Определение количества и состава продуктов сгорания

Содержание

1 Характеристика турбины К-300-240-ЛМЗ………………………………………….2

2.1 Парораспределение турбины на ИГРЭС …………………………………………6

2.2 Краткое описание системы регулирования турбины на ИГРЭС………………..7

2.3 Система защиты турбины………………………………………………………….9

2.4 Конденсационная установка турбины К-300-240-ЛМЗ………………………...10

2.5 Краткая характеристика котлоагрегата ПК-41………………………………….14

3 Термодинамический расчет турбины К-300-240-ЛМЗ …………………………..18

3.1 Тепловая схема энергоблока……………………………………………………...18

3.2 Построение процесса расширения в h-s-диаграмме…………………………….20

3.3 Расчет тепловой схемы…………………………………………………………...22

3.4 Расчет горения топлива…………………………………………………………...29

3.4.4.4 Основные формулы для расчета горения топлива………………………….35

Задача 1.…………………………………………………………………......................36

Задача 2.…………………………………………………………………......................37

Задача 3.…………………………………………………………………......................38

Задача 4……………………………………………………………………...................39

Задача 5……………………………………………………………………...................40

1 Характеристика турбины К-300-240-ЛМЗ

Турбина паровая, конденсационная, с промперегревом, одновальная, трехцилиндровая предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВВ-320-2.

Рисунок 1.1 - Паровая турбина К-300-240-ЛМЗ

Таблица 2.1 - Данные об отборах пара на турбины

Номер отбора и после какой ступени	Давление, ата	Темпера-тура, ˚С	Количество отбир.пара, т/час	Потребит. пара.	Разреш. доп. отбор, т/час
после 9 ступени	67,6		63,6	ПВД-8
после 12 ступени (выхлоп ЦВД)	43,9		93,3	ПВД-7
после 16 ступени (4 ступени ЦВД)	16,8		37,0 107,0	ПВД-6 ПТН
после 18 ступени (6 ступеней ЦСД)	11,1		19,6	Д-7ата
после 21 ступени (9ступени ЦСД)	5,4		32,8 5,0	ПНД-4 ПБ
после 24 ступени (выхлоп ПТН, ЦСД)	2,2 2,5		82,2 20,0	ПНД-4 ОБ
после 31 и 36 ступени (после 2-х ст. ЦНД)	0,96		37,1	ПНД-2
после 33 и 38 ступени ( после 4-х ст.ЦНД)	0,18		10,9	ПНД-1

Дополнительные отборы допускаются при нагрузке более 100 МВт.

Номинальная мощность 300 МВт.

Число оборотов – 3000 об/мин.

Давление свежего пара – 23,5 МПа ,

Температура свежего пара -540˚С.

Давление пара после промперегрева -38 кг/см²,

Температура пара после промперегрева -540˚ С.

Давление в конденсаторе при расчетном режиме , температуре охлаждающей воды 12˚С и расхода 36000 м³/час - 0,04 кПа.

Максимальная температура охлаждающей воды -33˚С

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в ПНД, деаэраторе 7 ата и ПВД до расчетной температуры 272˚С.

Техническая характеристика турбин:

- номинальная мощность - 300 МВт;

- максимальная длительная мощность (без дополнительных отборов):

К-300-240-1 Бл.№ 1,2,4-7 312 МВт.

К-300-240-3 Бл.№ 8,3 314 МВт.

- максимальная пропускная способность ЦВД при температуре питательной воды 265˚С - 930 т/час;

- максимальный расход пара - 975 т/час;

- расход пара при температуре питательной воды 273˚С:

номинальный - 975 т/час

максимальный - 995 т/час;

- КПД турбины брутто - 45,1%;

- расход электроэнергии на собственные нужды - 0,77%;

- мощность цилиндров:

ЦВД - 96 МВт

ЦСД - 120 МВт

ЦНД - 84 МВт;

- внутренний относительный КПД:

ЦВД - 80%

ЦСД - 91%

ЦНД - 80%.

