Добавлен: 19.03.2024
Просмотров: 7
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ОТЧЕТ о прохождении практики обучающимся группы
ООБТТ-21101с
(код и номер учебной группы) Ильиных Валерий Андреевич фамилия, имя, отчество обучающегося) Место прохождения практики Образовательная автономная некоммерческая организация высшего образования Московский технологический институт полное наименование организации)
ООБТТ-21101с
(код и номер учебной группы) Ильиных Валерий Андреевич фамилия, имя, отчество обучающегося) Место прохождения практики Образовательная автономная некоммерческая организация высшего образования Московский технологический институт полное наименование организации)
Технический отчет За период прохождения практики была проанализирована работа, одной из крупнейших тепловых станций на территории Восточной Сибири, Красноярская ГРЭС. Она расположена в г. Зеленогорске в 167 км на восток от г. Красноярска и входит в группу
СУЭК
Рис. 1. Филиал АО Енисейская ТГК (ТГК-13)» - Красноярская ГРЭС, Первая Промышленная, д, г. Зеленогорск, Красноярского края, 663690. Технологическая схема станции состоит из 9 энергоблоков
- энергоблоки ст. №№ 1, 2, 4 - конденсационные дубль-блоки, состоящие из двух прямоточных котлов ПК-38 паропроизводительностью 270 т/ч, с параметрами острого пара на выходе из котлов 140 ата, 545 Си турбины К- 130-2 с номинальными параметрами пара 130 ата, 540 С
- энергоблок ст. № 5 - теплофикационный дубль-блок, состоящий из двух барабанных котлов ПК-14-2 расчетной паропроизводительностью 220 т/час, с параметрами острого пара 100 ата, 540 Си турбины ПТ-60-90/13-2 с номинальными параметрами пара 90 ата, 535 Си с двумя регулируемыми отборами пара 13 ата и 0,7 - 2,5 ата;
- энергоблоки ст. №№ 6, 7, 8 - конденсационные дубль-блоки, состоящие из двух прямоточных котлов ПК-38 паропроизводительностью 270 т/ч, с параметрами острого пара 140 ата, 545 Си турбины К с номинальными параметрами пара 130 ата, 540 С
- энергоблоки ст. №№ 9, 10 - теплофикационные блоки, состоящие из двух барабанных котлов БКЗ-420-140 ПТ-2 паропроизводительностью 420 т/час, с параметрами острого пара 140 ата, 560 Си турбинами с поперечными связями поводе и парус номинальными параметрами пара 130 ата, 555 С. Отпуск пара осуществляется от регулируемых отборов каждой турбины - производственного 12 - 21 ата их теплофикационных отборов ВТО (верхний теплофикационный отбор) с давлением 0,9 -
2,5 ата и НТО (нижний теплофикационный отбор) 0,4 - 1,2 ата. В настоящее время промышленные потребители пара 13 ата отсутствуют, что является причиной ограничения электрической мощности по группе 135 МВт. Ограничения носят сезонный характер и зависят от отпуска тепловой энергии потребителям. Возникновение этих ограничений явилось следствием снижения, а затем и полного прекращения отпуска тепла потребителю
«Сибволокно» в связи с ликвидацией самого предприятия, для которого в свое время была введена в эксплуатацию группа турбин ПТ-135. Принципиальная технологическая схема ТЭЦ включает в себя склад топлива (1), систему топливоподачи (2), котел (3), промежуточный пароперегреватель (4), ЦВД турбины (5), ЦНД турбины (6), электрический генератор (7), трансформатор собственных нужд (8), трансформатор связи (9), главное распределительное устройство (10), конденсатор (11), конденсатный насос (12), циркуляционной насос (13), источник водосгнабжения (14), подогреватель низкого давления (15), водоподготовительная установка (16), потребитель тепловой энергии (17), насос обратного конденсата (18), деаэратор (19), питательный насос (20), подогреватель высокого давления (21), шлакозолоудаление (22), золоотвал (23), дымосос (24), дымовая труба (25), дутьевая (26), золоулавитель (27), (рис. 2). Рис. 2. В качестве основного топлива применяется бурый уголь марки 2БР Бородинского разреза Канско-Ачинского месторождения. Растопочное топливо – мазут.
