СОДЕРЖАНИЕ
АННОТАЦИЯ 7
ВВЕДЕНИЕ 8
Глава первая. РАСЧЕТ КОТЛА 10
1. Котел ТГМП-314 10
1.1. Основные характеристики котла 10
1.2. Первичный тракт 11
1.3. Вторичный тракт 12
1.4. Топочная камера и топочные устройства 13
1.5. Характеристика топлива схема подачи его к котлу 13
1.5.1. Природный газ 13
1.5.2. Мазут 14
1.6. Водно-химический режим котла 15
1.7. Автоматизация тепловая защита 15
1.7.1. Автоматическая система регулирования АСР 15
1.7.2. Технологические защиты 16
1.8. Эксплуатация котла ТГМП-314 17
1.8.1. Изменение нагрузки 17
1.8.2. Регулирование параметров пара 18
1.9. Вопросы экологии при эксплуатации котла ТГМП-314 19
1.10. Тепловой расчет котла 19
1.10.1. Исходные данные и выбор расчетных характеристик 19
1.10.2. Расход топлива на котел и объемные расходы воздуха и дымовых газов 20
1.10.3. Тепловые характеристики топочной камеры 21
1.10.4. Расчет конструктивных размеров топочной камеры 23
1.10.5. Выбор и размещение горелочных устройств.25
1.10.6. Выводы 26
Глава вторая. РАСЧЕТ ТУРБИНЫ 27
2.Турбогенератор Т-250300-240 27
2.1. Описание тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-250300-240 и котлом ТГМП-314 27
2.2. Технические характеристики описание конструкции и принцип работы паровой турбины Т-250300-240 28
2.3. Материалы применяемые для изготовления деталей и узлов паровой турбины 31
2.4. Маслоохладители 34
2.5. Расчет одновенечной регулирующей ступени паровой турбины Т-250300-240 36
2.5.1. Исходные данные 36
2.5.2. Расчет 36
2.5.3. Эскиз одновенечной регулирующей ступени 44
2.5.4. Выводы 44
2.5.5. Реконструкция ЦВД 45
Глава третья. РЕЖИМНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА 47
3.1. Введение 47
3.2. Основные свойства оксидов азота механизмы образования методы борьбы с выбросами оксидов азота 47
3.3.Краткое описание проведенной реконструкции и результаты проведенных испытаний 50
3.4. Расчет изменения платы за выбросы оксидов азота 56
3.5. Основные выводы 59
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 60
СПИСОК ИСТОЧНИКОВ ИНФОРМАЦИИ 61
Приложение Схемы и рисунки по работе. 61
АННОТАЦИЯ
Данная дипломная работа посвящена теме ТЭЦ на природном газе. Режимно-технические мероприятия по снижению выбросов оксидов азота.»
с котлами ТГМП-314 и турбинами Т-250300-240. Анализ снижения выбросов оксидов азота с учетом внедрения режимно-технических мероприятий.

Advertisement
Бесплатно

Узнайте стоимость учебной работы онлайн

Информация о работе

Ваши данные

Работа № 4241. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты

ВВЕДЕНИЕ
ТЭЦ-21 располагается на территории Северного административного округа г. Москвы у Московской кольцевой автодороги. ТЭЦ предназначена для тепло- и электроснабжения районов северной части г. Москвы и прилегающих районов Московской области. Выдача электрической мощности осуществляется в сети 220 кВ и 110 кВ ОАО МОЭСК».
Установленная электрическая мощность составляет 1790 МВт.
Установленная тепловая мощность – 4958 Гкалч.
ТЭЦ-21 работает на природном газе и топочном мазуте. В качестве резервного топлива используется топочный мазут.
Подвод воды на конденсаторы турбин ТЭЦ-21 обеспечивается из канала им. Москвы береговой насосной станцией.
Первая турбина ст. 1 введена в эксплуатацию в 1963 году до замены в 1989 г. последний энергоблок ст. 11 — в 2008 г.
Характеристика основного установленного оборудования.
Котлоагрегаты
ст. Тип и марка оборудования Завод-изготовитель Давление кгссм² Температура перегретого пара °С Паропроизводительность тч Год ввода в эксплуатацию
Очередь 130
1 Е-480140 ГМ ТГМ-96 ТКЗ 140 560 480 1963
2 Е-480140 ГМ ТГМ-96 ТКЗ 140 560 480 1963
3 Е-480140 ГМ ТГМ-96 ТКЗ 140 560 480 1964
4 Е-480140 ГМ ТГМ-96 ТКЗ 140 560 480 1966
5 Е-480140 ГМ ТГМ-96 ТКЗ 140 560 480 1967
6 Е-480140 ГМ ТГМ-96 ТКЗ 140 560 480 1968
7 Е-480140 ГМ ТГМ-96Б ТКЗ 140 560 480 1978
10 Е-480140 ГМ ТГМ-96Б ТКЗ 140 560 480 1983
Очередь 240
8 Пп-1000255 ТГМП-314 ТКЗ 255 545 1000 1974
9 Пп-1000255 ТГМП-314 ТКЗ 255 545 1000 1975
ПГУ-450Т
11Б Пр-22451-770058-509206 ИК “ЗИОМАР” 7758 509206 22451 2008
11В Пр-22451-770058-509206 ИК “ЗИОМАР” 7758 509206 22451 2008
Турбогенераторы
ст. Тип и марка оборудования Завод-изготовитель Мощность МВт Год ввода в эксплуатацию
Очередь 130
1 Т-110120-130 УТМЗ 110 1989
2 Т-110120-130 УТМЗ 110 1990
3 Т-110120-130 УТМЗ 110 1991
4 Т-116125-130 УТМЗ 110 1995
5 Т-110120-130 УТМЗ 110 2006
6 Т-100-130 УТМЗ 100 1968
7 ПТ-80100-13013 ЛМЗ 80 1978
10 Т-110120-130 УТМЗ 110 1983
Очередь 240
8 Т-250300-240 УТМЗ 250 1974
9 Т-250300-240 УТМЗ 250 1975
ПГУ-450Т
11А Т-125150-7 4 ЛМЗ 125 2008
11Б ГТЭ-160 ЛМЗ 150 2008
11В ГТЭ-160 ЛМЗ 150 2008
В состав оборудования ТЭЦ входят также пиковые водогрейные котлы типа
— ПТВМ-100 теплопроизводительностью 100 Гкалчас — 4 шт.
— ПТВМ-180 теплопроизводительностью 180 Гкалчас — 10 шт.
— КВГМ-180 теплопроизводительностью 180 Гкалчас — 2 шт.

ГЛАВА ПЕРВАЯ. РАСЧЕТ КОТЛА

1. Котел ТГМП-314

1.1. Основные характеристики котла

Котел ТГМП-314 Таганрогского котельного завода предназначен для работы на газе и мазуте в блоке с турбиной Т-250300-240 УТМЗ и генератором типа ТВВ-320-2 Санкт-Петербургского завода Электросила».
Котел рассчитан на сжигание мазута с теплотворной способностью Q=9330 ккалкг и природного газа – Q=8000 ккалкг.
При номинальной нагрузке по расчету котел имеет следующие основные параметры
— номинальная производительность тчас 1000
— давление перегретого пара кгссм² 255
— температура перегретого пара °С 545
— расход вторичного пара тчас 780
— давление пара на входе в промперегреватель кгссм² 415
— температура на входе в промперегреватель °С 297
— давление пара на выходе из промперегревателя кгссм² 390
— температура пара на выходе из промперегревателя °С 540
— температура питательной воды °С 265
— температура горячего воздуха °С 330290
— температура уходящих газов °С 157127
— расчетный расход топлива кгчас нм³час 7130084300
— КПД брутто 9279694015
Котел имеет П-образную компоновку и состоит из топочной камеры поворотной камеры и конвективной шахты.
Под стены и потолок топочной камеры экранированы трубами радиационной поверхности нагрева.
Боковые стены и потолок поворотной камеры экранированы частью поверхности труб экранов поворотной камеры и потолочного перегревателя.
В поворотной камере установлен ширмовый пароперегреватель.
В конвективной камере по ходу газов размещены следующие поверхности нагрева
конвективный пароперегреватель высокого давления КПП вд
конвективный вторичный пароперегреватель выходная и входная ступени – КВП-II и КВП-I
водяной экономайзер.
Каждая поверхность нагрева в конвективной шахте состоит из двух пакетов левого и правого симметрично расположенных относительно продольной оси котла.
На котлоагрегате установлены
Два вращающихся регенеративных воздухоподогревателя РВП-88 с диаметром корпуса 8800мм.
Для предварительного подогрева воздуха перед РВП в напорном коробе дутьевых вентиляторов установлены калориферы типа СП-235-38. Расчетная температура подогрева воздуха 71°С.
Два дутьевых вентилятора двухстороннего всасывания центробежного типа ВДН-25×2 с расчетной производительностью 574000 м³час и приведенным напором 765мм в.ст.
Два осевых дымососа типа ДОД-315 фгм с расчетной производительностью 931000 м³час и приведенным напором 450мм в.ст.
Два дымососа рециркуляции газов центробежного типа ГД-25М с расчетной производительностью 200000 м³час и полным напором 490 мм в.ст.
1.2. Первичный тракт
Пароводяной тракт котла сверхкритического давления в пределах котла выполнен в виде двух параллельных независимых регулируемых потоков расположенных симметрично относительно продольной оси котла. Каждый из потоков рассчитан на пропуск 495 тчас.
Питательная вода после группы ПВД подается на котел по трубопроводу Ø 377×45 мм выполненному из стали 15ГС. Перед обратным клапаном установленным на этом трубопроводе выполнен отбор питательной воды на впрыски.
Необходимая величина давления воды перед регулирующими клапанами впрысков при пуске котла поддерживается регулятором который воздействуя на клапан Р-10 регулирует сброс воды в деаэратор. Это дает возможность поддерживать перепад давления воды на клапанах впрысков при скользящих» параметрах в перегревательном тракте обеспечивающий рабочий диапазон регулирующих клапанов впрысков.
После обратного клапана питательный трубопровод разделяется на два трубопровода Ø 325×40 мм 15ГС с установленными на нем регулирующими питательными клапанами. По этим трубопроводам питательная вода подается к котлу а затем по 8-ми трубам Ø 159×20 мм ст. 20 поступает в два входных коллектора водяного экономайзера Ø 325×50 мм 12Х1МФ.
В дальнейшем дается описание только одного потока расположенного по правой стороне котла.
Из водяного экономайзера по четырем перепускным трубам Ø 159×18 мм ст. 12Х1МФ питательная вода поступает в коллектор Ø 325×45 мм ст. 12Х1МФ расположенный на отм. 0965 под панелями подового экрана. В коллекторе установлено расходомерное сопло.
Из коллектора Ø 325×45 мм питательная вода шестью трубами Ø 133×15 мм подводится к трем входным камерам подового экрана Ø 219×36 мм ст. 12Х1МФ.
Поверхности нагрева подового экрана НРЧ СРЧ ВРЧ выполнены в виде многопетлевых змеевиков типа меандра».
Пройдя ленты труб подового экрана среда поступает в соответствующие панели фронтового бокового или заднего экрана НРЧ.
НРЧ состоит из двух ступеней. Из выходных камер НРЧ первой ступени среда по шести трубам Ø 133×15 мм направляется в смесительный коллектор Ø 325×45 мм установленный горизонтально у боковой стенки котла на отм. 933 после которого также по шести трубам Ø 133×15 мм подводится к трем входным коллекторам НРЧ второй ступени.
После второй ступени НРЧ среда шестью трубами Ø 159×18 мм ст. 12Х1МФ поступает во входной коллектор Ø 219×36 мм подвесных труб конвективной шахты.
Далее из выходных коллекторов подвесных труб среда по шести трубам Ø 159×18 мм направляется в вертикальный смесительный коллектор Ø 325×45 мм Паук» установленный у боковой стенки топочной камеры.
Из смесительного коллектора среда девятью трубами Ø 133×15 мм поступает во входные коллекторы СРЧ. Панели СРЧ непосредственно без промежуточных коллекторов состыкованы с панелями ВРЧ которые экранируют стены топочной камеры выше зоны СРЧ.
