Введение

Курсовой проект посвящен расчету тепловой схемы комбинированной парогазовой установки. Такая тематика очень актуальна в настоящее время, так как применение КПГУ в энергетике является перспективным. Опыт развития мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик действующих ПТУ тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов ГТУ в топки «реконструированных» котлов.

В паровых энергоустановках температура перегретого пара не может превышать допустимую для металла труб котельных пароперегревателей и таких неохлаждаемых узлов, как паропроводы, коллекторы, арматура, - она составляет сейчас 540-565 °С, а в самых современных установках - 600-620 °С. Зато отвод теплоты в конденсаторах паровых турбин осуществляется циркуляционной водой при температурах, близких к температуре окружающей среды.

Указанные особенности позволяют существенно повысить КПД производства электроэнергии путем объединения в ПГУ высокотемпературного подвода (в ГТУ) и низкотемпературного отвода теплоты (в конденсаторе паровой турбины). Для этого отработавшие в турбине газы подаются в котел-утилизатор, где генерируется и перегревается пар, поступающий затем в паровую турбину. Вращаемый ею электрический генератор при неизменном расходе топлива в камере сгорания ГТУ увеличивает выработку электроэнергии в 1,5 раза. В итоге КПД лучших современных ПГУ составляет 55-58%.

Привлекательными особенностями ПГУ, помимо высоких КПД, являются умеренная удельная стоимость (в 1,5-2 раза ниже, чем у паровых энергоблоков близкой мощности), возможность сооружения за короткое (два года) время, вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде, хорошая маневренность. С учетом всех достоинств ПГУ наиболее важной задачей для отечественной энергетики является перевод многочисленных паровых электростанций, работающих в основном на природном газе, в парогазовые.

1. Принципиальная схема и основные энергетические характеристики базовой паротурбинной установки

Паровая турбина Т-60/73-7,8/0,04 номинальной мощностью 60 МВт, максимальной – 73 МВт. Выполнена для работы по схеме двух давлений на скользящих параметрах (пара высокого давления и промежуточного ввода пара низкого давления от котла-утилизатора двух давлений).

Турбина предназначена для привода электрического турбогенератора типа Т3ФП-80-2У3. Номинальная частота вращения ротора – 50 1/с (3000 об/мин).

Регулировочный диапазон автоматического изменения мощности – 30…100 % от номинальной. В пределах регулировочного диапазона автоматического изменения мощности допускается неограниченное число изменений мощности со скоростью до 4 % номинальной мощности в минуту. Турбина обеспечивает длительную работу в регулировочном диапазоне при отклонениях частоты вращения ротора 98…101 % номинальной.

Турбина одноцилиндровая. Первая ступень состоит из сегмента сопел и одновенечного рабочего колеса ротора. Остальные ступени состоят из диафрагм и одновенечных рабочих колес ротора.

Проточная часть состоит из 19 ступеней давления. Камерой регулируемого отопительного отбора за 15 ступенью турбина делится на часть высокого давления (ЧВД) и часть низкого давления (ЧНД). ЧВД состоит из 15 ступеней, ЧНД – из 4 ступеней. За 13 ступенью предусмотрен нерегулируемый отопительный отбор пара на сетевой подогреватель. На отборах установлены два ПСГ-1800 (МНЖ). В ЧВД турбины предусмотрен промежуточный ввод пара за 10 ступенью из контура НД. Принципиальная схема ПТУ представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема парового контура на базе турбины Т-60/73-7,8/0,04

Ротор турбины – цельнокованый. Роторы турбины и генератора посредством промежуточного вала соединяются жесткой муфтой и опираются на четыре подшипника. Направление вращения роторов – по часовой стрелке, если смотреть со стороны турбины на генератор.

Рабочие диски всех ступеней имеют разгрузочные отверстия, предназначенные для создания равного давления по обе стороны диска. На валу ротора между дисками выполнены кольцевые проточки для сотовых уплотнений диафрагм. На концах вала ротора выполнены кольцевые проточки для переднего и заднего концевых сотовых уплотнений турбины.

Турбина включает в себя дроссельное парораспределение ЧВД. Максимальное рабочее давление пара в камере регулирующей ступени (за ступенью) при чистой проточной части – 5,64 МПа. Дроссельные клапаны парораспределения ЧВД размещены в двух клапанных коробках, расположенных по обе стороны корпуса турбины. В каждой клапанной коробке находится по одному дроссельному клапану. Дроссельные клапаны парораспределения работают параллельно и приводятся в движение двумя сервомоторами.

В проточной части турбины установлена поворотная регулирующая диафрагма с приводом от сервомоторов блоков регулирования ЧНД.

Корпус турбины опирается двумя лапами выхлопной части на фундаментные плиты, а лапами передней части – на корпус переднего подшипника, стоящего на гибких опорах, закрепленных на передней фундаментной плите. Гибкие опоры обеспечивают возможность перемещения турбины в осевом направлении и сохранение центровки. Выхлопная часть турбины сварена с переходным патрубком сварной конструкции, патрубок приварен к горловине конденсатора.

Турбина снабжена водяным одноходовым двухпоточным конденсатором поверхностного типа КП-3000-1, с поверхностью охлаждения 3000 м² и номинальным расходом охлаждающей воды – 13000 т/ч.

Конденсатор установлен на пружины, которые опираются на фундаментные опоры. На фланцах выхлопной части установлены предохранительные диафрагмы, предназначенные для отвода пара в атмосферу при увеличении давления в выхлопной части турбины до предельной величины. В переходном патрубке установлена система охлаждения выхлопа.

Турбина снабжена электрическим валоповоротным устройством, установленным на крышке заднего подшипника.

На концах вала ротора выполнены кольца для балансировки ротора без вскрытия корпуса турбины.

Система маслоснабжения рассчитана для питания маслом подшипников турбины и генератора. Блок маслоснабжения выполнен в виде общего маслобака сварной конструкции.

Средняя наработка на отказ, не менее 8000 ч. Ресурс деталей и сборочных единиц из жаропрочных материалов – 220 000 ч, ресурс трубопроводов, работающих при температуре до 540^оС – 200 000 ч. Срок службы между ремонтами со вскрытием цилиндра – 6 лет. Полный срок службы (за исключением быстроизнашивающихся деталей) – 40 лет [2].

Результаты расчета энергетических показателей паровой турбоустановки при t_Н=-6⁰С на теплофикационном режиме представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Результаты расчета энергетических показателей ПТУ

Параметр	Обозначение	Значение	Размер-ность
Мощность отсеков турбины		63,67	МВт
Электрическая мощность турбоагрегата		61,49	МВт
Полный расход теплоты на турбоустановку		236,33	МВт
Расход теплоты на отопление		105,53	МВт
Потери теплоты в конденсаторе		54,59	МВт
Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии		76,21	МВт
КПД т-уст по производству электроэнергии (без с.н)		0,26	-
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии		3,84	-