ВЫБОР ТИПА И КОЛИЧЕСТВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика по праву считается одной из стратегически важных, ключевых отраслей национальной экономики. От эффективной работы тружеников комплекса, их компетентности и ответственности отношения к делу во многом зависят укрепление промышленного и аграрного потенциала страны, совершенствование ее социальной инфраструктуры, качество жизни людей, конкурентоспособность инвестиционного и делового климата.

Сегодня перед энергетикой стоят серьезные, востребованные временем задачи. Это, прежде всего, – техническое и технологическое переоснащение производства, повышение его энергоэффективности, внедрение передовых экологических стандартов. И, конечно, необходимо уделять особое внимание подготовке квалифицированных кадров, созданию современных рабочих мест.

Также стоят задачи по переходу на инновационный путь развития, внедрению энергосберегающих технологий, использованию альтернативных источников энергии. Наряду с решением этих задач должна повышаться надежность и безопасность энергетических объектов, их устойчивость по отношению к катастрофическим природным явлениям и техногенным авариям. Одной из главных задач отрасли является также снижение цен на энергоносители для конечных потребителей.

Важной задачей является проведение нового этапа энергодиалога с Евросоюзом. Неопределенность на энергетических рынках, возникшая после катастрофы в Фукусиме, повышает значимость аналитической работы и прогнозирования. В связи с этим особую важность приобретает подготовка Дорожной карты сотрудничества России и Евросоюза в области энергетики до 2050 года.

Ещё перед энергетикой стоит задача обеспечить лидерство России в отдельных направлениях «Энергетики будущего». В неё входят: овладение энергией термоядерного синтеза на базе отечественных инновационных технологий и продуктивного международного сотрудничества; начало промышленного производства термоядерной электроэнергии в России к 2050 году (экспериментальная установка ИТЭР – после 2015 г.; демонстрационная станция ДЕМО мощностью 1 ГВт – к 2030 г.); разработка и строительство приливных электростанций в благоприятных районах Баренцева и Охотского морей на основе передовых отечественных технологий с достижением суммарной установленной электрической мощности ПЭС до 12 ГВт к 2030г., реализация аналогичных проектов за рубежом; создание универсальных высокотемпературных водородных энергетических установок тепловой мощностью до 100 Мвт(т) при температурах пара до 1700-1800 К и давлениях до 10-12 МПа для применений в энергетике и энерготехнологии; создание водородных систем аккумулирования энергии и покрытия неравномерностей графика нагрузки для АЭС, угольных ТЭС и энергоустановок с ВИЭ с коэффициентом рекуперации электроэнергии не менее 50% в интервале мощностей от 0,1 до 100 МВт.

Выполнение всех задач энергетики РФ позволит обеспечить решение насущных социально-экономических задач, стоящих перед страной.

ВЫБОР ТИПА И КОЛИЧЕСТВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ

Проектируемая ГРЭС блочного типа. Определяем количество энергоблоков:

n=N_ГРЭС/N_турб=3200 МВт/800 МВт= 4 энергоблока

Количество турбин соответствует количеству энергоблоков - 4шт.

Техническая характеристика турбины К-800-240(К-800-23,5-5)ЛМЗ

Турбина конденсационная с нерегулируемыми отборами пара, одновальная, пятицилиндровая.

Мощность номинальная: 800 МВт

Мощность максимальная: 850 МВт

Частота вращения: 50 с^-1

Параметры свежего пара:

давление: 23,5 МПа

температура: 540 °С

Параметры пара после промежуточного перегрева:

давление: 3,3 МПа

температура: 540 °С

Производительность нерегулируемого отбора пара на теплофикацию: 586 ГДж/ч

Максимальный расход свежего пара: 736,1 кг/с (2650 т/ч)

Температура питательной воды после регенеративного подогрева: 274°С

Давление отработавшего пара (в конденсаторе) : 3,4 кПа

Завод изготовитель: ЛМЗ - Ленинградский металлический завод.

