Совершенствование режимов останова блока

 

 

 

 

 

Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО « Уральский  Государственный Технический Университет  – УПИ »

 

 

КАФЕДРА ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ  СТАНЦИИ

 

 

                Допустить к защите                       Потапова А.П.

                                       Зам.зав.кафедрой

                                          к.т.н. доцент                                   Богатова Т.Ф.                                     

 

 

 

Совершенствование режимов останова блока 

с турбиной К-500-240-2

 

 

 

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

 

100 500 000 019 ПЗ

 

 

 

      Руководитель        ___________________________             Похорилер В.Л.

 

      Консультант          ___________________________             Никифоров В.Ф.                  

 

      Н. контр.                ___________________________             Похорилер В.Л. 

     

      Студент                  ___________________________             Потапов А.П.                                  

 

 

 

 

2005

 

Содержание

 Перечень графических работ

 Реферат

 Содержание

 Введение.

 1. Описание оборудования и пусковой схемы блока 500 МВт.

     1.1. Прямоточный котел П-57-2.

     1.2. Турбина К-500-240-2.

     1.3. Турбогенератор ТВМ-500.

     1.4. Краткая характеристика  пусковой схемы .

2. Описание конструкции  турбины К-500-240-2.

3. Система маслоснабжения.

4. Постановка задачи  по совершенствованию режимов  останова турбины и характеристики  естественного остывания.

5. Факторы, влияющие  на надежность турбины при  отключении системы смазки.

6.Экспериментальная обработка  режимов останова турбины.

     6.1. Опыт № 1.

     6.2. Опыт № 2.

     6.3. Опыт № 3.

     6.4. Опыт № 4.

7. Выводы и рекомендации по  результатам работы.

8. Экономический расчет проекта.

9. ОБЖ и энергосбережение проекта.

10. Экологичность проекта.

11. Заключение.

Список литературы.

 

Перечень графических  материалов

 

П/н чертежа	Название документа	Номер ДП	Формат
1     2   3   4     5         6         7             8	Пусковая схема блока 500 МВт.   Продольный разрез ЦВД.   Продольный разрез ЦСД.   Система маслоснабжения турбины К-500-240-2.   График изменения температуры  металла ЦВД турбины К-500-240-2 ст.№10 после отключения смазки.   График изменения температуры  металла ЦСД турбины К-500-240-2 ст.№10 после отключения смазки.   График изменения температуры  баббита сегментов упорного подшипника турбины К-500-240-2 ст.№10 после отключения смазки.   График изменения температуры  баббита опорных подшипников  турбины К-500-240-2 ст.№10 после отключения смазки.	100 500 000 019 001     100 500 000 019 002   100 500 000 019  003   100 500 000 019 004     100 500 000 019 005         100 500 000 019 006         100 500 000 019 007             100 500 000 019 008	А 1х2     А 1   А 1   А 1     А 1         А 1         А 1             А 1

 

 

 

 

 

 

Потапов Андрей Петрович, гр. УЗТ-23

Совершенствование режима останова турбины К-500-240-2 с составе энергоблока  мощностью 500 МВт

Руководитель: Похорилер В.Л.

Екатеринбург, 2005.

Пояснительная записка  -      с., Графическая  часть - 8л.

 

ТУРБИНА, ОСТАНОВКА, СИСТЕМА СМАЗКИ , ОТКЛЮЧЕНИЕ, ПОДШИПНИК, БАББИТ, ТЕМПЕРАТУРА, КОРПУС, РАСХОЛАЖИВАНИЕ, ВОЗДУХ

 

         Произведён анализ условий, определяющих  надёжность остановленных турбин  при отключении подачи масла  на подшипники при повышенных  температурах металла ЦВД и  ЦСД на турбинах различных  типов. Выполнено обобщение экспериментальных  данных, полученных ранее в опытах с отключением систем смазки при повышенных температурах металла.

         Описаны  опыты по экспериментальной проверке  режимов остановки турбин К–500–240–2  с   отключением  систем  смазки  при  температурах  ЦВД 240–250ºС и температурах  ЦСД 260-300ºС, подтвердившие их надёжность. При остановке турбины использовалась усовершенствованная технология, снижающая максимум температур баббита подшипников после отключения системы смазки и уменьшающая время тепловой стабилизации подшипников. Она предусматривает подачу воздуха в проточную часть турбины для отвода теплоты от участков ротора, прилегающих к опорным подшипникам.

         Проверена       возможность        охлаждения  подшипников  турбины   К-500-240-2 путём подачи масла от насосов  гидроподъёма ротора при отключенной системе смазки. Такой режим может быть использован на остановленной турбине без предварительного её расхолаживания.

