56413

Расчет парового котла ТГМП - 314, паровой турбины К-300-240 ЛМЗ генератора ТВВ-320-2

Дипломная

Производство и промышленные технологии

Данный дипломный проект содержит описание и компоновку главного корпуса, зданий и сооружений на площадке ГРЭС. Приведено описание основного оборудования: парового котла ТГМП - 314, паровой турбины К-300-240 ЛМЗ генератора ТВВ-320-2. Выполнен расчёт тепловой схемы.

Русский

2014-05-10

6.34 MB

194 чел.

АННОТАЦИЯ

Данный дипломный проект содержит описание и компоновку главного корпуса, зданий и сооружений на площадке ГРЭС. Приведено описание основного оборудования: парового котла ТГМП - 314, паровой турбины К-300-240 ЛМЗ генератора ТВВ-320-2. Выполнен расчёт тепловой схемы.

В основной части дипломного проекта рассмотрена реконструкция блока 300 МВт путем надстройки ГТУ по сбросной схеме.

В экономической части рассчитаны технико-экономические показатели работы блока 300 МВт, и определена себестоимость электрической энергии отпущенной от ГРЭС.

В разделе безопасности и экологичности приведено описание технологии производства тепловой и электрической энергии и рассмотрены мероприятия и средства защиты, обеспечивающие необходимые условия жизнедеятельности для работников ГРЭС.


СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………

1. ОПИСАНИЕ КОСТРОМСКОЙ ГРЭС………………………………………………..

1.1.Основные сооружения электростанции………………………………………….

1.2.Топливное хозяйство………………………………………………………………..

1.4.Система технического водоснабжения……………………………………………..

1.5. Сооружения электрической части………………………………………………….

1.6. Управление и автоматика……………………………………………………………

2. ОПИСАНИЕ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ……………………………………….

2.1. Компоновка главного корпуса электростанции………………………………….

2.2. Описание котлоагрегата ТГМП-314………………………………………………..

2.3. Турбоагрегат……………………………………………………………………………

2.3.1. Общее описание ……………………………………………………………………

2.3.2. Парораспределение и регулирование турбины…………………………………….

2.4. Генератор ТВВ-320-2………………………………………………………………….

2.4.1. Общее описание ……………………………………………………………………

2.4.2. Система охлаждения статора генератора………………………………………….

3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА З00 МВт……………………………………….

3.1. Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины……………………………………………………………………

3.2. Построение процесса…………………………………………………………………

3.3. Баланс пара и питательной воды………………………………………………………

3.4. Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС…

3.5. Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС…………………………………………………………………………………………….

4. ОПИСАНИЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ……………………………….

4.1. Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель РВП98………………………..

4.2. Дымосос ДО - 31,5…………………………………………………………………………

4.3. Дутьевые вентиляторы……………………………………………………………………

4.4. Дымососы рециркуляции газов…………………………………………………………..

4.5. Конденсационная установка…………………………………………………………….

4.6. Деаэраторная установка…………………………………………………………………..

4.7. Питательная установка……………………………………………………………………

4.8. Бустерный насос……………………………………………………………………………

4.9. Питательный насос………………………………………………………………………..

4.10. Турбина ОР12ПМ………………………………………………………………………..

4.11. Циркуляционные насосы………………………………………………………………..

4.12. Дренажные насосы……………………………………………………………………….

4.13. БРОУ………………………………………………………………………………………

5. РАСЧЕТ ТУРБИНЫ К-300-240ЛМЗ…………………………………………………………..

5.1. Построение  ориентировочного  рабочего  процесса……………………………………

5.2. Ориентировочный расчёт регулирующей ступени…………………………………….

5.3. Выбор размеров и теплового перепада последней ступени турбины…………………

5.4. Определение числа нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада…………………………………………………………………………………………                                                                          

6. МОДЕРНИЗАЦИЯ БЛОКА 300 МВт НАДСТРОЙКОЙ ГТД-110 НПО «САТУРН»…….

6.1. Описание газотурбинной установки ГТЭ-110………………………………………….

6.2. Специальные требования к рабочим средам……………………………………………

6.2.1. Требования к топливу………………………………………………………………..

6.2.2. Требования к маслу………………………………………………………………

6.2.3. Система сжатого воздуха………………………………………………………….

6.2.4. Средства для промывки и очистки проточной части ГТУ……………………..

6.2.5. Станционная система охлаждения – техническая вода…………………………

6.3. Конструкция ГТЭ-110…………………………………………………………………

6.3.1. Компрессор………………………………………………………………………

6.3.2. Камера сгорания…………………………………………………………………

6.3.3. Турбина…………………………………………………………………………….

7. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ СБРОСНОГО ТИПА…………………………………………………………………………………………….

7.1 Общие принципы построения ПГУ сбросного типа………………………………….

7.2. Описание тепловой схемы ПГУ-410……………………………………………………

7.2.1. Особенности сопряжения газотурбинных установок с котлом ТГМП-314……

7.2.2. Технико-экономические показатели………………………………………………

7.3 Расчет технико-экономических показателей ПГУ-410…………………………………

8. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭС………………………

9. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА…………………………………….

9.1. Обеспечение допустимых условий труда………………………………………………

9.2. Защиты турбоагрегата…………………………………………………………………..

9.3. Меры по предотвращению отравлений при работе с маслом системы регулирования и смазки турбины……………………………………………………………………………..

9.4. Микроклимат……………………………………………………………………………

9.5. Производственный шум и вибрация……………………………………………………..

9.6. Освещение ………………………………………………………………………………..

9.7. Определение плотности потока тепловой энергии……………………………………

9.8. Электробезопасность…………………………………………………………………..

9.9. Молниезащита……………………………………………………………………………

9.10. Защита от термических ожогов……………………………………………………..

9.11. Пожаровзрывобезопасность………………………………………………………….

9.12. Охрана окружающей среды от вредных выбросов ГРЭС…………………………….

9.13. Заключение…………………………………………………………………………..

10. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ………………………………………………………………

10.1. Постановка задачи………………………………………………………………..

10.2. Расчет выбросов оксидов азота……………………………………………………

10.3. Поверочный расчет дымовой трубы………………………………………………..

10.4. Расчет рассеивания в атмосфере вредных примесей, содержащихся в дымовых газах ТЭС…………………………………………………………………………………………….

10.4.1. Расчет максимальных приземных концентраций……………………………….

10.4.2. Расчет предельно допустимых выбросов………………………………………..

11. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время около 70% элементов теплосилового оборудования ТЭС выработали парковый ресурс и требуют более пристального внимания к оценке технического состояния на текущий момент и на последующий межремонтный период. Федеральным законом от 21 июля 1997 г. №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» определены основные требования государства к собственникам производственных объектов, которые должны обеспечить безопасность обслуживающего персонала и жителей близлежащих населенных пунктов, а также исключить возникновение техногенных катастроф.

Переход от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по фактическому состоянию оборудования поставил новые задачи перед энергетиками в области диагностики состояния, оценки фактического состояния на текущий момент и прогнозирования его состояния на будущий период эксплуатации. В дипломной работе рассмотрены общие принципы организации безопасной работы и методы контроля текущего состояния наиболее ответственных элементов.


1. ОПИСАНИЕ КОСТРОМСКОЙ ГРЭС

Костромская ГРЭС - одна из крупнейших станций в европейской части России. Электростанция входит в «ОГК-3». КГРЭС расположена на юго-западе Костромской области на реке Волга, которая служит источником водоснабжения для станции. Строительство электростанции осуществлялось в три очереди. На первой очереди установлено четыре дубль - блока мощностью 300 МВт с двухкорпусными газомазутными котлами паропроизводительностью 950 т/ч. На второй очереди - четыре моноблока по 300 МВт с однокорпусными газомазутными котлами паропроизводительностью 950 т/ч. В составе всех энергоблоков работают паровые турбины мощностью по 300 МВт на параметры пара 240 кгс/см и температурой острого и вторично перегретого пара 540/540°С. Суммарная установленная мощность энергоблоков первой и второй очереди - 2400 МВт.

На третьей очереди электростанции установлен головной энергоблок мощностью 1200 МВт, с однокорпусным газоплотным подвесным газомазутным котлом паропроизводительностью 3950 т/ч, одновальной турбиной мощностью 1200 МВт и генератором с бесщеточным возбудителем.

Энергоблоки мощностью по 300 МВт вводились в эксплуатацию с июня 1969 года по июль 1973 года, а энергоблок 1200 МВт был введен в эксплуатацию в 1980 году.

После завершения строительства Костромская тепловая электростанция имеет установленную мощность 3600 МВт.

1.1. Основные сооружения электростанции

К основным сооружениям электростанции относятся главный корпус энергоблоков 300 МВт, главный корпус энергоблока 1200 МВт, инженерно-бытовой корпус, химводоочистка, топливное хозяйство, система технического водоснабжения, сооружения электрической части.

Главный корпус энергоблоков 300 МВт - трехпролетный: машинный зал -
45м, деаэраторное отделение -12м, котельное отделение дубль - блоков - 33м, моноблоков - 39м. Шаг колонн -12м.

Главный корпус выполнен из сборного железобетона (за исключением металлических ферм и подкрановых балок машинного и котельного отделений) с применением новых строительных материалов и конструкций, фундаменты под колонны выполнены облегченными. Стеновое ограждение впервые в практике энергостроительства выполнено из керамзитобетонных панелей, облицованных брекшей. Световые проемы - из стеклопрофилита.

Расположение турбоагрегатов в машинном зале - поперечное. Тепловая схема - блочная.

Машинный зал обслуживают три мостовых крана, грузоподъемностью по 125/20 тс, котельное отделение - три мостовых крана по 50/10 тс.

На открытой площадке за главным корпусом расположены дымососы, дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухонагреватели. Для отвода дымовых газов от котлоагрегатов сооружены две дымовые трубы высотой по
250м. Дымовая труба моноблоков выполнена из несущей железобетонной оболочки, в которой установлено четыре остальных отводящих ствола, каждый из которых обслуживает один энергоблок.

Главный корпус энергоблока 1200 МВт - пятипролетное здание. Машинный зал имеет два пролета - 30 и 54м, деаэраторная этажерка - 15м, котельное отделение 45м, помещение турбовоздуходувок - 15м. Каркас главного корпуса запроектирован в металлических конструкциях, что обусловлено большими нагрузками на колонны котельного отделения от подвесного котла, который опирается на хребтовые балки с шагом 6 м. Стеновое ограждение принято комбинированным с применением напряженно-армированных керамзитобетонных панелей и комплексных панелей из стального профилированного листа с синтетическим утеплителем. Междуэтажные перекрытия выполнены сборными железобетонными, оконные проемы - из световых панелей в металлических переплетах и стеклопрофилита.

Машинный зал обслуживают четыре мостовые крана грузоподъемностью по 125/20 тс, котельное отделение - два крана по 100/10 тс.

Дымососы и регенеративные воздухоподогреватели расположены на открытой площадке за главным корпусом. Для выброса дымовых газов сооружена дымовая труба высотой 320м. С кремнебетонным газоотводящим стволом в железобетонной оболочке.

Инженерно-бытовой корпус расположен между главными корпусами энергоблоков 300 МВт и 1200 МВт. Он состоит из нескольких сблокированных зданий. В нем размещаются центральный щит управления, автоматизированная система управления технологическими процессами электростанции, цеха и отделы. Инженерно-бытовой корпус соединяется переходными мостами с главными корпусами.

1.2. Топливное хозяйство

Основным топливом для электростанции является природный газ, а высокосернистый мазут - резервным. Мазут доставляется по железной дороге. Мазут хранится в железобетонных резервуарах полуподземного типа и рассчитан на 15-ти суточный запас работы станции с номинальной нагрузкой. Разогрев мазута в железобетонных цистернах производится открытым паром. Пар для этих целей подается из 13-ти атмосферного коллектора с температурой 255°С. После разогрева мазут подается к форсункам котлоагрегата с давлением 47 кгс/см2 и температурой 125°С.

Подача природного газа осуществляется от магистрального газопровода. Газовое хозяйство включает газораспределительную станцию, откуда газ под давлением 11 кгс/см2 подается к газораспределительным пунктам электростанции. Таких ГРП на электростанции три. На каждую очередь предусмотрен свой газораспределительный пункт. При работе станции на газовом топливе мазут непрерывно циркулирует по внешнему мазутному кольцу, которое проходит непосредственно вокруг топочной камеры котлоагрегата на уровне трех ярусов горелок. Пройдя по мазутному кольцу, мазут возвращается на мазутное хозяйство, где вновь подогревается до определенной температуры и затем мазутными насосами 1-го и II-го подъема подается либо вновь во внешнее мазутное кольцо, либо к мазутным форсункам в зависимости от необходимости.

1.3. Система технического водоснабжения

Система технического водоснабжения Костромской ГРЭС прямоточного типа. Источником водоснабжения является река Волга. Подводящий канал открытый, земляной, с укрепленными бетоном берегами. Водозабор циркуляционной воды - глубинный, осуществляется тремя береговыми насосными станциями. Каждая БНС снабжает водой отдельную очередь электростанции. На каждый энергоблок приходится по два циркуляционных насоса. Каждый циркуляционный насос, как на блоках 300 МВт, так и на блоке 1200 МВт, вертикально-пропеллерного типа. Насосы снабжены поворотно-лопастными устройствами, что позволяет регулировать их производительность в зависимости от нагрузки блока. Кроме того, насосы блока 1200 МВт являются двухскоростными агрегатами, что также существенно повышает их маневренность.

Отводящие каналы выполнены двух видов:

1) Закрытые - из сборного железобетона.

2) Открытые - земляные.

На базе тепловых сбросных вод организовано полносистемное рыбоводное хозяйство.

1.4. Химводоподготовка

Для обеспечения потребностей всей электростанции в химобессоленной воде на Костромской ГРЭС введена в эксплуатацию химводоочистка производительностью 500 т/ч. Она работает по схеме коагуляции и трехступенчатого обессоливания. Все процессы приготовления обессоленной воды полностью автоматизированы.

Схема водоподготовки:

1.5. Сооружения электрической части

Выдача электрической мощности от электростанции производится на напряжениях 220 и 500 кВ. Энергоблоки 300 МВт через трехфазные повышающие трансформаторы мощностью 400 МВА соединяются с ОРУ 220 и ОРУ 500 кВ.

Генератор энергоблока 1200 МВт присоединяется к ОРУ 500 кВ через три однофазных трансформатора мощностью 533 МВА.

ОРУ 220кВ выполнено с двумя системами шин и обходной системой шин. ОРУ 500 кВ выполнено по схеме многоугольника. Связь между ОРУ 220 и ОРУ 500 кВ осуществляется через группу автотрансформаторов суммарной мощностью 801 МВА, которая одновременно служит для выдачи мощности одного из дубль - блоков 300 МВт.

Собственные нужды энергоблоков 300 МВт покрываются на напряжении
6 кВ от трансформаторов мощностью 25 МВА, энергоблока 1200 МВт - от трансформатора мощностью 40 МВА.

Для энергоблоков 300 МВт имеется два резервных трансформатора напряжением 220/6 кВ мощностью по 32 МВА, для энергоблока 1200 МВт мощностью 63МВА.

1.6. Управление и автоматика

Управление и контроль за работой оборудования блоков осуществляется с блочных щитов управления. На блоках 300 МВт таких щитов четыре (1 БЩУ на два блока). Энергоблок 1200 МВт имеет свой отдельный щит управления.

На блочные щиты установлены приборы регулирования работы основного и вспомогательного оборудования, а также аппаратура, необходимая для пуска и останова энергоблока. Все основные технологические процессы автоматизированы. На блочных щитах установлены информационно-вычислительные комплексы, а также панели защиты и сигнализации. На каждом комплексе функционирует программная система ОПРОС и программа КВП (контроль выбегов параметров).

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергоблока 1200 МВт представляет собой систему для выработки и реализации управляющих воздействий на энергоблок с применением методов оптимального управления, современных средств вычислительной техники, функционально-группового управления, автоматического регулирования, связи, а также традиционных средств контроля и управления. В состав ИВК блока 1200 МВт входят два вычислительных комплекса СМ - 2М с периферийным оборудованием и информационный комплекс М - 60.

АСУ ТП энергоблоков связана с автоматизированной системой управления технологическими процессами электростанции АСУ ТП ГРЭС центрального щита управления. АСУ ТП ГРЭС производит расчет технико-экономических показателей работы электростанции и оптимизацию распределения нагрузок между энергоблоками. АСУ ТП ГРЭС решает следующие основные задачи:

- коммерческий учет выработки и распределение электроэнергии;

- коммерческий и технический учет потребления природного газа ГРЭС;

- регистрация и представление оперативному персоналу ЦЩУ, а также пользователям сети АСУП следующей технологической информации:

- по потреблению природного газа;

- по параметрам работы основного электрооборудования ГРЭС;

- по диспетчерскому графику нагрузки;

- по переключению коммутационных аппаратов на ОРУ-220 кВ и срабатыванию устройств РЗА на РЩ-220 кВ;

- по переключению выключателей 6кВ питания СН блоков 1-9;

- по общестанционным параметрам, автоматизированное ведение суточной ведомости ЦЩУ; автоматическая передача технологической информации ГРЭС диспетчеру системы АО «Костромаэнерго»;

- формирование и передача по электронной почте оперативно-коммерческой информации в ОДУ Центра и смежные системы АО Энерго.


2. ОПИСАНИЕ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Компоновка главного корпуса электростанции

Главный корпус Костромской ГРЭС представляет собой совмещенный вариант котельного и машинного отделения с деаэраторной этажеркой между ними. Он выполнен в сборном железобетоне из элементов колонн и ригелей со стеновым заполнением из трехслойных офактуренных керамзитобетонных панелей, расстояние между колоннами (осями) в продольном направлении 12м.

Пролет машинного зала – 45м.

Пролет котельного отделения 1 очереди – 33м.

Пролет котельного отделения 2 очереди – 39м.

Пролет деаэраторной этажерки – 12м.

Высота машинного зала – 26м.

Высота котельного отделения 1 очереди – 42м.

Высота котельного отделения 2 очереди – 53м.

Высота деаэраторной этажерки – 35м.

Компоновка основного оборудования – блочная. В бесподвальном котельном отделении расположены 4 котлоагрегата ТГМП-114 в двухкорпусном исполнении и 4 котлоагрегата ТГМП-314 однокорпусного исполнения с ремонтной площадкой между 1 и 2 очередями.

На отметке 0,0м расположено:

- по два дымососа рециркуляции газов на каждый котлоагрегат;

- приямки маслостанции дымососов по одному на два энергоблока;

- маслостанции нижних опор РВП по одной на энергоблоки № 5 - 8;

- воздушные нагнетатели системы дробеочистки котлов ВН-1 и ВН-2

- насосы БЗК в осях 2-3;

- две приемные емкости с насосами промывочных вод РВП по одной на каждую очередь;

- бак с насосами промывки РВП по оси 4, бак пенообразователя, насосы СЭН.

Для проведения ремонтных работ котельное отделение оборудовано двумя мостовыми кранами 1 очереди и одним 2 очереди грузоподъемностью 50/10 тонн.

На каждый котлоагрегат 1 очереди установлены грузопассажирские лифты грузоподъемностью по 1000кг. Кроме этого на деаэраторной этажерке по осям 1, 2, 30 установлены три лифта грузоподъемностью по 2000кг.

За рядом «Г» котельного отделения на открытой площадке расположены регенеративные воздухоподогреватели, дутьевые вентиляторы и дымососы с газовоздуховодами, а также встроенные воздуховоды калориферы.

Для увеличения площади рассеивания и уменьшения концентрации вредных выбросов дымовых газов на 4 энергоблока 1 очереди установлена одноствольная железобетонная дымовая труба высотой 250м. На 4 энергоблока 2 очереди установлена дымовая труба высотой 250м. с несущим железобетонным стволом и расположенными в нем 4 подвесными металлическими независимыми стволами – по одному на каждый энергоблок.

В машинном зале в поперечном направлении расположены 8 турбоагрегатов К-300-240 объединения «Ленинградский металлический завод» с генераторами ТВВ-320-2 объединения «Электросила».

В конденсационном отделении машинного зала под отметкой 0,6м расположены циркуляционные водоводы, трубопроводы конденсационных установок, распределительные пункты тушения пожара со щитами управления.

Выше отметки 0,6м расположены питательные установки, подогреватели высокого и низкого давления, системы маслоснабжения и регулирования турбоагрегатов, бойлерные установки, другое вспомогательное оборудование блоков.

На отметке 0,6м машинного зала блоков №2, 4, 6, 8 установлены группы насосов станционного отопления. На блоке № 4 установлена группа подпиточных насосов теплосети.

По ряду «Б» в осях 35-36 расположены два подогревателя сырой воды. В подвале машинного зала в осях 36-37 к ряду «А» расположена группа насосов сырой воды и ПЖН-6. Машинное отделение оборудовано тремя мостовыми кранами грузоподъемностью 125/20 тонн, имеет три ремонтные площадки: у постоянного торца, между энергоблоками № 4-5 и у временного торца.

В пролете деаэраторной этажерки расположены растопочные расширители, три пароэжекторные установки, деаэраторы, паропроводы собственных нужд 13 ата, с редукционно-охладительными установками, питательные трубопроводы, паропроводы острого пара и промперегрева с импульсно-предохранительными устройствами, вспомогательные трубопроводы тепловых схем энергоблоков.

На отметке 15м этажерки расположены кондиционеры с воздуховодами блочных щитов управления (БЩУ) и вспомогательных помещений для эксплуатационного и ремонтного персонала ГРЭС.

На отметке 9,6м между каждыми двумя энергоблоками расположены БЩУ (один на два блока), между блоками № 6 и № 7 расположен объединенный щит управления теплосети (ОЩУ). На отметке 2,7м этажерки расположены блочные обессоливающие установки (БОУ), объединенные узлы кислотной промывки и регенерации фильтров БОУ.