Номинальные параметры турбины также приведены в таблице 2.2 Система регулирования турбины – электрогидравлическая с бесшарнирным пружинным регулятором скорости, тремя ступенями усиления: на золотнике регулятора скорости, промежуточном золотнике и золотниках сервомоторов регулирующих

клапанов, с вводом электрических импульсов через электроприставку, которая кроме других осуществляет регулирование по ускорению ротора и служит для обеспечения статической неравномерности во всем диапазоне регулирования 4%.

Таблица 2.2 -Номинальные значения основных параметров турбины

К-300-240ЛМЗ

Параметры турбины	К-300-240ЛМЗ
1 Мощность, МВт
номинальная
Максимальная
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа	23,54
температура, °С
3. Параметры пара после промежуточного перегрева:
давление, МПа	3,53
температура, °С
4. Максимальный расход свежего пара, т/ч
7. Температура воды, °С
Питательной
Охлаждающей
8. Расход охлаждающей воды, т/ч
9. Давление пара в конденсаторе приконденсационной мощности 250 МВт, кПа	3,43

Система защиты турбины от повышения частоты вращения включает в себя: два центробежных выключателя бойкового типа, золотники центробежных выключателей, через которые подается защитное масло под золотники сервомоторов стопорных клапанов и импульсное масло под промзолотник, электромагнитный выключатель, золотник, которого запирает слив масла из-под золотников центробежных регуляторов, дополнительная защита от разгона.

Защита турбины срабатывает:

- при увеличении числа оборотов 3330-3360 об/мин через бойки и золотники бойков;

- дополнительная защита при увеличении числа оборотов до 3420 об/мин

через следящий золотник регулятора скорости и на золотники регулятора безопасности;

- при осевом сдвиге 1,0-1,7 мм;

- при падении вакуума до 600 мм.рт.ст.

- при падении давления в системе смазки до 0,3 кг/см²;

- при понижении температуры острого пара и промперегрева;

- при повышении уровня в ПВД до 2 предела;

- при воздействии на ключ или кнопку (по месту) ручного останова

через электромагнитный выключатель.

При срабатывании защиты закрываются стопорные и регулирующие клапаны ЦВД, ЦСД и открываются сбросные клапаны ЦСД.

Для предотвращения разгона турбины внешним паром и паром самовскипания конденсата подогревателей служат обратные клапаны с гидроприводами (КОС), вода на которые подается быстродействующими импульсными соленоидными клапанами (КИС).

В системе смазки используется масло ТП-22, подаваемое насосами с независимым электроприводом. Насосы подключены к двум источникам питания - постоянного и переменного тока.

В системе регулирования рабочей жидкостью является синтетическое масло ОМТИ, подаваемое насосами с независимым электроприводом.

Каждый подшипник турбины и генератора выполнен с аварийным бачком смазки, рассчитанным на время останова турбины при отключении всех маслонасосов смазки.

Турбина имеет 39 ступеней давления, из них 12 ступеней цилиндра высокого давления, 12 ступеней части среднего давления ЦСД и 15 ступеней в части низкого давления (ЦНД двухпоточный по 5ступеней в каждом потоке и 5 ступеней на одном роторе с ЦСД).

Турбина имеет три выхлопа, из которых один выхлоп в цилиндре среднего давления и два в цилиндре низкого давления.

Общий вес турбины 690 тонн. Вес ротора высокого давления 9324 кг, ротора среднего давления - 29300 кг, ротора низкого давления - 32060 кг.

Общая длина турбины - 21300 мм. Длина ротора высокого давления 5022 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам 1074 мм. Длина ротора среднего давления 6372 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам - 3440 мм. Ротор низкого давления имеет длину 5360 мм с наибольшим диаметром по рабочим лопаткам - 3440 мм.

Турбина имеет сопловое парораспределение с четырьмя сопловыми коробками и семью регулирующими клапанами ЦВД.

Турбина работает в блоке с котлоагрегатами ПК-41, ТГМП-114, ТГМП-314 и генератором типа ТВВ-320-2 ЛЗО "Электросила".

Рисунок 2.2 - Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-300-240 ЛМЗ

2.1 Парораспределение турбины на ИГРЭС

Свежий пар от котла с давлением 240 кг/см² и температурой острого пара 540°С поступает к двум параллельно включенным стопорным клапанам ЦВД диаметром 200 мм. При полном открытии клапана шток своим заплечником запирает зазор между штоком и втулкой, благодаря чему отсутствуют протечки пара по штоку. До и после стопорных клапанов на трубах имеются перемычки, которые позволяет производить поочередное испытание СК под нагрузкой.

