75 группа 2 вариант / Выпускная квалификационная работа / Записка / Пояснительная записка

дымовая труба высотой 320 метров с кремнебетонным газоотводящим стволом в железобетонной оболочке.

Инженерно-бытовой корпус расположен между главными корпусами энергоблоков 300 МВт и 1200 МВт. он состоит из нескольких сблокированных зданий. В нём размещаются центральный щит управления, автоматизированная система управления технологическими процессами электростанции, цеха и отделы. Инженерно-бытовой корпус соединяется переходными мостиками с главными корпусами.

1.2. Выбор места строительства КГРЭС

Выбор площадки для строительства КГРЭС на правом берегу Волги, в устье небольшого волжского притока реки Шача, в сорока километрах от Костромы определяется тремя основными условиями:

1.Дефицитом электрической мощности в близлежащем экономическом районе.

2.Обеспеченностью водой. (Горьковское водохранилище на Волге).

3.Наличием удобных транспортных связей.

1.3. Выбор мощности КГРЭС

Технико-экономические исследования определили конечную мощность электростанции 4800 МВт. Наращивание мощности электростанции осуществлялось тремя очередями. Мощность первой очереди 1200 МВт - обеспечена четырьмя дубль-блоками по 300 МВт. Турбоагрегаты первой очереди ГРЭС введены в эксплуатацию за период с июня 1969 г. по декабрь 1970 г. Вторая очередь также имеет мощность 1200 МВт обеспеченную более совершенными моноблоками по 300 МВт. Энергоблоки второй очереди вводились с декабря 1971 г. по июнь 1973 г. Третья очередь в настоящее время представлена одним блоком мощностью 1200 МВт, пущена в 1980г. В настоящее время мощность КГРЭС составляет 3600 МВт.

1.4. Сооружения электрической части

Выдача электрической мощности от электростанции производится на напряжениях 220 и 500 кВ. Энергоблоки 300 МВт через трехфазные повышающие трансформаторы мощностью 400 МВА соединяются с ОРУ 220 кВ и ОРУ 500 кВ.

Генератор энергоблока 1200 МВт присоединяется к ОРУ 500 кВ через три однофазных трансформатора мощностью 533 МВА.

ОРУ 220кВ выполнено с двумя системами шин и обходной системой шин. ОРУ 500 кВ выполнено по схеме многоугольника. Связь между ОРУ 220кВ и ОРУ 500 кВ осуществляется через группу автотрансформаторов сум-

11

марной мощностью 801 МВА, которая одновременно служит для выдачи мощности одного из дубль-блоков 300 МВт.

Собственные нужды энергоблоков 300 МВт покрываются на напряжении 6 кВ от трансформаторов мощностью 25 МВА, энергоблока 1200 МВт - от трансформатора мощностью 40 МВА.

Для энергоблоков 300 МВт имеется два резервных трансформатора напряжением 220/6 кВ мощностью по 32 МВА, для энергоблока 1200 МВт мощностью 63 МВА.

1.5. Управление и автоматика

Управление и контроль за работой оборудования блоков осуществляется с блочных щитов управления. На блоках 300 МВт таких щитов четыре (1 БЩУ на два блока). Энергоблок 1200 МВт имеет свой отдельный щит управления. На блочные щиты установлены приборы регулирования работы основного и вспомогательного оборудования, а также аппаратура, необходимая для пуска и останова энергоблока. Все основные технологические процессы автоматизированы. На блочных щитах установлены информационновычислительные комплексы, а также панели защиты и сигнализации. В состав ИВК блоков 300 МВт входят: 6 комплексов ТВСО-РМОТ на блоках 2,4- 8. На блоках 2 и 4 ТВСО и два РМОТ, на остальных блоках по одному РМОТ. ТВСО (терминалы вычислительной связи с объектом) предназначены для сбора, предварительной обработки и передачи в локальную вычислительную сеть (ЛВС) аналоговой и дискретной информации электрической части ГРЭС и общестанционного уровня. РМОТ (рабочее место оператора технолога) отображает аналоговую и дискретную информацию на экранах телевизоров.

На каждом комплексе функционирует программная система ОПРОС и программа КВП (контроль выбегов параметров).

Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергоблока 1200 МВт представляет собой сложную систему для выработки и реализации управляющих воздействий на энергоблок, с применением методов оптимального управления, современных средств вычислительной техники, функционально-группового управления, автоматического регулирования, связи, а также традиционных средств контроля и управления. В состав ИВК блока 1200 МВт входят два вычислительных комплекса СМ-2М с периферийным оборудованием и информационный комплекс М-60.

В состав М-60 входят 2 УКДД (устройства коммутации дискретных датчиков), 12 УКНП (устройств коррекции, нормирования, преобразования для аналоговых данных), ПИК (пульт информационного комплекса), 8 цифровых приборов (расположенных на БЩУ-5), 2 УСВК (устройства связи с вычислительным комплексом).

Аналоговая информация от датчиков поступает в УКНП, где она преобразуется в спец. коды. Дискретная информация от датчиков поступает в УКДД,

12

где она так же преобразуется в спец. коды. Из УКНП и УКДД информация через УСВК поступает в ВК. Там она поступает в программные комплексы, решающие целый ряд задач:

ОКО - обобщённый контроль и отображение информации на экране ЭЛИ (электронно-лучевых индикаторов, а проще говоря, цветных телевизоров);

РАС - регистрация аварийных ситуаций;

АДЗ - анализ действия защит;

ТЭП - расчёт технико-экономических показателей;

СОВ - система оптимизации вакуума;

ФСОТ - функция связи с оператором-технологом;

СПИПП - сбор и представление информации о переходных процессах.

Выходная информация ИВК в виде фрагментов, таблиц, графиков поступает к потребителю: персоналу КТЦ-2, ПТО, ЦНИО и т. д. На каждом блоке есть ПК с системой вибродиагностики . Кроме этого есть 4 ПК (по 2 на каждую очередь) с системой контроля водно-химического режима. На блоке также 2 ПК с системой контроля водно-химического режима.

АСУ ТП энергоблоков связана с автоматизированной системой управления технологическими процессами электростанции АСУ ТП ГРЭС центрального щита управления. АСУ ТП ГРЭС производит расчет технико-экономических показателей работы электростанции и оптимизацию распределения нагрузок между энергоблоками. В состав ИВК АСУ ТП ГРЭС центрального щита управления входят:

ТВСО ЦЩУ – осуществляет сбор и предварительную обработку информации об оперативных параметрах главной схемы электрических соединений ГРЭС, основных параметрах ГРП 1-3, других общестанционных параметрах, а также о переключении выключателей 6 кВ собственных нужд блоков 1-9.

ТВСО РЩ-220 – осуществляет сбор и предварительную обработку информации о состоянии коммутационных аппаратов ОРУ-220 кВ. Программный оперативно-информационный комплекс (ОИК) работающий на персональных компьютерах (PC) под управлением М8В08 (операционная система) по локальной вычислительной сети (ЛВС). ОИК включает в себя следующие устройства:

1.PC ОИК - выполняет следующие функции:

сбор информации с ТВСО РЩ-220 через PC РЩ-220, ТВСО ЦЩУ, ВК СМ-2М блока 9 через PC ИВК бл.9, ее обработку и передачу на сервер "А8И8ТАК";

передача информации в ОИК АО «Костромаэнерго».

2.Сервер АСУ ТП ГРЭС "А8ШТАК" :

хранит архивы, базы данных и адреса PC АСУ ТП ГРЭС;

организует обмен данными с клиентами сетевых задач;

13

обеспечивает поддержание единого времени на PC АСУ ТП ГРЭС.

3.PC пользователей (оперативный и управленческий персонал) - производят представление оперативному персоналу и другим пользователям по запросу технологической информации, имеющейся на сервере "А8и8ТАК".

4.АСУ ТП ГРЭС решает следующие основные задачи:

коммерческий учет выработки и распределение электроэнергии;

коммерческий и технический учет потребления природного газа ГРЭС;

регистрация и представление оперативному персоналу ЦЩУ, а также пользователям сети АСУ ТП следующей технологической информации:

•по потреблению природного газа;

•по параметрам работы основного электрооборудования ГРЭС;

•по диспетчерскому графику нагрузки;

•по переключению коммутационных аппаратов на ОРУ220 кВ и срабатыванию устройств РЗА на РЩ-220 кВ;

•по переключению выключателей 6 кВ питания СН блоков 1-9;

•по общестанционным параметрам, автоматизированное ведение суточной ведомости ЦЩУ; автоматическая

передача технологической информации ГРЭС диспетчеру системы АО«Костромаэнерго»; формирование и передача по электронной почте оперативнокоммерческой информации в ОДУ Центра и смежные системы АО Энерго.

