- •Реферат
- •103 Стр., 16 табл., 33 илл., 19 библ.
- •Введение
- •1. Описание Ивановской тэц - 2
- •1.1. Общие сведения о станции
- •1.2. Цех топливоподачи
- •1.3. Котельный цех
- •1.3.1. Основные задачи цеха
- •1.3.2. Краткое описание котлоагрегатов
- •1.3.2.1. Парогенератор бкз – 220 – 100ф
- •1.3.2.2. Парогенератор тп – 170
- •1.4. Турбинный цех
- •1.5. Химический цех
- •1.6. Водоснабжение тэц - 2
- •2. Тепловой расчёт паровой турбины р - 46(50) - 90(130)/11
- •2.1. Определение ориентировочного расхода пара на турбину
- •2.2. Построение ориентировочного рабочего процесса турбины
- •2.3. Ориентировочный расчёт регулирующей ступени
- •2.4. Определение размеров первой нерегулируемой ступени
- •2.5. Определение размеров и теплового перепада последней ступени турбины
- •2.6. Определение числа нерегулируемых ступеней и распределение теплового перепада
- •2.7. Подробный расчёт ступеней турбины
- •2.7.1. Расчёт регулирующей ступени
- •2.7.2. Детальный расчёт нерегулируемых ступеней
- •2.7.3. Турбина в целом
- •3.Расчёт тепловой схемы паровой турбины р - 46(50) - 90(130)/11
- •3.1. Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины
- •3.2. Баланс пара и воды
- •3.3. Построение условного процесса расширения пара в турбине в h,s – диаграмме
- •3.4. Определение параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам принципиальной тепловой схемы
- •3.4.1. Деаэратор питательной воды
- •3.4.2. Параметры воды после питательного насоса
- •3.4.3. Пвд – 1
- •3.4.4. Пвд – 2
- •3.4.5. Пвд – 3
- •3.5. Расчёт подогревателей высокого давления
- •3.6. Расчёт деаэратора д – 6
- •3.7. Расчёты по подготовке добавочной воды в цикле пту
- •3.8. Энергетические показатели пту
- •4.Специальное задание. Расчёт тепловой схемы паровой турбины птр - 65/70 - 90/11 в теплофикационном режиме с отбором “п” и двухступенчатым отбором “т”
- •4.1. Краткое описание тепловой схемы турбоустановки и основные технические характеристики турбины
- •4.2. Баланс пара и воды
- •4.3. Построение условного процесса расширения пара в турбине в h,s – диаграмме
- •4.4. Определение параметров пара, питательной воды и основного конденсата по отдельным элементам принципиальной тепловой схемы
- •4.4.1. Температура конденсата после псг
- •4.4.6. Пвд – 3
- •4.4.7. Пвд – 4
- •4.4.8. Пвд – 5
- •4.5. Расчёт подогревателей высокого давления
- •4.6. Расчёт деаэратора д - 6
- •4.7. Расчёт бойлерной
- •4.8. Расчёты по подготовке добавочной воды в цикле пту
- •4.8.1. Подогреватель сырой воды
- •4.8.2. Охладитель непрерывной продувки
- •4.8.3. Расчёт деаэратора добавочной воды д – 1,2
- •4.9. Расчёт подогревателей низкого давления
- •4.10. Подсчёт расходов пара в отборах турбины и расхода пара в псг
- •4.11. Расчёт подогревателя сетевой воды
- •4.12. Энергетические показатели пту
- •4.13. Оценка экономической эффективности реконструкции
- •5. Безопасность и экологичность турбинного цеха
- •5.1.Общий анализ опасных и вредных факторов (тц)
- •5.1.1.Производственный шум
- •Мероприятия по снижению вредного влияния шума
- •5.2.1 Вибрационное воздействие
- •Источники вибрации в тц
- •Мероприятия по снижению вредного воздействия вибрации.
- •5.3.1 Тепловое воздействие
- •5.3.2 Источники вредного теплового воздействия в тц
- •5.3.3 Мероприятия по снижению вредного теплового воздействия.
- •5.4.1 Воздействие энергии электромагнитного поля
- •5.4.2 Источники эмп в тц
- •5.4.3 Мероприятия по снижению воздействия эмп
- •5.5 Вещественно-энергетические воздействия, которые могут совершаться вследствие чрезвычайных происшествий при производстве продукции
- •5.6 Освещение
- •Заключение
- •Список использованной литературы
Реферат
103 Стр., 16 табл., 33 илл., 19 библ.
