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

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

Размещено на http // www . allbest . ru /

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Принципиальная тепловая схема

ПГ - Парогенератор;

ЦВД - Цилиндр высокого давления;

ЦСД - Цилиндр среднего давления;

ЦНД - Цилиндр низкого давления;

К-Р - Конденсатор;

КН - Конденсатный насос;

СП - Сальниковый подогреватель;

П1,П2,П3 - Поверхностные подогреватели высокого давления;

П4 (ДПВ) - Деаэратор питательной воды;

П5,П6 - Поверхностные подогреватели низкого давления;

П7,П8 - Смешивающие подогреватели низкого давления;

ПН - Питательный насос;

БН - Бустерный насос;

ПЕ - Перегретый пар;

П/П - Промышленный перегрев;

БОУ - Блочная обессоливающая установка;

РД - Регулятор давления.

Описание принципиальной тепловой

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

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

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

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

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

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

Для вывода солей из цикла предусмотрена конденсатоочистка БОУ.

Распределение регенеративного подогрева по ступеням.

Исходные данные

1. Давление свежего пара

2. Температура свежего пара

3. Давление после пароперегревателя

4. Температура после пароперегревателя

5. Температура пит. воды за подогревателем

6. Величина потерь в трубопроводах

7. Гидравлическое сопротивление ПВД

8. Давление в деаэраторе

9. Конечное давление в конденсаторе

10. КПД части высокого давления

11. КПД ЧСД

12. КПД ЧНД

14. КПД питательного насоса

15. Механическое КПД ТП

14. Величина недогрева ПВД

15. Величина недогрева ПНД

16. Подогрев деаэратора

17. Подогрев воды в сальниковом подогревателе

18. Давление конденсатное ТП

19. Коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду

20. Потери пара и воды энергоблока

21. Относительный расход пара в голову турбины

22. Расход добавочной воды

1. Расчёт параметров пара во втором подогревателе

1.1 Энтальпия свежего пара (определяем по P0 и t0)

1.2 Энтропия свежего пара (определяем по P0 и t0)

1.3 Давление пара в отборе

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

1.5 Располагаемый теплоперепад

1.6 Используемый теплоперепад

1.7 Энтальпия пара в отборе

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

1.9 Давление пара в подогревателе

1.10 Температура насыщения пара в подогревателе (определяем по PН2)

1.11 Энтальпия насыщения пара в подогревателе (определяем по PН2)

1.12 Температура воды за подогревателем

1.13 Давление на выходе питательного насоса

1.14 Давление питательной воды за ПВД

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

2. Расчёт параметров пара в первом подогревателе

2.1 Температура насыщения пара в подогревателе

2.2 Давление насыщения пара в подогревателе (определяем по tН1)

2.3 Энтальпия насыщения пара в подогревателе (определяем по tН1)

2.4 Давление пара в отборе

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

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

3. Расчёт параметров питательной воды

3.1 Энтальпия питательной воды (определяем по РПВ и tПВ)

3.2 Удельный объём питательной воды (определяем по PД)

4. Расчёт изменения энтальпии в питательном насосе

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

4.2 Задаёмся подогревом воды в питательном насосе

4.3 Энтальпия ПН на выходе

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

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

4.6 Средний удельный объём

4.7 Подогрев воды в питательном насосе

5. Распределение подогрева питательной воды между ПВД2 и ПВД3

5.1 Из условий оптимального распределения подогрева принимаем, что

Решая данную систему уравнений, получаем

5.2 Подогрев воды в ПВД3

5.3 Подогрев воды в ПВД2

6. Расчёт параметров пара в третьем подогревателе

6.1 Энтальпия воды за подогревателем

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

6.3 Температура насыщения в подогревателе

6.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН3)

6.5 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН3)

6.6 Давление пара в отборе

7. Расчёт параметров пара в четвёртом подогревателе

7.1 Давление пара в отборе

8. Расчёт параметров основного конденсата

8.1 Температура в деаэраторе (определяем по PД)

8.2 Подогрев деаэратора

8.3 Температура воды за деаэратором

8.4 Давление основного конденсата

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

9. Расчёт параметров воды после ПНД

9.1 Энтальпия на выходе конденсатора (определяем по PК)

9.2 Энтальпия за сальниковым подогревателем

9.3 Количество ПНД

Предполагаем, что подогрев в ПНД равномерный.