1.6. Топливоснабжение ГРЭС

Топливом для электростанции является высокосернистый мазут и природный газ. Мазут доставляется по железной дороге, а в период навигации – водным путём по реке Волга. Мазут хранится в железобетонных резервуарах полуподземного типа и рассчитан на 15-ти суточный расход при работе станции с номинальной нагрузкой. Разогрев мазута в железнодорожных цистернах производится открытым паром из 13-ти атмосферного коллектора с температурой 255 °С. После разогрева мазут подаётся в резервуары. К форсункам котлоагрегата мазут подаётся с давлением 47 кгс/см2 и температурой

125 °С.

Подача природного газа осуществляется от магистрального газопровода. Газовое хозяйство включает газораспределительную станцию, откуда газ под

14

давлением 11 кгс/см2 подаётся к газораспределительным пунктам электростанции. Таких ГРП на электростанции три. На каждую очередь предусмотрен свой ГРП. При работе электростанции на газовом топливе мазут непрерывно циркулирует по внешнему мазутному кольцу, которое проходит непосредственно вокруг топочной камеры котлоагрегата на уровне третьего яруса горелок. Пройдя по мазутному кольцу мазут, возвращается на мазутное хозяйство, где вновь подогревается до определённой температуры и затем мазутными насосами 1-го и 2-го подъёма подаётся либо вновь во внешнее мазутное кольцо, либо к мазутным форсункам в зависимости от необходимости.

1.7. Водоснабжение ГРЭС

Система технического водоснабжения Костромской ГРЭС прямоточного типа. Источником водоснабжения является Горьковское водохранилище на реке Волга. Подводящий канал открытый, земляной, с укреплёнными бетоном берегами. Водозабор циркуляционной воды – глубинный, осуществляется тремя береговыми насосными станциями. Каждая БНС снабжает циркводой отдельную очередь электростанции. На каждый энергоблок приходится по два циркуляционных насоса. Таким образом, береговые насосные станции блоков 300 МВт, т.е. блоков 1-ой и 2-ой очереди оборудованы восьмью циркнасосами каждая, а БНС блока 1200 МВт, оборудована двумя циркнасосами. Каждый циркнасос, как на блоках 300 МВт, так и на блоке 1200 МВт, вертикальнопропеллерного типа. Насосы снабжены поворотно-лопастными устройствами, что позволяет регулировать их производительность в зависимости от нагрузки блока. Кроме того, циркнасосы блока 1200 МВт являются двухскоростными агрегатами, что также существенно повышает их маневренность.

Отводящие каналы выполнены двух видов: закрытые – из сборного железобетона и открытые – земляные.

Водоснабжение ГРЭС включает комплекс гидротехнических сооружений, обеспечивающих поступление воды из реки Волги через глубинный водозабор и рыбозаградитель по подводящему каналу, шириной по дну 20 метров, проложенному параллельно главному корпусу по территории пристанционного узла до блочной насосной станции энергоблока № 9, на нужды энергоблоков с последующим возвратом теплой воды в реку Волга. Максимальный расход воды на нужды энергоблоков № 1-8 в летний период составляет 288000 м3/час.

Вдоль главного корпуса проложены четыре подземных железобетонных канала (по одному на два энергоблока), по которым вода сливается через сбросное сооружение по отводящему каналу в залив реки Шачи. Четвертый железобетонный канал соединен со сбросным сооружением энергоблока № 9 для обеспечения теплой водой рыбоводное хозяйство на случай его останова.

Выход воды со сбросного сооружения энергоблока № 9 выведен вверх реки Волги на 5 км. Для предотвращения забивания вращающихся сеток циркуляционных насосов шугой выполнена перемычка между 4-м сбросным и

15

подводящим каналом, с установкой в колодце ШК-IV двух поворотных шандор. Перемычка смонтирована в районе рыбозаградителя.