Номинальная температура охлаждающей воды: 12 °С

Число отборов пара на регенерацию: 8

Расход охлаждающей воды через конденсатор: 73000 м³/ч

Число выходов пара: 6

Длина рабочей лопатки последней ступени: 0,96 м

Средний диаметр последней ступени: 2,48 м

Длина турбины :39,7 м

Удельная масса турбины: 1,62 кг/кВт

Конструктивная схема турбины: 1 ЦВД+1 ЦСД+3 ЦНД

Конструктивная схема проточной части(число ступеней):

ЦВД 1Р+11

ЦСД 2 Х 9

ЦНД2 Х 5

Турбина снабжена системой автоматического регулирования частоты вращения ротора, а также устройствами защиты, обеспечивающими ее остановку при возникновении аварийных нарушений режима работы. Система регулирования электрогидравлическая.

В конструкции турбины предусмотрены восемь отборов пара на подогреватели и турбоприводы питательных насосов. Турбина допускает без снижения номинальной мощности дополнительные отборы пара: на мазутное хозяйство и общестанционные нужды до 90 т/ч из первого отбора ЦСД; на приводные турбины воздуходувок до 150 т/ч из второго отбора. При расходе пара на турбину Д=2650 т/ч и отсутствии дополнительных отборов пара ее мощность составляет примерно 850 МВт. Предусмотрена также возможность отбора пара за ЦСД (из холодных линий промежуточного перегрева) до 100 т/ч на общестанционные нужды, но уже без сохранения номинальной мощности.

Питательная вода подогревается в четырех подогревателях низкого давления ПНД 5- ПНД 8, в деаэраторе с давлением 7 кгс/см² и трех подогревателях высокого давления ПВД 1– ПВД 3, а также в вакуумных охладителях сальниковых подогревателей СП 1 и СП 2 лабиринтовых уплотнений турбины.

Л-2, стр.242

Выбираем тип парового котла исходя из расхода пара на турбину: Д_пе =736,1 кг/с=2650 т/ч; учитывая сверхкритические параметры пара перед турбиной: давление - 23,5 МПа, температура - 540 °С, а так же учитывая вид заданного топлива: газ (резервное мазут) подходит котел типа: Пп-2650-25-545 ГМН (ГОСТ 3619-89).

Заводская марка-ТГМП-204 – таганрогский котельный завод, котел газомазутный прямоточный, серийный номер 204, Прямоточный котел с промперегревом с паропроизводительностью2650 т/ч начальным давлением 25 МПа и начальной температурой 545 °С. Котел газо­мазутный, газовоздушный тракт под наддувом. Основное топливо-газ (резервное – мазут)

Техническая характеристика котла Пп-2650-25-545 ГМН:

Температура подогрева воздуха: 361 °С,

Температура уходящих газов: 134 °С

Температура питательной воды: 273°С

КПД (брутто): 93,0%

Тип воздухоподогревателя – РВП(регенеративный воздухоподогреватель)

Габаритные размеры в осях колонн:

Ширина:48 м

Глубина:45 м

Высота:67,3 м

Масса металла котла:

Общая: 9700 т

Поверхностей под давлением: 4320 т

Легированной стали: 2764/336 т

Каркаса: 2293 т

Регулирование температуры промежуточного перегрева – рециркуляция дымовых газов.

Котельный агрегат – П-образный, однокорпусной, с газоплотным экранированием топочной камеры и конвективных газоходов – предназначен для работы под наддувом с низкими избытками воздуха в топке.

