Министерство общего и профессионального образования
Российской Федерации
Новосибирский Государственный Технический Университет
Кафедра тепловых и электрических станций
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по теме: Расчёт тепловой схемы энергоблока на базе теплофикационной турбины Т – 50/60 – 130.
Факультет: ФЭН
Группа: ЭТ З – 91у
Выполнил:
Студент - Шмидт А.И.
Проверил:
Преподаватель - Бородихин И.В.
Отметка о защите:
г. Новосибирск
2003 год
Введение…………………………………………………………………………....2
1. Построение графиков тепловых нагрузок…………………………………….2
2. Определение параметров расчетной схемы блока……………………………3
3. Определение параметров дренажей подогревателей системы регенерации и параметров пара в отборах……………………………………………………..5
4. Определение расходов пара ……………………………………………………7
5. Определение расходов пара нерегулируемых отборов ………………………8
6. Определение коэффициентов недовыработки………………………………...11
7. Действительный расход пара на турбину……………………………………...11
8. Выбор парогенератора………………………………...………………………..12
9. Расход электроэнергии на собственные нужды……………………………….12
10. Определение технико-экономических показателей…………………………..14
Заключение………………………………………………………………………….15
Используемая литература …………………………………………………………15
Приложение: рис.1 – График тепловой нагрузки
рис.2 – Тепловая схема блока
Р, S – Диаграмма воды и водяного пара
Введение.
В данной работе представлен расчёт Теловой схемы энергоблока (на основе теплофикационной турбины Т – 50/60 – 130 ТМЗ и котлоагрегата Е – 420 – 140 ТМ
(ТП – 81), который может быть расположен на ТЭЦ в городе Иркутске. Спроектировать ТЭЦ в г. Новосибирске. Основное топливо – Назаровский бурый уголь. Мощность турбины 50 МВт, начальное давление 13 МПа и температура перегретого пара 565 С 0 , без промперегрева t П.В. = 230 С 0 , Р К = 5 КПа, a тж = 0,6. Привязка к данному городу, расположенному в Сибирском регионе, обуславливает выбор топлива из ближайшего угольного бассейна (Назаровский угольный бассейн), а так же выбор расчётной температуры окружающего воздуха.
Принципиальная тепловая схема с указанием параметров пара и воды и полученные в результате ее расчета значения энергетических показателей определяют уровень технического совершенства энергоблока и электростанций, а также в значительной мере их экономические показатели. ПТС является основной технологической схемой проектируемой электростанции позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели. На основе ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.
По ходу выполнения работы производится построение графиков тепловых нагрузок, построение процесса в hS – диаграмме, расчёт сетевых подогревателей и системы регенерации, а так же рассчитаны основные технико – экономические показатели.
1. Построение графиков тепловых нагрузок.
Графики тепловых нагрузок представлены в виде номограмм (рис. 1):
a. график изменения тепловой нагрузки, зависимость тепловой нагрузки турбины Q T , МВт от температуры окружающего воздуха t вз, С 0 ;
b. температурный график качественного регулирования отпуска электроэнергии – зависимость температур прямой и обратной сетевой воды t пс, t ос, С 0 от t вз, С 0 ;
c. годовой график тепловой нагрузки – зависимость тепловой нагрузки турбины Q т, МВт от количества часов работы за отопительный период t, ч/год;
d. график продолжительности стояния температуры воздуха t вз, С 0 в годовом разрезе.
Максимальная тепловая мощность 1 блока , которая обеспечивается «Т» отборами турбины, МВт, согласно паспорту турбины равна 80 МВт. Максимальная тепловая мощность блока, которая обеспечивается так же пиковым водогрейным котлом, МВт
,
(1.1)
Где a ТЭЦ – коэффициент теплофикации, a ТЭЦ =0,6
МВт
Тепловая нагрузка (мощность) горячего водоснабжения, МВт оценивается по формуле:
МВт
Наиболее характерные температуры для графика изменения тепловой нагрузки (рис.1а) и температурного графика качественного регулирования:
t вз = +8С 0 – температура воздуха, соответствующая началу и концу отопительного сезона:
t = +18C 0 – расчетная температура, при которой наступает состояние теплового равновесия.
t вз = -40С 0 – расчетная температура воздуха для Красноярска.
На графиках, представленных на рис.1г и 1в время отопительного периода t не превышает 5500 ч/год.