На отметке 0,6м размещены две экспресс-лаборатории химического контроля.

Аэрация главного корпуса выполнена приточно-вытяжной.

Приток свежего воздуха осуществляется в зависимости от температуры наружнего воздуха через:

- фрамуги световых проемов ряда «А» на отм. 10,5м;

- фрамуги световых проемов ряда «Б» на отм. 30,0м;

- фрамуги аэрационного фонаря;

- калориферы, встроенные в стены рядов «А» и «Г».

Для обеспечения постоянного организованного подсоса воздуха в главный корпус по указанным направлениям всасы дутьевых вентиляторов энергоблоков выполнены из-под балок подкрановых путей ряда «Г» котельного отделения.

2.2. Описание котлоагрегата ТГМП-314

Прямоточный котел типа ТГМП-314 спроектирован и изготовлен Таганрогским котельным заводом, рассчитан на сжигание мазута и природного газа и предназначен для работы в блоке с паровой турбиной К-300-240 ЛМЗ мощностью 300 МВт. Котлоагрегат выполнен однокорпусным в П-образной компоновке с вынесенными из-под котла РВП, размещенными вне здания главного корпуса.

Основные данные по котлоагрегату ТГМП-314:

паропроизводительность...........................................………….....1000 т/час;

давление острого пара.....................................……......................255 кгс/см2;

температура острого пара.........................................…….....................545°С;

расход вторичного пара .............................................……..............780 т/час;

давление вторичного пара на входе в КПП НД.........………....41,5 кгс/см2;

давление вторичного пара на выходе из КПП НД.......……........39 кгс/см2;

температура вторичного пара на входе в КППНД ....…….................310°С;

температура вторичного пара на выходе из КПП НД.……...............545°С;

температура питательной воды................................……................... 270°С;

температура горячего воздуха.................................…….....................300°С;

часовой расход топлива: мазута................................................69900 кг/час;

газа.............................………...…………………..……….......76100 нм3/ час;

расчетный КПД при работе на мазуте.......... .............…….…..........93,71%;

на газе....................................................................................................94,03%.

Тепловое напряжение топочного объема при сжигании:

мазута ...................………………..... ………...……... 167*103 ккал/(часм3);

газа ........................……………......……….................. 163000 ккал/(часм3);

ширина котла по осям колонн...........................................…….......18600мм;

глубина котла по осям колонн.....................................……............23600мм;

высота котла по каркасу ...................................................…..........42000мм;

размер топки в плане.........................................…….…....... 173708660мм.

Котлоагрегат включает поверхности нагрева:

водяной экономайзер.................................................……………........3960м2;

подъемные грубы конвективной шахты..................…………….........537м2;

радиационные экраны топочной камеры...................…………….....1719м2;

фронтовой и потолочный экраны............................……………..........293м2;

экраны поворотной камеры..................................……………..............274м2;

       ширмы I и II ступеней........................................……...........................1470м2;

КП СКД........................................................................……....................2020м2;

КП НД-I.........................................................................................……...8600м2;

КП НД-II.....................................................................................…….….3690м2;

РВП: горячая часть....................................................................……...115900м2;

холодная часть......................................................……................24400м2.

Топочная камера оборудована 16 вихревыми газомазутными горелками ХФ ЦКБ-ВТИ-ТКЗ на фронтовой и задней степах. Производительность горелки по мазуту 4350 кг/ч, по газу 4800 м3/ч при нормальных физических условиях. Распыливание мазута осуществляется паромеханическими форсунками «Факел».

Рециркуляция газов, являющаяся основным средством регулирования температуры вторичного перегретого пара, имеет целью также снижение тепловых нагрузок на экраны НРЧ. Отбираемые за водяным экономайзером газы могут подаваться в сопла, расположенные в поду топочной камеры, и в периферийные каналы горелок двумя дымососами рециркуляции ГД-20У производительностью по 230-103 м3/ч с полным давлением 414 кгс/м2.

Два регенеративных воздухоподогревателя РВП-98, устанавливаемых вне здания котельной, обеспечивают заданный подогрев воздуха при номинальной нагрузке.

Котлоагрегат оснащается двумя дутьевыми вентиляторами ВДН-28, 6-П производительностью 532*103 м3/ч при полном давлении 435 кгс/м2 и двумя дымососами ДО-31,5 производительностью по 870*103 м3/ч при полном давлении 388 кгс/м2.

Весь первичный пароводяной тракт от входа питательной воды до выхода первичного пара разбит на два самостоятельно регулируемых потока, расположенных в левой (поток А) и правой (поток Б) половинах котла, без перебросов в промежуточных точках. Полное перемешивание среды осуществляется в 8 точках тракта.

Среда последовательно проходит следующие поверхности нагрева: водяной экономайзер — НРЧ — подвесная система конвективной шахты — СРЧ — ВРЧ — фронтовой экран — потолочный экран — экран поворотной камеры — ширмы 1 ступени — ширмы II ступени — первичный конвективный пароперегреватель (КПП СКД).

Промежуточный пароперегреватель состоит из двух конвективных ступеней низкого давления (КПП НД I ступени и КПП НД II ступени), между ними установлены пароохладители аварийного впрыска.

Для защиты поверхностей нагрева и регулирования температуры первичного пара предусмотрены два впрыска: впрыск I — перед ширмами I ступени и впрыск II — перед КПП СКД.

НРЧ выполнена из подвесных панелей, четыре потока НРЧ соединены не обогреваемыми опускными трубами последовательно. Каждый поток разделен на два подпотока, занимающих соответственно половину фронтового (заднего) экрана и прилегающую к ней половину бокового экрана.

Подовый экран составляет одно целое с фронтовым или задним экраном НРЧ. Конструктивно две панели (по 41 змеевику каждая) объединены одним входным (раздающим) горизонтальным коллектором. Оба выходных коллектора вертикальные.

Двухступенчатый ширмовый пароперегреватель имеет в каждой ступени одного потока десять горизонтальных ширм, подвешенных к каркасу котла на подвесных трубах. После ширм I ступени осуществляется перемешивание среды в пределах полупотока (пять ширм) и переброс полупотоков от средней четверти газохода к крайней и наоборот.

Последней ступенью первичного пароперегревателя является конвективный пакет, выполненный по схеме «прямотока» и расположенный в опускном газоходе первым по ходу газов.

Промежуточный пароперегреватель выполнен по схеме «противоток». Змеевики его I ступени имеют неодинаковую длину: от входных коллекторов, расположенных в центре конвективной шахты,— 78,68м, от крайних коллекторов — 92,68м.

2.3. Турбоагрегат

2.3.1. Общее описание

Турбина К-300-240 ЛМЗ паровая, конденсационная, с промперегревом, одновальная, трехцилиндровая предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВ-320-2. Номинальная мощность 300 МВт число оборотов 3000 об/мин. Давление свежего пара 240 кг/см2, температура пара 540С, давление в конденсаторе при расчетном режиме 0,035 ата, температура охлаждающей воды 12С, расход охлаждающей воды 36000 м3/час. Номинальный расход пара при температуре питательной воды 270С составляет 930 т/ч (максимальный – 975 т/ч). Удельный расход тепла на турбину 1925 ккал/кВт ч. Внутренний относительный КПД составляет: ЦВД – 80%; ЦСД – 91%; ЦНД – 80%.

КПД турбины брутто – 45,1%. Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в ПНД, деаэраторе 7 ата и ПВД до расчетной температуры 270С. Турбина имеет 39 ступеней давления, из них: 12 ступеней ЦВД, 12 ступеней ЦСД и 15 ступеней ЦНД (5 ступеней на одном роторе с ЦСД и по 5 ступеней в двухпоточном ЦНД).

Турбина имеет три выхлопа в конденсатор, из которых один выхлоп в ЦСД и два в ЦНД. Общий вес турбины 690 т. Вес ротора цилиндра высокого давления 9324 кг, ротора цилиндра среднего давления – 29300 кг, ротора цилиндра низкого давления – 32060 кг. Общая длина турбины – 21300 мм, длина ротора высокого давления – 5022 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам 1074 мм. Длина ротора среднего давления 6872 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам 3440 мм. Длина ротора низкого давления – 5860 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам – 3440мм. Высота турбины от пола машинного зала до верхней точки ЦНД – 4044 мм. Часть высокого давления выполнена из двух корпусов – наружного и внутреннего. Наружный корпус литой из стали 20ХМФЛ, внутренний – литой из стали Х11МФБ с приваренными сопловыми коробками. Оба корпуса имеют горизонтальный разъем, ЦВД имеет 12 ступеней, из которых первая – одновенечная регулирующая ступень и 5 ступеней давления расположены в наружном корпусе, образуя правый поток пара. Пройдя левый поток ЦВД, пар, с давлением 96,8 ата в расчетном режиме и температурой 410°С омывает внутренний корпус с наружной стороны и направляется в правый поток. Такое движение пара выполнено для охлаждения корпуса и паровпускных штуцеров, а также лучшего прогрева наружного корпуса. После ЦВД пар с параметрами Р=41,5 кгс/см2 и t=310С направляется на промперегрев по двум паропроводам 465х16 из стали 20. Ротор высокого давления цельнокованый, гибкий из стали Р2 с критическим числом оборотов 1700 об/мин, имеет 12 дисков с рабочими лопатками.

Диафрагмы ЦВД сварены из стали 15Х11МФ6. Рабочие лопатки с 1 по 6 ступень ротора изготовлены из стали 15Х11МФ, с 7 по 12 ступени – из стали 2Х13. Мощность, развиваемая ЦВД составляет 96100 кВт. После промперегрева пар по четырем трубопроводам 426х17 из стали 12Х11МФ через задвижки ППГ энергоблоков 1 – 4 или по двум трубопроводам 630х40 из стали 15Х1МФ энергоблоков 5 – 8 через два разгруженных отсечных и два регулирующих клапана ЦСД направляется в часть среднего давления. От трубопроводов горячего промперегрева перед отсечными клапанами имеются отводы к двум сбросным клапанам, расположенным по обе стороны турбины и предназначенных для выпуска пара из системы промперегрева в конденсатор при отключении турбины. Отсечные и регулирующие клапаны ЦСД расположены попарно в паровых коробках по обе стороны турбины и присоединены к нижней половине ЦСД фланцевыми соединениями. Корпус части среднего давления состоит из трех частей: передняя часть – литая из  стали 15Х11МФ, средняя часть – литая из стали 20, выхлопная часть – сварной конструкции из листовой углеродистой стали.

Ротор среднего давления изготовлен из стали Р2 и имеет 12 дисков, откованных заодно с валом и 5 насадных дисков частей низкого давления.

Ротор гибкий с критическим числом оборотов 1620 об/мин. Роторы высокого и среднего давлений соединяются жесткой муфтой и имеют общий подшипник №2. Диафрагмы ЦСД с 13 по 23 ступень сварной конструкции, с 24 по 29 ступень – чугунные с направляющими лопатками, залитыми в тело диафрагмы. Рабочие лопатки с 13 по 28 ступени изготовлены из стали 2Х13, а 29-я ступень из стали 15Х11МФ. Высота  лопатки последней ступени – 960 мм. Мощность, развиваемая ЦСД – 120920 кВт.

Цилиндр низкого давления (ЦНД) выполнен двухпоточным, по пять ступеней давления в каждом потоке, состоит из двух выхлопных частей и средней части.

Перепуск пара из ЦСД в ЦНД производится двумя трубами 1050 мм расположенными на уровне пола машинного зала по обе стороны турбины. Пар, пройдя оба потока ЦНД, поступает в конденсатор турбины который присоединен к выхлопным патрубкам ЦСД и ЦНД сваркой. Средняя часть ЦНД состоит из наружной и внутренней частей. Первые четыре диафрагмы ЦНД обоих потоков расположены во внутреннем корпусе средней части ЦНД. Диафрагмы последних ступеней потоков закреплены в наружном корпусе. Мощность, развиваемая ЦНД – 82920 кВт. Ротор низкого давления состоит из вала (сталь Р2) на который насажены 10 дисков из стали 34Х (по 5 на каждый поток).

Ротор гибкий с критическим числом оборотов 1873 об/мин. Роторы среднего и низкого давлений соединены между собой полугибкой муфтой. Роторы низкого давления и генератор соединены жесткой муфтой.

Диафрагмы ЦНД чугунные с направляющими лопатками, залитыми в тело диафрагмы. Рабочие лопатки ЦНД изготовлены из стали 15Х11МФ.

Ротор турбины вращается по часовой стрелке если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника и снабжен валоповоротным устройством. Валопровод турбоагрегата опирается на девять опорных подшипников скольжения (включая роторы генератора и возбудителя) с принудительной смазкой маслом ТП-22, насосами с независимым трубопроводом от двух источников турбины оборудован аккумуляторным баком, а подшипники генератора и возбудителя общим выносным аккумуляторным баком масла, необходимых для обеспечения смазки подшипников валопровода при отключении всех насосов смазки, на время выбега ротора турбоагрегата. Упорный подшипник представляет собой две плоскости, собранные из 20 сегментов колодок, опирающихся на корпус подшипника и заключенных между бухтами вала турбины, одна из которых (сторона ЦСД) рабочая, другая (сторона ЦВД) – установочная. Колодки упорного подшипника фиксируют положение валопровода относительно корпусов турбины. Осевые усилия на валопровод турбоагрегата компенсируются:

- в ЦВД – последовательным изменением направления потока пара;

- в ЦСД – на роторе выполнен разгрузочный диск в сопловой камере 13 ступени;

- в ЦНД – путем симметричного разделения потока пара.

Небаланс усилий роторов турбоагрегата воспринимают колодки упорного подшипника. Расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника и незначительно в сторону генератора. Фикспункт турбины расположен на оси боковых рам задней части ЦНД и определяется пересечением осей поперечных и продольных шпонок. Абсолютное расширение ЦСД - 1720 мм, всей турбины - 3236 мм. Для исключения выбивания пара по валу турбины спереди ЦВД, ЦСД и сзади ЦНД, исключения подсоса воздуха по валу в конденсатор турбины сзади ЦСД и обеих сторон ЦНД, турбина имеет кольцевые уплотнения. Уплотнения гребенчатого типа с промежуточными камерами. Камеры передних уплотнений ЦВД, ЦСД соединены с отборами турбины: первые с III, вторые – с IV, третьи – с VIII. Первая камера задних уплотнений ЦВД соединена с IV отбором, вторая – с коллектором уплотнений, третья – с VII отбором. В первые камеры задних уплотнений ЦСД и уплотнений ЦНД подается пар с коллектора уплотнений через влагоотделитель с давлением 0,10,3кгс/см2. Из крайних камер уплотнений цилиндров паровоздушная смесь отсасывается в сальниковый подогреватель ПС-115. Отсос воздуха с ПС-115 осуществляется в сбросные водоводы основных эжекторов турбины и на хозяйственный эжектор.

Турбина имеет сопловое парораспределение с семью отдельно стоящими регулирующими клапанами. Два стопорных клапана Ду-120 выполнены разгруженными. Разгрузка производится штоком. Регулирующие клапаны – неразгруженные, выполнены заодно со штоком. Три сопловых коробки из четырех обслуживаются каждая одним клапаном Ду-75 и одним клапаном Ду-120. Четвертая сопловая коробка обслуживается клапаном Ду-120. Подвод пара к ЦВД осуществляется по четырем паровпускным штуцерам с внутренним диаметром 180 мм. Стопорные и регулирующие клапана ЦСД разгружены (Ду-410 мм). Турбина снабжена системой автоматического регулирования, обеспечивающей необходимое воздействие на регулирующие клапаны турбины. Регулирование по скорости осуществляется бесшарнирным регулятором скорости с приводом через шлицевую муфту от вала турбины. Регулятор скорости через блок золотников (ЗРС) воздействует на промежуточный золотник, последний управляет индивидуальными сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД, ЦСД и сбросных клапанов. При пуске, синхронизации и работе под нагрузкой имеется возможность управлять блоками ЗРС по месту, от руки, с помощью маховика и дистанционного БЩУ; воздействием на золотники управления (ЗУПР) производится последовательное введение золотников регулятора безопасности, открытие сервомоторов автоматических затворов ЦВД, ЦСД, закрытие сервомоторов сбросных клапанов и открытие сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД. При синхронизации ЗУПРа, осуществляется изменение числа оборотов, а при работе в сети – изменение нагрузки генератора. В системе автоматического регулирования кроме управления регулятором скорости введено воздействие от нагрузки турбины и от давления пара в промперегреве через электроприставку на электрогидравлический преобразователь (ЭГП), который, в свою очередь, действует на регулятор скорости как промежуточный золотник (далее на регулирующие клапаны ЦВД и ЦСД). При регулировании с отключенной электроприставкой местная статическая неравномерность при нагрузках, больших 40% от номинальной, равна 4%, при меньших нагрузках, она для улучшения устойчивости сделана 10,4%. При включении электроприставки местная статическая неравномерность практически равна 4% во всем диапазоне нагрузок. Степень нечувствительности по частоте вращения не более 0,3%.

Турбина снабжена ограничителем мощности (ОМ), используемым для ограничения степени открытия регулирующих клапанов. Воздействовать на ОМ можно вручную по месту или дистанционно с БЩУ. ОМ представляет собой упор, подводящийся под буртик буксы промзолотника и препятствующий перемещению буксы вниз в сторону открытия регулирующих клапанов. При положении «0» по шкале ограничитель мощности выведен.

Турбина снабжена системой защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путем закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД в следующих случаях:

- при повышении числа оборотов турбины на 10-12% сверх номинального от действия центробежных выключателей;

- в случае отказа в работе обоих центробежных выключателей срабатывает дополнительная защита от разгона при повышении числа оборотов на 14% сверх номинального;

- при срабатывании электромагнитного выключателя от блочных защит, защит котла, турбины.

2.3.2. Парораспределение и регулирование турбины

ЦВД турбины имеет сопловое парораспределение с семью отдельно стоящими регулирующими клапанами. Подвод пара к ЦВД осуществляется по четырем паровпускным штуцерам с внутренним диаметром 180 мм. Турбина снабжена системой автоматического регулирования, обеспечивающей необходимое воздействие на регулирующие клапаны турбины. Регулирование  скорости вращения осуществляется бесшарнирным регулятором скорости с приводом через шлицевую муфту от вала турбины. Регулятор скорости через блок золотников регулятора скорости (блок 3РС) воздействует на промежуточный золотник, последний управляет индивидуальными сервомоторами регулирующих клапанов ЦВД, ЦСД и сбросных клапанов.

При пуске, синхронизации и работе под нагрузкой имеется возможность управлять блоком 3РС по месту вручную с помощью маховика и дистанционно - с БЩУ. Воздействие на золотник управления положением регулятора скорости (ЗУПР) производят последовательно: взведение золотников регулятора безопасности, открытие сервомоторов автоматических затворов ЦВД, ЦСД, закрытие сервомоторов сбросных клапанов и открытие сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД. При синхронизации воздействием на ЗУПР изменяется число оборотов ротора, а при работе в сети - изменение нагрузки генератора. В системе автоматического регулирования, кроме управления регулятором скорости, введено воздействие от нагрузки турбины и от давления пара в промперегреве через электроприставку на электрогидравлический преобразователь (ЭГП), который действует, как и регулятор скорости, на промежуточный золотник, а далее на регулирующие клапаны ЦВД и ЦСД.

Турбина снабжена ограничителем мощности (ОМ), используемым для ограничения степени открытия регулирующих клапанов. Регулирование турбины снабжено системой защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путем закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД в следующих случаях:

- при повышении числа оборотов турбины на 10-12% сверх номинальных от действия центробежных выключателей;

- при отказе в работе обоих центробежных выключателей срабатывает дополнительная защита от разгона при повышении числа оборотов на 14% сверх номинальных;

- при срабатывании электромагнитного выключателя от защит энергоблока, турбоагрегата, котлоагрегата;

- при воздействии на кнопку ручного при отключения турбины.

2.4. Генератор ТВВ-320-2

2.4.1. Общее описание

Турбогенератор ТВВ-320-2 представляет собой синхронный генератор трехфазного тока с водородно-водяным охлаждением. Сталь ротора и статора, обмотка ротора охлаждаются водородом, а обмотка статора генератора охлаждается дистиллированной водой. Нагретый водород охлаждается в четырех встроенных в корпус генератора газоохладителях. Циркуляция водорода обеспечивается двумя вентиляторами, смонтированными на роторе генератора. Через газоохладители прокачивается дистиллят насосами газоохладителей (НГО).

Корпус статора генератора сварной, газонепроницаемый, состоит из трех частей: центральной, в которой собрана активная сталь статора и двух торцевых частей, в которых смонтированы выводы статорной обмотки, газоохладители и уплотняющие подшипники.

Обмотка статора трехфазная, двухслойная. Охлаждение обмотки статора осуществляется подачей дистиллята в полые стержни обмотки по замкнутому контуру.

Основные технические данные:

Номинальная мощность ……………………………………………..300МВт;

Длительная допустимая мощность …………………………………300МВт;

Скорость вращения………………………………………………3000об/мин;

Критическая корость вращения ……………....................965 и 2650 об/мин;

К.П.Д. …………………………………………………………………...98,7%.

2.4.2. Система охлаждения статора генератора

Охлаждение обмотки статора генератора осуществляется циркуляцией дистиллята по контуру: водяной вакуумный бак, насосы охлаждения статора (НОС), теплообменники, фильтры, расходомерная шайба, полые проводники обмотки статора, вакуумный бак. Утечки из системы восполняются от БЗК или линии основного конденсата через регулятор.

Для подвода и отвода охлаждающей воды в генераторе со стороны турбины установлены два кольцевых коллектора со штуцерами, соединенных фторопластовыми шлангами со стержнями обмотки. Число шлангов соответствует число пазов генератора (54 паза).

Для удаления воздуха из системы во время ее заполнения и контроля появления водорода из верхних точек кольцевых коллекторов выведены контрольные трубки под фонарь, через которые должен быть постоянный проток воды.

