ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.03.2024
Просмотров: 37
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
« ХХ » ХХХ 202Х г.
| Обучающийся | | | С.А. Гарифуллин |
| | (подпись) | | И.О. Фамилия |
-
Технический отчет
Шатурская ГРЭС имени В. И. Ленина является одной из старейших тепловых электростанций в России, расположенной в городе Шатура Московской области. Станция была основана в 1925-ом году при реализации плана ГОЭЛРО.
Первоначально Шатурская ГРЭС работала на торфе, однако сейчас основным видом топлива является природный газ и уголь. В настоящее время установленная электрическая мощность станции равна 1500 МВт, тепловая мощность – 344,3 Гкал/ч. В 2021-м году ГРЭС выработала 6224 млн. кВт∙ч электрической энергии и 375 тыс. Гкал тепловой энергии.
Основное оборудование станции включает в себя 3 конденсационных энергоблока мощностью 200 МВт каждый (состоят из котлового агрегата ТП-108, турбины К-200-130 ЛМЗ и генератора ТГВ-200), 2 конденсационных моноблоков по 210 МВт (котел ТМ-104А, турбина К-210-130 ЛМЗ и генератор ТГВ-200), одного 80 МВт теплофикационного блока (два котла БКЗ-320-140ГМ, турбина ПТ-80/100-130-13 ЛМЗ и генератор ТВФ-120-2), а также одного парогазового блока на 400 МВт, построенного на базе манёвренной газовой турбины General Electric.
Идея построить Шатурскую ГРЭС на богатых торфом Шатурских болотах возникла еще до Октябрьской революции, однако в связи с последующими событиями в истории страны работы по ее строительству были приостановлены до весны 1918-го года.
Первоначально была построена опытная электростанция небольшой мощности для отработки технологии сжигания торфа, получившая название «Малая Шатура». Параллельно с этим велись работы по осушению торфяных болот, разработке торфяных залежей, а также сооружались складские помещения и подсобные мастерские; прокладывались железнодорожные пути и строился рабочий поселок.
В 1923-ем году началось строительство основной электростанции (так называемой «Большой Шатуры»). Специально для нее за рубежом было закуплено две паровые турбины мощностью 16 МВт каждая. Первая из них была введена в эксплуатацию 23-го сентября 1925-го года, вторая – 13-го ноября.
В декабре того же года не митинге, посвященному открытию электростанции, ей было присвоено имя В. И. Ленина. Немного позже состоялся пуск и третьего агрегата на 16 МВт.
В 1933-ем году были введены в эксплуатацию три блока мощностью 44 МВт каждый, после чего совокупная мощность электростанции стала равна 180 МВт. Это оборудование было демонтировано лишь в середине 1960-х годов.
С 1966-го по 1972-го год была построена и запущена 2-ая очередь электростанции мощностью 600 МВт (3 200 МВТ энергоблока с двухкорпусными барабанными котлами, которые могли работать как на фрезерном торфе, так и на смеси торфа с мазутом).
С 1977-го по 1978-ой год были введены в эксплуатацию два моноблока мощностью по 210 МВт каждый (турбоагрегат К-210-130, барабанный однокорпусный котел с промежуточным перегревом пара, работающий на мазуте).
В 1982-ом году заработал теплофикационный энергоблок (турбина ПТ-80/100-130 и котел БКЗ-320-140ГМ, работающий на мазуте)
В 1986-ом году был введен еще один котловый агрегат БКЗ-320-140ГМ.
В 1991-ом году была пущена котельная с двумя газомазутными водогрейными котлами КВГМ-50, производительностью 50 Гкал/ч каждый.
В 2006-ом году были снесены старые машинные здания 20-х годов, в последнее время использовавшиеся в качестве котельных, а на их месте начато строительство нового блока.
В 2010-ом году немецкий концерн E.ON и его дочерняя компания ОАО «ОГК-4» запустили новый энергетический блок мощностью 400 МВт.
Принципиальная технологическая схем ГРЭС включает склад топлива, систему топливоподачи, систему водоподготовки, парогенератор, пароперегреватель, тягодутьевые машины, экономайзер, турбины высокого и низкого давления, промежуточные перегреватели, отбор пара для отопления, бойлер, конденсатор, конденсатный насос, подогреватель низкого давления, деаэратор, питательный насос, циркуляционный насос, синхронный генератор (рис. 2).
