ГРЭС-1500 МВт (котел, турбина)

|пнд2|VII|ПН-800-29-7-I|705 |0,49|109,9|2,84 |1067|79,38 |

| | |I НЖ |1015 | | |2,84 | |89,2 |

|пнд3|VI |ПН-800-29-7-I|900 |0,49|225 |2,84 |1179|79,38 |

| |V |НЖ | | |285 | | | |

|пнд4|IV |ПН-900-29-7-I| |0,49| | |1179| |

| | |I НЖ | | | | | | |

|пнд5| |ПН-900-29-7-I| |0,49| | |1271| |

| | |НЖ | | | | | | |

|пвд7|III|ПВ-200-380-17|2150 |1,67|423 |37,24 |1705|404,7 |

| | | |2150 | |304 |37,24 | |453,7 |

|пвд8|II |ПВ-200-380-44|2150 |4,31|345 |37,24 |1625|327,32 |

| |I | | | | | | | |

|пвд9| |ПВ-200-380-61| |5,98| | |1504| |

В состав питательно-деаэраторной установки входят деаэраторы, пусковые

подогреватели низкого давления, предвключенные (бустерные) и главные

питательные насосы, приводные турбины питательных насосов с

вспомогательным оборудованием.

8.2 Деаэратор.

Выбираем деаэратор производства БКЗ с деаэрационной колонкой ДП-1600

производительностью по питательной воде 1600 т/ч, который осуществляют

нагрев конденсата до 164,2 (С и удаление из него неконденсирующихся

газов. Номинальное давление в деаэраторах 0,69 МПа (7,0 кгс/смІ).

Деаэратор установлен на отметке 28 м, что обеспечивает необходимый

подпор давления на всасе бустерных насосов с запасом от вскипания 13 (С.

Питание деаэратора паром осуществляется из следующих источников:

из IV отбора при эксплуатации блока с нагрузкой выше 0,7-0,75 максимальной;

из III отбора в диапазоне нагрузок 0,5-0,7 минимальной;

из коллектора собственных нужд при нагрузке ниже 0,5 максимальной ( в том

числе в период пуска и после сброса нагрузки.)

8.3 Приводная турбина энергоблока.

Приводная турбина питательных насосов энергоблока 500 МВт с одновальным

турбоагрегатом соединяется со стороны выхлопной части с зубчатой муфтой с

валом питательного насоса, а со стороны переднего подшипника через

одноступенчатый редуктор бустерным насосом.

Турбина питается паром из IV отбора главной турбины,. Энергоблок имеет по

два турбонасоса с производительностью каждого, равной 50% полной при

совместной работе Каждый из турбонасосов обеспечивает 60% полной нагрузки

энергоблока по питательной воде.(л1;стр 166)

Основные характеристики турбопитательного агрегата приведены в таблице 8.2

(л2;стр 12)

таблица 8.2

|наименование |показатель |

|приводная турбина ОК-18ПУ | |

|тип |конденсационная , без отборов |

| |пара |

|количество в блоке |2 |

|мощность номинальная |10,3 МВт |

|расход пара номинальный |49 т/ч |

|давление пара перед стопорным |0,94 МПа |

|клапаном номинальное | |

|температура пара |378(С |

|давление в конденсаторе |4,5 кПа |

|номинальное | |

|частота вращения |4600 об/мин |

|КПД от стопорного клапана |78,1% |

8.4 Питательные насосы.

Питательные насосы являются важнейшими из вспомогательных машин

паротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды

при максимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5%.

При установке прямоточных парогенераторов необходимое давление воды на

выходе из насоса рассчитывают по формуле:

-6

Рн=Рпг+Рс.пг+Нн((н(g(10+Рсн(Рпг(1,25(30Мпа

Где

Рпг Давление в котле 240 кгс/смІ

Нн – уровень от верхней точки трубной системы парогенератора до нуля- 53м.

(н – плотность воды в напорном тракте кг/мі

Рс.пг – гидравлическое сопротивление котла, Рс.пг(4(5 МПа

(н – средняя плотность питательной воды в напорном тракте,

Рсн – гидравлическое сопротивление ПВД, трубопроводов, арматуры и т.д.

Блоки мощностью 500 мВт оснащаются двумя питательными насосами ПТН-950-350,

производительностью 950 мі/ч, при давлении на напоре 34,4 мПа (350 кгс/смі)

каждый из которых обеспечивает более 60% нагрузки блока по питательной

воде.