Для удаления неконденсирующихся газов и исключения скопления водорода в вакуумном баке поддерживается разрежением 0,1-0,2 кгс/см2 эжектором ПС-115.

Вакуумный бак оборудован сигнализаторами верхнего и нижнего предельных уровней. Заполнение системы производится обессоленной водой с удельным сопротивлением не менее 200000 Ом/см. Для постоянного контроля за удельным сопротивлением дистиллята, которое прямо пропорционально солесодержанию, установлен солемер, сигнализирующий на БЩУ о снижении удельного сопротивления до 150000 Ом/см.

Дистиллят прокачивается одним из двух насосов типа КСМ-50, производительностью 50 м3/час, с напором 75 м.в.ст. Резервный насос включается автоматически при снижении давления и по отключению работающего насоса.

На входе в обмотку статора давление воды должно быть 3+0,5 кгс/см2 при расходе 36 т/час. Контроль за температурой дистиллята осуществляется термометрами сопротивления с выводом показаний и сигнала о повышении температуры на входе до 40°С на панели температурного контроля и БЩУ.

Для контроля расхода дистиллята установлены два расходомера, от которых задействованы:

- технологическая сигнализация при снижении расхода до 26 м3/час;

- защита генератора от обоих приборов, отключающая его при снижении расхода до 18 м3/час с выдержкой времени 3 минуты.

3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА З00 МВт

3.1. Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины

Турбина паровая конденсационная, без регулируемых отборов пара, с одним промперегревом и номинальной мощностью 300 МВт при 3000 об/мин, предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока.

Турбина снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды, в ней предусмотрен также отбор на турбопривод питательного насоса типа ОК.

Основные показатели турбины К-300-240 ЛМЗ

Таблица 3.1

Параметр

Величина

Размерность

Номинальная мощность

300

МВт

Максимальная мощность

330

МВт

Начальное давление

23,54

МПа

Начальная температура

540

°С

Давление на выходе из ЦВД

4,424

МПа

Температура на выходе из ЦВД

305

°С

Температура перегретого пара

540

°С

Расход охлаждающей воды

36000

м3

Температура охлаждающей воды

25

°С

Давление в конденсаторе

0,00343

МПа

Турбина имеет 8  отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе, в подогревателях высокого давления и для питания приводной турбинки главного питательного насоса. Отработавший пар из турбопривода частично возвращается в турбину и частично отводится в систему регенерации.

Таблица 3.2

Отбор

Давление, МПа

Температура, 0С

ПВД №1

6,847

360

ПВД №2

4,424

306

ПВД №3

1,678

422

Деаэратор

1,099

365

ПНД №4

0,530

277

ПНД №5

0,255

203

ПНД №6, ВС

0,0961

117

ПНД №7, НС

0,0226

63

В турбине предусмотрен отбор пара на сетевые подогреватели для покрытия теплофикационных нужд. Отбор на сетевой подогреватель из линии отбора на ПНД №4.

Рис. 3.1 Принципиальная тепловая схема блока 300 МВт (с турбиной К-300-240 ЛМЗ)


3.2. Построение процесса

Примем потерю давления в устройствах парораспределения цилиндров:

;

;

;

В таком случае давления на входе в цилиндры (за регулирующими клапанами) составят:

;

;

;

Процесс в h,s-диаграмме изображён на рис. 3.2. На процессе нанесены необходимые значения давлений, температур, энтальпий и энтропий.

Примечание: На всех рисунках значения температур указаны в градусах Цельсия (°С), давлений – в МПа, энтальпий – в кДж/кг, энтропий в кДж/(кг·°С).

3.3. Баланс пара и питательной воды

     Для того, чтобы рассчитать ПВД с целью определить расходы пара на них, в начале необходимо определить поток питательной воды, который проходит через ПВД. Определение расходов питательной воды начинается с определения расходов пара.

     При определении расхода пара из котла в относительных величинах необходимо учесть, что между котлом и турбиной часть пара теряется за счет протечек этого пара через штоки клапанов.

Принимаем расход пара на турбину известной величиной с обозначением D0.

Расход пара на утечки примем DокУТ=0,008D0.

Расход пара на концевые уплотнения примем DКУ=0,005D0.

Расход пара на основные эжекторы примем DЭж=0, т.к. для данного энергоблока используются водяные эжекторы.

Тогда расход пара из котла составит:

DК= D0 + DокУТ + DКУ + DЭж=(1+0,008+0,005+0)D0=1,013D0.

Количество добавочной воды должно компенсировать утечки в цикле DокУТ и утечки в тепловой сети DтсУТ. Утечки в тепловой сети (при закрытой системе теплоснабжения) составляют 1%.  Определим их величину.

,

где Qб=10 Гкал/час (11,63 МВт) – нагрузка тепловой сети (по заданию), СВ=4,19 кДж/(кг·°С) – теплоёмкость воды, tпр и tобр – температуры прямой и обратной сетевой воды (130°С и 70°С соответственно).

;

Следовательно, DтсУТ=0,01WСВ=0,4626 кг/с.

Количество добавочной воды Dдоб = DокУТ + DтсУТ = 0,008D0+0,4626 кг/с.

Рис. 3.2 Процесс работы пара в главной турбине и турбоприводе


3.4. Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС

Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:

I отбор

ПВД-8

3%

II отбор

ПВД-7

4%

III отбор

ПВД-6 (а также турбопривод)

5%

IV отбор

Деаэратор

6%

V отбор

ПНД-4

7%

VI отбор

ПНД-3

8%

VII отбор

ПНД-2

9%

VIII отбор

ПНД-1

10%

Определение параметров зависит от конструкции подогревателей. В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные.

По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры.

3.4.1. Повышением энтальпии в КН-I и КН-II пренебрегаем

0,00343 МПа, 26,35°С, 110,28 кДж/кг.

    3.4.2. Подогрев воды в сальниковом подогревателе (ПС +ЭП) принимаем равным 3°С

29,35°С, 122,94 кДж/кг.

3.4.3. ПНД-1

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

МПа;

60,13 °С, 251,61 кДж/кг;

°С, 4,19·57,13=239,2 кДж/кг.

3.4.4. ПНД-2

   Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

95,52 °С, 399,9 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2841,9 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 264,3 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 387,4 кДж/кг.

3.4.5. ПНД-3

Питается паром из VI отбора.

Давление греющего пара в корпусе  охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

124,85 °С, 524 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2739,7 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 412,5 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 510,19 кДж/кг.

3.4.6. ПНД-4

Питается паром из V отбора. В охладитель дренажа сбрасывается конденсат греющего пара сетевой подогревательной установки.

Давление греющего пара в корпусе  охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

150,7 °С, 635,2кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2777,3 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 535,31 кДж/кг.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 618,42 кДж/кг.

3.4.7. Основной деаэратор Д-10

Питается паром из IV отбора.

МПа;

181,3 °С, 768,8 кДж/кг; 2778,13 кДж/кг; 2009,3 кДж/кг.

3.4.8. Питательный насос

КПД насоса примем 0,84, давление нагнетания 32,0 МПа.

При давлении в деаэраторе  и установке его на высоте 25 м, а также принимая потери в трубопроводе  МПа, имеем давление на всасе насоса:

МПа.

Среднее давление воды в насосе:

МПа.

Средний удельный объём воды в насосе:

м3/кг.

Повышение энтальпии в насосе составит:

кДж/кг.

Энтальпия после ПН:

кДж/кг;→ °С.

3.4.9. ПВД-6

Включён по схеме Виолен.

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

200,5 °С, 854,5 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2463,1 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 844 кДж/кг.

Принимаем потерю давления в тракте питательной воды от питательного насоса до точки за собственно подогревателем 0,5 МПа, а потери давления в ПВД-7 и ПВД-8 также по 0,5 МПа. В таком случае, давление питательной воды перед ПВД-7 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 854,89 кДж/кг.

3.4.10. ПВД-7

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

253,31 °С, 1101,9 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2841,9 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 880,8 кДж/кг.

Давление питательной воды перед ПВД-8 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 1089,94 кДж/кг.

3.4.11. ПВД-8

Давление пара в корпусе охладителя пара:

МПа;

Давление в корпусе собственно подогревателя (примем потерю давления 1,5%):

МПа;

281,2 °С, 1243,5 кДж/кг;

Параметры пара в охладителе пара:

°С; 2836,4 кДж/кг.

Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 10°С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна  °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С; 1164,3 кДж/кг.

Давление питательной воды после ПВД-8 равно:

МПа.

Параметры воды за собственно подогревателем:

°С, 1221,4 кДж/кг.

3.5. Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС

3.5.1. Расчёт ПВД

Для всех регенеративных поверхностей, учитываемых в настоящем расчёте, коэффициент рассеивания тепла примем равным К=1,01.

1) Составляем уравнение теплового баланса для участка 1:

(1)

2) Составляем уравнение теплового баланса для участка 2

(2)

3) Составляем уравнение теплового баланса для участка 3:

(3)

Подставим известные значения в эти уравнения:

1)

2)

3)

Решая систему уравнений (1), (2) и (3) получим:

D1=0,070474 D, D2=0,106743 D, D3=0,044807 D.

Проверка расчёта ПВД.

Выполняется путём определения подогрева питательной воды в ОП-7.

Решим уравнение теплового баланса ОП-7.

;

;

1102,72 кДж/кг →258°С (при р ПВ7=31 МПа).

3.5.2. Расчёт ПО-8

;

;

1236,3 кДж/кг →281,4°С (при рПВ8=30,5 МПа).

3.5.3. Расчёт ВПО (выносной пароохладитель)

;

;

1273кДж/кг →289°С.

Проверка правильности вышеприведенных расчетов:

 

кДж/кг;

                                                                                                              кДж/кг;

 кДж/кг;                                                                           

Проверка:

Аналогично:

Вывод: погрешность расчетов оказалась меньше допустимой (0,5%) .

3.5.4. Расчёт турбопривода питательного насоса

Определим расход пара на противодавленческую приводную турбину.

; где 0,98 – механический КПД привода,

0,84 – КПД насоса,  кДж/кг – действительный теплоперепад в приводной турбине (см. процесс в h,s-диаграмме).

3.5.5. Расчет подогревателя сетевой воды

Бойлерная состоит из основного и пикового бойлеров, которые питаются из 6 и 4 отборов турбины. Давление перед регулирующими клапанами пикового бойлера составляет:

Определим давление и температуру в корпусе пикового бойлера:

Определим давление и температуру в корпусе основного бойлера:

Определим расход сетевой воды через бойлерную:

или:

Определим параметры дренажей бойлеров:

Определим энтальпию сетевой воды прямой и обратной магистрали, а также энтальпию за основным бойлером:

Определим расход пара, необходимый для обеспечения требуемой нагрузки бойлерной:

Запишем уравнение теплового баланса для ОБ и ПБ:

1)

2)

Решаем уравнения 1-2:

1)

2)

3.5.6. Расчет ПНД и деаэратора

Сначала рассчитаем ПНД с ОП, СП, ОД, т.е. ПНД-2,3,4 и деаэратор:

В ходе подстановки значений получим:

В ходе решения уравнения получим:

Примечание: все значения расходов в кг/c!

Расчет ПНД-1:

;

;

кг/с.


Рис. 3.3 Расчетная схема ПНД и деаэратора

3.5.7. Энергетическое уравнение мощности и его решение

При принятых единицах измерения рабочего тела в кг/с имеем:

.

dэ – удельный расход пара на энерговыработку.

0,996, 0,988 – КПД механический и генератора соответственно;

кДж/кг.

.

Определим коэффициенты недовыработки мощности по отборам.

.

  

 

             

             

            

    

             

               

D=259,08кг/с=932,7 т/ч

Сведём все расходы в таблицу.


Наименование расхода

Значение расхода

кг/с

т/ч

Отборы на подогреватели и турбопривод

18,25

65,73

27,65

99,56

41,64

149,9

10,65

38,36

9,528

34,3

-19,9

-71,66

8,998

32,39

9,895

35,62

106,71

384,16

Значения некоторых потоков

2,535

9,127

2,073

7,4

262,45

944,8

195,34

703,22

190,26

684,95

1,29

4,66

0

0

3.5.8. Проверка расчёта

В конденсатор со стороны турбины поступает количество пара, равное

кг/с.

·10-3 (МВт).

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3(МВт);

·10-3 (МВт);

·10-3 (МВт);

(МВт);

МВт.

Невязка расчёта составляет:

.

Вывод: все потоки рабочего тела в ПТС учтены правильно.

3.5.9. Определение энергетических показателей

Удельный расход пара на турбину.

.

Полный расход теплоты на ПТУ.

Расход теплоты на выработку электроэнергии.

.

Абсолютный электрический КПД.

КПД турбоагрегата на выработку электроэнергии на турбоагрегате:

Расход тепла на паровой котел:

КПД транспорта теплоты:

Расход тепла на выработку электроэнергии на станции:

КПД по выработке электроэнергии:

С учетом собственного расхода электроэнергии в размере 3% мощности ТГ КПД электростанции нетто:

КПД по отпуску тепловой энергии (брутто):

где т=0,99 — КПД теплообменников тепловых потребителей

Удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии:

Удельный расход тепла на выработку кВт.ч энергии:

 3.5.10. Расчет и выбор вспомогательного оборудования

Выбор подогревателей схемы регенерации.

Регенеративные подогреватели входят в комплект турбины:

ПНД №1: ПН-400-26-ОП-I нж

ПНД №2: ПН-400-26-7-II ус

ПНД №3: ПН-400-26-7-III нж

ПНД №4: ПН-400-26-7-IV нж

ПВД №6: ПВ-900-380-18

ПВД №7: ПВ-1200-380-42

ПВД №8: ПВ-900-380-66

Выбор бака деаэратора питательной воды.

Деаэрационная колонка питательной воды: ДСП-1000.

Запас питательной воды в баке деаэратора должен обеспечивать работу блочной установки в течение 3,5 минут.

Максимальный расход питательной воды:

Минимальная полезная вместительность деаэрационного бака:

Выбираем деаэрационный бак : V = 100 м3.

Выбор оборудования конденсационной установки:

Конденсатор входит в оборудование, комплектующее турбину: 300-КЦС-3.

Конденсатные насосы выбираются по условию максимального расхода пара в конденсатор, по необходимому напору и по температуре конденсата. Конденсатные насосы работают без резерва (резерв осуществляется недогрузкой одного из 2-х КЭНов).

Общая подача рабочих конденсатных насосов:

 

Напор насосов I ступени:

-гидравлическое сопротивление трубопроводов и арматуры;

-необходимый подпор на всасывающей стороне 2-ой ступени.

Напор насосов II ступени:

k-коэффициент запаса на непредвиденные расходы;

-геометрическая высота подъема конденсата;

-сумма потерь напора в трубопроводах и регенеративных подогревателях низкого давления.

Выбираем:

- в качестве насосов I ступени:

КСВ-500-85(Q=500м3/ч, H=85 м вод.ст.

- в качестве насосов II ступени:

КСВ-500-220(Q=500м3/ч, H=220 м вод.ст. в количестве 2-х штук в каждой ступени.

Выбор оборудования питательной установки:

Выбор питательных насосов.

Количество и производительность насосов должны соответствовать нормам:

- подача определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом 5%;

- при установке на блок 1-го 100% ТПН должен устанавливаться резервный насос с электроприводом и гидромуфтой 30-50% подачей;

- для обеспечения безкавитационной работы предусматривается предвключенный или бустерный насос.

Выбор главного питательного насоса:

=25,5 МПа – номинальное давление котлоагрегата;

=5,5 МПа – гидравлическое сопротивление котлоагрегата;

=2,55 МПа – запас давления на открытие предохранительных клапанов;

сумарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта (- сопротивление клапана питания котла);

- геодезический напор; ( Hн = 65 м вод.ст. = 0,646 т/ч при

= 1,5 МПа – на выходе из бустерного насоса;

Выбираем главный питательный насос:

СВПТ-340-1000(Q=1040 м3/ч, H=340 м вод.ст.)

Резервный питательный электронасос ( D=Dпв/2=1045,21/2=522,6 т/ч )

СВПЭ-320-550(Q=550 м3/ч, H=320 м вод.ст.)

Выбор предвключенного питательного насоса:

= 1,5 МПа;

Бустерные насосы устанавливаются в количестве 3 штук ( 2 шт. по 50% производительности рабочие, 1 шт. резервный 50% производительности).

Выбираем бустерные насосы:

12 ПД-8 (Q=650 м3/ч, H=158 м вод.ст.).

4. ОПИСАНИЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. Регенеративный вращающийся воздухоподогреватель РВП98

РВП98 представляет собой непрерывно действующий противоточный теплообменный аппарат, служащий для подогрева воздуха теплом уходящих газов. Процесс теплообмена в РВП производится чередованием нагревания и охлаждения вращающегося ротора с пакетами металлической набивки в газовом и воздушном потоках. РВВ98 состоит из следующих основных узлов:

- ротор;

- корпус с крышками;

- металлоконструкции опор и опорных устройств;

- приводные устройствa;

- нагревательные пакеты;

- уплотнительные устройства;

- промывочные устройства.

Ротор состоит из ступицы, цилиндрической обечайки и приваренными к ним радиальными перегородками, которыми он разделен на 24 сектора. Каждый сектор концентрично разделен перегородками на 6 отсеков, в которых установлены нагревательные пакеты. По высоте в каждый отсек устанавливаются по три пакета: нижний – холодный - высотой 600 мм, горячие высотой 1000 и 1200 мм. На обечайке ротора приварены фланцы толщиной 50 мм, служащие уплотнительными поверхностями периферийных уплотнений. В средней части ротора установлен цевочный обод, состоящий из 12 секторов с 360 цевками. При работе газы проходят по 11 секторам, воздух по 11 секторам и 2 сектора перекрываются уплотнительными плитами.

Два приводных устройства одинакового типа получают вращение от электродвигателей мощностью 20 кВт и служат для вращения ротора РВВ со скоростью 2 об/мин.

Уплотнительные устройства РВВ служат для разделения газового и воздушного потоков и включают:

- радиальные уплотнения, в которые входит плита радиального уплотнения, полосы на радиальных перегородках ротора и механизма подъема с системой рычагов. Каждая верхняя плита имеет свой привод сервомотор типа РМБ с электроприводом. Нижние радиальные плиты регулируются ремонтным персоналом вручную по мере необходимости и по графику;

- периферийные уплотнения предназначены для устранения присосов воздуха из внешней среды в газовую часть в виде колодок, закрепленных на верхней и нижней крышках и прижатых к фланцам ротора;

- аксиальные уплотнения служат для разделения газовой и воздушной частей между ротором и корпусом РВП. Плиты аксиальных уплотнений имеют возможность перемещения в горизонтальном направлении при помощи прижимных устройств и в вертикальном направлении с помощью рычажных устройств.

Для удаления отложений с пакетов набивки РВП имеются установки термоволновой очистки, и при выводе в ремонт предусмотрена схема отмывки РВВ подогретой водой. Ввод воды осуществляется по пяти коллекторам сверху ротора. На случай возможного загорания отложений в РВП выполнена схема водотушения: от пожарных водоводов - в воздушную часть от коллектора отмывки РВП - в газовую часть. На РВП-98 установлены приводы типа

4.2. Дымосос ДО - 31,5

Установлены осевые дымососы ДО31,5 ГМ-III Барнаульского котельного завода с электродвигателями ДАЗО1910-12. Дымососы предназначены для удаления дымовых газов из топок котлоагрегатов и представляют собой двухступенчатую осевую машину, состоящую из всасывающего кармана, корпуса со спрямляющим аппаратом, двух направляющих аппаратов с общим приводом, ходовой части, двух рабочих колес, диффузора, опор.

Привод дымососа осуществляется электродвигателем типа ДАЗО1910-12 -напряжением 6 кВ, Iном=216 А, мощностью 1700 кВт.

Торможение ротора дымососа при аварийном останове и его фиксации при проведении ремонтных работ или отключении маслостанции производится колодочным тормозом с ручным приводом. Рабочее колесо сварной конструкции состоит из ступицы, обечайки двух дисков. На наружной стороне обечайки приварены 18 крученых стальных лопаток.

Диффузор служит для превращения части динамического напора газов в статический и установлен за спрямляющим аппаратом. Диффузор имеет два лаза: один – для доступа в проточную часть, другой – в трубу диффузора для доступа к четвертому опорному подшипнику фланцевому креплению диффузора. Спрямляющий аппарат выравнивает закрученный поток после второго рабочего колеса.

Опоры дымососа выполнены в виде специальных подставок на фундаменте. Конструкция крепления дымососа к подставкам обеспечивает тепловые расширения корпуса вдоль оси машины поперечными опорами первой и третьей частей корпуса, а поперек оси шпонками продольного упора, расположенного под лапами третьей части корпуса. Лапы диффузора свободно опираются на заливаемые в фундамент металлические плиты.

Осевой дымосос имеет ряд недостатков: низкий напор отдельных ступеней, наличие неустойчивой зоны характеристики и возможности попадания в помпажный режим, относительная конструктивная сложность, большие габаритные размеры и значительный шум при работе.

Корпус дымососа и газоходы покрыты теплозвуковой изоляцией.

4.3. Дутьевые вентиляторы

Котлоагрегат ТГМП314 оборудован двумя дутьевыми вентиляторами типа ВД28,6 Барнаульского котельного завода. Вентиляторы центробежные, одностороннего всасывания, консольные с загнутыми назад профилированными лопатками.

Вентиляторы двух скоростные с регулированием производительности осевым направляющим аппаратом. ДВ состоит из жесткого кожуха, рабочего колеса, ходовой части и направляющего аппарата.

Привод вентиляторов осуществляется электродвигателями типа ДАЗО1918-10 с двумя выносными подшипниками скольжения. Смазка подшипников в масляных ваннах смазывающими кольцами. Температура подшипников замеряется термометрами сопротивления и регистрируется вместе с температурами подшипников дымососов.

