Выбор теплоэнергетического оборудования для ТЭЦ

Содержание

Введение…………………………………………………………………………….. 4

1 Выбор типоразмера и количества турбин ГРЭС-2400 МВт……..…………...... 6

1.1 Выбор паротурбинной  установки.……………………………………………. 6

1.2 Паротурбинная установка  К-800-240-5………………..…..…….……………. 7

1.3 Конструкция турбины …………………………………………...…………….. 9

1.4 Регулирование и защита….………...………………………………………… 10

2  Изображение и описание  принципиальной тепловой схемы  выбранной турбинной установки……..…………………………………………………………... 12

3 Определение количества  парогенераторов и типоразмера  ………………….. 14

3.1 Выбор типоразмера парогенератора…………………………………………. 14

4 Изображение и краткое  описание структурной схемы ГРЭС – 2400 МВт….. 17

5 Выбор оборудования, входящего  в состав турбинной установки…………… 19

5.1 Назначение и краткое  описание вспомогательного оборудования………... 19

5.2 Конденсационная установка……………………………………………….… 19

5.3 Питательный насос…………………………………………………………… 21

5.4 ПНД, ПВД ………………………………………………………..………….... 22

5.5 Деаэратор ……….…………………………………………………………….. 27

5.6 Маслоохладитель …………………………………………………………….. 28

6 Определение расчетного расхода топлива …………………………………… 29

6.1 Определение объема  дымовых газов………………………………………... 31

6.2 Определение энтальпии  продуктов сгорания………………………………. 32

6.3 Определение потерь  тепла в парогенераторе………………………………. 33

6.4 Определение расхода  топлива парогенераторной установкой……………. 33

Заключение……………………………………………………………………….. 35

Список использованной литературы……………………………………………. 36

Приложение А……………………………………………………………………. 37

Приложение В……………………………………………………………………. 39

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

 

Казахстан обладает крупными запасами энергетических ресурсов (нефть, газ, уголь, уран) и является энергетической державой. По итогам 2010 года Казахстан является нетто-импортёром электроэнергии: на севере Казахстан экспортирует электроэнергию в Россию, а на юге покупает её у Киргизии и Узбекистана).

Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляет 18 992,7 МВт электроэнергии. К сожалению, выработка большинства электростанций не достигает установленной мощности. Выработка по типу электростанций распределяется следующим образом:

• ТЭС (тепловые электростанции) — 87,7 %;
• КЭС (конденсационная электростанция) — 48,9 %;
• ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) — 36,6 %;
• ГТЭС (газотурбинная электростанция) — 2,3 %;
• ГЭС (гидроэлектростанции) — 12,3 %.

Около 70 % электроэнергии в Казахстане вырабатывается из угля, 14,6 % — из гидроресурсов, 10,6 % — из газа и 4,9 % — из нефти.

Основной объем электроэнергии в Казахстане вырабатывают 37 тепловых электростанций, работающих на углях Экибастузского, Майкубинского, Тургайского и Карагандинского бассейнов. Крупнейшая из построенных в Казахстане — ГРЭС-1 Экибастуза — 8 энергоблоков с установленной мощностью 500 МВт каждый, однако в настоящее время располагаемая мощность станции составляет 2250 МВт. Наибольшую выработку электроэнергии осуществляет Аксуйская (Ермаковская) ГРЭС. В 2006 году эта станция выработала 16% всей электроэнергии, произведённой в Казахстане.

Электрические станции разделяются на электростанции национального значения, электростанции промышленного назначения и электростанции регионального назначения.

К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электрические станции, обеспечивающие выработку и продажу электроэнергии потребителям на оптовом рынке электрической энергии Республики Казахстан:

• ТОО «Экибастузская ГРЭС-1»;
• АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2»;
• АО «Евроазиатская Энергетическая Корпорация» (Аксуская ГРЭС);
• ТОО ГРЭС «Корпорация Казахмыс»;
• АО «Жамбылская ГРЭС»,

Потребители электроэнергии:

• промышленность — 68, 7 %
• домашние хозяйства — 9,3 %
• сектор услуг — 8 %
• транспорт — 5,6 %
• сельское хозяйство — 1,2 %.

