Проектирование системы водоснабжения для ОАО «Экспериментальная ТЭС»

ОАО «Экспериментальная ТЭС» находится на юго-западе г. Красный Сулин — административного центра Красносулинского района, расположенного на восточной оконечности Донецкого кряжа.

Территория Общества расположена в долине реки Кундрючья, на правом берегу Вербенского водохранилища, которое является источником технического водоснабжения ОАО «Экспериментальная ТЭС».

В 1996 году по инициативе Научно-исследовательского института экологических проблем энергетики (НИИ ЭПЭ) и ОАО «Ростовэнерго» было принято решение о создании не имеющей аналогов в мире опытно-промышленной установки по сжиганию твердого топлива в шлаковом расплаве (ОПУ) (приказ РАО «ЕЭС России» от 18.01.96 г. № 7/2), проект утвержден приказом РАО от 30.07.96 г. № 229.

В 1997 году принято решение о создании опытно-промышленного котла по сжиганию угля в циркулирующем кипящем слое (ОПК ЦКС) (приказ РАО от 31.03.97 г. № 120). В 2001 году ОАО «Институт Ростовтеплоэлектропроект» выполнен проект строительства энергоблока с ОПК ЦКС и турбиной К-55−8,8, который утвержден приказом РАО от 23.04.02 г. № 225. 19.06.2001 г. на основании решений Правления РАО «ЕЭС России» от 23.10.2000 г. № 478пр/3 и Совета Директоров РАО «ЕЭС России» от 16.11.2000 г. № 84 на базе имущества Несветай ГРЭС было учреждено ОАО «Экспериментальная ТЭС». Цель превращения Несветай ГРЭС в ОАО «Экспериментальная ТЭС» — создание на базе существующей производственной инфраструктуры и накопленного кадрового потенциала Несветай ГРЭС эффективного энергопредприятия, располагающего производственными мощностями по отработке новых технологий сжигания твердого топлива с последующей переработкой отходов.

ОАО «Экспериментальная ТЭС» создана в июне 2001 года на базе Несветай ГРЭС.

Задачи, стоящие перед ОАО «Экспериментальная ТЭС»:

* Создание двух новых технологий сжигания твердого топлива, работы по которым уже ведутся на ОАО «Экспериментальная ТЭС»: ОПУ и ОПК ЦКС

* Отработка новых технологий на всех видах твердого топлива для дальнейшего применения в техническом перевооружении котельного оборудования и строительства новых ТЭС.

* Подготовка эксплуатационного, ремонтного и наладочного персонала для электростанций использующих новые технологии сжигания твердого топлива.

* Создание научного центра для разработки и совершенствования новых технологий сжигания твердого топлива.

* Сохранение инфраструктурного и кадрового потенциала электростанции.

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ОАО — открытое акционерное общество;

ТЭС — тепловая электростанция;

ЦКТИ — центральный котло-турбинный институт;

НИИ ЭП — научно-исследовательский институт экологических проблем энергетики;

НД — нормативная документация;

РД — руководящий документ;

ЭД — электродвигатель;

ТКЗ — Таганрогский котлостроительный завод;

ДПВ — деаэратор питательной воды;

КПД — коэффициент полезного действия;

УЗК — ультразвуковой контроль;

ПВД — подогреватель высокого давления несмешиваемого типа;

ПГУ — парогазовая установка.

1. Основная часть

1.1 Основные технические решения, принятые при проектировании

Краткая характеристика котлоагрегата ТП-230−2

В котельной ОАО «Экспериментальная ТЭС», на 5-ом блоке, установлены 3 водотрубных двухбарабанных котлоагрегата №№ 9, 10, 11 с естественной циркуляцией, типа ТП-230−2, паропроизводительностью 240 т/час на давление 110 атм. и температурой перегретого пара 510 0С.

На котлах №№ 9−11 произведена реконструкция пароперегревателя и топочной камеры с установкой слабонаклонного пода с целью улучшения экономичности работы котлов.

Схема главных паропроводов на 5-м блоке выполнена таким образом, что в работе могут одновременно находиться один или два любых котла ТП-230−2 и турбина типа ВК-100−2/5 с усовершенствованной проточной частью высокого давления мощностью 110 МВт, третий котел является резервным.

Камерные токи котлов с жидким шлакоудалением предназначены для факельного сжигания пыли Донецкого антрацитового штыба.

Таблица 1.1

Нормальная тонина помола характеризуется остатками на сите Р=90 — 8−10%.

В топке выполнен шиповой зажигательный пояс с карборундовым покрытием. Топки котлов №№ 9,10,11 оборудованы пылеугольными горелками типа «ЦЗЛ», производительностью 4−5 т/час каждая, расположенными по три на каждой боковой стене и 6-ти мазутными форсунками парового распыления производительностью до 0,80 т/час, служащие для растопки котла и подсветки во время работы.

На котлах №№ 9−11 установлены по 2 сбросных горелки, которые расположены на фронтовой и задней стенках.

На каждом котле блока установлена индивидуальная схема пылеприготовления с двумя тихоходными углеразмольными мельницами типа Ш-16, производительностью 16 т/час по АШ и бункерами сырого угля емкостью по 130 тонн каждый.

На каждом котле установлено 2-а дутьевых вентилятора типа ОРГРЭС О68−161 производительностью 120 000 м3/час и напором 430 мм.в.ст. и два дымососа типа МОЦКТИ -55−40 производительностью 250 000 м 3/час и напором 320 мм.в.ст.

