Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130. Дипломная (ВКР). Физика.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Глава 1.
Краткое описание принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130
Глава 2.
Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130
.1 Расчет
тепловой схемы на номинальном режиме
.1.2 Расчет
параметров сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей
.1.3 Расчет
давления в теплофикационных отборах турбины
.1.4 Расчет
подогрева воды в питательном насосе
.1.5 Расчет
термодинамических параметров в ПВД
.1.6 Расчет
термодинамических параметров в ПНД
.1.7 Расчет
расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы
.1.8 Проверка
расчета по материальному балансу
.1.9 Расчет
мощности турбины и турбогенератора
.1.10
Показатели тепловой экономичности турбоустановки
.2 Расчет тепловой
схемы на конденсационном режиме
.2.2 Расчет
термодинамических параметров в подогревателях
.2.3 Расчет
расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы
.2.4 Проверка
расчета по материальному балансу
.2.5 Расчет
мощности турбины и турбогенератора
.2.6
Показатели тепловой экономичности турбоустановки
Глава 3.
Выбор основного и вспомогательного оборудования
.3 Выбор
регенеративных подогревателей высокого и низкого давления, сетевых
подогревателей
.3.1.1
Подогреватели высокого давления
.3.1.2
Подогреватели низкого давления
.6.4
Конденсатные насосы сетевых подогревателей
.8.1 Расчет
объемов продуктов сгорания
.8.4
Определение газообразных вредностей, создаваемых дымовой трубой
Глава 4.
Расчет сетевого подогревателя ПСГ-1300-3-8-I
.1 Описание
сетевого подогревателя ПСГ-1300-3-8-I
.3.5 Определение
конструктивных размеров
.3.6
Поверочный расчет подогревателя
Глава 5.
Автоматизация конденсатора паровой турбины
Глава 6.
Расчет себестоимости единицы тепловой и электрической энергии
.2
Определение величины капитальных вложений в строительство ТЭЦ
.3
Определение эксплуатационных расходов и издержек ТЭЦ
.4
Составление калькуляции электрической и тепловой энергии
Глава 7.
Требования, обеспечивающие безопасность труда при эксплуатации турбогенераторов
.1
Организация охраны труда при эксплуатации турбогенераторов
.1.1
Требования охраны труда перед началом работы
.1.2
Требования охраны труда во время работы
.1.2.1
Подготовка турбоагрегата к пуску
.1.3
Требования охраны труда в аварийных ситуациях
.2 Характеристики
опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации турбогенераторов
.3 Техника
безопасности при обслуживании турбогенератора Т-100/120-130
Глава 8.
Снижение выбросов оксидов азота в атмосферу
.2 Первичные
мероприятия, направленные на уменьшение
Потребление энергии в мире и нашей стране возрастает с каждым годом,
необходимость электрической энергии для современного индустриального
производства и быта человека общеизвестна. Основным потребителем электроэнергии
является электровооруженность труда, означающая количество электроэнергии,
приходящая на одного рабочего в год. При этом надо учитывать также динамику
расходов электроэнергии на единицу продукции и стоимость электроэнергии.
Поэтому электрификация страны является основой развития народного хозяйства.
За годы развития теплофикация в нашей стране приобрела масштабность и
большое социальное значение, поскольку надежно обеспечивает теплом практически
все средние и крупные города, занимает существенную долю в общей структуре
электрогенерирующих мощностей единой электроэнергетической системы и, заменяя
ее многочисленные мелкие котельные, способствует улучшению экологической
обстановки. В новых условиях, характеризующихся переходом к рыночным отношениям
в энергетике, является комбинированный способ производства электрической и
тепловой энергии, который сохраняет свои преимущества перед раздельным,
обеспечивая существенную экономию дорогостоящего топлива. Однако эти условия
имеют свою специфику, которую следует учитывать при определении дальнейших
путей развития теплофикации. Это, прежде всего, значительное сокращение
централизованных капиталовложений, что, как правило, будет приводить к
возможности сооружения ТЭЦ средней и небольшой мощности, на основе финансовых
средств, выделяемых из местных бюджетов. Наряду с этим фактором также
необходимо принимать во внимание:
· тенденции изменения электро- и теплопотребления в стране и отдельных
регионах;
· особенности формирования структуры электрического и
топливно-энергетических балансов;
· возможности выделения качественных видов топлива для
теплоснабжения и их стоимостной оценки;
· новые подходы к оценке экономической эффективности
теплофикации, включая совершенствование метода разнесения эксплуатационных
расходов на ТЭЦ между производством электрической и тепловой энергии;
· формирование тарифов на тепловую энергию;
· распространение новых форм управления в электроэнергетике и
теплоснабжении, как и в других отраслях топливно-энергетического комплекса, на
базе создания акционерных обществ, позволяющих более эффективно использовать
финансовые и материальные ресурсы предприятий и повышать производительность
труда.
