Дипломный проект. Конструктивные изменения проточной части турбины Т-100-130 / Титу и описание

Министерство образования Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Комсомольский – на – Амуре государственный

технический университет»

Кафедра судовых энергетических установок

К ЗАЩИТЕ ДОПУСКАЮ

Заведующий кафедрой

____________/Смирнов В. В./

" " 2003 г.

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

Влияние схем включения испарительных установок на тепловую экономичность теплофикационных турбин

Н. КОНТР. РУКОВОДИТЕЛЬ

__________/Шаломов В.И./ _________/Шекун Г.Д.../

КОНСУЛЬТАНТЫ СТУДЕНТ

_______________/______________/ _________/Чульцов Д.С./

_______________/______________/

_______________/______________/ РЕЦЕНЗЕНТ

_______________/______________/ __________/___________/

2007

Министерство образования Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Комсомольский – на – Амуре государственный

технический университет»

Кафедра СЭУ

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой___________/Смирнов В. В./

ЗАДАНИЕ

По дипломному проектированию студенту Чульцову Дмитрию Сергеевичу

1. Тема проекта Реконструкция проточной части турбоустановки Т-100-130 ________________________________________ утверждена приказом по вузу от

2. Срок сдачи студентом законченного проекта

3. Исходные данные проекта Справочная литература _____

4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) :

а) Спецчасть 1._Реконструкция проточной части ЦСД турбоустановки Т-100-130__________________________________________

2. Расчет тепловой схемы турбины Т-100-130 в теплофикационном режиме с реальными параметрами _____

3. Расчет тепловой схемы турбины Т-100-130 в теплофикационном режиме с реальными параметрами _____ 4. Расчет проточной части ЦСД турбины Т-100-130 5. Расчет проточной части ЦСД после капитального ремонта

7.Расчет технико-экономических показателей турбины Т-100-130 на_______ номинальном режиме

б) экономическая часть 1.Расчет себестоимости тепловой и электрической энергии турбины Т-100-130 на номинальном режиме

5. Перечень графического материала ( с точным указанием обязательных чертежей) _1.Тепловая схема турбины Т-100-130 _2.Тепловая схема турбины Т-100-130 с одноступенчатыми испарительными установками

3.Тепловая схема турбины Т-100-130 с двухступенчатыми испарительными установками ___________________________________ 4. Схемы подключения испарительных установок в линию подогрева сетевой воды теплофикационных турбин

5. Схемы подключения испарительных установок в линию подогрева основного конденсата теплофикационных турбин _____ _________________________ ____________________________________________________________ _____

6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта) Экономическая часть /Кузнецова О. Р./ Экологичность и безопасность проекта /Чигилова Т.А../

Задание принял к исполнению 28 февраля 2007 г.

/Чульцов Д.С./

(подпись)

Руководитель /Шекун Г.Д./

(подпись)

Содержание

Введение

1 Анализ проблемы и постановка задачи на дипломный проект

1.1 Описание турбоустановки Т-100-130

1.1.2 Основные показатели

1.1.3 Конденсационная установка

1.1.4 Регенеративная установка

1.1.5 Установка для подогрева сетевой воды

1.2 Анализ проблемы

2. Патентный обзор и анализ найденной информации

2.1. Некоторые пути повышения эффективности и коррозионной устойчивости лопаток последних ступеней ЦСД и ЦНД

2.2 Рекомендации по повышению экономичности теплофикационных турбин

2.3 Выводы по аналитическому обзору

2.4 Патентный обзор

2.5 Подведение итогов патентного поиска

3. Расчетная часть

3.1 Расчет тепловой схемы турбины Т-100-130 на номинальном режиме в штатной комплектации

3.2 Расчет тепловой схемы турбины Т-100-130 на реальном режиме

3.3 Расчет проточной части ЦСД турбины Т-100-130

3.4 Расчет проточной части ЦСД после капитального ремонта

3.5 Сравнительный анализ результатов расчета

4. Экологичность и безопасность проекта

3.1Анализ и допустимые уровни вредных производственных факторов

3.2 Инженерно-технические мероприятия по достижению безопасных условий труда

3.3 Охрана окружающей среды

3.3.1 Вопросы оздоровления персонала

5. Расчет себестоимости тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, на номинальном режиме

Заключение

Список использованных источников

Описание турбоустановки

Характеристика турбоустановки: Т-100-130. Паровая турбина Т-100-130 Уральского турбо моторного завода номинальной мощностью 100 тыс. кВт при п=3000 мин^-1 рассчитана для работы с конденсацией пара и одно-, двух- и трехступенчатым подогревом сетевой воды в се­тевой подогревательной установке и в специально выде­ленном пучке конденсатора.

Расчетные параметры свежего пара р₀=12,75 МПа (130 кгс/см²), t₀=565^СС; расчетная температура охлаж­дающей воды t_В=20°С, номинальный расход охлаждаю­щей воды 4,45 м³/с (16000 м³/ч). Турбина выполнена трехцилиндровой с 25 ступенями. В цилиндре высокого давления (ЦВД) — 9 ступеней, цилиндр среднего давле­ния имеет 14 ступеней (10 — 23), цилиндр низкого дав­ления — 2 ступени (24 — 25). Турбина имеет семь отбо­ров, в том числе два отопительных (после 21-й и 23-й ступеней) и пять нерегулируемых (после 9, И, 14, 17 и 19-й ступеней).