9. Выбор схемы главных паропроводов

Свежий пар из котла двумя паропроводами подводится в паровые коробки двух

стопорных клапанов высокого давления .

Определим тип и размеры паропровода:

Внутренний диаметр паропровода свежего пара определяем по формуле:

dр=0,595(DV/c

где D – паропроизводительность котла т/ч;

V – объем пара (t0;P0) 0,01375

c – скорость свежего пара 45 м/с

dр=0,595(1650(0,01375/45= 0,422 м.

Так как с котла уходят два паропровода по , то полученный внутренний

диаметр одного паропровода равен 211 мм, то по таблице 2 (л6; стр 33),

округляя в большую сторону, принимая во внимание то, что условный диаметр

dу кратен 25, находим наиболее подходящий тип стационарного паропровода:

dу=250,

dн(s = 377(70 мм.

где s – толщина стенки паропровода.

Марка стали для изготовления паропровода 15Х1М1Ф;

Тракт промежуточного перегрева выполнен двухниточным. Отвод пара после ЦВД

осуществлен трубопроводами d=630(17 марка стали 16ГС. Подвод вторично

перегретого пара к двум блокам клапанов в корпус ЦСД – трубопроводами

d=720(22. марка стали 15Х1М1Ф

[pic]

10. Выбор схемы питательных трубопроводов. Определение диаметра

трубопровода.

Питательный трубопровод состоит из одной линии.

Определение диаметра трубопровода.

dв = 0,595 (D U/c, м, где

Определяем диаметр питательного трубопровода:

D- расход среды –1650 т/ч

с- скорость среды – 5,5 м/с

U-удельный объем среды – 0,0012452, (tп.в 265(С;P 30 МПа)

dв=0,595(1650(0,0012452/5,5 = 0,363 м.

Расчетный внутренний диаметр dв=363 мм., при давлении создаваемом

питательным насосом Рраб=30 МПа, и температуре питательной воды

tп.в.=265(С; округляя в большую сторону по таблице 16-7(л1; стр250)

определяем наиболее подходящий тип трубопровода dв=400 мм.; Dн(s=530(65

марка стали 15ГС.

Где Dн – диаметр наружный; s – толщина стенки;

11. Определение потребности ГРЭС в технической воде, выбор

циркуляционных насосов.

Прямоточные системы технического водоснабжения

По условию задания, рассчитываемая ГРЭС имеет оборотную систему

технического водоснабжения, с водозабором из реки Енисей.

Прямоточное водоснабжение – технически наиболее совершенная и, как

правило, экономичная система водоснабжения, и позволяет получать более

глубокий вакуум в конденсаторах турбин по сравнению с другими системами

водоснабжения

При прямоточной системе водоснабжения главный корпус электростанции

размещают вблизи от берега реки. Территория ГРЭС должна быть незатопляемой

во время максимального уровня воды в реке. При значительных колебаниях

этого уровня в течение года циркуляционные насосы обычно размещают в

береговой насосной станции (рис.11.1). На крупных ТЭС применяют осевые

насосы поворотно-лопастного типа с вертикальным валом. Они работают с

подпором воды в 2 – 5 м, и их колеса размещаются ниже уровня воды

(рис.11.2). Подача насосов может изменяться на работающем агрегате

специальным устройством дистанционного поворота лопастей рабочего колеса

(например, от – 7 до +4 угловых градусов). Перед поступлением в насосы

вода освобождается от крупных плавающих или взвешенных предметов и

механических решетках, очищаемых специальными решеткоочистными машинами.

После «грубой» очистки вода проходит через тонкие вращающиеся сетки,

представляющие собой вертикальную бесконечную ленту, огибающую барабаны

сверху и снизу. Сетки снабжены промывным струйным устройством,

автоматически включающимся при их загрязнении.

Расход технической воды на охлаждение конденсатора и прочих потребителей

технической воды.

Таблица 11.1

|назначение расходуемой воды |расход воды |расход воды |

| |% |мі/ч |

|конденсация пара |100 |2(25740 |

|охлаждение газа и воздуха |3 |1544,4 |

|турбогенератора и крупных | | |

|электродвигателей | | |

|Охлаждение масла турбоагрегата |1,5 |772,2 |

|охлаждение подшипников |0,5 |257,4 |

|вспомогательных механизмов | | |

продолжение таблицы 11.1

|назначение расходуемой воды |расход воды |расход воды |

| |% |мі/ч |

|гидротранспорт золы и шлака |0,2 |102,96 |

|итого |105,2 |54156,96 |

Выбор циркуляционного насоса:

Необходимый напор насосов определяют с учетом действия сифона. Нагретая

вода сливается по трубе из конденсаторов в колодец, в котором

поддерживается необходимый ее уровень. Сливной трубопровод погружают

выходным сечением под уровень воды; труба заполняется водой и благодаря

действию атмосферного давления на поверхность воды в колодце в трубе

поддерживается столб воды высотой hсиф=7(8 м (с учетом гидравлического

сопротивления и остаточного воздуха, в частности выделяемого из воды).