Как показывает анализ, в народном хозяйстве усиливаются две тенденции -
рост энергопотребления на душу населения в коммунально-бытовом секторе,
сельском хозяйстве и на пассажирском транспорте и существенное снижение его в
отраслях промышленности. Так, в 1992 году при общем уменьшении потребления
энергии на 7,5% по сравнению с 1990 годом в промышленности и строительстве оно
сократилось на 10,7%, а в коммунально-бытовом секторе городов выросло на 0,5%.
Дальнейшее снижение уровней электропотребления в указанных отраслях в течение
1994-1995 гг., составило не менее 12%, и только после 2000 г. произошло его
увеличение в промышленном производстве. В то же время дальнейшее развитие
жилого сектора приводит к росту теплопотребления. В результате, несмотря на
продолжающийся спад производства, потребуется дополнительный ввод источников
производства тепловой энергии и рост объемов добычи топлива для обеспечения
населения теплом и газом (с учетом реализации политики энергосбережения).
В сложившихся условиях вряд ли следует ожидать строительство новых
тепловых электрических станции, так как они относятся к объектам энергетики с
большим капиталовложением и с длительными сроками строительства. Наиболее
целесообразными путями развития энергетики является расширение или модернизация
уже существующих станций.
В данном дипломном проекте рассматривается вариант расширения
Кумертауской ТЭЦ турбоустановкой Т-100-130.
Одним из источников снабжения электрической энергией и единственным
источником тепловой энергии города Кумертау, является ТЭЦ, которая расположена
на северо-западной окраине города.
Основными промышленными потребителями ТЭЦ являются: ОАО «Кумертауское
авиапромышленное предприятие », ООО «Искра».
Установленная электрическая мощность станции составляет 100 МВт, тепловая
мощность 987 Гкал/ч. Основной вид топлива - природный газ Уренгойского
месторождения, теплотворная способность которого составляет 35615 кДж/м3.
Резервным топливом является мазут марки М-100, поступающей с Уфимского,
Самарского НПЗ, теплотворная способность - 37542 кДж/кг, зольность
Ар=0,05-0,12%, содержание серы Sр=2-2,5%.
В котельном отделении ТЭЦ установлено шесть энергетических котлов ТП -
14А с поперечными связями по пару, которые производят пар для двух паровых
турбин ПТ-60-90.
Необходимость модернизации Кумертауской ТЭЦ вызвана ростом потребления
тепловой и электрической энергии, а также необходимостью отопления жилых
массивов, расположенных в восточной части города.
ГЛАВА 1. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т/У Т-100/120-130
Турбина типа Т-100/120-130 двухцилиндровая с регулируемым теплофикационным
отбором пара, номинальной мощностью 100 МВт при 3000 об/мин. Предназначена для
непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 120 МВт типа
ТВФ-120-2.
Турбина рассчитана для работы при параметрах свежего пара перед стопорным
клапаном р о =12,75 МПа, t о =555 о С,
количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор, 16000м 3 /ч
при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 о С.
Максимальный расход свежего пара 320 т/ч. Два регулируемых
теплофикационных отбора с пределами регулирования: верхний 0,06-0,25 МПа и
нижний 0,05-0,2 МПа. При этом регулируемое давление в теплофикационных отборах
поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих теплофикационных
отборах и в нижнем - при включенном одном нижнем отборе.