4.4. Дымососы рециркуляции газов

Для регулирования температуры вторичного пара на котлоагрегатах ТГМП314 установлены дымососы рециркуляции газов типа ГД200500УТ.

ДРГ допускают работу при температуре газов до 4000С и состоят из улитки, рабочего колеса, ходовой части и направляющего аппарата.

На валу ходовой части насажана малая крыльчатка, служащая для охлаждения вала и препятствующая теплопередаче по валу к подшипникам ходовой части. Эффективное охлаждение вала происходит только во время работы, поэтому при останове ДРГ он должен быть надежно отключен по газам для снижения температуры газов в улитке.

4.5. Конденсационная установка

Конденсационная установка предназначена для создания и поддержания вакуума, для сбора и откачки конденсата через блочную обессоливающую установку и регенеративную установку низкого давления в деаэраторе 10 ата. В состав конденсаторной установки входят конденсатор, два основных водоструйных эжектора ВТИ, два подъемных насоса эжекторов 32-Д-19, три насоса БОУ КСВ – 475 – 85/3, три конденсатных насоса 16 КСВ – 11Х9.

Поверхность охлаждения конденсатора – 15400 м2. Диаметр трубок 281 мм, длина трубок 9000 мм, количество трубок 19600 шт. Расчетное количество охлаждающей воды при t=12 С составляет 3600 м3/ч.

4.6. Деаэраторная установка

Деаэраторная установка предназначена для удаления из питательной воды коррозийно-активных газов: кислорода, углекислоты, вызывающих коррозию металлов трубопроводов, поверхностей нагрева котла и ПВД, а также для создания рабочего резерва питательной воды в баках – аккумуляторах и подогрева питательной воды.

Принцип действия термического деаэратора основан на законах растворимости газов в жидкости: количество растворенного в жидкости газа уменьшается при повышении температуры и понижении парциального давления газа в пространстве над жидкостью. Для создания режима деаэрации необходимы следующие условия:

а) равенство температуры воды температуре насыщения при данном давлении пара;

б) минимальное возможное парциальное давление удаляемых газов, создаваемое вентиляцией колонки деаэратора паром и непрерывным отводом части парогазовой смеси из колонки деаэратора;

в) создание возможно большей поверхности контактирования воды с паром;

г) обеспечение необходимого времени контактирования воды с паром.

Процесс деаэрации происходит следующим образом: деаэрируемая вода поступает в верхнюю часть колонки на водораспределительное устройство, из которого сливается на слой насадки из омегообразных элементов в деаэраторах пленочного типа или на горизонтально расположенные сита в деаэраторах струйного типа. Стекая сверху тонкой пленкой или тонкими струйками навстречу греющему пару, поступающему в нижнюю часть колонки, питательная вода нагревается до температуры насыщения, и из нее выделяются растворимые газы. Не конденсирующие газы увлекаются паром в верхнюю часть колонки и отводятся в РБ ПНД1.

На энергоблоке установлен один деаэратор повышенного давления типа ДП1000/100-2 с колонкой ДСП-1000, емкость аккумуляторного бака 100 м3.

4.7. Питательная установка

Питательная установка энергоблока предназначена для питания прямоточного котлоагрегата водой и состоит из трех бустерных насосов, пуско-резервного питательного электронасоса, главного питательного турбонасоса. Бустерные (подпорные) насосы предназначены для подачи питательной воды из деаэратора к питательным насосам с давлением, обеспечивающим надежную безкавитационную их работу. Питательный электронасос рассчитан на половинную производительность котлоагрегата и используется при пусках, остановах энергоблока и при ремонте турбонасоса. Привод насоса от электродвигателя через гидромуфту и повышающий редуктор.

Турбонасос является основным питательным насосом и обеспечивает питание котлоагрегата в диапазоне нагрузок от 35 до 100%. Приводом турбонaсоса является высокооборотная турбина ОР12 ПМ, рассчитанная для работы с переменным числом оборотов ротора.

4.8. Бустерный насос

Исходя из пункта 3.5.10. мы выбрали бустерный насос:

Тип - 12ПД8;

Производительность - 650 м3/час;

Напор - 158 м. вод. ст.;

Мощность двигателя - 500 кВт;

Напряжение - 6000 В;

Число оборотов - 2975 об/мин;

Тип двигателя - АТД500.

Насос центробежный, горизонтальный, спирального типа, одноступенчатый с рабочим колесом двухстороннего всасывания. Корпус насоса литой, чугунный, с горизонтальным разъёмом. Ротор насоса состоит из вала и рабочего колеса из нержавеющей стали и опирается на два подшипника скольжения. Возникающие осевые усилия ротора воспринимаются радиально-упорным двухрядным шариковым подшипником.

4.9. Питательный насос

Исходя из пункта 3.5.10. мы выбрали питательный насос:

Тип - ПТН1150-340;

Производительность - 1150 м3/час;

Давление нагнетания - 340 кгс/см2;

Давление всасывания - 20 кгс/см2;

Привод - турбина ОР12 ПМ;

Мощность - 12500 кВт;

Число оборотов - 6000 об/мин;

Давление пара перед турбиной - 15 кгс/см2;

Температура пара - 4500С;

Противодавление - 2,3 кгс/см2.

Питательный насос СВПТ1150-340 центробежного типа с шестью ступенями давления. Корпус насоса выполнен двойным для обеспечения надежности, лучшего прогрева и герметичности при работе на сверхвысоких давлениях и высоких температурах. Ротор насоса состоит из кованого вала с насажанными на него шестью рабочими колесами и разгрузочным диском и опирается на два подшипника скольжения с принудительной смазкой от системы смазки турбоагрегата. Осевое усилие в насосе полностью уравновешивается гидравлической силой, действующей на разгрузочный диск, из-за разности давлений по обе стороны диска. Со стороны рабочих колес к диску подводится вода после последней ступени, а из камеры за диском вода отводится перепускной трубой на всас насоса. Разность давлений по обе стороны диска обуславливается сопротивлением движения жидкости в аксиальном зазоре между разгрузочным диском на валу и шайбой корпуса. Концевые уплотнения щелевого типа и используются для уплотнения и охлаждения вала. Каждое уплотнение состоит из двух уплотняющих втулок и трех камер в корпусе насоса.

 4.10. Турбина ОР12ПМ

Приводная турбина калужского завода активного типа с противодавлением. Корпус турбины стальной, сварно-литой конструкции, состоит из двух частей: передней и выхлопной с горизонтальным разъемом. Ротор цельнокованый, все семь дисков ступеней давления откованы заодно с валом. На переднем конце ротора расположено рабочее колесо главного масляного насоса регулятора, одновременно являющегося гребнем упорного подшипника. Ротор турбины жесткий с критическим числом оборотов 7750 об/мин. Корпус переднего опорно-упорного подшипника присоединяется к корпусу турбины посредством опорных лап и гибких элементов.

На крышке переднего подшипника установлен блок регулирования турбины. Корпус заднего подшипника выполнен заодно с выхлопной частью. Стопорный клапан расположен отдельно от турбины. В проточную часть турбины пар подводится через два дроссельных регулирующих клапана. Сегменты сопел и диафрагмы - стальные, сварной конструкции. Пар к турбине подводится от III отбора главной турбины, а отработанный пар отводится в VI отбор. В первые камеры концевых уплотнений подается пар от коллектора уплотнений главной турбины, а из вторых камер отводится паровоздушная смесь в ПС115. С паропроводов перед стопорным клапаном, перепускных труб регулирующих клапанов, с выхлопа турбины выполнены дренажи.

4.11. Циркуляционные насосы

Тип ОП – 5 – 11 ОК и ОП – 5 – 11 ОК 7. Насосы осевые, камерные, вертикальные, одноступенчатые. Предназначены для подачи охлаждающей воды на блоки. Установлены по два насоса на блок. Производительность – 19000 м3/ч.

4.12. Дренажные насосы

Тип С – 66 В

Производительность – 120 м3

Напор – 20 м. в. ст.

Привод – электродвигатель

Мощность – 7 кВт

Предназначены для откачки дренажных вод из специальных, в нижних точках, помещений насосной, а так же для откачки воды из циркуляционных насосов.

4.13. БРОУ

Быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ) предназначены для одноступенчатого перепуска пара из трубопроводов острого пара в конденсатор турбины. На энергоблоках установлено по одной БРОУ на энергоблок производительностью 320 т/час, обеспечивающих снижение давления с 252 кгс/см2 до 6 кгс/см2 и температуры с 5450С до 2000С.

5. РАСЧЕТ ТУРБИНЫ К-300-240ЛМЗ

5.1. Построение  ориентировочного  рабочего  процесса

Оцениваем мощность цилиндра:

Nэ=GНоoimг=267,910,8403,112=86398,188кВт.

oimг –принимают равным 0,8.

oi- внутренний относительный КПД турбины.

m-механический КПД агрегата.

 г-КПД электрического генератора.

G-расход пара кг/с.

Но-распооагаемый тепловой перепад в кДж/кг.

Определяем давление перед соплами первой ступени.

           Ро1=(0,94÷0,97)Ро=0,9523,5=22,325МПа.

Определяем давление за последней ступенью турбины Рк1 с учётом потери давления в выхлопном патрубке.

Рк1-с учётом потери давления в выхлопном патрубке.

        Рк1к[1+=4,4[1+0,08(100/100)2]=4,752 Мпа.

Рк- давление на выходе из ЦВД.

Св- скорость потока в выхлопном патрубке, м/с. Св=100 м/с.

- коэффициент местного сопротивления патрубка,  =0,08

По известным Ро1 и Рк1 определяется перепад проточной части Ho1.

Определяем КПД регулирующей ступени:

            oiр.с.=0,83 -

Внутренний тепловой перепад регулирующей ступени.

 hip.c.=hoр.соip.c.=780,798=62,244 кДж/кг.

hоp.c.-тепловой перепад регулирующей ступени.

Энтальпия пара на выходе из регулирующей ступени.

             i2р.с.=io - hiр.с.=3323,132-62,244=3260,88 кДж/кг.

             Ho*=i2p.c. – hk1=3260,88 – 2931,1=329,78 кДж/кг.

Оценка экономичности не регулируемых ступеней турбины:

оi*=

             Gcp. = кг/с.

              Vср.=- удельные объёмы на входе и на выходе из группы расматриваемых  ступеней.

Определение состояния пара за цилиндром:

Hi* = Ho*oi*=329,780,8557=279,8 кДж/кг.

iк = i2p.c. – Hi*=3260,88 – 279,8=2981,08 кДж/кг.

Использованный теплоперепад всей турбины.

hi = io ik=3323,132 – 2981,08=342,052 кДж/кг.

Внутренний относительный КПД турбины.

oiт =

                                                Ро             Ро

                                      Ао           Ао                                                io

   

                                                                  ho1pc                          hipc

                                                   hopc   v1t       a

                                                                                                    i2pc

                                                       б                   v1tI

                                                       б                                           h01I

                                                                     г                                      Hi

                                                                                   Hi*

                                                              Ho*                     

                                Ho          Ho                                                                   Pk

                                                                                                 v2z

                                                                                                                          Pk

                                                                                              

                                                                                              C               ik

                                                                          v2tz                 

       i                                                      hk

                                                                        C     

                                                   ikt                     

                                                         B

                           ikt                     

                                           В  S

Таблица 5.1

Точка Ао

Ро=23,5 Мпа

Т0=540 С0

h0=3323,132 кДж/кг

S0=6,185 кДж/кгК

V0=1,3310-2 м3/кг

Точка Ао

Ро=22,325 Мпа

Т0=535,566 С0

h0=3323,132 кДж/кг

S0=6,2065 кДж/кгК

Точка а

Ро=17,32 Мпа

h0=3260,88 кДж/кг

S0=6,2265 кДж/кгК

V0=0,0173568 м3/кг

Точка С

Рк=4,752 Мпа

hс=2931,1 кДж/кг

Sа=6,2265 кДж/кгК

V0=0,04759 м3/кг

Точка б

Ро=17,3205 Мпа

h=3245,132 кДж/кг

S0=6,2065 кДж/кгК

Точка В

Рк=4,752 Мпа

Тк=290 С0

h0=2906 кДж/кг

S0=6,2065 кДж/кгК

Точка С

Рк=4,752 Мпа

Т0=313,759 С0

h0=2981,08 кДж/кг

V2z=0,0501356 м3/кг

Точка В

Ро=4,4 Мпа

Т0=275,295 С0

h0=2883,083 кДж/кг

S0=6,185 кДж/кгК

V0=0,049381 м3/кг

Точка б

Р1рс =17,42 Мпа

hб=3249,8 кДж/кг

S0=6,2065 кДж/кгК

V1t=0,01695 м3/кг

Точка г

Sa=6,2265 кДж/кгК

V1t=0,0187416 м3/кг

V1t=0,018483 м3/кг

V1t=0,0192357 м3/кг

V1t=0,0194886 м3/кг

V1t=0,020039 м3/кг

h=3230,88 кДж/кг

h=3225,88 кДж/кг

h=3215,88 кДж/кг

h=3210,88 кДж/кг

h=3205,88 кДж/кг

5.2. Ориентировочный расчёт регулирующей ступени

Степень реакции = 0,06;

Угол направления потока пара за соплами = 120.

Задаёмся отношением U/Co = 0,4375

Условная теоретическая скорость, подсчитанная по всему располагаемому теплоперепаду:

Со =  м/с.

Располагаемый пепловой перепад в соплах:

ho1=hoр.с. ( 1 - ) = 78 ( 1 – 0,06 ) = 73,32 кДж/кг.

Теоретическая скорость истечения из сопл.

С1t  = м/с.

Окружная скорость на среднем диаметре регулирующей ступени:

U = Co U/Co  = 394,95 0,4375 = 172,79

d p.c.= U / (   n ) =172,79 / (3,14 50) = 1,1 м.

Произведение степени парциальности на высоту сопловой решётки.

0,017015 м. =17,015 мм.

- коэффициент расхода сопл =0,97

Оптимальная степень парциальности еопт может быть определена:

еопт = 0,50,6522

Высота сопловой решётки:

0,026 м. =26 мм

Таблица 5.2 Определение размеров первой нерегулируемой ступени

Величина

Разм-ть

1

2

3

4

5

6

ho1

кДж/кг

30

35

40

45

50

55

xo1

-

0,5165

0,5165

0,5165

0,5165

0,5165

0,516

Со =

м/с

244,95

264,6

282,84

300

316,23

331,7

U1 = CoXo1

м/с

126,5166

136,65

146,088

154,95

163,331

171,3

d1 =

м

0,8054

0,87

0,93003

0,9864

1,0398

1,096

1

-

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

ho11 = (1-1)ho

кДж/кг

24

28

32

36

40

44

C1t=

м/с

219,089

236,64

252,98

268,33

282,84

296,6

V1t1

м3/кг

0,018742

0,018483

0,019236

0,019489

0,019775

0,0204

е

мм.

44,913

37,962

34,572

31,135

28,432

26,06

Z =

шт.

12,866

11,03

9,65

8,577

7,71985

7,018

К = 1,1;           = 0,03.                По результатам таблицы строим график:

                                                        h0=f ( Z );       h0=f ( el );       h0=f ( d ).

Из графика видно, что при    Z=11   =>   d=0,87м.;  h=35 кДж/кг;  el=37,962 мм.

По данным таблицы строим график:

   Z          el       d                                                   

     (шт)    (мм)    (м)

                                    11

 d

                                                                                  Z                                                                                 

                                                                                                         

 

                         37,96

                          

0,87

           

                               

                                                                                 el               

                                           

35

                                                                                                                                     hoI(кДж/кг)

5.3. Выбор размеров и теплового перепада последней ступени турбины

ЦВД турбины К-300-240 выполняется с постоянным внутренним диаметром ступеней. Кроме того, для удешевления производства проточную часть этих турбин обычно выполняют из ступеней с постоянными углами 1 и  1. Ступени при этом отличаются только высотами сопл и лопаток.

Для проектирования проточной части с постоянным внутренним диаметром достаточно спроектировать последнюю ступень цилиндра с расчётом, внутренний диаметр его был равен внутреннему диаметру первой ступени, т.е. из условия dk = dkz. Для этого выбираем соответствующий теплоперепад на последнюю ступень.

Эта задача решается графическим способом. Задаёмся рядом значений        dz ( oт d1 до 1,3d1 ) и для каждого варианта находим внутренний диаметр.

                                                                                                                           Таблица 5.3

Величина и способ  её определения

Размерность

1

2

3

4

1

dz-задаётся

м.

0,87

0,957

1.044

1,131

2

Uz=dzn

м/с

136,66

150,33

163,991

177,657

3

хoz=задаётся   равным хо1

0,5165

0,5165

0,5165

0,5165

4

hoz=1 / 2000                  ( Uz / Xoz )2

кДж/кг

35,003

42,356

50,4045

59,1553

5

z- задаётся      равным 1

м/с

0,2

0,2

0,2

0,2

6

Ho1z = ( 1-z ) hoz

кДж/кг

28,0024

33,885

40,3236

47,324

7

C1t=

м/с

236,653

260,327

283,98

307,65

8

1Э-задаётся   равным 1

Град.

12

12

12

12

9

V2z-находится по h-s диаграмме, одинаков для всех вариантов.

м3/кг

0,0501356

0,0501356

0,0501356

0,0501356

10

м.

0,1055

0,0872

0,07325

0,06241

11

dkz =  dz - l1z

м.

0,7645

0,8698

0,97075

1,0686

По данным расчётной таблицы строим график, по которому находим искомые тепловой перепад и диаметр последней ступени.

dz=0,957 м.;                 hoz= 42 кДж/кг;

            hoz    dkz

            кдж (м)                                          

             кг          

                                                                             

                                                      dkz                             

                                                                                       hoz

                                     0,87

                                      42                                         

                                                                                            

                                                            0,957                                                                     dz(м)

5.4. Определение числа нерегулируемых ступеней и                                                                                 распределение теплового перепада

Для определения числа размеров ступеней и их тепловых перепадов производится следующее графическое построение.

 

   

                                                                                      Ι2 z                   

 I21

                                                              

 d1                     dk      dz

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    

Берётся в качестве базы отрезок прямой длины 200-300 мм. На концах этого отрезка в определённом масштабе в качестве ординат откладываются диаметры первой и последней нерегулируемых ступеней. Соединяя концы этих отрезков, проводят линию предполагаемого изменения диаметров.

Плавность очертания проточной части обеспечивается плавным изменением диаметров. При этом должен учитываться характер изменения удельного объёма пара в процессе расширения. В головных ступенях в области высокого давления удельный объём увеличивается незначительно и кривая диаметров здесь должна иметь малую крутизну. В последних ступенях конденсационных турбин, где имеет место интенсивный рост удельных объёмов, диаметры ступени должны резко возрастать. Таким образом, линия изменения диаметров на первых 2/3 базы должна иметь пологий участок, приближающийся к прямой линии с небольшим углом наклона, а на последней 1/3 линия диаметров должна круто загибаться вверх.

На том же графике наносится и кривая изменения Хо, причём значения этой величины для первой и последней ступени известны из ориентировочного расчёта этих ступеней. Линия изменения Хо на первых 3/4 длины базы проводится горизонтально и на последней 1/4 плавно доходит до значения Хо последней ступени.

Полученные графики изменения диаметров и Хо позволяют нанести кривую изменения тепловых перепадов.

Для этого в 5, 6 точках по длине базы определяют значения d и Хо и для этих величин определяется тепловой перепад по формуле:

ho =12,3 ( n / 50 )2 ( d / Xo )2

Найденные тепловые перепады наносятся в определённом масштабе на график, полученные точки соединяются плавной кривой.

Средняя ордината род кривой будет являться средним тепловым перепадом, приходящимся на одну нерегулируемую ступень.

ho cp. =  ( ho1 + ho2 + …. +hoz  ) / ( m + 1 ),

где m – число отрезков, на которые разделена база. По среднему тепловому перепаду определяется число нерегулируемых ступеней.

Z = { ( 1 + d )  Ho* } / ho cp. ,

Величина Z  округляется до ближайшего целого числа.

Для определения коэффициента возврата теплоты можно воспользоваться формулой Флюгеля.

d = k(1-oit)Ho*(z-1)

                 z

Здесь oit – внутренний относительный КПД турбины, полученный из ориентировочного расчёта.

Но* - располагаемый теплоперепад нерегулируемых ступеней;

Z – число ступеней турбины,

К – коэффициент, зависящий от состояния пара.

Для дальнейших расчётов коэффициент возврата теплоты необходимо уточнить, подставив в формулу действительное число Z .

Далее производится деление базы на Z – 1 равных отрезков. На границах отрезков наносят номера ступеней, и из этих точек восстанавливают перпендикуляры до пересечения с линиями диаметров и теплоперепадов. Результаты заносят в таблицу:

                           h        xo           d

                     кДж    -       м.

                кг     0,957

     

      42

                        0,87                                h                   d

      35                                                                           x     

                                                                 

            0,5165

                                  1                                                                         11                 Z

Таблица 5.4

Диаметр ступени

ho по графику

+ h-поправка 

Корректир. величина

Степень реакции

Угол

1

0,87

35

-0,905

34,095

0,2

12

2

0,878

35,66

-0,922

34,738

0,2

12

3

0,877

36,33

-0,9397

35,39

0,2

12

4

0,8955

37

-0,957

36,043

0,2

12

5

0,904

37,76

-0,9767

36,783

0,2

12

6

0,913

38,466

-0,995

37,471

0,2

12

7

0,921

39,2

-1,014

38,186

0,2

12

8

0,93

39,866

-1,031

38,835

0,2

12

9

0,938

40,53

-1,0483

39,4817

0,2

12

10

0,946

41,26

-1,0672

40,193

0,2

12

11

0,957

42

-1,0863

40,914

0,2

12

=349,23

Н =-9,033

( 1 +  )  Ho* =340,197

h1 = 12,3(0,87/0,5165)2(50/50)2=35 кДж/кг.  и  

ho=(35+35,66+36,33+37+37,76+38,466+39,2+39,866+40,53+41,26+42)=

                                                         11

31,74818кДж/кг

Но*=329,78 кДж/кг.       oiт =0,7805;              Z=11;         К=4,810-4;

=4,810-4(1-0,7805)329,7811-1)/11=0,0315869;

Z=(1+0,0315869)329,78/31,74818=10,7154 шт.