Благодаря этому от насосов требуется подъем воды от уровня ее в реке, до

уровня в сливном колодце на высоту hг не включая высоту подъема ее до

верха конденсатора, если последняя не превышает высоты сифона.

Уровень воды можно обеспечить, выполняя в сливном канале порог; это

позволяет отказаться от сливных колодцев. Действие сифона основано на

известном из физики явлении перетока жидкости (воды) из верхнего сосуда в

нижний через изогнутую трубку, заполняемую водой, вытесняющей воздух, с

коленом выше уровня воды в верхнем сосуде теоретически на величину

атмосферного давления, равного 0,1 МПа.

В нашем случае вода подается из нижнего сосуда (реки) в верхний

(сливной колодец или канал) насосами., поднимающими ее на высоту hг

равную разности уровней в сосудах (рис.11.2). При пуске системы, воздух

из нее удаляют пусковыми эжекторами или вакуум-насосами.

Общий напор насосов (давление, создаваемое насосом), МПа, составится в

виде суммы:

(Р=(Рг+(Рк+(Рс

где (Рг;=(hг – давление, необходимое для подъема воды на геометрическую

высоту, , МПа;

((9,81 кН/мі(0,01 МН/мі – удельный вес воды;

hг геодезическая высота подъема воды, равная разности отметок сечения в

месте сброса и уровня в заборном устройстве, 3м;

(Рг=0,01(3=0,03

(Рк – гидравлическое сопротивление конденсатора, равное 0,04 МПа;

(Рс – гидравлическое сопротивление всасывающих и напорных трубопроводов

с арматурой, ( 0,01 МПа;

(Р=0,03+0,04+0,01=0,08 МПа ( 8 м.вод.ст

Значения (Рг, и (Рс стремятся всемерно уменьшить, размещая электростанцию

и машинный зал по возможности ближе к реке с минимальным превышением их

над уровнями воды в ней.

Мощность, потребляемую насосами, МВт, определяют по формуле

Wн= V(Р/(н

где V – объемный секундный расход охлаждающей воды, м/сі;

(Р – напор (давление), создаваемое насосом, МПа.

Wн=14,8(0,08/0,8

По справочнику по насосам выберем по два насоса ОП6-145 на один энергоблок.

технические характеристики насоса:

подача воды: 18710-36160 мі/ч

напор: 8,1-4,4 м.вод.ст.

частота вращения: 365 об/мин

Максимальная мощность 338-796 кВт

Каждый из насосов обеспечивает более 60% потребности блока в тех. воде.

На проектируемой ГРЭС установим шесть циркуляционных насосов ОП6-145 ,

по два на каждый энергоблок.

Сливные каналы подогретой технической воды, закрытые на территории

электростанции и открытые за ее пределами, сливают воду в реку через

водосброс, обеспечивающий допустимую разность температур

[pic]

рис 11.1

[pic]

рис 11.2

12. Выбор оборудования конденсационной установки.

Основные требования и обоснования выбора конденсатора.

Среди основных требований, предъявляемых к современным конденсаторам,

одними из главных являются обеспечение высоких теплотехнических

показателей и удовлетворение эксплуатационных требований при высокой

степени надежности оборудования с учетом блочности турбоустановки и

сверхкритических параметров.

Решение вышеперечисленных требований, в свою очередь, должно

основываться на оптимальных конструктивно-технологических показателях.

Высокие теплотехнические показатели конденсатора определяются

главным образом эффективной работой его трубного пучка и характеризуются

равномерной паровой нагрузкой различных участков трубного пучка;

минимальным уровнем парового сопротивления; отсутствием переохлаждения

конденсата; высокой степенью деаэрации конденсата с обеспечением в нем

нормативных показателей по кислороду; оптимальными аэродинамическими

условиями движения отработавшего пара из выхлопного патрубка ЦНД к трубному

пучку конденсатора.