Пар из парового котла с параметрами р о =12,75 МПа, t о =555 о С поступает через стопорный клапан
турбины в ЦВД, который имеет 3 отбора. Из регенеративных отборов 1, 2 пар
направляется в ПВД7 и ПВД6. Из отбора 3 часть пара направляется на производство
внешнему тепловому потребителю, а часть пара поступает в деаэратор и в ПВД5.
Затем пар, отработавший в ЦВД турбины поступает в комбинированный цилиндр
среднего и низкого давления, который имеет 3 отбора в зоне ЦСД и 1 отбор в зоне
ЦНД. Из отборов 4, 5, 6 ЦСД пар поступает в группу подогревателей низкого
давления (ПНД4, ПНД3, ПНД2), а также из отбора 5 и 6 часть пара поступает в
сетевые подогреватели ПСГ2 и ПСГ1, в которых он нагревает сетевую воду,
движущуюся через ПСГ1 и ПСГ2, за счет напора создаваемого сетевым насосом
первого подъема. Далее сетевая вода движется через сетевой насос второго
подъема в пиковый водогрейный котел.
Пар из отбора 7 ЦНД турбины поступает в ПНД1. Затем пар, совершивший
работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в двухпоточный
конденсатор, где он охлаждается и конденсируется, отдавая свою теплоту
циркуляционной охлаждающей воде. Конденсатным насосом конденсат из конденсатора
подается в охладитель пара из эжектора и охладитель пара концевых уплотнений
турбины. Далее основной конденсат поступает в ПНД1 где он подогревается паром
из 7 отбора ЦНД турбины, а конденсат греющего пара поступает в конденсатор.
Затем основной конденсат проходит через сальниковый подогреватель, где
подогревается за счет теплоты пара из концевых уплотнений, а греющий пар после
охлаждения и конденсаций поступает в конденсатор. Пройдя сальниковый
подогреватель конденсат нагревается в группе подогревателей низкого давления
ПНД2, ПНД3 и ПНД4. В этих регенеративных подогревателях применяется каскадный
слив дренажа греющего пара, а между ПНД2 и ПНД3 также используют принудительный
слив дренажа греющего пара.
В линию основного конденсата между ПНД2 и ПНД3, а также между ПНД3 и ПНД4
вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2.
Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого давления,
поступает в деаэратор, также в деаэратор поступает возвратный конденсат
производственного отбора пара, конденсат греющего пара из ПВД5, а также пар
отсосов от штоков клапанов. В деаэраторе осуществляется термическая деаэрация
основного конденсата, который после деаэратора называется питательной водой.
Питательным насосом, имеющим электропривод, питательная вода подается в группу
подогревателей высокого давления. В ПВД применяется каскадный слив дренажа
греющего пара. После ПВД питательная вода поступает в паровой котел.
.1 Расчет тепловой схемы на номинальном режиме
кг/с -
величина непрерывной продувки
кг/с -
расход пара из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦНД.
150 о C/70 о С
- температура прямой и обратной сетевой воды.
.1.2
Расчет параметров сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей
По
заданному значению коэффициента теплофикации и
расчетной температуре наружного воздуха ,
определяем значение температуры сетевой воды на выходе из верхнего сетевого
подогревателя . Расчетная формула выводится из примерного
соотношения:
-
тепловая нагрузка, обеспеченная паром теплофикационных отборов турбины, МВт;
-
тепловая нагрузка, обеспечиваемая пиковыми водогрейными котлами, МВт;
-
температура воды, поступающей из теплосети к сетевым подогревателям
турбоустановки (температура обратной сетевой воды);
-
температура сетевой воды, поступающей от ТЭЦ в теплосеть (температура прямой
сетевой воды).
Давление
на выходе из сетевого насоса равно МПа (т.к.
предельно допустимое избыточное давление в трубках подогревателя равно 0,88
МПа).
Потери
давления сетевой воды в ПСГ составляют МПа.
Давление
сетевой воды на выходе из ПСГ1:
Давление
сетевой воды на выходе из ПСГ2:
При
о С и
давлении на выходе из ПСГ2 МПа
(учитываются гидравлические потери по тракту сетевой воды) находим энтальпию
воды на выходе из ПСГ2: кДж/кг.
Энтальпию
сетевой воды на входе в ПСГ1 определяем при и
давлении МПа: кДж/кг.