Округляем Z до целого числа Z=11 ;

Уточняем  = 4,810-4(1-0,7805) / (10/11) = 0,0315869;

Если сумма тепловых перепадов  отличается от величины (1+о* , то невязка + - H=(1+)Ho*-ho=340,19673-349,23=-9,03327 кДж/кг.

Распределяется по всем ступеням пропорционально перепадам, т.е.  

(1+)Ho*=(1+0,0315869) 329,78 =340,19673 кДж/кг.          h =

При положительном  значении Н, распределяя невязку h между ступенями, на первую ступень можно дать повышенную величину  h, чтобы компенсировать отсутствие в этой ступени использования выходной скорости из регулирующей ступени. При отрицательном значении Н величину  h рекомендуется вычитать из тепловых перепадов всей ступени за исключением первой. После корректировки тепловых перепадов уточнённые перепады также заносятся в таблицу.

6. МОДЕРНИЗАЦИЯ БЛОКА 300 МВт НАДСТРОЙКОЙ ГТД-110 НПО «САТУРН»

6.1. Описание газотурбинной установки ГТЭ-110

ГТД разработан ОАО НПО «Сатурн» по одновальной кинематической схеме и простому термодинамическому циклу без промежуточного охлаждения воздуха и без промежуточного подвода тепла.

Многоступенчатый (15 ступеней) однокаскадный компрессор имеет степень повышения давления 14,75 (при номинальной мощности и расчетных параметрах наружного воздуха). Перед компрессором, (по ходу воздуха) установлен входной направляющий аппарат (ВНА), основное предназначение которого - увеличение диапазона надежной работы компрессора. С помощью ВНА предполагается также несколько улучшить показатели экономичности ПГУ при частичных нагрузках (за счет прикрытия ВНА на частичных нагрузках можно при одинаковой мощности и КПД ГТ несколько поднять температуру выхлопных газов, а значит увеличить КПД паросилового контура и тем самым общий КПД ПГУ).

Конструкция трубчато-кольцевой камеры сгорания (КС) позволяет получить экологические показатели, удовлетворяющие нормам выбросов во всем диапазоне регулирования. На режиме номинальной нагрузки выбросы окислов азота NOх составляют 50 мг/нм3 (при 15% О2).

Многоступенчатая турбина (4 ступени), выполненная с разветвленной системой воздушного охлаждения, по показателям надежности и долговечности удовлетворяет требованиям ГОСТа. В систему охлаждения введен дополнительный охладитель воздуха, представляющий воздушно-водяной теплообменник, где расхолаживание воздуха происходит за счет отвода тепла с циркводой. Такое решение позволяет не только увеличить надежность системы охлаждения и увеличить ресурс охлаждаемых деталей, но и сократить расход воздуха на охлаждение и, тем самым, повысить экономичность ГТУ и всей ПГУ в целом.

Электрогенератор расположен со стороны компрессора (с холодной стороны). Выхлоп из турбины - осевой.

ГТД представляет собой единый поставочный блок, удовлетворяющий транспортным габаритам.

Масса газотурбинного двигателя на раме не более 60 т.

Ремонт ГТД предполагается проводить на заводе изготовителе или по месту установки, для чего НПП «Машпроект» разработал технологию замены всех быстроизнашиваемых деталей без демонтажа ГТД.

ГТУ типа ГТЭ-110 разрабатывается для работы на природном газе и жидком топливе. Для поддержания высоких технико-экономических показателей в межремонтный период рекомендуется проводить (через 3-4 тысячи часов работы) промывки проточной части раствором «Синвал» или паром. Промывки проводятся во время ночных остановов двигателя автоматически по специальной технологии.

Система смазки - циркуляционная, под давлением со свободным сливом отработавшего масла. Рабочей жидкостью в системе смазки узлов трения, подшипников турбины и генератора может применяться как минеральное масло так и негорючее масло ОМТИ.

Максимальная прокачка масла в системе смазки 0,55 кг/сек (38 т/час).

Температура масла на входе в газотурбогенератор 30-45°С, на сливе не более 80°С.

Безвозвратные потери масла не более 1,0 кг/час.

При аварийном останове электронасосов переменного тока при потере напряжения собственных нужд вступает в работу резервный электронасос постоянного тока. При полном обесточивании по переменному и постоянному току во время выбега ротора подача масла осуществляется навешенным маслоагрегатом.

Вспомогательное оборудование, входящее в состав ГТУ (топливный узел, маслоблок с насосами и др.), поставляется на монтажную площадку в виде комплектных блоков.

Рис.6.1 Общий вид ГТЭ-110 с укрытием и вспомогательными системами

1.Входная улитка,  2.Газотурбинный двигатель ГТЭ-110, 3.Патрубок выхлопной, 4.Бронещит (исключен), 5.Блок газообразного топлива, 6.Блок жидкого топлива, 7.Блок масляных агрегатов, 8.Коробка приводов, 9.Турбогенератор, 10.Укрытие.

Рис.6.2 Номинальная мощность в зависимости от температуры воздуха перед компрессором

Рис.6.3 Температура газов за турбиной в зависимости от приведенной мощности

Пуск ГТЭ-110 осуществляется собственным электрогенератором ТЗФГ-110-2МУЗ с использованием тиристорного пускового устройства типа ПУ-6-08Р УХЛ4, которое обеспечивает запуск ГТУ, а также технологические режимы: холодную прокрутку ГТУ, вентиляцию газовоздушного тракта ГТУ и КУ, промывку компрессора.

ГТЭ-110 допускает до 3 последовательных пусков.

ГТЭ-110 допускает изменение нагрузки от холостого хода до номинальной со скоростью не более 15 МВт/мин.

Время пуска и нагружения ГТЭ-110 от момента подачи топлива - не более 40 мин. Время пуска и ускоренного нагружения - не более 25 мин.

Общее количество пусков-остановов за весь срок службы оборудования ГТЭ-110 в базовом, полупиковом и пиковом классах использования составляет:

  •  1000 в базовом классе использования;
    •  2000 в полупиковом классе использования;
      •  5000 в пиковом классе использования.

Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой нагрузке не более 0,06% номинальной частоты вращения (3000 об/мин).

В аварийных ситуациях допускается работа ГТЭ-110 при следующих значениях частоты сети энергосистемы:

  •  50,5-51,0 Гц – один раз продолжительностью не более 3 мин. и не более 500 мин. за весь срок эксплуатации;
    •  49,0-48,0 Гц – один раз продолжительностью не более 5 мин. и не более 750 мин. за весь срок эксплуатации;
      •  48,0-47,0 Гц – один раз продолжительностью не более 10 сек. и не более 30 мин. за весь срок эксплуатации.

ГТЭ-110 может работать как на природном газе, так и на жидком топливе. Длительность работы на жидком топливе не более 8 суток в год. Время переналадки топливной системы для работы на жидком топливе не более 4-х часов.

ГТЭ-110 имеет единую систему смазки. В качестве смазочного масла используется масло ТП-22С по ТУ38.101821 или ТП-22Б по ТУ38.401-48-58.

Газотурбинная установка ГТЭ-110 оснащена системой автоматического управления, регулирования, защиты и контроля (САУ ГТЭ-110). САУ ГТЭ-110 обеспечивает надежную и экономичную работу оборудования ГТУ на всех заданных режимах с автоматической отработкой команд, поступающих от автоматизированной системы управления технологическими процессами верхнего уровня (АСУ ТП), и выдачей для нее информации о состоянии оборудования и работе различных узлов ГТЭ-110.

ГТЭ-110 поставляется с программно-техническим комплексом (САУ ГТЭ-110) связь между которым и верхним уровнем АСУ ТП ПГУ-325 осуществляется по стандартному интерфейсу и согласованным протоколам обмена информацией с обеспечением единых прототипов представления информации на операторских станциях энергоблока. САУ ГТЭ-110 обеспечивает мгновенные сбросы электрической нагрузки с любой мощности вплоть до пиковой без срабатывания аварийной защиты по превышению частоты вращения.

САУ ГТЭ-110 обеспечивает следующие функции управления:

  •  проверку готовности к пуску, холодной прокрутке, вентиляции и охлаждению, консервации и расконсервации топливной аппаратуры;
    •  пуск ГТЭ-110;
      •  холодную прокрутку ГТЭ-110;
        •  консервацию и расконсервацию топливной аппаратуры;
          •  нормальный и аварийный останов ГТЭ-110;
            •  вентиляция и охлаждение ГТЭ-110 и котла-утилизатора;
            •  пуск ГТУ с автоматической / ручной синхронизацией с сетью энергосистемы;
            •  регулирование температуры газов за турбиной с воздействием на положение ВНА компрессора.

САУ ГТЭ-110 выполняет следующие функции регулирования:

  •  автоматическое дозирование топлива при пуске и выходе на холостой ход генератора, при нормальном останове, при срабатывании защиты;
    •  изменение режима работы ГТЭ- 110 с заданным темпом в диапазоне от холостого хода до максимального режима по команде АСУ ТП верхнего уровня;
      •  автоматическое поддержание частоты вращения генератора и электрической мощности;
        •  автоматическое регулирование по заданной программе угла поворота лопаток входного направляющего аппарата компрессора;
          •  автоматическое ограничение приемистости и дросселирования;
            •  автоматическое ограничение максимальной средней температуры газа за турбиной.

САУ ГТЭ-110 обеспечивает ограничительную защиту ГТУ – формирование сигнала на снижение режима ГТЭ-110 (вплоть до холостого хода) до исчезновения сигнала ограничения по предельным значениям параметров.

САУ ГТЭ-110 выполняет аварийную защиту ГТУ - формирование сигнала на останов по аварийным значениям параметров. САУ обеспечивает аварийный останов ГТУ по сигналам от вспомогательных систем, оборудования ПГУ и внешним сигналам, а также при отказе САУ.

САУ ГТЭ-110 выполняет следующие функции контроля:

  •  автоматический диагностический контроль программно-технических средств АСУ;
    •  автоматический контроль линий связи первичных преобразователей (датчиков) и исполнительных механизмов на короткое замыкание и обрыв;
      •  формирование команд для подачи звуковых и световых сигналов предупреждения при срабатывании защит ГТУ;
        •  сбор, первичную обработку и передачу в АСУ ТП верхнего уровня сигналов для решения задач представления информации оператору, ведению протоколов, решения задач расчетов технико-экономических параметров, наработки и числа пусков ГТЭ, регистрации аварийных ситуаций, решения задач диагностики по алгоритмам предприятия-разработчика ГТЭ-110.

Ресурсные показатели установки ГТЭ-110 приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Показатель 

Класс использования

Базовый

Полупиковый

Пиковый

Ресурс между капитальными ремонтами 

25 000 часов при числе пусков не более 300

12 000 часов при числе пусков не более 500

4 000 часов при числе пусков не более 1 000

Ресурс до списания

100 000 часов при числе пусков не более 1 000

50 000 часов при числе пусков не более 2 000

16 000 часов при числе пусков не более 5 000

Конструкция ГТЭ-110 и его основного и вспомогательного оборудования обеспечивает его надежную работу в течение межремонтного периода с показателями надежности:

  •  средняя наработка на отказ*) в базовом классе использования не менее 3500 ч;
    •  средняя наработка на отказ в пиковом классе использования не менее 800 ч;
      •  коэффициент технического использования не менее 0,92;
        •  коэффициент надежности пусков не менее 0,95;
          •  коэффициент готовности не менее 0,98;

6.2. Специальные требования к рабочим средам

6.2.1. Требования к топливу

Станционная  система подготовки и снабжения топливом должна обеспечивать:

  •  подачу газообразного топлива, соответствующего ГОСТ 5542, к блоку регулирующей аппаратуры ГТЭ-110 с давлением 2,5±0,1 МПа, температурой 20-40°С (при этом температура газа в топливном трубопроводе перед БТАГ должна быть на 20°С выше, чем температура насыщения любых паров, находящихся в топливном газе), с максимальным расходом 40000 нм3/час;
    •  очистку газообразного топлива от механических примесей, имеющих размеры более 10 мкм (масса механических примесей в газе не должна превышать 1 мг/нм3). Наличие жидких фракций не допускается. В общей массе механических примесей содержание эрозионноопасных частиц не должно быть более 0,2 мг/нм3 при 20°С и нормальном давлении;
      •  подачу жидкого топлива по ГОСТ 305 к блоку топливорегулирующей аппаратуры ГТЭ-110 с давлением 0,18 - 0,3 МПа, с температурой в зависимости от марки используемого топлива (Л, 3, А) и расходом не менее 32 т/час;
        •  очистку жидкого топлива от механических примесей, воды и биологического загрязнения. Размер отдельных частиц в топливе не должен превышать 10 мкм. Трубы от станционного фильтра к БТАЖ должны быть выполнены из антикоррозионного материала;
          •  консервацию топливорегулирующей аппаратуры жидкого топлива маслом ТП-22С ТУ 38.101821 с давлением 0,2 - 0,5 МПа, температурой 40 – 60°С и расходом 50 кг за одну операцию;
            •  аварийное отключение топлива. В трубопроводах подвода жидкого и газообразного топлива к ГТЭ-110 должны быть установлены противопожарные стопорные клапаны, автоматически перекрывающие подвод топлива перед блоками топливных агрегатов. Место установки этих клапанов должно быть выбрано таким образом, чтобы свести к минимуму количество топлива, которое может быть выработано ГТЭ-110 после перекрытия клапана.

6.2.2. Требования к маслу

В качестве смазочного масла используется масло ТП-22С ТУ38.101821, ТП-22Б ТУ38.401-48-58.

Станционная система хранения, маслоподготовки и снабжения маслом ГТЭ-110 должна обеспечивать:

  •  подачу масла, поступающего в маслобак ГТЭ, с температурой 15 - 45°С;
    •  очистку масла, тонкость фильтрации масла не должна превышать 25 мкм;
      •  заправку маслобака ГТЭ-110 от минимального до максимального уровня за 10-15 мин.  Одноразовая заправка масла 5900 кг.

6.2.3. Система сжатого воздуха

Станционная система сжатого воздуха должна обеспечивать подачу сжатого воздух к ГТЭ-110 с давлением 1,5±0,1 МПа. Расход сжатого воздуха на один запуск и остановку составляет 10,0 нм3, максимальный секундный расход 0,5 нм3.

Пульсации воздуха в системе не более 10% от номинального значения (±0,15 МПа). Перерывы в подаче сжатого воздуха не допускаются. Подаваемый воздух должен быть очищен от механических частиц величиной более 50 мкм и осушен до точки росы минус 15 °С (влагосодержание до 1,0 г/кг). Содержание масла не более 16 мг/м3 при атмосферном давлении и температуре наружного воздуха 20 °С. Станционная система должна обеспечивать запас воздуха не менее, чем на 5 запусков.

6.2.4. Средства для промывки и очистки проточной части ГТУ

Станционная система промывки и очистки проточной части должна обеспечить на одну промывку:

  •  при промывке моющим раствором - подачу в компрессор 1000 литров воды пресной ГОСТ 29183 или конденсата;
    •  при использовании моющего средства "Синвал" ТУ 38.507-63-122 - 320 литров приготовленного моющего раствора (в объеме 48 литров моющего средства типа "Синвал" и 272 литра пресной воды) с температурой 20 - 40°С и давлением 0,5±0,1 МПа;
      •  при использовании моющего средства «ТМС-2ВОУ» (ТУ У 24103035.003-98)- 320 литров приготовленного моющего раствора (в объеме 30 литров моющего средства типа «ТМС-2ВОУ» ТУ 38.507-63-122 и 290 литров пресной  воды) с температурой 20 - 40°С и давлением 0,5±0,1 МПа;
        •  при промывке паром - подачу в компрессор 1600 кг, пара давлением 0,25 - 0,5 МПа, температурой 130 - 180°С.

6.2.5. Станционная система охлаждения – техническая вода

Станционная система охлаждения должна обеспечивать подачу в ГТУ охлаждающей технической воды расходом не менее 1200 м3/час и температурой 5 - 33°С. При этом расход воды составляет:

  •  на маслоохладитель ГТЭ-110 - 160 м3/ч;
    •  на выносной воздухоохладитель ГТУ - 450 м3/ч;
      •  на воздухоохладители генератора - 500 м3/ч;
        •  на охладитель системы наддува генератора - 100 м3/ч.

Давление охлаждающей воды не должно превышать:

  •  на маслоохладители и выносной воздухоохладитель - 0,6 МПа;
    •  на воздухоохладители турбогенератора и охладитель системы наддува электрогенератора - 0,3 МПа.

Вода, подаваемая к маслоохладителям и воздухоохладителям турбогенератора, не должна содержать механические примеси величиной более 1,0 мм. Требования по жесткости воды не предъявляются. Для охлаждения выносного воздухоохладителя должна использоваться вода из системы оборотного водоснабжения с общей жесткостью не более 0,5 мг-экв/л. или вода из природных источников с карбонатной жесткостью не более 2 мг-экв/л.

Подача воды на маслоохладители должна продолжаться в течение трех часов после остановки ГТЭ-110 (время принудительной прокрутки валоповоротным устройством и охлаждения ГТУ). Подача воды на воздухоохладители турбогенератора прекращается через 4 часа после останова ГТУ. Перерывы в подаче охлаждающей воды не допускаются.

Линия отвода воды должна допускать кратковременный сброс воды с расходом 200 л/с и отдельно насыщенного пара с расходом 1,5 кг/с, при давлении на выходе из охладителя не более 0,6 МПа. Названные расходы воды и пара соответствуют условной аварийной ситуации, когда при работе ГТЭ-110 на номинальной мощности останавливается основной насос подачи охлаждающей воды, резервный насос не включается, и не срабатывает защита ГТУ по падению давления воды.

6.3. Конструкция ГТЭ-110

Конструктивная схема ГТУ представлена на рис. 6.4 Торец вала электрического генератора связан рессорой с коробкой приводов и посредством кулачковой муфты - с валоповоротным устройством, работающим от собственного электропривода.

Пуск ГТУ производится с помощью собственного электрогенератора, питаемого током переменной частоты от тиристорного устройства, мощностью 4 МВт.

Цикловой воздух поступает в компрессор через КВОУ и далее по воздухопроводу, в улитку компрессора, прикрепленную к передней стенке укрытия турбоагрегата.

Отработавшие в турбине газы поступают в выхлопной диффузор ГТУ, который соединен с соответствующим газоходом котла-утилизатора.

Рис.6.4 Схема конструктивная газотурбинной установки.

1 - компрессор, 2 - камера сгорания, 3 - турбина

6.3.1. Компрессор

Компрессор осевой (рис. 6.5), пятнадцатиступенчатый, каждая ступень образована одним рядом рабочих лопаток ротора и расположенным за ним рядом неподвижных спрямляющих лопаток, закрепленных в корпусе.

Рис.6.5 Компрессор ГТЭ-110

1.Передний корпус, 2.Входной направляющий аппарат, 3.Первая - пятая ступени, 4.Клапан перепуска воздуха, 5.Клапан перепуска воздуха с компенсатором, 6.Шестая - пятнадцатая ступени, 7.Диффузор, 8.Передняя опора.

Компрессор состоит из переднего корпуса, в котором размещены с первой по пятую ступени, корпуса, включающего с шестой по пятнадцатую ступени, и ротора. Корпус передний является одним из элементов силовой схемы двигателя. Через передний корпус передаются радиальные и осевые нагрузки, возникающие при вращении ротора турбокомпрессора, на переднюю опору двигателя.

Передний корпус (рис. 6.6) выполнен в виде профилированных обечаек, соединенных между собой 19 профильными стойками. В проточной части между наружной и внутренней стенками осуществляется плавный поворот воздуха от радиального направления к осевому. В переднем корпусе размещена передняя опора ротора турбокомпрессора, входной поворотный направляющий аппарат, на наружной обечайке смонтирован механизм поворота ВНА. Передняя опора состоит из двух подшипников скольжения - опорного и упорного.

Входной направляющий аппарат состоит из поворотных направляющих лопаток и механизма поворота. Поворотные лопатки двухопорные, т.е. опорами являются цапфы лопаток с насаженными на них втулками, которые устанавливаются в расточки, выполненные соосно в наружной и внутренней стенках. Лопатки поворотного входного направляющего аппарата - литые. На наружных цапфах лопаток закреплены рычаги, которые через резьбовые тяги соединяются с синхронизирующим кольцом. В синхронизирующем кольце установлены ролики, которыми кольцо катается по направляющим на наружной стенке. Силовой привод механизма входного поворотного аппарата состоит из двухступенчатого редуктора и электродвигателей, соединенных в один агрегат.

Рис.6.6  Передний корпус компрессора

1.Антисрывные устройства над первой и второй ступенями, 2.Кольцо внутреннее спрямляющего аппарата, 3.Лопатка спрямляющего аппарата, 4.Наружное кольцо спрямляющего аппарата, 5.Антипомпажный клапан за 5ой ступенью, 6.Кожух, 7.Вставка лабиринтового уплотнения.

Передний корпус компрессора, имеющий как горизонтальный, так и вертикальный разъемы, предназначен для размещения пяти спрямляющих аппаратов. Спрямляющие аппараты выполнены в виде наружного и внутреннего полуколец, соединенных между собой спрямляющими лопатками. Каждая лопатка в наружное кольцо устанавливается хвостовиком типа "ласточкин хвост", во внутреннее кольцо - призматическим хвостовиком. Во внутренних кольцах лопатки фиксируются штифтовкой. Над рабочими лопатками 1-й и 2-й ступеней установлены антисрывные устройства, выполненные в корпусе компрессора в виде кольцевых камер, в которые воздух попадает через щелевые кольца. За спрямляющим аппаратом 5-й ступени организован отбор воздуха при запуске ГТУ через антипомпажные клапаны.