Расчетная температура газов на выходе из топки выбрана равной ≈ 1300 ⁰C. С целью уменьшения неравномерности температурного поля в выходном сечении топки предусмотрен ввод 5-7% рециркулируемых газов, главным образом в среднюю часть верха топки. Газоплотные экраны топки и конвективных газоходов выполнены цельносварными из плавниковых труб диаметром 32 × 6 мм с шагом 46 мм. Пароводяной тракт котлоагрегата до встроенной задвижки (ВЗ) выполнен двухпоточным. После ВЗ паровой тракт четырехпоточный (потоки не перемешиваются). Температура первичного пара в стационарных режимах регулируется поддержанием соотношения между расходами воды и топлива, а в нестационарных режимах, т. е. в динамике – с помощью впрыскивающих пароохладителей, включенных за ВЗ и между 1-й и 2-й ступенями КПП, а также пускового впрыска в трубопроводы свежего пара за котлоагрегатом. Пар к вторичному пароперегревателю подводится двумя паропроводами диаметром 720 × 20 мм, а отводится – четырьмя паропроводами диаметром 630 × 25 мм. Тракт вторичного ПП разделен на четыре параллельных потока. Регулирование температуры ВПП – с помощью рециркуляции газов. Перед выходной ступенью ВПП, на каждом потоке пара, установлены пароохладители аварийного впрыска.

Количество паровых котлов соответствует количеству паровых турбин – 4 котла, так как станция блочного типа.

Л-2,стр.17

2. СОСТАВЛЕНИЕ И ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ЕЁ РАСЧЁТ

Так как проектируемая станция блочного типа, то расчёт ведётся на один блок.

На рисунке 1 изображена тепловая схема блока мощностью 800 МВт с турбиной К-800-23,5 на начальные параметры пара P₀=23,5 МПа и t₀=540°С. Турбина имеет 5 цилиндров: однопоточный ЦВД, двухпоточный ЦСД и три двухпоточных ЦНД.

Питательные насосы (два на блок) имеют конденсационные паротурбинные приводы мощности по 15,6 МВт. Приводные турбины питаются паром из третьего отбора. Максимальная частота вращения приводной турбины равна 4650 об/мин.

Турбопитательные насосы обеспечивают работу блока в диапазоне нагрузок от номинальной до 30%-ной, при их питании паром из третьего отбора. Режимы ниже 30%-ной нагрузки (до холостого хода турбины) обеспечиваются турбонасосом при переключении питания его приводной турбины на редуцированный острый пар или на пар от постороннего источника.

Имеется восемь регенеративных отборов пара используемых для подогрева конденсата и питательной воды в четырёх ПНД (два из них смешивающегося типа), в деаэраторе Д и трёх двухпоточных ПВД, у которых имеются встроенные пароохладители(П1, П2, П3) и выносной пароохладитель у ПЗ.

Воздух из конденсаторов главной и приводной турбин отсасывается водоструйными и пароструйными эжекторами.

Конденсат греющего пара сливается каскадно и поступает в СП 2 (ПНД7).

Потери пара и конденсата блока восполняются химически обессоленной водой, подаваемый в главный конденсатор.

Пар из котла с давлением Р_о = 23,5 МПа и температурой t_o =540 °С по трубопроводу острого пара направляется в часть высокого давления, отработав в части высокого давления пар направляется на промежуточный перегрев и после промежуточного перегрева, пар с параметрами Р_пп = 3,3 МПа u t_m = 540 °С отправляется в часть среднего давления. Отработав в части среднего давления пар, направляется в три части низкого давления и далее направляется в конденсатор. В конденсаторе пар конденсируется и превращается в конденсат и направляется в систему регенеративных подогревателей низкого давления. В схеме имеются сальниковые подогреватели к которым пар подводится из уплотнений турбины, а конденсат греющего пара (дренаж) направляется в конденсатор. Подогреватели низкого давления ПНД 5 и ПНД 6 поверхностного типа греются паром из 5 и 6 отборов соответственно. Дренаж подогревателей ПНД 5 и ПНД 6 сливается каскадно в подогреватель смешивающего типа ПНД 7. Подогреватель ПНД 8 также как и ПНД 7 смешивающего типа. После системы подогревателей низкого давления конденсат направляется в деаэратор. Деаэратор 7 кгс/см², к нему имеется подвод пара из 4 отбора. В деаэраторе из конденсата удаляются агрессивные газы и получается питательна вода. После деаэратора питательная вода с помощью бустерных и питательных насосов направляется в систему подогревателей высокого давления ПВД1; ПВД2; ПВДЗ. Питательная вода подогревшись в подогревателях высокого давления направляется обратно в котел. Дренаж подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор. Питательный и бустерный насосы имеют один турбопривод. Пар из 5 отбора направляется на турбопривод и, отработав направляется в собственный конденсатор, где конденсируется и конденсат направляется в конденсатор основной турбины.