Котлы снабжены:

— не отключающимся конвективным пароперегревателем, состоящим из 1-й и 2-й ступени, предназначенным для нагрева пара до 510 0С: диаметры труб для 1-й ступени 38×4,5 мм, сталь Ст. 20; для 2-й ступени 42×5, сталь 12Х1МФ;

— гладкотрубными водяными экономайзерами 1-й и 2-й ступени, рассчитанными соответственно на подогрев питательной воды в количестве 240 т/час для котлов №№ 9,10,11 от 215 0С до 285 0С, диаметр труб 38×4,5, сталь Ст. 20.

— трубчатыми воздухоподогревателями 1-й и 2-й ступени, рассчитанными на подогрев воздуха для котлов №№ 9,10,11 от 30 0С до 375 0С, диаметр труб 51×1,5 мм, число секций 12. Каждая ступень воздухоподогревателя двухходовая по ходу воздуха и одноходовая по ходу газа. Топочные газы проходят внутри труб, а воздух омывает трубы снаружи.

Температура перегрева пара регулируется с помощью пароохладителя, установленного на стороне насыщенного пара и состоящего из змеевиков наружным диаметров 25 мм, поверхностью охлаждения 32 м², внутри змеевиков протекает часть питательной воды, а пар омывает змеевик снаружи. Пароохладитель рассчитан на снижение температуры перегретого пара на 30 0С при температуре питательной воды 215 0С.

При температуре питательной воды меньше 2150С пароохладитель снижает перегрев более чем на 300С. В исключительных случаях температура пара может регулироваться с помощью впрыска от питательной линии в перепускные трубы до пароохладителя, что нежелательно из-за заноса пароперегревателя солями.

На паросборных камерах котлов №№ 9,10,11 установлены по 2 импульсных предохранительных клапана (описание устройств и принцип работы ИПК см. инструкцию по эксплуатации ИПК).

Параметры котла ТП-230−2 с реконструированной топочной камерой и пароперегревателем представлены в таблице 1.2

Таблица 1.2

На котлах 5-го блока установлено по 2 барабана: основной, внутренним диаметром 1300 мм и разделительный барабан, внутренним диаметром 900 мм.

Питательная вода подается в основной барабан и из него отводится насыщенный пар в пароперегреватель. Уровень воды поддерживается в основном (нижнем) барабане, в который включены все водоуказательные приборы.

Питательная вода из основного барабана направляется по не обогреваемым водоопускным трубам к нижним камерам заднего, фронтового экранов. Пароводяная смесь экранных труб направляется в разделительный барабан. Насыщенный пар из основного барабана по верхним пароотводящим трубам идет на пароохладитель и через потолочные трубы поступает в 1-ю ступень конвективного пароперегревателя, состоящего из двойных змеевиков, и далее в соответствующую промежуточную камеру. Выходя из промежуточных камер пар проходит двойные змеевики — 2-й ступени конвективного перегревателя, поступает в коллектор перегретого пара, откуда восемью трубами перегретый пар отводится в паросборную камеру, соединенную непосредственно с главным паропроводом.

В барабанах котлов №№ 9,10,11 установлены устройства для сепарации пара ЦКТИ ТКЗ, усовершенствованная ОРГРЭС.

Общие требования к проектированию трубопроводов Трубопроводы тепловых электрических станций служат связями между отдельными элементами тепловой схемы. Трубопроводы на современных электростанциях являются сложными конструкциями и состоят из следующих элементов и устройств: труб (прямых и гнутых) и средств соединения их между собой (фланцев, сварных соединений); фасонных частей (тройников, колен, переходов.); трубопроводной арматуры (запорной, регулирующей, автоматической); трубопроводных элементов КИП (измерительных сопл и диафрагм, штуцеров для присоединения манометров и др.); защитных устройств (предохранительных клапанов, дренажей, воздушников); опор и подвесок для крепления трубопроводов.

Стационарные трубопроводы испытывают на себе различные механические и тепловые нагрузки как стороны протекающей в нитх среды, так и от самих трубопроводных устройств и должны выдерживать эти нагрузки без опасных деформаций и разрушений в течение всего срока службы.

На трубопровод в течение всего времени его эксплуатации действуют следующие постоянные нагрузки: нагрузки от давления транспортируемой среды вызывающие в его материале деформации растяжения, нагрузки от веса труб, транспортируемой среды и тепловой изоляции трубопровода распределенные по длине трубопровода, нагрузки от веса трубопроводной арматуры, опорных реакций, ответвлений, сосредоточенные в точках их приложения. Эти нагрузки вызывают в материале трубопровода деформации изгиба, а в некоторых случаях и кручения.

На трубопровод могут действовать также компенсационные нагрузки от его теплового удлинения, распора встроенных компенсаторов трения в опорах. Трубопроводы могут также нести временные нагрузки, действующие только в период монтажных работ или ремонта. К таким нагрузкам относятся нагрузки при гидравлических испытаниях. Возможны также нагрузки от неравномерного прогрева трубопровода при его пуске, защемлении опор или чрезмерном трении в них.

К внутренним относятся нагрузки от давления транспортируемой среды, все остальные нагрузки являются внешними. Таким образом, работа трубопровода происходит под воздействием ряда нагрузок в различных направлениях и вызывающих в материале сложные напряжения, усугубляемые в иных случаях разупрочнением этого материала под влиянием высоких температур транспортируемой среды.

Способность трубопровода длительно сопротивляться воздействию этих нагрузок без опасных деформаций называется прочностью трубопровода, которая определяется разными факторами, в том числе и прочностью материалов, из которых изготовлены трубы, детали и элементы трубопровода.

