Установка ПГУ-325 (стр. 12 из 13). Пгу установка2. Выбор схемы пгу и ее описаниеПГУ – это установка, объединяющая ПТУ и ГТУ. Согласно заданию к курсовой работе, выбираем парогазовую установку с использованием тепла выхлопных газов на нагрев питательной воды парогенераторов, параметры работы соответствующих турбин в ПГУ такие же, как в ПТУ и ГТУ.
Рисунок 2.1 – Принципиальная схема ПГУ КУ – парогенератор, в котором отсутствует топка, а следовательно топливо не сжигается, а выработка пара из воды происходит за счет энергии горячих дымовых газов, которые в КУ, отдавая теплоту воде, охлаждаются и выбрасываются в атмосферу, а выработанный в КУ пар поступает как рабочее тело в ПТ. В ПГУ в ее паровой части обычно отказываются от паровой регенерации. У этой схемы самый большой КПД. 3. Цикл пгу в t,s-диаграммеПредставим цикл ПГУ в T,S-координатах. Рисунок 2 - Цикл ПГУ в T-S диаграмме На рисунке 2 наложены циклы ПТУ и ГТУ, где рабочими телами являются соответственно водяной пар и продукты сгорания топлива 1-2-3-4-1 – газовый цикл, а 5-6-7-8-9-10-5 – паровой. В ПГУ, работающей по данному циклу, повышение КПД достигается только за счет надстройки парового цикла газовым. Передача теплоты отработавших газов ГТУ паровому циклу осуществляется путем подогрева питательной воды, направляемой в парогенератор. Расход уходящих газов у этой ПГУ практически равен суммарному расходу уходящих газов ГТУ и ПТУ до их объединения, но температура уходящих газов ПГУ значительно ниже чем у отдельной ГТУ и примерно равна температуре уходящих газов парогенератора, что и является источником экономии топлива. 4. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки (гту)Рисунок 7.1 - Принципиальная схема ГТУ Рабочим телом в ГТУ является продукт сгорания топлива, двигателем является турбина. Компрессор (К) сжимает атмосферный воздух и нагнетает его в камеру сгорания. Топливо в камеру сгорания (КС) подается (в случае газообразного топлива – топливным компрессором; в случае жидкого – топливным насосом через форсунки). Образовавшиеся продукты сгорания являются рабочим телом давлением p3=12÷20 атм. и t3=1000÷1200˚C, которые подаются в газовую турбину (ГТ) и превращают ее в действие (вращение на валу). Затем выбрасываются наружу. Турбина находится на одном валу с компрессором и одновременно приводит в действие ротор электрогенератора (ЭГ), вырабатывающего электроэнергию. Цикл ГТУ, работающий по описанной выше схеме, осуществляется с изобарным подводом теплоты.
Рисунок 7.2 - Цикл ГТУ в T,S– и p,v-координатах 1-2 - адиабатное сжатие воздуха в компрессоре. 2-3 - изобарный процесс подвода теплоты в камеру сгорания (горение топлива). 3-4 - адиабатное расширение продуктов сгорания в турбине. 4-1 - изобарный процесс смены отработавших газов, атмосферным воздухом, условно замыкающей цикл Рассчитаем основные характеристики в этих точках. Точка 1 p1=0, 1 МПа; t1=14– заданы T1=t1+273=14+273=287 K Из уравнения состояния идеального газа выразим в точке 1: p1∙v1=R∙T1 , (4.1) где R – газовая постоянная воздуха и может быть определена по формуле: Из формулы (4.1) выразим удельный объем и рассчитаем его: Точка 4 Найдем основные характеристики рабочего тела в точке 4. t4 = 450- задано T4= t4+273= 723 K Процесс (4-1) – изобарный, поэтому p4= p1= 0,1 МПа Воспользуемся формулой (4.2) и рассчитаем удельный объем газов в т.4: Точка 3 Перейдем к расчету основных характеристик в т.3. Нам известны следующие параметры: t3=1050 - задано T3 = t3 +273= 1323 K Так как процесс (3-4) адиабатный, то между температурами и давлениями в этих точках существует следующая зависимость: Преобразуем данное выражение и выразим из него p3: Воспользовавшись формулой (4.2) и подставив в нее значение параметров в т.3, мы получим удельный объем газов на входе в газовую турбину: Точка 2 Перейдем к характеристикам в т.2. Мы имеем: так как (2-3) – процесс изобарный, то p2=p3=0,63 МПа. Процесс (1-2) – адиабатный, поэтому воспользуемся отношением (2.3) и выразим из него T2: t2= T2 – 273=246 Подставим в формулу (4.2) значение параметров в т.2: Удельное количество теплоты, подведенное к 1 кг рабочего тела в цикле ГТУ: q1=cp(T3-T2), (4.4) где cp - теплоемкость тела при изобарном процессе и рассчитывается по формуле: где i – количество степеней свободы, для двухатомного газа равное 5. Удельное количество теплоты, отведенное из цикла: Удельная работа цикла: Термический КПД ГТУ: Абсолютный электрический КПД ГТУ: studfiles.net Парогазовая установка — WiKiСхема работы парогазовой установкиПарогазовая установка (англ. Combined Cycle Gas Turbine, CCGT) — электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Парогазовая установка содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 °C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор (схема multi-shaft). Широко распространены парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае используется только один, чаще всего двухприводный генератор (схема single-shaft). Такая установка может работать как в комбинированном, так и в простом газовом цикле с остановленной паровой турбиной. Также часто пар с двух блоков ГТУ—котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку. Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок (схема topping). В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля». На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные паровые машины в составе ПГУ[1]. Несмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем[источник не указан 2551 день], этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. За последние 10 лет в России введены в эксплуатацию более 30-ти мощных парогазовых энергоблоков. Среди них: По сравнению с Россией в странах Западной Европы и США парогазовые установки стали широко применяться раньше. На западных ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ, установки такого типа используются гораздо чаще. ru-wiki.org Установка ПГУ-325 - часть 12Для этой цели применяют частичное охлаждение воды перед сбросом в водоемы, в основном на брызгальных установках, способствущих также и аэрированию воды, подачу в концевой участок сбросного тракта более холодной воды из водохранилища для разбавления ею теплой воды. В 80-х годах велись опытные работы по аккумуляции холода в так называемых ледотермических блоках для снижения температуры сбросной воды в теплое время. Таблица 7 Полный химанализ исходной и сточных вод Ириклинской ГРЭС за 2005 г 13 Безопасность проекта Технологическая часть отвечает требованиям действующих СниП и «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей». Основные технические решения приняты с учетом обеспечения надежности оборудования, повышения производительности труда в эксплуатации и ремонте, охране природы и создания безопасных условий труда и санитарно-бытовых условий для эксплутационного и ремонтного персонала. Компановка турбинного и котельного оборудования обеспечивает нормативные условия обслуживания и ремонта оборудования при его высокой механизации и минимальным использованием ручного труда. По различным причинам в стране травмируется до 20млн. человек, первой из причин этого негативного явления недостаточной уровень соблюдения норм техники безопасности, отсутствие профилактических мероприятий. Электроэнергетическое производство оказывает негативное влияние на окружающую среду по средствам выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, водные бассейны, почву, а также за счет вовлечения больших площадей в строительство энергообъектов и энергосооружений. Указанное влияние обусловлено технологическими особенностями энергопроизводства. 13.1 Обеспечение безопасности работающих Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правилам взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии, Правилам взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках и Правилам безопасности в газовом хозяйстве. В технологическом процессе работы энергоблоков присутствуют следующие опасные и вредные факторы: - тепловыделения оборудования и наличие горячих поверхностей, так как температура острого пара и промперегрева 545°С, питательной воды 272°С, что приводит к повышению температуры воздуха на рабочем месте; - повышенный шум и вибрация на рабочем месте; - наличие вращающихся частей оборудования; - электрическая опасность на рабочем месте; - пожароопасность и взрывоопасность; - возможность загазованности на рабочем месте; - применение в технологическом процессе оборудования, работающего при закритическом давлении свежего пара (24 МПа) и при давлении питательной воды 30Мпа; - наличие большого количества лестниц, площадок и переходов находящихся на значительной высоте. Для уменьшения вредного воздействия на человека вышеперечисленных факторов и предупреждение несчастных случаев предусматриваются следующие мероприятия: - Все тепловыделяющиеся поверхности имеют тепловую изоляцию, температура на поверхности которой не превышает 48°С при теплоносителе с температурой выше 500°С и 45°С при теплоносителе - меньшей температурой, температура неизолированных частей