После ВРЧ среда направляется по 9-ти перепускным трубам Ø 133×15 мм в смесительный коллектор Ø 325×45 мм расположенный у боковой стенки топочной камеры на отм. 297.
Из смесительного коллектора среда подводится по 6-ти перепускным трубам Ø 133×15 мм к трем входным коллекторам экрана поворотной камеры ЭПК расположенным на фронте топки.
Из выходных коллекторов ЭПК установленных с тыла конвективной шахты пар шестью трубами Ø 133×15 мм подается в два входных коллектора потолочного пароперегревателя.
После потолочного пароперегревателя пар также по шести трубам Ø 133×15 мм поступает в смесительный коллектор Ø 325×45 мм в котором установлена встроенная в тракт котла задвижка ВЗ с условным диаметром 250 мм. Перед ВЗ выполнен отвод через дроссельный регулирующий клапан Д-1 dу 175 к двум параллельно установленным пусковым встроенным сепараторам.
Встроенный сепаратор вертикального типа выполнен из трубы Ø 219×36 мм ст. 12Х1МФ.
Подвод пароводяной смеси к сепаратору аксиальный и осуществляется через верхнее донышко. Пройдя рассекатель и лопаточный завихритель поток закручивается и вода под воздействием центробежных сил отбрасывается к стенкам и через горизонтальный штуцер в нижней части сепаратора отводится по трубопроводу с дроссельным клапаном Д-2 dу 100 в растопочный расширитель 20 ата.
Расширитель Р-20 предназначен для вторичной сепарации пара поступающего в него после встроенных сепараторов пароводяной смеси.
Подвод пароводяной смеси осуществляется через два горизонтальных штуцера находящихся в верхней части корпуса.
Принцип действия расширителя Р-20 идентичен принципу действия встроенного сепаратора.
Пройдя конический рассекатель и лопаточный аппарат поток получает вращательное движение и вода отброшенная к стенкам проходит по кольцевому зазору между обечайкой и пароприемным устройством в нижнюю часть расширителя где установлена крестовина предназначенная для гашения вращательного движения.
Отвод воды из расширителя 20 ата производится через штуцер в нижнем днище а сброс пара – через пароприемное устройство и боковой штуцер в нижней части расширителя.
Пар через диффузор и штуцер в нижнем донышке сепаратора подается по трубопроводу с дроссельным клапаном Д-3 dу 100 в коллектор за ВЗ на котором установлен впрыскивающий пароохладитель 1 а из него десятью трубами Ø 108×4 мм 12Х1МФ – подводится к 10-ти ширмам.
Из ширм также десятью трубами Ø 108×14 мм 12Х1МФ пар отводится к сборному коллектору Ø 325×45 мм в котором выполнен впрыскивающий пароохладитель 2 после чего пар по 6-ти перепускным трубам Ø 159×18 мм поступает во входной коллектор конвективного пароперегревателя высокого давления КПП вд.
Из выходного коллектора КПП вд пар по трубопроводу Ø 325×60 мм ст.15Х1МФ подается в ЦВД турбины. Для поддержания необходимой температуры острого пара при пусках блока на паропроводе установлен пусковой впрыскивающий пароохладитель.
Из выходных коллекторов КПП вд со стороны противоположной подсоединению паропровода острого пара выполнена перемычка Ø 245×45 мм 15Х1МФ между протоками А» и Б» на которой установлены 4 главных предохранительных клапана dу 125 производительностью 240 тчас. При срабатывании предохранительного клапана пар сбрасывается по пароотводящей трубе в атмосферу.
1.3. Вторичный тракт
Из цилиндра высокого давления турбины ЦВД пар по двум паропроводам холодного» промперегрева Ø 465×16 мм ст. 20 подводится к конвективному вторичному пароперегревателю КВП состоящему из двух ступеней КВП-1 и КВП-2. Паропроводы объединены общей перемычкой Ø 465×16 мм ст. 20 на которой установлены 3 предохранительных клапана dу 250400. От этой же перемычки отбирается пар к РУ 4013 ата.
Перед входом пара в промежуточный пароперегреватель котла оба трубопровода холодного» промперегрева переходят в трубопровод меньшего диаметра Ø 426×20 мм ст. 20.
Далее приводится описание одного потока пара.
От каждого подводящего трубопровода Ø 426×20 мм десятью перепускными трубами Ø 219×16 мм ст. 20 пар подается в два входных коллектора 1-й ступени КВП-1. Из КВП-1 двумя трубами Ø 426×20 мм 12Х1МФ пар направляется в два входных коллектора КВП-2.
Из выходного коллектора КВП-2 по паропроводу горячего» промперегрева Ø 630×25 мм 15Х1МФ пар направляется в ЦСД-1 турбины.
Для обеспечения необходимой температуры вторичного пара за котлом предусмотрены два паровых байпаса 1 – паропровод Ø 273×10 мм с установленной на нем задвижкой dу 250 соединяющий холодные» и горячие» нитки паропровод до задвижки – ст. 20 после задвижки – ст. 15ХIМФ применяется при пусках из холодного и неостывшего состояний 2 – паропровод Ø 273×10 ст. 12ХIМФ с установленной на нем регулирующей заслонкой dу 200 соединяющий холодную» нитку и перепускные паропроводы между КПП-I ст. и КПП-II ст. применяется для регулирования температуры пара за котлом при пусках и как регулятор температуры вторично перегретого пара при работе под нагрузкой после задвижки пар следует по 4-м трубам Ø 159×7 мм ст. 12ХIМФ – по две на подпоток вторичного пара.
За трубами байпаса 2 в перепускных трубах между КПП НД I-й и II-й ст. расположены пароохладители аварийных впрысков защищающие от чрезмерного повышения температуры вторично перегретого пара.
Аварийный впрыск вводится в работу при выходе из диапазона регулирования заслонки на паровом байпасе 2.
1.4. Топочная камера и топочные устройства
Топочная камера имеет призматическую форму и в плане представляет прямоугольник с размерами по осям экранных труб 17360×8770 мм высота топочной камеры от оси труб пода до оси труб потолка составляет 35050 мм. На боковых стенах топки на отм. 3695 установлены два лаза Ø 450 мм.
Топочная камера оборудована 16-ю газомазутными горелками вихревого типа конструкции ТКЗ ВТИ расположенными встречно в два яруса на фронтовой и задней стенах топки на отм. 445 м и 745 м. Горелки предназначены для раздельного сжигания природного газа и мазута.
1.5. Характеристика топлива схема подачи его к котлу
Котел ТГМП-314 предназначен для работы на газе и мазуте. Эти виды топлива состоят из сложных органических соединений образованных в основном пятью химическими элементами – углеродом C водородом H серой S кислородом О и азотом N. В состав топлива входят также влага W и негорючие твердые минеральные вещества которые после сгорания образуют сухой остаток – золу А. Влага и балласт составляют внешний балласт топлива а кислород и азот – внутренний его балласт.
Горючими элементами топлива является углерод С водород Н сера S. Наибольшей теплотой сгорания на единицу массы обладает водород 1205 МДжкг но его в составе топлив немного. Основном горючим элементом является углерод 341 МДжкг. Сера является вредной примесью она выделяет при сгорании мало тепла 93 МДжкг но образующиеся оксиды серы приводят к загрязнению воздуха и развитию сернокислой коррозии металла котла. Разделение топлив на виды определяется по теплоте горения горючей массы и по объему выхода из нее летучих веществ при нагреве до 8500С.
Технические характеристики топлива которые оказывают непосредственное влияние на работу котла и его оборудование разделяются на общие свойственные всем видам топлив твердым жидким газовым и специальные относящиеся к данному виду топлива. Общими техническими характеристиками топлив являются теплота сгорания содержание минеральных примесей зольность влагосодержание влажность и наличие серы в топливе сернистость.
Важнейшей характеристикой любого топлива определяющей расход топлива для работы котла является теплота сгорания. Определяется как количество теплоты выделяемое при полном сгорании единицы массы или объема топлива.
1.5.1. Природный газ
Природный газ представляет собой механическую смесь различных горючих и негорючих газов. Основными составляющими природного газа являются метан CH4 86-95 тяжелые углеводороды CmHn 9-4 азот N2 5-1.
Процентный состав природного газа выражают уравнением

в котором все составляющие выражены в процентах по объему.
Основными техническими характеристиками природного газа являются плотность взрываемость и токсичность.
Плотность. Почти все виды газового топлива легче воздуха поэтому проникший в помещение газ скапливается под верхними перекрытиями. В целях безопасности перед пуском котла проверяют отсутствие газа в вероятных местах его скопления.
Взрываемость. Смесь горючего газа с воздухом в определенных пропорциях при вводе в эту смесь источника огня или даже искры может взорваться. Взрывоопасные концентрации горючего газа в воздухе зависят от химического состава и свойств газа. Выделяют нижний предел взрываемости и верхний предел взрываемости между которыми смесь газа с воздухом взрывоопасна. При образовании смеси газа с воздухом в зоне постоянного горения происходит равномерное сгорание готовой смеси когда концентрация горючего газа будет находиться в диапазоне между нижним и верхним пределом взрываемости.
Токсичность. Под токсичностью понимают способность газового топлива вызывать отравление. Наиболее опасными в этом отношении компонентами являются оксид углерода СО и сероводород H2S. Предельная допустимая концентрация СО в воздухе составляет 00024 объемных или 003 мгл. Опасна для жизни концентрация окиси углерода – около 04 объемных – при воздействии на человека в течение 5-6 мин. Сернистые соединения в большинстве природных газов практически отсутствуют.
Почти все природные газы совсем не имеют запаха или имеют весьма слабый запах. Для своевременного обнаружения утечки газа и принятия мер безопасности газовое топливо не имеющее запаха до поступления в газовую магистраль одорируют т.е. придают характерный острый запах введением сернистого соединения — меркаптана.
1.5.2. Мазут
Мазут является жидким топливом горючая часть которого состоит из углеводородов типа CmHn твердых полукоксовых частиц Г=95-96 а балласт из влаги – Н2О минеральных примесей SiO2 Al2O3 V2O4. Б=4-5.
Качество мазута оказывает сильное влияние на конструкцию и работу котельной установки. Кроме общих характеристик качество мазута выражается в следующих показателях изменение вязкости от температуры плотность мазута температура вспышки и воспламенения.
Вязкость. Важнейшей технической характеристикой мазута определяющей возможность и условия транспорта мазута является вязкость которая оказывает сильное влияние на продолжительность сливно-наливных операций эффективность транспортировки по трубопроводам качество распыления мазута перед сжиганием в топках и полноту его сгорания а также на способность отстаивать содержащуюся в нем влагу.
В мазуте влага присутствует обычно в небольшом количестве 1-3 а в отдельных случаяхобводненные мазуты – до 10-12.
Серосодержание сернистость оказывает чрезвычайно вредное воздействие на окружающую среду и рабочие органы и поверхности котельной установки. В мазуте сера присутствует главным образом в составе сероорганических соединений и в меньшей степени в форме сероводорода и элементарной серы растворенной в углеводородных смесях. По содержанию серы топливные мазуты разделяют на сернистые 05-15 и высокосернистые 15-35.
Температура вспышки и воспламенения. Температурой вспышки считается такая температура при которой пары мазута над поверхностью жидкой фазы кратковременно воспламеняются при поднесении источника огня.
Температурой воспламенения считается такая температура паров в смеси с воздухом при которой после вспышки продолжается устойчивое горение не менее 5 сек. Эта температура обычно на 15-20 оС выше чем при вспышке. Мазут сжигаемый на электростанциях имеет температуру вспышки 135-245 оС.
1.6. Водно-химический режим котла
При эксплуатации котла необходимо обеспечить качество питательной воды и пара в соответствии с нормами ПТЭ. Ниже приведены нормы по питательной воде.