9.4 Подогрев воды в ПНД

9.5 Энтальпия воды за восьмым подогревателем

9.6 Энтальпия воды за седьмым подогревателем

9.7 Энтальпия воды за шестым подогревателем

9.8 Энтальпия воды за пятым подогревателем

10. Расчёт параметров пара в пятом подогревателе

10.1 Температура насыщения в подогревателе

10.2 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН5)

10.3 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН5)

10.4 Давление пара в отборе

11. Расчёт параметров пара в шестом подогревателе

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

11.2 Температура насыщения в подогревателе

11.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН6)

11.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН6)

11.5 Давление пара в отборе

12. Расчёт параметров пара в седьмом подогревателе

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

12.2 Температура насыщения в подогревателе

12.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН7)

12.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН7)

12.5 Давление пара в отборе

13. Расчёт параметров пара в восьмом подогревателе

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

13.2 Температура насыщения в подогревателе

13.3 Энтальпия насыщения в подогревателе (определяем по tН8)

13.4 Давление насыщения в подогревателе (определяем по tН8)

13.5 Давление пара в отборе

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

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

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

14.3 Энтальпия изоэнтропная (определяем по P3 и sПП)

14.4 Энтальпия пара в отборе

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

14.6 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р4 и sПП)

14.7 Энтальпия пара в отборе

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

14.9 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р5 и sПП)

14.10 Энтальпия пара в отборе

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

14.12 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р6 и sПП)

14.13 Энтальпия пара в отборе

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

14.15 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р7 и sПП)

14.16 Энтальпия пара в отборе

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

14.18 Энтальпия изоэнтропная (определяем по Р8 и sПП)

14.19 Энтальпия пара в отборе

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

Построение процесса в h-s диаграмме

15. Расчёт теплоперепада ЧСД

15.1 Располагаемый теплоперепад

15.2 Используемый теплоперепад

16. Расчёт теплоперепада ЧНД

16.1 Давление в 6М отборе

16.2 Температура в 6М отборе

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

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

16.5 Энтальпия изоэнтропная конденсатная (определяем по PК и s6)

16.6 Располагаемый теплоперепад

16.7 Используемый теплоперепад

16.8 Энтальпия в конденсаторе

16.9 Температура в конденсаторе (определяем по PК)

17. Расчёт теплоперепада турбопривода

17.1 Давление в 3М отборе

17.2 Температура в 3М отборе

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

Принимаем потери давления до приводной турбины равными 10% .

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

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

17.7 Располагаемый теплоперепад

17.8 Используемый теплоперепад

17.9 Энтальпия пара на выхлопе ТП

17.10 Температура конденсата ТП (определяем по)

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

18. Определение параметров дренажей

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

18.4 Температура дренажа подогревателя №1

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

18.6 Температура дренажа подогревателя №2

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

18.8 Температура дренажа подогревателя №3

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

18.10 Температура дренажа подогревателя №5 (равна tН5)

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

18.12 Температура дренажа подогревателя №6 (равна tН6)

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

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

Проверка местоположения индеферентной точки

Удельный подвод тепла в промежуточном пароперегревателе

Абсолютный КПД ЧВД

Теплоперепад до индеферентной точки

Энтальпия в индеферентной точке

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

Расчёт четвёртого подогревателя (деаэратора)

Расчёт пятого подогревателя

расход пара в

Расчёт шестого подогревателя

Относительный расход пара в 6М ПНД

Расчёт седьмого подогревателя

Относительный расход пара в 7М ПНД

Проверка материального баланса рабочего тела в конденсаторе турбины

Вывод Проверка показала, что все расчёты были произведены верно.

РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ.

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

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

1. Расход пара в голову турбины

2. Расход пара в отборах

3. Расход питательной воды

4. Расход основного конденсата

Определение показателей тепловой экономичности блока

1.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования электростанции

Выбор структуры электростанции и парового котла.

При выборе парового котла необходимо исходить из следующих принципов

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

2. Проектируемая электростанция в качестве топлива будет использовать газ.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Турбина К-800-240

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Выбор теплообменного оборудования

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

Расход питательной воды DПВ = 694,8 ;

1. Расход питательной воды

2. Подогрев воды

3. Коэффициент теплопередачи

6. Величина недогрева (принимаем без учёта ОП)

7. Необходимая площадь ПВД 1

8. Давление пара в отборе;

ПВ-1800-37-6,5

Результаты расчётов для выбора остальных ПВД приведены в таблице.

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

ПВД 2 ПВ-2500-380-37;

ПВД 3 ПВ-1800-37-2.0.

Определение необходимых поверхностей нагрева ПНД

1. Расход питательной воды

2. Подогрев воды

3. Коэффициент теплопередачи

4. Температура насыщения греющего пара в подогревателе

5. Температура воды на входе в подогреватель

6. Величина недогрева

7. Необходимая площадь ПНД 5

8. Давление пара в отборе;

9. По каталогу выбираем ближайший, с запасом

ПН-1900-32-6-I

Результаты расчётов для выбора ПНД 6 приведены в таблице.

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

ПНД 6 ПН-1900-32-6-I.

Подогреватели смешивающего типа выбираем по давлению и расходу воды

и выбираем ПНСВ-2000-2.

и выбираем ПНСВ-2000-1.

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

Выбор деаэратора

Деаэратор выбирается по расходу питательной воды

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

Выбор бака

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

Необходимый массовый запас

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

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

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

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

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

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

Выбор насосов.

а) Питательные насосы.

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

Давление пара перед турбиной

Сопротивление трубопроводов пара от котла до турбины

Сопротивление регулирующих клапанов

Давление срабатывания предохранительных клапанов

Гидравлическое сопротивление парогене ;

Сумма гидравлических сопротивлений

Гидравлическое сопротивление трубопроводов

Средняя плотность пароводяной среды в ПГ

Определяем по PПВ и tПВ

Определяем по

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

Высота котла ;

Высота установки ПН (от 0 отметки);

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

3. Перепад давления, создаваемый ПН

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

5. Подача насоса (с учётом запаса)

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

б) Конденсатные насосы

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

Рассчитываем конденсатный насос №3

Давление воды на выходе из конденсатного насоса №3 составляет

Давление пара в деаэраторе

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

Ускорение свободного падения

Высота до верхней точки деаэратора

Гидравлическое сопротивление ПНД5

Гидравлическое сопротивление ПНД6

Сопротивление трубопроводов

Давление воды на входе в КН №3

Давление воды за 7М подогревателем

Заглубление КН №3

Перепад давления, создаваемый КН №3

Подача насоса

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

Рассчитываем конденсатный насос №2

Давление воды на выходе из конденсатного насоса №2 составляет

Давление в ПНД7

Плотность воды в ПНД8 - определяем по PВ8 и tВ8

Ускорение свободного падения

Заглубление КН №2

Высота установки ПНД7

Сопротивление трубопроводов

Давление воды на входе в КН №2

Давление воды за 8М подогревателем

Заглубление КН №2

Перепад давления, создаваемый КН №2

Напор насоса (с учётом запаса по напору)

Подача насоса

Рассчитываем конденсатный насос №1

Давление воды на выходе из конденсатного насоса №1 составляет

Давление в ПНД8

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

Ускорение свободного падения

Заглубление КН №1

Высота установки ПНД8

Сопротивление трубопроводов

Гидравлическое сопротивление СП

Давление воды на входе в КН №1

Давление воды в конденсаторе

Заглубление КН №1

Перепад давления, создаваемый КН №1

Напор насоса (с учётом запаса по напору)

Подача насоса

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

Выбор дымососов и дутьевых вентиляторов.

