Регенеративный тракт блока 500

Введение

Внедрение АСУТП на ТЭС

 При внедрении АСУТП  в эксплуатацию предусматриваются:

- информационное обеспечение, образуемое совокупностью системы классификации и кодирование технологической и технико-экономической информации, сигналов, характеризующих состояние ТЭС и отдельных энергоблоков, массивов данных и документов, необходимых для выполнения всех функций АСУТП ТЭС.

- организационное обеспечение, реализуемое наличием совокупности описаний функциональной, технической организационной структур, инструкций и регламентов для оперативного персонала, обеспечивающих заданное функционирование автоматического технологического оборудования.

- автоматическое обеспечение, образуемое наличием совокупности математических методов, моделей и алгоритмов для решения задач управления и обработки информации с применением вычислительной техники.

- математическое обеспечение,  образуемого наличием программ  по реализации АСУТП по предполагаемому  развитию системы в направлении  расширения состава функций.

- пакет прикладных программ  являющихся частью программного  обеспечения и представляющих  собой совокупность программ, реализующих  группу однородных функций и  программу их настройки для  конкретных объектов ТЭС (котлов, турбин или блоков в целом).

Автоматическая система  управления ТП ТЭС является подсистемой  и продолжением большой системы  управления АСУ ЭС как по количеству управляемых объектов, численности  контролируемых и регулируемых величин, так и по наличию взаимосвязей между процессами. Это означает, что при её проектировании или  изучении можно применять иерархический  подход, который определяет «порядок подчинения взаимосвязанных подсистем  автоматической системы управления технологическим процессом».

1. Краткое  описание принципиальной тепловой  схемы электростанции.

1.1. Описание  проектируемой электростанции.

Проектируемая ГРЭС мощностью 4000 МВт будет построена в Приморском крае вблизи города Реттиховка, и предназначена для снабжения энергией приморского края. Станция будет состоять из 8-ми блоков по 500 МВт, состоящих из котлов П-57, работающих с турбинами К-500-240 ХТГЗ, которые предназначены для привода генераторов ТГВ-500. Топливом проектируемой ГРЭС является каменный уголь Реттиховского месторождения с удельной теплотой сгорания . Растопочным и резервным топливом является мазут.

Главный корпус состоит из машинного зала, к которому примыкает  котельное со встроенными этажерками: деаэраторной, расположенной вдоль здания, и двумя бункерными, расположенными по обе стороны котла поперек здания.

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

Система пылеприготовления  состоит из молотковых мельниц с  центробежными сепараторами пыли. Предусмотрена  также установка сетевых подогревателей тепловой мощностью 29,1 МВт не менее  чем двух блоках. Система золошлакоудаления ГРЭС – гидравлическая. Удаление золошлаковой пульпы осуществляется багерными насосами. Водоснабжение станции – прямоточное. Золоулавливание осуществляется с помощью электрофильтров и предвключенных циклонов.

ГРЭС будет работать параллельно  с энергосистемой «Дальэнерго».

1.2.Описание тепловой схемы.

Моноблок 500 МВт состоит из турбины К-500-240 ХТГЗ и прямоточного котла П-57, производительностью 1650 т/ч и параметрами Рп.п.=255 кгс/см² и tп.п.= 545^оС. Перегретый пар из котла по двум паропроводам поступает к двум блокам парораспределения ЦВД турбины с параметрами перед турбиной Р₀ = 240 кгс/см² и t₀ = 540 ^оС. Пройдя два стопорных и восемь регулирующих клапанов, пар поступает в ЦВД, проходит одну регулирующую и девять ступеней давления. Затем пар с Р = 41,5 кгс/см² и t = 296 ^oС по двум ниткам холодного промперегрева направляется на промежуточный перегрев в котёл, откуда возвращается по двум ниткам горячего перегрева в ЦСД с Р = 37,6 кгс/см² и t = 540 ^оС. Пройдя ЦСД, пар поступает в два двухпоточных ЦНД, из которых отработавший в турбине пар сбрасывается в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (Рк = 0,035 кгс/см²).