пп Наименование Размерность Нормированная величина
1. Общая жесткость не более Мкг эквдм³ 02
2. Кремниевая кислота в пересчете на SiO2 не более Мкгдм³ 15
3. Суммарное содержание катионов всех растворенных солей в пересчете на Nа не более Мкгдм³ 5
4. Растворенный кислород Мкгдм³ 100÷400
5. Соединения железа в пересчете на Fе не более Мкгдм³ 10
6. Соединения меди в пересчете на Сu не более Мкгдм³ 5
7. Масло до конденсатоочистки не более Мгдм³ 01
8. Удельная электропроводность для кислородного режима МкСмсм 030
При пусках после простоя до 3-х суток а также после текущих средних и капитальных ремонтов нормы качества питательной воды и пара не должны превышать величин указанных в ПТЭ §§ 4.8.15 4.8.16 4.8.19 4.8.29.
Котлы работают на нейтрально-кислородно-водном режиме НКВР Рh=70÷05. Питательная вода насыщается кислородом через водяные эжекторы работающие на основном конденсате с напора КНТ-II с подачей воды насыщенной кислородом воздуха во всасывающий коллектор БЭНов. Химическая промывка котла производится по специальной программе утвержденной главным инженером ТЭЦ-21.
1.7. Автоматизация тепловая защита
1.7.1. Автоматическая система регулирования АСР
Котел ТГМП-314 снабжен развитой системой управления.
Оперативное управление и контроль за работой котла осуществляется с БЩУ с использованием программно-технического комплекса SPPA-T3000».
Котел снабжен следующими автоматическими регуляторами
расхода питательной воды
расхода газа
соотношения топливо – вода»
разрежения в топке
выравнивания температур по тракту
давления до ВЗ
соотношения топливо – воздух»
температуры пара по первичному и вторичному трактам котла
давления и температуры пара на собственные нужды.
АСР воспринимает сигналы от датчиков и по каналам управления действует на органы управления котла. Машинист блока МБ воспринимает информацию о тепловых процессах и тепломеханических параметрах от автоматизированной системы управления ПТК SPPA-T3000» и сигнализации. Кроме того МБ корректирует работу АСР при отклонении режима работы оборудования или при отказе АСР выполняет необходимые операции вручную.
Автоматизация дискретных операций осуществляется с помощью защит блокировок автоматического включения резерва АВР.
Система отображения информации о работе блока и ключи аварийного управления сосредоточены на БЩУ.
Требуемые значения регулируемых параметров устанавливаются при помощи заданий регулирования. Задания могут быть постоянными величинами переменными заранее известными функциями времени либо заранее неизвестными функциями времени.
Процессы поддержания в неизменном состоянии или задаваемого изменения регулируемых параметров называются регулированием.
1.7.2. Технологические защиты
Технологические защиты ТЗ предназначены для автоматического останова оборудования энергоблока в случаях аварийного изменения состава работающего оборудования или отклонения технологических параметров за пределы обеспечивающие его безопасную работу.
ТЗ формируют управляющие воздействия на исполнительные органы с целью защиты персонала предотвращения повреждения оборудования и развития аварийной ситуации.
Алгоритмы ТЗ всего оборудования реализуются программным путём на средствах ПТК SPPA-T3000». Команды сформированные защитами поступают в программные модули где обрабатываются с учётом заданных приоритетов воздействия.
Технологические защиты блока реализованы средствами микропроцессорной полномасштабной АСУТП блока. Реализованные средствами АСУТП защиты выполняют
— останов блока
— останов котла
— останов турбины
— останов питательных насосов
— останов ПВД
— снижение нагрузки до 65 от номинальной
— локальные операции по защите и отключению оборудования.
Алгоритмы защит блока выполнены в резервированных контроллерах обеспечивающих 100 резервирование всех функций.
Для исключения одновременного отказа датчики аналоговых сигналов используемых в одной защите подключены к разным вводным модулям что обеспечивает полностью независимые каналы контроля измеряемого значения.
Структуры алгоритмов защит выполнены в соответствии с РД 153-34.1-35.114-00 и с учётом фактического исполнения защит до модернизации блока.
Типовой алгоритм импульсной части каждой защиты предусматривает запуск по схеме 2 из 3» 2 из 2» 1 из 2» или 1 из 1» в соответствии с условиями на защиту отсчёт выдержки времени при наличии и срабатывание с протоколированием всех этапов работы защиты. В каждой защите предусмотрена программная накладка ручного вводавывода. В отдельных защитах предусматривается автоматический ввод и вывод по параметрам состояния оборудования. При одновременном наличии условий на ввод и вывод защит вывод защиты имеет приоритет. Защиты выполненные без автоматического ввода вывода вводятся в работу с момента загрузки и активизации программ подсистемы технологических защит в контроллеры.
Для останова по аварийным параметрам котел оснащен следующими автоматическими защитами
Понижение расхода питательной воды на котел по одной нитке 100 тч с выдержкой времени 20 сек.
Понижение давления среды перед ВЗ 200 кгссм² с выдержкой времени 20 сек.
Повышение давления среды перед ВЗ 320 кгссм² без выдержки времени.
Понижение давления газа за РК 005 кгсм² без выдержки времени. На останов блока защита воздействует при работе на газе. При положении ключа Мазут – газ» защита действует на закрытие газовой арматуры.
Понижение давления мазута за РК 4 кгсм² с выдержкой времени 20 сек. На останов блока защита воздействует при работе на мазуте. При положении ключа Мазут – газ» защита действует на закрытие мазутной арматуры.
Отключение электродвигателей обоих дымососов или одного из них если другой не работает – без выдержки времени.
Отключение электродвигателей обоих дутьевых вентиляторов или одного из них если другой не работает – без выдержки времени.
Останов обоих РВП или одного из них если другой не работает – без выдержки времени.
Обеспаривание промежуточного пароперегревателя 48 кгссм². Выдержка времени 20 сек.
Погасание факела – с выдержкой времени 9 сек.
Локальные защиты по котлу. Защита по повышению давления пара за котлом. При повышении давления пара за котлом до 11 Рном в любом из паропроводов котла производится принудительное открытие ИПК установленного на паропроводе. При снижении давления пара за котлом до Рном производится принудительное закрытие ИПК.
Защиты действующие на снижение нагрузки блока
при отключении ПТН и включении ПЭН системой АВР
при отключении электродвигателя одного из дутьевых вентиляторов при включенном состоянии второго.
Операции выполняемые при действии защиты по снижению нагрузки блока
включается регулятор топлива от программного задатчика стабилизатора расхода топлива. Отключается регулятор топлива к 65 задатчику
при действии защиты при отключении одного ДС или ДВ закрываются соответствующие направляющие аппараты
при действии регулятора питания с регулирующего клапана ПТН на гидромуфту ПЭН.
Все защиты действующие на снижение нагрузки блока вводятся автоматически при нагрузке блока вводятся автоматически при нагрузке выше 65 что определяется давлением в камере регулирующей ступени турбины.
1.8. Эксплуатация котла ТГМП-314
1.8.1. Изменение нагрузки
Минимальная растопочная нагрузка котла соответствует видимому расходу воды на котел 270 тчас по 135 тчас на нитку при температуре питательной воды 100÷150°С.
Длительная минимальная нагрузка с сохранением номинальных температур пара составляет 500 тчас по пару.
Максимальная нагрузка котла по пару составляет
при включенном ПВД – 980 тчас
при отключенном ПВД – 816 тчас с учетом поправки на плотность
При плановом изменении нагрузки блока вначале изменяется нагрузка котла а затем поддерживая давление перед турбиной номинальным изменяется нагрузка турбогенератора. Изменение нагрузки с помощью дистанционного управления проводится ступенями одновременно не более 25 МВт в минуту.
При каждом изменении нагрузки котла тягу и дутье приводится в соответствие с вновь установленной. На всех нагрузках в работе находятся оба дымососа и дутьевых вентилятора.
Перед каждым изменением нагрузки котла устанавливаются стабильные параметры свежего и вторично перегретого пара и запас на впрысках для регулирования температуры свежего пара.
При подъеме нагрузки котла выполняются следующие действия
— увеличивается подача общего воздуха
— увеличивается общий расход топлива на 3 тчас при работе на мазуте или на 35•10³ нм³час при работе на газе
— увеличивается подача воды на 35÷40 тчас по каждому потоку
— проводится стабилизация режима работы котла путем восстановления необходимого содержания О2 в уходящих газах и номинальные температуры по тракту котла.
При снижении нагрузки котла проводятся следующие действия
— уменьшается общий расход топлива на 3 тчас при работе на мазуте и на 35•10³ нм³час при работе на газе
— уменьшается подача воды на 35÷40 тчас по каждому потоку
— уменьшается подача общего воздуха путем регулирования тяги котла
— при изменении нагрузки или режима котла осуществляется контроль и поддержание номинального соотношения расходов воды и топлива
— при изменении нагрузки котла учитывается следующее условие максимальная скорость нагружения блока не более 35 МВтмин разгрузки – 5 МВтмин.
1.8.2. Регулирование параметров пара
Основной задачей регулирования режима работы котла является получение заданных параметров перегретого пара.
В переходных процессах для своевременного проведения операций необходимо используются опережающие импульсы
— паропроизводительность котла — Fк
— давление свежего пара — Рпе
— температура газов в поворотной камере — Тпк
— температура пара до ВЗ за ППП — Тврч.
В качестве основного параметра регулирования соотношения вода – топливо принимается температура пара в начале перегревательного тракта котла т.е. температура до ВЗ за ППП которую необходимо поддерживать при любом режиме на уровне 440÷460°С путем изменения тепловыделения в топочной камере с использованием опережающих импульсов Fк Рпе Тпк Твр.
Поддержание расчетных значений температуры пара перегревательного тракта котла производится автоматическими регуляторами впрысков.
Для обеспечения необходимого запаса на регулирование температуры свежего пара впрысками расход воды на котел для каждой нагрузки поддерживается на уровне несколько меньшем паропровоизводительности котла.
При нормальных эксплуатационных условиях регулирование расхода воды на впрыск ведется исходя из поддержания расчетных значений температуры пара за впрысками
— впрыск 1 — 450÷460°С
— впрыск 2 — 470÷480°С.
Регулирование температуры вторичного пара осуществляется паровыми байпасами КПП НД -1 К-29 30 и изменением количества рециркуляционных газов не допуская повышения температуры за КПП НД-1 выше 490°С максимальная температура по условиям надежности работы поверхностей нагрева КПП НД-1 равна 510°С. При росте температуры вторичного пара выше 545°С за КПП НД-2 и невозможности ее снижения загрузкой ДРГ – включаются в работу аварийные впрыски одновременно контролируется температура на входе в КПП НД-2.
Без подрегулировки расхода топлива допускаются следующие колебания параметров
— расход воды по каждой нитке — 5 тчас
— расход свежего пара — 10 тчас
— давление пара — 5 ата
— температура перегретого пара — +5-10°С.
1.9. Вопросы экологии при эксплуатации котла ТГМП-314
При сжигании органических топлив образуются различные вредные вещества загрязняющие всю биосферу нашей Земли СО2 NOx SO2 а также особо токсичные вещества пятиокись ванадия и т.п.. Так как в топливном балансе страны увеличилась доля сжигаемого природного газа а при сжигании газа отсутствуют SO2 особо токсичные вещества пятиокись ванадия и т.п. то существенным экологическим аспектом являются оксиды азота NO и NO2.
Существенным источником выбросов оксидов азота являются ТЭЦ крупные котлы ТГМП-314. С целью снижения оксидов азота в дымовых газах до нормируемых значений на газе – 125 мгм3 на мазуте – 250мгм3 на ТГМП-314 ТЭЦ-21 были выполнены следующие мероприятия
Внедрение системы рециркуляции дымовых газов
Двуступенчатое сжигание топлива
Оснащение топок менее токсичными горелками конструкции ОАО Экотоп»
Гидромеханическая обработка мазута
Внедрение системы оптимизации выбросов СОВ-1 на базе автоматического газоанализатора КГА-8С.
Выполненная реконструкция котлов ТГМП-314 на ТЭЦ-21 позволила значительно снизить валовый выброс загрязняющих веществ в атмосферу повысить параметры надежности и экономичности работы оборудования.