1. Дутьевые вентиляторы.

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

Производительность вентилятора

Коэффициент запаса

Расход топлива

Коэффициент, учитывающий присосы топке

(т.к. котёл газоплотный);

Коэффициент присосов в системе пылеприготовления

(т.к. топливо - газ);

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

Дымососы.

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

Часовой расход дымовых газов

Коэффициент запаса

Расход топлива

Объём уходящих газов

Объём присосов за пределами котла

Температура уходящих газов

Теоретический объём газов, образующихся при горении

Коэффициент избытка воздуха в ухо дящих газах

Коэффициент избытка воздуха в топке

Коэффициент, учитывающий присосы воздуха и протечки в ВП

Теоретический объём воздуха, необходимый для горения 1 м3 газа

Присосы в газоходах, за пределами котла

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

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

2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

2.1 Обозначения точек теплотехнического контроля и автоматики на схемах

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обозначения на локальных схемах выполняются

оборудование -в кодировке KKS;

трубопроводы - сплошными линиями одинаковой толщины без буквенных знаков;

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

Маркировка трубопроводов на локальныхтехнологических схемах.

I часть - две цифры обозначающие

1. порядковый номер основного потока;

2. порядковый номер подпотока в данном потоке.

II часть - две буквы латинского алфавита

R - оборудование основного цикла;

S - паровая турбина и генератор;

N - котельная установка;

Р - обработка и подача топлива и механизация ремонтных работ;

Q - газотурбинная установка, дизельгенераторная установка;

U - вспомогательные системы и установки;

V - охлаждающая вода;

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

В данном проекте описаны системы

NA - паровой тракт котла;

RL - питательная вода к котлу.

Маркировка точек технологического контроля и автоматики в локальных схемах.

В нижней части овала

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

II часть - для маркировки механизмов с механическими приводами

три цифры - номер механизма

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

001 - 099 - механизмы, управляемые с БЩУ индивидуально;

101 - 799- механизмы, управляемые по избирательной системе;

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

для точек технологического контроля

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

В верхней части овала

для маркировки арматуры с ручным приводом

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

Для точек технологического контроля набор латинских букв, обозначающих

1. измеряемый параметр

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

2. способ представления информации

I - индикация (показания);

R - регистрация (записи);

М - интегратор (счётчик);

3. место представления информации;

4. выполняемые функции

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

Маркировка аппаратуры КИПиА в рабочихспецификациях.

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

2.3 Подсистема теплотехнического контроля

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

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

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

Нормирующие преобразователи, унифицирующие выходные сигналы первичных преобразователей;

Первичные приборы с отчетным устройством для непосредственного наблюдения измерительной информации;

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

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

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

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

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

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

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

АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ КОТЛА ТГМП-204

Регулятор топлива

Регулятор топлива предназначен

Для поддержания заданного давления газа перед горелками в растопочном режиме;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Возникновении больших >±10% рассогласований на регуляторе;

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

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

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

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

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

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

Регулятор питания

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

В режиме стабилизации расхода питательной воды на котел регулятор обеспечивает

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

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

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

Выравнивание расходов воды по ниткам.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Задатчик сфазирован по нитке Б.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. подключается корректирующий контур температуры пара перед 1 впрыском.

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

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

Подобные документы

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

дипломная работа , добавлен 15.10.2011


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

курсовая работа , добавлен 12.05.2010


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

курсовая работа , добавлен 21.10.2014


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

курсовая работа , добавлен 23.05.2013


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

курсовая работа , добавлен 31.03.2012


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

курсовая работа , добавлен 12.01.2011


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

курсовая работа , добавлен 13.12.2011


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

дипломная работа , добавлен 15.11.2011


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

курсовая работа , добавлен 29.03.2015


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

Расчет тепловой схемы турбины К-800-240

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

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.