Расход
воды теплосети через сетевые подогреватели равен:
2.1.3 Расчет давления в теплофикационных отборах турбины
Находим
давление в ПСГ2 и энтальпию его дренажа:
Потери
давления пара в трубопроводе от камеры отбора до сетевого подогревателя
оцениваются величиной 9% от давления в камере (сетевые подогреватели удалены от
турбины). С учетом потерь:
Распределение подогрева сетевой воды между сетевыми подогревателями
принимается равномерным:
Находим
энтальпию сетевой воды после ПСГ1: кДж/кг.
Температура насыщения в ПСГ1 равна:
Находим
давление в ПСГ1 и энтальпию его дренажа:
Давление
в камере нижнего теплофикационного отбора с учетом потерь (9%):
Давление питательной воды на выходе из питательного насоса оцениваем
величиной на 30-40% больше давления свежего пара:
Прирост
энтальпии в питательном насосе определяем по формуле:
МПа -
давление на входе в питательный насос;
м 3 /кг
- усредненный объем воды в насосе;
При
МПа находим температуру и энтальпию: , кДж/кг.
Энтальпия
воды после питательного насоса определяется как:
Энтальпия
кДж/кг и давление МПа
(давление за питательным насосом с учетом гидравлических потерь в
парогенераторе) позволяют определить температуру воды за питательным насосом: .
Потери
давления питательной воды в ПВД составляют: МПа.
Давление
питательной воды на выходе из ПВД составляет:
Температура
питательной воды после ПВД7 t пв =249 0 С,
а за питательным насосом t в пн =161,3 о С. Определим подогрев питательной
воды в ПВД:
Подогрев
питательной воды в системе ПВД распределим равномерно:
Температура
воды на выходе из ПВД составляет:
По
температуре и давлению питательной
воды находим энтальпию после ПВД по таблице Ривкина:
В
состоянии насыщения по температурам определяем давление и энтальпию:
Для
определения давлений в камерах отборов принимаем потери на гидравлическое
сопротивление в трубопроводах от камер отборов до ПВД 6%:
Величины недоохлаждения дренажа, сливаемого из ПВД, оцениваем значениями:
Температура
и энтальпия дренажа, сливаемого из ПВД, соответственно равны:
Для
определения температуры и энтальпии пара в камерах отборов необходимо построить
процесс расширения пара в ЦВД на h,s - диаграмме с начальными параметрами пара:
Потеря
давления свежего пара в стопорном и регулирующем клапанах и тракте паров пуска
при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому, давление пара
перед первой ступенью турбины равно:
2.1.6 Расчет термодинамических параметров в ПНД
Потери
давления питательной воды в ПНД составляет: МПа.
Давление
на выходе из конденсатного насоса равно МПа, т.к.
предельно допустимое избыточное давление в трубках ПНД МПа.
Давление
питательной воды на выходе из ПЭО составляет:
Давление
питательной воды на выходе из ПЭУ составляет:
Давление
питательной воды на выходе из ПНД составляет:
Определяем
давления в камерах отборов для ПНД. Известны давления в камерах отборов на ПНД2
и ПНД3:
С
учетом гидравлических потерь (6%) получаем давление в ПНД2:
Температура воды на выходе из ПНД2:
Давление
в ПНД3 с учетом гидравлических потерь 6%:
Температура
насыщения и энтальпия: ; кДж/кг
Температура воды на выходе из ПНД3:
Распределяем
подогрев основного конденсата по тракту от ПНД3 (не включая его в этот
подогрев) до деаэратора включительно: две трети подогрева отнесем на ПНД4 и
одну треть на деаэратор.
Находим
температуру воды на выходе из ПНД4:
Принимаем
недогрев в подогревателе: .