От СК пар поступает к семи регулирующим клапанам ЦВД, установленных непосредственно на перепускных трубах к сопловым коробкам ЦВД. Каждый РК приводится в движение отдельным сервомотором. Первые две сопловые коробки включаются одновременно. Номинальная мощность (и соответствующий расход пара) обеспечивается первыми тремя сопловыми коробками, номинальная мощность достигается 4-ой сопловой коробкой.

К первым трем сопловым коробкам подключены по два РК диаметром 75 и 120 мм, к 4-ой сопловой коробке клапан 120 мм, РК № 1,2,5 имеют диаметр 75 мм, РК № 3,4,6.7 имеют диаметр 120 мм, клапана разгруженные, с ходом разгрузочного клапана 4 мм.

Первыми открываются первый и второй РК на одинаковую величину. Вторыми и так же на одинаковую величину открываются РК № 3,4. Дальше порядок открытия РК идет в порядке их нумерации. После ЦВД пар отводится на промперегрев, откуда возвращается к двум паровым коробкам, расположенным по обе стороны ЦСД и пропускающих пар в ЦСД. Обе коробки работают одновременно и подводят пар к ЦСД через одну общую сопловую камеру. В каждой из коробок установлены СК и РК ЦСД диаметром 410 мм. Каждый из клапанов приводиться в движение собственным сервомотором, (клапана разгруженные).

Из условий работы котла, который не может работать на расход пара меньший, чем 1/3 от расхода пара при номинальной нагрузке, в блоке предусмотрено БРОУ, благодаря которой часть пара может быть сброшена в конденсатор, минуя турбину.

Для опорожнения промперегрева имеются два сбросных клапана, расположенных по разные стороны турбины, сбрасывающие пар из промперегрева в конденсатор, каждый из сбросных клапанов управляется отдельным сервомотором.

Все сервомоторы РК ЦВД, РК ЦСД и сбросных клапанов управляются одним общим давлением рабочей жидкости, зависящим от положения промзолотника.

2.2 Краткое описание системы регулирования турбины на ИГРЭС

Турбина снабжена электрогидравлической системой автоматического регулирования, которая обеспечивает необходимое воздействие на регулирующие клапаны турбины, а также устройствами защиты, обеспечивающими остановку турбины при возникновении аварийных нарушений режима ее работы.

В гидравлической части регулирования по скорости осуществляется бесшарнирным регулятором скорости, предназначенным для автоматического поддержания частоты вращения РТ с неравномерностью около 4,5%.

Электрическая часть системы регулирования турбины является неотъемлемой частью электрогидравлической системы регулирования и предназначена:

а) для предотвращения повышения частоты вращения РТ до срабатывания центробежных выключателей при мгновенном сбросе нагрузки генератора (при отключении генератора от сети);

б) для улучшения приемистости турбогенератора и компенсации вредного влияния на приемистость объема промперегрева;

г) ограничения мощности агрегата до заданного уровня по сигналу технологической защиты или противоаварийной автоматики.

Примечания:

1. ЭЧСР состоит из электроприставки, действующей на вход ЭГП.

2. Устройство, функции и обслуживание ЭЧСР изложены в инструкциях:

«Описание системы регулирования турбины».

ЭЧСР снабжается энергией от двух агрегатов питания типа АТО-4-400, которые в свою очередь питаются током с напряжением 380 В и частотой 50 Гц. Установленная мощность каждого агрегата 4,5 кВт. В работе находится один агрегат, другой является резервным. Агрегаты АТО-4-400 выдают для питания ЭЧСР напряжение 110В при частоте 400 Гц и снабжены системой автоматического поддержания напряжения, а также автоматического переключения работающего агрегата с одной силовой сборки, питающей агрегат, на другую.

Переход с одного агрегата на другой при работающей ЭЧСР недопустим.

Агрегаты АТО-4-400 могут управляться как на месте, так и с БЩУ.

Датчиками ЭЧСР являются: электрический датчик скорости, электрические датчики активной мощности генератора, датчик давления пара в линии промперегрева.