1.10. Тепловой расчет котла
1.10.1. Исходные данные и выбор расчетных характеристик
Тип котла ТГМП-314
Паропроизводительность Dп = 1000 тч=27778 кгс
Тепловая мощность котла Q1=720 МДжс
Рециркуляция дымовых газов r=010
Топливо природный газ
Температура топлива tтл=00 С
Теплота сгорания топлива Qнр=3626 МДжм3
На основе заданного типа топлива производим выбор
оптимальных для топлива коэффициентов избытка воздуха в газовом потоке
коэффициента расхода горячего воздуха в горелки топки
температур газо-воздушного тракта
коэффициент располагаемой теплоты
1.10.2. Расход топлива на котел и объемные расходы воздуха и дымовых газов
Коэффициенты для расчета КПД котла и объёмов воздуха и газов
потери теплоты с химическим недожогом
потери теплоты с механическим недожогом
потери теплоты на внешнее охлаждение
зависящие от топлива и изменения теплоемкости газов
С = 060
потери с теплотой массы дымовых газов на выходе из котла
В результате сумма потерь тепла при работе котла составит
Расчётный КПД котла
Полная тепловая мощность котла МДжс будет иметь значение
Расход натурального топлива на котёл м3с
Часовой расход натурального топлива на котёл м3ч
Значения удельных приведенных объемов воздуха
удельный приведённый объем воздуха
удельный приведённый объем газов
доля перетока воздуха в газовый поток в воздухоподогревателе
Расчет теоретических объемов воздуха и дымовых газов
Полный расход воздуха на сжигание топлива в котле м3с подаваемый дутьевыми вентиляторами при температуре холодного воздуха
Полный расход продуктов сгорания на выходе из котла м3с удаляемый в дымовую трубу дымососами
Соотношение характеризует объемные расходы газов и воздуха и при близких значениях развиваемых напоров в газовом и воздушных трактах – относительную степень загрузки затрат мощности дымососов и дутьевых вентиляторов котла.
1.10.3. Тепловые характеристики топочной камеры
Тепловыми характеристиками необходимыми для конструктивного расчета топочной камеры являются
полное тепловыделение в топочной камере топке – QТ кДжм3
воспринятый тепловой поток топочными экранами – qВ кВтм2
удельное тепловосприятие топочных экранов – QЛ кДжм3
расчетные температуры дымовых газов в топочной камере – адиабатная и на выходе газов из пределов топочной камеры .
Полное тепловыделение в топке складывается из теплоты сгорания 1м3 топлива теплоты горячего воздуха поступающего в горелки и дополнительных источников теплоты
Теплота поступающего горячего воздуха равна
Определим среднее тепловое напряжение топочного объема характеризующее возможность полного сжигания топлива в топочной камере
Полученное значение меньше максимально допустимого
1.10.5. Выбор и размещение горелочных устройств.
Выберем нужное количество горелочных устройств для равномерного заполнения горящим факелом топочного объёма. При мощности котла Qк= 400-800 МВт рекомендуемое число горелок nгор = 8-16.
Выберем nгор = 16 размещая их в 2 яруса во встречном двухфронтальном направлении.
Выбираем мощность единичной горелки Qгор = 50 Мвт
Суммарная тепловая мощность всех горелок должна превышать тепловую мощность котла
1.10.6. Выводы
В данной дипломной работе был рассчитан котел ТГМП-314 с расчетной производительностью 1000 тч.
Расчетная поверхность стен потолка и пода топочной камеры котла ТГМП-314 равняется 143936 м2 при температуре на выходе из топки 1280 С.
ширина фронтовой стены топочной камеры равна 17 м
глубина топочной камеры равна 765 м
высота призматической части топочной камеры равна 2174 м
В работе были рассчитаны параметры котла
расход топлива составил 75250 м3ч
расчетный КПД котла равен 95 ηк =095

ГЛАВА ВТОРАЯ. РАСЧЕТ ТУРБИНЫ
2. Турбогенератор Т-250300-240
2.1. Описание тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-250300-240 и котлом ТГМП-314
На ТЭЦ-21 филиале ОАО Мосэнерго» тепловая схема блока 250 МВт выполняется по принципу моноблока “котел — турбина” с параметрами пара на выходе из котла 25 МПа 540°С и 235 МПа 540 °С на входе в турбину.
Турбина Т-250300-240 четырехцилиндровая с одним цилиндром высокого давления двумя среднего и одним двухпоточным цилиндром низкого давления. Количество ступеней – 31.
Турбина имеет 9 отборов пара в том числе два в ЦВД три в ЦСД-I три в ЦСД-II и один в ЦНД.
Промежуточный перегрев пара осуществляется между цилиндрами высокого давления ЦВД и цилиндром среднего давления ЦСД-I.
Система регенеративного подогрева турбины предусматривает подогрев конденсата и питательной воды последовательно в основных эжекторах охладителе пара уплотнений пяти подогревателях низкого давления деаэраторе и трех подогревателях высокого давления.
Подогреватель высокого давления ПВД-7 питается паром из “холодной“ нитки промперегрева. На ПНД-5 пар поступает из выхлопа турбопривода главного питательного насоса. Остальная часть пара из приводной турбины направляется обратно в главную турбину в ЦСД-II перед 23-й ступенью.
В качестве приводной турбины устанавливается противодавленческая турбина Р-12-246. Для питания турбопривода предусмотрен самостоятельный отбор из ЦСД-I за 14-й ступенью. Деаэратор 0686 МПа 7 ата также присоединен к самостоятельному отбору 5 с давлением 0981 МПа.
Подогреватель низкого давления ПНД-3 питается паром верхнего отопительного отбора а ПНД-2 – паром нижнего отопительного отбора.
Подогреватели высокого давления имеют встроенные охладители пара и дренажа. Дренажи подогревателей высокого давления каскадно сливаются в деаэратор 0686 МПа.
Дренаж ПНД-5 сливается в ПНД-4 а оттуда сливным насосом подается в линию основного конденсата. Точно так же осуществляется и отвод дренажа из ПНД-3. Дренаж ПНД-2 сбрасывается в ПНД-1 и далее в конденсатор турбины.
Кроме того в конденсатор поступают дренажи сальникового охладителя эжекторов добавок химобессоленной воды отработанный конденсат БРОУ конденсат системы регулирования турбины конденсат уплотнений КЭН и т.д. Конденсат из конденсатора турбины основными конденсатными насосами подается в деаэратор 0686 МПа через подогреватели эжекторов уплотнений и группу ПНД.
В реальных условиях на ТЭЦ устанавливают две ступени конденсатных насосов. Конденсатные насосы I ступени подают конденсат из конденсатора турбины на БОУ а оттуда на всас конденсатных насосов II ступени которые подают его через группу ПНД в деаэратор 0686 МПа.
Питательная вода из деаэратора поступает к бустерным насосам и далее к основным питательным насосам которые подают ее на парогенератор через группу ПВД.
Пар из уплотнений турбины подается в ПВД-7 ПНД-5 ПНД-1 и сальниковый охладитель СО. Часть пара из уплотнений сбрасывается в конденсатор. Паровоздушная смесь из концевых камер уплотнений сбрасывается эжектором уплотнений. При расходе конденсата менее 1112 кгс ПНД-1 отключается чтобы горячий пар уплотнений не попал в турбину вследствие очень низкого давления в отборе.
В схеме турбоустановки предусмотрен ступенчатый подогрев сетевой воды в сетевых подогревателях ПСГ-1 нижняя ступень пар на который берется из нижнего теплофикационного отбора за 28-й ступенью и ПСГ-2 верхняя ступень с использованием пара из верхнего теплофикационного отбора за 26-й ступенью. Конденсат греющего пара сетевых подогревателей подается конденсатными насосами в линию основного конденсата соответственно за ПНД-2 и ПНД-3. В схеме предусматривается применение пиковых водогрейных котлов для подогрева сетевой воды до 150 °С.
Турбина допускает дополнительные отборы пара
а на разогрев мазута – 1667 кгс из паропровода на промперегрев или выхлопа турбопривода питательного насоса
б на атмосферные деаэраторы – 833 кгс из выхлопа турбопривода
Система регулирования – гидравлическая с гидродинамическими прямыми и обратными связями.
Рабочая жидкость — конденсат с температурой на входе 50 – 70 °С.
2.2. Технические характеристики описание конструкции и принцип работы турбины Т-250300-240
Паровая турбина типа Т-250300-240-2 Уральского турбомоторного завода предназначается для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии в блоке с однокорпусным котлоагрегатом типа Пп-950255 ТКЗ и турбогенератором типа ТВВ-320-2 завода ЭЛЕКТРОСИЛА».
Номинальные значения основных параметров турбоустановки соответствуют
мощность -250 МВт
частота вращения ротора — 3000 обмин
давление свежего пара перед перед стопорными клапанами — 240 ата
температура свежего пара перед стопорными клапанами -540°С
давление пара на выходе из ЦВД — 415 ата
температура пара на выходе из ЦВД — 300°С
давление пара после промперегрева — 375 ата
температура пара после промперегрева — 540°С
расход свежего пара на турбину — 955 тчас
температура питательной воды — 263°С
расход охлаждающей воды — 28000 м3час
температура охлаждающей воды — 20°С
тепловая нагрузка отопительных приборов 605 тчас — 340 Гкалчас
давление в конденсаторе — 0055 ата
Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов обеспечивается при следующих условиях
номинальных параметрах свежего пара и пара после промперегрева
номинальных расходе и температуре охлаждающей воды
полностью включенной регенерации с подогревом в ПВД питательной воды в количестве равном 100 расхода пара на турбину
при работе турбоустановки с 2-х ступенчатым подогревом сетевой воды в сетевых подогревателях
давлении пара в регулирующей ступени – не выше 191 ата
минимальном количестве пара поступающего в конденсатор 50 тчас.
Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды и при пропуске ее через сетевые подогреватели около 7000 тчас составляет
255 МВт при подогреве 35ч 85°С
253 МВт при подогреве 42ч 91°С
250 МВт при подогреве 45ч 95°С.
Максимальная мощность турбины составляет 300 МВт при
отключенных отопительных отборах и отбора собственных нужд
номинальных параметрах свежего пара после промперегрева
полностью включенной регенерации
расходе охлаждающей воды 28000 м3час с температурой 20°С.
При работе турбины с теплофикационной нагрузкой максимальная электрическая мощность определяется диаграммой режимов и предельными давлениями в контрольных ступенях турбины.
Максимальные значения расхода пара на турбину и давления пара в контрольных ступенях турбины не должны превышать предельно допустимые значения
Максимальные значения расхода пара и давления
Таблица 1
ограничение нагрузки по данному критерию производится только при неисправности приборов измерений давления в камере регулирующей ступени.
На всех режимах эксплуатации расход пара в конденсатор не должен превышать 635 тчас.
Максимальная нагрузка турбины ограничивается достижением любого из указанных критериев предельного нагружения.
Турбина Т-250300-240-2 выполнена на сверхкритические параметры пара. Высокое давление потребовало введения промежуточного перегрева пара до 540 °С. Для снижения влажности в последних ступенях турбины при этом получается выигрыш в экономичности.
Введение промежуточного перегрева пара в теплофикационных турбинах дает меньший выигрыш чем в конденсационных. Действительно введение промежуточного перегрева повышает термический КПД цикла за счет присоединения к основному циклу дополнительного имеющего больший термический КПД и за счет снижения потерь от влажности. Для конденсационного потока пара введение промежуточного перегрева столь же выгодно в теплофикационной турбине как и в конденсационной. Однако для потока отбора термической КПД близок к единице поэтому введение промежуточного перегрева для этого потока не дает выигрыша. Отсюда следует что чем больше доля отбора по отношению к общему расходу пара тем меньше выигрыш в величине термического КПД от введения промежуточного перегрева.
Промежуточный перегрев пара в турбоустановке Т-250300-235 потребовал блочной компоновки. Максимальную мощность 300 МВт турбина развивает при конденсационном режиме.