В
состоянии насыщения определяем давление и энтальпию: МПа кДж/кг
С
учетом гидравлических потерь в паропроводе находим давление в камере
регенеративного отбора на ПНД4:
Учитывая
подогрев основного конденсата в конденсатном насосе, а также в ПЭУ и ПЭО,
задаемся величиной подогрева конденсата в ПНД1. Пусть температура основного
конденсата на выходе из ПНД1 составляет:
Тогда
энтальпия воды на выходе из ПНД1:
В
состоянии насыщения определяем давление и энтальпию: МПа кДж/кг
Давление
в камере отбора на ПНД1 с учетом гидравлических потерь:
Строим
процесс расширения пара в ЦНД, при -
внутреннем относительном КПД ступеней ЦНД (от начальных ступеней до конечных
ЦСД) и (от начального ЦНД до ступеней камеры отбора ПНД-1),
аналогично процессу расширения пара в ЦВД.
Все
значения заносим в свободную таблицу термодинамических параметров пара и
конденсата.
Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим)
, МПа , о С , кДж/кгq п ,, о С , МПа , о С , кДж/кг , о С , кДж/кг
Неизвестные
величины - , кДж/кг -
получаем в результате итерационного расчета по уравнению смешения и является
величиной предварительной.
Неизвестные
величины - , кДж/кг -
получаем в результате итерационного расчета и должно быть проверено
Из
уравнения теплового баланса находим -
расчетная величина:
Так
как предварительно принятая величина кДж/кг
совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и
следующей итерации не требуется.
Неизвестные
величины - , кДж/кг -
получаем в результате итерационного расчета по уравнению смешения СМ1.
Неизвестные
величины - , кДж/кг -
получаем ранее в результате предварительного итерационного расчета и должно
быть проверено.
Из
уравнений теплового и материального баланса ПНД2 и материального баланса СМ1
находятся численные значения :
Из
уравнения теплового баланса находим - расчетная величина:
Так
как предварительно принята величина кДж/кг
совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и
следующей итерации не требуется.
.1.8
Проверка расчета по материальному балансу
Проверка
правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется
сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе
турбоустановки.
Расход
отработавшего пара в конденсатор:
- расход пара из камеры отбора турбины с номером j (j от
1 до 7).
Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в
конденсаторе:
- без
учета потока из конденсатора.
Так
как рассчитанные значения и одинаковы,
следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.
.1.9 Расчет мощности турбины и турбогенератора
Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:
- расход
пара через отсек турбины с номером j;
-
теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.
Расчет
потоков и мощность отсеков турбины оформлены в виде таблицы.
Энергетический баланс турбоагрегата
С
учетом потерь, электрическая мощность на клеймах генератора равна:
Мощность,
потребляемая на собственные нужды турбоустановки (на привод насосов
конденсатно-питательного тракта):
)
мощность электропривода конденсатного насоса:
) мощность электропривода сливного насоса ДН1:
)
мощность электропривода сливного насоса ДН2:
)
мощность электропривода сливного насоса ДН3:
)
мощность электропривода питательного насоса:
Мощность,
потребляемая на собственные нужды турбоустановки:
.1.10 Показатели тепловой экономичности турбоустановки
Полный расход теплоты на турбоустановку:
Расход
теплоты с паром производственного отбора:
Расход
теплоты внешним потребителям:
Расход
теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии:
КПД
турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:
.1.11 Энергетические показатели ТЭЦ
КПД
ТЭЦ по производству электроэнергии:
КПД
ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии:
Удельный
расход условного топлива по производству электроэнергии:
Удельный
расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:
В
данном разделе произведен расчет принципиальной тепловой схемы т/у
Т-100/120-130 в номинальном режиме.
)
Тепловой экономичности турбоустановки: полный расход теплоты на турбоустановку , КПД турбоустановки с генератором по производству
электроэнергии ; удельный расход теплоты на производство электроэнергии
.
)
Энергетические показатели: тепловая нагрузка парогенератора , удельный расход условного топлива по производству
электрической и тепловой энергии , .
.2
Расчет тепловой схемы на конденсационном режиме
кг/с -
величина непрерывной продувки
кг/с -
расход пара из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦНД.