Исполнительными элементами системы регулирования являются гидравлические сервомоторы РК ЦВД и РК ЦСД, которые управляются одним общим давлением Рупр. Передача воздействий от датчиков ЭЧСР на исполнительные элементы осуществляется через ЭГП.

Примечание: В исключительных случаях ЭГП может быть отключен от системы регулирования по гидравлическим линиям. В этом случае наличие механического регулятора позволяет, при необходимости, временно работать без ЭЧСР.

Регулятор скорости через блок ЗРС и промежуточный золотник управляет сервомоторами РК ЦВД, РК ЦСД и сбросных клапанов. При пуске, синхронизации и при работе под нагрузкой имеется возможность управлять блоком ЗРС при помощи МУТ. МУТ может приводиться в действие как вручную непосредственно у турбины, так и дистанционно, с помощью реверсивного ЭД. Обычная скорость ЭД МУТ обеспечивает перемещение РК из положения номинальной нагрузки до положения холостого хода, примерно, за 45 секунд.

При пуске воздействием на МУТ, осуществляется взведение ЗРБ, открытие СК, РК ЦВД и СК, РК ЦСД.

При синхронизации, воздействием на МУТ, осуществляется изменение частоты вращения РТ, а при работе в сети – изменение нагрузки турбины.

Турбина снабжена ОМ, используемым в особых случаях, для ограничения открытия РК при падении частоты в сети.

Для предохранения РТ от чрезмерного повышения частоты вращения, турбина снабжена системой защиты, которая быстро прекращает подачу свежего пара в ЦВД и пара после промперегрева в ЦСД при повышении частоты вращения РТ на 10÷12% сверх номинальной.

Защита турбины от разгона осуществляется двумя центробежными выключателями бойкового типа. Каждый из бойков действует через систему рычагов на свой золотник. Действие центробежных выключателей дублируется дополнительной защитой, осуществленной в ЗРС и действующей на ЗРБ при повышении частоты вращения РТ на 14% сверх номинальной.

Поступление пара в турбину может быть прекращено путем нажатия на кнопку ручного выключения турбины непосредственно у турбины (в районе подшипника № 1) или с БЩУ.

Система защиты турбины снабжена электромагнитным выключателем, отключающим турбину при возникновении следующих аварийных ситуаций:

а) недопустимом осевом сдвиге РТ;

б) недопустимом понижении вакуума в конденсаторе;

в) недопустимом падении давления масла на смазку подшипников;

г) повышении уровня в любом из ПВД до III предела;

д) недопустимом понижении температуры свежего пара перед турбиной;

е) аварийной остановке блока (например, вследствие срабатывания защит котла, тепломеханических защит генератора или при отключении блока или турбины персоналом).

При срабатывании любой из защит подается напряжение на срабатывание электромагнитного выключателя. Срабатывание электромагнитного выключателя или срабатывание любого регулятора безопасности или отключение турбины вручную, приводит к закрытию АЗВ, АЗС, РК ЦВД, РК ЦСД, к открытию сбросных клапанов.

Для предотвращения попадания в машинный зал аэрозоли масла имеется вытяжная вентиляция из бака, обеспечивающая разрежение в узлах системы регулирования.

При работе с огнестойким маслом необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные инструкцией по работе с огнестойким маслом.

2.3 Система защиты турбины

Турбина снабжена системой защиты для быстрого прекращения подачи пара в турбину путем закрытия стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД в следующих случаях:

- при повышении числа оборотов турбины на 10÷12% сверх номинальных;

- при срабатывании электромагнитного выключателя от блочных защит котла и турбины.

- в случае отказа в работе обоих центробежных выключателей срабатывает защита от разгона при повышении числа оборотов на 14% сверх номинальных (доп. защита);

Защиты турбины при повышении числа оборотов на 10÷12% сверх номинальных, осуществляется двумя центробежными выключателями бойкового типа. Каждый из бойков действует через рычаги на свой золотник. Действие защиты при повышении числа оборотов на 14% сверх номинальных осуществляется в золотнике регулятора скорости и действует на золотники масленых выключателей.

Система защиты турбины снабжена электромагнитным выключателем, отключающих турбину при действии соответствующих защит.