Проекты трубопроводов и их элементов, а также проекты их монтажа и реконструкции должны выполняться специализированными организациями.

Расчеты трубопроводов на прочность с учетом всех нагружающих факторов (давление, вес, температурное расширение и т. п.) должны производиться по нормам, утвержденным в установленном порядке.

На основании данных расчетов специализированная организация устанавливает расчетный срок службы для трубопроводов всех категорий, а также расчетный ресурс для трубопроводов I и II категорий (при условии, что число их пусков из холодного состояния за расчетный срок службы не превысит 3000). Для всех остальных трубопроводов должно быть установлено расчетное число пусков из холодного состояния. Установленные расчетные характеристики должны быть внесены в паспорта трубопроводов [2], приложение 2.

Трубопроводы должны быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения всех видов контроля, требуемых Правилами.

Соединение деталей и элементов трубопроводов должно производиться сваркой.

Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопроводов к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.

Резьбовые соединения допускаются для присоединения чугунной арматуры на трубопроводах IV категории с условным проходом не более 100 мм.

Тройниковые соединения, изготовляемые из труб с продольным швом, допускается применять для трубопроводов III и IV категории; при этом должна быть выполнена проверка качества всех сварных соединений радиографией или ультразвуковым методом (УЗК).

Трубопроводы и несущие металлические конструкции должны иметь надежную защиту от коррозии.

Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 55 0С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна превышать 55 0С.

На трубопроводах I категории в местах расположения сварных соединений и точек измерения ползучести металла должны быть установлены съемные участки изоляции.

Вварка штуцеров, дренажных труб, бобышек и других деталей в сварные швы, а также в колена трубопроводов I и II категории не допускается.

Определение категории трубопровода При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать [2], по п. 1.1.4, 1.1.5:

для трубопроводов питательной воды после деаэраторов повышенного давления номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;

для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления (ПВД) — наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой — 1,05 номинального давления насоса), и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности, и должна быть указана в проектной документации.

Температура среды максимальная 2150С.

Давление до питательных насосов 0,49 МПа. При температуре среды 115ч2500С и давлении 0,07ч1,6 МПа трубопровод относится к категории IV [2], по п. 1.1.

Давление от питательных насосов 12 МПа, температура среды 2150С. Трубопровод относится к категории I, группа 4[2], по п. 1.1

1.2 Выбор основных параметров трубопроводов системы водоснабжения парового котла ТП-230

1.2.1 Выбор материала трубопровода

Для изготовления, монтажа и ремонта трубопроводов и их деталей, работающих под давлением, должны использоваться материалы и полуфабрикаты, допущенные к применению Госгортехнадзором России.

Применение новых материалов и полуфабрикатов разрешается Госгортехнадзором России на основании положительного заключения специализированной организацией.

Поставка полуфабрикатов (их сдаточные характеристики, объем и нормы контроля) должна проводиться по НД, согласованной в установленном порядке.

Данные о качестве и свойствах материалов и полуфабрикатов должны быть подтверждены предприятием — изготовителем материала или полуфабриката и соответствующей маркировкой. При отсутствии или неполноте сведений (маркировки) организация-изготовитель или специализированная организация, проводящая монтаж или ремонт трубопровода, должны провести необходимые испытания с оформлением результатов протоколами.

При выборе материалов для трубопроводов, сооружаемых в районах с холодным климатом, кроме рабочих параметров, должно учитываться влияние низких температур при эксплуатации, монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, если оно не учтено в организационно-технических мероприятиях.

Изготовитель полуфабрикатов должен контролировать химический состав материала. В сертификат должны быть внесены результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабриката, или аналогичные данные по сертификату на заготовку (кроме отливок), использованную для его изготовления.

Полуфабрикаты должны поставляться в термически обработанном состоянии. Режим термической обработки должен быть указан в документации организации — изготовителя полуфабриката.

Допускается поставка полуфабрикатов без термической обработки в следующих случаях:

если механические и технологические характеристики металла, установленные в НД, обеспечиваются технологией изготовления полуфабриката (например, методом проката);

если в организациях — изготовителях оборудования полуфабрикат подвергается горячему формообразованию, совмещенному с термической обработкой, или последующей термической обработке.

В этих случаях поставщик полуфабрикатов контролирует свойства на термически обработанных образцах.

Допустимость использования полуфабрикатов без термической обработки должна быть подтверждена специализированной организацией по материалам и технологии.

Изготовитель полуфабрикатов должен выполнять контроль механических свойств металла путем испытаний на растяжение при 20 град. С с определением временного сопротивления, условного предела текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% или физического предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения (если испытания проводятся на цилиндрических образцах). Значения относительного сужения допускается приводить в качестве справочных данных. В тех случаях, когда нормируются значения относительного сужения, контроль относительного удлинения не является обязательным.

Испытаниям на ударную вязкость после механического старения должен подвергаться материал листов и проката для крепежа из углеродистой, низколегированной марганцовистой и кремнемарганцовистой сталей, подлежащих в процессе изготовления деталей холодному формоизменению без последующего отпуска и предназначаемых для работы при температурах 200 — 350 град. С.

Нормы по значению ударной вязкости после механического старения должны соответствовать требованиям [2], по п. 3.2.6.