Восполнение потерь питательной  воды производится химически обессоленной водой из бака запаса конденсата.

На блоке предусмотрена  сетевая подогревательная установка, которая состоит из основного  и пикового бойлеров и предназначена для отопления и горячего водоснабжения.

2.Описание регенеративного тракта.

Схема регенерации турбины  предназначена для подогрева  основного конденсата паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины (отборов). Система регенерации состоит из двух систем – системы регенерации низкого давления и системы регенерации высокого давления

Система регенерации низкого  давления состоит из:

1. Пяти подогревателей низкого давления (ПНД);
2. Двух насосов типа КСВ-200-220 (для откачки дренажа греющего пара из ПНД-2);
3. Насоса типа КС-125-140 (для откачки дренажа греющего пара из ПНД-4);
4. Трубопроводов: подачи пара в подогреватели, основного конденсата в пределах подогревателей, дренажей греющего пара подогревателей, отсоса неконденсирующихся газов из подогревателей в конденсатор,
5. Запорной и регулирующей арматуры, обратных клапанов, системы дренажей и опорожнения трубопроводов и оборудования;
6. Системы автоматики регуляторов уровня в подогревателях, контрольно-измерительных приборов (КИП), средств управления, защит, блокировок и сигнализации.

Схема регенерации низкого давления по основному конденсату и по отсосу неконденсирующихся газов конденсата греющего пара выполнена групповой:

1. В первую группу входят – ПНД – 1,2,3№
2. Во вторую – ПНД – 4,5.

При выходе из строя одного подогревателя в группе, отключается  вся группа. При отключении одной группы подогревателей по основному конденсату предусмотрен обвод этой группы.

Основной конденсат после  конденсатных насосов 2-ой ступени проходит последовательно через все пять подогревателей и направляется в  деаэратор 7 ата.

На линии основного  конденсата за ПНД – 4 и 5 установлены  дроссельные шайбы для создания необходимой циркуляции через встроенные пароохладители ПНД – 4 и 5.

Отсос неконденсирующихся газов из подогревателей выполнен каскадно из 5-го до 2-го, а из 2-го и 1-го отдельными линиями заведен в конденсатор. Кроме того предусмотрена линия отвода неконденсирующихся газов из ПНД-4 в конденсатор.

Все опорожнения трубопроводов  основного конденсата заведены в дренажный бак. Опорожнение паровой части подогревателей направлено в конденсатор.

На паропроводах отбросов (кроме 2 и 9) установлены обратные клапаны  с гидроприводами (клапаны обратные соленоидные (КОС)). ПНД-3,4,5  по пару могут быть отключены задвижками. На ПНД-1 и 2 задвижек по пару нет.

Греющим паром для подогрева  основного конденсата является пар  отборов турбины – для ПНД-1 пар 9-го отбора, для ПНД-2 пар 8-го отбора, для ПНД-3 пар 7-го отбора, для ПНД-4 пар 6-го отбора, для ПНД-5 пар 5-го отбора.

На паропроводах отбросов, где есть обратные клапаны выполнено по два дренажа: до КОС и после него. На паропроводах отбросов, где нет КОС, выполнено по одному дренажу. Все дренажи отборов через отключающую арматуру направлены в расширитель дренажей турбины, кроме 9-го отбора, который заведен в ПНД-1. На трубопроводах 3, 4 и 5 отборов имеются постоянно действующие дренажи, которые заведены в трубопровод последующего отбора до КОС.

В пределах каждой группы конденсат  греющего пара из подогревателя сливается  каскадно. После каждой группы подогревателей он откачивается сливными насосами в  линию основного конденсата, за тем  подогревателем, из которого откачивается.

 Дренажи ПНД отводятся по следующей схеме: из ПНД -5 в ПНД – 4, из ПНД - 4 дренажным насосом в линию основного конденсата между ПНД – 4 и ПНД – 5, из ПНД – 3 в ПНД – 2, из ПНД – 2 дренажными насосами в линию основного конденсата между ПНД – 3 и ПНД – 2, из ПНД – 1 через гидрозатвор в конденсатор турбины.