Поступление пара в турбину может быть прекращено так же путем нажатия на кнопку ручного выключателя турбины непосредственно у турбины или дистанционно со щита управления.

При срабатывании электромагнитных выключателей открывается слив через золотник из линии дополнительной защиты, что приводит к снижению давления и срабатыванию масленых выключателей.

При снижении давления рабочей жидкости в напорной линии до 20 кгс/см² и при отключении турбины от руки путем воздействия на кнопку ручного выключателя так же происходит снижение давления в линии дополнительной защиты и срабатывание золотников масленых выключателей.

Во всех случаях срабатывания защиты происходит расцепление рычагов либо от действия центробежных выключателей, либо от действия масляных выключателей, перемещающихся вниз из-за падения давления в линии дополнительной защиты. При расцеплении рычагов происходит перемещение вниз золотников центробежных выключателей, что приводит к закрытию сервомоторов автоматических затворов ЦВД И ЦСД и, кроме того, к закрытию всех сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД.

В период между испытаниями защиты повышением числа оборотов турбины исправность центробежных выключателей проверяется поочередно при работе турбины под нагрузкой наливом огнестойкой жидкости без срабатывания остальных элементов системы защиты и без снижения нагрузки турбины.

2.4 Конденсационная установка турбины К-300-240-ЛМЗ

Конденсационная установка турбины предназначена для поддержания давления отработанного пара за последними ступенями ЦНД на минимально возможном уровне с целью увеличения срабатываемого теплового перепада в проточной части турбины и, следовательно, увеличения термического КПД турбоустановки.

Конечное давление отработанного пара, на которое производился тепловой расчёт турбины, равно 3,5 КПа (25,75мм рт. ст.), что соответствует температуре пара (выхлопа) 26,4⁰С. При этом для расчёта, температура охлаждающей (циркуляционной) воды принята 12⁰С.

Отработанный пар, попадая из выхлопных патрубков в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется, отдавая циркуляционной воде, проходящей по трубкам конденсатора, скрытую теплоту конденсации при данном давлении. При этом каждый килограмм отработанного пара отдаёт циркуляционной воде 547,5 Ккал тепла (при расчётном давлении и влажности пара).

В эксплуатации об остаточном (абсолютном) давлении в конденсаторе судят по величине вакуума, Н, в мм рт. ст., который является разностью между атмосферным (барометрическим) давлением, В, и абсолютным (остаточным) давлением в конденсаторе Р_к и который замеряют специальным ртутным прибором, называемым вакууметром

, (2.1)

где В-барометрическое давление, мм рт. ст.;

Р_к-абсолютное (остаточное) давление в конденсаторе, мм. рт. ст.;

Н- вакуум, мм рт. ст.

Вакуум в конденсаторе, выраженный в процентах, определяется по формуле:

(2.2)

Абсолютное давление в конденсаторе Р_к, ата, определяется по формуле:

(2.3)

Для создания и поддержания вакуума применяются специальные отсасывающие устройства – водоструйные эжекторы, которые удаляют из конденсатора воздух и другие неконденсирующиеся газы, попадающие в него вместе с паром и через неплотности тех частей турбины, которые работают под разрежением (давлением ниже атмосферного).

Наиболее достоверно о вакууме вообще и об абсолютном (остаточном) давлении в конденсаторе можно судить по температуре среды (пара в конденсаторе), значение которой является температурой насыщения пара при данном давлении. Определив по указанной температуре абсолютное давление и, зная барометрическое (атмосферное) давление в данный момент, по разнице этих давлений определяется значение вакуума в конденсаторе.

Из формулы определения вакуума видно, что его значение может меняться при неизменном абсолютном давлении в конденсаторе ввиду изменения барометрического давления. Подобное изменение на экономичности турбоустановки не сказывается, чего нельзя сказать при изменении абсолютного давления в конденсаторе.

В приведенной ниже таблице 2.3 представлены значения абсолютного давления в конденсаторе и температуры насыщения водяного пара.