Паротурбинная установка с турбиной ПТ-135/165-130/15. Турбина ПТ-135/165-130/15 УТЗ состоит из двух цилиндров – ЦВД и ЦНД [3]. Из паропровода острый пар поступает к двум стопорным клапанам, от которых направляется к четырем регулирующим клапанам сопловой системы парораспределения, установленным на корпусе ЦВД. Подвод пара производится в центральную часть ЦВД. ЦВД турбины выполнен двустенным и противоточным. В левом потоке, направленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть
СУЭК
Рис. 1. Филиал АО Енисейская ТГК (ТГК-13)» - Красноярская ГРЭС, Первая Промышленная, д, г. Зеленогорск, Красноярского края, 663690. Технологическая схема станции состоит из 9 энергоблоков
- энергоблоки ст. №№ 1, 2, 4 - конденсационные дубль-блоки, состоящие из двух прямоточных котлов ПК-38 паропроизводительностью 270 т/ч, с параметрами острого пара на выходе из котлов 140 ата, 545 Си турбины К- 130-2 с номинальными параметрами пара 130 ата, 540 С
- энергоблок ст. № 5 - теплофикационный дубль-блок, состоящий из двух барабанных котлов ПК-14-2 расчетной паропроизводительностью 220 т/час, с параметрами острого пара 100 ата, 540 Си турбины ПТ-60-90/13-2 с номинальными параметрами пара 90 ата, 535 Си с двумя регулируемыми отборами пара 13 ата и 0,7 - 2,5 ата;
- энергоблоки ст. №№ 6, 7, 8 - конденсационные дубль-блоки, состоящие из двух прямоточных котлов ПК-38 паропроизводительностью 270 т/ч, с параметрами острого пара 140 ата, 545 Си турбины К с номинальными параметрами пара 130 ата, 540 С
- энергоблоки ст. №№ 9, 10 - теплофикационные блоки, состоящие из двух барабанных котлов БКЗ-420-140 ПТ-2 паропроизводительностью 420 т/час, с параметрами острого пара 140 ата, 560 Си турбинами с поперечными связями поводе и парус номинальными параметрами пара 130 ата, 555 С. Отпуск пара осуществляется от регулируемых отборов каждой турбины - производственного 12 - 21 ата их теплофикационных отборов ВТО (верхний теплофикационный отбор) с давлением 0,9 -
2,5 ата и НТО (нижний теплофикационный отбор) 0,4 - 1,2 ата. В настоящее время промышленные потребители пара 13 ата отсутствуют, что является причиной ограничения электрической мощности по группе 135 МВт. Ограничения носят сезонный характер и зависят от отпуска тепловой энергии потребителям. Возникновение этих ограничений явилось следствием снижения, а затем и полного прекращения отпуска тепла потребителю
«Сибволокно» в связи с ликвидацией самого предприятия, для которого в свое время была введена в эксплуатацию группа турбин ПТ-135. Принципиальная технологическая схема ТЭЦ включает в себя склад топлива (1), систему топливоподачи (2), котел (3), промежуточный пароперегреватель (4), ЦВД турбины (5), ЦНД турбины (6), электрический генератор (7), трансформатор собственных нужд (8), трансформатор связи (9), главное распределительное устройство (10), конденсатор (11), конденсатный насос (12), циркуляционной насос (13), источник водосгнабжения (14), подогреватель низкого давления (15), водоподготовительная установка (16), потребитель тепловой энергии (17), насос обратного конденсата (18), деаэратор (19), питательный насос (20), подогреватель высокого давления (21), шлакозолоудаление (22), золоотвал (23), дымосос (24), дымовая труба (25), дутьевая (26), золоулавитель (27), (рис. 2). Рис. 2. В качестве основного топлива применяется бурый уголь марки 2БР Бородинского разреза Канско-Ачинского месторождения. Растопочное топливо – мазут.
Паротурбинная установка с турбиной ПТ-135/165-130/15. Турбина ПТ-135/165-130/15 УТЗ состоит из двух цилиндров – ЦВД и ЦНД [3]. Из паропровода острый пар поступает к двум стопорным клапанам, от которых направляется к четырем регулирующим клапанам сопловой системы парораспределения, установленным на корпусе ЦВД. Подвод пара производится в центральную часть ЦВД. ЦВД турбины выполнен двустенным и противоточным. В левом потоке, направленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть
ступеней давления, в правом потоке расположено шесть ступеней давления. Производственный отбор пара осуществляется из выходного патрубка ЦВД. Из перепускных труб пар поступает к четырем регулирующим клапанам ЧСД на входе в ЦНД. Пройдя одновенечную регулирующую и шесть нерегулируемых ступеней
ЧСД, пар поступает в камеру, из которой производится первый отопительный отбор. Расход в отопительный отбор регулируется поворотной диафрагмой с дроссельным парораспределением. Далее пар расширяется в двух ступенях, за которыми осуществляется второй отопительный отбор расход в него определяется открытием второй регулирующей диафрагмы, установленной перед ЧНД. Каждый из роторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД - комбинированный опорно-упорный, с симметричными упорными колодками. Отдельные роторы соединены жесткими муфтами полумуфты роторов турбины откованы заодно с валами. Ротор ЦНД - комбинированный диски первых шести ступеней откованы заодно с валом, остальные диски - насадные. Для уменьшения осевого усилия навалу в области переднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный диск больших размеров.
ЦНД турбины выполнен одностенным с одним выхлопом в конденсатор. Передняя и средняя части корпуса ЦНД - литые, задняя - сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отбора. С учетом работы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточного перегрева пара лопатка последней ступени выполнена умеренной длины
(830 мм, что обеспечивает ее надежность против эрозионного износа.
Фикспункт турбины расположен на передних опорах выхлопного патрубка турбины. Агрегат расширяется в сторону переднего подшипника. Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек
ЦВД. Для уменьшения протечек пара в турбине применены бесконтактные лабиринтовые уплотнения. Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с 0,067 с
-1
Рассматриваемая турбина имеет четыре регулируемых параметра (давления в трех отборах и электрическая мощность. Система регулирования турбины выполнена электрогидравлической. Электрическая часть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулирования мощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты в аварийных ситуациях. Основные характеристики для турбины ПТ-135/165-130/15:
- Электрическая мощность э = 135 МВт
- Начальные параметры острого пара
1) Давление P0 = 12,75;
2) Температура t0 = 555 С.