оборудования должна не превышать 45°С; - Вращающиеся части оборудования имеют ограждения и кожуха; - На БЩУ установлены системы кондиционирования для поддержания температуры воздуха согласно СниП 2.04.05.86; - Предусмотрено систематическое проведение контроля за содержанием в воздухе рабочих зон взрывоопасных газов путем отбора проб; - Все сосуды работающие под давлением трубопровода пара и горячей воды оборудованы защитными устройствами в соответствии с требованиями Правил Госгортехнадзора; - Лестницы, переходы и площадки оборудованы периллами высотой 1м. и бортовыми ограждениями высотой 1м, угол наклона лестниц не превышает 60°С согласно СниП 09-02-85; - Предусмотрена автоматизация основных производственных процессов, защиты блокировки для безопасного вывода оборудования из работы в случае нарушения нормального режима работы и аварийных ситуациях, световая и звуковая сигнализация, контрольно измерительные приборы. 13.2 Борьба с шумом и вибрацией Для создания нормальных условий работы эксплуатационного персонала управление оборудования вынесено на блочные щиты управления (БЩУ). Стены БЩУ заполнены звукопоглощающими материалами и имеют двойную стенку в местах установки дверей. Звукоизоляция снижает уровень шума до 60ДБ при частоте 1000Гц (согласно ГОСТ 12.01.003-83.). Для предотвращения вибрации выполнены следующие мероприятия: - фундаменты под турбоагрегаты основное и вспомогательное оборудование имеют соответствующую массу при определенном ограничении подошвы, отдельные фундаменты заглублены; - в местах прохода трубопроводов через стены и перекрытия исключено их соприкосновение со строительными конструкциями, а зазоры уплотнены; - фундаменты основного и вспомогательного оборудования не имеют соприкосновения со строительными конструкциями и с другими фундаментами. 13.3 Электробезопасность и молниезащита Помещения цехов относятся к категории особо опасных по степени поражения электрическим током. В соответствии с требованиями ПУЭ предусматривается комплекс мероприятий по электробезопасности; надежная изоляция всех токоведущих частей электроустановок, применение низких напряжений (в особо опасных помещениях –12 В, в помещениях повышенной опасности –36 В, в обычных помещениях –220 В). Защитное заземление оборудования, которое может оказаться под напряжением, раздельное питание электрооборудования, применение защиты от перевода высокого напряжения на сторону низкого. Кроме этого во взрывоопасных и пожароопасных помещениях, а так же ближе 10 м от генератора электрооборудования и освещения выполнены во взрывоопасном исполнении. Предусмотрена также защита зданий и сооружений от воздействия молний в грозоопасный период, согласно РД 34.21.122-87 «устройство молниезащиты зданий». 13.4 Противопожарные мероприятия Устройство паротурбинных установок должно отвечать техническим требованиям по взрывобезопасности. Перед пуском турбины после монтажа, ремонта или длительной остановки (более 3-х суток) должны быть проверены и подготовлены к работе все вспомогательные механизмы, средства защиты, управления, измерения, блокировки, связи и систем пожаротушения воздухоподогревателей, а также пожарные краны на основных отметках обслуживания турбоагрегата. На всех отметках устанавливается разводка внутреннего противопожарного водопровода с пожарными кранами, обеспечивающими расход воды 2,5 м³/ч каждый. Расстояние между кранами не превышает дальнобойность струи. При загорании или пожаре в помещении турбинного цеха должна быть немедленно вызвана пожарная охрана и отключены участки маслопровода и водородопровода, находящиеся в зоне непосредственного воздействия огня или высоких температур. Запрещается проводить сварочные и другие и другие огнеопасные работы на действующем взрыво - и пожароопасном оборудовании паротурбинных установок. При возникновении пожара в турбинном отделении турбоагрегат немедленно должен быть остановлен, если огонь или продукты горения угрожают жизни обслуживающего персонала, а также, если имеется непосредственная угроза повреждения оборудования, цепей управления и защит агрегата. Турбина также должена быть остановлена в аварийных случаях, предусмотренных требованиями ПТЭ. В кабельных туннелях и полу этажах предусмотрены несгораемые перегородки с пределом огнестойкости -1,5 часа. Кроме того выполнена разводка пенных генераторов. Пена заполняет кабельный полуэтаж за 5 минут. Все производственные помещения имеют не менее двух эвакуационных выходов. Запрещается проведение монтажа и ремонта производственного оборудования, установок, а также огневых работ без принятия мер, исключающих возможность возникновения пожара. 