Разработка проекта модернизации питательных насосов для блоков 500МВт Рефтинской ГРЭС

Доклад

Целью данной дипломной  работы является разработка проекта  модернизации питательных насосов  для блоков 500МВт Рефтинской ГРЭС. В процессе работы будет представлено описание оборудования ГРЭС и блоков 500МВт, описание существующих насосов  и их проблемы в эксплуатации. Описание разработки проекта реконструкции питательных насосов.

В экономической  части определим время возврата инвестиций вложенных в реконструкцию  питательного насоса.

В расчёте проточной части определим  диаметр проточной части.

 

Рефтинская ГРЕС является одним из самых крупных объектов промышленной энергетики.

60-х годах  Рефт стал ареной большого  энергетического строительства.  По решению правительства новый  мощный энергоузел вместе с  другими уральскими станциями  должен был обеспечить электричеством возникающие одно за другим крупнейшие предприятия нашего края и Западной Сибири, в частности Тюменского Севера.

В июле 1963 года первый механизированный десант начал работы по подготовке в уральской тайге трассы для  автодороги, которая должна была соединить площадку будущего энергопредприятия с г. Асбестом. И трассу под линию электропередачи для снабжения электроэнергией стройки, а также заложить базу для начала строительства Рефтинской ГРЭС.

Первый пуск турбогенератора состоялся 7 октября 1970 года. После серии проверок и опробований котла и турбины, первый блок был включен в сеть 24 декабря 1970г. и сразу начал работать на максимальной нагрузке. И этот принцип, работа блока с максимальной нагрузкой сразу после монтажа, сохранился на всех девяти последующих блоках.

Блок № 1 был  принят в эксплуатацию 28 декабря 1970 года государственной комиссией  под председательством В. П. Трачука. Блоки №2 и №3 были приняты в  эксплуатацию в 1971 году. В следующем  году был введён блок №4. В сентябре 1974 года был пущен блок №5. Сейчас, как легенду рассказывают о том, что бригада М. И. Шасирина забетонировали нижнюю плиту шестого турбогенератора за 46 часов вместо 4-5 суток. И в мае 1975 года был пущен блок №6. Мощность электростанции достигла 1,8 миллиона киловатт.

Продолжать  строительство блоков по 300 тысяч  киловатт было бы не выгодно. Принимается  решение расширять Рефт ГРЭС за счёт “пятисоток”. К тому времени они  себя хорошо зарекомендовали, эксплуатация показала, что удельный расход топлива  на них неизмеримо ниже, чем на существующих Рефтинских блоках.

Буквально за один год коллективы Уралэнергомеханизации  и управления строительства подготовили  фундаменты всех четырёх объектов. Едва в конце 1977 года был сдан государственной  комиссии энергоблок №7, как у его  торца поднялись металлоконструкции корпуса восьмого энергоблока. Следующие блоки №8 и №9 по 500 тыс. кВт. вводились в конце 1978 и 1979 гг. соответственно. Последний, десятый, энергоблок введён в строй действующих энергоблоков, взяв первую нагрузку 21 декабря 1980 года.

В конце 1980-х в СССР ежегодно вводилось в строй около 10-12 тыс. МВт новых мощностей, а за последнее десятилетие не более 3 тыс. МВт. Последними из завершенных крупных проектов стали Сочинская и Калининградская ТЭЦ-2, до этого Северо-Западная ТЭЦ в Петербурге. По данным Advanced Research, возраст оборудования электростанций превышает 30 лет, износ зашкалил за 70%. Сегодня можно говорить, что энергетика стала тормозом в развитии экономики страны: достаточно вспомнить зимние ограничения в потреблении электричества и тепла, с которыми с завидной регулярностью сталкиваются промышленность и население. РАО не в состоянии выполнить заявки от участников экономической деятельности на 50 млрд. кВт/ч электроэнергии.

Надежность работы и ресурс теплотехнического оборудования в значительной мере зависит от степени износа рабочих поверхностей оборудования. Производитель электрической и тепловой энергии, как в нашей стране, так и за рубежом, в своей практической деятельности сталкиваются с интенсивным износом различного оборудования турбин, парогенераторов,  теплообменников, запорной и регулирующей арматуры, насосов и др. Для отечественной энергетики проблема износостойкости, физического и морального старения оборудования ТЭС, в современных условиях и на ближайшую перспективу приобретает особую значимость, обусловленную, в первую очередь, состоянием теплотехнического оборудования, часто уже исчерпавшего свой ресурс, но по-прежнему находящегося в эксплуатации.

В настоящее время наиболее результативным путем повышения эффективности работы электростанций в условиях замедленного строительства новых объектов является модернизация оборудования, выработавшего свой ресурс.

 

В настоящее время на Рефтинской ГРЭС установлено десять энергоблоков: шесть дубль блоков по 300 тыс. кВт. и четыре моноблока по 500 тыс. кВт. В состав блоков входят:

- парогенераторы типа ПК-39-2, П-57-2 и П-57-3 Подольского машиностроительного  завода;

- турбогенераторы типа К-300-240 и  К-500-240 Харьковского турбинного завода;

- турбогенераторы типа ТГВ-300 и ТГВ-500 Харьковского завода “Электротяжмаш”;

- турбогенераторы типа ТВМ-500 Новосибирского  завода “Сибэлектротяжмаш”.