Выбор и обоснование структурной и принципиальной электрических схем

В данном дипломном проекте разрабатывается блок поиска захвата и контроля сигнала частоты биений ЧМ радиовысотомера (РВ). Блок собран на отдельной плате и соединяется с остальными блоками РВ с помощью разъема...

Выбор и расчет основных показателей системы золошлакоудаления

Краткая характеристика котельной составлена на основе /2/. Для расчета принимаем паровую котельную, в состав которой входит 4 котлоагрегата БКЗ-160-100Ф (Е-160-9,8-540). Местоположение котельной - г. Хабаровск...

Комплекс томатного сока

Комплекс томатного сока (КТС) предназначен для производства томатного сока из исходного сырья (томатов). КТС имеет технологический участок, в котором установлены поточные линии, а также вспомогательные и бытовые помещения...

Микропроцессорные защиты элементов подстанции

* Функциональные возможности дистанционной защиты: - одновременное измерение различных полных сопротивлений фаза-фаза и фаза-земля в цифровых органах измерения...

Проект осветительной установки молочного блока производительностью 3 тонны молока в сутки

Данный молочный блок предназначен для сбора, хранения и последующей реализации молока населению. Стены здания выполнены из обыкновенного глиняного кирпича. Перекрытие - совмещенное из сборных железобетонных плит. Полы - асфальтобетонные...

Проект системы электроснабжения завода "Уральская кузница"

Открытое акционерное общество “Уральская кузница” (далее предприятие) основан 15 марта 1942 года. Предприятие является крупнейшим в России производителем штамповок из легированных сталей, жаропрочных и титановых сплавов...

Проектирование системы электроснабжения деревообрабатывающего предприятия "Маэстро" с разработкой вопроса диэлектрической сушки пиломатериалов

В таблице 1 приведены сведения требований о категории надежности электроснабжения...

Проектирование системы электроснабжения мостового крана

Проектирование системы электроснабжения населенного пункта

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается вопрос электроснабжения. Основными потребителями электроэнергии являются коммунально-бытовые потребители: - жилые одноэтажные одноквартирные дома...

Проектирование электроснабжения города Нерчинска

Город Нерчинск - административный центр одноимённого района, находится в центральной части Читинской области., на расстоянии 305 километров по железной дороге к востоку от города Читы. Город расположен на берегу реки Нерчи...

Расчет подогревателя высокого давления №6 для турбинной установки К-800-240-5

Паровая конденсационная турбина К-800-240-5 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 800 МВт с начальным абсолютным давлением пара 23...

Реконструкция электрооборудования подстанции 35/10 кВ "Нюксеница"

Потребителями ПС «Нюксеница» в основном являются сельские населенные пункты такие как Нюксеница, Березовая Слободка, Лесютино, Красавино, Матвеево, Березово и другие населенные пункты, потребители которых имеют III категорию надежности...

Электрооборудование свинарника на 1200 голов СПК "Холопеничи"

Свинарник-откормочник на 1200 голов предназначен для содержания и откорма поросят в течение 135 дней. Стены здания выполнены из кирпича. Перекрытия - сборные железобетонные плиты. Полы - бетонные. Окна, двери - деревянные...

Электроснабжение и электрооборудование насосной станции

Электроснабжение промышленных предприятий выполняют на напряжение до 1 кВ (наиболее распространённым является напряжение 380 В). На выбор схемы и конструктивное исполнение сетей оказывают влияние такие факторы...

Электроснабжение огнеупорного цеха и электрооборудование подстанции

Огнеупорные заводы и цехи металлургических заводов оснащаются современным высокопроизводительным дробильно-помольным, смесительным и формовочным оборудованием. Широкое применение получили мощные дробилки...

I. Описание и расчет тепловой схемы КЭС мощностью 3200 МВт с блоками К-800-240-5 ЛМЗ.

I.1. Описание тепловой схемы с турбоустановкой К-800-240-5 ЛМЗ.

