Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

Энергетике принадлежит ведущая роль в развитии всех отраслей промышленности страны. На современном этапе эта роль существенно возрастает, а производство и потребление электрической энергии постоянно увеличивается.

В течение всего развития отечественной энергетики происходят значительные изменения в структуре генерирующих мощностей, в условиях работы и эксплуатации оборудования ТЭС. Строительство крупных базовых ТЭС с мощными энергоблоками, с одной стороны, и изменение характера потребления электрической энергии, с другой стороны, выдвинули ряд новых проблем, решение которых явилось первостепенной задачей. К основным из них следует отнести проблему покрытия переменной части графика электрических нагрузок ОЭС России и повышения эффективности работы оборудования ТЭС в целом.

Постоянное увеличение доли мощных энергоблоков в располагаемых мощностях объединенных энергосистем привело к острой необходимости привлечения оборудования базовых ТЭС к регулированию нагрузок энергосистем. Эта проблема приобрела актуальность для ОЭС Северо-запада, Юга, Центра еще в начале 60-х годов, а в дальнейшем и для Единой европейской энергосистемы России.

Отсутствие в течение длительного периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности суточного и недельного электропотребления усугубляют поставленную задачу и требуют уже в настоящее время масштабного привлечения действующих энергоблоков мощностью 150—1200 МВт с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем. В связи с вышеизложенным становятся весьма актуальными задачи по вводу в эксплуатацию, и в первую очередь в европейской части страны, ГАЭС, ГТУ, ПТУ, а также высокоманевренных энергоблоков. Однако темпы их освоения в настоящее время очень низкие. Реформа энергетики выдвигает на первый план такие проблемы, как:

На конкурентном рынке электроэнергии успешными будут являться те участники, которые смогут оперативно и грамотно реагировать на постоянно меняющиеся условия, предлагаемые потребителями.

Для всех участников рынка электроэнергии встанет задача по снижению удельных затрат топлива, следовательно, одним из важнейших критериев, характеризующих любую из электростанций, работающих на органическом топливе, является показатель расхода топлива затраченного на выработку 1кВт×ч электроэнергии (удельный расход топлива).

Участники рынка будут придерживаться принципа наименьших затрат, а следовательно, для покрытия базовой части графика электрических нагрузок будет использоваться более экономичное оборудование, а переменная его часть, будет покрываться за счёт наименее экономичного.

Сконденсировавшийся пар конденсатным насосом типа Кс – 320-160 подается в группу ПНД, состоящая из четырёх подогревателей низкого давления из которых ПНД1 встроен в конденсатор. Конденсат после группы ПНД поступает в деаэратор типа ДП-800. После которых питательными насосами ПЭ – 380-200 дизелированная питательная вода через группу ПВД, в которую включены три подогревателя высокого давления, возвращается обратно в котел.

Пар из цилиндра высокого давления первого отбора поступает на ПВД7, сконденсировавшийся пар подается на ПВД6, сюда же подается пар из ЦВД второго отбора, он конденсируется и общий поток дренажа подается в ПВД5, сюда же подаётся третий отбор из ЦСД, общий поток паро- водяной смеси сбрасывается в линию конденсата.

После ПНД4 сконденсировшийся пар четвертого отбора ЦСД сливается в ПНД3, в который подается пар пятого отбора ЦСД, после чего общий дренаж сбрасывается в ПНД2 и подогревается шестым отбором, общий поток дренажей перекачивается дренажным насосом в линию основного конденсата.

Для осуществления предварительного прогрева паропроводов промперегрева перед пуском турбины предусмотрена РОУ-2 производительностью 60 т/час, подающая пар из паропроводов свежего пара в паропроводы «холодного» промперегрева.

Все паропроводы, работающие при температуре пара 545^оС, изготовлены из стали 12ХМФ, перепускные трубы ЦВД и ЦСД из стали 15Х1М1Ф.

Корпусы арматуры выполнены из стали 15Х1М1Ф и 20ХМФЛ, шпильки фланцевых соединений этих задвижек из стали ЭП-182, гайки из стали ЭИ-10.

1.Технологическая часть

1.1 Описание тепловой схемы станции

Свежий пар поступает к турбине по 2 паропроводам через главные паровые задвижки, расположенные в близости от стопорных клапанов.