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Целый  ряд  ремонтных  работ,  выполняемых на остановленных  турбинах, могут выполняться только после отключения системы смазки или прекращения подачи масла от этой системы на подшипники. К ним относятся работы, требующие вскрытия самих подшипников, а также вскрытия проточной части турбины, вскрытия генератора, а также другие работы, требующих опорожнения маслопроводов, маслобака и т.п.

Действующие инструкции по эксплуатации паровых турбин различных типов  определяют возможность отключения подачи масла на подшипники при температуре  металла ЦВД и ЦСД, как правило, не выше 150–170ºС. Необходимость обеспечить к началу рассматриваемых ремонтных работ сравнительно низкую температуру металла турбины заметно увеличивает время простоя турбины при выводе в ремонт по перечисленным выше причинам. Это обусловлено значительными затратами времени на остывание турбины в зоне низких температур металла. Так, при естественном остывании снижение температуры металла высокотемпературных цилиндров на 10 гр. С. в диапазоне низких температур (250-300ºС) занимает от 5 до 10 часов. При принудительном расхолаживании турбины воздухом снижение температуры    на эту    величину в зоне низких температур занимает около 3,0 – 4,0 часов.

Выполненный ранее анализ, подтверждённый отдельными опытами, показал, что выбор  температуры металла, допускающей  отключение системы смазки недостаточно обоснован и имеются возможности заметного её повышения – до 250–300ºС и выше в зависимости от типа турбины. При этом появляется возможность значительно сократить затраты времени на ремонт турбины при естественном остывании. Заметная экономия времени достигается и при расхолаживании турбин. В последнем случае может быть получен и другой эффект – упрощение технологии расхолаживания турбины   Например, вместо комбинированного расхолаживания использовать только расхолаживание под нагрузкой или процесс расхолаживания может быть прекращён при более высокой температуре металла цилиндров.

В настоящее время различными организациями  проводится комплекс работ по обоснованию  возможности указанного повышения  температуры металла с последующей  корректировкой действующих инструкций по эксплуатации. Обоснованный выбор температуры металла, допускающей отключение системы смазки и ВПУ, требует проведения экспериментов для турбин каждого типа.

Значительную работу в этом направлении  проводит научно – исследовательская    лаборатория  турбостроения ( ОНИЛ ТС )  при  кафедре "Паровые и газовые турбины" УПИ. Ею в сотрудничестве с заводами – изготовителями турбин выполнен целый ряд работ по обоснованию возможности повышения  температуры  при отключении системы смазки теплофикационных   турбин,  выпускаемых ПО ТМЗ : Т–100/120–130,       ПТ– 135/165–130/15, Т–175/210-130. Аналогичные    работы    выполнены   на  блочных конденсационных турбинах,  выпускаемых ЛМЗ – К–200–130 и      К–800–240–5.

На Рефтинской ГРЭС, входящей  в  состав Свердловской энергосистемы, эксплуатируются турбины К–500-240–2 производства Харьковского турбинного завода (ХТЗ), для которых действующими инструкциями установлена предельная температура металла ЦВД и ЦСД, при  которой   допускается  отключение   системы смазки (СС),   равная 150ºС. Для турбин этих типов работы по обоснованию возможности повышения указанной температуры, насколько известно авторам отчёта, ранее   не выполнялись.   Учитывая   это,  в   рамках   хоздоговорной НИР № 01836, выполняемой ОНИЛ ТС  по заказу  Свердловэнерго,  был выполнен анализ, который показал, что для турбины  типа К–500–240–2 возможно    повышение   рассматриваемой   температуры  до  240/260ºС (ЦВД / ЦСД). Экспериментальная проверка соответствующих режимов остановки турбин, выполненная в 1990–1991г.г. подтвердила эту возможность. Дополнительный эффект был достигнут за счёт внедрения новой технологии останова турбины, разработанной авторами отчёта,  в соответствии с которой расхолаживание турбины продолжалось и после отключения СС. Кроме того, на турбине К–500–240–2 была проверена возможность отключения подачи масла на подшипники турбины этого типа после её остановки без расхолаживания; в этом случае охлаждение подшипников обеспечивалось насосами гидроподъёма ротора.

Результаты теоретического анализа и экспериментальной проверки режимов остановки турбин мощностью 500 МВт Рефтинской ГРЭС с отключением системы смазки при повышенных температурах ЦВД и ЦСД, излагаются в настоящем отчёте.

 Работа  выполнялась   при   активном   содействии    работников ХТЗ:   В.А. Палея, Вишневецкого. Активное участие в её проведении приняли работники Рефтинской ГРЭС (зам. главного инженера Л.Л. Грехов,   начальники цехов  Г.С. Юшков, Г.А. Жугрин, зам. нач. цехов Б.Е. Пивник,       Г.И. Чурбакова). 

                                                                                                                                                                                                           

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Описание  оборудования и пусковой схемы  блока 500 МВт.

 

1. Прямоточный котел П-57-2.

 

Прямоточный котельный  агрегат СКД Пп № 1650/255 предназначен для работы в блоке с турбиной К-500-240-2 с генератором ТГВ-500. Завод-изготовитель - Подольский машиностроительный завод  им. Орджоникидзе.

Котёл рассчитан на сжигание экибастузского угля следующего состава:

 

Q^Р_Н   4165ккал/кг

Углерод С  44,6%

Сера    0,66%

Водород Р  2,86%

Кислород О₂ 4,64%

Азот   0,8%

Влажность  9%

Зольность А_р 37,44%

 

Котёл П-57-2 при номинальной  нагрузке имеет следующие параметры:

 

Первичный тракт

 

1. Паропроизводительность  к.а.      1650т/ч

2. Давление пара на  выходе из к.а.      255кг/см²

3. Температура первичного  пара за к.а.     545°С

4. Температура питательной воды      277°С

5. Температура воды за ВЭ       314°С

6. Температура среды за НРЧ-1      361°С

7. Температура среды за НРЧ-2      385°С

8. Температура воды за ПЗ       400°С

9. Температура воды за СРЧ-1      416°С

10. Температура пара за СРЧ-2      445°С

11. Температура пара за ПЭ       467°С

12. Температура пара за ППТО      431°С

13. Температура пара за ВРЧ       445°С

14. Температура пара за ШПП      471°С

15. Температура пара за ШПП-2      513°С

16. Температура пара за КПП       545°С

 

 

Вторичный тракт

 

1. Расход пара через пром. перегреватель     1364т/ч

2. Давление пара на входе в  КППП      42кг/см²

3. Давление пара на выходе  из КППП     40,1кгс/см²

4. Температура пара на выходе  из КППП     545°С

 

Температура пара по вторичному тракту к.а.

 

1. Температура пара на входе  в ППТО     302°С

2. Температура пара  на выходе из ППТО     435°С

3. Температура пара  после смешивания на входе  в КПП-1  392°С

4. Температура пара  за КППП-1      465°С

5. Температура пара  за КППП-2      545°С

 

 

 

Некоторые расчётные  температуры газов по тракту при  Д_ном.

 

1. Температура газов  в ядре факела    1942°С

2. Температура газов на выходе из топки   1277°С

3. Температура уходящих  газов    130°С

4. Температура газов  за РВП     337°С

 

КПД котла (брутто) при  номинальной 

нагрузке составляет      92,40%

Водяной объём первичного тракта    218м³ (до ВЗ-174м³)

Водяной объём вторичного тракта    196м³

Вес металла, работающего  под давлением  2932т

из них легированного     2227т

Общий  вес обмуровочных материалов   2027т

Полный вес металла  котла     7800т

 

Устройство  котлоагрегата

Компоновка  котлоагрегата

 

Котёл выполнен однокорпусным, Т-образной компоновкой.

Выбор однокорпусного котла  обусловлен его меньшей стоимостью по сравнению с двухкорпусным  котлом такой же производительности.

Меньшая стоимость объясняется  следующими причинами:

1. Уменьшенное количество паропроводов первичного и вторичного пара;
2. Меньшая металлоёмкость каркаса;
3. Уменьшенное количество запорной и регулирующей арматуры и т.д.

Кроме того, однокорпусный  котёл более удобен в эксплуатации.

Решающим фактором при  выборе Т-образной компоновки явилась  высокая зольность и абразивность золовых остатков экибастузского угля. Наличие двух шахт, в которых размещены конвективные поверхности, даёт возможность осуществления умеренных скоростей газа в них (6,9÷7,3м/сек) и, следовательно, повышает надёжность этих поверхностей с точки зрения абразивного износа.

Кроме того, Т-образная компоновка обладает ещё рядом достоинств по сравнению  с П-образной компоновкой.

Установка 2-х конвективных шахт уменьшает  глубину каждой из них и тем  самым уменьшает тепловые развёртки  по глубине. Двойной фронт выхода газов уменьшает высоту газовых окон (снижает тепловую развёртку по высоте), улучшает аэродинамику потолка при входе в горизонтальный газоход.

Увеличение фронта выхода газа из топки даёт возможность увеличить  поверхность нагрева ширм, увеличить коэффициент радиации пароперегревателя, выбрать приемлемые скорости пара и тем самым уменьшить сопротивление пароперегревателя.