Ключевые слова: Реконструкция, паровая турбина, цилиндр среднего дав -ления, подогреватель высокого давления, деаэратор, подогреватель сетевой горизонтальный.
Рассматривается вопрос реконструкции противодавленческой турбины Р - - 46(50) - 90(130)/11 Ивановской ТЭЦ - 2 с целью улучшения технико - экономи - ческих показателей работы станции и повышения её надёжности.
Выполнены тепловые расчёты турбины до и после реконструкции.
Расчётным путём показана экономическая эффективность проекта.
Введение
Ивановская ТЭЦ – 2 входит в состав Ивановского филиала ОАО “ТГК – 6”, созданного 1 марта 2007 г. на базе генерирующих объектов ОАО “Ивановская генерирующая компания”.
ОАО “ТГК – 6” является основным поставщиком тепловой и электрической энергии в шести регионах Центральной части Российской Федерации. Основными активами ОАО “ТГК – 6” являются 15 тепловых электростанций и 4 котельных общей установленной мощностью 3140 МВт и 10,5 тыс. Гкал/час. Средний износ мощностей составляет 61 %.
Миссией ОАО “ТГК – 6” является содействие развитию и стабильности регионов расположения Компании через формирование инфраструктуры, обеспечивающей надёжное и бесперебойное энергоснабжение с использованием новых экологически чистых технологий, для развития промышленности и муниципальных образований.
В соответствии с интересами акционеров ОАО “ТГК – 6” своей стратегической целью считает долгосрочную максимизацию стоимости Компании за счёт экстенсивного и интенсивного развития на рынках тепловой и электрической энергии, повышения эффективности деятельности и выхода на открытые рынки капитала.
В рамках долгосрочной стратегии развития ОАО “ТГК – 6” намерено сущест -венно модернизировать и оптимизировать производственные активы путём реализации инвестиционных проектов.
Одним из таких проектов является проект реконструкции Ивановской ТЭЦ-2, который предусматривает подключение к действующей турбине Р-50 нового цилиндра, работающего на теплоперепаде от давления производственного отбора до давления теплофикационного отбора и установку за турбиной нового ПСГ (изменяется тип турбины Р-50-90 на ПТР-65-90).
Выхлоп существующей турбины заведён на два общестанционных коллектора пара 8-13 ата диаметром 500 мм. Потребность в реконструкции возникла вследствие отсутствия крупных потребителей пара и, как следствие, низкой годовой загрузки турбоагрегата (в среднем не более 400 часов в году).
Реконструкция предполагает поставку ЦСД с сохранением имеющихся на станции турбины и оборудования турбоустановки. ЦВД остается на прежнем месте, на существующем фундаменте. Существующий передний блок турбины переносится вперёд на 5 метров и размещается на достраиваемой части фундамента ЦСД в передней части существующей турбины. Ротор ВД модернизируется для обеспечения возможности соединения его с полумуфтой РСД. Корпус подшипников № 2 и № 3, вкладыш подшипника № 2 поставляются новые. В летний период при отсутствии теплофикационной нагрузки подогреватель сетевой воды горизонтального типа (ПСГ–1850) будет выполнять функции конденсатора, то есть охлаждать конденсирующийся пар циркуляционной водой с номинальной температурой 20 0С при конденсационных режимах. Это позволит использовать турбину практически круглый год - при любых тепловых нагрузках, дополнительно увеличить степень её использования и эффективность работы станции.
Преимущества проекта:
- обеспечение работоспособности турбины Р-46(50)-90(130)/11 при низком уровне потребления пара промышленного отбора;
- значительное улучшение технико-экономических показателей работы стан -ции, повышение конкурентоспособности бизнеса;
- повышение надёжности станции, в том числе как теплоисточника (в условиях зимних ограничений по газу обеспечивается работоспособность на угле);
- увеличение установленной электрической и тепловой мощности станции за счёт модернизации турбины с организацией Т-отбора с нагрузкой 172 Гкал/ч (в настоящий момент П-отбор – 195 Гкал/ч – после проекта П-отбор 60 Гкал/ч).