Нормированные значения предела текучести при повышенных температурах должны быть указаны в НД на полуфабрикаты, предназначенные для деталей, работающих при расчетной температуре выше 150 град. С; для углеродистых, низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей — до 400 0С,

Поддержание значений пределов текучести на уровне требований НД должно обеспечиваться соблюдением технологии производства и периодическим контролем продукции. Контрольные испытания на растяжение при повышенных температурах, предусматриваемые НД на изделие, а также выполняемые в период освоения новых материалов, следует проводить при одной из температур в указанном выше диапазоне, кратной 10 или 25 град. С. При этом условный предел текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% должен нормироваться как сдаточная характеристика, а временное сопротивление, относительное сужение или удлинение определяются как справочные данные.

Пределы применения труб из сталей различных марок, НД на трубы, виды обязательных испытаний и контроля должны соответствовать указанным в таблицах 2 и 3 приложения 5.

При температуре среды 2150С в качестве материла труб, принимаем Сталь 20 ГОСТ 1050.

1.2.2 Выбор внутреннего диаметра и сортамента труб трубопровода

Внутренний диаметр трубопровода определяет его пропускную способность, а также допустимое падение давления в нем при заданной его конфигурации и длине.

При уменьшении внутреннего диаметра труб снижаются стоимость трубопровода, затраты на его монтаж и содержание, но при этом увеличивается его гидродинамическое сопротивление, что приводит к дополнительным издержкам из-за расхода электроэнергии на приводы насосов.

Внутренний диаметр труб выбирается исходя из максимально возможных эксплуатационных расходов среды и максимально допустимых при этом потерь давления. Значение максимально допустимого падения давления в трубопроводе должно приниматься в расчетах с учетом запаса 10% на допускаемое стандартами отклонение диаметра и толщины стенки труб от расчетных размеров.

Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока № 5

Температура среды t=1510С Давление среды Р=0,49 МПа Массовый расход среды

1,05•240=252 т/час где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

=240 т/час — расход воды на котел;

Внутренний диаметр трубопровода определяем по формуле [3], по п. 8.2

где, м/с — скорость движения среды во всасывающем трубопроводе 0,6ч1,5 м/с [3], Таблица 8.3. Принимаем =1 м/с;

м3/кгудельный объем среды. При 1510С и давлении 0,49 МПа =0,10 916 м3/кг [4], Таблица XXIV

м

Предварительно выбираем трубу (Ш325×10).

2.2.2 Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока № 5

Температура среды t=2000С Давление среды Р=0,62 МПа Массовый расход среды

1,05•12=12,6 т/час где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

=0,05•240=12 т/час — расход пара;

Внутренний диаметр трубопровода определяем по формуле [3], по п. 8.2

мм где, м/с — скорость движения среды в трубопроводе пара [3], Таблица 8.3. Принимаем =70 м/с;

м3/кг — удельный объем среды. При 2000С и давлении 0,62 МПа =0,34 035 м3/кг [4, Таблица XXV]

мм

Предварительно выбираем трубу (Ш159×7)

Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока № 5 до экономайзера Температура среды t=2150С Давление среды Р=12 МПа Массовый расход среды

1,05•240=252 т/час где =1,05- коэффициент запаса, учитывающий потери;

Внутренний диаметр трубопровода определяем по формуле [3, п. 8.2]

мм где, м/с — скорость движения среды в трубопроводе питательной воды [3], Таблица 8.3. Принимаем =3 м/с;

м3/кгудельный объем воды. При 2150С и давлении 12 МПа =0,117 м3/кг [4], Таблица XXIV

мм Предварительно выбираем трубу (Ш219×12)

1.2.3 Расчет трубопровода на прочность от избыточного внутреннего давления

Расчетное давление в трубопроводах принимается равным давлению рабочей среды на входе в рассчитываемый элемент.

Расчетную температуру стенки трубопроводов следует принимать равной температуре среды на входе в расчетный элемент (при отсутствии внутри детали греющих теплообменников или при размещении в ней охлаждающего теплообменника). Расчет выполнен в соответствии с РД 10−249−98.

Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока № 5

Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб 219Ч9 мм и 325Ч10 мм Материал — сталь 20;

Dа = 219 мм, 325 мм — наружный диаметр труб;

МПа — расчетное давление;

t = 151 С — расчетная температура;

[], МПа — номинальное допускаемое напряжение, [] = 140 МПа [6], Табл. 2.2;

с, мм — эксплуатационная прибавка к толщине стенки, с = 0,5 мм [6], по п. 1.5.7;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п. 3.3.1.1.

Номинальная толщина стенки прямой трубы составляет [6], по п. 3.3.1.1

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм

мм;

S = 0,38 + 0,5 = 0,88 мм;

мм;

S = 0,57 + 0,5 = 1,07 мм;

В соответствии с по п. 3.3.1.3 принимаем: для труб диаметром 219 мм S = 3,2 мм; диаметром 325 мм — S = 3,2 мм.

Номинальная толщина стенки труб с диаметром: 219 мм равна 9 мм; 325 мм равна 10 мм. Таким образом, условия прочности выполняются.

Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 325Ч10 мм и 219Ч9 мм Материал — сталь 20;

Dа = 325 мм и 219 мм — наружные диаметры колен трубопровода;

МПа — расчетное давление;

t = 151С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], табл. 2.2;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п. 3.3.1.1.

Расчетная толщина стенки на внешней, внутренней и нейтральной сторонах колена составляет [6], по п. 3.3.2.1

SRi = SR· Ki·Yi, (I = 1,2,3)

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм.

Торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена определяются по формулам [6], по п. 3.3.2.2:

K1= К2= К3=1,0.