Таблица 2.3 - Значения абсолютного давления в конденсаторе и температуры насыщения водяного пара

tконд., 0С	Рк, КПа	Рк, мм рт. ст.	tконд., 0С	Рк, КПа	Рк, мм рт. ст.
	1,25	9,21		4,32	31,82
	1,33	9,84		4,58	33,70
	1,43	10,52		4,85	35,66
	1,53	11,23		5,13	37,73
	1,63	11,99		5,42	39,90
	1,74	12,79		5,73	42,18
	1,85	13,63		6,06	44,56
	1,97	14,53		6,40	47,07
	2,10	15,48		6,75	49,69
	2,24	16,48		7,13	52,44
	2,38	17,54		7,52	55,32
	2,53	18,65		7,93	58,34
	2,69	19,83		8,36	61,50
	2,86	21,07		8,81	64,80
	3,04	22,38		9,28	68,26
	3,23	23,76		9,77	71,88
	3,43	25,21		10,28	75,65
	3,63	26,74		10,82	79,60
	3,85	28,35		11,38	83,71
	4,08	30,04		11,97	88,02

Изменение конечного давления пара в пределах выше расчётного (3,5 КПа) оказывает большое влияние на вырабатываемую турбиной мощность. Так, изменение конечного давления пара на 1КПа приводит для турбины К-300-240 к изменению развиваемой мощности на 2860 КВт.

В таблице 2.4 приведена нормативная температура отработанного пара в зависимости от температуры циркуляционной воды на входе в конденсатор при

N=300МВт с расходом воды через конденсатор 36000м³/час и расходом пара на конденсатор 600т/час.

Таблица 2.4-Зависимость нормативной температуры отработанного пара

t′ ц/в, 0С	t″к, 0С	t′ ц/в, 0С	t″ к,0С
	22,7		32,7
	26,4		34,6
	27,9		36,4
	29,4		37,8
	31,1

Вакуум в конденсаторе, при котором получаются наиболее высокие технико-экономические показатели работы турбинной установки, исходя из расхода электроэнергии на привод циркуляционных насосов, называется экономичным вакуумом, т. е. когда отношение прироста мощности на клеммах генератора за счёт увеличения расхода цирк. воды к увеличению мощности на привод цирк. насосов равно или близко к 1,0 немногим превышая её.

Предельным вакуумом называется понятие, когда углубление вакуума не приводит к дополнительному расширению пара на последних ступенях ЦНД турбины и увеличению скорости истечения пара, а, следовательно, к росту кинетической энергии его и развиваемой мощности.

Глубина вакуума во время работы блока определяется следующими характеристиками:

-величиной присоса воздуха в вакуумную систему через неплотности отдельных узлов, в случае превышения величины присосов над производительностью эжекторной установки для данных условий;

-расходом охлаждающей (циркуляционной) воды через конденсатор, который характеризуется и задаётся кратностью охлаждения при номинальной нагрузке для турбины К-300-240-ЛМЗ, при этом нагрев циркуляционной воды должен составлять 8⁰С.

-чистотой поверхностей трубок конденсатора, практически во время эксплуатации загрязняются внутренние поверхности отложениями минеральных солей, содержащимися в охлаждающей воде, микро водорослями и простейшими живыми организмами, которые при определенных температурных условиях интенсивно развиваются и образуют на внутренней поверхности трубок слизистый слой толщиной до 2-х мм. Различного рода отложения приводят к ухудшению теплопередачи от пара к воде, что вызывает снижение вакуума на соответствующую величину.

Увеличение величины присосов за пределы производительности эжекторов или загрязнение трубок конденсатора приводит к росту температурного напора конденсатора. Температурный напор определяется как разность между температурой насыщения при данном давлении в конденсаторе (выхлопа) и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора.

Величина температурного напора является показателем совершенства теплопередачи от пара к воде, который зависит от указанных выше причин.

Величина температурного напора конденсатора задаётся нормативными характеристиками, зависит от входной температуры охлаждающей воды и находится в пределах 5-10⁰С. Причём, чем выше температура охлаждающей воды, тем ниже температурный напор.

Качество работы конденсатора характеризуется также такими показателями, как переохлаждение конденсата и качество конденсата.

Переохлаждением конденсата называется разность между температурой насыщения пара в конденсаторе и температурой конденсата в конденсатосборнике. Эта разность всегда должна быть не ниже «0». В случае, когда это условие не выполняется, то это говорит о дополнительных потерях тепла в конденсаторе.