На линиях отвода конденсата греющего пара из ПНД-5,4,3 и 2 установлены  регуляторы уровня.

При выходе из строя сливного насоса ПНД-4 предусмотрен отвод конденсата в ПНД-3 или в конденсатор. При выходе из строя сливных насосов ПНД-2 предусмотрен отвод конденсата в конденсатор.

Рис. 1. Подогреватель низкого давления.

Подогреватель низкого давления (ПНД) состоит из следующих узлов: стального сварного корпуса, к которому приварены необходимые патрубки и опорные лапы: водяной камеры с патрубками подвода и отвода нагреваемого конденсата и съемной  крышкой; стальной трубной доски, ввареной между частью водяной камеры и корпусом подогревателя; трубной системы.

Трубная система подогревателя  состоит из U-образных нержавеющих труб диаметром 16Х12 мм, концы которых развальцованы в трубной доске, и каркаса с перегородками, которые предназначены для предотвращения вибрации трубок и сброса и отвода конденсата греющего пара с трубок к корпусу, а также для образования ходов парового потока.

Водяная камера расположена  в верхней части подогревателя, состоит из двух частей и имеет  фланцевый разъем. Наличие в водяной  камере съемной крышки обеспечивает доступ к концам трубок подогревателя  без демонтажа его в случае необходимости глушения вышедших из строя трубок. Вертикальными перегородками  водяная камера разделена на две  части, что обеспечивает четыре хода нагреваемого конденсата.

В верхней части корпуса  расположен патрубок, через который  греющий пар из соответствующего отбора поступает в подогреватель  к трубной системе.

Подогреватель ПНД-1 имеет  два патрубка подвода греющего пара, остальные – по одному, что связано  с невозможностью трассировки к  ПНД-1 паропровода чрезмерно большого диаметра при наличии одного подводящего  патрубка.

В нижней части корпуса  расположен патрубок для отвода воздуха  из ПНД и патрубка подвода воздуха  и ввода дренажа в подогреватель  из последующего по ходу нагреваемого конденсата подогревателя.

Конденсат греющего пара (дренаж) собирается в нижней части корпуса. Для обеспечения нормальных условий  работы в ПНД при помощи электронной  системы регулирования уровня, воздействующей на регулирующий клапан, поддерживается постоянный уровень дренажа, избыток  которого удаляется из подогревателя  через регулирующий клапан.

В отличие от описанной  выше конструкции подогревателей ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3 подогреватели ПНД-4 и  ПНД-5 дополнительно имеют специально выделенную часть трубного пучка  – пароохладитель, предназначенный  для снятия перегрева направляемого  в эти подогреватели отборного  пара, который поступает в ПНД  через расположенный в нижней части корпуса патрубок первоначально  в пароохладитель, затем в остальную  часть трубной системы подогревателя.

В этих подогревателях подогреваемый  конденсат, совершив четыре хода в собственном  подогревателе, делится на два неравных потока, меньший из которых поступает  в трубки пароохладителя, совершает  в нем два хода, а затем за пределами подогревателя смешивается  с основными потоками конденсата.

Система регенерации высокого давления состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД). Питательная вода питательными насосами ПТН прокачивается через группу подогревателей ПВД и подаётся на питательный узел котла.

Греющим паром для ПВД  являются пар отборов турбины  – для ПВД-7 пар3-го отбора, для  ПВД-8 пар 2-го отбора, для ПВД-9 пар 1-го отбора. Дренаж греющего пара сливается  каскадно по безнасосной схеме из ПВД-9 в ПВД-8, изПВД-8 в ПВД-7, откуда подаётся в деаэратор.

На трубопроводе дренажа  греющего пара каждого ПВД установлены  регуляторы уровня

Устройство ПВД показано на рисунке 2

Рис. 2. Подогреватель высокого давления.

Корпус ПВД состоит из верхней съемной части (цилиндрическая обечайка, штампованное днище и фланец) и нижней неподвижной части (днище, фланец и опора). Обе части корпуса соединяются при помощи фланцев и крепятся шпильками с колпачковыми гайками.