бар. Падения давления в Т-отборе равно: 
бар, после падения давления равно: Р Т1
= 2,99 бар равна C 0 , недогрев dt = 5С 0 . Максимально возможная температура
подогрева сетевой воды С 0
Теплофикационная паровая турбина Т-50/60-130 предназначена для привода электрического генератора и имеет два теплофикационных отбора для отпуска тепла на отопление. Как и другие турбины мощностью 30-60 МВт, она предназначена для установки на ТЭЦ средних и небольших городов. Давление как в отопительных, так и в производственном отборе поддерживается регулирующими поворотными диафрагмами, установленными в ЦНД.
Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах:
· давление перегретого пара – 3.41 МПа;
· температура перегретого пара - 396° С;
· номинальная мощность турбины - 50 МВт.
Последовательность технологического процесса рабочего тела заключается в следующем: пар, сгенерированный в котле, по паропроводам направляется в цилиндр высокого давления турбины, отработав на всех ступенях ЦВД поступает в ЦНД после чего поступает в конденсатор. В конденсаторе отработавший пар конденсируется за счет тепла отданного охлаждающей воде, которая имеет свой циркуляционный контур (цирк. вода), далее, при помощи конденсатных насосов, основной конденсат направляется в систему регенерации. В эту систему входят 4 ПНД, 3 ПВД и деаэратор. Система регенерации предназначена для подогрева питательной воды на входе в котел до определенной температуры. Эта температура имеет фиксированное значение и указывается в паспорте турбины.
Принципиальная тепловая схема является одной из основных схем электростанции. Такая схема дает представление о типе электростанции и принципе ее работы, раскрывая суть технологического процесса выработки энергии, а также характеризует техническую оснащенность и тепловую экономичность станции. Она необходима для расчета теплового и энергетического балансов установки.
На данной схеме показаны 7 отборов, два из которых являются также и теплофикационными, т.е. предназначены для подогрева сетевой воды. Дренажи с подогревателей сбрасываются либо в предыдущий подогреватель, либо с помощью дренажных насосов в точку смешения. После того как основной конденсат прошел 4 ПНД, он попадает в деаэратор. Основное значение которого заключается не в том чтобы подогреть воду, а в том чтобы очистить ее от кислорода, который вызывает коррозию металлов трубопроводов, экранных труб, труб пароперегревателей и другого оборудования.
Основные элементы и условные обозначения:
К- (конденсатор)
КУ- котельная установка
ЦВД- цилиндр высокого давления
ЦНД- цилиндр низкого давления
ЭГ – электрический генератор
ОЭ – охладитель эжектора
ПС – подогреватель сетевой
ПВК – пиковый водогрейный котел
ТП - тепловой потребитель
КН – конденсатный насос
ДН – дренажный насос
ПН – питательный насос
ПНД – подогреватель высокого давления
ПВД – подогреватель низкого давления
Д - деаэратор
Схема.1 Тепловая схема турбины Т50/60-130
Таблица 1.1. Номинальные значения основных параметров турбины
Таблица 1.2. Параметры пара в камере отбора
| Подогреватель | Параметры пара в камере отбора | Количество отбираемого пара, кгс/с | |
| Давление, МПа | Температура, °С | ||
| ПВД7 | 3,41 | 3,02 | |
| ПВД6 | 2,177 | 4,11 | |
| ПВД5 | 1,28 | 1,69 | |
| Деаэратор | 1,28 | 1,16 | |
| ПНД4 | 0,529 | 2,3 | |
| ПНДЗ | 0,272 | 2,97 | |
| ПНД2 | 0,0981 | - | 0,97 |
| ПНД1 | 0,04 | - | 0,055 |
Аннотация
ГЛАВА 1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБИНЫ Т 50/60-130………..……7
1.1. Построение графиков нагрузки……………...…………………………..7
1.2. Построение цикла паротурбинной установки….……….…………….12
1.3. Распределение подогрева воды по ступеням………………………….17
1.4. Расчет тепловой схемы.………………………………………………...21
ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ……………………………………………………………………31
2.1. Годовые технико-экономические показатели………………. ..……...31
2.2. Выбор парогенератора и топлива……..…….…………………………33
2.3. Расход электроэнергии на собственные нужды…….………………...34
ГЛАВА 3. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ОТ ВРЕДНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЭС...…………………………………………………………...38
3.1. Правила техники безопасности при эксплуатации паровых турбин..43
ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГОБЛОКА ТЭС………………………………………………………….…..51
4.1. Необходимость реализации проекта и технические решения………51
4.2. Капиталовложения……………………………………………………...51
4.3. Затраты…………………………………………………………………..60
4.4. Себестоимость тепло- и электроэнергии……………………………...65
Заключение………………………………………………………………………….68
Список использованных источников ……………………………………………..69
Приложение…………………………………………………………………………70
ВВЕДЕНИЕ
Исходные данные:
Количество блоков, шт.: 1
Тип турбины: Т-50/60-130
Мощность номинальная/максимальная, МВт: 50/60
Расход свежего пара номинальный/максимальный, т/ч: 245/255
Температура пара перед турбиной, 0 С: t 0 = 555
Давление пара перед турбиной, бар: Р 0 = 128
Пределы изменения давления в регулируемых отборах, кгс/см 2 отопительного
верхнего/нижнего: 0,6…2,5/0,5…2
Расчетная температура питательной воды, 0 С: t пв = 232
Давление воды в конденсаторе, бар: Р к = 0,051
Расчетный расход охлаждающей воды, м 3 /ч: 7000
Расчетный режим теплофикации: Температура включения ПВК
Коэффициент теплофикации: 0,5
Район функционирования: г. Иркутск
Расчетная температура воздуха 0 С.