Рисунок 2. Технологическая схема ГРЭС
1 – ГРП; 2 – газо–мазутные горелки; 3 – ПНД; 4, 5, 6 – БОУ; 7 – ПЭН; 8 – деаэратор; 9, 10 – циркуляционный насос; 11 – градирня; 12 – конденсатор; 13 – возбудитель; 14 – генератор; 15 – ЦНД; 16 – ЦСД; 17 – ЦВД; 18 – ПВД; 19 – испарительные поверхности; 20 – потолочный пароперегреватель; 21 – конвективный пароперегреватель 1й ступени; 22 – конвективный пароперегреватель 2й ступени; 23 – вторичный пароперегреватель; 24 – экономайзер; 25 – РВП; 26 – дымовая труба; 27 – дымосос; 28 – дутьевой вентилятор; 29 – ДРГ; 30 – мазутный бак; 31 – сливное устройство; 32 – приемная емкость; 33 – насосы; 34 – фильтры.
Топливо – природный газ поступает по газопроводу в паровой котел. В котле газ сгорает и нагревает воду. Чтобы газ лучше горел, в котлах установлены тягодутьевые механизмы. В котел подается воздух, который служит окислителем в процессе сгорания газа. Раскаленный газ устремляется по газоходу и нагревает воду, проходящую по специальным трубкам котла. При нагревании вода превращается в перегретый пар, который поступает в паровую турбину. Пар поступает внутрь турбины и начинает вращать лопатки турбины, которые связаны с ротором генератора. Энергия пара превращается в механическую энергию. В генераторе механическая энергия переходит в электрическую, ротор продолжает вращаться, создавая в обмотках статора переменный электрический ток. Через повышающий трансформатор и понижающую трансформаторную подстанцию электроэнергия по линиям электропередач поступает потребителям. Отработавший в турбине пар направляется в конденсатор, где превращается в воду и возвращается в котел. На ГРЭС вода движется по кругу. Градирни предназначены для охлаждения воды. На ГРЭС используются вентиляторные и башенные градирни. Вода в градирнях охлаждается атмосферным воздухом. Вода в градирнях под напором поднимается вверх и водопадом падает вниз в аванкамеру, откуда поступает обратно на ГРЭС . Для снижения капельного уноса градирни оснащены водоуловителями. Водоснабжение осуществляется от Москвы-реки. В здании химводоочистки вода очищается от механических примесей и поступает на группы фильтров. На одних она подготавливается до уровня очищенной воды для подпитки теплосети, на других — до уровня обессоленной воды и идет на подпитку энергоблоков. Цикл, используемый для горячего водоснабжения и теплофикации, также замкнутый. Часть пара из паровой турбины направляется в водонагреватели. Далее горячая вода направляется в тепловые пункты, где происходит теплообмен с водой, поступающей из домов.
Паротурбинная установка с турбиной Т-100/120-130
Рисунок 3 представляет принципиальную технологическую схему пароводяного тракта паротурбинной установки (ПТУ) с турбиной Т-100/120-130. Турбина имеет семь отборов, из которых два последних – теплофикационные. Система регенеративного подогрева состоит из трёх подогревателей высокого давления (ПВД), деаэратора (присоединенного к третьему отбору турбины по предвключённой схеме) и четырёх подогревателей низкого давления (ПНД). Кроме того, как и обычно, в системе имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений ПУ1 и ПУ2 и паре подогревателя эжекторов ПЭ. Все ПВД имеют встроенные охладители продувки (ОП) и охладители дренажа (ОД). Подогреватель низкого давления П3 имеет вынесенный ОД.
Рисунок 3. Принципиальную технологическую схему пароводяного тракта паротурбинной установки (ПТУ) с турбиной Т-100/120-130.
Подогрев сетевой воды проводится в ПСГ1 и НСГ2. В зимнее время для подогрева воды можно использовать также встроенный в конденсатор выделенный пучок. При такой схеме подача циркуляционной воды в конденсатор прекращается и давление в нём несколько возрастает. Однако теплота отработавшего пара при этом полностью используется. В холодное время года, когда количество теплоты, отдаваемой паром теплофикационных отборов при максимальных расходах 2 последних отборов недостаточно, включается пиковый водогрейный котёл. В летний период сетевая вода подогревается лишь паром второго теплофикационного отбора.
В энергоблок Т-100/120-130 входит четыре подогревателя низкого давления: ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4. Также в схему входят сальниковый подогреватель и вакуумный охладитель уплотнений.