Свежий пар по двум паропроводам диаметром 200мм подводится к двум блокам клапанов расположенных рядом с турбиной. Каждый блок состоит из стопорного и трех регулирующих клапанов от которых десятью гибкими трубами пар подается в четыре тепловых сегмента вваренных во внутреннем корпусе ЦВД. Парораспределение турбины – сопловое.
Во внутреннем корпусе ЦВД расположены одновенечная регулирующая часть и шесть нерегулирующих ступеней пройдя которые пар поворачивает на 180° и расширяется в шести ступенях расположенных в наружном корпусе ЦВД.
Пар покидает ЦВД и двумя трубами диаметром 450мм направляется в промежуточный пароперегреватель из которого с параметрами 368Мпа и 540 °С поступает к двум блокам стопорных и регулирующих клапанов подающих пар в ЦСД-1 по двум патрубкам расположенным в нижней половине корпуса.
ЦСД-1 имеет десять нерегулируемых ступеней. Из ЦСД-1 пар по двум выходным патрубкам расположенным в нижней половине корпуса поступает в две ресиверные трубы из которых по четырем паровпускным патрубкам расположенным в нижней половине корпуса последнего входит в ЦСД-2 таким образом в цилиндр входит два потока пара однако в отличии от обычной схемы двухпоточного цилиндра пар направляется к середине цилиндра.
После расширения в четырех ступенях ЦСД-2 пар поступает в камеру из которой осуществляется верхний теплофикационный отбор двумя трубами в каждом потоке из нижней половины корпуса. После двух последних ступеней потоки пара сливаются в один. Значительная часть пара по четырем паропроводам направляется в сетевой подогреватель нижний теплофикационный отбор а остальной пар по двум перепускным трубам расположенным в верхней половине корпуса с давлением 50-150 кПа поступает в ЦНД.
ЦНД – двухпоточный с тремя ступенями в каждом корпусе. На входе в каждый поток установлена одноярусная поворотная регулирующая диафрагма. Обе диафрагмы приводятся одним сервомотором. Последняя ступень имеет рабочую лопатку длинной 940мм при среднем диаметре 2390мм что создает суммарную торцевую площадь выхода 141 м2.
При номинальном режиме температуре охлаждающей воды 20°С и ее расходе 28 000 м3ч давление в конденсаторе равно 58 кПа.
Регенеративная система включает пять ПНД деаэратор и три ПВД. Температура питательной воды 274 °С. Питательный насос приводится паровой турбиной питаемой из первого нерегулируемого отбора ЦСД-2.
Установка для подогрева сетевой воды использует тепло теплофикационного отбора и отсоса пара из уплотнений. При номинальном режиме установка обеспечивает нагрев 5390 тч воды примерно с 35 до 100 °С.
Валопровод турбоагрегата состоит из пяти роторов. Роторы ЦВД и ЦСД-1 соединены жесткой муфтой полумуфты которой откованы заодно с валом. Между этими роторами со стороны ЦВД помещен один комбинированный опорно-упорный подшипник. Роторы ЦСД-1 и ЦСД-2 а так же ЦСД-2 и ЦНД соединены полугибкими муфтами. Для присоединения ротора турбины к генератору использована жесткая муфта.
Корпуса подшипников в которых расположены вкладыши ЦВД ЦСД-1 и левая опора ЦСД-2 опираются на фундаментальные рамы. Остальные два подшипника встроены в выходные патрубки ЦНД и в них помещены вкладыши ротора ЦНД и смежных роторов ЦСД-2 и генератора.
Ротор ЦСД-1 цельнокованный. Для уравновешивания осевого усилия выполнен разгрузочный поршень большого диаметра расположенный в области переднего концевого уплотнения. Корпус ЦСД-1 – литой из двух половин соединенных фланцевым горизонтальным разъемом. Корпус имеет четыре обоймы первая из которых отлита заодно с корпусом и образует кольцевую паровыпускную коробку а остальные обоймы установлены в нем. В межобойменных пространствах размещены патрубки нерегулируемых отборов на подогреватели.
ЦСД-2 является уникальной конструкцией. Ротор ЦСД-2 выполнен сборным рабочие диски первых трех ступеней имеющие относительно небольшие размеры посажены на вал с натягом на осевых шпонках а диски остальных ступеней передают крутящий момент при временном ослаблении посадки на валу с помощью торцевых шпонок.
Корпус ЦСД-2 состоит из трех частей каждая из которых имеет горизонтальный разъем. Паровпускные концевые части выполнены литыми средняя – сварной между собой они соединены фланцевыми соединениями. Сбоку в нижних половинах каждой из паровпускных частей расположены по два паровпускных патрубка диаметром 600мм а внизу – по два патрубка диаметром 1000мм верхнего теплофикационного отбора. В нижней половине средней части расположены четыре патрубка диаметром 13м нижнего теплофикационного отбора а в верхней части – два патрубка диаметром 18м для перепуска в ЦНД.
Каждый поток ЦСД-2 имеет три обойма пространство между которыми использовано для размещения патрубков отбора.
Ротор ЦНД – сборный. По три откованных диска каждого потока насажены на вал с натягом. Рабочие лопатки первых двух ступеней имеют вильчатые хвосты а последней ступени – мощный зубчиковый хвост.
Корпус ЦНД – сварной конструкции с внутренним корпусом. Нижняя половина внутреннего корпуса свободно подвешена в нижней половине наружного корпуса на уровне горизонтального разъема и процентрирована по отношению к ней с помощью двух вертикальных шпонок расположенных на оси паровпуска. Верхняя половина внутреннего корпуса устанавливается на контрольных винтах на нижней и приболчивается к ней. Два паровпускных патрубка в верхней половине и два патрубка отбора пара в первый по ходу конденсата ПНД соединены с внешним корпусом посредством волнистых компенсаторов которые допускают свободное тепловое расширение внутреннего корпуса по отношению к наружному. Привод регулирующей диафрагмы выполнен так же как и в турбине Т-100-128.
Характерной особенностью конструкции ЦНД является высокое расположение опорного пояса. Это связано с большими колебаниями температуры выходных патрубков и высокой возможностью расцентровок связанных с режимами работы теплофикационных турбин.
Корпуса ЦВД ЦСД-1 и ЦСД-2 имеют лапы с помощью которых они опираются на корпуса подшипников в плоскости горизонтального разъема. Между лапами и опорами установлены поперечные шпонки позволяющие свободное относительно опор тепловое расширение корпусов но не допускающие взаимного осевого смещения.
Совмещение вертикальных плоскостей всех корпусов подшипников и цилиндров выполнено посредством вертикальных шпонок.
ЦСД-2 имеет дополнительные боковые опоры непосредственно на фундамент.
Турбина имеет единственный фикспункт образованный пересечением осей продольных шпонок ЦНД расположенных на опорном поясе и двух поперечных шпонок установленных на опорном поясе в зоне выходного патрубка смежного с генератором. От фикспункта вдоль продольных шпонок проходит тепловое расширение всех цилиндров и корпусов подшипников.
Удельный расход теплоты на конденсационном режиме при мощности 300 МВт равен 8150 кДжкВт•ч.
Системы смазки и регулирования в турбине Т-250300-240 разобщены. В системе смазки используется турбинное масло а в системе регулирования – конденсат.
Смазка подшипников турбины генератора питательного турбонасоса и электронасоса производится двумя масляными электронасосами переменного тока один из которых – резервный. В качестве аварийных используется два электронасоса постоянного тока. Кроме того в крышках подшипников предусмотрены масляные емкости заполняемые при нормальной работе насосов масло из которых используется при переключении насосов и в аварийных ситуациях. В масляном баке вместимостью 66м3 установлены три маслоохладителя один из которых может быть отключен для чистки.
Отличия принципиальной схемы системы регулирования и защиты турбины Т-250300-240 от рассмотренной выше схемы регулирования турбины Т-100-128 связаны с использованием промежуточного перегрева пара. Исполнительными органами системы являются два сервомотора регулирующих клапанов ЦВД два сервомотора регулирующих клапанов ЦСД и сервомотор регулирующей диафрагмы. Клапаны ЦСД работают только в диапазоне малых нагрузок а так же для удержания турбины на холостом ходу при резком сбросе нагрузки. Работой этих органов управляет мембранно – ленточный регулятор частоты вращения и регулятор давления. В системе регулирования предусмотрены электронный регулятор тепловой нагрузки обеспечивающий регулирование режима установки подогрева сетевой воды и электрогидравлический преобразователь повышающий быстродействие системы.
Система защиты турбины от разгона включает сдвоенный кольцевой автомат безопасности его золотники и гидравлические связи обеспечивающие при разгоне ротора посадку стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД и закрытие регулирующей диафрагмы. При закрытии стопорных клапанов ЦВД подается сигнал на принудительное закрытие обратных клапанов на линиях теплофикационных и нерегулируемых отборов.
2.3. Материалы применяемые для изготовления деталей и узлов паровой турбины
Большинство деталей паровых тур¬бин выполняют из углеродистых или легиро¬ванных сталей.
Углеродистая сталь — сплав железа и уг¬лерода с содержанием последнего 005—17. В турбостроении используют только качест¬венные конструкционные стали — стали для которых завод-изготовитель гарантирует меха¬нические свойства и химический состав. Мар¬ка таких сталей обозначается числом указы¬вающим содержание углерода в сотых долях процента. Например в стали 10 содержится 01 углерода. В табл. 2 приведены минимально допус¬тимые механические характеристики некото¬рых качественных сталей и область их при¬менения.
Свойства некоторых качественных углеродистых сталей и область их применения
Таблица 2
Иногда можно встретить и обозначения другого типа которые обычно носят временный характер. На¬пример сочетания букв ЭИ и ЭП означают соответст¬венно электросталь исследовательская и электросталь пробная а следующие за ними цифры — порядковый номер.
Основные детали турбин Т-250300-235 изготовлены из высоколегированных сталей
Цилиндр высокого давления
Ротор ЦВД Р2МА
Корпус ЦВД 15ХМЛ
Лопатка рабочая ЦВД
Первая – шестая ступень 1Х11МФШ Бандаж 2Х12ВНМФ
Седьмая – двенадцатая ступень 2Х13 Бандаж 2Х13Ш
Обойма уплотнения 15Х1М1ФЛ
Кольцо уплотнительное сегментное 12ХМФ
Диск уплотнительный Х18Н9Т
Шпильки разъёма цилиндра 20Х1М1Ф1
Цилиндр среднего давления
Ротор ЦСД Р2МА
Корпус ЦСД 15ХМЛ
Колесо рабочее 34ХН1МА
Лопатка рабочая ЦСД
Тринадцатая – четырнадцатая ступень 2Х12ВНМФШ бандаж 2Х12ВНМФШ
Пятнадцатая – девятнадцатая ступень 1Х11МФШ бандаж 2Х12ВНМФ
Двадцатая – двадцать вторая ступень 2Х13Ш бандаж 2Х13Ш
Цилиндр низкого давления
Ротор ЦСД Р2МА
Колесо рабочее 34ХН3М
Титановые сплавы яв¬ляются перспективным материалом для рабо¬чих лопаток паровых турбин который позво¬ляет увеличить единичную мощность турбоаг¬регата. Титановый сплав имеет плотность 450 кгм3 что почти вдвое меньше плотности сталей. Вместе с тем его прочность а и ств находится на уровне прочности сталей. Поэтому его применение для вращающихся рабочих лопаток последних ступеней позволя¬ет увеличить площадь выхода пара.
2.4. Маслоохладители
Система маслоснабжения СМ и уплотнения генератора турбин Т-250300-240 ТМЗ ст. 8 9 ТЭЦ-21 — филиала ОАО Мосэнерго СМ предназначена для снабжения маслом системы смазки подшипников турбины и питательных насосов создания масляного клина между поверхностью баббитового вкладыша подшипника и ротора турбины а также реализации уплотнения водорода в подшипниках генератора и отвода тепла от рабочей поверхности вкладыша.
Маслоохладители предназначены для охлаждения масла циркулирующих в системе маслоснабжения – маслоохладители системы смазки и системы уплотнений ТГ.
На ТЭЦ – 21 применяется турбинное масло марки Тп-22С турбинное с присадками 22 — показатель вязкости селективной очистки ТУ-38.101.821-83 которое содержит антиокислительную антикоррозионную и деэмульгирующую присадки.