где R — средний радиус отвода, мм;

Dа — наружный диаметр расчетной детали паропровода, мм.

Согласно [6], по п. 3.3.2.3 для отвода из углеродистой стали, температура стенки которого не превышает 350С, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

;; ;

где; ;

— овальность поперечного сечения, в %, которая согласно [6], по п. 3.1.1.3 должна быть не более 0,03· Dа.

При выполнении расчётов должны выполняться следующие условия:

если значения коэффициентов Yi (i = 1,2,3) получаются по расчёту меньше единицы, то следует принимать Yi = 1;

если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать q = 1;

при б < 0,03 значения коэффициентов формы Yi и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при б = 0,03.

В соответствии с [6], по п. 3.3.2.7 номинальная толщина стенки отвода принимается наибольшей из величин, полученных для указанных трёх участков отвода, согласно условию:

(i = 1,2,3)

Значение прибавки С определено при расчёте прямых участков всасывающего трубопровода, см. табл. 2.1.

Допустимая толщина стенки колен [S] [п. 3.3.2.9] должна быть не менее определённой по формуле [S] = SRi + С2.

Результаты расчётов толщин стенок колен из стали 20, 325Ч10 мм при избыточном давлении среды P = 0,49 МПа (5,0 кгс/см2) и температуре 151С сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3

Таким образом, расчёты показали, что колена трубопроводов из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 5,0 кгс/см2 и температуре 151С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sf.

Расчет на прочность конического перехода трубопровода при диаметре труб 325Ч10 мм и 219Ч9 мм Материал — сталь 20;

D = 325 мм — наибольший диаметр перехода;

D0 = 219 мм — наименьший диаметр перехода;

МПа — расчетное давление;

t = 151 С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], табл. 2.2;

б — угол конусности, равный половине угла у вершины конического перехода, градус. б = 9 0;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п. 3.3.1.1.

с, мм — эксплуатационная прибавка к толщине стенки. с = 0,5 мм [6], по п. 3.2.1.4;

SR, мм — расчетная толщина стенки бесшовного конического перехода [6], по п. 3.3.1.1

мм;

Номинальная толщина стенки

S = SR + c = 0,58 + 0,5 = 1,08 мм.

Таким образом, расчёты показали, что конический переход трубопровода при диаметре труб 325Ч10 мм и 219Ч9 мм из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 5,0 кгс/см2 и температуре 151С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] <� Sf.

Расчет на прочность врезок трубопровода при диаметре труб 219Ч9 мм и 325Ч10 мм Материал — сталь 20;

Dа = 219 мм, 325 мм — наружный диаметр труб;

МПа — расчетное давление;

t = 151 С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], табл. 2.2;

с = 0,5 мм — эксплуатационная прибавка к толщине стенки [6], по п. 1.5.];

Коэффициент прочности трубопровода, ослабленного неукреплённым одиночным отверстием, определяется согласно [6], по п. 4.3.]:

— для врезки Ш219Ч9 мм:

= = 0,3,

Z= = = 4,75,

где Z-коэффициент, определяющий отношение диаметра отверстия к зоне его влияния;

d — внутренний диаметр отверстия, мм;

S — номинальная толщина стенки, мм;

С — суммарная прибавка к толщине стенки, мм;

Dm — средний диаметр трубопровода, мм.

Принимаем согласно [6], по п. 4.1.3.8

— для врезки Ш325Ч10 мм:

= = 0,27,

Z= = = 5,58

Принимаем согласно [6], по п. 4.1.3.8

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм

мм;

S = 0,76 + 0,5 = 1,25 мм;

мм;

S = 1,13 + 0,5 = 1,63 мм;

В соответствии с [6], по п. 3.3.1.3 принимаем: для труб врезок диаметром 219 мм S = 3,2 мм; диаметром 325 мм — S = 3,2 мм.

Номинальная толщина стенки труб врезок диаметром 219 мм равна 9 мм; 325 мм равна 10 мм. Таким образом, условия прочности выполняются.

Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока № 5

Расчет на прочность от избыточного внутреннего давления.

Расчет выполнен в соответствии с РД 10−249−98.

Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб Ш159Ч7 мм. и Ш76Ч10 мм Материал — сталь 20;

Dа = 159 мм — наружный диаметр труб;

Dа = 76 мм — наружный диаметр труб;

0,62 МПа — расчетное давление;

t = 200 С — расчетная температура;

[], МПа — номинальное допускаемое напряжение, [] = 140 МПа [6], Табл. 2.2;

с, мм — эксплуатационная прибавка к толщине стенки, с = 0,5 мм [6], по п. 1.5.7;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями.

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм

мм;

S = 0,35 + 0,5 = 0,85 мм;

мм;

S = 0,17 + 0,5 = 0,67 мм;

В соответствии с [6], по п. 1.3. принимаем: для труб диаметром 159 мм при эксплуатации толщина стенки должна быть не меньше значений [6], Табл. 1.4. Принимаем S = 3,2 мм.

Таблица 1.4

Таким образом, расчёты показали, что толщина стенки труб прямого участка паропровода из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 0,62 МПа и температуре 200С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sн.

Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 159Ч7 мм Материал — сталь 20;

Dа = 159 мм — наружный диаметр трубы;

0,62 МПа — расчетное давление;

t = 200 С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 2.2;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п. 3.3.1.1.

Расчетная толщина стенки на внешней, внутренней и нейтральной сторонах колена составляет [6], по п. 1.2.1:

SRi = SR· Ki·Yi, (i = 1,2,3)

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм.

Торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена определяются по формулам [6], по п. 1.2.2:

K1= К2= К3=1,0.

где R — средний радиус отвода, мм;

Dа — наружный диаметр расчетной детали паропровода, мм.

Согласно [п.1.2.3] для отвода из углеродистой стали, температура стенки которого не превышает 350С, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

;; ;

где ;

;

— овальность поперечного сечения, в %, которая согласно [6], по п. 3.1.1. должна быть не более 0,03· Dа.

При выполнении расчётов должны выполняться следующие условия:

если значения коэффициентов Yi (i = 1,2,3) получаются по расчёту меньше единицы, то следует принимать Yi = 1;

если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать q = 1;

при б < 0,03 значения коэффициентов формы Yi и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при б = 0,03.

В соответствии с [6], по п. 3.3.2.7 номинальная толщина стенки отвода принимается наибольшей из величин, полученных для указанных трёх участков отвода, согласно условию:

(i = 1,2,3)

Значение прибавки С определено при расчёте прямых участков трубопровода, см. табл.1.3

Допустимая толщина стенки колен [S] [6], по п. 3.3.2.9 должна быть не менее определённой по формуле [S] = SRi + С2. и не меньше значений [6], табл.1.5.

Результаты расчётов толщин стенок колен из стали 20, 159Ч7 мм, при избыточном давлении среды P = 0,62 МПа и температуре 200С сведены в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

Таким образом, расчёты показали, что колена паропроводов из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 0,62 МПа и температуре 200С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sн.

Расчет на прочность заглушки Материал — сталь 20;

D = 150 ммрасчётный диаметр крышки;

0,62 МПа — расчетное давление;

t = 200 С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 2.2;

— коэффициент, принимаемый в зависимости от конструкции. 1,25 [6], Табл. 1.4;

с = 0,5 мм — эксплуатационная прибавка к толщине стенки [6], по п. 3.2.1.4;

SR — расчетная толщина крышки [6], по п. 1.2.1, мм

мм;

S = SR + c = 7,22 + 0,5 = 7,72 мм.

Таблица 1.6

Таким образом, расчёты показали, что толщина заглушки паропровода из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 0,62 кгс/см2 и температуре 200С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] <� Sн.

Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока № 5 до экономайзера Расчет на прочность прямых участков трубопровода при диаметре труб 219Ч12 мм Материал — сталь 20;

Dа = 219 ммнаружный диаметр труб;

МПа — расчетное давление;

t = 215 С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 1.4;

с = 0,5 мм — эксплуатационная прибавка к толщине стенки [6], по п.1;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п 1].

Номинальная толщина стенки прямой трубы составляет [6], по п1

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм

мм;

S = 9 + 0,5 = 9,5 мм;

В соответствии с [п.3.3.1.3] принимаем: для труб диаметром 219 мм S = 10 мм.

Номинальная толщина стенки труб с диаметром: 219 мм равна 12 мм. Таким образом, условия прочности выполняются.

Расчет на прочность колен трубопровода при диаметре труб 219Ч12 мм Материал — сталь 20;

Dа = 219 мм — наружный диаметр колен трубопровода;

МПа — расчетное давление;

t = 215С — расчетная температура;

[] = 140 МПа — номинальное допускаемое напряжение [6], Табл. 1.4;

— коэффициент прочности при ослаблении сварными соединениями [6], по п 1.

Расчетная толщина стенки на внешней, внутренней и нейтральной сторонах колена составляет [6], по п 1:

SRi = SR· Ki·Yi, (I = 1,2,3)

где SR — расчетная толщина стенки трубы, мм.

Торовые коэффициенты для внешней, внутренней и нейтральной сторон колена определяются по формулам [п.3.3.2.2]:

K1= К2= К3=1,0.

где R — средний радиус отвода, мм;

Dа — наружный диаметр расчетной детали паропровода, мм.

Согласно [6], по п 1.3 для отвода из углеродистой стали, температура стенки которого не превышает 350С, значения коэффициентов формы следует определять по формулам:

;; ;

где; ;

— овальность поперечного сечения, в %, которая согласно [п1.] должна быть не более 0,03· Dа.

При выполнении расчётов должны выполняться следующие условия:

если значения коэффициентов Yi (i = 1,2,3) получаются по расчёту меньше единицы, то следует принимать Yi = 1;

если вычисленное значение q превышает единицу, то следует принимать q = 1;

при б < 0,03 значения коэффициентов формы Yi и поправочного коэффициента q следует принимать равными их значению при б = 0,03.

В соответствии с [6], по п. 3.3.2.7 номинальная толщина стенки отвода принимается наибольшей из величин, полученных для указанных трёх участков отвода, согласно условию:

(i = 1,2,3)

Значение прибавки С определено при расчёте прямых питательного трубопровода, см. табл. 1.6

Допустимая толщина стенки колен [S] [п. 3.3.2.9] должна быть не менее определённой по формуле [S] = SRi + С2.

Результаты расчётов толщин стенок колен из стали 20, 325Ч10 мм при избыточном давлении среды P = 12 МПа (117,6 кгс/см2) и температуре 215С сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7

Таким образом, расчёты показали, что колена трубопроводов из стали 20 при избыточном давлении рабочей среды Р = 117,6 кгс/см2 и температуре 215С удовлетворяют условиям прочности, так как [S] < Sf.

1.2.4 Выбор питательных насосных установок и схемы их включения

Генерация пара в паровом котле и требует непрерывного восполнения соответствующим количеством питательной воды. Питательная насосная установка нагнетает питательную воду, повышая ее давление до рпн=(1,251,3)р0 с учетом сопротивления питательного тракта и парового котла.