13.5 Взрывоопасность Помещения котельного отделения энергоблока относится по характеру взрывоопасности к категории “Б” (ОНТП 24-86 “Общесоюзные нормы технологического проектирования. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности”). Взрыво-пожароопасными объектами являются. Газопроводы котла и территории прилегающая к ним ближе 10м. Фронт котла на отм. 9,6 м в главном корпусе и территория, прилегающая ближе 5 м. Мазутопроводы главного корпуса и территория расположенная от них ближе 10м. mirznanii.com Парогазовая установка - это... Что такое Парогазовая установка?Схема работы парогазовой установкиПарогазовая установка — электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.[источник не указан 404 дня] Принцип действия и устройствоПарогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор. Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля». Преимущества ПГУ
Недостатки ПГУ
Применение на электростанцияхНесмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем[источник не указан 537 дней], этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:
По состоянию на середину 2011 г. в России в различных стадиях проектирования или строительства находятся несколько ПГУ. По сравнению с Россией, в странах Западной Европы и США парогазовые установки стали широко применяться раньше. На западных электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ, установки такого типа используются гораздо чаще. Интересные факты
ПримечанияСсылкиЛитература
dikc.academic.ru Парогазовая установка - ВикипедияМатериал из Википедии — свободной энциклопедии Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 марта 2016; проверки требуют 5 правок. Текущая версия страницы пока не проверялась опытными участниками и может значительно отличаться от версии, проверенной 14 марта 2016; проверки требуют 5 правок. Схема работы парогазовой установкиПарогазовая установка (англ. Combined Cycle Gas Turbine, CCGT) — электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Принцип действия и устройство[ | ]Парогазовая установка содержит два отдельных двигателя: паросиловой и газотурбинный. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 °C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор (схема multi-shaft). Широко распространены парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае используется только один, чаще всего двухприводный генератор (схема single-shaft). Такая установка может работать как в комбинированном, так и в простом газовом цикле с остановленной паровой турбиной. Также часто пар с двух блоков ГТУ—котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку. Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок (схема topping). В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля». На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные паровые машины в составе ПГУ[1]. Преимущества[ | ]
Недостатки ПГУ[ | ]
Применение на электростанциях[ | ]Аргентинская ТЭС Костанера — первая электростанция в Южной Америке, использующая парогазовый циклНесмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем[источник не указан 2239 дней], этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. За последние 10 лет в России введены в эксплуатацию более 30-ти мощных парогазовых энергоблоков. Среди них: По сравнению с Россией в странах Западной Европы и США парогазовые установки стали широко применяться раньше. На западных ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ, установки такого типа используются гораздо чаще. Альтернативное применение[ | ]В компании BMW сделали предположение о возможности использования парогазового цикла в автомобилях. Предлагается использовать выхлопные газы автомобиля для работы небольшой паровой турбины.[14] Дальнейшее развитие[ | ]В развитие идеи ПГУ было предложено использовать газогенератор для получения горючего газа из угля, биомассы и проч. Примечания[ | ]Ссылки[ | ]Литература[ | ]
encyclopaedia.bid Парогазовая установка - это... Что такое Парогазовая установка?Схема работы парогазовой установкиПарогазовая установка — электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.[источник не указан 404 дня] Принцип действия и устройствоПарогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор. Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор. Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля». Преимущества ПГУ
Недостатки ПГУ
