Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Товароведение arrow Автоматизація процесів у роботі гідроелектростанцій

Опис і вибір основного устаткування

По заданій встановленій потужності 1000 МВт приймаю до установки станцію блокового типа з п'ятьма блоками До - 200 - 130 з технічними характеристиками:

Таблиця 1.1.2

Номінальна потужність

200 МВт

Звороти

3000 об/ мин.

Тиск пари перед турбіною

130 кгс/см

Температура первинної пари перед турбіною

545 З

Температура пари в контрольному рівні

515 З

Тиск пари на вихлопі ЦВД

27 кгс/см

Температура на вихлопі ЦВД

345 З

Тиск пари перед ЦСД

25 кгс/см

Температура пари перед ЦСД

545 З

Тиск пари на вихлопі ЦСД

0.23 кгс/см

Температура пари на вихлопі ЦСД

207 З

Тиск в конденсаторі (абсолютне)

0.035 кгс/см

Температура відпрацьованої пари

30 З

Температура води, що охолоджує

10 З

Витрата води, що охолоджує

25000 м/час

Максимальна витрата пари на турбіну

640 т/ч

Питома витрата тепла

2000 ккал/кВт.час

Основним критерієм, що визначає максимальне навантаження турбіни, є тиск в контрольному рівні: при включених

ПВД і ПНД 205-210 МВт, 98 кгс/см;

Без ПВД 200 МВт, 84 кгс/см;

Без ПНД 184 МВт, 77 кгс/см;

Без ПВД і ПНД 175 МВт, 64 кгс/см.

Номінальна потужність 200 МВт

Звороти 3000 об/мин.

Тиск пари перед турбіною 130 кгс/см2

Температура первинної пари перед турбіною 545оС

Температура пари в контрольному рівні 515оС

Тиск пари на вихлопі ЦВД 27 кгс/см2

Температура на вихлопі ЦВД 3450С

Тиск пари перед ЦСД 25 кгс/см2

Температура пари перед ЦСД 545оС

Тиск пари на вихлопі ЦСД 0,23 кгс/см2

Температура пари на вихлопі ЦСД 207оС

Тиск в конденсаторі (абсолютне) 0,035 кгс/см2

Температура відпрацьованої пари 30оС

Температура води 10оС, що охолоджує

Витрата води 25000 м3/час, що охолоджує

Максимальна витрата пари на турбіну 640 т/час

Питома витрата тепла 2000 ккал/квт.час

Основним критерієм, що визначає максимальне навантаження турбіни, є тиск в контрольному рівні:

При включених ПВД і ПНД 205-210 МВт 98 кгс/см2

без ПВД 200 МВт 84 кгс/см2

без ПНД 184 МВт 77 кгс/см2

без ПВД, і ПНД 175 МВт 64 кгс/см2.

Паропроїзводітельность і число парових казанів блокової ГРЕС вибирається по номінальному пропуску свіжої пари через турбіну, з врахуванням витрати пари на власні потреби. Продуктивність казана Дпп, т/ч визначуваний по формулі

Дпп = До?(1+??+?)

де До - номінальна витрата пари на турбіну, т/ч

До = 640 т/ч за тепловою схемою

  • ?? - запас по продуктивності %
  • ? - витрата пари на власні потреби %
  • ?? + ? = 3 %

Дпп = 640?(1+0,03) = 659 т/ч

По отриманих результатах для кожної турбіни встановлюю поодинці паровому казану типа ПП 640 - 140 ГМ Подільського машинобудівного заводу ним. Орджонікідзе наступні технічні характеристики, що мають:

Паропроїзводітельность, т/час................640

Тиск пари після первинного пароперегрівача, ати......140

Температура пари після первинного пароперегрівача, 0С.........545

Тиск за промперегревателем, ати .................26

ККД казана брутто % .......................92,9

Температура вирушаючих газів, 0С ...............138

Температура гарячого повітря за воздухоподогревателем, 0С ...220

Температура живильної води, 0С ..............240

Температура води за водяним економайзером, 0С ..........300

Температура пароводяної суміші за НРЧ, 0С .................355

Температура пари за перехідною зоною, 0С .............360

Температура пари за СРЧ-i, 0С ...................430

Температура пари за СРЧ-ii, 0С...............480

Температура пари за ВРЧ-i, 0С ...................500

Температура пари за КПП-i, 0С ..................550

Температура первинної пари за ППТО, 0С ............ 460

Температура пари за ВРЧ-ii, 0С ..................530

Температура пари за КПП-ii, 0С .................545

Витрата вторинної пари, т/ч ..................540

Температура вторинної пари за ППТО, 0С ............468

Температура вторинної пари за промперегревателем, 0С ..... 545

Турбіна К-200-130 є одновальною три циліндровий агрегат.

Циліндр високого тиску одностінній конструкції відлив з хромомолибденованадиевой сталі перлитового класу (15ХIМIФ-л).

Він має одинадцять діафрагм з направляючими лопатками, діафрагми розміщені в трьох обоймах (3-5-3 рівнів).

Вага циліндра без діафрагм 31тонна.

Циліндр середнього тиску одностінної конструкції складається з двох частин:

  • - передня частина відлила з хромомолібденової сталі (15ХIМIФ-л) з привареними до неї паровими коробками
  • - вихлопна частина зварної конструкції з листової вуглецевої сталі.

Так само він має десять діафрагм з направляючими лопатками: 13 рівень - сопловою аппарат,14,15 рівень безпосередньо в циліндрі, закидання в трьох обоймах 16-18, 19-21, 22-23 рівні, горизонтальний роз'єм і вертикальний.

Вага циліндра без діафрагм: передня лита частина 15920 кг, вихлопна зварна частина 15,485 тонни.

Циліндр низького тиску зварної конструкції, двохпотоковий, складається з трьох частин:

  • - середня - паровпуск, відлила з чавуну;
  • - вихлопні - прямого і зворотного потоку з вуглецевої сталі зварної конструкції.

Він має два потоки по чотири діафрагм з направляючими лопатками, горизонтальний і два вертикальні роз'єми. Вага циліндра без діафрагм 212 т.

Циліндри турбін своїми лапами встановлені на консольні шпонки, які спільно із стільцями підшипників представляють єдину базову жорсткість, що пов'язує турбіну з фундаментом. Загальна довжина турбіни складає 20552 мм.

Геометрична вісь циліндрів забезпечується наявністю направляючих шпонок, що визначають строго певний напрям переміщення циліндрів при їх прогріванні і охолодженні.

Турбіна має комплект поперечних, подовжніх і вертикальних шпонок.

Фікспункт турбіни знаходиться на пересіченні діагоналей передньої частини ЦНД (зворотного потоку).

Для сприйняття моменту, що крутить, ЦВД і ЦСД мають демпферні пристрої, встановлені з лівого боку турбіни. Нові циліндри, встановлені при заміні турбін, демпферних пристроїв не мають.

Кінцеві ущільнення циліндрів складаються з кілець, набрані з сегментів, встановлених в обоймах на плоских пружинах.

ЦВД з боку паровпуска має 5 камер лабіринтових ущільнень, з боку вихлопу - 4 камери.

ЦСД з боку паровпуска має 4 камери, а з боку вихлопу - 3 камери лабіринтових ущільнень. ЦНД має по 2 камери лабіринтових ущільнень.

Відбори.

Турбіна має 7 нерегульованих відборів.

відбору.

за рівнем

Ду

трубопроводу

Р

кгс/см2

оС

витрата на регенерацію

витрата понад регенерацію

підігрівач

I

9

150

40

345

26

-

ПВД-7

II

12

200

17

345

25

30

ПВД-6

III

15

250

11,5

475

24

13

ПВД-5, ДБ

IV

18

300

6,06

378

24

13

ПНД-4,7,8 ПБ

V

21

300х2

2,64

290

13

20

ПНД-3,7,8 Про 8-10 ІСВ

VI

23

450х2

1,23

200

24

14,5

ПНД-2

VII

25 і 29

800-1000

0,25-0,27

77

21

-

ПНД-1

На перших (окрім другого) відборах встановлені зворотні соленойдные клапана.На шостому відборі встановлений зворотний клапан типа "хлопавка".

