Организация дополнительного отбора пара от турбины (стр. 1 )

МБОУ «Лицей № 43»

(естественно-технический)

Организация дополнительного отбора пара от турбины

Медведева Мария

11А класс

Саранск

2016

Оглавление

Введение

Переход тепловых электростанций (ТЭС) к работе в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности стимулирует развитие способов эффективного управления режимами работы энергетического оборудования. От эффективности использования каждого агрегата напрямую зависят показатели экономичности и величина прибыли ТЭС.

В настоящее время процессы производства и распределения электрической и, отчасти, тепловой энергии в России регулируются рыночными отношениями в рамках конкурентной среды. Такие условия стимулируют производителей энергии – электростанции и объединяющие их энергетические компании – к поиску путей сокращения издержек при производстве продукции. Эта цель предполагает постановку и решение ряда задач, охватывающих не только технологическое и конструктивное совершенствование генерирующего оборудования, но и совершенствование методов контроля технического состояния, показателей экономичности, эффективности ремонтов и др.

На электростанциях различного типа (ТЭС, ТЭЦ) имеются обще-станционные коллекторы, пар которых с параметрами 0,9...1,3МПа (9...13кгс/см2) используется для собственных нужд или внешним потребителем в технологических целях. Пар в такие коллекторы поступает от теплофикационных турбин с регулируемыми производственными отборами (типа ПТ) или с выхлопа турбин с противодавлением (типа Р).

Для компенсации недостатка подачи пара в коллектор от турбин, в случае их простоя в ремонте, аварийного останова и т. п. служат РОУ (редукционно-охладительные установки) или БРОУ (быстродействующие редукционно-охладительные установки), подающие пар в коллектор непосредственно из котла с соответствующим его дросселированием, что с экономической точки зрения крайне невыгодно.

На многих ТЭЦ установлены также турбины типа Т-110/120-130, предназначенные для подачи пара в станционные коллекторы или сетевые установки для целей теплофикации. Параметры пара в перепускных трубах ЦВД-ЦСД таких турбин (до 3,32МПа на максимальном режиме) позволяют организовать дополнительный отбор пара в станционный производственный коллектор (0,9...1,3МПа) в широком диапазоне режимов работы турбины с реализацией автоматического и дистанционного управления параметрами отбора. Организация такого дополнительного производственного отбора пара позволяет в значительной мере заместить соответствующий расход пара через РОУ (БРОУ), что значительно повышает экономические показатели электростанции.

1. Общая характеристика Саранской ТЭЦ-2

1.1. Общие сведения

Саранская теплоэлектроцентраль-2 (ТЭЦ-2) пущена в эксплуатацию в декабре 1958 года для покрытия части тепловых и электрических нагрузок города и республики.

ТЭЦ-2 осуществляет выработку тепловой и электрической энергии. Установленная электрическая мощность 280МВт, установленная тепловая мощность 614Гкал/ч. Тепловая энергия от коллекторов ТЭЦ-2 отпускается в виде пара давлением 8ч13ата по двум районам и горячей (сетевой) воды для отопления и горячего водоснабжения жилого сектора и предприятий города по четырем районам.

Электрическая часть электростанции состоит из ОРУ-110кВ, ОРУ-35кВ, КРУ-6, ГРУ-6кВ и распределяющего устройства собственных нужд (РУСН-0,4).

От ОРУ-110кВ отходит десять воздушных линий напряжением 110кВ, от ОРУ-35кВ − четыре ВЛ-35кВ; к ГРУ-6кВ подключено семь кабельных линий 6кВ, питающих близлежащих потребителей. ОРУ-110кВ состоит из двух систем рабочих шин и одной обходной. Для связи с энергосистемой на ОРУ установлено 4 трансформатора: 2 мощностью по 80 тыс. кВт и 2 по 125 тыс. кВт.

1.2. Основное оборудование ТЭЦ-2

На ТЭЦ установлено:

1. Оборудование I – II очереди:

– четыре энергетических котла: ПК-19 ст. №1-4 паропроизводительностью 120т/ч каждый

– два энергетических котла: ТП-47 ст. №5-6 паропроизводительностью 230т/ч каждый

– турбина типа ПТ: ПТ-65/75-90/13 ст. №2 с генератором ТВФ-60-2, установленная электрическая мощность 60МВт;

– водогрейный котел ПТВМ-100 ст. №1;

2. Оборудование III очереди:

– два энергоблока с  котлами ТГМЕ-464 паропроизводительностью 500т/ч и турбинами Т-100/120-130-3 с генераторами ТВФ-120-2.

Начато строительство IV очереди с оборудованием группы 130кгс/см2 с энергоблоком в составе котла ТГМЕ-464 ст. №9, турбиной Т-100/120-130-3 ст.6 и водогрейным котлом КВГМ-180.

Котлоагрегаты ст. №1-4 марки ПК-19  имеют производительность 120т/ч и вырабатывают пар давлением 100кгс/см2 температурой 540оС.

Котлоагрегаты ст. №5.6 марки ТП-47  имеют производительность 230т/ч и вырабатывают пар давлением 100кгс/см2, температурой 540оС.

Паровая турбина ПТ-65/75-90/13 ст. №2, номинальной мощностью 65000кВт (при 3000об/мин) снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды и рассчитана на длительную работу при номинальных параметрах: ро=90кгс/см2, То=535оС. Максимальный расход свежего пара на турбину составляет 398т/ч.