Применение на электростанцияхНесмотря на то, что преимущества парогазового цикла были впервые доказаны еще в 1950-х годах советским академиком С. А. Христиановичем[источник не указан 537 дней], этот тип энергогенерирующих установок не получил в России широкого применения. В СССР были построены несколько экспериментальных ПГУ. Примером могут служить энергоблоки мощностью 170 МВт на Невинномысской ГРЭС и мощностью 250 МВт на Молдавской ГРЭС. В последние годы в России введены в эксплуатацию ряд мощных парогазовых энергоблоков. Среди них:
По состоянию на середину 2011 г. в России в различных стадиях проектирования или строительства находятся несколько ПГУ. По сравнению с Россией, в странах Западной Европы и США парогазовые установки стали широко применяться раньше. На западных электростанциях, использующих в качестве топлива природный газ, установки такого типа используются гораздо чаще. Интересные факты
ПримечанияСсылкиЛитература
biograf.academic.ru Установка ПГУ-325 - часть 3Все Н-катионитовые фильтры загружены фильтрующим материалом катионитом КУ-2, который способен производить обмен катиона водорода на катионы  (1) Обменная емкость материала восстанавливается раствором серной кислоты с концентрацией 1,5-4%. Анионитовые фильтры 1 ступени загружены низкоосновным анионитом АН-31, который способен производить обмен гидроксильной группы ОН на анионы сильных кислот. Анионитовые фильтры 2 ступени загружены сильноосновным анионитом АВ-17, который способен производить обмен всех анионов на гидроксильную группу ОН. Обменная жидкость материала анионитовых фильтров восстанавливается раствором щелочи с концентрацией 3-4% 1.6.1 Блочная обессоливающая установкаКонденсат турбин, используемый для питания прямоточных котлов, не удовлетворяет нормам качества питательной воды, поэтому конденсат подвергается химическому обессоливанию. Установка дает возможность удалять из конденсата не только растворимые соли, которые вымываются из цикла блока и из-за присоса охлаждающей воды в конденсаторе, а также и продукты коррозии конструкционных материалов тракта питательной воды. В схеме БОУ установлены механические фильтры, загруженные сульфоуглем и служащие для удаления из конденсата загрязнении, находящихся во взвешенном состоянии. Механические фильтры задерживая находящиеся в конденсате оксиды железа и другие взвеси улучшают качество кон-та и защищают от загрязнений иониты фильтров смешанного действия (ФСД). При подщелачивании питательной воды аммиаком содержащиеся в Конденсате окислы железа находятся в нерастворимой форме, преимущественно в коллоидном и мелкодисперсном состоянии. Для обессоливания конденсата установлены Ф.С.Д с выносной регенерацией фильтрующего материала.В ФСД происходит удаление из конденсата всех растворимых солей. БОУ рассчитаны на 100% обработку кон-та турбин. Основной задачей водного режима котлоагрегата является обеспечение высокого качества питательной воды и выдаваемого им пара. В условиях стационарной работы блока концентрация оксидов железа, меди в паре, поступающем в турбину, близки к значениям их растворимостей, т.е. пар начальных параметров, является насыщенным паровым раствором по отношению к этим веществам. При расширении пара в турбине с уменьшением температуры и давления растворимость примесей в паре уменьшается. Для оксидов железа и меди состояние пересыщения наступает на первых ступенях ЦВД и здесь начинается их выделение в твердую фазу, растворимость оксидов меди снижается быстрее, чем оксидов железа. 2 . Описание тепловой схемы энергоблока 300 МВт Ириклинской ГРЭС 2.1 Паровой котел типа ТГМП-114 Прямоточный котельный агрегат ТГМП-314 (Таганрогский газо-мазутный типа ПП 950/255 гм) предназначен для сжигания газа и мазута. Котел на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом, однокорпусный, выполнен для работы в блоке с конденсатной турбиной К-300-240. Котел имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом. Стены топочной камеры экранированы трубами радиационных поверхностей нагрева; нижней радиационной части (НРЧ), средней радиационной части (СРЧ), верхней радиационной части (ВРЧ) и фронтового пароперегревателя. В верхней части топки и горизонтальном газоходе расположен горизонтальный ширмовый пароперегреватель (ширмы первой и второй ступени), а также экраны потолка и поворотной камеры. В опускной шахте, последовательно по ходу газов, размещены конвективная часть пароперегревателя сверхкритического давления (КПП ВД), три ступени пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер. Топочная