Часть воды, поступающей от ЦЭН, отбирается подъемными насосами эжекторов (ПНЭ) на эжекторы энергоблоков, а также используется на охлаждение масла, огнестойкой жидкости, систему охлаждения газа генератора, воздухоохладителя электродвигателя ПЭН и резервных возбудителей, подшипники вращающихся механизмов и другие нужды энергоблока.

Насосами сырой воды циркуляционная вода подается на химводоочистку, а также в пожарные водопроводы мазутного хозяйства, внутренние и внешние пожарные кольца главного корпуса.

Для проведения ремонта и осмотра железобетонных каналов имеется система железобетонных колодцев и отключающих шандор. Большая площадь отводящих каналов с трех очередей ГРЭС создала благоприятные условия для организации рыбоводного хозяйства в теплых водах.

16

1.8. Химводоочистка

Для обеспечения потребностей всей электростанции в химобессоленной воде на Костромской ГРЭС введена в эксплуатацию химводоочистка производительностью 500 т/ч. Она работает по схеме коагуляции и трехступенчатого обессоливания. Все процессы приготовления обессоленной воды полностью автоматизированы.

Рис. 1. Схема водоочистки.

17

2.КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Исходя из условий надёжной работы металла в области критических температур, по конструктивным соображениям, учитывая что модернизируемый котёл ориентирован на параметры тепловой схемы с турбиной мощностью 1200 МВт и предназначен для работы в базовой части графика нагрузок, целесообразно принять следующие параметры пара:

Р0 = 23,5 МПа; t0 = 540 °C; Рпп = 3,9 МПа; tпп = 540 °С.

При выборе элементов основного оборудования блока необходимо отме-

Топливо:

основное – высокосернистый мазут: QHP – 9500 ккал/кг;

резервное – природный газ: QHP – 8100 ккал/кг. Расход топлива:

мазут – 273 т/ч;

газ – 314600 нм3/ч.

Внастоящее время котлоагрегат большую часть рабочего периода функ-

ционирует на природном газе. Таким образом, мазут, как основное топливо, утратил данное значение. КПД котельного агрегата брутто:

при сжигании мазута – 93,86 %;

18

при сжигании газа – 94,6 %.

Масса котла – 13500 т.

Топочная камера призматическая, открытая, является восходящим газоходом. В нижней её части на фронтальной и задней стенках в три яруса размещены 56 комбинированных газомазутных горелок (по 10 горелок в верхнем и нижнем ярусе с каждой стороны и 8 горелок в среднем ярусе с каждой стороны).

Цельносваренные экраны на высоте топочной камеры разделены на три радиационные части: нижнюю (НРЧ), среднюю (СРЧ), верхнюю (ВРЧ). В горизонтальном газоходе размещают вертикальный ширмовой пароперерегреватель высокого давления, первую и вторую ступени конвективного пароперегревателя высокого давления, выходную ступень промперегревателя. В опускном конвективном газоходе последовательно по ходу газов расположены промежуточная и входная ступень промперегревателя и водяной экономайзер.

Расчётная производительность по газу горелки составляет 1,53 м3/с (5,54·103 м3/ч), по мазуту – 1,43 кг/с (5,14 т/ч).

Площади сечения для прохода воздуха по внутреннему каналу – 0,194 м2 по периферийному каналу – 0,308 м2, по каналу газов рециркуляции – 0,3 м2.

На номинальном режиме работы котла воздух и газы рециркуляции имеют следующие скорости на выходе из горелки: воздух внутренний 60,5 м/с, воздух периферийный – 70,5 м/с, газы рециркуляции – 19,9 м/с.

Котлоагрегат не имеет собственного несущего каркаса и подвешивается к металлоконструкциям здания котельного цеха.