На ТЭЦ – 21 установлен маслоохладитель типа МБ-125-165. Представляет собой цилиндрический двухпоточный теплообменник с двухходовым водяным пучком и межтрубным пространством через которое движется охлаждаемое масло.
Маслоохладитель МБ-125-165 выполнен однокорпусным прямотрубным вертикального типа и состоит из
— корпуса сварного с патрубками для входа и выхода масла
— трубной системы с трубными досками и перегородками
— камеры водяной верхней с крышкой
— камеры водяной нижней с патрубками входа выхода и смотровыми люками.
Нагретое масло поступает внутрь корпуса через патрубок входа и направляясь перегородками движется в межтрубном пространстве в продольно-поперечном направлении снизу вверх.
Охлажденное масло выходит через патрубок расположенный в верхней части корпуса.
Маслоохладитель выполнен двухходовым по воде для чего нижняя водяная камера разделена перегородкой на два отсека. Охлаждающая вода поступает через патрубок в первый отсек нижней водяной камеры и сделав два хода по трубкам попадает во второй отсек нижней водяной камеры из которого удаляется через патрубок. Основные элементы камеры изготовлены из коррозионностойкой стали 12Х18Н10Т ГОСТ 5632-72.
Трубная система модернизированного маслоохладителя МБ-125-165 набирается из профилированных коррозионностойких материал 08Х18Н10Т ГОСТ 5632-72 трубок Ш 16х08мм. Концы трубок развальцованы в трубных досках выполненных из стали 12Х18Н10Т ГОСТ 5632-72.
Трубная система имеет поперечные дисковые и кольцевые перегородки которые направляют поток масла в корпусе и одновременно служат промежуточными опорами для теплообменных трубок. Расстановка перегородок и разбивка трубного пучка оптимизированы на основе разработок УГТУ-УПИ.
С целью повышения эффективности работы маслоохладителя в верхней и нижней частях трубной системы установлены специальные съёмные кожухи обеспечивающие дополнительные ходы охлаждающего масла в межтрубном пространстве.
Для устранения протечек масла помимо трубного пучка на кольцевые перегородки установлены сегментные уплотнения выполнение из фторопластовой ленты лента Ф-4 ПН 05 ГОСТ 24222-80.
Нижняя трубная доска зажата между фланцами нижней водяной камеры и корпуса.
Верхняя трубная доска имеет эластичное диафрагменное соединение с корпусом. Диафрагма выполнена из стали 12Х18Н10Т и по внутренней окружности зажимается шпильками между верхней трубной доской и фланцем верхней водяной камеры. По наружной окружности диафрагма зажимается между прижимным кольцом и фланцем корпуса. Такое соединение предохраняет трубную систему от нарушения герметичности при тепловом расширении.
Верхняя водяная камера имеет съёмную крышку для осмотра и очистки трубок маслоохладителя без нарушения герметичности масляной полости. Уплотнительная поверхность под съёмной крышкой выполнена под резиновый шнур диаметром 8мм. На крышке имеется резьбовое отверстие G12-B для установки крана-воздушника.
На нижней трубной доске выполнено резьбовое отверстие G12-B под кран для взятия проб масла а в верхнем фланце корпуса такое же отверстие для установки крана выпуска воздуха.
На нижней водяной камере имеются люки для очистки и осмотра камеры. Уплотнительная поверхность под лючком выполнена под резиновый шнур диаметром 8мм.
На патрубках маслоохладителя имеются бобышки с резьбой М27X2 и М20X15 для присоединения контрольно-измерительных приборов.
Маслоохладитель укомплектован термометрами с оправами для обеспечения контроля за работой а так же пробно-спускными кранами для выпуска воздуха из масляной и водяной полостей и отбора проб масла.
Технические данные и характеристики маслоохладителя МБ-125-165
Для ступеней с парциальным подводом пара допускаемые напряжения не должны превышать 25 МПа следовательно хорда профиля остается прежней b2 = 55 см.
Процесс расширения пара в Н S – диаграмме для ступени с учетом всех потерь энергии
2.5.3. Эскиз одновенечной регулирующей ступени
2.5.4. Выводы
В данной дипломной работе рассмотрена турбина Т-250300-240 УТМЗ.
Приведено описание турбины основные параметры и критерии надежности. Представлено описание тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-250300-240 установленной на ТЭЦ-21 филиала ОАО Мосэнерго».
Проведен расчет регулирующей ступени турбины Т-250300-240 в результате которого определены геометрические размеры сопловой и рабочей лопаток.
Из атласа профилей выбран сопловой профиль С-90-12А и найдено число сопловых лопаток в решетке также из атласа профилей выбран профиль рабочей лопатки Р-26-17А
Построены треугольники скоростей процесс расширения пара в h s-диаграмме для ступени с учетом всех потерь энергии.
Также представлен эскиз одновенечной регулирующей ступени.
2.5.5. Реконструкция ЦВД
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ЦВД
Реконструкция проточной части ЦВД проводилась по разработанной НПП АРМС» и согласованной ЗАО УТЗ» конструкторской документации и предусматривала замену надбандажных уплотнений 2-12 ступеней на модернизированные сотовые.
Установка вставок сотовых надбандажных уплотнений при реконструкции
проточной части ЦВД турбины типа Т-250300-240 УТЗ.
Фрагмент сотовой вставки надбандажного уплотнения ЦВД
Установка сотовых надбандажных уплотнений в проточную часть ЦВД турбины Т-250300-240 выполняется в козырьки диафрагм. Конструктивно соты имеют форму шестигранных ячеек с диаметром вписанной окружности равной 15 мм изготавливаются из жаростойкой хромоникелевой фольги толщиной 005 мм и припаиваются к вставкам — сотоблокам из которых набирается кольцо для последующей установки в диафрагму. Конструкции крепления сотоблока к козырьку диафрагмы за счет установки штифтов обеспечивает гарантированную надежность соединения.
Кроме того на бандажах рабочих лопаток при необходимости производится наварка восстановление уплотнительных усов.
Использование сотовых уплотнений позволяет уменьшить радиальные зазоры по уплотнениям до 05 мм.
Доработка деталей и установка сотовых уплотнений производилась по разработанному на реконструкцию надбандажных уплотнений 2-12 ступеней ЦВД турбины Т-250300-240-2 маршрутно-технологическому процессу АРМС.019.000 МТ персоналом специализированного ремонтного предприятия ЗАО ЦРМЗ» и включала выполнение следующих основных технологических операций
восстановление или приварку гребней на бандажах РВД
обработку статорных деталей ЦВД под установку сотовых вставок
установку сотовых вставок на обработанные детали статора турбины
расточку рабочей поверхности установленных сотовых вставок в окончательный размер
сборку проточной части ЦВД.
Выводы.
В результате анализа показателей экономичности ЦВД полученных при проведении сравнительных тепловых испытаний паровой турбины типа Т-250300-240 до и после установки надбандажных уплотнений сотового типа на 2-12 ступенях цилиндра можно сделать следующие выводы
прирост внутреннего относительного КПД ЦВД на режимах близких к номинальному составляет 168 приблизительно 15 МВт что соответствует расчетным значениям завода-изготовителя выполненным для данного объема реконструкции.
сопоставление величин внутреннего относительного КПД ЦВД на режимах с включенной и отключенной регенерацией высокого давления до и после установки надбандажных сотовых уплотнений на 2-12 ступенях ЦВД показало что расхождение указанных величин изменилось от 11 до реконструкции до 02 после реконструкции что подтверждает повышение экономичности цилиндра и эффект модернизации в целом.
при оснащении надбандажными сотовыми уплотнениями регулирующей ступени ЦВД а также ступеней ЦСД можно ожидать более заметного увеличения показателей экономичности турбоустановки.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ. РЕЖИМНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА
3.1. Введение
Известно что при сжигании органических топлив образуются различные вредные вещества загрязняющие всю биосферу Земли двуокись углерода различные формы оксидов азота и серы окись углерода а также особо токсичные вещества такие как пятиокись ванадия или органические соединения. Происходит образование и выброс парниковых газов в первую очередь СО увеличение концентрации которых в атмосфере может привести к увеличению температуры на земле.
С 80-х годов по настоящее время в топливном балансе нашей страны непрерывно увеличивалась доля природного газа. В 1999 году она составила 65 что более чем в три раза выше среднемирового значения использования природного газа в энергетике.
3.2. Основные свойства оксидов азота механизмы образования методы борьбы с выбросами оксидов азота
Среди различных форм оксидов азота N2O NO N2O3 NO2 N2O4 N2O5  практическое значение в экологическом аспекте имеют оксид и диоксид NO и NO2 сумму которых в пересчете на NO2 принято обозначать как NOx. Оксид азота прозрачный бесцветный газ превращающийся в жидкость при температуре -1517 C и атмосферном давлении.
Это химически малоактивный плохо растворимый в воде газ. Оксиды азота образующиеся при сжигании топлив и содержащиеся в дымовых газах на 97-99 состоят из NO. Монооксид азота относительно менее токсичен установленные в России величины максимально разовой и среднесуточной предельно допустимой концентрации для NO соответственно равны ПДКРNO =04 мгм3 ПДКСNO =006 мгм3. Однако в шлейфе дымовых газов происходит доокисление NO до NO2 а токсичность NO2 в несколько раз превосходит токсичность NO.
NO2 более активный в химическом отношении газ красно-бурого цвета с удушливым и резким раздражающим запахом. NO2 хорошо растворим в воде легко сжижается при атмосферном давлении и 2115C в красно-бурую жидкость которая при t=102 C твердеет образуя бесцветные кристаллы. Диоксид азота оказывает отрицательное влияние на здоровье людей. Проявляется это прежде всего поражением дыхательной системы легких. Крайне опасным для жизни может оказаться даже кратковременное вдыхание воздуха с концентрацией диоксида азота =200500 мгм3.
Согласно принятым в России нормативам концентрация оксидов азота в сухих дымовых газах энергетических котлов при QT>300 Мвт и =14 при сжигании газа не должна превышать 125 мгм3 при сжигании мазута 250-300 мгм3
Основными источниками антропогенных выбросов NOX являются топливосжигающие установки ТЭС ТЭЦ и автомобильный транспорт дающие 80-90 выбросов оксидов азота а остальное приходится на технологические выбросы других отраслей промышленности. Доля выбросов автомобильного транспорта постоянно растет из-за резкого увеличения числа автомобилей. Но и доля энергетики остается также весьма значительной.
При этом существенный вклад в этот выброс дают крупные котлы СКД. Поэтому одна из основных задач – это снижение концентрации оксидов азота в дымовых газах этих котлов до нормируемых величин которая достаточно успешно решается без больших капитальных затрат применением методов рациональной организации процессов сжигания топлив.
В настоящее время методы снижения выбросов NOX в атмосферу можно разделить на две группы
— методы очистки дымовых газов от уже образовавшихся оксидов азота селективное каталитическое и некаталитическое восстановление NO до N2
— методы рациональной организации процесса сжигания топлива режимно-технологические методы
В свою очередь режимно-технологические методы подавления образования оксидов азота можно условно разбить на три основные группы
— методы основанные на снижении максимальной температуры в зоне горения рециркуляция дымовых газов снижение температуры горячего воздуха ввод добавочной влаги в зону горения применение двусветных экранов и др.
Так например для снижения выбросов оксидов азота при сжигании жидкого и газообразного топлива широкое применение получила рециркуляция дымовых газов в топочную камеру. Рециркуляция дымовых газов  это подача части продуктов сгорания отбираемых за водяным экономайзером или воздухоподогревателем обратно в топочную камеру что обеспечивает снижение температуры факела и выравнивание температурных полей. Это позволяет существенно снизить образование термических оксидов азота. Эффективность рециркуляции газов сильно зависит от степени рециркуляции r и от способа ввода газов рециркуляции. Ниже на графике показано влияние способа ввода и степени рециркуляции газов на снижение концентрации оксидов азота при сжигании природного газа.
1- в под топки 2- через шлицы под горелками 3- во вторичный воздух 4- в воздухопровод перед горелками 5- в топливо.