На цилиндрической обечайке корпуса расположены штуцеры  для подвода конденсата греющего пара из последующего по ходу подогревателя (кроме ПВД-9), водоуказательных приборов и монтажа штуцера для подъема  корпуса.

В нижней части корпуса  расположены патрубки подвода и  отвода питательной воды, подвода  пара в корпус, отвода конденсата греющего пара и  опорожнения корпуса. У  ПВД-7 в нижней части корпуса, кроме того, имеется штуцер отвода неконденсирующихся газов.

Трубная система состоит из трех раздающих и трех собирающих вертикальных коллекторных труб, которые в нижней части вварены в соединительные стаканы, выведенные через днище наружу, образуя патрубки питательной воды. Между коллекторными трубами расположены колонны одноплоскостных спиральных змеевиков, навитых из труб диаметром 32Х5 мм. Концы труб вварены в коллекторные трубы. Змеевики по расположению их относительно коллекторных труб разделяются на правые и левые.

В верхней части трубной  системы расположен охладитель пара. Поверхность нагрева охладителя пара состоит из спиральных змеевиков, навитых из труб диаметром 32Х6 мм, которые  заключены в кожух, установленных  между горизонтальными перегородками, имеющие вырезы для прохода пара.

Для прохода пара из одного хода в другой на верхней и нижней перегородках ОП установлены перепускные  короба. В коробах предусмотрены  отверстия для выхода воздуха  при заполнении и стока сконденсированного пара. У ПВД-8 охладителя пара нет.

В нижней части трубной  системы расположен охладитель конденсата греющего пара, конструктивно выполненный  аналогично охладителю пара. Перегородки  служат опорами для змеевиков.

С целью улучшения омывания змеевиков поверхностей нагрева паром пространство в центральной части аппарата ограничено кожухом, который выполняет роль заполнителя и служит для размещения внутри него трубок подвода пара и питательной воды к пароохладителю.

Греющий пар подводится в  подогреватель через патрубок, расположенный  в нижней части корпуса, по трубке, расположенной в центре трубной  системы, поступает в верхнюю  часть, проходит пароохладитель, после  которого, опускаясь вниз, омывает патрубки собственного подогревателя и конденсируется.

Дренаж греющего пара покидает подогреватель, пройдя через регулирующий клапан, при помощи которого поддерживается необходимый уровень дренажа  в подогревателе, обеспечивающий нормальную его работу. Характеристики подогревателей приведены в таблице 1.

Таблица 1. Техническая характеристика подогревателей.

3.Выбор и обоснование функциональных схем теплотехнического контроля, автоматического регулирования, технологической защиты и сигнализации.

3.1. Назначение  функциональной схемы.

Функциональная схема  автоматизации является основным технологическим  документом, определяющим объем автоматизации  технологических установок и  отдельных агрегатов автоматизируемого  объекта.

Функциональная схема  представляет собой чертеж, на котором  схематически условными обозначениями  изображены технологическое оборудование, коммуникации, органы управления средства автоматизации с указанием связей между отдельными элементами автоматики.

Функциональная схема  автоматизации технологической  установки выполняют, как правило, на одном чертеже, на котором изображают аппаратуру всех систем контроля автоматического  регулирования, управления и сигнализации, относящемуся к данной технологической установке.

Изображение технологического оборудования и коммуникаций.

Технологическое оборудование и коммуникации на функциональных схемах автоматизации изображают, как правило упрощенно и в сокращенном виде, без указания отдельных технологических аппаратов и трубопроводов вспомогательного назначения.

Детали трубопроводов, арматура, теплотехнические и санитарно-технические  устройства и аппаратуру показывают условными обозначениями по ГОСТ 2.785-70 и ГОСТ 2.786-70.

Изображение технологического оборудования, отдельных его элементов  и трубопроводов приводится соответствующие  поясняющие надписи (наименования технологического оборудования, его номер, если таковой  имеется и др.), а также указываются  стрелками направления потоков. Отдельные агрегаты и установки технологического оборудования могут быть изображены оторвано друг от друга, но при этом всегда приводятся необходимые указания на их взаимосвязь.

