Энергоблок с турбиной Т-180/210-130

Выявленные тенденции развития объекта исследования Источники информации Технические решения, реализующие тенденциив объектах организаций (фирм)(изобретения и полезные модели, обнаруженные в

Энергоблок с турбиной Т-180/210-130

Дипломная работа

Физика

Другие дипломы по предмету

Физика

Сдать работу со 100% гаранией

Содержание

 

Введение

Описание турбоустановки

.1Анализ возможностей повышения экономичности энергоблоков

1.2Постановка задачи на дипломное проектирование

1.3 Патентный обзор

.4 Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ

Расчет тепловой схемы первого энергоблока

.1 Расчет процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ

Расчет принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами Т-180/210130 (ЛМЗ)

.1 Определение предварительного расхода пара на турбину

.2 Расчет подогревателей

.2.1 Подогреватель высокого давления П1

.2.2 Подогреватель высокого давления П2

.2.3 Подогреватель высокого давления П3

.2.4 Деаэратор

.2.5 Подогреватель низкого давления П5

.2.6 Подогреватель сетевой воды ПСГ

3.2.7Подогреватель низкого давления П6 и смеситель СМ1

3.3 Составление и решение уравнений регенеративной схемы

.3.1 Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и смесителя СМ2

.3.2 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления ПН-100

.3.3 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления П8 и смесителя СМ3

.3.4 Сальниковый подогреватель ПС-50

.4 Определения расходов пара

.4.1 Проверка правильности расчета

.4.2 Коэффициенты недовыработки

.5 Определения энергетических показателей энергоблока

Проработка технических предложений по улучшению показателей работы вспомогательного оборудования и систем в условиях энергоблока

.1 Подбор питательных насосов

.2 Определение режимов работы питательных насосов

.2.1 Дроссельное регулирование

.2.2 Регулирование с применением частотно-регулируемого привода (ЧРП)

Список использованных источников

 

Введение

 

Анализ развития российской энергетики за последние десятилетие показывает, что, несмотря на экономический спад производства, отечественная энергетика по реализации научно-технического прогресса не уступает передовым промышленно развитым странам. Свидетельством тому является достижения энергетиков бывшего СССР в создании, теплофикационных энергоблоков 175-250 МВт, в повышении эффективности технологии сжигания низкосортных углей, в разработке и создании парогазовых установок и их сооружении в составе Ленэнерго, Мосэенерго, Якутскенерго, в разработке новых водно - химических режимов ТЭС и АЭС, создании современных систем теплоснабжения, в строительстве и сооружении ТЭС на базе гидроагрегатов единичной мощностью 300-600МВт, а также вводе в действие ЛЭП на напряжение 500-1150 кВ.

Основное отечественное оборудование (котлы, турбины, генераторы, трансформаторы) по своему техническому уровню (конструкциям, тепловым схемам, основным технологическим и проектным решениям) лишь по не которым позициям уступают лучшим зарубежным аналогам, а по ряду других и превосходят их.

Однако даже самое совершенное оборудование, изготовленное по последнему слову техники, не гарантирует наивысшей эффективности, если оно не собрано в оптимальную технологическую тепловую схему. При выборе варианта построения тепловой схемы необходимо обеспечить наиболее низкие удельные расходы топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергии во всем регулировочном диапазоне нагрузок. Вырабатывать тепло на ТЭЦ исключительно выгодно. Вот почему половина электроэнергии в России вырабатывается на ТЭЦ.

Суммарная доля установленных мощностей на ТЭС и АЭС составляет около 80% и будет в дальнейшем возрастать. Сегодня продолжается эксплуатация основного теплоэнергетического оборудования ТЭС мощностью около 30 млн. кВт, имеющего наработку до 230-300 тыс.ч.

Эксплуатация такого физически изношенного и устаревшего неэкономичного оборудования дает большой перерасход топлива, а именно 10 млн. условного топлива в год. Перечисленные факторы обуславливают новые проблемы в энергетике на пути научно-технического прогресса, которые связаны с необходимостью решения двух главных стратегических задач: 1) повышение эффективности (рентабельности) энергопредприятий отрасли; 2)защита окружающей среды. Основная проблема развития теплоэнергетики состоит в том, что в предстоящие 15-17 лет 60% (76 млн. кВт), оборудования действующих ТЭС достигнут предельной наработки и потребуется ежегодно проводить замещение мощности в 5-6 млн. кВт.

Рассмотренные тенденции выдвигают задачи по усовершенствованию тепловых схем и компоновочных решений, а также повышения качества вспомогательного теплообменного и насосного оборудования. Наиболее значительным решением в этом плане является работа паровых турбин в составе энергоблоков.

В данном дипломном проекте поставлены следующие цели:

. Расчет тепловой схемы первого энергоблока КТЭЦ-3.

. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбоустановке.

. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного насоса ПЭ-580-185-3.