Греющий пар для верхней ступени (ВС) и нижней ступени (НС) сетевой подогревательной установке отбирается соответственно из 5-го и 7-го отборов турбины.

Расчет ПТС на номинальном режиме

Номинальная мощность турбины 800 МВт

Давление и температура свежего пара перед стопорными клапанами: Р_о=23,5МПа, t_о=540 ^оС

Давление пара за ЦВД – 3,66 МПа

Давление и температура пара после промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД: Р₂=3,25 МПа, t₂=540 ^оС

Давление отработавшего пара Р_к=3,43 ^. 10^-3 МПа

Турбина имеет 8 регенеративных отборов

Таблица №1 – Сводная таблица параметров пара, воды и конденсата

Р, t, h – давление, температура и энтальпия пара;

Р' – давление пара перед подогревателями регенеративной установки;

t_н, h'- температура и энтальпия конденсата при насыщении для давления Р';

t_n, t_n –температура и энтальпия воды после регенеративных подогревателей.

Баланс пара и воды

Расчет тепловой схемы ведётся при электрической мощности генератора 800МВт; расходы отборов определяются в долях расхода свежего пара.

При этом подвод свежего пара к стопорным клапаном ЦВД _о=1,0

Потери от утечек _ут=0,015

Паровая нагрузка котла и расход питательной воды составляют котла= _пв= ₀+ _ут=1,015

Протечки пара из уплотнений приняты равными:

Стопорные клапаны ЦВД: _ск=0,002

Регулирующие клапаны ЦВД: _р.к=0,0028

Стопорные и регулирующие клапаны ЦСД: _ср=0,0003

Первые камеры переднего и заднего уплотнений ЦВД: _ср=0,0043

Отвод пара из вторых камер переднего и заднего уплотнений ЦВД в охладитель уплотнений 0У1 _оу=0,001

Пара из первых камер переднего и заднего уплотнений ЦСД: _у2=0,0003

Из концевых уплотнений в ОУ2: _оу2=0,002

Уравнение парового баланса концевых уплотнений

Количество пара уплотнений направляемого в деаэратор питательной воды _ду= _рк+ + _у1=0,0028+0,0003+0,0043=0,0074

Количество пара уплотнений поступающие в охладитель уплотнений 0У1 _оу1=0,001

Количество пара уплотнений поступающие в охладитель уплотнений 0У2 _оу2=0,001

Количество пара отводимого из деаэратора на концевые уплотнения турбины

_уд= _ук-2_оу2=0,001-2·0,0003=0,0004

где a_ук=0,001-количество пара подаваемое на концевые уплотнения турбины; расход пара на эжектор отсоса уплотнений а_эу=0,0008

Регенеративные подогреватели

Нагрев воды в сальниковом подогревателе не учитывается. Расчет ведется по уравнению теплового баланса теплообменника; из которого определяем долю греющего пара отбираемого из турбины п. Затем уточняем недогрев воды в подогревателе 0.

При этом приняты:

остаточный перегрев пара за пароохладителем в_по=5 15°С и недоохлаждение конденсата в охладителе дренажа U_одр=40 кДж/кг (в_одр=10°С).

= (1,015·(1131-1006)·1,008)/(3024-1202)1,015 = 0,07

ПВД 2

= (1,015·(1006-817)· 1,007-0,07· (1202- 1056)/(2956-1056) =0,096

ПВД З

=

=(1,015·(817-694)·1,006-(0,07+0,096)(1056-851))/(3292-851)=0,0375

Питательный турбонасос

Подогрев воды в питательном турбонасосе

=(0,0011(32,4-0,69))/ 0,85= 41,1

U_cp - Удельный объем м³/кг

Р_н, Р_в- Давление воды за питательным насосом и перед питательным насосом.

