевой подогреватель из линии отбора на ПНД №4.

3.2 Построение процесса

Примем потерю давления в устройствах парораспределения цилиндров:

;

;

;

В таком случае давления на входе в цилиндры (за регулирующими клапанами) составят:

;

;

;

Процесс в h,s-диаграмме изображён на рис. 3.2. На процессе нанесены необходимые значения давлений, температур, энтальпий и энтропий.

Примечание: На всех рисунках значения температур указаны в градусах Цельсия (°С), давлений - в МПа, энтальпий - в кДж/кг, энтропий в кДж/(кг·°С).

3.3 Баланс пара и питательной воды

Для того, чтобы рассчитать ПВД с целью определить расходы пара на них, в начале необходимо определить поток питательной воды, который проходит через ПВД. Определение расходов питательной воды начинается с определения расходов пара.

При определении расхода пара из котла в относительных величинах необходимо учесть, что между котлом и турбиной часть пара теряется за счет протечек этого пара через штоки клапанов.

Принимаем расход пара на турбину известной величиной с обозначением D0.

Расход пара на утечки примем DокУТ=0,008D0.

Расход пара на концевые уплотнения примем DКУ=0,005D0.

Расход пара на основные эжекторы примем DЭж=0, т.к. для данного энергоблока используются водяные эжекторы.

Тогда расход пара из котла составит:

DК= D0 + DокУТ + DКУ + DЭж=(1+0,008+0,005+0)D0=1,013D0.

Количество добавочной воды должно компенсировать утечки в цикле DокУТ и утечки в тепловой сети DтсУТ. Утечки в тепловой сети (при закрытой системе теплоснабжения) составляют 1%. Определим их величину.

,

где Qб=10 Гкал/час (11,63 МВт) - нагрузка тепловой сети (по заданию), СВ=4,19 кДж/(кг·°С) - теплоёмкость воды, tпр и tобр - температуры прямой и обратной сетевой воды (130°С и 70°С соответственно).

;

Следовательно,

DтсУТ=0,01WСВ=0,4626 кг/с.

Количество добавочной воды

Dдоб = DокУТ + DтсУТ = 0,008D0+0,4626 кг/с.

Рис. 3.2 - Процесс работы пара в главной турбине и турбоприводе

3.4 Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС

Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:

Определение параметров зависит от конструкции подогревателей. В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные. По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры. Повышением энтальпии в КН-I и КН-II пренебрегаем

0,00343 МПа, 26,35°С, 110,28 кДж/кг.

Подогрев воды в сальниковом подогревателе (ПС +ЭП) принимаем равным 3°С

29,35°С, 122,94 кДж/кг.

ПНД-1. Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

МПа;

60,13 °С, 251,61 кДж/кг;

°С, 4,19·57,13=239,2 кДж/кг.

ПНД-2. Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

95,52 °С, 399,9 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2841,9 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 264,3 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 387,4 кДж/кг.

ПНД-3

Питается паром из VI отбора.

Давление греющего пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

124,85 °С, 524 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2739,7 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 412,5 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 510,19 кДж/кг.

ПНД-4

Питается паром из V отбора. В охладитель дренажа сбрасывается конденсат греющего пара сетевой подогревательной установки.

Давление греющего пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

150,7 °С, 635,2кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2777,3 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 535,31 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 618,42 кДж/кг.

Основной деаэратор Д-10

Питается паром из IV отбора.

МПа;

181,3 °С, 768,8 кДж/кг; 2778,13 кДж/кг; 2009,3 кДж/кг.

Питательный насос

КПД насоса примем 0,84, давление нагнетания 32,0 МПа.

При давлении в деаэраторе и установке его на высоте 25 м, а также принимая потери в трубопроводе МПа, имеем давление на всасе насоса:

МПа.

Среднее давление воды в насосе:

МПа.

Средний удельный объём воды в насосе:

м3/кг.

Повышение энтальпии в насосе составит:

кДж/кг.

Энтальпия после ПН:

кДж/кг;> °С.

ПВД-6

Включён по схеме Виолен.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

200,5 °С, 854,5 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2463,1 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 844 кДж/кг.

Принимаем потерю давления в тракте питательной воды от питательного насоса до точки за собственно подогревателем 0,5 МПа, а потери давления в ПВД-7 и ПВД-8 также по 0,5 МПа. В таком случае, давление питательной воды перед ПВД-7 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 854,89 кДж/кг.

ПВД-7. Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

253,31 °С, 1101,9 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2841,9 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 880,8 кДж/кг.

Давление питательной воды перед ПВД-8 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 1089,94 кДж/кг.

ПВД-8

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

281,2 °С, 1243,5 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2836,4 кДж/кг.

Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 10°С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 1164,3 кДж/кг.

Давление питательной воды после ПВД-8 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 1221,4 кДж/кг.

3.5 Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС

3.5.1 Расчёт ПВД

Для всех регенеративных поверхностей, учитываемых в настоящем расчёте, коэффициент рассеивания тепла примем равным К=1,01.

1) Составляем уравнение теплового баланса для участка 1:

2) Составляем уравнение теплового баланса для участка 2

3) Составляем уравнение теплового баланса для участка 3:

Подставим известные значения в эти уравнения:

Решая систему уравнений (1), (2) и (3) получим:

D1=0,070474 D, D2=0,106743 D, D3=0,044807 D.

Проверка расчёта ПВД. Выполняется путём определения подогрева питательной воды в ОП-7. Решим уравнение теплового баланса ОП-7.

;

;

1102,72 кДж/кг >258°С (при р ПВ7=31 МПа).

Расчёт ПО-8

;

;

1236,3 кДж/кг >281,4°С (при рПВ8=30,5 МПа).

Расчёт ВПО (выносной пароохладитель)

;

;

1273кДж/кг >289°С.

Проверка правильности вышеприведенных расчетов:

Проверка:

Аналогично:

Вывод: погрешность расчетов оказалась меньше допустимой (0,5%).

Рис. 3.3

Расчёт турбопривода питательного насоса

Определим расход пара на противодавленческую приводную турбину.

; где 0,98 - механический КПД привода,

0,84 - КПД насоса, кДж/кг - действительный теплоперепад в приводной турбине (см. процесс в h,s-диаграмме). Расчет подогревателя сетевой воды

Сначала рассчитаем ПНД с ОП, СП, ОД, т.е. ПНД-2,3,4 и деаэратор:

Рис. 3.4

Бойлерная состоит из основного и пикового бойлеров, которые питаются из 6 и 4 отборов турбины. Давление перед регулирующими клапанами пикового бойлера составляет:

Определим давление и температуру в корпусе пикового бойлера:

Определим давление и температуру в корпусе основного бойлера:

Определим расход сетевой воды через бойлерную:

или:

Определим параметры дренажей бойлеров:

Определим энтальпию сетевой воды прямой и обратной магистрали, а также энтальпию за основным бойлером:

Определим расход пара, необходимый для обеспечения требуемой нагрузки бойлерной:

Запишем уравнение теплового баланса для ОБ и ПБ:

1)

2)

Решаем уравнения 1-2:

1)

2)

Расчет ПНД и деаэратора

Сначала рассчитаем ПНД с ОП, СП, ОД, т.е. ПНД-2,3,4 и деаэратор:

В ходе подстановки значений получим:

В ходе решения уравнения получим:

Примечание: все значения расходов в кг/c!

Расчет ПНД-1:

;

;

кг/с.

Рис. 3.5 - Расчетная схема ПНД и деаэратора

Энергетическое уравнение мощности и его решение

При принятых единицах измерения рабочего тела в кг/с имеем:

.

dэ - удельный расход пара на энерговыработку.

0,996, 0,988 - КПД механический и генератора соответственно;

кДж/кг.

.

Определим коэффициенты недовыработки мощности по отборам.

.

,

,

D=259,08кг/с=932,7 т/ч

Сведём все расходы в таблицу.

Проверка расчёта

В конденсатор со стороны турбины поступает количество пара, равное

кг/с.

·10-3 (МВт).

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3(МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

(МВт);

МВт.

Невязка расчёта составляет:

.

Вывод: все потоки рабочего тела в ПТС учтены правильно.

Определение энергетических показателей

Удельный расход пара на турбину.

.

Полный расход теплоты на ПТУ.

Расход теплоты на выработку электроэнергии.

.

Абсолютный электрический КПД.

КПД турбоагрегата на выработку электроэнергии на турбоагрегате:

Расход тепла на паровой котел:

КПД транспорта теплоты:

Расход тепла на выработку электроэнергии на станции:

КПД по выработке электроэнергии:

С учетом собственного расхода электроэнергии в размере 3% мощности ТГ КПД электростанции нетто:

КПД по отпуску тепловой энергии (брутто):

где т=0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей

Удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии:

Удельный расход тепла на выработку кВт.ч энергии:

Расчет и выбор вспомогательного оборудования

Выбор подогревателей схемы регенерации.

Регенеративные подогреватели входят в комплект турбины:

ПНД №1: ПН-400-26-ОП-I нж

ПНД №2: ПН-400-26-7-II ус

ПНД №3: ПН-400-26-7-III нж

ПНД №4: ПН-400-26-7-IV нж