.2.2
Расчет термодинамических параметров в подогревателях
Расчет давлений в камерах отборов на регенеративные подогреватели находим
по формуле Флюгеля:
Зная давления в отборах, определяем давления насыщения в подогревателях,
приняв потери давления 6%:
По
давлению насыщения находим температуру и энтальпию насыщения в подогревателях:
Определим температуру на выходе из подогревателей, приняв недогрев:
По температуре и давлению воды на выходе из подогревателей определяем
энтальпию:
Величина недоохлаждения дренажа, сливаемого из ПВД, оценивается
значениями:
Соответственно,
температура дренажа, сливаемого из ПВД, и его энтальпия, равны:
Неизвестные
величины - ; Уравнение материального баланса:
Термодинамические параметры пара и конденсата (конденсационный режим)
, МПа , оС , кДж/кгqп, оС , МПа , оС , кДж/кг , оС , кДж/кг
Неизвестные
величины - , кДж/кг -
получаем в результате предварительного итерационного расчета по уравнению
смешения СМ1.
Неизвестные
величины - , кДж/кг -
получаем ранее в результате предварительного итерационного расчета и должно
быть проверено.
Из
уравнений теплового и материального баланса ПНД2 и материального баланса СМ1
находятся численные значения :
Из
уравнения теплового баланса находим - расчетная величина:
Так
как предварительно принята величина кДж/кг
совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и
следующей итерации не требуется.
.2.4
Проверка расчета по материальному балансу
Проверка
правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется
сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе
турбоустановки.
Расход
отработавшего пара в конденсатор:
- расход пара из камеры отбора турбины с номером j (j от
1 до 7).
Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в
конденсаторе:
- без
учета потока из конденсатора.
Так
как рассчитанные значения и одинаковы,
следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.
.2.5 Расчет мощности турбины и турбогенератора
Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:
- расход
пара через отсек турбины с номером j;
-
теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.
Расчет
потоков и мощность отсеков турбины оформлены в виде таблицы.
Энергетический баланс турбоагрегата
С
учетом потерь, электрическая мощность на клеймах генератора равна:
Мощность,
потребляемая на собственные нужды турбоустановки (на привод насосов
конденсатно-питательного тракта):
)
мощность электропривода конденсатного насоса:
) мощность электропривода сливного насоса ДН1:
)
мощность электропривода питательного насоса:
Мощность,
потребляемая на собственные нужды турбоустановки:
.2.6 Показатели тепловой экономичности турбоустановки
Полный расход теплоты на турбоустановку:
КПД
турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:
Удельный
расход теплоты на производство электроэнергии:
КПД
ТЭЦ по производству электроэнергии:
Удельный
расход условного топлива по производству электроэнергии:
В
данном разделе произведен расчет принципиальной тепловой схемы т/у
Т-100/120-130/. При расчете определены показатели:
)
Энергетические показатели: тепловая нагрузка парогенератора , удельный расход условного топлива по производству
электрической и тепловой энергии , .
Использование турбины с двумя регулируемыми отборами пара объясняется
тем, что ТЭЦ должна давать пар двух различных давлений для промышленных целей.
Турбины типа ТП получили широкое распространение и позволяют покрыть
потребности окружающих районов в паре и горячей воде.
При
производственном отборе D п =185т/ч,
сумме отопительных отборов D т =132т/ч
расходе пара на турбину 470т/ч, при номинальных параметрах свежего пара и
номинальных давлениях в отборах, при расчетной температуре охлаждающей воды t р в1 =20 о С
и расходе ее 8000 т/ч турбина развивает номинальную мощность 80МВт.
При
D по =300 т/ч
и Р п =1,3МПа, при отсутствии отопительных отборов N э =70МВт. При номинальной мощности N э =100 МВт без отопительных отборов D п =245т/ч. При D т =200т/ч и отключенном производственном отборе N э =76МВт. Максимальная мощность 120 МВт достигается при
максимальном расходе пара D max =470т/ч
и пониженных отборах пара.
Подогрев
сетевой воды - двухступенчатый. Может быть использован теплофикационный пучок
конденсатора для подогрева первой ступени обратной сетевой воды или химически
очищенной воды, утилизирующий теплоту вентиляционного пропуска пара при работе
турбины в режиме с противодавлением. Развитая регенеративная система подогрева
питательной воды обеспечивает на выходе ее температуру 249 0 С.
Регулирование
давления пара теплофикационных отборов осуществляется поворотной диафрагмой,
установленной в камере нижнего теплофикационного отбора, производственного -
регулирующим клапаном.
Основные
характеристики турбины представлены в табл. 3.1.