После главных паровых задвижек пар, пройдя два стопорных клапана поступает через 4 перепускные трубы и 4 регулирующих клапана к сопловым коробкам ЦВД.

После ЦВД пар направляется по 2 паропроводам к промежуточному пароперегревателю котла, откуда по 4 паропроводам поступает к 2 отдельно стоящим защитным клапанам ЦСД. От защитных клапанов пар поступает через 4 регулирующих клапана в ЦСД. Из ЦСД пар по 2 рессиверным трубам направляется в двухпоточный ЦНД и далее в конденсатор турбины.

Для обеспечения расхода пара через главные паропроводы в период растопки блока и в случае сброса турбогенератором электрической нагрузки предусмотрена редукционно-охладительная установка (РОУ-1), обеспечивающая сброс пара из паропроводов пара в конденсаторы турбины.

Пропускная способность РОУ-1 при номинальных параметрах пара 250 т/час, расчетные параметры редуцированного пара 6 ата и 160^оС.

В конденсаторы пар поступает через специальные пароприемные устройства, в которых производится дополнительное охлаждение пара основным конденсатом турбины, поступающим как рециркуляция КН.

1.2 Описание и выбор основного оборудования

По заданной установленной мощности 1000 МВт принимаю к установке станцию блочного типа с пятью блоками К – 200 – 130 с техническими характеристиками:

Таблица 1.1.2

Основным критерием, определяющим максимальную нагрузку турбины, является давление в контрольной ступени: при включённых

ПВД и ПНД 205-210 МВт, 98 кгс/см;

Без ПВД 200 МВт, 84 кгс/см;

Без ПНД 184 МВт, 77 кгс/см;

Без ПВД и ПНД 175 МВт, 64 кгс/см.

Номинальная мощность 200 МВт,

Обороты 3000 об/мин.

Давление пара перед турбиной 130 кгс/см²

Температура первичного пара перед турбиной 545^оС

Температура пара в контрольной ступени 515^оС

Давление пара на выхлопе ЦВД 27 кгс/см²

Температура на выхлопе ЦВД 345⁰С

Давление пара перед ЦСД 25 кгс/см²

Температура пара перед ЦСД 545^оС

Давление пара на выхлопе ЦСД 0,23 кгс/см²

Температура пара на выхлопе ЦСД 207^оС

Давление в конденсаторе (абсолютное) 0,035 кгс/см²

Температура отработанного пара 30^оС

Температура охлаждающей воды 10^оС

Расход охлаждающей воды 25000 м³/час

Максимальный расход пара на турбину 640 т/час

Удельный расход тепла 2000 ккал/квт.час

Основным критерием, определяющим максимальную нагрузку турбины, является давление в контрольной ступени:

При включенных ПВД и ПНД 205-210 МВт 98 кгс/см²,

без ПВД 200 МВт 84 кгс/см²,

без ПНД 184 МВт 77 кгс/см²,

без ПВД, и ПНД 175 МВт 64 кгс/см².

Паропроизводительность и число паровых котлов блочной ГРЭС выбирается по номинальному пропуску свежего пара через турбину, с учётом расхода пара на собственные нужды. Производительность котла Д_пп, т/ч определяем по формуле

Д_пп = Д_о×(1+𝑑+β)

где Д_о – номинальный расход пара на турбину, т/ч

Д_о = 640 т/ч по тепловой схеме

𝑑 – запас по производительности, %

β – расход пара на собственные нужды, %

𝑑 + β = 3 %

Д_пп = 640×(1+0,03) = 659 т/ч

По полученным результатам для каждой турбины устанавливаю по одному паровому котлу типа ПП 640 – 140 ГМ Подольского машиностроительного завода им. Орджоникидзе имеющие следующие технические характеристики:

Паропроизводительность, т/час……………………………………….640

Давление пара после первичного пароперегревателя, ати…………..140

Температура пара после первичного пароперегревателя, ⁰С…...…....545

Давление за промперегревателем, ати ………………..………………...26

КПД котла брутто, % ………………………..………………………...92,9

Температура уходящих газов, ⁰С ………………………………………138

Температура горячего воздуха за воздухоподогревателем, ⁰С ………220

Температура питательной воды, ⁰С ……………………………………240

Температура воды за водяным экономайзером, ⁰С …...………………300

Температура пароводяной смеси за НРЧ, ⁰С ….......…………………..355

Температура пара за переходной зоной, ⁰С ………...…………………360

Температура пара за СРЧ-I, ⁰С …………………………………….....430

Температура пара за СРЧ-II, ⁰С………………………………………480

Температура пара за ВРЧ-I, ⁰С …………………………………….....500

Температура пара за КПП-I, ⁰С …………………………………...….550

Температура первичного пара за ППТО, ⁰С ………...……………… 460

Температура пара за ВРЧ-II, ⁰С …………………………………...……530

Температура пара за КПП-II, ⁰С ……………………………………...545

Расход вторичного пара, т/ч …………………………………………..540

Температура вторичного пара за ППТО, ⁰С ……..……………………468

Температура вторичного пара за промперегревателем, ⁰С ….……… 545

Турбина К-200-130 представляет собой одновальный трёх цилиндровый агрегат.

Цилиндр высокого давления одностенной конструкции отлит из хромомолибденованадиевой стали перлитного класса (15ХIМIФ-Л).

Он имеет одиннадцать диафрагм с направляющими лопатками, диафрагмы размещены в трех обоймах (3-5-3 ступеней).

Вес цилиндра без диафрагм 31тонна.

Цилиндр среднего давления одностенной конструкции состоит из двух частей:

- передняя часть отлита из хромомолибденовой стали (15ХIМIФ-Л) с приваренными к ней паровыми коробками,

- выхлопная часть сварной конструкции из листовой углеродистой стали.

Так же он имеет десять диафрагм с направляющими лопатками: 13 ступень - сопловой аппарат,14,15 ступень непосредственно в цилиндре, замет в трех обоймах 16-18, 19-21, 22-23 ступени, горизонтальный разъем и вертикальный.

Вес цилиндра без диафрагм: передняя литая часть 15920 кг, выхлопная сварная часть 15,485 тонны.

Цилиндр низкого давления сварной конструкции, двухпоточный, состоит из трех частей:

- средняя - паровпуск, отлита из чугуна;

- выхлопные - прямого и обратного потока из углеродистой стали сварной конструкции.

Он имеет два потока по четыре диафрагм с направляющими лопатками, горизонтальный и два вертикальных разъема. Вес цилиндра без диафрагм 212 т.

Цилиндры турбин своими лапами установлены на консольные шпонки, которые совместно со стульями подшипников представляют единую базовую жесткость, связывающую турбину с фундаментом. Общая длина турбины составляет 20552 мм.

Геометрическая ось цилиндров обеспечивается наличием направляющих шпонок, определяющих строго определенное направление перемещения цилиндров при их прогреве и остывании.

Турбина имеет комплект поперечных, продольных и вертикальных шпонок.

Фикспункт турбины находится на пересечении диагоналей передней части ЦНД (обратного потока).

Для восприятия крутящего момента ЦВД и ЦСД имеют демпферные устройства, установленные с левой стороны турбины. Новые цилиндры, установленные при замене турбин, демпферных устройств не имеют.

Концевые уплотнения цилиндров состоят из колец, набранные из сегментов, установленных в обоймах на плоских пружинах.

ЦВД со стороны паровпуска имеет 5 камер лабиринтовых уплотнений, со стороны выхлопа - 4 камеры.

ЦСД со стороны паровпуска имеет 4 камеры, а со стороны выхлопа - 3 камеры лабиринтовых уплотнений. ЦНД имеет по 2 камеры лабиринтовых уплотнений.

Отборы.

Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов.

На первых (кроме второго) отборах установлены обратные соленойдные клапана.На шестом отборе установлен обратный клапан типа "хлопушка".

На VII отборе арматуры нет.

Котлоагрегат ПК – 47 состоит из двух самостоятельных корпусов, объединённых в тепловой схеме блока одном потребителем. Каждый корпус имеет обычную П – образную компоновку в виде двух вертикальных шахт, объединённых вверху горизонтальной перемычкой.

Пароводяная схема котла состоит из двух самостоятельных контуров, объединённых перемычками после стопорных клапанов турбины.