На VII відборі арматури немає.

Котлоагрегат ПК - 47 складається з двох самостійних корпусів, об'єднаних в тепловій схемі блоку одному споживачем. Кожен корпус має звичайну П - образну компоновку у вигляді двох вертикальних шахт, об'єднаних вверху горизонтальною перемичкою.

Пароводяна схема казана складається з двох самостійних контурів, об'єднаних перемичками після стопорних клапанів турбіни.

Відповідно до теплової схеми живильна вода після підігрівача високого тиску поступає в загальну перемичку, від якої розподіляється по самостійних контурах обох корпусів казана.

На кожному корпусі вода прямує до водяного економайзера і після підігрівання в нім, через трійник з двома відведеннями поступає до внутрішніх торців фронтовою і задньою вхідних камер НРЧ.

У НРЧ на экономайзерном ділянці відбувається підігрівання води до кипіння і починається паротворення.

Після НРЧ пароводяна суміш поступає в дві вихідні камери (з фронту і ззаду топки). Від внутрішніх торців цих камер відходять трубопроводи, що з'єднуються в трійник, від якого пара поступає у вертикальний роздавальник перехідної зони (ПЗ). Роздавальник сполучений десятьма трубами з двома вхідними камерами ПЗ.

У перехідній зоні відбувається повний випар вологи, що залишилася, і невеликий перегрів пари. При цьому частина труднорастворимых солей випадає на внутрішній поверхні нагріву. Це явище найінтенсивніше відбувається у момент найбільшої концентрації їх у воді, тобто перед перетворенням останніх 5-10% вод в пару.

Розміщення перехідної зони окремим “винесеним” пакетом в область відносно низьких температур, тобто в конвективну шахту, має мету полегшити умови роботи труб при осадженні на внутрішній їх поверхні солей у вигляді накипу.

Звільнений від солей і осушена пара прямує до зовнішніх торців вхідних камер СРЧ-i, розташованих з фронту і ззаду топки.

Пройдя СРЧ-i, пара поступає в СРЧ_ii, після в СРЧ-ii, від задніх торців вихідних камер, пара двома трубопроводами підводиться до торців вихідної камери ВРЧ-i, розташований з фронту корпусу. Тут пара розподіляється по трубах верхньої радіаційної частини, що екранує повністю по всій ширині корпусу фронтову стіну топки і передню частину стелі горизонтального газоходу і виходить через обмурівку стелі у вихідну камеру ВРЧ-i, розташовану впоперек стельового перекриття.

Від внутрішнього торця вихідної камери ВРЧ-i пар поступає по трубопроводу до переднього торця вхідної камери КПП-i. На верхній горизонтальній ділянці цього трубопроводу встановлена вбудована засувка. Перед засувкою встановлені відведення з дросельним клапаном до розпалювального сепаратора. Наявність цих елементів дозволяє в процесі розтоплення забезпечити у випарній частині казана розпалювальне навантаження і тиск, близький до робітника, тобто умови, необхідні для стійкої гідродинаміки випарної частини казана.

Пройдя конвективний пароперегрівач I рівня, пара прямує до роздаючої камери паро-парового теплообмінника (ППТО). Його призначення полягає в попередньому підігріванні вторинної пари, що дозволило зменшити поверхню нагріву промпароперегревателя і понизити висоту конвективної шахти.

Пройдя ППТО, первинна пара поступає в збираючу камеру гріючої пари. З цієї камери пар двома трубопроводами поступає в передні торці вхідних камер ВРЧ-ii, розташованих з боків корпусу казана.

Труби від вхідних камер ВРЧ-ii екранують бічні стіни, виходять до задньої стіни горизонтального газоходу, екранують її повністю, переходячи по всій ширині газоходу на стелю, і екранують задню половину стелі, після чого проходять через стелю і приєднуються до вихідної камери ВРЧ-ii, розташованої на стельовому перекритті.