Возможно несколько схем включения питательных насосов (Риснок 1.1):

одноподъемная, при которой питательный насос подает воду с конечным давлением через ПВД к питательному узлу парового котла (Рисунок 1.1, а);

одноподъемная с последовательным включением бустерного (предвключенного) насоса и основного питательного насосов (Рисунок 1.1, б, в);

двухподъемная, при которой питательные насосы первого подъема прокачивают воду через ПВД к питательным насосам второго подъема, подающим воду в паровой котел (Рисунок 1.1, в).

Сравнение одноподъемной и двухподъемной схем (Рисунок 1.1, г) питательной установки показало, что эти схемы энергетически примерно равноценны. Ввиду того, что надежность одноподъемной схемы выше, она применяется повсеместно как в России так и за рубежом.

Рисунок 1.1 — Схемы включения питательных насосов: а) одноподъемная с электроприводом питательного насоса при Рпв=1820 МПа; б) одноподъемная с электроприводом пускорезервного питательного насоса на давление Рпв=3233 МПа через повышающий редуктор при самостоятельном приводе бустерного насоса; в) одноподъемная с паротурбинным приводом главного питательного насоса и через понижающий редуктор бустерного насоса; г) двухподъемная с электроприводом питательных насосов Выбираем одноподъемную схему с одним питательным насосом (Рисунок 1.1, а), имеющим обычный электрический привод. Это обеспечивает простоту и компактность питательной установки, быстроту ее включения в работу. Используемые в качестве привода асинхронные электродвигатели с частотой вращения 3000 об/мин имеют ограниченную мощность, не превышающую 60 008 000 кВт. Выше этой границы пришлось бы переходить к синхронным ЭД, менее удобным при пусках и в эксплуатации, или применять несколько параллельно включенных электропитательных насосов, что усложняет и удорожает установку.

При неблочной структуре ЭС производительность питательной установки регулируется прежде всего числом работающих насосов. Для снижения расхода воды, подаваемой электропитательным насосом, при частичных нагрузках применяют гидромуфты. Они позволяют осуществить бесступенчатое изменение частоты вращения насоса при неизменной частоте вращения приводного электродвигателя с относительно небольшой энергетической потерей. На ТЭС применяют гидромуфты типов МГ-2−650 с номинальной передаваемой мощностью 78 МВт и автоматической глубиной регулирования по скольжению 320%. В качестве рабочей жидкости они используют турбинное масло Т-22 (расход масла 70 м3/ч).

Питательная установка включает дополнительно запорные задвижки на входе и выходе насосов, обратные клапаны, фильтры предварительной очистки воды. Предусматривается сбросное устройство насоса на линии рециркуляции. Оно защищает насосы от запаривания при пуске (при малых расходах питательной воды обратный клапан еще не открыт, а разность давлений высокая) и работе на холостом ходу и рассчитано на сброс 1015 полного расхода питательной воды в деаэратор.

1.2.5 Выбор арматуры

Каждый трубопровод для обеспечения безопасных условий эксплуатации должен быть оснащен приборами дня измерения давления и температуры рабочей среды, а в необходимых случаях — запорной и регулирующей арматурой, редукционными и предохранительными устройствами и средствами защиты и автоматизации.

Количество и размещение арматуры, средств измерения, автоматизации и защиты должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом обеспечения безопасного обслуживания и ремонта.

Предохранительные устройства должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в защищаемом элементе не превышало расчетное более чем на 10%, а при расчетном давлении до 0,5 МПа (5 кгс/см2) — не более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2).

Превышение давления при полном открытии предохранительного клапана выше чем на 10% расчетного может быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность трубопровода.

Если эксплуатация трубопровода разрешена на пониженном давлении, то регулировка предохранительных устройств должна производиться по этому давлению, причем пропускная способность устройств должна быть проверена расчетом.

Отбор среды от патрубка, на котором установлено предохранительное устройство, не допускается. Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажами для слива скапливающегося в них конденсата. Установка запорных органов на дренажах не допускается.

Конструкция грузового или пружинного клапана должна иметь устройство для проверки исправности действия клапана во время работы трубопровода путем принудительного открытия. В случае установки на трубопроводе электромагнитного импульсно-предохранительного устройства (ИПУ) оно должно быть оборудовано устройством, позволяющим производить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

Класс точности манометров должен быть не ниже:

2,5 — при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см2);

1,5 — при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см2) до 14 МПа (140 кгс/см2);

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.

На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление.

Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30 град. для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м — не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м — не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.

Перед каждым манометром должен быть трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, должна быть сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

Арматура должна иметь четкую маркировку на корпусе, в которой указывается:

а) наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

б) условный проход;

в) условное или рабочее давление и температура среды;

г) направление потока среды;

д) марка стали.

Арматура с условным проходом 50 мм и более должна поставляться с паспортом установленной формы, где указываются применяемые материалы, режимы термической обработки и результаты неразрущающего контроля, если проведение этих операций было предусмотрено ТУ. Данные должны относиться к основным деталям арматуры: корпусу, крышке, шпинделю, затвору и крепежу.

На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.

При конструировании привода арматуры трубопроводов следует соблюдать следующие условия:

а) открытие арматуры должно производиться движением маховика против часовой стрелки, закрытие — по часовой стрелке; кроме того, должна быть предусмотрена возможность закрытия вентилей и задвижек на цепи и замки;

б) прорезь, в которой движется указатель открытия арматуры, не должна ограничивать его движения в крайних положениях; на шкале указателя открытия арматуры крайние положения должны быть обозначены надписями.