Конденсат турбины Т-100/120-130 из конденсатора проходит последовательно через охладители эжекторов, ПС-50 (ПС-100), охладитель пара отсасываемого из концевых уплотнений турбины, ПНД № 1,2,3,4 и поступает в деаэратор 6 ата.
Пар со штоков уплотнений в количестве Dшт = 0,003D0 идет в деаэратор 0,6 МПа. Из крайних камер уплотнений сухой насыщенный пар отсасывается в (СХ), конденсат которого направляется в бак нижних точек (БНТ). Из СХ конденсат идет в атмосферный деаэратор и насосом вместе с добавочной водой направляется в конденсатор. Пар со средних камер уплотнений направляется подогреватель сальниковый (ПС). Конденсат из ПС и ПЭ направляется в конденсатор.
Для нормальной работы основных эжекторов ПС-50 и БО-90 предусмотрена рециркуляция конденсата.
Система регенерации высокого давления предназначена для регенеративного подогрева питательной воды за счёт охлаждения и конденсации пара из отборов турбины и тем самым повышения экономичности станции в целом.
Подогреватели высокого давления по принципу работы относятся к поверхностным. Питательная вода прокачивается по трубной системе, а греющий пар омывает трубки (спирали) и конденсируется на их поверхности. Температура плёнки конденсата на трубках независимо от состояния пара (перегретый или насыщенный) приблизительно равна температуре насыщения пара при соответствующем давлении в паровом пространстве подогревателя. При передаче тепла от пара к воде в поверхностных подогревателях температура подогреваемой воды всегда ниже температуры насыщения пара вследствие термического сопротивления стенки трубки и загрязнений на внутренней и наружной её поверхности. Величина недогрева, т.е. разность температуры насыщения греющего пара и температуры воды на выходе из подогревателя обычно 2-6С. Не догрев воды в подогревателях определяет эффективность их работы.
Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор воды из реки. Вода поступившая из реки подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 С, затем пройдя химическую очистку поступает в деаэратор 0,12 МПа. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды, используется теплота пара из пятого отбора. Пар из этого отбора поступает в (ПСВ), а также в деаэратор 0,12 МПа, конденсат из ПСВ поступает в СМ1.
В схеме предусмотрены расширитель продувочной воды из котла. В расширитель поступает пароводяная смесь, которая разделяется в нем на относительно чистый пар, отводимый в деаэратор Д-6 ата, и воду (сепарат или концентрат), с которой выводится примеси (соли и т.п.), удаляемые из парогенератора с продувочной водой. После расширителя первой ступени, пар поступает в деаэратор 0,6 МПа, а вода из первой ступени поступает во вторую. Выпар второй ступени поступает в деаэратор 0,12МПа, а вода поступает в линию сетевой воды, перед ПСГ1.
В нижней части каждого конденсатора турбины размещена дополнительная поверхность охлаждения (около 18% основной поверхности), названная встроенным теплофикационным пучком, использующим тепло отработавшего пара для подогрева сетевой или подпиточной воды. Встроенные пучки имеют независимые водяные камеры, через которые можно пропускать сетевую или циркуляционную воду в зависимости от тепловой нагрузки турбины. При работе турбины в теплофикационном режиме и закрытой регулирующей диафрагме, когда пропуск пара в конденсатор минимальный, конденсация пара осуществляется только за счёт поверхности встроенных пучков и подача циркуляционной воды в конденсаторы может быть частично или полностью прекращена, что уменьшает расход энергии на собственные нужды.
Таким образом, в отопительный период подогрев сетевой воды может осуществляться по трёхступенчатой схеме. Использование тепла отработавшего пара турбины для подогрева сетевой воды при теплофикационном режиме даёт возможность повысить экономичность теплофикационной установки.
Рисунок 4 представляет чертеж в разрезе трехцилиндровой паровой турбины (Т-110/120-130-4 УТЗ).
Рисунок 4. Трехцилиндровая паровая турбина (Т-110/120-130-4 УТЗ)
Трёхцилиндровая паровая теплофикационная турбина типа Т-100/110-130 с частотой вращения ротора 3000 об/мин и двумя отопительными отборами, рассчитана на начальные параметры пара p0=127,4 бар (130 ата) и t0=565oC при давлении в конденсаторе pk=0,0343 бар (0,035 ата) и температуре охлаждающей воды