Особенности турбоустановки и эксплуатационные требования обеспечиваются с

наличием соответствующих устройств в конденсаторе, удовлетворяющих

различным

режимам работы блока; повышенной плотностью конденсатора по водяной

стороне в условиях длительной эксплуатации; конструктивным решением по

конденсационному устройству, исключающим останов блока при нарушении

плотности как о водяной, так и по паровой стороне.

В соответствии с количеством ЦНД в конденсационной установке приняты два

конденсатора – по одному на каждый ЦНД. Конденсаторы являются однопоточными

по воде, т. е. имеют по одному подводящему и сливному патрубку. Определено

это невозможностью компоновки на одном конденсаторе четырех (два подводящих

и два сливных) циркуляционных водоводов сравнительно большого диаметра.

Применение однопоточных конденсаторов, в свою очередь, привело к их

объединению по паровому пространству для предотвращения полной потери

мощности блока при вынужденном отключении одного из конденсаторов.

Конденсаторы связаны с ЦНД переходными патрубками, между которыми

установлены так называемые перепускные патрубки, объединяющие паровые

пространства двух конденсаторов. В связи с тем, что в фундаменте

турбоустановки между ЦНД установлена дополнительная колонна, подпирающая

поперечную балку, связь по паровому пространству осуществляется двумя

перепускными патрубками, площадь которых принята максимально возможной из

условия их расположения в фундаменте и на переходном патрубке и составляет

примерно 25%, площади выхлопа ЦНД. В соответствии. с этим при отключении

одного конденсатора мощность блока должна быть снижена примерно на 50 –

40%.

Проведенные испытания блока с одним отключенным конденсатором

подтвердили возможность работы при мощности 60 – 70%. Перепускные патрубки

конструктивно выполнены с системой компенсаторов, которая, с одной

стороны, обеспечивает компенсацию температурных удлинений ЦНД от своих

фикс-пунктов, а с другой – восприятие усилий от атмосферного давления на

стенки переходного патрубка в зоне расположения компенсаторов.

Соединение переходного патрубка с турбиной и конденсатором

осуществляется при помощи сварки, по этому для компенсации температурных

удлинений выхлопного патрубка ЦНД от опорных лап, переходного патрубка и

корпуса конденсатора последний устанавливается на пружинных опорах,

которые, в свою очередь, устанавливаются а бетонные подушки фундамента

турбоустановки.

Для обеспечения нестационарных режимов работы блока (пуск и сброс

нагрузки) предусмотрены специальные приемносбросные устройства, через

которые осуществляется прием пара в конденсаторы, а также устройство для

приема растопочной воды котлов.

В днище конденсатора расположены конденсатосборники деаэрационного типа,

предназначенные для сбора конденсата с одновременной дополнительной его

деаэрацией. В конденсатосборнике поддерживается постоянный уровень

конденсата, чем обеспечивается необходимый подпор на всасе конденатных

насосов. Емкость конденсатосборников выбрана из условия обеспечения

указанного подпора исходя из времени срабатывания клапана рециркуляции и

производительности конденсатных насосов.

Конденсаторы:

Количество 2

Тип К-11520, поверхностные двухходовые по охлаждающей воде,

с центральным отсосом воздуха,

Поверхность охлаждения 2(11520 мІ

Количество охлаждающих трубок 2(14740

Длина трубок 9 м.

Сортамент трубок 28(1 мм, 28(2 мм

Материал трубок сплав МНЖ-5-1

Расход охлаждающей воды 2(25740 мі/ч

Гидравлическое сопротивление по водяной стороне. 39,2 кПа (4 м вод. столба)

Конденсатные насосы I ступени :

Расчетный напор в коллекторе конденсатного насоса первой ступени

определяется по формуле:

Ркн1=(Рбоу+(Рэж+(Ртр+(Ркн2–Рк

где (Рбоу – гидравлическое сопротивление обессоливающей установки, 0,6 МПа;

(Рэж гидравлическое сопротивление эжекторной группы, 0,07 МПа;

(Ртр - гидравлическое сопротивление трубопроводов, 0,05 МПа;

(Ркн2 –необходимое давление на всасе конденсатного насоса второй

ступени, 0,2 МПа;

Рк – давление в конденсаторе 0,0035 МПа;

Ркн1=0,6+0,07+0,05+0,2-0,0035= 0,916(92 м.вод.ст

По литературе (л7; стр 369) выбираем конденсатный насос:

количество: 2 ( 1 резервный)

тип: КсВ-1600-90

производительность: 1600 мі/ч

напор: 90 м вод. ст.