Від зовнішнього торця вихідної камери ВРЧ-ii пар поступає в конвективний первинний пароперегрівач II рівня.

Пройдя конвективний первинний пароперегрівач II рівня, пара поступає у вихідну камеру і з неї в головний паропровід.

Пройдя циліндр високого тиску пара тиском 26 ати і температурою 3450С, повертається по двох паралельних паропроводах до корпусу казана. На кожній “холодній нитці” вторинної пари встановлені відключаючі замочні засувки.

Перед корпусами казана холодна нитка кожного контура розділяється на два паропроводи, по яких вторинна пара поступає в торці вхідної камери ППТО.

Вторинна пара проходит 24 секції ППТО, підігрівається до 4680С і поступає у вихідну камеру, з якої по двох паропроводах, що йдуть з обох боків корпусу, прямує в промпароперегреватель.

Пройдя трубний пакет вторинного перегрівача, пару з температурою 5450С і тиском 25 ати, від передніх торців вихідних камер виходить в два паропроводи кожного корпусу і по ним прямує в циліндр середнього тиску.

Регулювання температури первинної пари здійснюється:

  • - уприскуванням №3 за ВРЧ-i, що забезпечує підтримку температур за КПП-i і ВРЧ-ii;
  • - уприскуванням №4 за ВРЧ-ii, що забезпечує стабільність температури первинної пари на виході з казана.

Регулювання температури вторинної пари здійснюється за допомогою паро-паровых байпасів ППТО, зміни тепловиділення в топці (зниження або збільшення температури за КПП-i).

 
Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter
< Предыдущая   СОДЕРЖАНИЕ   Следующая >
 
СКАЧАТЬ ОРИГИНАЛ
Автоматизація процесів у роботі гідроелектростанцій
Вступ1.1 Опис теплової схеми станції1.2 Опис і вибір основного устаткування1.3 Опис компоновки устаткування1.4 Опис газового господарства1.5 Опис хімічної водоочистки живильної води1.6 Експлуатація основного устаткування1.7 Автоматизація теплових процесів2.1 Розрахунок витрати палива2.2 Розрахунок і вибір тягодутьевых машин2.3 Розрахунок і вибір димаря2.4 Розрахунок і вибір деаератора живильної води2.5 Розрахунок і вибір насосів3.1 Річні витрати (витрати) виробництва3.1.1 Витрати на технологічне паливо3.1.2 Ціна однієї тонни умовного палива3.1.3 Витрати на купувальну електричну енергію3.1.4 Витрати на технологічну воду3.1.5 Витрати на оплату праці3.2 Витрати на соціальні потреби3.3 Витрати на амортизацію основних фондів3.4 Витрати на поточний ремонт3.5 Інші витрати3.6 Сумарні витрати по котельній3.6.1 Витрати на електроенергію і воду (енергетичні витрати)3.6.2 Витрати на вміст персоналу3.6.3 Витрати на вміст устаткування3.7 Розрахунок собівартості теплової енергії3.7.1 Собівартість паливної складової3.7.2 Собівартість складової витрат на купувальну електроенергії3.7.3 Собівартість складової витрат на технічну воду3.7.4 Складова витрат на вміст персоналу3.8 Складова витрат на устаткування3.8.1 Складова інших витрат3.9 Оцінка ефективності (рентабельності)3.10 Визначення структури витрат котельної3.10.1 Паливна складова3.10.2 Енергетична складова3.10.3 Складова витрат на технічну воду3.10.4 Складова витрат на вміст персоналу3.10.5 Складова витрат на вміст устаткування3.10.6 Складова інших витрат3.11 Розрахунок абсолютних і питомих капітальних вкладень3.11.1 Розрахунок абсолютних капітальних вкладень3.11.2 Розрахунок питомих капітальних вкладень3.11.3 Розрахунок технічних показників котельної3.11.4 Річна відпустка тепла споживачеві3.11.5 Річна витрата умовного палива4. ПРОТИПОЖЕЖНА БЕЗПЕКА5. ЗАХИСТ ДОВКІЛЛЯ