Главными элементами металлоконструкций, воспринимающими нагрузки массы котлоагрегата и передающими их на колоны здания, являются хребтовые балки, расположенные перпендикулярно фронту котла с шагом 12 м. Пароводяной тракт СКД выполнен двухпоточным с самостоятельным регулированием питания и температуры по каждому потоку. Среда последовательно проходит последующим поверхностям нагрева: водяной экономайзер, подвесные трубы КПП НД, первый ход НРЧ, второй ход НРЧ, СРЧ, ВРЧ, потолочный пароперегреватель, экраны поворотной камеры конвективной шахты. Далее среда двумя потоками проходит ширмовый пароперегреватель, конвективный пароперегреватель первой и второй ступени. Пар из ЦВД турбины поступает в перегревательный тракт низкого давления, который выполнен двухпоточным с самостоятельным регулированием температуры пара каждого потока. Конвективный пароперегреватель выполнен двухступенчатым. Топочная камера, потолок, горизонтальный и опускной газоходы полностью экранированы унифицированными цельносваренными газоплотными панелями, сваренными из плавниковых труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 6 мм (сталь 12Х1МФ) с шагом

46 мм.

Ширмовой пароперегреватель состоит из одного ряда ширм расположенных вертикально. Расстояние между ширмами 644 мм. Каждая ширма состоит из двух камер (входной и выходной) диаметром 159 х 28 мм и 47 параллельно

19

включенных U-образных труб диаметром 32 х 6 мм (сталь 12Х1МФ). Шаг между трубами 35 мм.

Конвективный пароперегреватель состоит из двух частей – выходной и входной. Входная часть состоит из однопетлевых пакетов, 12 входных камер диаметром 273 х 40 мм (сталь 12Х1МФ) и 4 выходных камер диаметром 465 х 65 мм (сталь 12ХШФ).

Каждые 74 пакета и четвертая камера (три входные и одна выходная) составляют самостоятельный блок – контур. Таких блоков по ширме газохода четыре. Змеевики из труб диаметром 42 х 7 мм (сталь 12Х1МФ) устанавливаются в них с продольным шагом 65 мм и шагом по ширине газохода

138 мм.

Выходная часть конвективного пароперегревателя по ширине газохода состоит из четырёх блоков, в которых имеются 222 двухпетлевых пакета змеевиков, 8 входных и 24 выходных камеры диаметром 465 х 65 мм (сталь 12Х1МФ) и диаметром 273 х 63 мм (сталь 12Х1МФ) соответственно.

Каждый пакет состоит из пяти параллельно включенных змеевиков диаметром 42 х 7 мм (сталь 12Х18Н12Т в обогреваемой зоне) установленных с шагом 65 мм. В горизонтальном газоходе расположена выходная ступень пароперегревателя низкого давления. Выходная ступень каждого из четырёх потоков состоит из одной входной камеры диаметром 650 х 30 мм (сталь 12Х1МФ) и одной выходной камеры диаметром 420 х 40 мм (сталь 12Х1МФ ). В двух крайних потоках имеется 112 однопетлевых шестизаходных змеевиков из труб диаметром 60 х 5 мм (всего 672 змеевика), а в средних потоках – 110 однопетлевых шестизаходных змеевиков (всего 660 змеевиков). Змеевики в обогреваемой зоне выполнены из аустенитной стали 12Х18Н12Т, вне обогреваемой зоны из стали 12Х1МФ. Диаметр труб 60 х 5 мм. С целью уплотнения потолка, в случае возможных повреждений, под ним смонтирован "тепловой ящик шатёр".

В опускном газоходе все поверхности нагрева располагаются последовательно: промежуточная и входная ступени пароперегревателя низкого давления и водяной экономайзер.

Все поверхности нагрева КПП НД включены последовательно (по пару) для удобства перебросов пара с одной стороны на другую.

Входящая ступень каждого из шести потоков состоит из одной входной камеры диаметром 465 х 20 мм (сталь 12Х1МФ) и одной выходной камеры диаметром 465 х 30 мм (сталь 12Х1МФ). По высоте КШ входная ступень состоит из двух пакетов с разъёмом между ними 1140 мм.

Промежуточная ступень каждого потока состоит из одной входной и двух выходных камеры диаметром 465 х 30 мм (сталь 12Х1МФ) и 112 трехходовых и четырех заходных змеевиков диаметром 50 х 4 мм (сталь 12Х1МФ), расположенных параллельно фронту в коридорном порядке с шагом 90 мм.

Водяной экономайзер состоит из 12 входных и 12 выходных камер диаметром 273 х 40 мм (сталь 12Х1МФ) и 756 четырехзаходных змеевиков диаметром 32 х 6 мм (сталь 20). Водяной экономайзер выполнен шести поточным и

20