Основные параметры и характеристики турбины ПТ-100/120-130
Мощность, МВт: - номинальная - максимальная
Начальные параметры пара: - давление, МПа - температура, оС
Пределы изменения давления пара в регулируемом отборе, кПа:
- верхнего - нижнего
Номинальный расход отбираемого пара, кг/с: -
производственного отбора - теплофикационного отбора
Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч
Расчетная температура охлаждающей воды, оС
Максимальный расход свежего пара, т/ч
Длина рабочей лопатки последней ступени, мм
Средний диаметр последней ступени турбины, мм
Расчетный удельный расход теплоты, кДж/кВтч
- максимальный расход пара - 485 т/час (подвод свежего пара к турбине
осуществляется однониточным трубопроводом Д 377х50);
номинальный суммарный теплофикационный отбор - 285 ГДж/час (68 Гкал/час)
при давлении в верхнем отборе 0,088 МПа (0,9 кгс/см 2 ) и нижнем
отборе 0,034 МПа (0,35 кгс/см 2 ).
Турбина Т-100/120-130 ПОТ «Ленинградский металлический завод»
конденсационная с регулируемым отбором пара двухступенчатым теплофикационным,
номинальной мощностью 100 МВт при 3000 об/мин предназначена для
непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110.
Турбина ПТ-100/120-130 является турбиной нового поколения, имеет
современные показатели надежности: коэффициент готовности - не менее 0,995;
среднюю наработку на отказ единичного изделия - не менее 6000 часов; ресурс
деталей и сборочных единиц из жаропрочных материалов - не менее 170000 часов;
срок службы между ремонтами со вскрытием цилиндров - не менее 6 лет; полный
срок службы турбины - не менее 30 лет.
ТЭЦ имеет тепловую схему с поперечными связями. Турбина типа
Т-100/120-130 подключается к существующим паровым и тепловым магистралям ТЭЦ.
Главные паропроводы запроектированы по схеме котел-турбина с переключением на
общественную паровую магистраль.
Питательные трубопроводы запроектированы по схеме ПЭН-ПВД-
общестанционная магистраль «горячая»-котел, с возможностью переключения ПЭН на
общестанционную магистраль «холодную».
Для откачки конденсата из конденсатора и подачи его в деаэратор через
систему регенерации турбины предусмотрено три конденсатных насоса КСВ-125-140.
Охлаждающая вода для конденсатора турбоустановки и на встроенные пучки
конденсатора подается от общестанционных магистралей двумя циркуляционными
насосами. Для подачи охлаждающей воды к газоохладителям генератора установлены
два насоса.
Подогрев сетевой воды турбоустановки осуществляется в двух горизонтальных
подогревателях ПСГ-1300-3-8-1, подключенных параллельно, паром из нижнего
ото
Похожие работы на - Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130 Дипломная (ВКР). Физика.
Сочинение Егэ 2022 Английский Язык
Реферат На Тему Международные Подходы По Эффективному Банковскому Регулированию И Надзору
Практическая Работа По Информатике 10
Как Написать Структуру Курсовой Работы В Введении
Дипломная работа по теме Обґрунтування раціональної технологічної схеми гірничотехнічної рекультивації залишкових вироблених просторів кар’єру з урахуванням екологічних проблем регіону
Личная Гигиена Зож Реферат
Контрольная работа по теме Механизм административно-правового регулирования
Курсовая работа по теме Разработка современной модели оценки вероятности банкротства компании
Реферат: Progression Of Music From The 1940
Реферат: PrePaid Calling Cards Essay Research Paper Prepaid
Курсовая работа по теме Инфляция: сущность, формы и виды
Ответы Контрольной Работы Номер 5
Курсовая работа: Рынок инвестиций и его особенности в современной экономике России
Сочинение Лыжный Спорт
Курсовая работа по теме Аналіз використання земель Дубровецького району Рівненської області
Контрольная Работа По Главе Молекулярный Уровень
Загрязнение Вод Реферат
Законодательство О Предпринимательской Деятельности России Реферат
Аудит Учетной Политики Организации Курсовая
Дипломная Работа На Тему Управление Банковскими Рисками
Глава 2 Развитие менеджмента в России
Реферат: Гибель человека