Выдача мощности ГРЭС осуществляется по ЛЭП 220 и 500 кВт. Схема технического водоснабжения - оборотная, с прудом- охладителем площадью 25,3 км, с объемом воды 148 млн.м.

Схема химводоочистки: полное трехступенчатое  химическое обессоливание со 100%-ной  очисткой основного конденсата на блочных  обессоливающих установках.

В качестве основного топлива используется высокоабразивный многозольный экибастузский уголь. Подача топлива осуществляется двумя автономными автоматизированными топливоподачами для блоков 300 и 500 тыс. кВт отдельно. При максимальной нагрузке блоков за сутки сжигается до 50 тыс. тонн топлива.

После окончания строительства в 1980 году ежегодно станция вырабатывает около 27 млрд. кВт.ч. электроэнергии. В 1985 году удельный расход условного топлива составил 329,5 г. / кВт.ч. - лучший показатель экономичности среди электростанций, работающих на твёрдом топливе.

Коэффициент использования установленной мощности к 1986 году составил 81,5%.

 

Источником водохранилища служит река Рефт, левобережный приток реки Пышма, берущий своё начало в В-Пышминском районе Свердловской области. Вода глубинным  водозабором забирается из водохранилища и по открытому подводящему каналу подаётся на береговые насосные станции.

Каменно-набросная плотина технического водохранилища выполнена в створе реки Рефт для создания водохранилища. Длина плотины 485 м, ширина по гребню 10 м., наибольшая высота 28,0 м., максимальная отметка по гребню 180,8 м. Плотина выполнена на скальном основании. Вдоль тела плотины заложен бетонный зуб с отм. 152,00 м.

Водосбросное устройство расположено  вне тела плотины. Пропускная способность  водослива НПУ(=178,0м.)- 198,0 м/сек; при форсированном уровне в половодье=178,4 м. - 230м/сек.

Для разгрузки угля, дробления и  транспортировки его в главный  корпус имеются две раздельно  работающие топливоподачи с ленточными транспортёрами.

Для хранения угля два склада ёмкостью:

- 400 тысяч тонн – I очередь

- 500 тысяч тонн – II очередь

Мазутное хозяйство ГРЭС состоит  из 2-х частей и предназначено  для приёма, хранения и подачи мазута в котельное отделение блоков 300 и 500 МВт. Мазутное хозяйство № 1 объединено с маслохозяйством и имеет 3 бака для хранения мазута ёмкостью 2000 м³ каждый и 20 резервуаров для хранения турбинного и транспортерного масел ёмкостью 70 м³ каждый.

Мазутное хозяйство № 2, имеющее  мазутный бак ёмкостью 10000 м³, вынесено за территорию станции.

Водоподготовительная установка, состоящая из помещения ХВО, склада химреагентов и осветлителей, располагается отдельным зданием, расположенным с южного торца главного корпуса Бл. 300 Мвт.

Складирование золошлаковых остатков, получаемых при сжигании угля в топках котлов ГРЭС, обеспечивает система внешнего ГЗУ с золоотвалом №1 и №2, насосной станцией осветлённой воды №1 и №2, шахтными водосбросами, золошлакопроводами, трубопроводами осветлённой воды, насосными перехвата фильтрата золоотвалов №1 и №2.

 

Турбинное оборудование

Паровая конденсационная одновальная турбина типа К-500-240-2.

Турбина изготовлена Харьковским  турбостроительным заводом им.       Кирова. Номинальная мощность 500МВт  на 3000 оборотах в минуту. Турбина  предназначена для превращения  тепловой энергии в механическую энергию вращения ротора турбины, который непосредственно связан с ротором генератора. Турбина представляет собой одновальный четырёхцилиндровый агрегат с 4^мя выхлопами на 2 конденсатора. Турбина работает в блоке с котлом П-57-2(3) и рассчитана для работы при следующих основных параметрах пара:

1. Номинальная мощность – 500МВт.
2. Число оборотов – 3000об./мин.
3. Давление пара перед СК ЦВД – 240ата
4. Температура свежего пара перед СК ЦВД – 540ºС.
5. Абсолютное давление на выхлопе из ЦВД – 41,5ата
6. Температура промперегрева на входе в ЦСД – 540ºС.
7. Абсолютное давление перед входом в ЦСД – 37,2ата
8. Абсолютное давление в конденсаторе турбины при расчётной          температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор +12ºС и расчётным её расходом 51480т/ч – 0,0355ата.