Температура прямой сетевой воды: t п.с. = 150 0 С
Температура обратной сетевой воды: t о.с. = 70 0 С
ГЛАВА 1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБИНЫ Т–50/60–130
Режим работы ТЭУ и показатели их экономичности определяются графиками тепловых нагрузок, расходом и температурой сетевой воды. Отпуск теплоты, температуры прямой и обратной сетевой воды и расход воды определяются температурой наружного воздуха, соотношением нагрузок отопления и горячего водоснабжения. Отпуск теплоты в соответствии с графиком нагрузки обеспечивается за счет теплофикационных отборов турбин с подогревом сетевой воды в основных сетевых подогревателях и пиковых источников теплоты.
1.1. Построение графиков нагрузки
График продолжительности стояния температур наружного воздуха
(линия 1 на рис.1.1) для г. Иркутск. Информация для построения графика приведена в таблице 1.1и таблице 1.2
Таблица 1.1
| Наименование города | Число суток за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, 0 С | Расчетная температура воздуха, 0 С |
||||||||
| -35 | -30 | -25 | -20 | -15 | -10 | -5 | 0 | +8 | ||
| Иркутск | 2,1 | 4,8 | 11,9 | 16,9 | 36 | 36 | 29,6 | 42,4 | 63 | -38 |
Таблица 1.2
Для интервала температур на оси ординат соответствует число суток в часах на оси абсцисс.
График зависимости тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха . Данный график задаётся тепловым потребителем с учётом норм теплоснабжения и качественного регулирования тепловой нагрузки.При расчётной для отопления температуре наружного воздуха откладывается максимальное значение тепловых нагрузок по отпуску теплоты с сетевой водой:
–коэффициент теплофикации.
Среднегодовая тепловая нагрузка горячего водоснабжения принимается
независящей от и отмечается на базе графика, МВт:
, (1.2)
Значения при различных определяются из выражения:
(1.3)
где +18расчётная температура, при которой наступает состояние теплового равновесия.
Началу и окончанию отопительного сезона соответствует температура наружного воздуха =+8 0 С. Распределяется тепловая нагрузка между основными и пиковыми источниками теплоты с учётом номинальной нагрузки отборов турбины. Для заданного типа турбин находится и откладывается на графике.
Температурный график прямой и обратной сетевой воды.
При расчётной температуре теплового равновесия +18 0 С оба температурных графика (линии 3 и 4 на рис. 1.1) исходят из одной точки с координатами по оси абсцисс и ординат, равными +18 0 С. По условиям горячего водоснабжения температура прямой воды не может быть менее 70 , поэтому линия 3 имеет излом при (точка А), а на линии 4 соответствующий излом в точке В.
Максимально возможная температура подогрева сетевой воды ограничена температурой насыщения греющего пара, определяемой предельным давлением парав Т–отборе турбины данного типа.
Падение давления в линии отбора принимается таким образом,
где – температура насыщения при данном давлениипара в сетевом подогревателе,-недогрев до температуры насыщения греющего пара.