Конденсатные насосы II ступени :

Напор конденсатных насосов второй ступени определяем следующим образом:

Ркн2(Рд-(Ркн2+(Рпнд+(Ррку +(Ргеод

где Рд – давление в конденсаторе, 0,7 МПа;

(Ркн2 – давление создаваемое конденсатным насосом первой ступени, 0,2 МПа;

(Рпнд сопротивление теплообменников ПНД1 – 0,05978 МПа; ПНД2 – 0,06762

МПа; ПНД3 0,07938 ПНД4 – 0,0892; ПНД5 – 0,07938 МПа ; (Рпнд =0,376 МПа;

Рск – общее гидравлическое сопротивление ПНД, трубопроводов с арматурой (

0,2 МПа -

(Ргеод – геодезический подпор, определяется разницей в высотах места входа

воды в конденсатный насос и уровнем установки деаэратора. 28м. вод.ст.(0,28

МПа

(Ррку – сопротивление регулирующего клапана уровня 0,4 МПа;

Ркн2(0,7-0,2+0,376+0,2+0,28+0,4( 1,756 МПа(180 м.вод.ст

По литературе ( ) выбираем конденсатный насос второго

подъема:

количество: 2 ( 1 резервный)

тип: ЦН-1600-220

производительность: 1600 мі/ч

напор: 220м вод. ст.

13. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.

Выбор тягодутьевых установок сводится к подбору машины, обеспечивающей

производительность и давление, определенные при расчете воздушного и

газового трактов, и потребляющей наименьшее количество электроэнергии при

эксплуатации.

Для расчета дутьевого вентилятора определим расход

Vдв=Вр(V0((т-((т-((пл+((вп)((tхв+273)/273

где Vдв количество холодного воздуха засасываемого дутьевым вентилятором.

Вр – расчетный расход топлива кг/с;

V0 – теоретическое количество воздуха мі/кг; (т– коэфф. избытка воздуха в

топке;

((т – коэфф. присосов воздуха в топке;

((пл - коэфф. присосов воздуха в системе пылеприготовления;

((вп – коэфф. присосов воздуха в воздухоподогревателе;

tвзп – температура воздухоподогревателя

tх.в= 30(С

Vдв=296000(4,42(1,2-0,7-0,04+0,25)((30+273)/273= =1030985 мі/ч

Подача воздуха вентиляторами должна обеспечивать полную производительность

парогенератора с запасом в 10%

Vдв.расч =1,1(Vдв=1,1(674= 741,4 мі/с= 1134083 мі/ч

Оснащаем парогенератор двумя дутьевыми вентиляторами, производительностью

не менее 567048 мі/ч, один дутьевой вентилятор должен обеспечивать не

менее половинной нагрузки парогенератора,. номограмме VII-86 (л4; стр. 249)

выбираем центробежный дутьевой вентилятор ВДН-24(2-IIу

Выбор дымососов сводится к подбору машины, обеспечивающей

производительность и давление, определенные при расчете воздушного и

газового трактов, и потребляющей наименьшее количество электроэнергии при

эксплуатации.

Расход газов (в мі/ч) рассчитывается по формуле:

Vд=Вр(Vг.+((V0)((д+273

273

где

Вр – расчетный расход топлива кг/с;

V0 – теоретическое количество воздуха мі/кг; (т– коэфф. избытка;

Vг. объем продуктов горения на 1 кг топлива;

(( - присос воздуха в газопроводах за воздухоподогревателем для котлов с

электрофильтрами ((=0,1;

V0 – теоретическое количество воздуха мі/кг;

Vд=296000(479+01(4,42)(145+273 = 2371227 мі/ч

273

Подача дымовых газов дымососом должна обеспечивать полную

производительность парогенератора с запасом в 10%

Vд.р=1,1(Vд= 2608349,7 мі/ч

Оснащаем парогенератор двумя осевыми дымососами, один дымосос должен

обеспечивать не менее половинной нагрузки парогенератора производительность

дымососа должна быть не менее, 1304174,85 мі/ч. По таблице (

)

выбираем осевой двухступенчатый дымосос ДОД – 43.

характеристики дымососа ДОД – 43 :

подача: 1335/1520 тыс. мі/ч

Напор: 3500/4500 Па,

КПД: 82,5%

Число оборотов: 370

Потребляемая мощность: 1570/2500 кВт.

Расчет дымовой трубы.