В соответствии с тепловой схемой питательная вода после подогревателя высокого давления поступает в общую перемычку, от которой распределяется по самостоятельным контурам обоих корпусов котла.

На каждом корпусе вода направляется к водяному экономайзеру и после подогрева в нём, через тройник с двумя отводами поступает к внутренним торцам фронтовой и задней входных камер НРЧ.

В НРЧ на экономайзерном участке происходит подогрев воды до кипения и начинается парообразование.

После НРЧ пароводяная смесь поступает в две выходные камеры (с фронта и сзади топки). От внутренних торцов этих камер отходят трубопроводы, соединяющиеся в тройник, от которого пар поступает в вертикальный раздатчик переходной зоны (ПЗ). Раздатчик соединён десятью трубами с двумя входными камерами ПЗ.

В переходной зоне происходит полное испарение оставшейся влаги и небольшой перегрев пара. При этом часть труднорастворимых солей выпадает на внутренней поверхности нагрева. Это явление наиболее интенсивно происходит в момент наибольшей концентрации их в воде, т.е. перед превращением последних 5-10% воды в пар.

Размещение переходной зоны отдельным “вынесенным” пакетом в область относительно низких температур, то есть в конвективную шахту, имеет цель облегчить условия работы труб при осаждении на внутренней их поверхности солей в виде накипи.

Освобождённый от солей и осушенный пар направляется к наружным торцам входных камер СРЧ-I, расположенных с фронта и сзади топки.

Пройдя СРЧ-I, пар поступает в СРЧ‑II, после в СРЧ-II, от задних торцов выходных камер, пар двумя трубопроводами подводится к торцам выходной камеры ВРЧ-I, расположенный с фронта корпуса. Здесь пар распределяется по трубам верхней радиационной части, экранирующей полностью по всей ширине корпуса фронтовую стену топки и переднюю часть потолка горизонтального газохода и выходит через обмуровку потолка в выходную камеру ВРЧ-I, расположенную поперёк потолочного перекрытия.

От внутреннего торца выходной камеры ВРЧ-I пар поступает по трубопроводу к переднему торцу входной камеры КПП-I. На верхнем горизонтальном участке этого трубопровода установлена встроенная задвижка. Перед задвижкой установлены отвода с дроссельным клапаном к растопочному сепаратору. Наличие этих элементов позволяет в процессе растопки обеспечить в испарительной части котла растопочную нагрузку и давление, близкое к рабочему, то есть условия, необходимые для устойчивой гидродинамики испарительной части котла.

Пройдя конвективный пароперегреватель I ступени, пар направляется к раздающей камере паро-парового теплообменника (ППТО). Его назначение состоит в предварительном подогреве вторичного пара, что позволило уменьшить поверхность нагрева промпароперегревателя и снизить высоту конвективной шахты.

Пройдя ППТО, первичный пар поступает в собирающую камеру греющего пара. Из этой камеры пар двумя трубопроводами поступает в передние торцы входных камер ВРЧ-II, расположенных по бокам корпуса котла.

Трубы от входных камер ВРЧ-II экранируют боковые стены, выходят к задней стене горизонтального газохода, экранируют её полностью, переходя по всей ширине газохода на потолок, и экранируют заднюю половину потолка, после чего проходят через потолок и присоединяются к выходной камере ВРЧ-II, расположенной на потолочном перекрытии.

От наружного торца выходной камеры ВРЧ-II пар поступает в конвективный первичный пароперегреватель II ступени.

Пройдя конвективный первичный пароперегреватель II ступени, пар поступает в выходную камеру и из неё в главный паропровод.

Пройдя цилиндр высокого давления пар давлением 26 ати и температурой 345⁰С, возвращается по двум параллельным паропроводам к корпусу котла. На каждой “холодной нитке” вторичного пара установлены отключающие запорные задвижки.

Перед корпусами котла холодная нитка каждого контура разделяется на два паропровода, по которым вторичный пар поступает в торцы входной камеры ППТО.

Вторичный пар проходит 24 секции ППТО, подогревается до 468⁰С и поступает в выходную камеру, из которой по двум паропроводам, идущим с обеих сторон корпуса, направляется в промпароперегреватель.