 

1. Описание турбоустановки

 

Энергоблок включает в себя котлоагрегат типа ТПГЕ-215 паропроизводительностью 670т/ч и турбоагрегат Т-180/210-130-1 с параметрами свежего пара Р0=13МПа, t0=5400С, с промперегревом пара при Рпп=2,77МПа до tпп=5400С.

Котлоагрегат ТПГЕ-215 - однобарабанный, газоплотный с естественной циркуляцией и промперегревом выполнен по Т-образной компоновке. Котлоагрегат состоит из топочной камеры и двух опускных конвективных шахт, соединённых в верхней части переходными газоходами. Все стены топочной камеры, горизонтального газохода и конвективных шахт экранированы газоплотными панелями. В топочной камере установлен радиационный пароперегреватель высокого давления. В опускных конвективных шахтах размещён экономайзер в «рассечку» с воздухоподогревателем первичного и вторичного воздуха. Котлоагрегат оборудован двумя вентиляторами вторичного воздуха типа ВДН-26ПУ. Для удаления дымовых газов на котле установлено два дымососа типа ДОД-28,5. Для подогрева холодного воздуха перед воздухоподогревателем установлен калорифер типа СО-110, а также предусмотрена линия рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов вторичного и первичного воздуха.

Котлоагрегат предназначен для получения пара при сжигании каменного угля, мазута или газа, а также на совместное сжигание перечисленных видов топлива. Основным топливом для котла является природный газ Охинского месторождения. Резервное топливо - мазут.

Подача питательной воды на блок осуществляется двумя питательными насосами типа ПЭ-580-185-3. На всас насоса питательная вода поступает из бака - аккумулятора деаэратора 7 ата. Из насоса питательная вода под давлением 18,24 МПа, через ПВД, направляется в котёл.

 

Технические показатели насосного агрегата:

1.Подача, м3/ч5802.Давление на входе в насос, МПа0,73.Давление на входе максимальное, МПа0,984.Давление на выходе из насоса, МПа18,85.Предельное давление насоса, МПа22,56.Мощность, кВт37057.КПД, %78,58.Температура на входе в насос, 0С1659.Скорость вращения, об/мин298510.Число ступеней, шт.11

Котёл работает в блоке с турбиной Т-180/210-130-1 ЛМЗ, предназначенной для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, и генератором ТГВ-200-2 МУЗ.

 

Номинальные параметры турбоустановки следующие:

1.Мощность, МВт1802.Частота вращения ротора, об/мин30003.Давление свежего пара, МПа12,84.Температура свежего пара, 0С5405.Давление пара на выходе из ЦВД, МПа2,776.Температура пара на выходе из ЦВД, 0С3337.Давление пара перед ЦСД, МПа2,448.Температура пара перед ЦСД, 0С5409.Расход свежего пара на турбину, т/ч65610.Расход охлаждающей воды, м3/ч2200011.Температура охлаждающей воды, 0С2712.Тепловая нагрузка отопительных отборов, МВт30413.Расчётное давление в конденсаторе, МПа0,0086

Максимальная мощность турбины 210 МВт обеспечивается при конденсационном режиме.

Проточная часть ЦВД состоит из 12 ступеней, включая одновенечную регулируемую ступень.

Паровпуск в ЦВД расположен со стороны среднего подшипника так, что лопаточный аппарат в ЦВД выполняется с левым вращением. Ротор ЦВД - цельнокованый. Пар после ЦВД направляется в промежуточный пароперегреватель котла, а затем через автоматические затворы и регулирующие клапаны среднего давления поступает в ЦСД. Проточная часть ЦСД состоит из 11 ступеней давления. Из ЦСД пар направляется в среднюю часть ЦНД. Кроме того, из выхлопной части (после II ступени) по двум трубам пар поступает к коробам клапанов верхнего Проточная часть каждого потока состоит из двух частей:

первая (до нижнего теплофикационного отбора) имеет две ступени давления;

вторая (после нижнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и одну ступень давления.

Пар нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ - 1. Все восемь дисков ротора ЦНД- насадные. Роторы среднего и низкого давления соединены между собой жесткой муфтой. Давление теплофикационных отборов регулируются двумя поворотными диафрагмами, расположенными перед третьими ступенями ЦНД левого и правого потока. Разрешается работа с включенными нижним теплофикационным отбором и выключенным верхним теплофикационным отбором. Не допускается работа турбин при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Пределы регулирования давлений в теплофикационных отборах:

в верхнем 0,6 - 2,0 кгс/см2;

в нижнем 0,5 - 1,5 кгс/см2.

Нагрев сетевой воды в ПСГ не должен превышать 50 0С. Максимальная температура подогрева сетевой воды составляет 115 0С при номинальном расходе пара на турбину.

Конденсационная установка состоит из конденсатора 180 КЦС-1 с поверхностью охлаждения 9000м2, основных эжекторов типа ЭП-3-700-1, предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе, конденсатных (КСВ-320-160)

Лучшие

Похожие работы

1 2 3 4 5 > >>