Эффективность этого метода возрастает с увеличением степени рециркуляции газов и при их вводе в зону активного горения. При подаче газов рециркуляции в под топки или выше зоны активного горения подавление оксидов азота практически отсутствует.
— методы основанные на снижении концентрации окислителя в зоне генерации NОx сжигание топлива с минимальным избытком воздуха нестехиометрическое и ступенчатое сжигание применение горелок с затянутым смесеобразованием и др.
Эффективными методами снижения образования оксидов азота являются ступенчатое и стадийное сжигание топлива которые представляют собой нетрадиционные способами сжигания топлива с организацией в топочной камере раздельных восстановительной 1 и окислительной 12–125 зон горения при сохранении традиционных избытков воздуха на выходе из топочной камеры. Генерация оксидов азота в первой зоне тормозится из-за недостатка кислорода а на последующих из-за относительно низкого уровня температур за счет больших объемов воздуха. Кроме того образовавшиеся на первой стадии горения продукты неполного сгорания СО Н2 СН4 создают зону с восстановительной средой и оксиды азота частично восстанавливаются до молекулярного азота. Этот метод позволяет снизить выбросы как термических так и топливных оксидов азота.
При стадийном сжигании осуществляется перераспределение подачи воздуха или топлива между ярусами горелок. При ступенчатом сжигании через основные горелки подается топливо с недостатком воздуха 1 а остальная часть воздуха подается далее по факелу через специальные шлицы сопла или отключенные по топливу горелки верхних ярусов. Подача недостающего воздуха может быть организована как над основными горелками так и c противоположной стены топки навстречу факелу.
Применение ступенчатого и стадийного сжигания и топлива на действующих котлах позволяет существенно снизить выбросы оксидов азота до 50-60 но вместе с тем обычно приводит к увеличению химического и механического недожога топлива к снижению КПД котла от практически незначительного до 1 увеличению выброса бензапирена. При проектировании новых котлов эти недостатки могут быть в значительной мере устранены. При сжигании высоко сернистых топлив не рекомендуется длительная эксплуатация котлов в режиме ступенчатого сжигания из-за интенсификации высокотемпературной коррозии экранных труб в зоне с недостатком воздуха 1.
Также можно отметить что ввод влаги в зону горения позволяет снизить температуру в факеле что приводит к подавлению образования термических оксидов азота. Поэтому впрыск влаги используется при сжигании газа и мазута. Для достижения наилучшего результата ввод влаги следует осуществлять в ядро горения локальный дозированный впрыск. Более эффективным является ввод в зону горения воды а не пара так как на ее испарение расходуется дополнительное тепло что позволяет снизить максимальную температуру в топке в большей степени. Подача воды осуществляется через форсунки которые обычно устанавливаются в горелочных устройствах. Можно с этой целью использовать паровые каналы в мазутных форсунках.
Ввод влаги в зону горения позволяет также снизить химический недожог топлива так как при высоких температурах происходит диссоциация паров воды
Н2О  ОН + Н.
Гидроксил ОН доокисляет продукты химического недожога поэтому топливо можно сжигать при меньших избытках воздуха что позволяет дополнительно снизить образование оксидов азота и повысить КПД котла. Ввод влаги в зону горения позволяет снизить образование бензапирена.
С увеличением подачи влаги эффективность подавления оксидов азота увеличивается но снижается КПД котла так как увеличивается объемный расход уходящих газов и растет количество теплоты затраченной на испарение воды. При малом вводе влаги в зону горения отсутствует эффект снижения образования оксидов азота а при большом — существенно снижается КПД котла. Поэтому целесообразно использовать впрыск влаги равный 5-15 от расхода топлива частично компенсировав снижение КПД котла сжиганием топлива с меньшими избытками воздуха.
— специальные методы сжигания сжигание в кипящем слое предварительная термическая обработка топлива применение специальных горелок и др..
Можно сказать что это условное разбиение так как многие режимы одновременно влияют на несколько определяющих факторов.
На газомазутных котлах практическое применение получили несколько методов чаще это сочетание нескольких методов
-ступенчатого сжигания топлива с рециркуляцией дымовых газов в
зону горения
-ступенчатого сжигания и рециркуляции дымовых газов с вводом
добавочной влаги в зону горения
-установка полуподовых горелок компоновка ТКЗ в сочетании со ступенча- тым сжиганием и рециркуляцией дымовых газов
-установка горелок с пониженным выходом оксидов азота типа горелок двухступенчатого сжигания.
В качестве примера режимно-технологических методов подавления образования оксидов азота рассмотрим реконструкцию котла ТГМП-314 ТЭЦ-21 ОАО Мосэнерго».
Реконструкция топочно-горелочных устройств была разработана предприятием ОАО Экотоп» и заключалась в замене четырех циклонных предтоков на шестнадцать прямоточно-вихревых горелок тангенциальной компоновки устанавливаемых на топочных экранах а также в монтаже выше горелок восьми сопл вторичного дутья. Кроме того частичной реконструкции подверглись поверхности нагрева и вспомогательное оборудование.
Испытания котла при сжигании газа были в диапазоне нагрузок котла 059 – 097 Дном.
3.3. Краткое описание проведенной реконструкции и результаты проведенных испытаний
На котле в качестве горелочных устройств до реконструкции были установлены четыре циклонных предтока размещенные в один ряд встречно по два циклона на фронтовой и задней стенах топки на отметке 488 м.
Вместо циклонов на фронтовой и задней стенах топки смонтированы прямоточно-вихревые горелки обеспечивающие двухвихревое сжигание топлива за счет тангенциальной компоновки.
Топочная камера условно делится на две полутопки примерно квадратного сечения. На фронтовой и задней стенах НРЧ в два яруса на отметках 4310 мм и 7525 мм устанавлены шестнадцать горелок под углом к экранам крайние фронтовые и средние тыловые – 190 крайние тыловые и средние фронтовые – 37 0 так что в центре каждой полутопки образуется вертикальный вихрь с диаметром условной окружности 1500 мм. Направление вращения вихрей – встречное в левой полутопке – по часовой стрелке в правой – против.
Над верхними горелками на отметке 11410 мм установлены 8 сбросных сопл 450х450 мм которые также образуют вихри с диаметром окружности 1500 мм но с направлением вращения обратным горелочным.
Горелочное устройство представляет собой короб прямоугольного сечения в выходной части высотой 1472 мм и шириной 496 мм разделенный по высоте на три равновеликие секции. В каждую секцию помещен специальный завихритель диаметром 273 мм в центре которого установлена внутренняя втулка диаметром 89 мм с установленной в неё трубой диаметром 76 мм. В трубы центральных секций устанавливаются паромеханические форсунки для сжигания мазута в других секциях трубы диаметром 76 мм используются как гляделки.
В канале прямоточного воздуха горелки установлена труба диаметром 89 мм для запальника и труба диаметром 57 мм для датчика контроля пламени горелки.
В горелке принята трубчатая подача газа. В каждой секции кроме горелок верхнего яруса вокруг завихрителя расположены шесть газораздающих труб диаметром 57 мм с насадками выполненными из стали 12Х18Н10Т. В торцевой части насадок приварены донышки с отверстиями для выхода газа. Каждая из насадок имеет шесть отверстий диаметром 112 мм три из которых установлены в направлении параллельном оси трубы а три повернуты под углом 450 в сторону центра завихрителя.
Все горелки оснащены ЗЗУ. На подводе газа к каждой горелке установлен ПЗК.
Ниже приведена компоновочная схема прямоточно-вихревых горелок где В – воздушный канал ГМ – канал подачи газа и мазута Г – газовый канал цифры указывают номер горелочного устройства.
После завершения реконструкции испытания котла проводились с целью составления режимной карты котла и кроме того проводились испытания топки и горелок котла с целью определения выбросов оксидов азота.
Ниже представлена схема двухвихревого сжигания топлива в котле
Измерения параметров кола выполнялись в соответствии с методикой испытаний котельных агрегатов.
Расход перегретого пара питательной воды топлива определялись по показаниям штатных средств измерений с введением поправок когда это необходимо на отклонение параметров среды от расчетных. Температура пара питательной воды дымовых газов воздуха разряжения и давления по газовоздушному тракту и топлива фиксировались по показаниям штатных средств измерений.
В дополнение к штатным средствам измерения применялась схема измерений экспериментального контроля при помощи которой контролировались следующие параметры
— содержание О2 СО NОх за конвективным пароперегревателем низкого давления
— то же за дымососами
— перепад разряжений по конвективной шахте котла.
Концентрация оксидов азота содержание кислорода и СО в дымовых газах измерялись переносным газоанализатором.
Для сопоставления величин концентрации оксидов азота в опытах с разными коэффициентами избытка воздуха включены значения NOх приведенные к коэффициенту избытка воздуха 14.
При составлении режимных карт котла в первую очередь учитывались показания штатных средств измерения.
Значительный интерес при проведении испытаний сводился к определению выбросов оксидов азота после проведенной реконструкции котла для оценки ее эффективности с точки зрения снижения выбросов оксидов азота.
До реконструкции котла на номинальной нагрузке при отключенной рециркуляции газов и оптимальном коэффициенте избытка воздуха 105 величина концентрации оксидов азота находилась на уровне 1100 ÷ 1150 мгм3. Включение одного ДРГ r=01 приводило к снижению концентрации оксидов азота до 480 мгм3. Здесь и далее по тексту будут приводиться значения оксидов азота приведенные к нормальному коэффициенту избытка воздуха 140.
Ниже приведены графики зависимости концентрации оксидов азота от коэффициента избытка воздуха в диапазоне нагрузок котла 059 ÷ 097 Dном.
Из графиков видно что характер изменения оксидов азота в принципе аналогичен во всем исследуемом диапазоне нагрузок котла за исключением того что влияние величины коэффициента избытка воздуха тем существенней чем выше паропроизводительность котла. Так при увеличении коэффициента избытка воздуха на 01 увеличение концентраций оксидов азота на нагрузках котла 097 077 059 Dном соответственно составляет 50 30 и 10 мгнм3. Это можно объяснить тем что снижение нагрузки котла уже само по себе является фактором уменьшающим величину эмиссии оксидов азота и кроме того при снижении нагрузки до 06Dном возрастает величина доли рециркулирующих газов с 017 до 044 – второго фактора действующего на снижение концентрации оксидов азота.
На приведенном ниже графике показано изменение доли рециркулирующих газов от паропроизводительности и числа работающих дымососов рециркуляции газов.
При работе одного ДРГ максимальная доля рециркулиющих газов при паропроизводительности котла 1000 тч составляет 008 ÷ 009 при подключении второго ДРГ – 015 ÷ 016. При уменьшении нагрузки котла до 06Dном доля рециркулиющих газов соответственно увеличивается до 030 ÷ 031 и 043 ÷ 044.
На следующих графиках представлены зависимости концентрации оксидов азота от доли рециркулирующих газов при паропроизводительности котла 059 ÷ 097 Dном.
Из графиков видно что при паропроизводительности 955 ÷ 970 тч избытке воздуха α=105 подаче воздуха на вторичное дутье и отключенных ДРГ концентрация оксидов азота составляет 250 мгм3 в то время как до реконструкции в сопоставимом режиме – 1100 мгм3.
Таким образом за счет замены горелочных устройств организации вихревого сжигания топлива и двухступенчатого сжигания топлива произошло снижении эмиссии оксидов азота при отключенных ДРГ более чем в четыре раза. При включении на полную нагрузку одного ДРГ концентрация оксидов азота снижается до 140 ÷ 150 мгм3 что более чем в три раза меньше чем до реконструкции а при включении в работу двух ДРГ на полной нагрузке концентрация NOх уменьшается до 80 ÷ 90 мгм3.
При снижении паропроизводительности котла до 760 и 600 тч концентрация оксидов азота при отключенных ДРГ составляет соответственно 130 ÷ 140 мгм3 и 70 ÷ 80 мгм3 а при полностью загруженных дымососах 40 ÷ 50 мгм3 и 30 ÷ 35 мгм3.
Далее на графиках приведены зависимости концентрации оксидов азота от паропроизводительности котла.