Переохлаждение конденсата может вызвать высокий уровень конденсата в случае подтопления нижних рядов трубок конденсатом или слишком большой расход циркуляционной воды - последнее относится к низкой температуре охлаждающей воды.

Качество конденсата по солесодержанию (жёсткости) зависит от гидравлической плотности конденсатора (нарушение вальцовки или другие дефекты конденсаторных трубок), при которых циркуляционная вода попадает в паровое пространство конденсатора и смешивается с конденсатом, ухудшая его показатели.

Увеличение содержания кислорода в основном конденсате может возникнуть при переохлаждении конденсата или вследствие повышенных присосов воздуха в вакуумную систему, а также при нормальной плотности вакуумной системы, но при наличии присосов на НОУ.

2.5 Краткая характеристика котлоагрегата ПК-41

Прямоточный котлоагрегат Пп 950/255-ГМ П-41 спроектирован и изготовлен Подольским машиностроительным заводом им. Орджоникидзе, рассчитан на сжигание природного газа и мазута, предназначен для работы в блоке с паровой турбиной К-300-240.

Котлоагрегат выполнен двухкорпусным с симметричным расположением поверхностей нагрева и П-образной компановкой каждого корпуса.

Расчетные данные на один корпус:

- производительность - 475 т/час;

- температура острого пара – 545˚С;

- температура промперегрева – 545˚С;

- расход вторичного пара - 380 т/час;

- давление острого пара - 255 кг/см²;

- давление вторичного пара перед котлом - 41,5 кг/см²;

- давление вторичного пара за котлом - 39,5 кг/см²;

- температура вторичного пара перед котлом – 310˚С;

- температура питательной воды – 272˚С;

- температура холодного воздуха перед РВП:

на мазуте – 60˚С

на газе - не лимитируется;

- температура горячего воздуха – 320˚С;

- температура уходящих газов:

на мазуте -144˚С

на газе – 137˚С;

- расход топлива:

на мазуте - 35,8 т/час

на газе - 39∙10³ мм³/час;

- давление воды на входе в котел - 286 кг/см²;

- расчетный КПД котла - 94%;

- водяной объем котлоагрегата в холодном состоянии:

тракт СКД - 136 м³;

тракт НД - 104 м³;

- ширина корпуса - 12000 мм;

- глубина корпуса - 18000 мм;

- высота корпуса - 32000 мм;

- размер топки в плане по осям корпуса - 12000*7500 мм;

Каждый корпус состоит из следующих основных поверхностей нагрева:

- полная - 22380 м²;

- нижняя радиационная часть:

строительная/эффективная - 1167/351 м²;

- переходная зона - 2996/2330 м²;

- средняя радиационная часть - 1055/412 м²;

- ширмовый пароперегреватель:

1 ст. - 595/563 м²

2 ст. - 848/720 м²

- верхняя радиационная часть - 1835/1520 м²;

- конвективный пароперегреватель (СКД) - 1243/1125 м²;

- пароперегреватель вторичного пара:

1 ступень - 1835/1520 м²

2 ступень - 1835/1520 м²

- водяной экономейзер - 2519/2230 м².

Тепловое напряжение топочного объема при номинальной нагрузке корпуса 350 ккал/м³ ч.

Топка корпуса оснащена восемью газомазутными горелками ЗИО со встречным расположением на задней и фронтовой стенках топки. Крайние горелки развернуты на 12 градусов по отношению к вертикальной плотности к центру для уменьшения наброса факела на боковые стенки НРЧ. Газомазутная горелка состоит из следующих основных узлов: короба вторичного воздуха, трубы в сборе, коробка с газовой горелкой, рамы с шиберами и направляющего аппарата. Направляющий аппарат имеет два ряда направляющих лопаток. Направляющие лопатки служат для закрутки воздуха. Общий поток воздуха на выходе из короба разделен на две части. Шибера дают возможность изменять количество поступающего в горелку воздуха, а также направлять весь воздух центральным или периферийным потокам в зависимости от нагрузки и вида топлива. Поворот шиберов производится вручную.

Газовая горелка выполнена в виде кольца из трубы 194×8, диаметром 1500. Выход газа из кольца в амбразуру горелки происходит через 24 трубки диаметром 25×2,5.