Во втором корпусе, имеющем вертикальные разъемы, размещены направляющие аппараты 6-14 ступеней и организованы отборы воздуха за 8-й ступенью на охлаждение корпусов и сопловых лопаток турбины и отбор воздуха за 10-й ступенью, из которого через антипомпажные клапаны осуществляется перепуск воздуха в атмосферу для обеспечения устойчивой работы компрессора ГТУ при развороте. За 8-й и 10-й ступенями посредством радиально установленных труб организованы отборы воздуха в полость ротора турбины.

К вертикальному разъему второго корпуса крепится диффузор компрессора, в начале которого расположены спрямляющие аппараты 15 ступени и выхода воздуха в объем камеры сгорания. На наружном кожухе камеры сгорания размещены клапаны перепуска воздуха за 15 ступенью компрессора.

Ротор компрессора - барабанно-дисковой конструкции, состоит из трех навесных дисков (1-3 ступени), диска-цапфы 4 ступени, двух барабанов (5-10 ступеней, 11-15 ступеней) и рабочих лопаток.

Барабаны соединены между собой и диском-цапфой с помощью штифтов. Навесные диски соединены между собой через лабиринтные втулки стяжными болтами. Рабочие лопатки установлены в пазах дисков замковой частью типа "ласточкин хвост". Осевая фиксация лопаток осуществляется пластинчатыми замками.

При номинальной нагрузке ГТУ и температуре наружного воздуха +15ºС расчетная степень сжатия составляет ~ 14,7; расчетный коэффициент полезного действия ~ 87%.

Для функционирования ГТЭ-110 необходимо установить дожимную компрессорную станцию.

6.3.2. Камера сгорания

Камера сгорания ГТЭ-110 трубчато-кольцевая, противоточная (рис.6.7). Состоит из двадцати жаровых труб (рис. 6.8), расположенных между корпусом компрессора и наружным кожухом камеры сгорания.

Рис.6.7  Камера сгорания

1.Газовый коллектор группы пилотных форсунок, 2.Подвеска коллектора, 3.Трубки для подачи газового топлива, 4.Трубки для подачи жидкого топлива, 5.Коллектор жидкого топлива второго канала группы пилотных форсунок, 6.Коллектор жидкого топлива первого канала внутренней группы пилотных форсунок, 7.Коллектор жидкого топлива первого канала периферийной  группы пилотных форсунок, 8.Подвеска коллекторов, 9.Конус силовой, 10.Кожух камеры сгорания, 11.Труба жаровая, 12.Клапан перепуска воздуха, 13.Диффузор, 14.Блок форсунок, 15.Винт, 16.Форсунка основная (жидкостный контур), 17.Трубки топливоподающие жидкого топлива, 18.Коллектор жидкого топлива второго канала форсунки основной, 19.Коллектор жидкого топлива первого канала форсунки основной, 20.Газовой коллектор диффузионной зоны, 21.Газовый коллектор гомогенной зоны.

Рис.6.8 Труба жаровая

1.Устройство фронтовое, 2.Обечайка, 3.Смеситель, 4.Вставки, 5.Обойма, 6.Пережим, 7.Втулка фиксатора, 8.Кольцо, 9.Патрубок пламяперебрасывающий, 10.Патрубок пламяподводящий, 11.Втулка завихрителя.

Жаровые трубы соединены во фронтовой зоне пламя - перебрасывающими патрубками. У фронтовой зоны каждой жаровой трубы закреплен блок комбинированных форсунок, позволяющий подавать в камеру сгорания как газообразное, так и жидкое (резервное) топливо. Блок комбинированных форсунок включает восемь форсунок пилотной зоны и одну форсунку центральной зоны, имеющих во фронтовом устройстве жаровой трубы свои завихрители. Завихритель форсунки центральной зоны расположен в центре фронтового устройства, завихрители форсунок пилотной зоны – по кольцу на его периферии.

Воспламенение топлива в камере сгорания при пуске ГТУ производится при частоте вращения ротора турбоагрегата ~ 1000 об/мин от двух воспламенителей, установленных в пламяперебрасывающих патрубках.

Воспламенители газообразного топлива расположены под горизонтальным разъемом кожуха камеры сгорания, по обе стороны от ее оси, воспламенители для жидкого топлива – над горизонтальным разъемом.

Воспламенитель состоит из пусковой форсунки (для жидкого топлива центробежной) и плазмоструйной свечи.

После срабатывания воспламенителей топливо подается в форсунки пилотной зоны, и его расход растет в процессе пуска и нагружения турбоагрегата. При нагрузке ~ 20 МВт топливо начинает подаваться и в форсунки центральной зоны.

Жаровые трубы, состоящие из концентричных обечаек, охлаждаются воздухом, поступающим после компрессора и заполняющим объем камеры сгорания и протекающим через отверстия в местах соединения обечаек внутрь жаровой трубы. Форма выходного участка (смесителя) жаровой трубы обеспечивает плавный переход от цилиндрического сечения пламенной трубы к сегменту кольцевого сечения соплового аппарата первой ступени турбины.

6.3.3. Турбина

Газовая турбина ГТЭ-110 (рис. 6.9) - четырехступенчатая, с температурой газов на входе в турбину ~1210оС,  состоит из четырех сопловых аппаратов со своими наружными корпусами, ротора турбины, опорного венца. Корпус турбины имеет только вертикальные разъемы, корпус соплового аппарата 2-й ступени имеет горизонтальный разъем, обеспечивающий возможность демонтажа и замены рабочих лопаток 1-й и 2-й ступеней и сопловых лопаток 2-й ступени без разработки других корпусов двигателя.

Сопловой аппарат 1-й ступени состоит из 40 отдельных литых лопаток, выполненных по двухопорной схеме с конвективно-пленочным охлаждением вторичным воздухом. Сопловой аппарат 2-й ступени состоит из 24 пакетов лопаток, отлитых блоками по две лопатки с диафрагмой. Сопловой аппарат 3-й ступени состоит из 18 пакетов лопаток, отлитых блоками по три лопатки с диафрагмой. Наружные трактовые поверхности сопловых лопаток первых трех ступеней покрыты теплозащитным покрытием. Сопловой аппарат 4-й ступени состоит из 16 пакетов отлитых лопаток, лопатки неохлаждаемые, полые.

Система охлаждения турбины - конвективная; сопловой аппарат первой ступени имеет конвективно-пленочное охлаждение. В турбине охлаждаются рабочие лопатки первых двух ступеней и сопловые аппараты трех ступеней. Для рационального использования воздуха охлаждение лопаточных венцов, дисков и корпусов турбины осуществляется воздухом, отбираемым за 8, 10 и 15-й ступенями компрессора.

Сопловый аппарат первой ступени турбины охлаждается цикловым воздухом, отбираемым за компрессором. Часть охлаждающего воздуха, отбираемого за 15-й ступенью компрессора, охлаждается в водо - воздушном теплообменнике до температуры 150-180 ОС. Далее этот воздух направляется на охлаждение рабочей лопатки первой ступени и соплового аппарата второй ступени. Рабочие лопатки второй ступени турбины охлаждаются – воздухом, отбираемым  за 10 ступенью компрессора. Охлаждающий воздух подается также в полости навесного диска первой ступени, дисков 3 и 4 ступеней турбины, в профильные венцы задней опоры ротора турбоагрегата, сопловый аппарат третей ступени – воздухом, отбираемым за 8 ступенью компрессора.

Суммарный отбор воздуха из компрессора на охлаждение турбины составляет около ~ 13 % общего расхода циклового воздуха через компрессор.

Ротор турбоагрегата состоит из компрессорной и турбинной барабанно-дисковых частей, связанных между собой для фиксации и передачи крутящего момента болтами, через навесной диск первой ступени турбины.

Диски компрессора соединены между собой сваркой, штифтами и болтами; диски турбины - штифтами и болтами.

Температура газов на выходе из турбины контролируется двадцатью термопарами.

Рис.6.9 Турбина

1.Сопловой аппарат 1 ступени, 2.Сопловой аппарат 2 ступени, 3.Сопловой аппарат 3 ступени, 4.Сопловой аппарат 4 ступени, 5.Ротор турбины, 6.Венец опорный.

7. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ СБРОСНОГО ТИПА

7.1 Общие принципы построения ПГУ сбросного типа

Технологический процесс энергетической ГТУ характеризуется достаточно высокой температурой выходных газов и значительным содержанием в них окислителя. Оба эти параметра являются определяющими в технологическом процессе ПГУ сбросного типа.

В ПГУ этого типа выходные газы ГТУ направляются в горелки энергетического парового котла паросилового энергоблока для сжигания в их среде пылеугольного или газомазутного топлива. В отдельных случаях выходные газы можно частично использовать в пылесистеме котла при подсушке и размоле угля, а также сбросить некоторое их количество в его конвективную шахту.

Массовый расход газов ГТУ приблизительно на 30% больше расхода обычного воздуха, так как эти газы забалластированы продуктами сгорания топлива в КС ГТ. Но при высокой температуре газов сокращается необходимое количество топлива и, следовательно, количество окислителя.

Современные энергетические ГТУ проектируют преимущественно для работы в тепловых схемах ПГУ с КУ, имеющих наибольшую экономичность. Для этого необходимо увеличение начальной температуры газов перед ГТ при умеренном росте степени повышения давления воздуха в компрессоре. При этом содержание окислителя в выходных газах ГТУ снижается. При начальной температуре газов соответственно 850 и 1250 избыток воздуха в выходных газах равен 4.4 и 2.8, а объемная концентрация окислителя в них составляет 16 и 12.7%.

Использование энергетических ГТУ с более низкими значениями температуры выходных газов и с большим содержанием в них окислителя позволяет сжигать почти все виды органического топлива по сбросной парогазовой схеме, но при этом снижается ее экономичность.

Повышение начальной температуры газов в ГТУ приводит к увеличению температуры выходных газов, которая может достигать 620°С. Газы с такой температурой нельзя без охлаждения подводить к горелкам паровых котлов. Благодаря необходимости обогащать выходные газы вне цикловым воздухом для повышения содержания в них окислителя частично эту проблему можно решить.

Чтобы использовать энергетические ГТУ для настройки энергетического паросилового блока по сбросной схеме, необходимо размещать их в непосредственной близости к паровому котлу для сокращения протяженности весьма больших по габаритам размерам газоходов. Такое условие трудно выполнить при реконструкции и модернизации действующих энергоустановок из-за отсутствия свободных площадок. В схеме ПГУ приходится устанавливать несколько газовых шиберов большого диаметра для перераспределения потока выходных газов ГТУ при изменении режима работы и обеспечивать их надежную эксплуатацию. Они должны быть быстрозапорными, а их эксплуатация – автоматизированной в широком диапазоне нагрузок.

В базовом варианте тепловой схемы ПГУ сбросного типа в паровом котле отсутствует воздухоподогреватель. Общее количество газов, которые проходят черех поверхности нагрева котла, увеличиваются на 30-40%, а их температура за котлом составляет около 300. Для охлаждения этих газов до температуры 120 в конвективной шахте котла устанавливают газоводяные ТОВД и ТОНД, в которых нагревается часть конденсата и питательной воды, отводимой из системы регенерации ПТУ. Это увеличивает расход пара в конденсатор ПТ, повышает ее электрическую мощность и снижает экономичность ПТУ. Завод-изготовитель ПТ (ЛМЗ) рекомендует следующие максимальные значения пропуска пара в конденсаторы: для ПТУ типа К-800-240 – 420 кг/с; К-300-240 – 210 кг/с; для К-210-130 – 125 кг/с.

Из-за общего увеличения количества дымовых газов за паровым котлом приблизительно на 40% при переходе к парогазовому циклу потребуются реконструкция тягодутьевой установки и увеличение производительности дымососов. Изменятся также условия работы дымовой трубы, поэтому необходимо пересчитать эпюры статического давления газов в ней и обеспечить ее надежную эксплуатацию.

Парогазовую установку сбросного типа можно условно рассматривать как некую ПГУ с КУ при предельном дожигании в нем топлива в среде выходных газов ГТУ. Здесь роль КУ выполняет паровой котел энергоблока, а ГТУ – функции надстройки.

Рис. 7.1 Принципиальная тепловая схема ПГУ с использованием ГТУ

7.2. Описание тепловой схемы ПГУ-410

7.2.1. Особенности сопряжения газотурбинных установок с котлом ТГМП-314

При реализации сбросной схемы ГТ - надстройки одной из главных задач является согласование расхода выхлопных газов ГТУ и максимального допустимого расхода газов через котел, который могут обеспечивать штатные основные дымососы.

ТГМП-314 оснащается двумя дымососами ДО - 31,5 производительностью по 870 * 103 м3/ч при полном давлении 388 кгс/м2. Нам необходимо оборудовать данный котлоагрегат двумя мощными дымососами типа ДРГ-29х2-I, рассчитанными для работы блока в режиме МГД - генератора. Поэтому при работе блока в автономном режиме, который является сейчас единственно возможным, дымососы имеют значительный запас по производительности и напору.

Предельным расходом газов и напором дымососа, приведенным к характеристике является 1150 * 103 м3/ч и 6500 Па.

Было установлено, что предельным расходом выхлопных газов ГТУ, который соответствует предельным параметрам дымососов, является расход 440 кг/с.

Расходы выхлопных газов ГТУ составляют:

Тип ГТУ

Температура наружного воздуха, 0С

Расход выхлопных газов, кг/с

ГТЭ-110

-40

+4

439,2

372,9

Таким образом, установленные дымососы могут обеспечить эвакуацию выхлопных газов рассмотренных в работе ГТУ.

7.2.2. Технико-экономические показатели

Тепловые расчеты котла ТГМП-314, паровой турбины К-300-240 и блока в целом выполнены при расходах свежего пара 100%, 75% и 50% от номинального значения (980т/ч) и при номинальных нагрузках ГТУ при среднегодовой температуре наружного воздуха (+4,3С). Тепловые расчеты для нагрузки паровой турбины 300 МВт выполнены для двух значений температуры наружного воздуха - +4,3С и +15С.

В таблице  представлены результаты расчетов котла ТГМП-314 (табл. 7.1) и технико-экономических показателей (табл. 7.2) надстроенного блока при применении ГТЭ-110 НПО «Сатурн» при среднегодовой температуре наружного воздуха +4,3 и нагрузках котла 100, 75 и 50%. Расчеты выполнены с отключенным и с включенным ВВТО.

Таблица 7.1

№ пп

Наименование показателей

Значение показателей

 

 

 

 

 

1

Температура наружного воздуха, С

4,3

4,3

4,3

15

2

Тип ГТУ

 

 

 

ГТЭ-110 НПО "Сатурн"

 

 

3

Относительная нагрузка ГТУ, %

 

100

 

 

4

Относительная нагрузка ПТ, %

 

100

 

 

5

Мощность ГТУ, МВт

116,9

116,9

116,9

108,37

6

Температура газов, С

508,73

508,73

508,73

517,0

7

Расход газов за ГТУ, кг/с

 

372,43

372,43

372,43

355,70

8

Расход свежего пара, т/ч

 

900,0

881,6

845,0

887,5

9

Температура свежего пара, С

540

540

540

540

10

Давление свежего пара, МПа

23,5

23,5

23,5

23,5

11

Температура воды на входе в ПЭК, С

170,7

170,7

170,7

170,7

12

Температура воды за ПВД, С

274,3

272,9

269,9

273,3

13

Расход воды через ПЭК, т/ч

400

400

400

400

14

Температура воды на выходе из ПЭК, С

247

246

244

243

15

Температура уходящих газов, С

100

100

99

98

16

Расход пара через п/п, т/ч

 

805,7

790,6

760,5

795,5

17

Давление пара перед ЦСД, МПа

3,70

3,64

3,50

3,66

18

Температура пара перед ЦСД, С

540

540

540

540

19

Давление пара на выходе из ЦВД, МПа

4,19

4,12

3,96

4,14

20

Температура пара на выходе из ЦВД, С

299,2

297,4

292,4

298,0

21

Расход пара в конденсатор, т/ч

638,0

627,8

609,0

632,8

22

Давление пара в конденсаторе, МПа

0,00549

0,00549

0,00539

0,00637

23

Мощность паровой турбины, МВт

314,77

309,57

300,26

309,39

24

Расход натурального топл. в КС ГТУ,

 

 

 

 

 

кг/с (Qнр= 49341,2 кДж/кг)

6,6965

6,6965

6,6965

6,3368

25

Расход условного топлива в КС ГТУ, т/ч

40,58

40,58

40,58

38,40

26

Расход натурального топлива в котел,

 

 

 

 

 

тыс.нм3/ч

59,397

58,176

55,845

58,759

27

Расход условного топлива в котел, т/ч

73,00

71,50

68,63

72,21

28

Расход условного топлива на блок, т/ч

113,58

112,08

109,22

110,62

29

Мощность блока брутто, МВт

431,67

426,47

417,16

417,76

30

Удельный расход условного топлива,

 

 

 

 

 

брутто, г/кВт.ч

 

263,13

262,82

261,81

264,79

31

Расчетный КПД блока брутто, %

46,69

46,75

46,93

46,40

32

Удельный расход условного топлива в

 

 

 

 

 

автономном режиме брутто, г/кВт.ч

298,6

298,6

298,6

298,6

33

Экономия условного топлива, г/кВт.ч

35,47

35,78

36,79

33,81

 

 

 

    %

11,88

11,98

12,32

11,32

Таблица 7.2

№ пп

Наименование показателей

 

Значение показателей

 

 

 

 

 

 

1

Температура наружного воздуха, С

 

 

4,3

 

 

2

Режимы

 

 

 

 

 

С отводом тепла

 

 

 

 

 

 

 

в ВВТО

3

Относительная нагрузка ГТУ, %

 

 

100

 

 

4

Относительная нагрузка ПТ, %

100

75

50

75

50

5

Мощность ГТУ, МВт

116,9

116,9

116,9

116,9

116,9

6

Температура газов, С

508,73

508,73

508,73

508,73

508,73

7

Расход газов за ГТУ, кг/с

 

372,43

372,43

372,43

372,43

372,43

8

Расход свежего пара, т/ч

 

980

735

490

735

490

9

Температура свежего пара, С

540

540

540

540

540

10

Давление свежего пара, МПа

23,5

23,5

23,5

23,5

23,5

11

Температура воды на входе в ПЭК, С

170,7

170,7

170,7

157,2

157,2

12

Температура воды за ПВД, С

280,2

272,6

255,9

268,3

251,6

13

Расход воды через ПЭК, т/ч

400

300

200

300

200

14

Температура воды на выходе из ПЭК, С

251

266

277

261

273

15

Температура уходящих газов, С

102

112

116

99

101

16

Расход пара через п/п, т/ч

 

870,8

662,6

446,7

662,1

446,2

17

Давление пара перед ЦСД, МПа

4,0

3,06

2,08

3,05

2,06

18

Температура пара перед ЦСД, С

540

540

540

540

540

19

Давление пара на выходе из ЦВД, МПа

4,52

3,46

2,35

3,45

2,33

20

Температура пара на выходе из ЦВД, С

305,8

284,3

266,5

283,8

265,7

21

Расход пара в конденсатор, т/ч

680,3

530,9

388,8

515,9

368,9

22

Давление пара в конденсаторе, МПа

0,00578

0,00490

0,00402

0,00480

0,00392

23

Мощность паровой турбины, МВт

337,6

263,20

179,67

260,95

176,09

24

Расход натурального топл. в КС ГТУ, кг/c

 

 

 

 

 

 

(Qнр= 49341,2 кДж/кг)

6,6965

6,6965

6,6965

6,6965

6,6965

25

Расход условного топлива в КС ГТУ, т/ч

40,58

40,58

40,58

40,58

40,58

26

Расход натурального топлива в котел,

 

 

 

 

 

тыс.нм3/ч

64,63

46,726

28,65

47,014

28,817

27

Расход условного топлива в котел, т/ч

79,43

57,43

35,21

57,78

35,42

28

Расход условного топлива на блок, т/ч

120,01

98,01

75,80

98,36

76,00

29

Мощность блока брутто, МВт

454,5

380,1

296,57

377,85

292,99

30

Удельный расход условного топлива,

 

 

 

 

 

 

брутто, г/кВт.ч

 

264,06

257,86

255,57

260,33

259,40

31

Расчетный КПД блока брутто, %

46,53

47,65

48,07

47,19

47,36

32

Удельный расход условного топлива в

 

 

 

 

 

 

автономном режиме брутто, г/кВт.ч

298,6

300,3

311,3

300,3

311,3

33

Экономия условного топлива, г/кВт.ч

34,54

42,44

55,73

39,97

51,90

 

 

 

     %

11,57

14,13

17,90

13,31

16,67

При использовании ГТУ типа ГТЭ-110 максимальная мощность надстроенного блока составляет 410 МВт (при мощности паровой турбины 300 МВт).

При сохранении мощности паровой турбины на номинальном уровне (около 300 МВт) мощность надстроенного блока составляет:

Тип ГТУ

Температура наружного воздуха

+4,3С

+15С

ГТУ-110

426

418-420

По сравнению с автономным режимом работы блока экономия топлива составляет: при использовании ГТЭ-110 – 11,4-12%.

Необходимо обратить внимание, что экономичность надстроенного блока увеличивается при снижении нагрузки паровой турбины. При снижении нагрузки паровой турбины до 270 МВт удельный расход условного топлива снижается до 257,8-258,6 (ГТЭ-110).

Необходимость включения ВВТО возникает при снижении расхода свежего пара ниже 880т/ч (нагрузка паровой турбины ниже 300 МВт), когда увеличивается температура уходящих газов. Отвод тепла в ВВТО в количестве 13-15 Гкал/ч при нагрузках паровой турбины 50-75% номинальной позволяет снизить температуру уходящих газов на 12-16С и сохранить её на уровне 100С.

7.3 Расчет технико-экономических показателей ПГУ-410

Коэффициент полезного действия производства электроэнергии ПГУ по балансовой формуле:

  (1);

Для выявления отдельных элементов тепловой схемы ПГУ на экономичность установки формулу (1) можно преобразовать:

;

С учетом  и   можно записать:

;

После подстановки получим выражение:

 (2);

(3);

;

Зависимости (2) и (3) отражают связь экономичности ПГУ с показателями экономичности различных элементов тепловой схемы установки.

Для ПГУ сбросного типа с ПТУ типа К-300-240 (ЛМЗ), энергетической ГТУ типа ГТЭ-110 («Рыбинские моторы»-«Машпроект») и газомазутным паровым котлом выполнен расчет и получены показатели тепловой экономичности при нормальной нагрузке элементов схемы для  с использованием указанной выше методики:

Расход топлива в ГТУ ;

Расход топлива в паровом котле ;

Электрическая мощность установок ; ; ;

Теплота выходных газов ГТУ, поступающая в паровой котел  ( ;

Теплота, подводимая к конденсату и питательной воде в теплообменниках парового котла ;

Соотношение теплоты топлив, сжигаемых в ПГУ:

;

Доля теплоты ГТУ, направляемой с выходными газами в паровой котел:

;

Коэффициент относительной мощности ПГУ:

;

КПД транспорта теплоты  (принят);

КПД производства электроэнергии ГТУ:

;

Расход теплоты ПТУ на производство электроэнергии:

;

КПД производства электроэнергии в паротурбинной установке:

;

Полезная тепловая нагрузка парового котла:

;

КПД парового котла (прямой баланс):

;

КПД производства электроэнергии ПГУ брутто:

По формуле (1), ;

По формуле (2), ;

По формуле (3),

8. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭС

9. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

 Основной источник опасных и вредных факторов в турбинном отделении – это основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию относятся турбина, являющаяся источником тепловых выделений, шума, вибрации. Источниками тепловых выделений, шума, вибрации являются так же подогреватели, насосы, различные трубопроводы и двигатели.

Вращающиеся механизмы при нарушении целостности корпуса, ограждений являются объектами повышенной опасности, так как при попадании в них человека возможны серьёзные травмы и гибель.

Электродвигатели, распредустройства, кабели, токопроводы и другие электроустановки постоянно находятся под напряжением, поэтому существует опасность поражения человека током в случае повреждения или нарушения целостности изоляции токоведущих частей. Кроме того, генератор, трансформаторы являются источниками электромагнитных полей оказывающих негативное влияние на организм человека.

Огнестойкие синтетические масла «Иввиоль - 3» и ОМТИ, используются в системе смазки и регулирования турбины, являются токсичными веществами. Попадание их на кожу человека, в желудочно-кишечный тракт или вдыхание их паров вызывает тяжёлые отравления.

Наличие большого количества аппаратов, работающих под давлением (подогреватели, трубопроводы и т. д.), являются источником опасности при нарушении их плотности.

Турбоагрегат, регенеративные подогреватели, паропроводы при нарушении целостности их изоляции являются источниками теплового излучения.

При проведении неразрушающего контроля трубопроводов, проверке качества сварных швов и других работах, связанных с применением ионизирующих излучений, имеется воздействие этих излучений на персонал, работающий поблизости.

Опаснейшая ситуация может создаться в турбинном цехе в случае возникновения возгорания масла, промасленной ветоши, а также в случае взрыва водорода в результате утечки из системы охлаждения генератора.

Таким образом, наличие какого – либо вредного фактора или совокупности этих факторов может являться причиной несчастных случаев среди персонала цеха, а также последующих отклонений его здоровья. Поэтому устранение или снижение степени воздействия многих вредных факторов на организм человека – одна из важнейших задач, которая должна решаться совместно с осуществлением основных вопросов производства.

9.1. Обеспечение допустимых условий труда

Действующие нормативные документы [2-11] устанавливают основополагающие, с позиций обеспечения безопасной эксплуатации модернизированной турбины, требования:

  •   к оборудованию, применение которого предусматривается в проекте

блока;

  •   к построению технологических схем;
  •   к устройству помещений зданий и сооружений,

что обеспечит безопасность производственного процесса и безопасность труда персонала, осуществляющего эксплуатацию блока. Технические мероприятия и решения, предусматриваемые нормативной документацией, в том числе направлены на обеспечение безопасности труда, минимизацию в процессе эксплуатации вредных, а тем более опасных, производственных факторов.

В соответствии с нормативными документами предусматривается следующее:

  •   оборудование и трубопроводы выбраны из условия обеспечения их прочностных характеристик, как при эксплуатационных параметрах среды, так и при аварийном повышении давления до величины срабатывания предохранительных устройств, что исключает нарушение герметичности оборудования и трубопроводов, и, как следствие, травмирование персонала фрагментами разрушенного оборудования и истекающей средой;
  •   все горячие теплоизолированные участки поверхностей оборудования и трубопроводов, находящиеся в зоне возможного попадания на них легковоспламеняющихся, горючих веществ, покрыты гидроизоляционным материалом для исключения пропитывания теплоизоляции этими веществами и их самовозгорания;
  •   движущиеся части оборудования имеют надежно и прочно закрепленное защитное ограждение для исключения возможности случайного прикосновения к ним и травмирования персонала;
  •   трубопроводы агрессивных, горючих, легковоспламеняющихся, вредных веществ герметичны, а в местах возможных утечек (нарушения герметичности) установлены защитные кожухи;
  •   соблюдено соответствующее расстояние до токоведущих частей или они закрыты и ограждены;
  •   для обслуживания технологического оборудования устанавливаются постоянные лестницы-площадки с отбортовкой для исключения возможности травмирования персонала падающими предметами с верхних площадок.

9.2. Защиты турбоагрегата

Немаловажное значение для безопасной и безаварийной работы оборудования имеет наличие защит турбоагрегата, направленных на улучшение условий работы персонала, повышение оперативности в нестационарных режимах работы оборудования и безопасности производственного процесса.

К защите   турбоагрегата  относятся следующее:

  1.  Система защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путём закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД во избежании разгона ротора турбины при:
  •  повышении числа оборотов турбины на 10-12% сверх номинальных от действия центробежных выключателей;
  •  отказе обоих центробежных выключателей. В этом случае срабатывает дополнительная защита от разгона в случае увеличения числа оборотов на 14% сверх номинальных;
  •  срабатывании электромагнитного выключателя (ЭМВ) от блочных защит, защит котла и турбины;
  •  неисправной автоматической системе регулирования (АСР) и отключения генератора от сети;
  1.  Защита по осевому сдвигу срабатывает в случае снижения зазоров между рабочими и установочными колодками подшипников ниже 0,5-0,6мм. Крайнее смещение ротора фиксируется датчиком, подающим сигнал на ЭВМ. В этом случае останов турбины производится срывом вакуума.
  2.  Защита от повышения давления в конденсаторе предусмотрена двухступенчатой. При падении вакуума до 540мм срабатывает ЭВМ. При увеличении давления в выхлопном патрубке турбины выше атмосферного происходит разрыв предохранительных диафрагм с выпуском пара в машзал.
  3.  Защита от падения температуры острого пара срабатывает в случае падения t0 ниже 450 0С. Импульс от двух термопар поступает на ЭВМ, срабатывает защита с отключением турбины без выдержки времени.
  4.  Защита по повышению температуры острого пара выше 5450С действует на отключение турбины через три минуты.
  5.  Защита по снижению давления в системе смазки срабатывает при падении давления масла ниже третьего предела (0,3 ата). При этом срабатывает система защит на отключение турбоагрегата с запретом на включение валоповоротного устройства (ВПУ).
  6.  Защита по максимальному прогибу ротора. Во избежании большого прогиба ротора и вибрации турбоагрегата операции по пуску возможны только с включением маслосистемы и ВПУ. Запрещается подача пара на концевые уплотнения и сброс пара в конденсатор. При отключении турбоагрегата в резерв ВПУ отключается только после полного остывания турбоагрегата при температуре металла ЦВД меньше 1500С.
  7.  Относительное расширение ротора. Смещение ротора фиксируется датчиками, сигнал от которых поступает на блочный щит управления (БЩУ). Поддержание относительных расширений в норме осуществляется за счёт умеренных скоростей увеличения температуры острого пара, набора нагрузки, обогрева фланцев и шпилек, а также за счёт форсирования скорости нагружения с подачей острого пара на переднее концевое уплотнение ЦВД при пусках из горячего состояния.
  8.  Абсолютное расширение корпуса турбины. Большое расширение корпуса может вызвать вибрацию, задевание в проточной части и выход из строя турбины.

9.3. Меры по предотвращению отравлений при работе с маслом системы регулирования и смазки турбины

К плотности фланцевых соединений трубопроводов огнестойкого масла применяются повышенные требования. Эти трубопроводы имеют коричневую окраску с тремя жёлтыми кольцами.

Персонал, имеющий прямой или косвенный контакт с огнестойким маслом, использует рабочую и защитную спецодежду. Защитная спецодежда применяется в случае прямого контакта с огнестойким маслом. Смена рабочей одежды производится еженедельно. При загрязнении во время аварийного выброса (течей) спецодежда заменяется сразу после ликвидации последствий повреждения. Перед приёмом пищи необходимо тщательно вымыть руки тёплой водой с мылом и щёткой. Запрещается приём пищи на рабочем месте. Все приборы контроля огнестойких масел должны храниться отдельно от остальных приборов. Перед проверкой и укладкой на хранение приборы должны быть тщательно вымыты.

Для проведения ремонта аппаратуры, связанной с огнестойким маслом, бригада должна иметь свой комплект инструментов. По окончании работ инструмент отмывается 10% раствором тринатро - фосфатом, эмульгатором ОП-7 или порошком. При попадании огнестойкого масла на кожу необходимо вытереть это место салфеткой, а затем вымыть несколько раз тёплой водой с мылом. После окончания работ и в перерывах загрязнённая спецодежда и перчатки до их снятия должны быть тщательно вымыты горячей водой с мылом. По окончании смены каждый работающий с огнестойким маслом обязан снять и убрать спецодежду в шкафчик для рабочей одежды и принять душ. Хранить домашнюю одежду следует в отдельном шкафу.

9.4. Микроклимат

Теплоснабжение зданий и сооружений КТЦ осуществляется от станционных тепловых сетей. Теплоноситель - горячая вода с температурой (115+75)°С.

У ворот котельного и турбинного отделений и на площадках обслуживания вблизи к оконным пролетам КТЦ предусмотрена установка воздухоотопительных завес и тепловых регистров.

Системы кондиционирования рассчитаны на работу круглосуточно и круглогодично. В целом системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в холодный и теплый периоды года обеспечивают температуру, относительную влажность и скорость движения воздуха в рабочей зоне в соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

9.5. Производственный шум и вибрация

В главном корпусе КТЦ источниками шума являются собственно ПТУ с генератором и возбудителем, а в зданиях и сооружениях - системы вентиляции и кондиционирования воздуха.

Основное оборудование ПТУ, поставляемое заводами-изготовителями, проектируется и изготавливается в соответствии со стандартами на то или иное изделие в составе ПТУ, которыми регламентируется обеспечение предельно-допустимых шумовых характеристик, установленных ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ «Шум. Общие требования безопасности» и санитарными нормами СН 2.2.4/2.1.8.562-96 « Шум на рабочих местах, в помещениях жилых и общественных зданий и на территории жилой застройки».

Оборудование ПТУ покрыто звукоизолирующим кожухом и уровень шума на расстоянии 1,0 м от данного оборудования не превысит значений, установленных нормами.

Для снижения шума и вибраций от работающих вентиляционных установок до значений, не превышающих допустимые уровни звукового давления на рабочих местах персонала, предусмотрены следующие мероприятия:

  •   установка вентиляторов на виброизоляторах;
  •   соединение вентустановок с воздуховодами через гибкие вставки;
  •   ограничение скорости движения воздуха в воздуховодах, обеспечивающей уровни шума, генерируемого регулирующими и воздухораспределительными устройствами в обслуживаемых помещениях, в допустимых пределах;
  •   установка вентагрегатов с наименьшими удельными уровнями звуковой мощности;
  •   работа вентиляторов в режиме максимального КПД;

При эксплуатации агрегата средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор не превышают 4,5 мм/с. При вибрации 11,2 мм/с агрегат останавливается действием защит.

Персонал, присутствующий в помещениях, где шумовые характеристики превышают нормативные значения, оснащается средствами индивидуальной защиты.

9.6. Освещение

Расчёт искусственного освещения БЩУ

Во всех помещениях электростанции выполнено освещение в соответствии с нормами СниП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение». Осуществлен выбор типа источников света, размещение светильников, определена необходимая освещенность

Правильно устроенное искусственное освещение позволяет повысить производительность труда на 20%, исключить утомление и повреждение зрения.

В данной работе рассматривается определение параметров системы освещения помещения блочного щита управления (БЩУ), которые обеспечат необходимые по нормам [23] условия труда.

Исходные данные:

Блочный щит управления(БЩУ).

Размеры БЩУ: длина а=15 м, ширина b=10 м, высота Нп=3 м.

Окраска стен - светлые тона, потолка - белая краска.

Поверхность, над которой нормируется освещённость, расположена горизонтально на высоте Нрп=0,8 м от пола, а её площадь составляет Sпр=25 м2. Характеристика зрительной работы:

  •   минимальный размер объекта различения 0,5 мм;
  •   контраст - средний, фон - средний;
  •   напряжённая зрительная работа выполняется непрерывно.

Расстояние, на котором находится объект от глаз работающего - 0,5 м.

Повышенного травматизма нет.

Пребывание людей - постоянное.

Источник света - люминесцентные лампы.

Высота подвеса светильников над уровнем пола Нподв=2,8 м. Напряжение в сети 220 В.

Рабочие места у стен отсутствуют.

  1.  Система освещения. Выбираем экономически выгодную комбинированную систему освещения (общее и местное освещение) с наиболее распространённым способом размещения светильников параллельными рядами.
  2.  Требуемая освещённость. 

Определяется по СНиП 23-05-95 [23] или по. По характеру работ (минимальный размер объекта различения 0,5 мм), контрасту (средний), фону (средний) определим: характеристику зрительной работы - "средняя точность", разряд работы - 6, подразряд - "в". Для разряда 6в освещённость должна составлять Екомб=400, из которых общая ЕОбщ=200 лк.

С учётом повышения освещённости на одну ступень освещённость должна составлять Екомб=500, из которых Ен=Еобщ=300 лк.

  1.   Тип светильников. 

Принимаем к установке светильники с люминесцентными лампами группы Д, типа ПВЛМ с двумя лампами (nл=2), которые можно применять для освещения производственных помещений [27]. Размеры светильника: длина - Lc=l 350 мм, ширина - 280 мм, высота - 180 мм. Светильники группы Д допускают наибольшее расстояние между ними и, следовательно, могут обеспечить необходимую равномерность освещения меньшим количеством светильников.

Для них расстояние между рядами светильников Lmp принимается по соотношению LMp/h=0,9÷1,3, а расстояние между светильниками в ряду LMC определяется из соотношения LMC/LC=0,5÷1,0, где h - высота подвеса светильника над рабочей поверхностью.

Принимаем: исполнение по пылезащите - полностью пылезащитное; конструктивное исполнение - корпус из стеклопластика с рассеивателем типа СТ (средней твёрдости) из поликарбоната; эксплуатационная группа светильников - 8 (СНиП 23-05-95).

  1.  Количество и расположение светильников.

Принимаем в первом приближении величину отношений LMp/h=l,2 и LMC/LC=0,7. Расстояния между светильниками по ширине и длине помещения составят: Lмр=h∙1,2=2,0-1,2=2,4 м, LMC=LC∙0,7=1,35∙0,7=0,945≈1 м, где hподв- Нрп=2,8-0,8=2,0 м, Lc=l,35 м – длина светильника.

Расстояние между светильниками и стенами по ширине и длине при отсутствии работ у стен задаются по формулам:

1ш=(0,4÷0,5)∙Lмр=0,5∙2,4=1,2 м, 1д=(0,4÷0,5)∙ Lмс=0,5∙1=0,5 м.

Определяем количество светильников по длине:

nд=(а-2∙1д+Lс)/(LMC+LC)=(15-2∙0,5+1,35)/(1+1,35)=6,53,   

и по ширине помещения: nш=(b-2∙lш)/Lмр+1=(10-2∙1,2)/2,4+1=4,17.

Примем nд=7 и nш =5 шт., тогда общее количество светильников составит n=nдnш=7∙5=35шт.

Уточняем расстояния между краями светильников по длине и между их центрами по ширине:

Lмс=(а-2∙lд-Lсnд)/(nд-1)=(15-2*0,5-1,35*7)/(7-1)=0,758 м,

Lмр=(b-2-lш)/(nш-1)=(10-2∙1,2)/(5-1)=1,9 м.

Расстояния от стены до центра ближайшего светильника по длине: Lст.д=lд+Lс/2=0,5+1,35/2=1,175 м, и по ширине Lст.ш =lш=1,2 м.

При выполнении работ у стен расстояния от краёв светильников до стен должны быть не более Lмс/2 и Lмр/2.

  1.  Коэффициент использования светового потока.

Определяем индекс помещения по формуле:

i=S/(h∙(a+b))= 150/(2∙(15+10))=3,

где S –площадь помещения: S=a∙b=15∙10=150м2

Принимаем, согласно исходным данным и [27], коэффициенты отражения от стен, потолка и пола равными ρпот=50%, ρст=30%, ρпол=10% соответственно. По их значениям для светильников группы Д определим коэффициенты полезного действия светильников ПВЛМ ηс=0,8 и помещения ηn=8.

Коэффициент использования светового потока η определяется как произведение величин ηc и ηn: η=ηcηn =0,80,86=0,69.

Коэффициент запаса с учётом заданной запылённости помещения, эксплуатационной группы светильников - 8 и угла наклона свето-пропускающего материала к горизонту - 0 градусов примем равным К3=1,6 [27].

Задаём коэффициент, учитывающий неравномерность освещения для люминесцентных ламп, Z=l,l[27].

  1.  Световой поток каждой лампы светильника. 

Определяем по формуле:

Ф=EHSZK3/n-η-nл=300∙150∙1.1∙1,6/35∙0,69∙2=1639,75 лм.

Примем тип лампы - ЛД (люминесцентная, дневного света) мощностью W=30Bт и световым потоком ФТаб=1560 лм [27].

Действительная освещённость рабочей поверхности Ед от общего освещения составит:

Ед=Фтn∙η∙nл/SZK3=1560∙35∙0,69∙2/150∙1,1∙1,6=285,4 лк, что меньше нормативного значения на 5%. Отношение Едн=258,4/300=0,951 попадает в допустимый диапазон 0,9< Едн <1,2[30], поэтому пересчёт не требуется.

Для оценки правильности расчёта определим удельную электрическую мощность Wy, Вт/м2, для создания условий освещённости 100 лк, которую используют для приближённого расчёта освещения:

Wy=100∙Wл-n-nл/(E дS)=100∙30∙35∙2/(285,4∙150)=4,9 Вт/м2.

Полученное значение несколько ниже практического диапазона 6<Wy<10 Вт/м2, из-за сравнительно высокого КПД (ηс=0,80) светильников ПВЛМ.

  1.  Местное освещение рабочих мест. Обеспечивается светильниками с непросвечивающими отражателями. Светильники располагаются таким образом, что их светящие элементы не попадают в поле зрения работающих на освещаемом рабочем месте и на других рабочих местах [29].

Принимаем, что расстояние от светильника до освещаемой поверхности hМ=0,7 м, а угол, под которым световой поток падает на горизонтальную плоскость, составляет 60°.

Определяем мощность светильников для создания местного освещения:

Емесхкомбобщ=500-300=200 лк на рабочих поверхностях площадью Spii=25m2: WM=(6÷10)SрпEмeст/100=8-25-200/100=400 Вт.

Электропроводка к светильникам местного освещения (с напряжением выше 42 В) в пределах рабочего места выполняется в гибких рукавах (ПУЭ[28]).

  1.  Согласование с требованиями ПУЭ[28]. Осветительные сети прокладываются в соответствии с требованиями ПУЭ.

По степени опасности поражения электрическим током БЩУ относится к помещениям без повышенной опасности. По условиям окружающей среды - помещение нормальное, сухое.

Согласно требованиям ПУЭ дня электропроводки используется провод АППВ, тип проводки - закрытый в строительных конструкциях, выключатель - термального исполнения.

Вывод:  Система комбинированного освещения из 35 (7x5) светильников ПВЛМ, каждый с двумя лампами типа ЛД, мощностью по 30 Вт, обеспечит нормальную освещённость 500 ж, необходимую для выполнения зрительных работ "средней точности".

9.7. Определение плотности потока тепловой энергии

Человек, находящийся вблизи открытых лазов, гляделок подвергается тепловому облучению, приведено на рисунке 1.

 

                              

                                              

                                                   

Рис. 1 К расчёту плотности потока

тепловой энергии.

Определим плотность потока тепловой энергии, приходящейся на отдельные участки тела человека по формуле Стефана-Больцмана:

(Вт/м2), где

Вт/м24

Температура излучающего потока в области «окон»

Составляет t=1001,5 0С, тогда область лица:

Область туловища:

По ГОСТ 12.1005-88 плотность потока тепловой энергии в зависимости от облучаемой поверхности тела человека (Sобл):

Область лица: Sобл<=0,25* составляет Енорм<=100 Вт/м2

Область туловища: Sобл<=(0,25-0,5)* составляет Енорм<=70 Вт/м2

Для защиты от теплового излучения нужно использовать индивидуальные средства защиты (защитные очки, спецодежда).

9.8. Электробезопасностъ

Заземление и защитные меры электробезопасности электроустановок предусматриваются в соответствии с ПУЭ.

Заземлитель молниезащиты совмещается с защитным заземлителем электроустановки.

Так как все электроустановки зданий находятся на общей территории электростанции, то все контуры заземления зданий объединяются между собой не менее чем двумя проводниками в общий контур заземления (с сопротивлением не более 0,5 Ом) для выравнивания потенциалов.

Искусственные заземлители выполнены из углеродистой стали. Горизонтальные заземлители выполнены из полос 40x4 мм2, вертикальные заземлители - из круглой стали диаметром 16 мм.

Горизонтальные заземлители уложены в землю на глубине не менее 0,5 м.

У мест ввода заземляющих проводников в здание предусматривается опознавательный знак.

Внутренний контур заземления электроустановки в здании присоединен к наружному контуру заземления не менее, чем в двух местах.

К уравнивающему контуру заземления внутри зданий присоединяются:

  •   главная заземляющая шина;
  •   защитные заземляющие проводники;

- металлические трубопроводы, стальные строительные конструкции.

С целью выравнивания потенциалов строительные металлоконструкции и конструкции, а также технологические трубопроводы присоединены к внутреннему контуру заземления.

Магистрали внутреннего контура заземления (уравнивающий контур) внутри зданий выполнены из стальной полосы сечением 40x4 мм2, к которой присоединены все подлежащие заземлению части и которая, в свою очередь, присоединяется к наружному контуру заземления. Отпайка от внутреннего контура заземления к оборудованию выполнена стальной полосой сечением 25x4 мм2. Соединение заземляющих проводников с металлоконструкциями выполняется сваркой, а с корпусами оборудования, аппаратов и т.п. надежным болтовым соединением.

Сети освещения предусматриваются трех - и пятипроводными. Сеть ремонтного освещения предусматривается на напряжении 12В и 36В. Все розетки - 220В предусматриваются с третьим заземляющим контактом. В групповых линиях штепсельных розеток -220В предусматриваются устройства защитного отключения (дифференциальные реле с уставкой по току утечки 30мА).

9.9. Молниезащита

         Молниезащита предусматривается в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153-34.21.122-2003).

Здания и сооружения относятся к специальным объектам с ограниченной опасностью по классификации устройства молниезащиты. Предусматривается допустимый уровень надежности защиты от прямых ударов молнии 0,95.

Молниезащита зданий выполняется путем присоединения металлических каркасов зданий к наружному контуру заземления.

Выполняется защита от вторичных проявлений молнии (заноса высоких потенциалов) путем присоединения всех металлических коммуникаций на вводе в здание к контуру наружного заземления.

9.10. Защита от термических ожогов

Все горячие части оборудования и трубопроводов, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, имеют тепловую изоляцию.

Температура на наружной поверхности изоляции согласно СНиП 41-03- 2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» принимается не более следующих значений:

45°С - для изолируемых поверхностей, расположенных в рабочей или обслуживаемой зоне помещений и содержащих вещества выше 100 °С;

55°С - для изолируемых поверхностей с металлическим покровным слоем, расположенных на открытом воздухе в рабочей или обслуживаемой зоне.

9.11. Пожаровзрывобезопасность

КТЦ относится к группе объектов, пожары на которых могут привести к поражению людей и окружающей территории вторичными проявлениями опасных факторов пожара (взрывы технологического оборудования, загазованность территории взрывоопасным природным газом, задымление, внеплановое прекращение выработки электроэнергии и др.). В связи с этим, в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», требованиями ГОСТ 12.1.004-91 проектной документацией предусмотрена система обеспечения пожарной безопасности.

Система обеспечения пожарной безопасности объекта защиты включает в себя систему предотвращения пожара, систему противопожарной защиты, комплекс организационно-технических мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.

Предотвращение образования горючей среды обеспечивается одним из следующих способов или их комбинацией, а именно:

  •   максимально возможным применением негорючих и трудногорючих веществ и материалов;
  •   ограничением массы горючих веществ и материалов, располагающихся компактно, размещением их наиболее безопасным способом;
  •   изоляцией горючей среды (выделение пожарных отсеков и др.);
  •   установкой пожароопасного оборудования в изолированных помещениях (пожарных отсеках) или на открытых площадках;
  •   применением устройств защиты производственного оборудования с горючими веществами от повреждений и аварий;
  •   установкой отсекающих, отключающих и др. устройств (в том числе на воздуховодах системы вентиляции).

Предотвращение образования в горючей среде источников зажигания достигается одним из следующих способов или их комбинацией, а именно:

  •   применением машин и оборудования, при эксплуатации которого не образуются источники зажигания;
  •   применением электрооборудования, которое соответствует по исполнению условиям применения во пожаровзрывоопасных зонах по ПУЭ;
  •   применением быстродействующих средств защитного отключения возможных источников зажигания;
  •   соблюдение требований электростатической безопасности;
  •   устройство молниезащиты;
  •   применением неискрящего инструмента при работе с горючим газом, легковоспламеняющимися жидкостями и взрывоопасными пылями;
  •   ликвидацией условий для теплового, химического и (или) микробиологического самовозгорания обращающихся горючих веществ.

Ограничение массы горючих веществ и материалов, а также наиболее безопасный способ их размещения достигаются одним из следующих способов или их комбинацией, а именно:

  •   уменьшением массы и (или) объема горючих веществ и материалов, находящихся одновременно в помещениях;
  •   максимально возможной заменой горючих жидкостей в оборудовании на негорючие или с пониженными показателями горючести;
  •   периодической очисткой внутренней территории, помещений и оборудования от горючих отходов, пыли;
  •   удалением пожароопасных отходов с мест проведения строительных

работ.

Защита людей и имущества от воздействия опасных факторов пожара и (или) ограничение последствий их воздействия обеспечиваются следующими способами:

  •   применение объемно-планировочных решений и средств, обеспечивающих ограничение распространения пожара за пределы очага;
  •   устройство эвакуационных путей, удовлетворяющих требованиям безопасной эвакуации людей при пожаре;
  •   устройство систем обнаружения пожара (установок и систем пожарной сигнализации), оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре;
  •   применение систем коллективной защиты (в том числе противодым- ной) и средств индивидуальной защиты людей от воздействия опасных факторов пожара;
  •   применение основных строительных конструкций с пределами огнестойкости и классами пожарной опасности, соответствующими требуемым степени огнестойкости и классу конструктивной пожарной опасности зданий, сооружений и строений, а также с ограничением пожарной опасности поверхностных слоев (отделок, облицовок и средств огнезащиты) строительных конструкций на путях эвакуации;
  •   применение огнезащитных составов (в том числе антипиренов и огнезащитных красок) и строительных материалов (облицовок) для повышения пределов огнестойкости строительных конструкций;
  •   устройство аварийного слива пожароопасных жидкостей и аварийного стравливания горючих газов из аппаратуры;
  •   устройство на технологическом оборудовании систем противовзрыв-ной защиты;
  •   применение первичных средств пожаротушения;
  •   применение автоматических установок пожаротушения.

Организационно-технические мероприятия по обеспечению пожарной безопасности КТЦ включают в себя:

  •   организацию пожарной охраны;
  •   организацию технического обслуживания, планово-предупредительного ремонта и утилизации пожарной техники и инженерных систем противопожарного назначения;
  •   паспортизацию веществ, материалов, оборудования, и технологических процессов, зданий и сооружений объекта в части обеспечения пожарной безопасности;
  •   разработку основной документации по пожарной безопасности в соответствии с РД 153-34.0-03.301-00.

9.12. Охрана окружающей среды от вредных выбросов ГРЭС

Одной из актуальных проблем на современном этапе является проблема охраны окружающей среды и рационального природопользования. В течение последнего ряда лет предприняты попытки снижения вредных выбросов и на Костромской ГРЭС. Снижение вредных выбросов достигается за счёт увеличения доли сжигаемого газа. Мазут используется в качестве резервного топлива и при растопке. Уменьшение выбросов в водный бассейн достигается за счёт использования очистных сооружений. На КГРЭС применяется пять способов очистки промышленных вод.

 К первому способу относится  очистки замасленных вод. Дренажные воды из главного корпуса по двум трубопроводам подаются в распределительную камеру, откуда поступает в два приёмных резервуара. Затем вода поступает в распределительную камеру мазутоловушек, откуда в мазутоловушку. Там мазут отгоняется в щелевые трубы и направляется на сжигание, а осадок транспортёром сгоняется в приёмок и эжектором удаляется в станцию осадка. Вода поступает в сборный резервуар, откуда насосами замазученных вод прокачивается через фильтры первой и второй ступени, загруженные сульфоуглём. Очищенная вода затем через регулирующий клапан подаётся на повторное использование на всас насосов сырой воды.

К второму –  очистки шламовых вод осветлителей ХВО. Вода прокачивается с ХВО в бак регенеративных вод для повторного использования, откуда вода после очистки откачивается в р. Шачу.

К третьему – очистки вод после сплошных кислотных промывок. Первые воды с кислотных промывок поступают в бассейн – нейтрализатор, а оттуда – на всас мазутных насосов на сжигание. Хвостовые воды подаются в шламонакопитель, а оттуда – в распределительную камеру схемы замасленных вод.

К четвёртому – схема очистки вод с баком нейтрализации ХВО. Вода после отстоя сливается в р. Шача.

К пятому –  очистки вод после отмывки РВП. Вода по трубопроводам подаётся в баки – нейтрализаторы на рециркуляцию в течение 1,5-2 часов. В баки – нейтрализаторы подаётся известковое молоко или щёлочь для нейтрализации. После отстоя шлама в течение суток осветлённую воду откачивают в бак щелочных вод, откуда вода откачивается по мере надобности на повторное использование. Шлам откачивается в бак шламовых вод, а в случае необходимости – на карту шламоотвала. После перемешивания в БШВ шлам откачивают на пресс-фильтр, где полученный сухой остаток ссыпается в мешки.

9.13. 3аключение

В разделе «Безопасность и экологичность» произведено выявление и анализ вредных и опасных факторов в КТЦ, рассмотрены меры для обеспечения допустимых условий труда:

  •  защиты турбоагрегата;
  •  меры по предотвращению отравлений при работе с маслом системы регулирования и смазки турбины;
  •  микроклимат;
  •  освещение;
  •  производственный шум и вибрация и мероприятия по борьбе с ними;
  •  определение плотности потока тепловой энергии;
  •  электробезопасность;
  •  молниезащита;
  •  защита от термических ожогов;
  •  пожаровзрывобезопасность;
  •  охрана окружающей среды от вредных выбросов ГРЭС.

Спроектировано освещение на блочном щите управления.

10. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ

ОЦЕНКА И ПРОГОНОЗИРОВАНИЕ ВЫБРОСОВ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ ИЗ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ КОСТРОМСКОЙ ГРЭС

10.1. Постановка задачи

Продукты сгорания органических топлив, выбрасываемые тепловыми электрическими станциями в атмосферу, содержат различные вредные токсичные вещества. Мероприятия по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу от ТЭС и снижению их негативного влияния на окружающую среду делятся на несколько групп:

  •  предварительная подготовка топлива;
  •  подавление и сокращение образования вредных компонентов в процессе горения;
  •  очистка дымовых газов;
  •  рассеивание дымовых газов от ТЭС в атмосфере через дымовые трубы.

Применяемые в настоящее время методы борьбы с образованием и выбросами вредных веществ в большинстве случаев не позволяют снизить их концентрации до уровней, безопасных для человека и живой природы. Поэтому рассеивание в атмосфере уходящих газов ТЭС является важным элементом в общей системе мер по снижению концентрации вредных веществ на уровне дыхания людей.

Время пребывания частиц летучей золы в атмосфере и, следовательно, их распространение по земной поверхности зависят как от их величины и плотности, так и от скорости распространения ветров, а также от того, на какую высоту частицы были подняты первоначально. При этом крупные частицы обычно оседают в течение нескольких часов или суток, тем не менее они могут переноситься на сотни километров, если вначале оказались на достаточной высоте (горячие выбросы). Пыль частично остается сухой, частично прибивается к земле с дождями.

Те частицы, которые по своему поведению сходны с частицами газов, в значительно меньшей степени подвержены действию атмосферных осадков, время их пребывания в нижних слоях атмосферы составляет 10-20 суток.

Распространение газов в основном определяется их растворимостью в воде и способностью к химическому воздействию с компонентами атмосферы. Их наличие в атмосфере зависит от того, ограничивается ли перенос стокилометровой зоной или же распространение принимает глобальный характер. Среди газов, имеющих тенденцию к глобальному распространению, можно назвать CO2, в то время как SO2 и NO2 подобно пыли в тропосфере сохраняются в атмосфере от нескольких дней до нескольких недель.

Значения приземных концентраций можно определить расчетным путем и непосредственными измерениями. Определение концентраций путем измерений возможно только для действующих ТЭС. При проектировании новых электростанций или реконструкции и расширении действующих для оценки загрязнения приземного слоя воздуха используют различные расчетные методы.

Определение концентраций вредных веществ на уровне дыхания позволяет правильно разместить санитарно-защитные зоны, жилые поселки, зоны отдыха и другие объекты.

Максимальный выброс каждого загрязняющего вещества из дымовой трубы и в целом по ТЭС определяется при наибольшей среднечасовой нагрузке исходя из фактического режима работы отдельных котлов в период максимума суммарной нагрузки соответственно котлов, подключенных к трубе, и ТЭС.  

Выбросы из дымовой трубы оксидов азота, оксида углерода, золы твердого топлива определяются по данным инструментальных измерений концентраций загрязняющих веществ в дымовых газах, проводимых на данной ТЭС в ходе планового контроля и плановых испытаний оборудования. Для однотипного оборудования в аналогичных условиях эксплуатации допускается использование данных измерений по одному котлу и одной золоулавливающей установке.

Основным методом оценки степени загрязнения атмосферного воздуха выбросами ТЭС является сопоставление создаваемой ею максимальной приземной концентрации веществ в зоне жилой застройки и допустимого вклада ТЭС в загрязнение воздушного бассейна.

При этом допустимый вклад относится к будущей ТЭС в совокупности с остающимися в эксплуатации предприятиями электроэнергетики из числа учтенных в исходном периоде.

Промышленные дымовые трубы служат как для создания естественной тяги, так и для отвода дымовых газов в верхние слои атмосферы и рассеивания их до допустимых концентраций.

На ТЭС дымовые трубы работают в условиях постоянного колебания нагрузки, что приводит к снижению их долговечности. Для исключения влияния колебаний нагрузки на дымовую трубу целесообразно снабдить каждый энергоблок отдельным газоотводящим стволом, расположив их в общем несущем железобетонном стволе. Начиная с 1980-х гг. подобное конструктивное решение нашло успешное применение при сооружении крупных ТЭС, получив название «многоствольная дымовая труба». На Костромской ГРЭС для обслуживания четырех энергоблоков 300 МВт II очереди установлена дымовая труба с четырьмя металлическими стволами в железобетонной оболочке, каждый высотой 255,5 м и диаметром устья 4,5 м.

Смысл установки многоствольной дымовой трубы состоит в том, что каждый газоотводящий ствол может рассматриваться как самостоятельная труба, которую можно отключить и ремонтировать независимо от других.

Итак, нам необходимо выяснить меньше ли будет объем выбросов вредных веществ после реконструкции. Потребуется рассчитать выбросы загрязняющих веществ до реконструкции и после, а так же произвести поверочный расчет дымовой трубы для того, что бы убедиться, что реконструкция дымовой трубы не имеет смысла.

10.2. Расчет выбросов оксидов азота

Для котлов, работающих на газе, рассчитываются только выбросы диоксида азота и оксида углерода, но т.к. у нас потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3=0%, то расчет выбросов оксидов углерода не требуется.

В котле воздушный и топливный азот связывается с NO и только 1-5% успевает перед выходом газов в атмосферу доокислиться до NO2, но выброс окислов азота рассчитывают по NO2, г/с, т/год:

,

где  – безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива;  – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок;  - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;  - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий их подачи в топку;  - коэффициент, характеризующий снижение выбросов NOx, при подаче части воздуха помимо основных горелок;  - степень рециркуляции дымовых газов; Kкоэффициент, характеризующий выход NO2.

;

Где D и Dф – номинальная и фактическая производительность котла, т/ч (принять Dф=(0,75-0,85)D).

В – расход натурального топлива необходимо подставлять в г/с, а у нас дано в нм3/час, нужно произвести перевод:

;

;

10.3. Поверочный расчет дымовой трубы

Дымовые трубы обеспечивают отвод в атмосферу дымовых газов и рассеивание в атмосферном воздухе неуловленных в газоочистительных устройствах частиц азота. Чем выше труба, а также температура и скорость газов в устье трубы, тем на более значительное расстояние рассеиваются дымовые газы и меньше концентрация вредных примесей на уровне дыхания.

Формула расчета высоты трубы для электростанций работающих на газе:

где   - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных веществ в атмосферном воздухе;  - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;  - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности;  - предельно допустимая концентрация вещества, лимитирующего чистоту атмосферного воздуха;  - фоновая концентрация диоксида азота;  - полный расход выбрасываемых дымовых газов на срезе трубы;  - разность температур уходящих газов Тух и окружающего атмосферного воздуха Та; Z – число дымовых труб одинаковой высоты, установленных на ТЭС; m=0,8 и n=1 – безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья трубы.

;

;

и  - объем воздуха и продуктов сгорания для данного вида топлива.

.

По результатам поверочного расчет дымовой трубы мы убедились в том, что реконструировать дымовую трубу не нужно. Трубы той высоты (250м), которая стоит на данный момент времени на Костромской ГРЭС вполне хватает.

10.4. Расчет рассеивания в атмосфере вредных примесей, содержащихся в дымовых газах ТЭС

Нормативный метод позволяет рассчитывать концентрации вредных и любых других примесей в составе выбрасываемых газов в двухметровом приземном слое, а также в вертикальном и горизонтальном сечении дымового факела на расстоянии не более 10 км от источника, кроме того, рассчитать поля концентрации, создаваемые дымовыми трубами, а также линейными и плоскостными источниками.

10.4.1. Расчет максимальных приземных концентраций

Максимальное значение приземной концентрации вредного вещества См, мг/м3, при выбросе газовоздушной смеси из одиночного точечного источника с круглым устьем достигается при неблагоприятных метеоусловиях на расстоянии хм, м, от источника и определяется по формуле:

;

Неблагоприятными метеорологическими считаются такие условия, когда скорость ветра достигает опасного значения и имеет место интенсивный турбулентный обмен в атмосфере. Опасная скорость ветра (uм) – это такая скорость, при которой для заданного состояния атмосферы концентрации вредных примесей на уровне дыхания достигают своей максимальной величины.

;

;

;

Расстояние от источника выбросов:

;

;

Максимальная приземная концентрация и расстояние:

;

;

;

;

Приземная концентрация по оси факела выброса:

: ;

;

: ;

;

: ;

;

: ;

;

: ;

;

На основании полученных данных построим график рассеивания вредных примесей по оси факела на различных расстояниях от дымовой трубы:

10.4.2. Расчет предельно допустимых выбросов

Предельно допустимый выброс (ПДВ) – это норматив на поступление вредного вещества в атмосферу, который устанавливается для каждого компонента выбросов отдельно.

Предельно допустимый выброс вредного вещества, г/с, из одиночного точечного источника, при котором обеспечивается не превышающая ПДК концентрация в приземном слое воздуха, определяется:

;

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

     

  1.  Соколов А.К. Безопасность и экологичность технических объектов. Проектирование. Учебное пособие.- Иваново. 2009.
  2.   ПУЭ. «Правила устройства электроустановок», 2003.
  3.   ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».
  4.   ПБ 10-574-03. «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых водогрейных котлов»
  5.  ПБ 10-573-03. «Правила  устройства и безопасной  эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды»
  6.  ПБ 03-585-03. «Правила устройства и безопасной  эксплуатации технологических трубопроводов»
  7.  ПБ 03-581-03. «Правила устройства и безопасной  эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов»
  8.  ПБ 10-382-00. «Правила устройства и безопасной  эксплуатации грузоподъемных кранов»
  9.   РД 34.03.355. «Инструкция по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации энергетических газотурбинных установок», 1990
  10.   ПБ 12-529-03. «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления»
  11.   СО 153-34.21.122-2003. «Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций»
  12.   СО 153-34.20.501-203. (РД 34.20.501-95). «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации»
  13.   РД 34.03.201-97 «Правила техники безопасности при эксплуатации оборудования электростанции и тепловых сетей»
  14.   ПБ 09-596-03. «Правила безопасности при использовании неорганических жидких кислот и щелочей»
  15.  РД 153-34.0-03. «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок»
  16.   ГОСТ 12.1.002-84. «Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах»
  17.   ПОТ РМ-016-2001. (РД 153-34.0-03.150-00). «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок»
  18.   ГОСТ 12.1.003-83. «Шум. Общие требования безопасности»
  19.   СаНПиН 2.2.548-96. «Гигиенические требования к микроклимату производственных зданий»
  20.   ГОСТ 12.1.005-88. «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»
  21.   СНиП 41-03-2003. «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов»
  22.   СНиП 23-05-95*. «Естественное и искусственное освещение»
  23.   ГОСТ 12.1.007-76. «Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности»
  24.  ГОСТ 14.202-69. «Трубопроводы промышленных предприятий.

Опознавательная окраска, предупреждающая окраска и маркировочные щитки»

  1.   ГОСТ 12.4.026-76. «Цвета сигнальные и знаки безопасности»
  2.   Дьяков, Василий Иванович. Типовые расчёты по электрооборудованию: практ. пособие, перераб. и доп./ В.И. Дьяков; Иван. гос. энерг. ун-т. - Изд. 8-е. - Иваново, 2003. - 148 с.
  3.   Правила устройства электроустановок(ПУЭ)/Минтопэнерго России. - 7-е изд. перераб. и доп. - М.:Госэнергонадзор РФ, 2003.