- «внутренний» (гидравлический) КПД насоса.

Энтальпия питательной воды за насосом

=694+41,1=735,1 кДж/кг

Параметры воды за ПН приняты равными

Р_т=32,4МПа =164+10=174°C

Доля отбора пара на турбопривод ПН

=

=(1,015·34,88)/(753,6·0,833·0,98)=0,0575

Где =0,0011(34,3-0,69) 10³= 36,97кДж/кг

адиабатическая работа сжатая в насосе

=(3292-2350) · 0,8=753,6кДж/кг

действительное теплопадение пара в приводной турбине ПН

⁼0,85·0,98=0,833 - полный КПД насоса с учётом объёмных и

механических потерь

= 0,98 - механический КПД приводной турбины.

Расчёт деаэратора питательной воды

1,015+0,0004= +0,0074+0,2035+ +0,015

=0,7895-

(1,015 694+0,004 2764) 1,005=

= 3210+0,0074 3210+0,2035 851+0,7895 - 628,5+0,015-694

_кд= 0,7835 _д=0,006

Расчёт подогревателей низкого давления

ПНД5

= (0,7835· (628,5 - 520)·1,004) / (3060-655) =0,0356

ПНД6

= (0,7835 · 1,003(520-425)-0,0356·(655-542))/(2908-542) = 0,0299

ПНД7

₇ 2764+251(0,7835-0,01995-0,0356-0,0299- )+542(0,0356+0,0299)=

=0,7835·425·1,002

₇= 0,0488

ПНД8

82550+108(0,7835-0,01995-0,0356-0,0299-0,0488)+0,0575·753,6= =(0,7835-0,01995-0,0356-0,0299-0,0488) 251· 1,001

a₈ = 0,0195

Уравнение мощности турбины

Коэффициент недоработки электроэнергии паром в отборах:

=(3024-2350)+(3540-2956)/(3316-2350)+(3540-2956)=0,8116

=(2956-2350)+(3540-2956)/(3316-2350)+(3540-2956)=0,7677

(3292-2350)/(3316-2350)+584=0,608

(3210-2350)/(3316-2350)+584=0,5548

(3060-2350)/(3316-2350)+584=0,4581

(2908-2350)/(3316-2350)+584=0,36

(2764-2350)/(3316-2350)+584=0,2671

(2550-2350)/(3316-2350)+584=0,129

Таблица №2 – Определение суммы отборов пара и пропуск в конденсатор

Отборы пара в долях полного расхода пара турбиной r	Коэффициент недовыработки yr	ryr
1=0,07	y1= 0,8116	0,0568
2= 0,096	y2= 0,7677	0,0736
3+ тп= 0,0375+0,0575=0,095	y3 = 0,608	0,0578
4= д=0,006	y4= 0,5548	0,0033
5+ вс= 0,0356+0,0141=0,0497	y5 =0,4581	0,0228
б = 0,0299	y6 = 0,36	0,011
7+ вс= 0,0488+0,00585=0,05465	y7 =0,2671	0,0146
8= 0,0195	y8 =0,129	0,0025
0.42208 0.2424