- Номинальная величина производственного отбора пр = 320 т/час;
- Давление в конденсаторе турбины к = 0,0034 МПа
- Число отборов пара на регенерацию – 7;
- Давление в отборах
- от = 3,335 МПа
- от = 2,236 МПа
- от = 1,6 МПа
- от = 0,5 МПа
- от = 0,24 МПа
- от = 0,088-0,245 МПа
ЧСД, пар поступает в камеру, из которой производится первый отопительный отбор. Расход в отопительный отбор регулируется поворотной диафрагмой с дроссельным парораспределением. Далее пар расширяется в двух ступенях, за которыми осуществляется второй отопительный отбор расход в него определяется открытием второй регулирующей диафрагмы, установленной перед ЧНД. Каждый из роторов валопровода лежит в двух опорных подшипниках. Задний подшипник ЦВД - комбинированный опорно-упорный, с симметричными упорными колодками. Отдельные роторы соединены жесткими муфтами полумуфты роторов турбины откованы заодно с валами. Ротор ЦНД - комбинированный диски первых шести ступеней откованы заодно с валом, остальные диски - насадные. Для уменьшения осевого усилия навалу в области переднего концевого уплотнения ЦНД выполнен ступенчатый разгрузочный диск больших размеров.
ЦНД турбины выполнен одностенным с одним выхлопом в конденсатор. Передняя и средняя части корпуса ЦНД - литые, задняя - сварная. Все диафрагмы установлены в обоймах, пространство между которыми использовано для размещения патрубков отбора. С учетом работы в области значительной влажности из-за отсутствия промежуточного перегрева пара лопатка последней ступени выполнена умеренной длины
(830 мм, что обеспечивает ее надежность против эрозионного износа.
Фикспункт турбины расположен на передних опорах выхлопного патрубка турбины. Агрегат расширяется в сторону переднего подшипника. Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек
ЦВД. Для уменьшения протечек пара в турбине применены бесконтактные лабиринтовые уплотнения. Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с 0,067 с
-1
Рассматриваемая турбина имеет четыре регулируемых параметра (давления в трех отборах и электрическая мощность. Система регулирования турбины выполнена электрогидравлической. Электрическая часть системы регулирования обеспечивает хорошее качество регулирования мощности и давления в отборах и ускоряет срабатывание системы защиты в аварийных ситуациях. Основные характеристики для турбины ПТ-135/165-130/15:
- Электрическая мощность э = 135 МВт
- Начальные параметры острого пара
1) Давление P0 = 12,75;
2) Температура t0 = 555 С.
- Номинальная величина производственного отбора пр = 320 т/час;
- Давление в конденсаторе турбины к = 0,0034 МПа
- Число отборов пара на регенерацию – 7;
- Давление в отборах
- от = 3,335 МПа
- от = 2,236 МПа
- от = 1,6 МПа
- от = 0,5 МПа
- от = 0,24 МПа
- от = 0,088-0,245 МПа
- от = 0,039-0,118 МПа
- Внутренний относительный КПД по отсекам турбины
1) ЦВД ЦВД ηoi = 83 %;
2) ЦНД ЦНД ηoi = 80 %.
- КПД дросселирования по отсекам
1) ЦВД ЦВД др = 96 %;
2) ЦНД ЦНД др = 96 %.
- Электромеханический КПД генератора эм = 0,97;
- Температура химически очищенной воды tхов = 30 С.
Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-135/165-130/15, изображенная на рисунке 3, состоит из турбоагрегата с генератором ТВВ-160-2 с водородным охлаждением, трех подогревателей высокого давления, деаэратора повышенного давления, подогревателя химочищенной воды, четырех подогревателей низкого давления, сальникового и эжекторного подогревателя, конденсатора, а также теплофикационной установки по подогреву сетевой воды. Схема с поперечными связями, те. пар со всех котлов идет в общую магистраль острого пара, а затем к турбоагрегатам. Три подогревателя высокого давления нагревают воду до конечной температуры питательной воды. Слив дренажа в группе ПВД – каскадный. Из ПВД-3 дренаж сбрасывается в деаэратор повышенного давления 0,6 МПа. В него также поступает выпар из первой ступени расширителя непрерывной продувки и основной конденсат турбины. Сетевая подогревательная установка состоит из двух подогревателей горизонтального типа, устроенных непосредственно под турбиной. В группе подогревателей низкого давления дренаж из ПНД-4 сливается в ПНД-5 далее в ПНД-6. Из ПНД-6 дренаж подается дренажным насосом в линию основного конденсата. Дренаж из ПНД-7 сливается в конденсатор. Первый, второй и третий отборы отбираются из цилиндра высокого давления турбины соответственно на подогреватели высокого давления ПВД-1, ПВД-2, ПВД-3. Из третьего отбора производится также отбор пара на деаэратор ив коллектор. Четвертый, пятый, шестой и седьмой отборы осуществлены из цилиндра низкого давления турбины на подогреватели низкого давления ПНД4,5,6,7. Кроме этого из шестого и седьмого отборов осуществляется отбор пара на установку подогрева сетевой воды. Слив дренажа из сетевых подогревателей производится дренажными насосами в линию основного конденсата – перед ПНД-5 и перед ПНД-6.