Представленные в качестве нормативных характеристики конденсаторов турбин, имеющих теплофикационный или производственный отбор составлены на основании следующих материалов:
Результатов испытаний конденсаторов К2-3000-2, К2-3000-1, 50КЦС-6А;
Характеристики конденсаторов К2-3000-2, 60КЦС и 80КЦС, полученных при испытании турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ;
- «Нормативных характеристик конденсационных установок паровых турбин типа К» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974);
Разработок ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского по тепловому расчету и проектированию поверхности охлаждения конденсаторов турбин большой мощности.
На основании анализа указанных материалов и сравнения опытных и расчетных характеристик была разработана методика составления нормативных характеристик.
Сопоставление опытных характеристик конденсаторов, в первую очередь среднего коэффициента теплопередачи, с расчетными характеристиками, определенными по методике ВТИ и рекомендованными для инженерных расчетов, показало хорошую их сходимость.
Предлагаемые Нормативные характеристики рассчитаны по среднему коэффициенту теплопередачи с учетом результатов проведенных промышленных испытаний конденсаторов.
Нормативные характеристики построены для сезонного изменения температуры охлаждающей воды от 0 - 1 °С (зимний режим) до 35 °С (летний режим) и расходов охлаждающей воды, изменяющихся от 0,5 до 1,0 номинального значения.
Характеристики составлены для конденсаторов с эксплуатационно чистой поверхностью охлаждения, т.е. с наибольшей достижимой в условиях электростанций чистотой поверхности охлаждения конденсаторов с водяной стороны.
Эксплуатационная чистота достигается либо профилактическими мероприятиями, предотвращающими загрязнение трубок, либо проведением периодической очистки трубок конденсатора применяемым на данной электростанции способом (металлическими ершами, резиновыми пробками, «термической сушкой» горячим воздухом с последующей промывкой струей воды, прострелкой водовоздушным пистолетом, химической промывкой и пр.).
Воздушная плотность вакуумных систем турбоустановок должна отвечать нормам ПТЭ; удаление неконденсирующихся газов должно обеспечиваться работой одного воздухоудаляющего устройства в диапазоне паровых нагрузок конденсатора от 0,1 до 1,0 номинальной.
2. СОДЕРЖАНИЕ НОРМАТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
В настоящих «Нормативных характеристиках» приведены характеристики конденсаторов теплофикационных турбин следующих типов:
Т-50-130 ТМЗ, конденсатор К2-3000-2;
ПТ-60-130/13 ЛМЗ, конденсатор 60КЦС;*
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ, конденсатор 80КЦС.
* Для турбин ПТ-60-130 ЛМЗ, оборудованных конденсаторами 50КЦС-6 и 50КЦС-6А, использовать характеристику конденсатора 50КЦС-5, приведенную в «Нормативных характеристиках конденсационных установок паровых турбин типа К».
При составлении «Нормативных характеристик» приняты следующие основные обозначения:
D 2 - расход пара в конденсатор (паровая нагрузка конденсатора), т/ч;
р н2 - нормативное давление пара в конденсаторе, кгс/см2**;
р 2 - фактическое давление пара в конденсаторе, кгс/см2;
t в1 - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С;
t в2 - температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С;
t "2 - температура насыщения, соответствующая давлению пара в конденсаторе, °С;
Н г - гидравлическое сопротивление конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе), м вод. ст.;
δt н - нормативный температурный напор конденсатора, °С;
δt - фактический температурный напор конденсатора, °С;
Δt - нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С;
W н - номинальный расчетный расход охлаждающей воды в конденсатор, м3/ч;
W - расход охлаждающей воды в конденсатор, м3/ч;
F п - полная поверхность охлаждения конденсатора, м2;
F - поверхность охлаждения конденсатора при отключенном по воде встроенном пучке конденсатора, м2.
Нормативные характеристики включают следующие основные зависимости:
2.3 . Разность теплосодержания отработавшего пара и конденсата (Δi 2) принимать:
Для конденсационного режима 535 ккал/кг;
Для теплофикационного режима 550 ккал/кг.
Рис. II-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
W н = 8000 м3/ч
Рис. II-2. зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:
W = 5000 м3/ч
Рис. II-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды.
отчет по практике
6. Турбина Т-50-130
Одновальная паровая турбина Т-50-130 номинальной мощностью 50 МВт при 3000 об/ мин с конденсацией и двумя отопительными отборами пара предназначена для привода генератора переменного тока, типа ТВФ 60-2 мощностью 50 МВт с водородным охлаждением. Управление пущенной в работу турбиной производиться со щита контроля и управления.