Определение высоты дымовой трубы производим в такой последовательности:

Определяем выброс золы:

6

Мзл=10 (Вр/3600((1-(зу/100)(

(((1-q4/100)(Ар/100+q4/100(

где Вр – расчетный часовой расход топлива всеми котлами работающими на одну

трубу, т/ч;

(зу – КПД золоуловителя 99%;

q4 – потеря теплоты от механического недожога = 1.

Мзл=1000000(893/3600(1-99/100)(

(((1-1/100)(38,1/100+1/100(= 960 г/с

Определяется выброс SO2 ;

6

М SO2=10 (Вр/3600(Sр/100((SO2/(S

где Sр –содержание серы в рабочей массе топлива, 0,8%;

(SO2 , (S – молекулярная масса SO2 и S, соотношение их равно 2.

М SO2=1000000(893/3600(0,8/100(2= 3968,8 г/с

Определяется выброс оксидов азота

М NO2=0,034(1(k(Вр(Qр.н.(1-q4/100)(3

Где (1 – безразмерный поправочный коэффициент учитывающий качество

топлива, 1,0;

Вр расход натурального топлива 248 кг/с

(3 – коэффициент учитывающий конструкцию горелок 1,0;

k - коэффициент характеризующий выход оксидов азота на 1т сожженного

условного топлива, k=12D/(200+Dн )

где D и Dн действительная и номинальная паропроизводительность котла. (

10;

Qр.н низшая теплота сгорания натурального топлива 16,760 МДж/кг

М NO2= 0,034(1(10(248(16,760(1-1/100)(1=1399 г/с

Определяется диаметр устья трубы

Dу.тр=(4Vтр/((вых

где Vтр – объемный расход продуктов сгорания через трубу, 2371227 мі/ч=

658,7 мі/с

(вых – скорость продуктов сгорания при выходе из дымовой трубы, 20 м/с;

Dу.тр= ((4(658,7/3,14(20=6,4 м

Определяем минимальную высоту дымовой трубы.

Н=( А( МSO2+ПДКso2/ПДКNO2(MNO2 (z/Vтр(t

ПДК so2

Где А – коэффициент зависящий от метреологических условий местности, 200;

ПДКso2 – 0,5; ПДКNO2 0,085 мг/мі

z - число дымовых труб 1,

(t разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры самого

жаркого месяца в подень ( 110(с;

Н=( 200( 3968,8 +0,5 /0,085 (1399 (1/ 658,7 (110

0,5

Н= 342 м

Высота устанавливаемой трубы 342 м.

14.Выбор системы золоулавливавния и золоудаления.

Примеси, заключающиеся в дымовых газах, загрязняя атмосферный воздух,

оказывают при определенных концентрациях весьма вредное влияние на

человеческий организм и растительный мир, а также увеличивают износ

механизмов, интенсифицируют процессы коррозии металлов, разрушающе

действуют на строительные конструкции зданий и сооружений. Для снижения

количества выбросов золы в атмосферу, на проектируемой ГРЭС устанавливаются

комбинированные золоуловители.

Комбинированные золоуловители

При сжигании многозольных видов топлива на электростанциях большой

мощности устанавливают двухступенчатую очистку дымовых газов от золы,

комбинируя батарейные циклоны и электрофильтры,а также мокрые

золоуловители и электрофильтры.

Суммарную степень очистки газов в двухступенчатом золоуловителе

определяют по формуле

= ('+ (`` (1 – ('),

где (' и (`` – соответственно степень очистки газов в 1-й и 2-й ступенях.

Для блока 500 МВт, работающего на многозольном экибастузском угле, зола

которого имеет высокое удельное электрическое сопротивление установка

состоит из мокрого золоуловителя с трубой Вентури и четырехпольного

электрофильтра. В первой ступени улавливалось 90% золы, содержащейся в

дымовых газах, а также происходили их увлажнение и охлаждение до 75 – 80'С.

Это способствовало снижению удельного электрического, сопротивления слоя

золы и уменьшало вероятность образования обратной короны в электрофильтре.

Общая степень очистки дымовых газов на этой установке составила 99,0 –

99,5%.

Стоимость таких высокоэффективных золоуловителей достигает около 7% общих

затрат на сооружение электростанции.

Золоудаление

Система удаления и складирования золы и шлака современных крупных

электрических станций, называемая золоудалением, представляет собой

сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства, а

также многочисленные инженерные сооружения. Ее назначением является

удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями

парогенераторов, транспорт их за пределы территории электростанции, часто

на значительное расстояние (до 10 км и больше), и организация их

складирования на золошлакоотвалах.