Рис. 3. - Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-165-130. Рис. 4. - Продольный разрез турбины. Паротурбинная установка с турбиной ПТ-60-90/13-2 Турбина ПТ-60-90/13-2 двухцилиндровая, без промежуточного перегрева пара, номинальной мощностью 60 МВт, рассчитана для работы на паре 19 следующих параметров давление перед стопорным клапаном 8,8 МПа, температура свежего пара 535
℃. Тепловая схема показана на рис Рис. - Принципиальная тепловая схема блока с турбиной ПТ-60-90/13: ПК – паровой котел РОТ – регулирующий орган Т-отбора; РО-П – регулирующий орган П
℃. Тепловая схема показана на рис Рис. - Принципиальная тепловая схема блока с турбиной ПТ-60-90/13: ПК – паровой котел РОТ – регулирующий орган Т-отбора; РО-П – регулирующий орган П
отбора ЭГ – электрогенератор К – конденсатор П3…П5 – подогреватели низкого давления Д – деаэратор; П1…П3 – подогреватели высокого давления Р – расширитель непрерывной продувки ОЭ – охладитель эжектора ОУ – охладитель уплотнений ОСП,
ПСП – основной и пиковый сетевые подогреватели ОТ – тепловые потребители КН – конденсатный насос ПН – питательный насос ДН – дренажный насос СН – сетевой насос дв – линия подачи добавочной воды
Среднефактические параметры с 1964 года составляют давление перед стопорным клапаном 8,8 МПа, температура свежего пара 519,65 ℃. Понижение температуры относительно номинальной связанно с расчетной температурой пара за котлами – 520 ℃. Турбина имеет два регулируемых отбора пара, один из которых производственный с номинальным давлением 1,3 МПа, второй – теплофикационный, имеющий номинальное давление пара 0,12 – 0,25 МПа. Номинальная расчетная температура охлаждающей воды при входе в конденсатор принята 20 оС. Подогрев питательной воды осуществляется в шести подогревателях низкого и высокого давления, из которых один питается паром из производственного регулируемого отбора один – паром из теплофикационного регулируемого отбора остальные – из четырёх нерегулируемых отборов. Турбина представляет собой двухцилиндровый агрегат. ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 14 ступеней давления. ЦНД состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, а часть низкого давления имеет регулирующую ступень и три ступени давления. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. Первые девять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска насадные. Критическое число оборотов ротора высокого давления составляет 1760 об/мин., а ротора низкого давления – 1950 об/мин. Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой посредством гибкой пружинной муфты. Роторы ЦНД и генератора соединяются посредством полугибкой муфты. Ротор турбины вращается почасовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника. Турбина имеет клапанное регулирование. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора турбины, откуда по перепускным трубам пар поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра высокого давления. По выходе из ЦВД при давлении 1,3 ± 0,3 МПа пар поступает в производственный отбор и ЦНД. Перепуск пара из ЦВД и ЦНД осуществляется 21 четырьмя трубами, расположенными подполом машзала, соединенными с четырьмя регулирующими клапанами, установленными на ЦНД. Из цилиндра НД за ой ступенью часть пара отбирается в теплофикационный отбор с давлением 0,12 – 0,25 МПа, а остальная часть поступает в конденсатор поверхностного типа, присоединенный непосредственно к выхлопному патрубку ЦНД, путем приварки при монтаже.
Фикспункт турбины расположен на раме ЦНД со стороны генератора, а расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника. Снабжение паром концевых уплотнений цилиндров турбин производится от коллектора уплотнений, парк которому подводится от общестанционного коллектора ХПП или от коллектора 1,3 МПа турбины
Ренкина для заданных параметров показала 53% эффективности преобразования тепла, полученного при сжигании топлива, в полезную работу. Удельным расходом пара d0 называют количество пара, кг, необходимого для получения 1 кВт • ч энергии
????
0
=
3600
(ℎ
0
− ℎ
????????
)
=
3600
(2939,39 − 997,86)
= 1,85 Удельный расход теплоты — это количество теплоты, кДж, необходимое для получения 1 кВт • ч работы
???? =
3600
????