Доля пропуска в конденсатор

1-0,42208-0,0074-0,001-2·0,0003 =0,569

=0,7835-0,0356 - 0,0299-0,0488-0,0195-

-0,01995-0,0575=0,571

Погрешность материального баланса

= (0,571-0,569)/0,569)100% = 0,35%

Расход пара через турбину при работе без отборов

Д_кэ=

= 800000/[(3316-2350)+(3540-2956)]0,994·0,99 = 524,49кг/с =1888,16 кг/ч

Расход пара через турбину при работе с отборами

Д_о =Д_кэ/(1- )= 524,49/(1-0,2424) = 691,3/с = 2489,0т/ч

Расход питательной воды

Д_т = 1,015·Д_о= 1,015·2489 = 2526,34 т/ч = 701,76 кг/с

Мощность приводной турбины

W_mn = (До·v_cp(P_K-P_в) 10 = (691,3· 0,0011(34,3-0,69) 10 )/0,833 = 30682кВт

Удельный расход пара на турбину

d₀ =Д₀/(W_эW_тп) = 2489 ·10 /(800000+30682) = 2,996кг/кВтч

Расходы пара и воды

Д₁=Д₀ · = 691,3· 0,07 = 48,391 кг/с

Д_{2 =} Д₀· = 691,3 · 0,096 =66,365 кг/с

Д₃ =Д₀ · = 691,3· 0,0375 == 25,92 кг/с

Д₄ =Д₀· = 691,3· 0,006=4,148кг/с

Д₅ =Д₀· = 691,3· 0,0497=34,358 кг/с

Д_б=Д₀· = 691,3 ·0,0299=20,67 кг/с

Д₇=Д₀· = 691,3· 0,05465=37,78кг/с

Д₈ =Д₀· =691,3· 0,0195=13,48 кг/с

Д_к=Д₀· = 691,3· 0,569=393,35к/с = 1416,06т/ч

Расход пара на турбопривод

Д_тп = _тп · Д_о= 0,0575 · 691,3 = 39,75кг/с = 141,1 т/ч

Количество пара поступающего на промперегрев

Д_пе= _тп ·Д_о = 0,7835 · 691,3 = 541,63 кг/с = 1949,87 т/ч

Удельная выработка электроэнергии отдельными потоками пара

= (3316 - 3024)0,994·0,99 =287,35 кДж/кг = (3316-2956)0,994·0,99 =354,26 кДж/кг =(3316-2956+ 3540-3292)0,994··0,99=598,308кДж/кг

=(3316-2956+ 3540 -3210)0,994·0,99==679кДж/кг

=(3316-2956+ 3540 -3060)0,994 ·0,99==826,61кДж/кг

=(3316 - 2956+ 3540 -2908)0,994·0,99==976,188кДж/кг

=(3316-2956+ 3540 -2764)0,994··0,99=1117,89кДж/кг

=(3316-2956+3540 -2764) 0,994·0,99=1350кДж/кг

=(3316 - 2956+ 3540 -2350) 0,994·0,99=1525,29кДж/кг

=

=(3316-2956+ 3540 -3292+2908-2350)0,994·0,99=1147,41 кДж/кг

Мощность отдельных потоков пара

N₁=D1·w1= 48,391·287,35 = 13905,154 кВт

N₂ = D2·w₂= 66,365·354,26 =23510,46 кВт

N₃ = D₃·w₃ = 25,92·598,308=15508,14 кВт

N_тп= D_тп·w_тп= 39,75·1147,41=45609,55 кВт

N₄= D₄·w₄= 4,148·679 =2816,49 кВт

N₅ = D₅·w₅ = 34,358·826,61 =28400,67 кВт

N₆ = D₆·w₆ = 20,67·976,188=20177,81 кВт

N₇= D₇ ·w₇ = 37,78·1117,89 =42233,88 кВт

N₈= D₈ ·w₈ = 13,48·1350 =18198 кВт

N_K= D_к·w_K = 393,35·1525,29 =599972,82 кВт

=N₁+ N₂+ N₃+ N_тп+ N₄ + N₅+ N₆+ N₇+N₈+ N_K=13905,154+23510,46+ 15508,14+45609,55+2816,49+28400,67+20177,81+42233,88+19198+ +599972,82= =810333кВт

Погрешность 1,29%

Погрешность расчёта составляет менее 2% что допустимо.

12
• 3
• 4
• 5
• 6
• 7
• 8
• 9
• 10
• 11
• 12
• 13
• 14
• 15
• 16
• Далее ⇒