На проектируемой станции осуществлено гидравлическое золошлакоудаление.

Наиболее универсальной и экономичной является система гидрозолоудаления

с багерными насосами, транспортирующими совместно золовую и шлаковую

пульпу. В настоящее время для мощных электростанций осуществляют, как

правило, эту систему гидрозолоудаления.

[pic]

На рисунке показана общая схема совместного гидравлического удаления

золы и шлака багерными насосами. Образующийся в топке парогенератора шлак

поступает в шлакоудаляющее устройство 1, из которого удаляется в самотечный

канал 2 системы гидрозолоудаления, в него подается также смывными

устройствами 3 из бункеров 4 летучая зола, уловленная в золоуловителе. Из

канала гидрозолошлаковая смесь (пульпа) поступает к багерным насосам 5,

которые по стальным трубопроводам 6 перекачивают ее на золошлакоотвал.

Перед поступлением к багерному насосу пульпа проходит через центральную

дробилку 7 (если отсутствуют дробилки у шлакоудаляющих устройств под

парогенераторами), где происходит измельчение шлака до кусков размером не

более 25 – 30 мм, а затем через металлоуловитель 8. Осветленная вода

поступает из отвала в отстойный бассейн, если осуществлена замкнутая

(оборотная схема), либо в ближайший водоем, если водоснабжение системы

гидрозолоудаления выполнено по разомкнутой (.прямой) схеме.

.

Для удаления шлака из топок парогенераторов большой паропроизводительности,

образующегося в твердом состоянии, служат механизированные устройства

непрерывного действия со шнековым транспортером (БКЗ и ЗиО).

Шнековые транспортеры (рис. ) имеют ванну с наклонным лоткообразным

дном. Производительность этих транспортеров 4 – 8 т/ч. Диаметр шнека 500 –

600 мм, длина 5 – 8 м, угол наклона 15( – 25( . Как правило, за шнеком,

под шлаковой течкой располагают дробилки.

[pic]

рис ( )

1бункер холодной воронки; 2 ванна; 3 кольцо для дробления шлака; 4 шнек; 5

привод шнека; 6 шлаковая течка; 7 люк; 8 опорная конструкция; 9 втулка; 10

подшипник;

Шлаковые и золовые каналы в пределах котельного цеха выполняют раздельными.

Типовыми являются железобетонные каналы, облицованные плитами из литого

базальта, со съемными металлическими перекрытиями на уровне пола, который

выполняют с уклоном не менее 1( в сторону каналов гидрозолоудаления.

Насосы подающие шлакозолвую пульпу называют багенными. В качестве багерных

насосов используют центробежные насосы . Обычно используют грунтовые

насосы, которые располагают так, чтобы их всасывающий патрубок всегда

находился под заливом.

(л1; стр. 347 – 353)

15. Выбор схемы водоподготовки.

Обычно исходная вода подвергается специальной обработке для улучшения ее

качества. Установки, на которых производится такая обработка, называется

водоподготовительными, а вода, полученная в результате обработки,–

химически обработанной. Вода, поступающая в. котельные агрегаты, называется

питательной, а находящаяся в них – котловой (или испаряемой) водой.

Конденсатными насосами первой ступени турбинный конденсат подается на

блочную обессоливающую установку (БОУ) , где происходит его очистка от

суспендированных и ионизированных загрязнений. После БОУ конденсатными

насосами второй ступени конденсат направляется через подогреватели низкого

давления (ПНД) в деаэратор , куда поступает также и конденсат греющего

пара подогревателей высокого давления (ПВД).

Так как в деаэратор направляется не только турбинный конденсат, но и другие

потоки, то выходящая из деаэратора смесь называется уже питательной (а так

же деаэрированной) водой. Подогретая паром до 428 К хорошо дегазированная

(т. е. освобожденная от растворенных газов О2, СО2, N2) питательная вода

из деаэратора поступает в бустерные насосы 15, подающие ее на всас

питательных насосов . Последние через ПВД направляют ее в котельный

агрегат , где и замыкают описанный здесь контур энергоблока.

В этом замкнутом цикле имеются потери конденсата, значения для которых для

энергоблоков с давлением 24 МПа находится в пределах 1-2%

паропроизводительности котла. Эти потери восполняются обессоленной водой

подготовленной на специальной водоподготовительной установке (ВПУ).

У каждой турбины электростанции с прямоточными парогенераторами

предусматривается установка для обезжелезивания и глубокого обессоливания

100% конденсата, выходящего из конденсаторов.