Общая протяжённость электрических сетей общего пользования в Республике Казахстан составляет:

• сети с напряжением 1150 кВ — 1,4 тыс. км (в настоящее время эксплуатируются на напряжении 500 кВ)
• сети с напряжением 500 кВ — более 5,5 тыс. км
• сети с напряжением 220 кВ — более 20,2 тыс. км
• сети с напряжением 110 кВ — около 44,5 тыс. км
• сети с напряжением 35 кВ — более 62 тыс. км
• сети с напряжением 6—10 кВ — около 204 тыс.

При передаче и распределении электроэнергии имеются большие потери — 21,5 %

Линии электропередачи и распределительные сети Казахстана разделены на 3 части: две на севере и одна на юге, каждая из которых соединена с какой-либо внешней энергетической системой (Единой энергетической системой России на севере и Объединённой энергетической системой Средней Азии на юге). Соединяются эти системы между собой только одной линией. В настоящее время ведётся строительство второй линии, соединяющей Северную и Южную энергосистемы и рассматривается возможность строительства линии, соединяющей Западную энергосистему с Северной.

Энергетические компании Казахстана: Мангистауский Атомно-Энергетический Комбинат — генерирующая компания Актау, энергоснабжающая организация Мангистауской области; Самрук-Энерго — государственный энерго холдинг; KEGOC — национальный оператор сетей; Алатау Жарык Компаниясы — распределительная электросетевая компания Алматы; АлматыЭнергоСбыт — энергоснабжающая организация Алматы; Алматинские Электрические Станции — генерирующая компания Алматы; Актобе ТЭЦ — генерирующая компания Актобе; АстанаЭнергоСбыт — энергоснабжающая организация Астана; Атырау Жарык — распределительная электросетевая компания Атырау; Уран Энерго — сетевая компания. [1]

Целью курсовой работы является выбор теплоэнергетического оборудования ГРЭС – 2400 МВт.

Задачи курсовой работы:

1. Выбор типоразмера и количества турбин по заданной мощности.

2. Выбор количества парогенераторов и типоразмера по расходу свежего пара на турбину и виду топлива.

3. Составление структурной схемы ГРЭС.

4. Выбор оборудования, входящего в состав турбинной установки.

5. Определение расчетного расхода топлива заданного типа ГРЭС-2400.

 

 

 

 

1.Выбор типоразмера и количества турбин ГРЭС – 2400 МВт

  

1.1    Выбор паротурбинной установки

 

 

Наиболее крупные электростанции называются ГРЭС – государственными районными электростанциями, назначение которых — производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На ГРЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно — водяному пару. Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе — в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в парогенератор. Таким образом, создаётся замкнутый пароводяной тракт: парогенератор с пароперегревателем — паропроводы от котла к турбине — турбина — конденсатор — конденсатный и питательные насосы — трубопроводы питательной воды — парогенератор. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы ГРЭС. Как правило, ГРЭС имеют мощность более 1 млн. кВт и оборудованы энергетическими блоками мощностью 160-1200 МВт.

На крупных паротурбинных электростанциях с промежуточным перегревом пара устанавливают, как правило, моноблоки.

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

Параметры пара паровых котлов выбирают с учетом потерь давления и температуры при транспорте его, при начальных параметрах пара перед турбиной 12,7 МПа, 560˚С или 23,5МПа, 540˚С, у паровых котлов они равны соответственно 13,7 МПа, 565˚С и 25 МПа, 545˚С.

Тип теплофикационных турбин выбирают, исходя из энергетических нагрузок, вида, параметров и режимов теплового потребления.

Число турбин каждого типа зависит от размеров и параметров теплового потребления. Набор таких турбин определяют предварительно по оценочным приближенным расчетам и уточняют в результате детальных расчетов тепловой схемы.

