диплом по теплотехнике. диплом. Введение общая часть
 Скачать 323.65 Kb.
|
|
1.3 Турбинный цех АО «Уральская сталь» Турбинный цех является одним из главных цехов электростанции как в технологическом процессе выработки электрической и тепловой энергии, так и в организационной структуре электростанции. В ведении турбинного цеха находятся паровые турбины, конденсационные установки, регенеративные подогреватели, деаэраторы, редукционно-охладительные и теплофикационные установки, питательные, пожарные и другие насосы, находящиеся в турбинном цехе, масляное хозяйство, центральные насосные, устройства охлаждающей воды и другое водяное хозяйство электростанции. В ведении турбинного цеха находятся также все трубопроводы, расположенные в пределах этого цеха и связанные с технологическим процессом. Граница участков трубопроводов при делении их между цехами определяется запорной арматурой, которая должна находиться в ведении одного из цехов. Перед турбинным цехом ТЭЦ АО «Уральская Сталь» стоят следующие основные задачи: - на основе бесперебойного снабжения паром установленных параметров из котельного цеха обеспечивать выполнение диспетчерского графика по выработке электрической и тепловой энергии; - обеспечивать надежную и высокоэкономичную работу оборудования цеха и, таким образом, добиваться бесперебойного энергоснабжения потребителем; - поддерживать нормальное качество тепловой энергии, отпускаемой тепловым потребителям; - осуществлять сбор конденсата, дренажей и добавочной воды, подогрев и деаэрацию питательной воды и обеспечивать необходимый запас питательной воды; - обеспечивать водоснабжение электростанции. Трубная система конденсаторов турбин находится в относительно удовлетворительном состоянии (по числу заглушенных труб), так как в течение последних 10 лет была выполнена работа по замене трубной системы на турбоагрегатах №1, №3, №4, №5. На внутренней поверхности труб конденсаторов наблюдаются большие отложения, достигающие двух миллиметров, что существенно влияет на теплообмен и, соответственно, на вакуум в конденсаторе. Значительные отложения на трубках в виде карбонатов, песка, глины и быстрый их рост объясняется повышенной температурой отработавшего пара (особенно в летний период), попаданием и накоплением в оборотной системе водоснабжения загрязнений от комбината. В настоящее время очистка поверхностей проводится термосушкой и промывкой водой высокого давления, что не обеспечивает должное состояние поверхностей по чистоте на протяжении всего времени работы. В работе системы регенерации наблюдается заниженное значение температуры питательной воды на выходе из подогревателя низкого давления - протечки воды через обводные клапаны, что снижает экономические показатели. Ряд подогревателей (ПВД 1, ПВД 2, ПВД 4) из-за состояния металла работают на пониженном давлении. Из-за неудовлетворительного состояния деаэраторов, в питательной воде наблюдается повышенное содержание кислорода (требуется замена деаэрационных головок). Необходим ряд мероприятий, для улучшения состояния оборудования турбинного цеха. В настоящее время большая часть оборудования находится в неудовлетворительном состоянии, так как находится в эксплуатации достаточно длительный срок, за который выработало свой ресурс. Это объясняется потерями теплоты и электрической энергии. Турбогенератор №2 Р-12-90/31 находится в эксплуатации с 1978 года и выступает по большей части в качестве малоэффективного резерва для основных конденсационных турбогенераторов. Из - за морального и физического износа турбогенератор существенно снижает КПД цеха в целом. 1.4 Устройство и принцип работы противодавленческой турбины ПР-12/15-8,8/1,5/0,7 Паровая турбина - тепловой двигатель, в котором энергия пара преобразуется в механическую работу. Пар от парокотельного агрегата поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и воздействуя на них, приводит ротор во вращение. Паровая турбина является одним из элементов паротурбинной установки (ПТУ). Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат. У турбин с противодавлением весь отработанный пар используется для технологических целей (варка, сушка, отопление). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии. Для промышленных целей используется пар с давлением Р=0,4-0,7 МПа, а в некоторых случаях с Р=1,3-1,8 МПа. Пар, проникающий в турбину с противодавлением, расходуется лишь в том количестве, которое необходимо потребителю. Поэтому мощность, развиваемая турбиной с противодавлением, не является произвольной, а связана с нагрузкой теплового потребителя. Таким образом, работая по тепловому графику, турбина с противодавлением покрывает лишь часть электрической нагрузки; остальная электрическая нагрузка ложится на конденсационную турбину. В часы максимальных тепловых нагрузок в линию теплового потребителя добавляется редуцированный свежий пар в том случае, если расход пара, требуемый тепловым потребителям, превышает максимальную пропускную способность турбины с противодавлением. Установленный редуктор давления пара позволяет также снабжать теплового потребителя паром в периоды ремонтов турбины с противодавлением. То обстоятельство, что мощность, развиваемая турбиной с противодавлением, целиком определяется нагрузкой теплового потребителя, часто не позволяет достаточно эффективно использовать установленную мощность турбогенератора, что ограничивает область применения таких турбин. Поэтому такие турбины устанавливают вблизи постоянных потребителей тепла, например, вблизи химпроизводства. Для того чтобы турбина с противодавлением могла автоматически поддерживать расход пара, необходимого тепловому потребителю, турбина, помимо регулятора скорости снабжается регулятором давления. Система регулирования при работе турбины по тепловому графику находится под воздействием регулятора давления. Лишь в том случае, если при работе по тепловому графику произойдет отключение агрегата от сети и генератор разгрузится до нуля, в работу под влиянием повышения частоты вращения вступит регулятор скорости. В конструктивном отношении турбины с противодавлением отличаются от конденсационных только тем, что в ней нет ступеней, работающих в области низких давлений. Поэтому турбина с противодавлением выполняется так же, как часть высокого давления конденсационной турбины, и обычно состоит из ряда последующих нерегулируемых ступеней. При выборе конструкции турбины с противодавлением (ТПД) решающее значение имеют объемный пропуск пара, на который должна быть рассчитана турбина, и график нагрузки, с которым турбина будет работать. Поскольку в ТПД нет ступеней, работающих в области вакуума, отпадают все трудности, связанные с проектированием лопаток для больших объемных пропусков пара. Даже в ТПД, рассчитанных на очень большие массовые расходы пара, высоты последних лопаток, обычно, умеренные. Расходы пара, которые могут быть пропущены через однопоточную турбину, при ее работе с противодавлением, очень велики. Таким образом, наилучшим вариантом ТПД является многоступенчатая конструкция, состоящая из регулируемой и нерегулируемой ступеней при использовании регуляторов как по давлению выходного пара, идущего к потребителю, так и по частоте, в зависимости от нагрузки теплового потребителя. Таблица 2- Основные технические характеристики заменяемой противодавленческой турбины Р-12/90/31
Продолжение таблицы 3
2 Специальная часть 2.1 Предварительный расчет теплового процесса турбины Исходные данные для расчета турбины ПР-12/15-8,8/1,5/0,7: - номинальная электрическая мощность Nэн эн=12 МВт; - параметры острого пара: Ро=9,1 МПа, tо=535°С; - абсолютная скорость пара на входе в турбину Со=70 м/с; - давление пара за турбиной Рк=1,15 МПа; - частота вращения ротора n0=3000 об/мин. Располагаемый теплоперепад Ho, кДж/кг, без учета потерь давления в стопорном и регулирующем клапанах определяем по формуле (1) Ho=io iкt , (1) где io- начальное значение энтальпии, кДж/кг; iкt- конечное значение энтальпии, кДж/кг. Ho=356033025=535 кДж/кг Потери давления в стопорном и регулирующем клапанах ΔРк, МПа, определяем по формуле (2) ΔРк=0,04  Ро, (2)где Ро– параметры острого пара, МПа. ΔРк =0,04 9,1=0,364 МПаДавление пара перед сопловыми решетками регулирующей ступени  , МПа, определяем по формуле (3)P'o=Po-∆Pк, (3) где  - потери давления в стопорном и регулирующих клапанах, МПа.P'o=9,1-0,364=8,736 МПа Потери давления в выхлопном парубке ∆Рп, МПа, определяем по формуле (4)  , (4)где  - давление пара за последней ступенью, МПа; - давление пара за турбиной, МПа;Сп – скорость пара за выходным патрубком; λ – опытный коэффициент.  МПаДавление пара за последней ступенью , МПа, определяется по формуле (5) , (5)где - давление пара за турбиной, МПа; - потери давления в выхлопном патрубке, МПа. =0,7+0,0504=0,7504 МПаПотери энергии в стопорном и регулирующем клапанах  , кДж/кг, определяются по формуле (6) ,(6) =3081-3070=11 кДж/кгПотери энергии в выходном патрубке  , кДж/кг, определяются по формуле (7) , (7) кДж/кгРасполагаемый теплоперепад на проточную часть  , кДж/кг, определяется по формуле (8) , (8)где  - потери энергии в стопорном и регулирующем клапанах, кДж/кг; - потери энергии в выходном патрубке, кДж/кг. =535-(11+6)=518 кДж/кгРасполагаемый теплоперепад по заторможённым параметрам Н''o, кДж/кг, определяется по формуле (9) Н''o= Н'o  , (9)где  - абсолютная скорость пара на входе в турбину, м/сек.Н''o=518+  =520,45 кДж/кгОтносительный внутренний КПД  , определяется по формуле (10) , (10)где ηоеотносительный эффективный КПД от 0,7 до 0,88; ηммеханический КПД от 0,97 до 0,99.  Использованный (внутренний) теплоперепад  ,кДж/кг, определяется по формуле (11) , (11)где  - относительный внутренний КПД. кДж/кгОтносительный внутренний КПД проточной части турбины  , определяется по формуле (12) , (12)где  - использованный теплоперепад, кДж/кг. Состояние пара за выходным патрубком и за последней ступенью определяется по формуле (13) iz=ioHi, (13) iz=3560-407,135=3152,865 м3/кг υz=0,2354 м3/кг Секундный расход пара  , кг/с, определяем по формуле (14) , (14)где  - номинальная электрическая мощность МВт;ηоеотносительный эффективный КПД от 0,7 до 0,88; ηг –КПД генератора.  | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||