Пройдя трубный пакет вторичного перегревателя, пар с температурой 545⁰С и давлением 25 ати, от передних торцов выходных камер выходит в два паропровода каждого корпуса и по ним направляется в цилиндр среднего давления.

Регулирование температуры первичного пара осуществляется:

- впрыском №3 за ВРЧ-I, обеспечивающим поддержание температур за КПП-I и ВРЧ-II;

- впрыском №4 за ВРЧ-II, обеспечивающим стабильность температуры первичного пара на выходе из котла.

Регулирование температуры вторичного пара осуществляется с помощью паро-паровых байпасов ППТО, изменения тепловыделения в топке (снижения или увеличения температуры за КПП-I).

1.3 Описание компоновки оборудования

Схема станции выполнена по блочной системе. В главном корпусе три отделения: котельное, деаэраторное, машинное. Расположение оси пролётов обозначаются цифрами, а поперечные буквами.

Топливное хозяйство расположено со стороны парогенераторов отдельно от главного корпуса. Электрическое хозяйство электростанции расположено за пределами главного корпуса и находится со стороны машинного зала.

В машинном зале установлены три турбогенератора К-200-130 с вспомогательным оборудованием, в которое входит группа подогревателей низкого давления с насосами и подогревателей высокого давления. Турбоагрегаты установлены поперечно, правого исполнения. Питательные насосы и регенеративные подогреватели низкого и высокого давления расположены с правой стороны от турбины. Подогреватели низкого давления (ПНД-1) встроен в конденсатор, (ПНД-2,3,4) находятся на отметке три метра. Подогреватели высокого давления (ПВД-5,6,7) типа ПВ-480-230 находятся на нолевой отметке.

Питательные насосы типа ПЭ-380-200, размещены группами на отметке ноль метров. Редукционно-охладительная установка (РОУ) находится на отметке семь метров.

Предусмотрен подвал с минусовой отметкой три с половиной метра, где расположены циркуляционные водоводы и конденсатные насосы типа КС-320-160 три штуки.

Под регенеративными подогревателями низкого давления на отметке ноль метров установлены сливные насосы.

С левой стороны турбины находятся маслонасосы смазки типа 5НДВ-60, пусковой маслонасос типа 8МС-7×8 и маслоохладители. Главный маслобак находится на отметке семь метров.

Блочный щит управления (БЩУ) и площадка обслуживания турбо агрегата находится на отметке девять метров. БЩУ установлен между котельным и турбинным отделением, под ним находится распределительное устройство собственных нужд (РУСН). Над блочным щитом управления находится деаэраторное отделение с деаэраторами типа ДП-800, на двадцать первой отметке.

Насосная береговая удалена от главного корпуса станции на двести метров, в ней находятся циркуляционные насосы. Для производства ремонтных работ предусмотрены два мостовых крана грузоподъёмностью Q = 125 тонн.

В котельном отделении находятся три котлоагрегата типа ПК-47, которые выполнены по двухстороннему П-образному варианту. Оба корпуса идентичны по общим габаритам: топочными устройствами, воздухо и водоподогревательными поверхностями и контуром парообразования. Топка котла повёрнута в сторону машинного отделения. Горелки установлены тангенциально на боковых поверхностях топочной камеры по две штуки на каждой, находящиеся на отметке семь и девять метров. Все тяго-дутьевые механизмы расположены на улице. Дутьевые вентиляторы – типа ВДН-26-IIу, дымососы типа Д25-2ШБ. Вентиляторы регенерации воздуха типа ВГД-2ОУ. За ними находится дымовая одноствольная труба высотой сто пятьдесят метров и диаметром устья 7,2 метра.

Для ремонта котлоагрегатов и тягодутьевых механизмов предусмотрены мостовые краны грузоподъёмностью Q =50 и Q =20т.

1.4 Описание газового хозяйства

Топливным хозяйством называют систему устройств и механизмов, предназначенных для приёма, хранения, перемещения и первичной обработки топлива перед его сжиганием. Система и состав топливного хозяйства, а так же условия его работы определяют видом, свойством, способом сжигания и доставки топлива, а так же территориальным расположением станции.