Блочная обессоливающая установка предназначена для очистки полного

расхода основного конденсата и работает по схеме: обезжелезивание на

намывных целлюлозных фильтрах, обессоливание на фильтрах смешанного

действия с выносной регенерацией ионитов. Производительность установки –

1600 м~/ч.

В состав БОУ входят четыре целлюлозных фильтра (2000 мм

производительностью 500 мі/ч каждый, три фильтра смешанного действия

(3400 мм производительностью 900 мі/ч каждый с выносной регенерацией.

Дистиллят испарителей электростанций с прямоточными парогенераторами

обессоливается в конденсатоочистках турбин.

Внутренние поверхности баков деаэрированной воды, запаса и сбора конденсата

должны иметь защитные покрытия.

На ТЭС блочной структуры общий дополнительный запас обессоленной воды в

баках без давления, устанавливаемых вне зданий, принимается на 40-минутный

расход воды при максимальной нагрузке, но :не менее 6000 мі.

Для каждого энергоблока устанавливают один дренажный бак емкостью 15 мі с

двумя насосами.

На электростанциях предусматриваются аппаратура, насосы, трубопроводы и т.

и. для предпусковых и эксплуатационных водно-химических промывок, а также

устройства для предупреждения стояночной коррозии парогенераторов, турбин

и прочего оборудования и трубопроводов.

16. Перечень средств автоматизации и технологической защиты турбины

Автоматическая система защиты (АСЗ) – электрогидравлическая, с

электрическими измерителями и гидравлической исполнительной частью. Только

защита по превышению частоты вращения, (автомат безопасности) выполнена

механогидравлической. Надежность и быстродействие АСЗ достигаются

дублированием элементов, исключением золотниковых. пар, введением

положительных обратных связей, периодическими проверками на остановленной и

работающей турбине.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА АСЗ.

НАЗНАЧЕНИЕ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЭЛЕМЕНТОВ

На обеих модификациях турбины АСЗ выполнена беззолотниковой, с

положительной обратной связью во всех ступенях усиления. На турбинах К-

500-240-2 эта система проектная, на К-500-240 – установлена взамен

золотниковой при модернизации.

Система защиты (рис. 16.1 ) имеет четыре (пять на К-500-240)

сервомотора 1, 8 и четыре регулятора (два механических автомата

безопасности по предельной частоте вращения 15 и два защитных устройства 12

по остальным сигналам) и выполнена с двумя ступенями усиления. В

промежуточных ступенях использованы выключатели с положительной обратной

связью.

Все сервомоторы АСЗ – односторонние, открытие производится конденсатом

из напорных линий 2, 5, закрытие – пружинами. В рабочую камеру каждого

сервомотора через ограничительную шайбу осуществляется постоянный подвод

конденсата, слив из камеры зависит от положения пластины беззолотникового

выключателя д, 7.

Положение каждой пластины выключателя зависит от соотношения давлений над

ней р3 и под ней рр. При р3 >0,33 Рр, пластина прижата к нижнему упору,

слив из рабочей камеры закрыт и сервомотор открыт. При Р3< 0,33 Рр,

пластина прижата к верхнему упору, открывая слив и позволяя сервомотору под

действием пружин закрыться с максимальным быстродействием.

В случае, Р3=0,33Рр пластина находится во взвешенном равновесном

положении.

Беззолотниковые выключатели сервомоторов являются второй ступенью

усиления АСЗ. Первой ступенью усиления являются также . беззолотниковые

защитные устройства 12, управляющие сливами из линий защиты 4 и 6.

Защитных устройств – два, установлены они параллельно. При срабатывании

каждого закрываются все стопорные клапаны, для открытия клапанов

необходимо взведение обоих защитных устройств. Каждое из защитных

устройств управляет сливом из двух линий защиты и линии 1-го усиления 18

(управляющей регулирующими клапанами). Давление в одной линии защиты

определяет положение находящихся с одной стороны турбины клапанов

высокого давления и промперегрева, ложное падение давления приводит к

закрытию клапанов только одной стороны и не препятствует продолжению работы

турбины со сниженной нагрузкой в течение некоторого времени.

Основным элементом защитного устройства является пластина, работающая

подобно пластине выключателя сервомотора. Снизу пластина нагружена

давлением из линий защиты 4, б и 1-го'усиления 18, сверху давлением

импульсной линии защиты 10. Подвод в последнюю постоянен, сливами

управляют четыре клапана. Два клапана, размещенные непосредственно в

Страницы: 1, 2, 3