Конденсационный блок

Cтраница 1

Конденсационный блок мощностью 500 МВт ( рис. 3 - 5) состоит из прямоточного котельного агрегата паропроизводительностью 1650 т / ч пара давлением 25 МПа ( 265 кгс / ем2 и температурой 545 С и паровой турбины ХТГЗ - К-500-240 одновалыной, четырехцилиндровой с четырьмя выхлопами в двух ЦНД. Турбина мощностью 500 МВт изготовлена для работы а паре давлением 23 6 МПа ( 240 кгс / см2) и температурой 540 С. Свежий пар к турбине подводится двумя паропроводами диаметром 377X60 мм. После промежуточного перегрева давление пара перед ЦСД составляет 3 52 МПа ( 36 кгс / см2) при температуре 540 С. [1]

Для конденсационных блоков мощностью 300 МВт и теплофикационных мощностью 250 МВт устанавливают по одному питательному насосу с турбопри-водом ( турбонасос), а на блоках большей мощности - по два питательных турбонасоса, каждый на 50 % номинальной подачи. Пар для приводной турбины берется из соответствующего отбора главной турбины. При этом возникают затруднения с пуском котла и блока в целом. Поэтому для блоков мощностью 250 - 300 МВт предусматривают по одному дополнительному питательному насосу с приводом от электродвигателя и с подачей, равной 50 % подачи главного турбонасоса. На станциях с более мощными блоками сооружают особые пусковые котельные с соответствующим давлением пара или дополнительные паровые магистрали для подачи пара к питательному насосу от соседних блоков. [2]

Зависимость относительного изменения КПД от давления промежуточного перегрева р. [3]

На отечественных электростанциях серийные конденсационные блоки мощностью 150 - 200 МВт работают по циклу с одним промежуточным перегревом при начальном давлении 12 7 МПа, а блоки мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт - при начальном давлении 23 5 МПа. Температура вторичного и первичного перегревов во всех случаях равна 540 - 560 С. [4]

Единичная мощность турбоагрегатов конденсационных блоков на ТЭС, входящих в объединенные энергосистемы выбирается возможно более крупной для данного вида топлива с учетом перспективного развития объединенной системы, а на ТЭС, входящих в изолированные системы, - на основе технико-экономического анализа с учетом аварийного резерва и затрат на сетевое строительство. [5]

Единичная мощность турбоагрегатов конденсационных блоков на ЭС, входящих в объединенные энергосистемы, выбирается возможно более крупной для данного вида топлива с учетом перспективного развития объединенной системы, а на ЭС, входящих в изолированные системы - на основе технико-экономического анализа с учетом аварийного резерва и затрат на сетевое строительство, а также перспективного развития. [6]

Наряду с развитием мощных конденсационных блоков происходит значительный прогресс и в теплофикационных установках, занявших большое место в теплоэнергетике страны. [7]

В этих котлах поверхность конденсационных блоков изготовлена из алюминиевых труб. Котлы обслуживали отопительные системы, работающие с обычными перепадами температур 90 / 70 и 80 / 60 С. Была изучена работа другой группы конденсационных котлов теплопроизводи-тельностью от 0 02 до 0 3 Гкал / ч, обслуживающих отопительные системы с пониженной температурой: температура прямой воды колебалась от 38 до 65, обратной воды - от 30 до 50 С. [8]

При отпуске теплоты от мощных конденсационных блоков мощностью 300 МВт и выше подогреватели сетевой воды питаются паром нерегулируемых отборов турбины и устанавливаются хотя бы на двух блоках. При выходе из строя одной из установок остальные обеспечивают 80 % максимальной тепловой нагрузки потребителей. [9]

Аналогичные расчеты проведены для конденсационного блока К-200-130. Соответствующие итоги расчетов для этого блока показаны на рис. 5 - 3, а. На рисунке показано, что зависимости Rn, КУ, Кр от температуры очистки имеют такой же качественный характер, как и для теплофикационного блока ( рис. 5 - 2), несколько отличаясь только - в количественном отношении. [10]

К сетевым подогревателям теплофикационное установки конденсационного блока с турбиной К-200-130 ( рис. 5.14) пар также подводится от двух нерегулируемых отборов и, кроме того, от РОУ, которая включается, когда давление пара в отборах падает и i агрев сетевой воды до требуемой температуры отборным паром не может быть проведен. Конденсат греющего пара из сетевых подогревателей отводится в систему регенеративного подогрева основного конденсата турбины. Неконденсирующиеся газы перепускаются из верхнего подогревателя в нижний и оттуда в конденсатор турбины. В РОУ пар дросселируется до 0 6 МПа и охлаждается до 250 С. Подводится пар к РОУ из холодной нитки промежуточного перегрева турбинной установки. [11]

Цикл Ренкина и регенеративный.| Принципиальная тепловая схема с газовым промежуточным перегревом. [12]

Промежуточный перегрев применяется в настоящее время в СССР для конденсационных блоков на параметры р0 13 МПа, t0 545 С, tna 545 С и на параметры р0 - 24 МПа, t0 545 С, пп 545 С как для конденсационных блоков К-300-240, К-500-240, К-800-240, так и для теплофикационных турбин Т-250-240 Уральского турбомоторного завода. [13]

Вот почему планируется основной ввод мощностей за счет строительства крупных конденсационных блоков с единичной мощностью 300, 500, 800 Мет и больше на сверхкритическое давление. Значительное развитие получат также промышленные ТЭЦ с теплофикационными турбинами высокого давления с единичной мощностью агрегата 100 Мет и больше. [14]

Сравнение рис. 5 - 2 и 5 - 3 показывает, что влияние температуры охлаждения продуктов газификации для конденсационного блока оказывается более сильным. Согласно рис. 5 - 3, б при расчетной стоимости топлива Дт 20 руб / т и п - 0 054 температуру продуктов газификации перед очисткой экономически выгодно снижать до минимума. Вместе с тем при выборе этой температуры следует учитывать ее влияние на качество очистки газов от сернистых соединений. В частности, падение этой температуры ниже 600 С приводит к значительному ухудшению технологических показателей системы очистки. Оптимальное значение температуры очистки в данном случае равно 600 С. [15]

Страницы: 1 2