В данном разделе производится описание и пример расчета в среде “Excel” тепловой схемы турбоустановки К-800-240-5 ЛМЗ. Цель расчета тепловой схемы турбоустановки - определение показателей тепловой экономичности, а также - термодинамических параметров и расходов рабочего тела во всех элементах схемы. Произведен предварительный выбор основного оборудования.

1 .1. Основные исходные данные.

· давление свежего пара Р 0 =23,5 МПа;

· температура свежего пара t 0 =540 0 C;

· температура промежуточного перегрева пара t ПП =540 0 С;

· температура охлаждающей воды t ОВ =12 0 С;

· расход охлаждающей воды Qох.в.= 73000 м 3 /ч.

1.2. Описание котла.

На крупных паротурбинных электростанциях с промежуточным перегревом пара устанавливаю, как правило, моноблоки.

Котел Т-образный прямоточный Пп-2650-25-545 (П-67)производительностью 2650 т/ч, работающем на Березовском буром угле с тангенциальной топкой квадратного сечения. В системе пылеприготовления использованы восемь мелющих вентиляторов производительностью 70 т/ч с прямым вдуванием пыли в топку котла. Надежное топливоснабжение энергоблоков обеспечивается подачей угля в главный корпус по двум топливным трактам.

1.3. Описание турбины К – 800 – 240 - 5 ЛМЗ.

Турбина спроектирована на начальные параметры 23,5 МПа и 540˚С при промежуточном перегреве пара до 540 ˚С, на давление в конденсаторе 3,43 кПа и частоту вращения 50 Гц.

ЛМЗ выпустил пять модификаций турбины мощностью 800 МВт. Характерной особенностью турбоустановки К – 800 – 240 - 5 является использование конденсационного турбопривода для двух питательных насосов без резервирования электронасосами. Две приводные турбины ОК-18 ПУ КТЗ мощностью 15,5 МВт, каждая с максимальной частотой вращения 77,5 1/С, питаются из первого отбора ЦСД (при номинальной нагрузке главной турбины), в собственных конденсаторах приводных турбин поддерживается давление 5,9 кПа. При снижении нагрузки главной турбины ниже 30 % и на холостом ходу, когда давление в отборе главной турбины мало и не может быть обеспечена необходимая мощность приводной турбины, последняя получает пар из паропровода свежего пара через специальную редукционно-охладительную установку (БРОУ ТПН). При пуске блока приводные турбины снабжаются паром от постороннего источника.

Применение надежного конденсационного турбопривода позволило получить не только экономические выгоды, но и возможность работы питательных насосов независимо от главной турбины и даже отказаться от резервного пускового электронасоса (по сравнению с предыдущей модификацией турбины с использованием приводной турбины с противодавлением и сбросом пара в отбор турбины).

Пар из парогенератора двумя паропроводами подается к двум блокам клапанов, установленным перед турбиной. Каждый блок состоит из стопорного и двух регулирующих клапанов. Все клапаны – разгруженные. Такая компоновка клапанов улучшает прогрев при пуске и обеспечивает лучшие маневренные качества турбоустановки. Регулирующие клапаны открываются поочередно, обеспечивая сопловое парораспределение.

От регулирующих клапанов пар по четырем перепускным трубам проходит в ЦВД, конструкция которого представляется ниже.

Корпус ЦВД выполнен двойным. Это позволяет иметь умеренные толщины стенок и фланцев каждого из корпусов, что способствует их быстрому и равномерному прогреву вместе с ротором и охлаждению внутреннего корпуса паром, протекающим между корпусами при работе турбины на номинальном режиме.

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

Диафрагмы левого потока ЦВД установлены непосредственно во внутреннем корпусе, а правого потока – в двух обоймах, помещенных в расточках внешнего корпуса. Первые восемь диафрагм выполнены с несущими стойками и узкими сопловыми сегментами, вваренными в тело диафрагмы. Остальные диафрагмы - сварные.

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

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

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

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

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.