Подача мазута в горелку производится через механическую форсунку, рассчитанную на производительность до 5000 кг/час мазута при давлении его Р=45 кгс/см².

Техническая характеристика горелки:

- производительность по воздуху - 117500 м³/час;

- производительность по газу - 4620 нм³/час;

- производительность по мазуту - 5000 кг/час;

- сопротивление горелки по газу - 4000 мм.вод.ст.;

- сопротивление горелки по воздуху - 100 мм.рт.ст.

2.6 Краткая характеристика котлоагрегата ТГМП-114

Прямоточный котел ТГМП-114 спроектирован и изготовлен Таганрогским котельным заводом, рассчитан на сжигание природного газа и мазута и предназначен для работы в блоке с паровой турбиной К-300-240

Котлоагрегат выполнен двухкорпусным с симметричным расположением поверхности нагрева и П-образной компановкой каждого корпуса.

Расчетные данные на один корпус:

- паропроизводительность - 475 т/час;

- температура острого пара – 545˚С;

- температура вторичного пара – 545˚С;

- расход вторичного пара - 380 т/час;

- давление острого пара за котлом - 255 кг/см²;

- давление вторичного пара перед котлом - 39 кг/см²;

- давление вторичного пара за котлом - 37 кг/см²;

- температура вторичного пара перед котлом – 310˚С;

- температура питательной воды – 272˚С;

- температура горячего воздуха – 331˚С;

- расчетный КПД котла - 91,75%.

Водяной объем котлоагрегата в холодном состоянии:

- тракт сверхкритического давления (СКД) - 106,16 м²;

- тракт низкого давления (НД) - 43,66 м³;

- ширина корпуса по осям колонн - 1200 мм;

- глубина корпуса по осям колонн - 18000 мм;

- высота корпуса по каркасу - 34000 мм;

- размер топки по осям труб (в плане) – 10620×6130 мм.

Каждый корпус состоит из следующих основных поверхностей нагрева:

- нижняя, средняя и верхняя (1 и 2);

- радиационные части - 449,6 м²;

фронтовой и потолочный экран - 175 м².

- экраны поворотной камеры - 305 м²;

- конвективный пароперегреватель (СКД) - 1098 м²;

- ширмовый пароперегреватель СКД - 698 м²;

- пароперегреватель вторичного пара, в т.ч.:

входной пакет - 3320 м²

выходной пакет - 1548 м²;

- водяной экономайзер (ЭКО) - 2420 м²;

- воздухоподогреватель - 43306 м², в том числе:

горячая часть - 30303 м²

холодная часть - 13003 м².

Тепловое напряжение топочного объема при номинальной нагрузке корпуса и сжигание мазута 228×103 ккал/кг.

Топка корпуса оснащена шестью двухканальными газомазутными горелками со встречным расположением на задней и фронтовой стенках топки. Такое расположение горелок исключает удар факела отдельных горелок в противоположные экраны нижней радиационной части (НРЧ), способствует концентрации ядра факела в центре топки и равномерной теплопередаче всем радиационным поверхностям нагрева топки.

Горелка ХФ ПКБ К-3А, 4Б.

Горелка состоит из узлов:

1. Воздухораспределительного устройства, формирующего воздушный поток.

2. Газораздающего устройства с непосредственной подачей горячего газа в воздушный поток на выходе из горловины горелки.

3. Трубы для установки мазутной форсунки.

Воздухораспределительное устройство представляет собой короб, разделен-

ный по ширине на три секции, соединенных с тремя кольцевыми каналами, в которых установлены завихрители: в осевом канале - осевой, в центральном - тангенциальный, лопаточный; в периферийном - осевой с поворотными лопатками для регулирования интенсивности крутки воздуха.

В каждой из трех секций входного короба установлены лопатки для возможности регулирования расхода воздуха по каналам.

Периферийный газ из раздаточного коллектора по газораздаточным трубам подается в устье горелки, центральный газ по специальному каналу в горелке подается ниппелями в центр устья горелки.

3 Термодинамический расчет турбины К-300-240-ЛМЗ

3.1 Тепловая схема энергоблока

Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основноесодержание технологического процесса выработки электрической и тепловой энергии. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта.