Отчет по производственной практике на базе проектно-изыскательского научно-исследовательского института «Теплоэлектропроект»

     Цилиндр низкого давления (ЦНД) – двухпоточный, состоит из трёх частей: средней (отлитой из чугуна) и двух выхлопных частей (сваренных из листовой углеродистой стали, соединённых с отдельным конденсатором. В части низкого давления ЦСД установлены диафрагмы 1÷4 потоков аналогичные по конструкции и весу диафрагм ЦНД 2-го и 3-го потоков. В первом потоке ЦНД отбор пара на регенерацию осуществляется после первой ступени (VII) отбор, а в цилиндре низкого давления (2-ой и 3-ий потоки ЦНД) выполнено три регенеративных отбора: непосредственно из камеры паровпуска (VI-й отбор), а также за 2-й и 3-й ступенями каждого потока (соответственно VIII-й и IX-й отборы). В корпусах верхних и нижних половин ЦНД 1-го, 2-го и 3-го потоков пара (по окружности внутренней части) установлены коллекторы с форсунками орошения мелкодисперсным распылом влаги, используемые для охлаждения выхлопных патрубков ЦНД на режимах холостого хода и малых нагрузок. Система охлаждения  выхлопных патрубков ЦНД включается в работу в процессе разворота турбины при пуске блока и остаётся в работе вплоть до взятия нагрузки 50 МВт. Рабочим телом системы охлаждения выхлопов ЦНД является основной конденсат, который подаётся через фильтры грубой очистки с выдачи КЭН 2-й ступени (Р=18÷23кг/см²; Т=30÷40 С°).

     Выхлопные патрубки турбины не рассчитаны на восприятие внутреннего избыточного  давления, и для их защиты от возможного возрастания давления выше атмосферного на верхней половине корпусов ЦНД каждого потока выполнено по одному атмосферному клапану мембранного типа, которые срабатывают при избыточном давлении 0,05-0,1 кгс/см² и стравливают пар в машинный зал. Ротор ЦВД - цельнокованый, ротор ЦСД - комбинированный: диски части среднего давления (ЧСД) откованы заодно с валом, а диски части низкого давления (ЧНД) насажены на вал с натягом. Ротор цилиндра среднего давления состоит из 12-ти ступеней ЧСД и 5-ти ступеней ЧНД. Первые двенадцать дисков ротора откованы заодно с валом, последние пять – насадные. В настоящее время ротор среднего давления эксплуатируется без лопаток пятых ступеней ЧНД.

     Ротор двухпоточного ЦНД – сборный, состоит из десяти ступеней (по пять в каждом потоке), диски посажены на вал с натягом. В настоящее время РНД эксплуатируется без лопаток пятых ступеней (лопатки 5х ступеней демонтированы согласно рекомендациям НИИ «Турбомашин» из-за большого эрозийного износа выходных кромок лопаток). Электрическая мощность, развиваемая ЦВД примерно 100 МВт, ЦСД - 125 МВт, ЦНД - 75 МВт. Направление вращения валопровода турбины по часовой стрелке, если смотреть на него со стороны переднего подшипника в сторону генератора. Роторы ЦВД и ЦСД соединены между собой жесткой муфтой, полумуфты которой откованы заодно с каждым из роторов. Роторы среднего и низкого давления, а также низкого давления и генератора соединены между собой жесткими муфтами, полумуфты которых насажены на концы валов. С целью уравновешивания относительного расширения роторов и осевого давления, воспринимаемого упорным подшипником, потоки в ЦВД и ЦСД направлены в противоположные стороны.

     Значения критической частоты вращения системы роторов турбины типа К-300-240-2 и  генератора типа ТГВ-300 следующие:

- первая критическая частота вращения в диапазоне 1100÷1750 об/мин;

- вторая - 1900÷2550 об/мин;

- третья - 2750÷2850 об/мин..

      Валопровод турбины состоит из "гибких" роторов, для которых рабочая частота вращения выше первой критической. Ротор высокого давления - одноопорный, остальные роторы опираются каждый на два опорных подшипника. Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбогенератора 50 ¹/с (3000 мин ^-1). Подшипники № 1 и № 2 (передний и средний) смонтированы в выносных опорах. Опорные подшипники №№ 3, 4, 5 установлены в опорах, встроенных в выхлопные патрубки ЦНД. Опора переднего подшипника воспринимает и передает на фундамент статическую нагрузку от массы корпуса ЦВД, а также участвует в организации тепловых перемещений турбины. Средняя опора воспринимает и передает на фундамент нагрузку от масс ЦВД и ЦСД, а также статическую и динамическую нагрузку от роторов среднего и высокого давления. В опоре, кроме опорного подшипника № 2, размещаются упорный подшипник и муфта РВД - РСД. Упорный подшипник воспринимает осевое усилие роторов, и выполнен в виде упорного гребня, с каждой стороны которого расположены упорные колодки.

     Для обеспечения нормального взаимного положения и перемещения корпусов турбины при изменении теплового состояния предусмотрены вертикальные, продольные и поперечные шпонки. Фикспункт турбины расположен на средней раме передней части ЦНД. Осевое расширение турбины от фикспункта происходит в сторону переднего подшипника и в сторону генератора. Фикспункт турбины образован двумя поперечными шпонками. При номинальном режиме работы длина турбины возрастает почти на 50 мм по сравнению с холодной, поэтому крепление турбины на фундаменте осуществляется таким образом, чтобы тепловое расширение ее было свободным в определенных направлениях. В осевом направлении (от фикспункта): в сторону первого подшипника - до 37,5 мм, в сторону генератора - до 12,5мм; в боковые стороны расширение ЦНД до 6,5 мм.

      Для обеспечения равномерного прогрева при пуске и равномерного остывания при останове турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ). Валоповоротное устройство, установленное за 5-м подшипником ЦНД, вращает валопровод с частотой 3,6 об/мин. ВПУ состоит из электродвигателя мощностью 55 кВт, понижающего трехступенчатого редуктора, передающего крутящий момент на  зубчатый венец. Между двигателем и редуктором для смягчения ударной нагрузки установлена муфта втулочно-пальцевая. Смазка ВПУ принудительная, от напорного маслопровода системы смазки через запорный вентиль.

      Режим работы турбины в настоящее время – маневренный. Нагрузка 160÷290 МВт в течение суток согласно диспетчерскому графику. Для удовлетворения требований защиты и контроля за работой турбоагрегата предусмотрена система контроля тепломеханического состояния турбин, предназначенная для:

- измерения, контроля механических параметров турбины во всех режимах эксплуатации и формирования сигналов в систему защиты энергоблока;

- контроля температуры металла и автоматического управления подачей конденсата на охлаждение выхлопных патрубков ЦНД.

     Турбина К-300-240-2 Зуевской ТЭС снабжена гидродинамической системой автоматического регулирования, с прямыми и обратными гидравлическими связями. В системе предусмотрен ввод электрических сигналов различной величины и длительности, что позволяет турбине работать с разнообразными блочными регуляторами (частоты, мощности и давления пара).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. ОБЕСПЕЧЕНИЕ  ТОПЛИВОМ

    Проектным топливом для котлов Зуевской ТЭС является уголь марки ГСШ.

Характеристика  проектного топлива:

- низшая теплотворная способность топлива .... Q^р_н = 4730ккал/кг;

- зольность на рабочую массу …………………. А_р = 20,9%;

- влажность на рабочую массу …………………. W_р = 10,9%;

- серосодержание на рабочую массу …………… S_р = 1,2%;

- выход летучих веществ ……………………….. V_р=40,0%.

     В настоящее время на Зуевской ТЭС используется каменный уголь марок ГСШ, ДГСШ, ДГ. Поставщиками угля являются шахты, которые входят в объединения «Добропольеуголь», «Селидовуголь», «Павлоградуголь» и «Донецкуголь». Качественная характеристика, используемого на электростанции твердого топлива приведена в таблице 5.1

    Для поддержания стабильности процесса горения используются: природный газ (низшая теплотворная способность 7780÷8500 ккал/нм³) и мазут марки М-100 (низшая теплотворная способность 8760÷9120 ккал/кг).

Таблица 5.1 Качественная характеристика твердого топлива

Марка угля	Зольность (Ар), %	Влажность (Wр), %	Низшая теплотворная способность (Qрн), ккал/кг
ГСШ (0-13)	22,5	9,46	5280
Г (0-100)	25,1	11,97	4879
ДГ (0-100)	25,9	13,48	4664
ГР (0-200)	21,5	10,8	4726
ДСШ (0-13)	15,2	15,1	5057
Д(0-50)	15,5	9,7	5595
ДГОМСШ (0-50)	12,5	13,4	5127
ДОМСШ (0-50)	14,7	14,1	5201

 

      Расчетная характеристика твердого топлива, для модернизированного котла после реконструкции энергоблока:

- марка топлива …………………………………… ГСШ, ДГСШ, ДР;

- низшая теплотворная способность топлива ….. Q^р_н = 4730 ккал/кг;

- зольность на рабочую массу …………………… А_р = 26,7 %;

- влажность на рабочую массу ………………….. W_р = 11,0 %;

- серосодержание на рабочую массу ……………. S_р = 2,5 %;

- выход летучих веществ ………………………... V_р = 40 %.

     В качестве резервного и растопочного топлива используются:

- газ с низшей теплотой сгорания 33,496 МДж/м³ (8000 ккал/м³),

- мазут с низшей теплотой сгорания 38,520 МДж/кг (9200 ккал/кг)

     Расходы расчетного топлива до и после реконструкции для котла типа ТП-312А энергоблока ст. №2 приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2 Расходы топлива до и после реконструкции

Наименование	До модернизации (фактические)			После модернизации
	часовые	суточные	годовые	часовые	суточные	годовые
Натуральное топливо
Каменный уголь  марок ГСШ, ДГСШ, ДР, т	144,6	3 470,4	758 282,0	146,63	3 519,12	850 454,0
Природный газ, нм3 (пусковые операции)	-	-	2 340 000	-	-	2 340 000
Мазут, т (пусковые операции)	-	-	354,25	-	-	354,25

 

 

 

    Условное топливо (низшая теплотворная способность 29,33 МДж/кг), тут

Уголь марок  «ГСШ»	97,7	2 344,8	512 382,3	99,08	2 377,92	574 663,92
Природный газ (пусковые операции)	-	-	2 674 29	-	-	2 674,29
Мазут (пусковые операции)	-	-	465,59	-	-	465,59

 

    Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию энергоблока ст.№2  до реконструкции составлял 351,67 гут/кВтч, после – 338,24 гут/кВтч; на отпущенную тепловую энергию до реконструкции 40,6 кгут/ГДж, (170,1 кгут/Гкал), после – 38,57 кгут/ГДж (161,61 кгут/Гкал).

     Расходы топлива после реконструкции остаются практически на том же уровне (увеличение суточного расхода топлива на котел по сравнению с фактическими данными составляет менее 1,4 % и равен проектному расходу топлива при увеличении установленной электрической мощности энергоблока на 5%), в связи, с чем реконструкция топливного хозяйства не требуется.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. ОБОРУДОВАНИЕ  ПЫЛЕГАЗОВОЗДУШНОГО ТРАКТА КОТЛА

    Для обеспечения оптимального режима горения топлива необходима эффективная работа всего пылегазовоздушного тракта котлоагрегата, который включает в себя следующие системы: пылеприготовления, пылетранспорта, дозирования топлива и распределения пыли по горелкам, а также системы подачи и распределения первичного и вторичного воздуха по горелкам котла.

    Котельный агрегат снабжен двумя индивидуальными замкнутыми системами пылеприготовления, расположенными с фронта котла, с одним общим бункером пыли. Каждая пылесистема оборудована одной шаровой барабанной мельницей типа Ш-50А, размольной производительностью 80 т/ч (при тонкости пыли за сепаратором R₉₀=28%, шаровой загрузке 80 тонн и вентиляции 170тыс. м³/ч), одним сепаратором пыли СПЦВ-5500/2000, одним циклоном типа ЦН-15-4250. Мельницы шаровые типа ШБМ 370/850 (Ш-50А), производства Сызранского турбостроительного завода, предназначены для размола углей марки ГСШ. Наибольший размер кусков угля, загружаемых в барабан не выше 15 мм. Мельница представляет собой цилиндрический, горизонтально расположенный, вращающийся барабан, который цапфами торцевых стенок опирается на коренные подшипники и приводится во вращение электродвигателем типа СДСЗ-2000-100, мощностью 1600 кВт, передающий вращение на барабан через промежуточный вал и зубчатую пару.

Техническая характеристика мельницы ШБМ 370/850 (Ш-50А)

диаметр барабана ……………………………………… 3700 мм

длина барабана ………………………………………… 8500 мм

производительность  при размоле ГСШ ……………… 70÷75 т/час

тонина помола, R₉₀ …………………………………….. 25 %

частота вращения барабана …………………………… 17,62 об/мин

диаметр патрубков  …………………………………….. 1700 мм

диаметр шаров  …………………………………………. 40 мм

твердость шаров  ……………………………………….. 350÷400 НВ

шаровая загрузка ………………………………………. 87 т