Выбор теплоэнергетического оборудования для ТЭЦ

 

Турбина, кроме регенеративных отборов, допускает следующие отборы пара без снижения номинальной мощности:

• из отбора за 15-й (24-й) ступенями при давлении 1,628 МПа на собственные нужды станции 20 т/ч;
• из отбора за 17-й (26-й) ступенями при давлении 0,98 МПа на пиковый подогреватель сетевой воды 110 т/ч;
• из отбора за 21-й (37-й) ступенями при давлении 0,25 МПа на основной подогреватель сетевой воды 120 т/ч;
• для покрытия теплофикационной нагрузки в количестве 590ГДж/ч.

Отбор пара на турбоприводы воздуходувок в количестве 70 т/ч с давлением 0,98 МПа и на калориферы котла в количестве 100 т/ч с давлением       0,25 МПа может быть допущен без снижения номинальной мощности турбины, но с соответствующим уменьшением отборов пара из этих же приборов на подогреватели сетевой воды.

Кроме вышеуказанных отборов пара, турбина допускает без сохранения номинальной мощности дополнительно отбор пара за 15 (24) ступенями в количестве до 90 т/ч на собственные нужды блока.

Турбина допускает работу с отключенными регенеративными подогревателями высокого давления со снижением мощности.

Два главных питательных насоса имеют паровые турбинные приводы, пар на которые отбирается из ЦСД при давлении 1,64 МПа и температуре 4420С в количестве 127 т/ч (при номинальной мощности).

При максимальном расходе, выключенных отборах пара, кроме системы регенерации, при номинальных параметрах пара и номинальных расходе и температуре охлаждающей воды может быть получена мощность около 850 МВт.

Допускается длительная работа при отклонениях (в любых сочетаниях) параметров (пара и охлаждающей воды) от номинальной в следующих пределах: начальное давление от 23,04 до 24,02 МПа, начальная температура 540-10+5 0С, температура промежуточного перегрева 540-10+5 0С, температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы не выше 330С.

Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение не более 30 мин при повышении выше номинальной температуры свежего пара и промежуточного перегрева на 100С или начального давления на 0,98 МПа. При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы не более 200 ч в год.[3]

 

 

1.3 Конструкция турбины

 

 

 Турбина представляет собой одновальный пятицилиндровый агрегат, состоящий из 1ЦВД+1ЦСД+3ЦНД.

Свежий пар из котла по двум трубопроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных впереди ЦВД. Каждая коробка стопорного клапана сблокирована с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к ЦВД.

ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены сопловые коробки. Через сопловой аппарат пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 1800 и поступает в правый поток, состоящий из шести ступеней, и далее отводится на промперегрев. После промперегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них – к четырем регулирующим клапанам, расположенным непосредственно на корпусе цилиндра. Двухпоточный ЦСД имеет по девять ступеней в каждом потоке, причем первые три ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем ЦНД. Все ЦНД – двухтопочные, по пять ступеней в каждом потоке. По трем выхлопам ЦНД присоединены к каждому конденсатору.

Роторы частей высокого и среднего давлений – цельнокованые, роторы ЦНД – с насадными дисками. Длина рабочей лопатки последней ступени ЦНД равна 960 мм, средний диаметр этой ступени – 2480 мм. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты и по две опоры. Фикспункт валопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также блоков клапанов ЦВД.

Турбина снабжена двумя валоповоротными устройствами, вращающими ротор турбины соответственно частотам 0,051 и 0,50 с-1. Блокировка не позволяет включить валоповоротное устройство без включения гидроподъема. Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети    50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 с-1.

В аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при повышении частоты до 51 Гц и снижении до 46 Гц (время указано в технических условиях).

Турбина допускает автоматический пуск и последующее нагружение после простоя любой продолжительности. Предусматривается пуск турбины на скользящих параметрах из холодного и различной степени неостывшего состояния.

 

 

1.4 Регулирование и защита

 

 

Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, а также устройствами защиты, обеспечивающими работу турбины по однобайпасной схеме паросбросных устройств блока и останов турбины при возникновении аварийных нарушений режима её работы.

Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей.

Система регулирования включает: механический и электрический датчики частоты вращения, электрические датчики активной мощности генератора, датчики давления пара в линии промежуточного перегрева и давления свежего пара.

Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет (4,5+0,5) % от номинальной, в регуляторе мощности имеется возможность изменения статизма от 2,5 до 6 %. Нечувствительность гидравлической части системы регулирования частоты вращения составляет не более 0,3 %. Путем корректирующего воздействия регулятора мощности обеспечивается уменьшение нечувствительности системы регулирования до 0,06 %.

Для защиты от разгона турбина снабжена регулятором безопасности с двумя бойками, которые срабатывают при повышении частоты вращения до (111,5+0,5) % от номинальной.

Рабочей жидкостью в гидравлической части системы регулирования является огнестойкое синтетическое масло. Огнестойкое масло в систему регулирования подаётся от блока маслоснабжения, состоящего из бака ёмкостью 5,5 м3 , охладителя, воздухоотделителя, фильтров грубой и тонкой очистки, двух электронасосов переменного тока. Рабочее давление в системе регулирования – 4,4 МПа.

Система контроля и управления турбиной обеспечивает контроль параметров работы; регистрацию наиболее важных параметров; технологическую, предупредительную и аварийную сигнализацию; автоматическое управление функциональными группами технологически связанных механизмов и запорно-регулирующих органов, дублируемое дистанционным управлением с блочного щита; автоматическую стабилизацию ряда параметров, поддержание заданных значений которых требует оперативного вмешательства в процессе нормальной эксплуатации; автоматическую защиту турбины и вспомогательного оборудования.

Управление установок централизовано и ведется из помещения блочного щита управления.

Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическое огнестойкое масло ОМТИ или минеральное масло) подшипников турбины, генератора и группы питательных насосов.

В баке объёмом 47 м3 установлены сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей и воздухоподогреватели для улучшения деаэрации масла.

Для подачи масла в систему предусмотрены два вертикальных центробежных электронасоса переменного тока (один резервный). Установлены два аварийных электронасоса постоянного тока. Масло охлаждается в трёх маслоохладителях (один резервный), питающихся водой из циркуляционной системы.

Конденсационное устройство состоит из конденсаторной группы, воздухоудаляющего устройства, конденсатных насосов, эжекторов для отсоса воздуха из водяных камер, циркуляционных насосов.

Конденсаторная группа (суммарная поверхность 41200 м2) включает два продольных конденсатора. Конденсаторы устанавливаются на пружинных опорах.

Для откачивания конденсата из конденсатора предусмотрено три конденсатных электронасоса, один из которых резервный.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор.

    2 Изображение и описание принципиальной тепловой схемы выбранной турбинной установки

      

 

Паротурбинная установка (ПТУ) – одна из основных частей тепловой или атомной электростанций. Ее главное предназначение – преобразование тепловой энергии пара в электрическую, отдаваемую с шин электростанции потребителям. Экономичность ГРЭС, в первую очередь термодинамическая, в существенно мере определяется экономичностью паротурбинной установки.

Тепловая схема паротурбинной установки – это технологическая схема, в которой реализуются процессы передачи и преобразования тепловой энергии. В нее включают: во-первых, оборудование пароводяного тракта с технологическими связями, как между его элементами, так и с другим оборудованием электростанции; во-вторых, электрогенератор, в котором механическая энергия на валу турбины преобразуется в электрическую, и электродвигатели насосов, обеспечивающих  движение рабочего тела по элементам схемы.

В зависимости от степени детализации различают принципиальные и развернутые (полные) тепловые схемы.

Принципиальная тепловая схема отражает существо технологического процесса. Такие схемы разрабатываются на стадии принятия основополагающих решений. На принципиальной схеме параллельно включенное однотипное оборудование, в том числе и резервное (теплообменные аппараты, насосы), изображают только один раз, при этом полностью отражают последовательно включенные элементы.

Развернутая тепловая схема отражает полную совокупность и коммуникаций (включая резервы), составляющих или связанных с основным пароводяным трактом и обеспечивающих режимы работы паротурбинной установки, предусмотренные проектом, в том числе пусковые, останова, частичной нагрузки, аварийные. Развернутая тепловая схема является результирующим документом, составленным на основе детальных схем, входящих в состав установки.

Тепловая схема предусматривает также решение задачи о способе приготовления добавочной воды (например, термическое обессоливание) и месте ввода ее в цикл часто применяется обессоливание с подачей воды в конденсатор турбины.

Турбина имеет 5 цилиндров. Свежий пар с параметрами 23,5 МПа, 540 0С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный промперегреватель парогенератора при давлении р0п.п=3,8 МПа и температуре примерно 290 0С. После промежуточного перегрева пар (3,34 МПа, 540 0С) 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 рк,ср=3,6 кПа (рк1=3,2 кПа, рк2=4 кПа). Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.[2]

 

ЦВД –  цилиндр высокого давления; ЦСД – цилиндр среднего давления; ЦНД-I, ЦНД-II, ЦНД-III –цилиндры низкого давления; Д–деаэратор; КН – конденсационный насос; ПН –  питательный насос; Б  –  бак; СП –  сальниковый  подогреватель; ТПН –  турбина питательного насоса

 

Рисунок 1 – Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки            К-800-240-5

 

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два – из ЦСД, 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. 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 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 ОУ2 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 сетевых подогревателей, а затем в конденсатор.

 

3. Определение количества парогенераторов и типоразмера

 

3.1 Выбор типоразмера парогенератора

 

 

Парогенератор – это основной агрегат тепловой электростанции. Рабочим телом в нем для получения пара является вода, а теплоносителем служат продукты горения органических топлив. Необходимая тепловая мощность парогенератора определяется его паропроизводительностью при обеспечении установленных температур и рабочего давления перегретого пара. При этом в топке парогенератора сжигается расчетное количество топлива.

Тип парогенератора определяется, главным образом, выбранным типом турбины, а также видом топлива, суммарной мощностью и режимом работы ГРЭС.

Производительность парогенератора энергоблока выбирают по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути парогенератора к турбине.