Расход сетевой воды через сетевую установку состав­ляет 417—1390 кг/с (1500—5000 т/ч) и должен быть одинаковым через оба сетевых подогревателя при их одновременной работе.

Не допускается работа верхнего сетевого подогрева­теля СП2 при выключенном СП.1. При трехступенчатом подогреве сетевой воды (работа с встроенным пучком) температура сетевой воды на входе в пучок не должна превышать 70°С.

Температура выхлопной части ЦНД ограничивается 120°С для режима работы по тепловому графику с пол­ностью закрытыми диафрагмами, установленными перед регулирующей ступенью.

При работе по электрическому графику независимо от степени открытия диафрагм температура выхлопной части ЦНД не должна превышать 80°С.

При охлажде­нии конденсатора циркуляционной водой температура воды на входе в конденсаторы не должна превышать 33°С, а на выходе 48°С.

Максимальный расход пара на турбину 127,5 кг/с (460 т/ч). Номинальная нагрузка отборов Q_отб =186 МВт (160 Гкал/ч), или около 86,2 кг/с (310 т/ч) пара на оба сетевых подогревателя, а при использовании пучка конденсатора для подогрева сетевой воды пример­но 197—203 МВт (170—175 Гкал/ч). При чисто конден­сационном режиме при номинальной мощности 100 МВт расход пара на турбину составляет 100 кг/с (360 т/ч); максимальный пропуск в конденсатор при этом равен 75 кг/с (270 т/ч). Максимальный пропуск пара через отсек 22, 23-й ступеней не должен превышать 86,2 кг/с (310 т/ч).

Давления теплофикационных отборов составляют:

---нижний отбор р_т1=0,049--0,196 МПа (0,5--2,0 кгс/см²);

---верхний отбор р_т2=0,0589--0,245 МПа (0,6--2,5 кгс/см²).

При работе с двумя отборами давление в нижнем от­боре может снижаться ниже 0,0294 МПа (0,3 кгс/см²).

Не допускается работа турбины:

1) при давлении в камере нижнего отопительного от­бора выше 0,196 МПа (2 кгс/см²);

2) при давлении в камере верхнего отопительного от­бора при регулировании в этом отборе выше 0,245 МПа (2,5 кгс/см²);

3) при давлении в камере верхнего отбора ниже 0,0589 МПа (0,6 кгс/см²) при включенных обоих отопи­тельных отборах;

4) при давлении в камере нижнего отбора ниже 0,049 МПа (0,5 кгс/см²), если давление регулируется в этом отборе.

Подогрев основного конденсата и питательной воды осуществляется последовательно в охладителе эжекторов (ЭЖ), сальнико­вом охладителе (СХ), сальниковом подогревателе (СП), подогрева­телях низкого давления П1, П2, ПЗ, П4, деаэраторе 0,589 МПа (6 кгс/см²) и в трех подогревателях высокого давления П5, П6, П7. Подогреватели высокого давления типа ПВ-425-230 имеют встроенные охладители пара и дренажа. На конденсате греющего пара ПНДЗ установлен вынесенный охладитель дренажа. Слив конденсата из подогревателей высокого давления — в деаэратор и из П4 ПЗ, П2 — в П1 каскадный. Из ПНД1 конденсат подается сливными насосами в линию основного конденсата.

Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях СП1 и СП2 (двухступенчатый подогрев). Для подогрева сете­вой воды может быть также использован специально выделенный пучок в конденсаторе (трехступенчатый подогрев).

В первых сериях были установлены один горизонтальный (ПСГ-2250) и два вертикальных сетевых подогревателя (ПСВ-1350).

В настоящее время турбины Т-100-130 выпускаются с двумя горизонтальными сетевыми подогревателями ПСГ-2500.

Сетевой подогреватель № 1 (СП1) обогревается паром нижнего отопительного отбора (после 23-й ступени) и по пару не отклю­чается.

Сетевой подогреватель № 2 (СП2) питается паром верхнего ото­пительного отбора (после 21-й ступени). Конденсат греющего пара сетевых подогревателей откачивается конденсатными насосами в ли­нию основного конденсата.

Теплофикационная турбина имеет два теп­лофикационных отбора с широким диапазоном измене­ния давления: в верхнем отборе от 0,0589 до 0,196— 0,294 МПа; б нижнем от 0,049 до 0,147—0,196 МПа; при регулировании давления в верхнем теплофикационном отборе давление в нижнем может быть ниже 0,049 МПа. Подогрев сетевой воды соответственно осуществляется в двух сетевых подогревателях.

Применение подогрева сетевой воды за счет двух теплофикационных отборов позволяет на 7,5—11,4% повысить выработку электроэнергии на тепловом потреблении; при этом годовая экономия топлива составляет 2—2,5% для турбин типа Т.

В качестве пиковых источников тепла в новых схе­мах применяются, как правило, пиковые водогрейные котлы большой единичной производительности.

Применение пиковых котлов вместо пиковых сете­вых подогревателей с питанием паром от РОУ энерге­тических котлов привело к существенному снижению капитальных затрат (до 16%) и эксплуатационных рас­ходов (до 4%).