=
3600 0,53
= 6792,45
« 30 » 082022 г. Обучающийся
Валерий Андреевич Ильиных подпись) ИО. Фамилия
ПСП – основной и пиковый сетевые подогреватели ОТ – тепловые потребители КН – конденсатный насос ПН – питательный насос ДН – дренажный насос СН – сетевой насос дв – линия подачи добавочной воды
Среднефактические параметры с 1964 года составляют давление перед стопорным клапаном 8,8 МПа, температура свежего пара 519,65 ℃. Понижение температуры относительно номинальной связанно с расчетной температурой пара за котлами – 520 ℃. Турбина имеет два регулируемых отбора пара, один из которых производственный с номинальным давлением 1,3 МПа, второй – теплофикационный, имеющий номинальное давление пара 0,12 – 0,25 МПа. Номинальная расчетная температура охлаждающей воды при входе в конденсатор принята 20 оС. Подогрев питательной воды осуществляется в шести подогревателях низкого и высокого давления, из которых один питается паром из производственного регулируемого отбора один – паром из теплофикационного регулируемого отбора остальные – из четырёх нерегулируемых отборов. Турбина представляет собой двухцилиндровый агрегат. ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 14 ступеней давления. ЦНД состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, а часть низкого давления имеет регулирующую ступень и три ступени давления. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. Первые девять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска насадные. Критическое число оборотов ротора высокого давления составляет 1760 об/мин., а ротора низкого давления – 1950 об/мин. Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой посредством гибкой пружинной муфты. Роторы ЦНД и генератора соединяются посредством полугибкой муфты. Ротор турбины вращается почасовой стрелке, если смотреть на турбину со стороны переднего подшипника. Турбина имеет клапанное регулирование. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора турбины, откуда по перепускным трубам пар поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра высокого давления. По выходе из ЦВД при давлении 1,3 ± 0,3 МПа пар поступает в производственный отбор и ЦНД. Перепуск пара из ЦВД и ЦНД осуществляется 21 четырьмя трубами, расположенными подполом машзала, соединенными с четырьмя регулирующими клапанами, установленными на ЦНД. Из цилиндра НД за ой ступенью часть пара отбирается в теплофикационный отбор с давлением 0,12 – 0,25 МПа, а остальная часть поступает в конденсатор поверхностного типа, присоединенный непосредственно к выхлопному патрубку ЦНД, путем приварки при монтаже.
Фикспункт турбины расположен на раме ЦНД со стороны генератора, а расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника. Снабжение паром концевых уплотнений цилиндров турбин производится от коллектора уплотнений, парк которому подводится от общестанционного коллектора ХПП или от коллектора 1,3 МПа турбины
Рис Продольный разрез турбины 1- Передняя опора, 2;7 Опорно- упорный подшипник, 3- ЦВД, 4- РВД, 5; 10; 12- опорный подшипник, 6- Гибкая муфта(РВД- РНД),
8- ЦНД, 9- РНД, 13- Атмосферный клапан, 11- ВПУ. Паротурбинная установка с турбиной К-160-130
Принципиальная тепловая схема представлена на рис. Как видно по схеме, вырабатываемый пар в котлоагрегате после пароперегревателей направляется в ЧВД турбины, после пройдя семь ступеней, направляется на промежуточный перегреватель, где нагревается до 540 ℃ (начальной температуры) и возвращается обратно в турбину в
ЧСД. После ЦВД пар по ресиверу поступает в двух поточный ЦНД. Пройдя по шесть ступеней в каждом, поток пара направляется в конденсатор, где, отдав свое тепло, конденсируется. Из конденсатора, конденсатными насосами основной конденсат транспортируется через эжектор уплотнений, основной эжектор, БОУ, группу
ПНД, состоящую из четырех поверхностных подогревателей низкого давления, и после поступает в деаэратор питательной воды. Из деаэратора питательная вода двумя питательными электронасосами (ПЭН) транспортируется через три последовательно включенных подогревателя высокого давления (ПВД), в котел. Дренаж греющего пара из ПВД сливается каскадно в деаэратор. Дренаж с ПНД № 2,3,4 каскадно сливается в ПНД- 1, откуда сливным насосом перекачивается в линию основного конденсата между ПНД-1 и ПНД-2.
Дренажи с эжекторов сливаются в конденсатор. Подогрев сетевой воды осуществляется в двух последовательно включенных поводе сетевых подогревателей- верхний и нижний. На верхний подогреватель вар отбирается из пятого отбора, а на нижний подогреватель пар отбирается из шестого отбора. Дренаж с сетевых подогревателей каскадно сливается в ПНД- 2. Подпитка осуществляется в конденсатор от коллекторов очищенной воды из хим. Цеха.
8- ЦНД, 9- РНД, 13- Атмосферный клапан, 11- ВПУ. Паротурбинная установка с турбиной К-160-130
Принципиальная тепловая схема представлена на рис. Как видно по схеме, вырабатываемый пар в котлоагрегате после пароперегревателей направляется в ЧВД турбины, после пройдя семь ступеней, направляется на промежуточный перегреватель, где нагревается до 540 ℃ (начальной температуры) и возвращается обратно в турбину в
ЧСД. После ЦВД пар по ресиверу поступает в двух поточный ЦНД. Пройдя по шесть ступеней в каждом, поток пара направляется в конденсатор, где, отдав свое тепло, конденсируется. Из конденсатора, конденсатными насосами основной конденсат транспортируется через эжектор уплотнений, основной эжектор, БОУ, группу
ПНД, состоящую из четырех поверхностных подогревателей низкого давления, и после поступает в деаэратор питательной воды. Из деаэратора питательная вода двумя питательными электронасосами (ПЭН) транспортируется через три последовательно включенных подогревателя высокого давления (ПВД), в котел. Дренаж греющего пара из ПВД сливается каскадно в деаэратор. Дренаж с ПНД № 2,3,4 каскадно сливается в ПНД- 1, откуда сливным насосом перекачивается в линию основного конденсата между ПНД-1 и ПНД-2.