Топливное хозяйство должно обеспечить бесперебойную подачу топлива к парогенераторам и удовлетворить следующие основные требования: потери топлива должны быть минимальными; его химические и физические характеристики не должны ухудшаться; первоначальные затраты и эксплуатационные расходы ан топливное хозяйство должны быть небольшими. Все процессы, связанные с подачей, подготовкой к сжиганию и транспортировкой должны быть автоматизированными.

В Российской Федерации природный газ применяется в качестве основного топлива на станциях большой и средней мощности.

На проектируемой электростанции планируем в качестве основного топлива природный газ Газли- Коган- Ташкент.

Подготовка природного газа к сжиганию состоит в его фильтрации и поддержании определённого давления путём дросселирования газа, поступающего из магистрали. Давление в газовой магистрали высокого давления обычно составляет (0,5 – 1,0) МПа и может колебаться в широких пределах.

Для обеспечения равномерной подачи газа на электростанцию и воизбежании значительной утечки газа из сети газопроводов котла, сооружается газорегуляторная станция (ГРС) , в которой устанавливается регулятор давления, дросселирующий газ и поддерживающий заданное, постоянное его давление 0,02 – 0,03 МПА.

На случай аварийного отключения, снижения давления, ремонте газораспределительной станции, предусмотрен бойпасный трубопровод. К котлам газ от газорегуляторной станции подводится двумя трубопроводами. От газовой задвижки отходит общий газопровод вдоль фронта котлов с ответвлением для подачи и регулирования газа к каждому агрегату быстродействующими клапанами, и котёл аварийно отключается от газопровода. Газопроводы продувают из тупиковых участков через отводы в атмосферу (свечи), выведенные за пределы здания. Через свечи удаляют воздух перед растопкой агрегата, а при останове – удаляют газ из отключённых участков газопровода. Газопровод прокладывают с уклоном, и в нижних точках устанавливают дренажные устройства.

Для растопки котла используют мазут. Хранение его производится в стальных или железобетонных резервуарах вне территории станции. Из основных резервуаров мазут забирается насосами. Обычно выбирают систему с двумя ступенями давления. Ступень низкого давления создаётся насосами первого подъёма, ступень высокого давления насосами второго подъёма. Двух ступенчатая перекачка позволяет использовать напор первой ступени для циркуляционного подогрева в резервуарах. Перед подачей в котельный цех мазут подогревается в подогревателях располагаемых группами в не мазутной насосной. В зависимости от вязкости температура подогрева мазута составляет 85 – 140⁰С.

1.5 Описание химической водоочистки питательной воды

Назначение химводоочистки (ХВО) – подготовка воды для питания котлов. Химводоочистка должна обеспечить работу теплового оборудования электростанции без повреждений и понижения экономичности в работе энергоблока, вызванных образованием:

а) накипи и отложений на поверхностях нагрева;

б) шлама в котлах, тракте питательной воды;

в) коррозии на внутренних поверхностях оборудования;

г) отложения на поверхностях трубок конденсатора.

Вода на химводоочистку берётся из циркводовода , прокачивается через подогреватель сырой воды. Подогрев ведется в теплообменниках с автоматическим регулированием процесса в пределах заданной температуры 30+(-)1 ^оС. Подогретая вода поступает в воздухоотделитель осветлителя, затем в смеситель воды и реагентов. Ввод реагентов в смеситель выполнен последовательно: известь, затем коагулянт.

Такая последовательность ввода обусловлена технологическими условиями взаимодействия воды и реагентов. Процессы химического взаимодействия реагентов с обрабатываемой водой заканчивается на выходе из смесителя. Здесь же начинается выделение шлама. Верхняя граница взвешенного шлама находится на уровне верхней кромки окон шламоуплотнителя. В шламоуплотнитель вводится до 20% воды со шламом, до 80% воды поступает в кольцевой желоб и через распределительное устройство направляется в промежуточный бак. Шлам из шламоуплотнителя удаляется с продувкой, а осветленная вода поступает в основной поток очищенной воды. Осветлитель оборудован пробоотборными точками по всей высоте для ручного химконтроля и к приборам автоматического контроля: рН-метру, сигнализатору уровня шлама (СУШ), расходомеру откачки.

Реагенты (известь и коагулянт) для обработки воды подаются в осветлитель в виде рабочих растворов заданной концентрации. Расход их определяет