В целях облегчения открытия задвижек и вентилей, требующих значительного вращающего момента, а также для прогрева паропроводов (в технически обоснованных случаях) они должны быть оснащены обводными линиями (байпасами), диаметр которых определяется проектной организацией.

1.2.6 Компенсация теплового расширения

Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами должен быть рассчитан на компенсацию тепловых удлинений, которая может осуществляться за счет самокомпенсации или путем установки компенсаторов. Применение чугунных сальниковых компенсаторов не разрешается.

На паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300 град. С и выше должны быть установлены указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки указателей и расчетные значения перемещений по ним должны быть указаны в проекте паропровода. К указателям перемещений должен быть свободный доступ. В необходимых случаях следует устраивать площадки и лестницы.

Удлинение трубопровода складывается из теплового и упругого удлинений.

Тепловое удлинение одного метра трубопровода определяется по формуле [3], по п. 3.1:

см/м;

где б — температурный коэффициент линейного расширения для стали, мм/(м•0С). Для стали 20 б=1,21мм/(м•0С) [3], Табл. 5.1;

— конечная температура нагрева трубопровода (температура транспортируемой среды), 0С

— начальная температура нагрева трубопровода при которой ведется монтаж, 0С Упругое удлинение одного метра трубопровода определяется по формуле [3], по п. 5.1

см/м;

где р — давление в трубопроводе, кгс/см2;

— модуль упругости металла стенки трубы, кгс/см2.

Для стали 20=2•106 кгс/см2

— наружный диаметр трубы, см;

— толщина стенки трубы, см;

Суммарное удлинение трубопровода на один метр при рабочих параметрах

см/м.

Удлинение рассчитываемого участка трубопровода

см.

где — длина участка трубы, м Всасывающий трубопровод IV категории питательных электронасосов блока № 5

см/м;

см/м;

см/м;

см.

Трубопровод IV категории подачи пара на деаэраторы блока № 5

см/м;

см/м;

см/м;

см.

Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока № 5 до экономайзера см/м;

см/м;

см/м;

см.

1.2.7 Опорно-подвесная система

Несущие конструкции трубопровода, его опоры и подвески (за исключением пружин) должны быть рассчитаны на вертикальную нагрузку от веса трубопровода, наполненного водой и покрытого изоляцией, и на усилия, возникающие от теплового расширения трубопроводов.

Опоры и подвески паропроводов могут рассчитываться без учета массы воды при гидравлических испытаниях, но с учетом массы пара. В этом случае проектом должно быть предусмотрено применение специальных приспособлений для разгрузки пружин, опор и подвесок при гидравлическом испытании.

Неподвижные опоры должны рассчитываться на усилия, передаваемые на них при наиболее неблагоприятном сочетании нагрузок.

1.2.8 Выбор дренажных устройств и воздушников

В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода должны предусматриваться спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения трубопровода.

Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов должны быть установлены воздушники.

Все участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки должны быть снабжены в концевых точках штуцером с вентилем, а при давлении свыше 2,2 МПа (22 кгс/см2) — штуцером и двумя последовательно расположенными вентилями: запорным и регулирующим. В случаях прогрева участка паропровода в обоих направлениях продувка должна быть предусмотрена с обоих концов участка.

Устройство дренажей должно предусматривать возможность контроля за их работой во время прогрева трубопровода.

Нижние концевые точки паропроводов и нижние точки их изгибов должны снабжаться устройством для продувки.

Так как на трубопроводе подачи пара к деаэратору имеет место непрерывное образование конденсата, устанавливаем устройство для непрерывного дренажа трубопровода. На все резервные подводы пара к деаэратору, включаемые автоматически, устанавливаем вентиляционный пропуск пара с подключением дренажного трубопровода с дроссельной шайбой за клапаном регулирования давления в деаэраторе.

Для удаления воздуха из трубопроводов при гидравлических испытаниях во всех верхних точках устанавливаем воздушники. Кроме того устанавливаем воздушники за запорной арматурой, на случай ее отключения.

Система опорожнения и удаления воздуха из трубопроводов воды обеспечивает опорожнение трубопроводов после их остановки, удаление воздуха при заполнении его водой, сбор и использование конденсата опорожнения.

Устройства для опорожнения трубопроводов устанавливаем в нижних точках трубопроводов. Также предусмотрены точки опорожнения перед запорной арматурой по направлению уклона, на случай ее закрытия.

Диаметры (условные проходы) дренажных устройств и воздушников в зависимости от диаметра трубопровода, по [7, Приложение 3]

Диаметр дренажного устройства трубопроводов с условным проходом Ду=200 и Ду=300 мм — Ш50 мм.

Диаметр воздушника трубопроводов с условным проходом Ду=200 и Ду=300 мм — Ш20 мм.

1.2.9 Выбор уклонов трубопроводов

Горизонтальные участки трубопроводов должны прокладываться с уклонами для обеспечения полного стока воды при опорожнении трубопроводов и отвода выделяющегося конденсата в паропроводах.

Принимаем монтажный уклон трубопровода воды равным 0,003. Направление уклона — в сторону движения воды.

Принимаем монтажный уклон трубопровода пара равным 0,005. Уклон дренажных труб принимаем равным 0,004.

1.3 Гидродинамический расчет

1.3.1 Питательный трубопровод I категории от питательных электронасосов блока № 5 до экономайзера