Дренажи с эжекторов сливаются в конденсатор. Подогрев сетевой воды осуществляется в двух последовательно включенных поводе сетевых подогревателей- верхний и нижний. На верхний подогреватель вар отбирается из пятого отбора, а на нижний подогреватель пар отбирается из шестого отбора. Дренаж с сетевых подогревателей каскадно сливается в ПНД- 2. Подпитка осуществляется в конденсатор от коллекторов очищенной воды из хим. Цеха.
Рис. 7. - Принципиальная тепловая схема турбины К Продольный разрез турбины К-160-130
Рис.8. 1- подшипник опорно- упорный, 2- ЦВД, 3- РВД, 4; 5; 8; 11- подшипник опорный, 6- РНД, 7- ЦНД, 9- ВПУ, 10- атмосферный клапан, 12- ресивер. Номинальные значения основных параметров турбины. Мощность, МВт :160 Максимальная мощность, МВт Начальные параметры давление, МПа абс температура, С 565 Параметры пара после промежуточного перегрева давление, МПа абс 2,6 температура, С : 565 Температура воды, С питательной 228
Рис.8. 1- подшипник опорно- упорный, 2- ЦВД, 3- РВД, 4; 5; 8; 11- подшипник опорный, 6- РНД, 7- ЦНД, 9- ВПУ, 10- атмосферный клапан, 12- ресивер. Номинальные значения основных параметров турбины. Мощность, МВт :160 Максимальная мощность, МВт Начальные параметры давление, МПа абс температура, С 565 Параметры пара после промежуточного перегрева давление, МПа абс 2,6 температура, С : 565 Температура воды, С питательной 228
охлаждающей 12 Расход свежего пара при номинальной мощности, т/ч: 436 Расход свежего пара при максимальной мощности, т/ч: 516 Расход охлаждающей воды, т/ч: 20800 Давление пара в конденсаторе, кПа абс 3,4 Частота вращения ротора, с 50 Число ступеней
ЧВД:7
ЧСД:
8
ЦНД:6X2 Число нерегулируемых отборов 7 Паровая конденсационная турбина К номинальной мощностью 160 МВт и частотой вращения ротора 50 с предназначается для непосредственного привода генератора переменного тока. Турбина и генератор устанавливаются на железобетонном фундаменте. Турбина не имеет регулируемых отборов пара, работает совместно с конденсационным устройством, снабжена регенеративной установкой для подогрева питательной воды и установкой сетевых подогревателей (бойлерами) для обеспечения нужд теплофикации. Общая конструкция турбины Свежий пар после котла, пройдя стопорный клапан и четыре регулирующих клапана, расположенных на ЦВД, попадает в сопловые коробки внутреннего корпуса
ЦВД, в котором находятся пять ступеней давления активного типа. За первой, регулирующей ступенью, имеющей парциальный подвод пара, расположена камера, в которой происходит выравнивание потока пара по окружности. Направляющие лопатки во всех ступенях, кроме й, расположены в диафрагмах. Диафрагмы й и й ступеней находятся в обойме. Первые семь ступеней представляют собой ЧВД, после которой пар отводится в промежуточный перегреватель котла, откуда он возвращается в камеру между разделительной диафрагмой и обоймой й ступени. Диафрагмы ЧСД расположены в четырех обоймах, которые образуют отсеки в цилиндре для отборов пара из проточной части на регенеративные подогреватели. Пройдя с й пою ступень ЦВД пар по ресиверу проходит в ЦНД. Проточная часть ЦНД расположена водной общей обойме и состоит из двух параллельных и одинаковых потоков. В каждом из них находится шесть ступеней. Пройдя через последние ступени турбины пар попадает в конденсатор, который своим переходным патрубком приварен к нижней части ЦНД. Все пространство между наружным корпусом ЦНД и внутренней обоймой находится под разрежением конденсатора. Ротор ЦНД опирается на подшипники, расположенные в картерах, которые вварены снаружи в корпус. Цилиндр низкого давления опирается по всему наружному периметру при помощи балкона на фундаментные плиты. Цилиндр высокого давления лежит опорными лапами с одной стороны на передней опоре, с другой стороны — на корпусе ЦНД. В осевом направлении ЦВД жестко связан поперечными шпонками опорных лап с корпусом ЦНД и передней опорой. Для уплотнения мест выхода вала из цилиндров служат концевые уплотнения. Для ликвидации больших расходов пара мимо направляющих и рабочих лопаток в проточной части имеются диафрагменные и надбандажные уплотнения.