      Исходя из полученного типа станции и мощности, ГРЭС 2400 МВт, я выбрала паровую турбину К-800-240-5 мощностью 800 МВт. Количество турбин находим по формуле:

 

nт =Nобщ/Nт      (1)

nт = 2400/800=3 шт,

 

где Nобщ – общая мощность станции,

Nт – мощность одной турбины,

nт – количество турбин.

На ГРЭС – 2400 МВТ принимаем к установке три  теплофикационные турбины  К-800-240-5. [3]

 

 

       1.2 Паротурбинная установка К-800-240-5

 

 

       Конденсационная паровая турбина К-800-240-5, номинальной мощностью 800 МВт, с начальным давлением пара 23,5 МПа, предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ-800-2 с частотой вращения ротора   3000 об/мин и мощностью 800МВт для работы в блоке с прямоточным котлом. Турбогенератор имеет непосредственное охлаждение обмотки статора дистиллированной водой, непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом, внешней поверхности ротора и сердечника статора — водородом.

 

Таблица 1

Номинальные значения основных параметров турбины К-800-240-5

Параметры	Единицы измерения	Величина
Мощность	МВт	850
Начальные параметры пара: давление температура	МПа 0С	23,5 540
Параметры пара после промежуточного перегрева: давление температура	МПа 0С	3,3 540
Максимальный расход свежего пара	т/ч	2650
Температура воды: питательной охлаждающей	0С	274 12
Расход охлаждающей воды	т/ч	73000
Давление пара в конденсаторе	кПа	3,4

 

 

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды (основного конденсата) в ПНД, деаэраторе и ПВД до температуры 274 0С (при номинальной нагрузке турбины и питании приводной турбины главного питательного насоса паром из отборов турбины).[3]

 

Таблица 2

Характеристика регенеративных отборов пара

 

Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора (расчётные)		Количество отбираемого пара (расчётное), т/ч	Номер ступени, за которой производится отбор
	Давление, МПа, абс.	Температура пара, 0С
ПВД №8	6,05	343	175	9-я
ПВД №7	3,78	286	211	12-я
Турбоприводы	1,64	422	127	-
ПВД №6	1,64	422	107	15-я (24-я)
Деаэратор	1,08	385	5,0	15,2 т/ч из уплотнений 17-я (26-я)
ПНД №4	0,588	311	91	19-я (28-я)
ПНД №3	0,284	231	87,6	ЦСД – 21-я (30)
ПНД №2	0,114	147	118,3	32-я (37-я) 42-я (47-я) 52-я (57-я)
ПНД №1	0,020	60	87,6	34-я (39-я) 44-я (49-я) 54-я (59-я)

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

1.3 Конструкция турбины

 

 

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

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

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

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

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

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

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

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

 

 

1.4 Регулирование и защита

 

 

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

Электрогидравлическая система регулирования состоит из электрической и гидравлической частей.

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

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

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

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

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

Управление установок централизовано и ведется из помещения блочного щита управления.

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

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

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

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

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

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

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

    2 Изображение и описание принципиальной тепловой схемы выбранной турбинной установки

      

 

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

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

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

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

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

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

Турбина имеет 5 цилиндров. Свежий пар с параметрами 23,5 МПа, 540 0С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный промперегреватель парогенератора при давлении р0п.п=3,8 МПа и температуре примерно 290 0С. После промежуточного перегрева пар (3,34 МПа, 540 0С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет рк,ср=3,6 кПа (рк1=3,2 кПа, рк2=4 кПа). Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.[2]

 

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

 

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

 

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два – из ЦСД, четыре – из ЦСД и два – из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в охладителях уплотнений ОУ2 и ОУ1, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД. Все ПВД и ПНД (поверхностного типа) имеют встроенные пароохладители и охладители дренажа греющего пара.

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

Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из понижения частоты вращения бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, а дренажи ПНД5 и ПНД6 – в смеситель после ПНД7; дренажи ОУ1 и ОУ2 поступают в основной конденсатор.

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

 

3. Определение количества парогенераторов и типоразмера

 

3.1 Выбор типоразмера парогенератора

 

 

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

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

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