камера имеет прямоугольное сечение с размерами 17300х8650мм. Кратность размеров по ширине и глубине топки позволила применить один тип трубных панелей для фронтового, заднего и боковых экранов. Высота топки 32316 мм (от пода до потолочного пароперегревателя). Объем топочной камеры 3960 м3 . В нижней части топочной камеры на фронтовой и задней стенке в два яруса размещены 16 газомазутных горелок типа ТКЗ. Горелки нижнего яруса установлены на отметке 8000 мм, верхнего яруса – на отметке 11000 мм. Котел выполнен с рециркуляцией дымовых газов. Рециркуляция применена для регулирования температуры промперегрева и для снижения уровня максимальных тепловых потоков в НРЧ при работе на мазуте. Среда от входа до выхода из котла движется двумя неперемешивающимися потоками. Перебросы с одной стороны котла на другую не предусматриваются. Регулирование температуры пара СКД за котлом осуществляется изменением соотношения топлива и воды, регулировка температуры – с помощью впрыска питательной воды (суммарный расход на впрыски составляет 5% от номинальной производительности). Воздухоподогреватели – регенеративные, вращающиеся, диаметром 9800 мм (РВП-98Г), вынесены за пределы котельной (два параллельно включенных агрегата на котел). РВП представляет собой противоточный теплообменный аппарат для подогрева воздуха за счет тепла дымовых газов. Процесс теплообмена осуществляется путем нагрева набивки ротора в газовом потоке и ее охлаждения в воздушном потоке. Обмуровка котла сделана щитовой и крепится к каркасу котла. Обмуровка НРЧ, СРЧ, ВРЧ, ЭПК выполнена конструктивно одинаково (толщина 280 мм). Обмуровка потолка имеет толщину 290 мм. Конвективная шахта с отметки 18000 до отметки 30420 мм имеет обмуровку толщиной 400 мм. Каркас котла служит для восприятия нагрузок от веса всех поверхностей нагрева, обмуровки, изоляции, площадок обслуживания, а также газовоздухопроводов и других элементов котла. Каркас состоит из стальных колонн сварного типа, связанных между собой балками, раскосами, горизонтальными и вертикальными фермами металлоконструкциями потолочного перекрытия. Колонны котла опираются на железобетонный фундамент, крепления опорных башмаков колонн к фундаменту выполняется анкерными болтами.  1 – газомазутные горелки; 2 – экраны стен и пода НРЧ; 3 – экраны стен СРЧ; 4 – экраны стен ВРЧ; 5 – ширмовый пароперегреватель; 6 – конвективный пароперегреватель; 7 – выход перегретого пара сверхкритического давления; 8 – вход вторичного перегретого пара; 9 – экономайзер. Рисунок 1 – Компоновка прямоточного парового котла ТГМП – 314 2.2 Паровая турбина Паровая турбина К-300-240 ЛМЗ одновальная трехцилиндровая (рисунок 4), предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-320-2 завода «Электросила» им. Кирова.  Рисунок 2 – Паровая турбина К-300-240 2.2.1 Конструкция турбины Турбина имеет 39 ступеней давления, из них 12, в том числе одна одновенечная регулируемая, расположены в ЦВД, 17 ступеней в ЦСД и 10 в ЦНД. ЦНД двухпоточный, с пятью ступенями в каждом потоке. У турбины имеются три выхлопа, один из которых расположен в части цилиндра среднего давления, и два – в цилиндре низкого давления. ЦВД выполнен из двух корпусов: наружного, изготовленного из стали 20ХМФЛ, и внутреннего – из стали 15ХМФБЛ. Оба корпуса имеют горизонтальные разъемы. Подвод пара осуществляется по четырем паровпускным патрубкам. В цилиндре высокого давления располагаются регулирующая ступень, пять ступеней давления (ступени 2-6) во внутреннем корпусе (левый поток пара) и шесть ступеней давления (ступени 7-12) в наружном корпусе (правый поток пара). В целях охлаждения внутреннего корпуса и паровпускных штуцеров, а также обогрева наружного корпуса левый поток пара поворачивает на 180° и направляется в шестую и последующие ступени. Все диски ЦВД откованы за одно с валом. После 12-й ступени пар отводится промежуточный пароперегреватель. На «холодных» нитках промежуточного перегрева установлены предохранительные клапаны, исключающие работу ЦВД в неподвижном паре высокого давления при закрытых отсечных клапанах ЦСД. Во внутреннем цилиндре крепится направляющий аппарат 1-й регулирующей ступени давления (сегмент сопл), диафрагмы 2-6-й ступеней давления и переднее уплотнение. Во внешнем цилиндре крепятся обоймы диафрагм 7-12-й ступеней давления и концевые уплотнения ЦВД. Для сокращения времени прогрева турбины при пуске фланцы горизонтального разъема ЦВД и ЦСД снабжены паровым обогревом. mirznanii.com |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