Турбина имеет 9 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для    подогрева питательной воды в ПНД, ПВД, деаэраторной установке и для     питания приводных турбин питательных насосов. На турбине имеется           валоповоротное устройство (ВПУ), а также система обогрева фланцев и    шпилек ЦВД и ЦСД.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Таблица 1 – Характеристика  проточной части и данные по  отборам турбины      при  номинальном режиме с отбором  пара на теплофикационные нужды:

Наименование	Р отбора, ата	Т отбора, 0 С	Расход пара, т/ч	Потребители
1отб.(за 8ст.ЦВД)	58,5	336	100,0	ПВД–9
2 отб.(за 10ст.ЦВД)	41,5	294	143,0	ПВД–8
3 отб.(за 7ст.ЦВД)	17,35	432	77,0	ПВД–7
4 отб.(за 6ст.ЦСД)	11,2	374	34,4	Деаэратор 7 ата
4 отб.(за 6ст.ЦСД)	11,2	374	98,8	Привод ПТН
5 отб.(за 9ст.ЦСД)	5,8	286	18,8	ПБ
5 отб.(за 9ст.ЦСД)	5,8	286	46,3	ПНД–5
6 отб.(за 11ст.ЦСД)	3,0	323	35,0	ОБ–2 ст.
6 отб.(за 11ст.ЦСД)	3,0	233	44,4	ПНД–4
7 отб.(за 1ст.ЦНД)	1,58	169	41,6	ОБ–1 ст.
7 отб.(за 1ст.ЦНД)	1,58	169	35,0	ПНД–3
8 отб.(за 2ст.ЦНД)	0,84	113	71,0	ПНД–2
9 отб.(за 4ст.ЦНД)	0,165	56	28,8	ПНД–1

 

Анализ работы энергетических насосов

 

Гидросистемы основных технологических циклов электростанций (конденсата, питательной воды, теплофикационного и др.) характеризуются переменными режимами работы в процессе эксплуатации. Изменения расходов рабочей среды происходят в широком диапазоне в зависимости от времени суток и имеют ярко выраженный сезонный характер. Элементы их оборудования в течение длительного времени вынуждены работать в режимах, значительно отличающихся от расчетных, вследствие чего может появиться комплекс отрицательных последствий. Прежде всего, это относится к лопастным насосам, обеспечивающим движение жидкости в системе. В результате снижается надежность работы, как самих насосов, так и электростанции в целом.

Длительная эксплуатация лопастного насоса в нерасчетных, неоптимальных режимах и, тем более, вне его рабочей зоны (по подаче) приводит к ряду негативных явлений:

  заметному снижению КПД насоса;

  появлению значительной неравномерности скоростей потока и давлений на выходе из рабочего колеса (РК), возникновению и усилению пульсаций потока в колесе и в отводе и, как следствие, росту шумов и вибраций;

   возникновению существенной радиальной силы, действующей на вал со стороны РК, величина которой для насосов со спиральными отводами (сетевые, бустерные и др.) на один или два порядка может превышать весовые и монтажно-технологические нагрузки, что приводит к преждевременному износу и выходу из строя подшипников, а иногда и к поломке вала;

  возникновению кавитационных явлений, влекущих за собой появление ряда дополнительных негативных факторов, вплоть до полного прекращения подачи жидкости вследствие "запаривания" насоса;

  появлению в гидросистеме при определенных условиях резких периодических колебаний расхода, сопровождающихся гидравлическими ударами, что может привести к разрушению элементов системы. Вероятность возникновения таких колебаний возрастает, а предсказуемость их появления снижается, если работают несколько параллельно соединенных насосов, что как раз характерно для большинства гидросистем электростанций.

Анализ предложений новых насосов

 

Начиная с 1996 года, на Российском рынке энергетического оборудования появляются новые фирмы: “Sulzer”, “КSВ”, “ЛМЗ”, “КТЗ”. Фирма “Sulzer” провела реконструкцию насосов энергоблоков мощностью 250 МВт Мосэнерго (более 20 насосов), фирма “КSВ” - реконструкцию насосов энергоблоков мощностью 800 МВт Пермской ГРЭС (три энергоблока — шесть насосов), блок 1200 МВт Костромской ГРЭС (три насоса).  
      Насосы фирм “Sulzer” и “КSВ” имеют уровень вибрации во всем рабочем диапазоне не более 2 - 2,8 мм/с, КПД не ниже 84-85%, наработку до капитального ремонта не ниже 40000 часов.  
      В 1998 году в тендере ОАО «Тюменьэнерго» контракт на модернизацию насосов энергоблоков мощностью 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС заключила немецкая фирма “КSВ”. Выполнение контракта было связано с трудностями финансового характера, что привело к задержке и срыву графика поставок оборудования.  
      Использовав временную передышку ОАО “Пролетарский завод” начиная с 2001 года провело ремонты с реконструкцией питательных насосов. Первый модернизированный насос был поставлен в 2001 году на энергоблок №3 Сургутской ГРЭС-2. Всего в настоящее время в Тюменьэнерго на энергоблоках 800 МВт установлено на Сургутской ГРЭС-2 одиннадцать насосов типа ПН 1500-350-4 и один насос типа ПН 1500-350-3 и на Нижневартовской ГРЭС четыре насоса типа ПН 1500-350-4.  
   Реконструкция насосов проводилась последовательно, устраняя некоторые дефекты и вводя новые конструктивные элементы.