Выбор оборудования и расчет тепловой схемы промышленной ТЭЦ мощностью 2400 МВт

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………...7

1 ВЫБОР ТИПА ТУРБИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМЫХ НАГРУЗОК..…………………………………………………………………….11

1.1 Выбор турбины…………………………………………………………11

1.2 Определение отопительных  нагрузок………………………………..11

1.3 Описание, характеристики  и комплект турбоустановки………….....11

2 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ  СХЕМА…….……………………….15

3 ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА НА H-S ДИАГРАММЕ…………………………………………………………….……..17

4 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС………………………….…………....20

4.1 Расчет вспомогательных  элементов………………………………....20

4.1.2 Расчет установки сетевого  подогрева воды………………….20

4.1.3 Расчет турбопривода питательного насоса…………………22

4.2 Расчет регенеративной  установки высокого давления…………….23

4.3 Расчет деаэратора питательной  воды………………………………24

4.4 Расчет регенеративной установки низкого давления…………..…25

4.5 Сводная таблица теплового  расчета …………………..…………..…28

5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ  ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВКИ…………………………………………………………..30

   5.1 Расчет показателей тепловой экономичности……………………….30

   5.2 Надежность и  долговечность турбоустановки…………………...….31

   5.3 Экономичность  турбоустановки…………………………………….32

6 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС……………………………………………………………………...……….34

   6.1 Выбор котельных агрегатов ТЭС……………………………………34

   6.2 Выбор сетевых  и регенеративных подогревателей……………….35

   6.3 Выбор деаэраторов………………………………………………….35

   6.4 Выбор насосов……………………………………………………….36

6.4.1 Питательные насосы…………………………………………..36

6.4.2 Конденсатные насосы…………………………………………37

6.4.3 Сетевые насосы…………………………………………………37

6.4.4 Циркуляционные насоы……………………………………….38

6.5 Выбор конденсаторов………………………………………………..38

7 ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ ВОПРОС. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ  ТЭС. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ…………………………………………………………………...40

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………...………………….……………………………………43

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………..44

ПРИЛОЖЕНИЯ

1 Графическая часть на 1 листе  ф. А1

2 Спецификации на 2 листах, ф. А4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Производство электроэнергии в нашей стране в частности  осуществляется на тепловых электрических  станциях – крупных промышленных предприятиях, на которых тепловая энергия органического топлива  посредством котла, турбины и  генератора преобразуется в электрический  ток.

На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии; техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью; возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т.п.

По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные  и парогазовые электростанции. В нашей работе рассматривается паротурбинная установка (ПТУ).

 ПТУ, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. ПТУ оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок – энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после  конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так  называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС  с поперечными связями обеспечивается по другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления, сверхкритического давления (СКД) и суперсверхкритических параметров (ССКП).

Критическое давление –  это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД – 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам вполняется с промежуточным перегревом и по блочной схеме. К суперсверхкритическим параметрам условно относят давление более 24 МПа (вплоть до 35 МПа) и температуру более 5600С (вплоть до 6200С), использование которых требует новых материалов и новых конструкций оборудования. Часто ТЭС или ТЭЦ на разный уровень параметров строят в несколько этапов – очередями, параметры которых повышаются с вводом каждой новой очереди.

При расчете ТЭС рассматриваются  принципиальная и развернутая тепловые схемы ТЭС (ПТС и РТС).

ПТС ТЭС определят основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на ТЭС. Она включает основное и вспомогательное  теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении  этого процесса и входящее состав пароводяного тракта ТЭС. Назначение: ПТС предназначена для выполнения тепловых расчётов при проектировании, модернизации оборудования станции. Состав ПТС: основное теплоэнергетическое оборудование: котлы, турбины; вспомогательное оборудование: ПВД, ПНД, деаэраторы, конденсаторы, питательные насосы, конденсатные насосы, мазутные подогреватели, калориферы, охладители пара и дренажа; связи между оборудованием.

РТС – это такая схема, на которой указано всё оборудование (основное, вспомогательное, резервное) и все трубопроводы вместе с арматурой.

На схеме кроме основного  технологического процесса представлены пусковые, резервные, аварийные схемы. РТС отражает все возможные пути движения теплоносителя и все  возможные режимы работы оборудования. РТС позволяет оценить надёжность выполнения основного технологического процесса, экономичность прокладки системы трубопроводов, возможные режимы включения и выключения оборудования при изменении нагрузки и остановке оборудования, служит основой для компоновки главного корпуса ТЭС.

РТС составляется на основе выполненного выбора оборудования и  показывает тип и число агрегатов  ТЭС, способы соединения оборудования трубопроводами, тип и расстановку  арматуры. В спецификации РТС указывается  тип, число, основные характеристики оборудования. Для каждой очереди или секции разрабатывается своя РТС, но могут  указываться и общие для ТЭС  трубопроводы пара, химочищенной воды и др. При блочной компоновке оборудования РТС даётся для одного блока (при одинаковых блоках), а при различных блоках – для каждого типа блока. В этом случае схема должна включать общестанционные вспомогательные линии.

Элементы РТС

РТС делится на три крупных  части:

1. Схема главных паропроводов: а) линия острого пара - это участок от пароперегревателя котельного агрегата до регулирующих клапанов турбины; б) линия промежуточного перегрева пара - это участок от выхлопа цилиндра высокого давления до регулирующих клапанов цилиндра среднего давления турбины.
2. Главные трубопроводы – линия от питательных насосов до до питательного узла котла (линия питательной воды).
3. Линия основного конденсата – участок от конденсатора до деаэратора, включая сам деаэратор.

На РТС представляют (указывают) следующее оборудование и трубопроводы:

1) турбины с электрогенераторами  и конденсаторами;

2) парогенераторы. Для прямоточных  парогенераторов указывается включение  экономайзеров, испарительных и  пароперегревательных поверхностей, встроенных сепараторов, насосов  рециркуляции, арматуры и т.д;

З) теплообменные аппараты – регенеративные и сетевые подогреватели, испарители, паропреобразователи, деаэраторы с баками, вспомогательные подогреватели, охладители пара, масло- и газоохладители и другие теплообменники;

4) насосы – питательные, конденсатные, сетевых подогревателей, бустерные, дренажные, испарителей, паропреобразователей;

5) вспомогательные приводные  турбины;

6) пиковые водогрейные  котлы;

7) баки чистого и загрязнённого  конденсата, добавочной обессоленной  воды, дренажные, сливные;

8) установки химического  обессоливания;

9) трубопроводы свежего  пара и промежуточного перегрева  пара, питательные, конденсатные, регенерации,  собственных нужд, дренажные, добавочной  воды, циркуляционные. Для ТЭЦ, кроме  того, указывают трубопроводы подачи  пара на сетевые подогреватели,  обратного конденсата, прямой и  обратной сетевой воды;

10) пусковые устройства: БРОУ, РОУ, сепараторы, растопочные расширители, насосы рециркуляции и соответствующую арматуру;

11) арматуру – запорную, регулирующую, защитную, дросселирующую, обводную и др.

 

 

 

 

 

 

 

1 ВЫБОР ТИПА ТУРБИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМЫХ НАГРУЗОК

1.1 Выбор типа турбины

По условию N^ТЭС_уст=2400 МВт и Q^ТЭС_отоп=40 МВт. Так как электрическая нагрузка N много больше нагрузки на отопление Q то выбираем тип турбины – конденсационная (К). Исходя из величины нагрузки ТЭС выбираем 3 турбины марки К-800-240-5.

1.2 Определение отопительных  нагрузок

Вычислим нагрузку отопления  на одну турбоустановку:

      (1.1)

1.3 Описание, характеристики  и комплект турбоустановки

Тепловая схема энергоблока. Энергоблок 800 МВт состоит из прямоточного котла П-67 ЗиО производительностью 2650 • 10³ кг/ч, предназначенного для работы на буром угле Березовского месторождения КАТЭюК, и одновальной конденсационной турбоустановки ЛМЗ К-800-240-5 сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара.

Турбина имеет пять цилиндров. Свежий пар с параметрами 23,5 МПа, 540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении P= =3,8 МПа и температуре примерно 290°С.

После промежуточного перегрева  пар (3,34 МПа, 540°С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет р_к,ср = 3,6 кПа (p_K1=3,2 кПа, р_К2=4 кПа). 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 охладителях уплотнений ОУ2 и ОУ1, 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. Пароохладитель ПВДЗ включен по схеме Виолен. Все ПВД и ПНД (поверхностного типа) имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара.

Применение смешивающих  ПНД вертикальной конструкции потребовало установки трех ступеней конденсатных насосов.

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, а дренажи ПНД5 и ПНД6 —в смеситель после ПНД7; дренажи ОУ1 и 0У2 поступают в основной конденсатор.

Греющий пар для двухступенчатой  сетевой установки отбирается из пятого и шестого отборов турбины. Конденсат этого пара каскадно сливается в охладитель дренажей ОДБ, а затем в конденсатор.

Установка предварительного подогрева котельного воздуха состоит  из энергетических калориферов, установленных  за дутьевыми вентиляторами котла. Греющий пар отбирается из пятого отбора, а его конденсат направляется в специальный расширитель дренажа. Потери пара и воды энергоблока аут=0,015 условно отнесены к потокам отборного  пара и восполняются обессоленной добавочной водой из химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор турбины  с температурой 40 °С