Турбина рассчитана для работы с параметрами свежего пара 130 ата, 565 С 0 , измеренными перед стопорным клапаном. Номинальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор 20 С 0 .
Турбина имеет два отопительных отбора, верхний и нижний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды в бойлерах. Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в холодильниках основного эжектора и эжектора отсоса пара из уплотнений сальниковым подогревателем, четырех ПНД и трех ПВД. ПНД №1 и №2 питаются паром из отопительных отборов, а остальные пять - из нерегулируемых отборов после 9, 11, 14, 17, 19 ступеней.
"right">Таблица
Газотурбинная установка типа ТА фирмы "Рустом и Хорнсби" мощностью 1000 кВт
Газовая турбина (turbine от лат. turbo вихрь, вращение) -- это тепловой двигатель непрерывного действия, в лопаточном аппарате которого энергия сжатого и нагретого газа преобразуется в механическую работу на валу. Состоит из ротора (рабочие лопатки...
Изучение системы теплоснабжения на Уфимской теплоэлектроцентрали
Паровая турбина типа ПТ-30-90/10 номинальной мощностью 30000 кВт, при частоте вращения 3000 об/мин, конденсационная, с тремя нерегулируемыми и двумя регулируемыми отборами пара - предназначена для непосредственного привода генератора...
Изобретение греческого механика и учёного Герона Александрийского (II век до нашей эры). Ёе работа основана на принципе реактивного движения: пар из котла поступал по трубке в шар...
Источники энергии - история и современность
История промышленной паровой турбины началась с изобретения шведским инженером Карлом - Густавом - Патриком де Лавалем …сепаратора для молока. Сконструированный аппарат требовал для себя привода с большим числом оборотов. Изобретатель знал...
Источники энергии - история и современность
Газовая турбина была двигателем, совмещавшим в себе полезные свойства паровых турбин (передача энергии к вращающемуся валу непосредственно...
Конструкция оборудования энергоблока Ростовской АЭС
Назначение Турбина типа К-1000-60/1500-2 производственного объединения ХТГЗ - паровая, конденсационная, четырехцилиндровая (структурная схема "ЦВД + три ЦНД"), без регулируемых отборов пара...
Повышение изностойкости паротурбинных установок
Паровая турбина - тепловой двигатель, в котором энергия пара преобразуется в механическую работу. В лопаточном аппарате паровой турбины потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую...
Предназначение котельно-турбинного цеха
Проект АЭС мощностью 2000 МВт
Турбина предназначена для непосредственного привода генератора пременого тока ТВВ-1000-2 для работы на АЭС в блоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре по моноблочной схеме (блок состоит из одного реактора и одной турбины) при...
Проект первой очереди БГРЭС-2 с использованием турбины К-800-240-5 и котлоагрегата Пп-2650-255
Приводная турбина ОК-18ПУ-800 (К-17-15П), одноцилиндровая, унифицированная, конденсационная, с восемью ступенями давления, рассчитана на работу с переменным числом оборотов при переменных начальных параметрах пара...
27. Давление на выходе из КС: 28. Расход газа через турбину ВД: 29. Работа, совершаемая газом в турбине ВД: 30. Температура газа за турбиной ВД: , где 31. КПД турбины ВД задан: 32. Степень понижения давления в турбине ВД: 33...
Расчет компрессора высокого давления
34. Расход газа через турбину низкого давления: У нас температура более 1200К, поэтому выбираем GВохлНД по зависимости 35. Работа газа совершаемая в турбине НД: 36. КПД турбины низкого давления задано: 37. Степень понижения давления в турбине НД: 38...
Турбина паровая теплофикационная стационарная типа Турбина ПТ -135/165-130/15 с конденсационным устройством и регулируемыми производственным и двумя отопительными отборами пара номинальной мощностью 135 МВт...
Устройство и техническая характеристика оборудования ООО "ЛУКОЙЛ–Волгоградэнерго" Волжская ТЭЦ
Одновальная паровая турбина Т 100/120-130 номинальной мощностью 100МВт при 3000 обр./мин. С конденсацией и двумя отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока...
Устройство и техническая характеристика оборудования ООО "ЛУКОЙЛ–Волгоградэнерго" Волжская ТЭЦ
Турбина конденсационная с регулируемыми отборами пара на производство и теплофикацию без промперегрева, двухцилиндровая, однопоточная, мощностью 65 МВт...