Регенеративная установка состоит из трех ПНД типа ПН-200-16-7-1М (№2) и ПН-250-16-7-11М (№3,4) , общестанционных деаэраторов 6ата и трех ПВД типа ПВД-375-23.-2.5-Ι (№5), ПВД-375-23.-3.5-Ι (№6), ПВД-375-23.5.0-Ι (№7).

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных пароструйных эжекторов ЭП-3-750, предназначенных для отсоса воздуха из конденсатора, и пускового эжектора ЭП 1-1100-1, служащего для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе при пуске турбоагрегата.

Пиковый теплофикационный водогрейный котел типа ПТВМ-100 ст. №1 прямоточный водотрубный котлоагрегат, с принудительной циркуляцией. Циркуляция воды в котле осуществляется по 2-х ходовой схеме, кратность циркуляции равна единице. Тепловая производительность − 100Гкал/час.

Котельный агрегат ТГМЕ-464 ст. №№7, 8  имеют производительность 500т/ч и вырабатывают пар давлением 140кгс/см2 температурой 560оС, имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом.

Паровая турбина Т-100/120-130-3 ст. №4,5, номинальной мощностью 110000кВт (при 3000об/мин) снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды и рассчитана на длительную работу при номинальных параметрах: ро=12,7МПа, То=555оС. Максимальный расход свежего пара на турбину составляет 485т/ч.

Регенеративная установка состоит из четырех ПНД типа ПН-250-16-7 (№1,2,3,4), деаэратора 7ата и трех ПВД типа ПВ-425-230-13-1 (№5), ПВ-425-230-23-II (№6), ПВ-425-230-35-III (№7).

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных пароструйных эжекторов ЭП-3-200, предназначенных для отсоса воздуха из конденсатора, и одного пускового эжектора ЭП-1-11000-3, служащего для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе до 500-600мм. рт. ст. при пуске турбоагрегата.

Рассмотрим подробнее характеристику основного теплоэнергетического оборудования ТЭЦ.

1.2.1. Оборудование I-II очереди

1) Котел ПК-19

Котельный агрегат типа ПК-19 (ст. №№1,2,3,4) – вертикально-водотрубный, однобарабанный, с естественной циркуляцией предназначен для сжигания угля (с жидким шлакоудалением). В процессе эксплуатации котлы были реконструированы на сжигания газа и мазута. В настоящее время котел предназначен для сжигания газа, мазут - резервное топливо. Изготовлен на заводе им. Орджоникидзе г. Подольск. Техническая характеристика котла ПК-19:

Паропроизводительность – 150т/час; Давление перегретого пара – 100кгс/см2; Температура перегретого пара – 540оС; Температура питательной воды – 195оС;

Котельный агрегат имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных  в верхней части горизонтальным газоходом. Топочная камера экранирована трубами Ш=76Ч6мм ст.20. В переходном горизонтальном газоходе последовательно, по ходу газов установлен конвективный пароперегреватель II ступени из труб Ш=42Ч3.5мм сталь 12ХМФ и пароперегреватель I ступени из труб Ш=38Ч3.5мм ст.20.

В опускном газоходе конвективной шахты последовательно по ходу газов сверху вниз расположен водяной экономайзер II ступени из труб Ш=32Ч3.5мм ст.20, воздухоподогреватель II ступени из труб Ш=40Ч1.5мм ст.3. Водяной экономайзер I ступени из труб Ш=32Ч3.5мм ст.20, и воздухоподогреватель I ступени из труб Ш= 40Ч1.5мм ст.3.

Котел предназначен для работы с уравновешенной тягой, оборудован двумя дымососами типа: Д-15.5Ч2, двумя дутьевыми вентиляторами типа: ВД-18 и вентилятором рециркуляции газов на К-1,4 типа ВМ-40-750, на К-2,3 типа 13.5У.

Топочная камера и экраны

Топочная камера ПК-19, имеет обычную призматическую форму объемом 699м3 и предназначена для сжигания природного газа и мазута. Глубина топки между центрами задних и фронтовых экранных труб – 6690мм; ширина – 7170мм; высота – 19000мм. Вся топочная камера экранирована трубами диаметром 76х6мм ст.20. Потолок топки выполнен горизонтально и закрыт трубами радиационно-потолочного пароперегревателя Ш=38х4мм ст.20 с шагом 36мм (76 труб). Фронтовой и задний экраны образуют внизу наклонный под и заканчиваются коллекторами Ш=325Ч31мм ст.20.

Циркуляционная система котла выполнена по схеме трехступенчатого испарения. Вся система включает в себя 18 самостоятельных контуров циркуляции, образуемых системой опускных и подъемных (экранных) труб. Схема ступенчатого испарения предусматривает разделение барабана и экранной системы котла на отдельные отсеки с последовательным поступлением в них питательной воды и затем котловой воды. Первая и вторая ступень испарения находятся в самом барабане котла и разделены между собой перегородками так, что вода первой ступени испарения является питательной (котловой) водой II ступени испарения. Для III ступени испарения выделены выносные циклоны, установленные по обе стороны сзади барабана.

В I ступень испарения входят: все панели заднего и фронтового экранов по 74 подъемных труб Ш=76Ч6мм ст.20 и по 12 водоопускных труб Ш=108Ч8мм ст.20, крайние панели боковых (правых, левых) экранов по 18 подъемных труб Ш=76Ч6мм ст.20, по 3 опускных Ш=108Ч8мм ст.20.

Во II ступень испарения входят: передние панели средней камеры боковых экранов (правые, левые) по 28 подъемных  труб Ш=76Ч6мм ст.20 и 6 опускных трубы Ш=108Ч8мм ст.20.