На трубопроводах, на которых  предусматривается установка отборных устройств и регулирующих органов, указывается диаметры условных проходов.

Изображение приборов и средств автоматизации.

Приборы, средства автоматизации, электрические устройства и элементы вычислительной техники на функциональных схемах автоматизации изображают в  соответствии с ГОСТ 21.404-85. Этот же ГОСТ предусматривает систему построения графических и условных буквенных  обозначений по функциональным признакам  приборов.

Порядок расположения буквенных  обозначений в верхней части (слева  на право) следующий: обозначения основной измеряемой величины; обозначение, уточняющее основную измеряемую величину; обозначение  функционального признака прибора.

При построении условных обозначений  приборов показываются не все функциональные признаки приборов, а лишь те, которые  используются в данной схеме. Так, при  обозначении показывающих и самопишущих  приборов (если функция «показаний»  не используется, пишут вместо и т.д.)

Щиты, штативы, пульты управления на функциональной схеме изображаются условно в виде прямоугольников  произвольных размеров, достаточных  для нанесения условных обозначений, устанавливаемых на них приборов, средств автоматизации, аппаратуры управления и сигнализации.

Комплексные устройства(машины централизованного контроля, управляющей машины, полукомплекты телемеханики и т.д.) обозначаются так же в виде прямоугольника с указанием внутреннего типа устройства и документации завода-изготовителя.

Функциональные связи  между технологическим оборудованием  и установленными на нем первичными преобразователями, а так же средствами автоматизации, установленными на пультах  и щитах, на схеме показываются тонкими  сплошными линиями.

Позиционное обозначение приборов и средств  автоматизации.

Всем приборам и средствам  автоматизации, изображенных на функциональных схемах, присваивают позиционные  обозначения.

На стадии рабочей документации при одностороннем проектировании позиционные обозначения приборов и средств автоматизации образуется из двух частей: обозначение арабскими  цифрами номера функциональной группы и строчками букв русского алфавита-номера приборов и средств автоматизации  в данной функциональной группе.

Буквенные обозначения отдельных  приборов и средств автоматизации, также как регулятор прямого  действия, манометр, термометр и  др. Состоят только из порядкового  номера. Позиционные обозначения  должны присваиваться всем элементам  функциональных групп, за исключением: отборных устройств, приборов и средств  автоматизации, поставляемых комплектно с технологическим оборудованием; регулирующих органов и исполнительных механизмов, сходящих в данную систему  автоматического управления, но заказываемых и устанавливаемых в технологических  частях проекта.

3.2.Функциональные  схемы теплотехнического контроля  регенеративного тракта.

Измерительная информация о  ходе технологического процесса и о  составлении оборудования на ТЭС  содержит в основном сведения о теплотехнических величинах (давление, расход, температура), измеренных приборами. В принятой терминологии процесс измерения теплотехнических величин и совокупность средств, осуществляющих эти измерения, носят название теплотехнического контроля.

Основой современной организации  теплотехнического контроля является унифицированный выходной сигнал преобразователей и первичных приборов (входной сигнал вторичных приборов). Унификация сигналов обеспечивает взаимозаменяемость первичных и вторичных приборов.

Обобщенной метрологической  характеристикой средств измерения  является их класс точности, который  определяется пределами допускаемых  основной и дополнительной погрешностей и другими свойствами средств  измерения, влияющих на их точность.

Согласно РД 34.35.101-00 «Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях» турбинные установки должны быть оснащены показывающими приборами, устанавливаемыми непосредственно на оборудовании или вблизи него и поставляемыми совместно с ними для измерения:

а) Давления пара в регенеративных подогревателях;

б) Давления питательной  воды и основного конденсата в  системе регенеративных подогревателей;

в) Уровня в конденсаторе и подогревателях.

Турбинные установки должны быть оборудованы показывающими  приборами, устанавливаемыми на щите управления турбины или блока для измерения:

а) Давления конденсата на всасе конденсатных насосов 2 подъема;

б) Давления основного конденсата до клапанов регулятора уровня рециркуляции;

в) Уровня в конденсаторе;

г) Температуры конденсата после конденсатора.