ЧВД:7
ЧСД:
8
ЦНД:6X2 Число нерегулируемых отборов 7 Паровая конденсационная турбина К номинальной мощностью 160 МВт и частотой вращения ротора 50 с предназначается для непосредственного привода генератора переменного тока. Турбина и генератор устанавливаются на железобетонном фундаменте. Турбина не имеет регулируемых отборов пара, работает совместно с конденсационным устройством, снабжена регенеративной установкой для подогрева питательной воды и установкой сетевых подогревателей (бойлерами) для обеспечения нужд теплофикации. Общая конструкция турбины Свежий пар после котла, пройдя стопорный клапан и четыре регулирующих клапана, расположенных на ЦВД, попадает в сопловые коробки внутреннего корпуса
ЦВД, в котором находятся пять ступеней давления активного типа. За первой, регулирующей ступенью, имеющей парциальный подвод пара, расположена камера, в которой происходит выравнивание потока пара по окружности. Направляющие лопатки во всех ступенях, кроме й, расположены в диафрагмах. Диафрагмы й и й ступеней находятся в обойме. Первые семь ступеней представляют собой ЧВД, после которой пар отводится в промежуточный перегреватель котла, откуда он возвращается в камеру между разделительной диафрагмой и обоймой й ступени. Диафрагмы ЧСД расположены в четырех обоймах, которые образуют отсеки в цилиндре для отборов пара из проточной части на регенеративные подогреватели. Пройдя с й пою ступень ЦВД пар по ресиверу проходит в ЦНД. Проточная часть ЦНД расположена водной общей обойме и состоит из двух параллельных и одинаковых потоков. В каждом из них находится шесть ступеней. Пройдя через последние ступени турбины пар попадает в конденсатор, который своим переходным патрубком приварен к нижней части ЦНД. Все пространство между наружным корпусом ЦНД и внутренней обоймой находится под разрежением конденсатора. Ротор ЦНД опирается на подшипники, расположенные в картерах, которые вварены снаружи в корпус. Цилиндр низкого давления опирается по всему наружному периметру при помощи балкона на фундаментные плиты. Цилиндр высокого давления лежит опорными лапами с одной стороны на передней опоре, с другой стороны — на корпусе ЦНД. В осевом направлении ЦВД жестко связан поперечными шпонками опорных лап с корпусом ЦНД и передней опорой. Для уплотнения мест выхода вала из цилиндров служат концевые уплотнения. Для ликвидации больших расходов пара мимо направляющих и рабочих лопаток в проточной части имеются диафрагменные и надбандажные уплотнения.
Во избежание теплового прогиба роторов на остановленной турбине из-за неравномерного теплообмена внутри цилиндров турбина снабжается валоповоротным устройством с приводом от электродвигателя. Валоповоротное устройство расположено на крышке картера ЦНД со стороны генератора. Информация о расходах электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды генерирующего оборудования при выработке электрической и тепловой энергии. Расход эл. энергии на собственные нужды 541,26 млн. кВтч. Расход эл. энергии на собственные нужды на выработку эл. энергии 8,19%, 483,14 млн. кВтч. Расход эл. энергии на собственные нужды на отпуск тепла 53,37 кВтч/Гкал, 58,12 млн. кВтч. Расход эл. энергии на хоз. нужды 9,91 млн. кВтч. Расход тепла на хоз. нужды 22,41 тыс. Гкал. Основным топливом является бурый уголь Ирша-бородинского и Переясловского разреза Канско-Ачинского угольного бассейна марки 2БР. Резервное топливо – не предусмотрено растопочное топливо - мазут.
Физические свойства плотность бурого угля колеблется от 0,5 до 1,5 г/см
3
, самовозгорание в может произойти при температуре – 180 – С, удельная теплота сгорания колеблется от 13 до 25 МДж/кг. Элементный состав горючей массы бурых углей С 65–76%, Н 4–6,5%, иногда более, О 18–30%; содержание гуминовых кислот 2–63%, летучих веществ 40–65%, первичной смолы 5–20% и более. Мазут (топочный) – это вид нефтяного топлива, получаемый путем переработки нефти и представляет собой сложную смесь жидких углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой от 500–3000 и более, асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы – ванадий (V), никель (Ni), железо (Fe), магний (Mg), натрий
(Na), кальций (Ca). Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными вязкость от 8 до 80 мм²/с (при 100 °C), плотность от 0,89 до 1 г/см³ (при
20 °C), температура застывания от 10 до 40 С, содержание серы от 0,5 до 3,5 %, золы до
0,3 %, низшая теплота сгорания от 39,4 до 40,7 МДж/кг. Для изучения технологического процесса, построена упрощенная схема паросиловой установки, работающей по циклу Ренкина, включающая паровой котел, пароперегреватель, паровую турбину, электрогенератор, конденсатор и питательный насос рис. Влажный пар в конденсаторе полностью конденсируется по изобаре р = const (точка k’ на рис. б. Затем вода сжимается насосом от давления р до давления р. Этот адиабатический процесс показан в T, s – диаграмме вертикальным отрезком k’-a.