Графики показывают что концентрация оксидов азота при коэффициенте избытка воздуха 1035 ÷ 104 полностью загруженных ДРГ и паропроизводительности 1000 тч составила 95 ÷ 100
мгм3. При снижении паропроизводительности до 600 тч концентрация NOх уменьшается до 30 ÷ 35 мгм3.
По данным проведенных испытаний были составлены режимные карты котла в диапазоне нагрузок 600 ÷ 1000 тч с двумя и с одним работающими ДРГ а также при отключенных ДРГ.
После замены циклонов на шестнадцать прямоточно-вихревых горелок коэффициент полезного действия брутто» при сжигании природного газа приведенный к температуре воздуха на входе в РВП 300С при паропроизводительности котла 1000 тч и степени рециркуляции газов 017 ÷ 016 составил 938 ÷ 939 .
Горелочные устройства в сочетании с вихревым способом горения топлива обеспечивают сжигание газа на номинальной нагрузке с двумя работающими ДРГ практически без химнедожога СО ˂ 50 ÷ 70 ррm с коэффициентом избытка воздуха 104 ÷ 1045. Снижение нагрузки котла до 600 тч приводит к увеличению α до 106 ÷ 1065.
Концентрация оксидов азота при коэффициенте избытка воздуха 1035 ÷ 104 двух полностью загруженных ДРГ и паропроизводительности котла 1000 тч составила 95 ÷ 100 мгнм3 а при нагрузке 600 тч — 30 ÷ 35 мгнм3.
Отключение при паропроизводительности котла 1000 тч одного ДРГ приводит к увеличению концентрации оксидов азота до 150 ÷ 160 мгнм3 двух ДРГ – до 230 ÷ 240 мгнм3.
Таким образом за счет замены горелочных устройств и организации двухступенчатого сжигания топлива и вихревого горения эмиссия оксидов азота при отключенных ДРГ снизилась с 1100 ÷ 1150 мгнм3 до 230 ÷ 240 мгнм3 т.е. более чем в четыре раза.
При работе одного ДРГ концентрация оксидов азота снизилась с 480 мгнм3 до 140 ÷ 150 мгнм3 т.е. более чем в три раза.
Однако стоит отметить что приведенная температура уходящих газов при номинальной нагрузке котла и двух работающих ДРГ составляет 139 ÷ 1400С против 1270С по расчету котла. Температура уходящих газов снижается с уменьшением доли рециркулирующих газов. Так при одном работающем ДРГ она снижается до 136 ÷ 1370С а при отключенных ДРГ – до 132 ÷ 1330С. Таким образом повышение температуры уходящих газов за счет работающих ДРГ составляет 6 ÷ 80С что соответствует понижению КПД котла на 03 ÷ 04.
3.4. Расчет изменения платы за выбросы оксидов азота
Плата на величину загрязнения рассчитывается по формуле
Пнатм= Снатмх Mлатм х Кэатмх Кдопх Кинф
где
Пнатм — плата за выбросы загрязняющих веществ в размерах не превышающих предельно допустимые нормативы выбросов руб.
Снатм — ставка платы за выброс 1 тонны в пределах допустимых нормативов выбросов руб.
Mлатм — фактический выброс загрязняющего вещества в пределах допустимых нормативов выбросов т
Кэатм — коэффициент экологической ситуации и экологической значимости атмосферы в данном регионе
Кдоп — дополнительный коэффициент
Кинф — коэффициент инфляции.
Для центрального района Кэатм=19 и Кдоп=12.
Кинф=233
Плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ определяется путем умножения соответствующих ставок платы за загрязнение в пределах установленных лимитов на величину превышения фактической массы выбросов над установленными лимитами суммирования полученных произведений по видам загрязняющих веществ и умножения этих сумм на пятикратный повышающий коэффициент.
Пслатм=5хСлатмх Mслатм- Mлатм х Кэатмх Кдопх Кинф
где
Пслатм — плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ руб.
Сслатм — ставка платы за выброс 1 тонны загрязняющего вещества сверх установленного лимита руб.
Mслатм — фактический выброс загрязняющего вещества т
Mлатм — выброс загрязняющего вещества в пределах установленного лимита т.
Тогда при Снатм=52руб. и Сслатм=260руб. и Mдопатм=43406т получим следующие платы сведенные в таблицу
Производительность котла тчас 1000 600
Условие работы котла без ДРГ с 1 ДРГ с 2ДРГ без ДРГ с 1 ДРГ с 2 ДРГ
Выброс NO2 т 499170 69450 43406 2 08349 65109 15192
Значение ПДВ т 43406 43406 43406 43406 43406 43406
Значение сверхлимитного выброса т 4 55764 26044 — 1 64943 21703 —
Плата за выбросы в пределах лимита тыс. руб 11991 11991 11991 11991 11991 4197
Плата за сверхлимитные выбросы тыс.руб 31 47561 1 79842 — 14 38883 1 49863 —
Сумма платежа подлежащая уплате в бюджет тыс.руб 31 59552 1 91833 11991 14 50874 1 61853 4197
Сопоставление выбросов оксидов азота в различных режимах работы котла
Зависимость сверхлимитных выбросов оксидов азота в различных режимах работы котла
Сравнение выплат за выбросы оксидов азота
3.5. Основные выводы
В результате полученных расчетов платы за выбросы оксидов азота можно сказать что
самые минимальные выплаты в случае работы котла с двумя ДРГ как при нагрузке 1000тчас так и при 600тчас
в случае работы котла с одним ДРГ платы возрастают в 16 раз при нагрузке котла 1000тчас и в 39 раз при нагрузке котла 600тчас
и при работе котла без ДРГ плата за выбросы увеличивается в 265 раз при нагрузке котла 1000тчас и в 353 раза при нагрузке котла 600тчас.
Данные расчеты подтверждают высокую эффективность рециркуляции дымовых газов в топочную камеру что позволяет существенно снизить образование термических оксидов азота. В тоже время необходимо отметить что рассмотренные выше расчеты плат за выбросы оксидов азота в зависимости от работающих ДРГ не учитывают проведенную реконструкцию топочно-горелочных устройств котла и проведенные наладочные мероприятия по режиму горения топлива.
Поэтому надо отметить что эффективное снижение выбросов вредных веществ зависит от совокупности нескольких методов
-ступенчатого сжигания топлива с рециркуляцией дымовых газов в
зону горения
-ступенчатого сжигания и рециркуляции дымовых газов с вводом
добавочной влаги в зону горения
-установка полуподовых горелок компоновка ТКЗ в сочетании со ступенча- тым сжиганием и рециркуляцией дымовых газов
-установка горелок с пониженным выходом оксидов азота типа горелок двухступенчатого сжигания.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящей дипломной работе дана краткая характеристика ТЭЦ–21 филиала ОАО “Мосэнерго” представлено описание основного и вспомогательного оборудования парового котла ТГМП-314 и паровой турбины Т-250300-240.
Выполнен расчет ТГМП-314 с паропроизводительностью 1000 тч. Получены следующие результаты
Расчетная поверхность стен потолка и пода топочной камеры котла ТГМП-314 равняется 143936 м2 при температуре на выходе из топки 1280 С.
ширина фронтовой стены топочной камеры равна 17 м
глубина топочной камеры равна 765 м
высота призматической части топочной камеры равна 2174 м
В работе были рассчитаны параметры котла
расход топлива составил 75250 м3ч
расчетный КПД котла равен 95 ηк =095
Выполнен расчет одновенечной регулирующей ступени паровой турбины Т-250300-240 мощностью 250 МВт давлением свежего пара 235 МПа и температурой свежего пара – 540 С. Определены
теплоперепад ступени – 85665 кДжкг
внутренний относительный КПД ступени – 714
внутренняя мощность ступени – 233 МВт
построены треугольники скоростей и H-S-диаграмма.
В специальной части дипломной рассмотрены режимно-технические методы снижения выбросов оксидов азота и на примере платы за выбросы оксидов азота проведен анализ эффективности рециркуляции газов.
Стоит отметить что концентрация оксидов азота при коэффициенте избытка воздуха 1035 ÷ 104 двух полностью загруженных ДРГ и паропроизводительности котла 1000 тч составила 95 ÷ 100 мгнм3 а при нагрузке 600 тч — 30 ÷ 35 мгнм3.
Отключение при паропроизводительности котла 1000 тч одного ДРГ приводит к увеличению концентрации оксидов азота до 150 ÷ 160 мгнм3 двух ДРГ – до 230 ÷ 240 мгнм3.
Таким образом за счет замены горелочных устройств и организации двухступенчатого сжигания топлива и вихревого горения эмиссия оксидов азота при отключенных ДРГ снизилась с 1100 ÷ 1150 мгнм3 до 230 ÷ 240 мгнм3 т.е. более чем в четыре раза.
При работе одного ДРГ концентрация оксидов азота снизилась с 480 мгнм3 до 140 ÷ 150 мгнм3 т.е. более чем в три раза.
Необходимо отметить что приведенная температура уходящих газов при номинальной нагрузке котла и двух работающих ДРГ составляет 139 ÷ 1400С против 1270С по расчету котла. Температура уходящих газов снижается с уменьшением доли рециркулирующих газов. Так при одном работающем ДРГ она снижается до 136 ÷ 1370С а при отключенных ДРГ – до 132 ÷ 1330С. Таким образом повышение температуры уходящих газов за счет работающих ДРГ составляет 6 ÷ 80С что соответствует понижению КПД котла на 03 ÷ 04.
Также можно отметить что достижение норм по выбросам оксидов азота режимными методами сопровождается дополнительными потерями тепла и затратами на собственные нужды котла. И тем не менее в настоящее время это наиболее оптимальные пути решения проблемы ограничения выбросов NOx особенно на действующих ТЭЦ.
В заключение отметим что эффективность лучших природоохранных мероприятий по NOx полученная на котлах путем рациональной организации процесса сжигания топлива ступенчатое сжигание + рециркуляция дымовых газов или при сочетании режимных методов с реконструкцией горелочных устройств приводит к улучшению экологической обстановки.
СПИСОК ИСТОЧНИКОВ ИНФОРМАЦИИ
Буров В.Д. Дорохов Е.В. Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции. М.
Издательский дом МЭИ 2009г.
А.Д. Трухний Б.В. Ломакин. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. М Издательство МЭИ 2002г.
Александров А. А. Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и
водяного пара. М. Издательство МЭИ 1999г.
Липов Ю. М. Третьяков Ю. М. Котельные установки и парогенераторы
Москва — Ижевск 2005г.
Троицкий А.Н. Грибин В.Г. Дмитриев С.С. Петрунин Б.Н. Наумов В.В.
Паровые турбины ТЭС и АЭС. М Издательский дои МЭИ 2009г.
Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети 7 изд. МЭИ 2001
Соколов В.С. Газотурбинные установки. Москва-2009г.
Захарова Л.М. Средства теплотехнического контроля и автоматизация на ТЭС.
Москва 2007г.
Мухин В.С. Средства теплового контроля и автоматизации на ТЭС. Москва 2003г.
Путилов В.Я. Путилова И.В. Экология энергетики и правовые основы
природоохранной деятельности. Москва 2013г.
СО 153-34.20.501—03 Правила технической эксплуатации электрических станций
и сетей Российской Федерации».
СО 34.03.201 97 Правила техники безопасности при эксплуатации
тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей».
Прохоров В.Б. Рогалев Н.Д. Лысков М.Г. Образование и методы снижения
выбросов оксидов при сжигании топлив на ТЭС. М Издательство МЭИ 2001г.
Рогалев Н.Д. Экономика энергетики. М Издательство МЭИ 2005г.
РД 34.02.305-98. Методика определения валовых выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС.
16. Липов Ю.М. Семин С.А. Расчет топочной камеры парового котла. М Издательский
дом МЭИ 2012г.
17. Постановление правительства РФ от 12.06.2003г. 344. О нормативах платы за
выбросы в атмосферный воздух…»
18. Постановление правительства РФ от 01.07.2005г. 410. О внесении изменений
в приложение 1 к Постановление правительства РФ от 12.06.2003г. 344