Физические свойства плотность бурого угля колеблется от 0,5 до 1,5 г/см
3
, самовозгорание в может произойти при температуре – 180 – С, удельная теплота сгорания колеблется от 13 до 25 МДж/кг. Элементный состав горючей массы бурых углей С 65–76%, Н 4–6,5%, иногда более, О 18–30%; содержание гуминовых кислот 2–63%, летучих веществ 40–65%, первичной смолы 5–20% и более. Мазут (топочный) – это вид нефтяного топлива, получаемый путем переработки нефти и представляет собой сложную смесь жидких углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой от 500–3000 и более, асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы – ванадий (V), никель (Ni), железо (Fe), магний (Mg), натрий
(Na), кальций (Ca). Физико-химические свойства мазута зависят от химического состава исходной нефти и степени отгона дистиллятных фракций и характеризуются следующими данными вязкость от 8 до 80 мм²/с (при 100 °C), плотность от 0,89 до 1 г/см³ (при
20 °C), температура застывания от 10 до 40 С, содержание серы от 0,5 до 3,5 %, золы до
0,3 %, низшая теплота сгорания от 39,4 до 40,7 МДж/кг. Для изучения технологического процесса, построена упрощенная схема паросиловой установки, работающей по циклу Ренкина, включающая паровой котел, пароперегреватель, паровую турбину, электрогенератор, конденсатор и питательный насос рис. Влажный пар в конденсаторе полностью конденсируется по изобаре р = const (точка k’ на рис. б. Затем вода сжимается насосом от давления р до давления р. Этот адиабатический процесс показан в T, s – диаграмме вертикальным отрезком k’-a.
Рисунок 9. Тепловая схема по циклу Ренкина аи цикл в Ts – диаграмме б
ПК – паровой котел Пе – теплообменник Т – турбина Г – генератор электрического тока К – конденсатор Н – конденсатный электронасос. Из насоса вода под давлением р поступает в котел, где к ней в изобарном процессе р = const подводится тепло. Вначале вода в котле нагревается до кипения участок a-b изобары р = const на рис. б, а затем, по достижении температуры кипения, происходит процесс парообразованимя (участок b-c изобары р = const на рис. б. Для того, чтобы увеличить термический КПД цикла Ренкина, применяют так называемый перегрев пара в специальном элементе котла – пароперегревателе Пе, где пар нагревается до температуры, превышающей температуру насыщения приданном давлении р (участок c-
0 изобары р = const на рис. б. Сухой перегретый пар поступает в турбину, процесс расширения в турбине изображен адиабатой 0-kt. Отработанный влажный пар поступает в кондиционер и цикл замыкается. Работа, произведенная в цикле, представляет собой разность работы, полученной в турбине, и работы, затраченной на привод насоса. Для определения термического КПД цикла Ренкина необходимо определить параметры рабочего тела (температуру, давление и энтальпию) в разных точках тепловой схемы Точка схемы Т, С Р, МПа h, кДж/кг
0, перед турбиной
565 13, 172 2939,39 kt, после турбины
232 0.0035 997,86 а, перед котлом
20 13.172 1003,58 k’, перед насосом
20 0.0035 83,85 Для обратимого цикла Ренкина термический КПД определяется как
=
(ℎ
0
− ℎ
????
) − (ℎ
????????
− ℎ
????′
)
(ℎ
0
− ℎ
????
)
=
(2939,39 − 1003,58) − (997,86 − 83,85)
(2939,39 − 1003,58)
= 0,53 Таким образом, оценка термодинамической эффективности приведенной схемы
ПК – паровой котел Пе – теплообменник Т – турбина Г – генератор электрического тока К – конденсатор Н – конденсатный электронасос. Из насоса вода под давлением р поступает в котел, где к ней в изобарном процессе р = const подводится тепло. Вначале вода в котле нагревается до кипения участок a-b изобары р = const на рис. б, а затем, по достижении температуры кипения, происходит процесс парообразованимя (участок b-c изобары р = const на рис. б. Для того, чтобы увеличить термический КПД цикла Ренкина, применяют так называемый перегрев пара в специальном элементе котла – пароперегревателе Пе, где пар нагревается до температуры, превышающей температуру насыщения приданном давлении р (участок c-
0 изобары р = const на рис. б. Сухой перегретый пар поступает в турбину, процесс расширения в турбине изображен адиабатой 0-kt. Отработанный влажный пар поступает в кондиционер и цикл замыкается. Работа, произведенная в цикле, представляет собой разность работы, полученной в турбине, и работы, затраченной на привод насоса. Для определения термического КПД цикла Ренкина необходимо определить параметры рабочего тела (температуру, давление и энтальпию) в разных точках тепловой схемы Точка схемы Т, С Р, МПа h, кДж/кг
0, перед турбиной
565 13, 172 2939,39 kt, после турбины
232 0.0035 997,86 а, перед котлом
20 13.172 1003,58 k’, перед насосом
20 0.0035 83,85 Для обратимого цикла Ренкина термический КПД определяется как
=
(ℎ
0
− ℎ
????
) − (ℎ
????????
− ℎ
????′
)
(ℎ
0
− ℎ
????
)
=
(2939,39 − 1003,58) − (997,86 − 83,85)
(2939,39 − 1003,58)
= 0,53 Таким образом, оценка термодинамической эффективности приведенной схемы
Ренкина для заданных параметров показала 53% эффективности преобразования тепла, полученного при сжигании топлива, в полезную работу. Удельным расходом пара d0 называют количество пара, кг, необходимого для получения 1 кВт • ч энергии
????
0
=
3600
(ℎ
0
− ℎ
????????
)
=
3600
(2939,39 − 997,86)
= 1,85 Удельный расход теплоты — это количество теплоты, кДж, необходимое для получения 1 кВт • ч работы
???? =
3600
????
=
3600 0,53
= 6792,45
« 30 » 082022 г. Обучающийся
Валерий Андреевич Ильиных подпись) ИО. Фамилия
