Повышение надежности и экономичности эксплуатации теплофикационных турбин типа т-175-130 (т-185-130) применительно к условиям омской тэц-5
1. Ольховский Г.Г. Состояние и перспективы тепловой энергетики / Г.Г. Ольховский // Электрические станции, 2005. №2. С. 12-21.
2. Кожуховский И.С. Анализ ситуации и прогноз развития электроэнергетики / И.С. Кожуховский // Электрические станции, 2009. №6. С. 2-6.
3. Туголуков Е.А. Энергетика и машиностроение: пути развития / Е.А. Туголуков, Е.А.Фадеев // Электрические станции, 2009. №7. С.2-6.
4. Фаворский О.Н. Развитие энергетики России в ближайшие 20-30 лет / О.Н. Фаворский // Теплоэнергетика, 2008. №2. С.2-3.
5. Троицкий A.A. Электроэнергетика вчера, сегодня, завтра / A.A. Троицкий // Электрические станции, 2022. №1. С.2-5.
6. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов. Изд. 3-е. Под ред. В.Я. Гиршфельда / В.Я. Рыжкин. М.: Энергоатомиздат, 1987. 328с.
7. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов Изд. 7-е./ЕЛ. Соколов. М.: Издательство МЭИ, 2001. 472 с.
8. Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины. / Е.И. Бененсон, JI.C. Иоффе. М.: Энергоатомиздат, 1986. 272 с.
9. Баринберг Г.Д. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода. Изд. 2-е. Под общей ред. Ю.М. Бродова и В.В. Кортенко / Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродов и др.. Екатеринбург: Априо, 2022. 488с.
10. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. Изд. 2-е. / А.Д. Трух-ний. М.: Энергоатомиздат, 1990. 640 с.
11. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: учебное пособие для вузов/ А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. М.: Издательство МЭИ, 2002. 540 с.
12. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. Изд. 2-е / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е.Булкин, А.Д.
13. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Издательство МЭИ, 2001.488 с.
14. Куличихин В.В. Оптимизация режимов эксплуатации теплофикационных турбин / В.В .Куличихин, Э.И.Таджиев // Сборник научных трудов МЭИ, 1988. Вып. 174. С.5-11.
15. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС/ Под ред. А.И.Андрющенко /М.: Высшая школа, 1991. 303с.
16. Штромберг Ю.Ю. Итоги работы энергоблоков ТЭС в период 19931997 годов / Ю.Ю. Штромберг, И.А.Терентьев// Электрические станции, 1998. №5. С.11-12.
17. Кучеров Ю.Н. О ресурсе энергетических объектов / Ю.Н. Кучеров, В.А. Купченко, В.В. Демкин //Электрические станции, 2001. №11. С. 19-22.
18. Консон А. Эффективность высокой надежности техники/ А.Консон //Вопросы экономики, 1980. N7. С.60-68.
19. Ноздренко Г.В. Надежность ТЭС/ Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов, В.В. Зыков, Ю.Л. Пугач. Новосибирск: Издательство НГТУ, 1999. 63с.
20. Родин В.Н. Ремонт паровых турбин: учебное пособие. Изд. 2-е. Под ред. Ю.М. Бродова и В.Н. Родина / В.Н. Родин и др.. Екатеринбург: УГТУ—УПИ, 2005. 438 с.
21. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов. 1990. 37с.
22. Римов A.A. О современном состоянии отраслевой статистики по надежности и техническому использованию энергооборудования / A.A. Римов // Электрические станции, 2009. №12. С.2-5.
23. Терентьев И.А. Оценка надежности турбин энергоблоков мощностью 300, 800 и 1200 МВт / И.А. Терентьев // Электрические станции, 1999. № 6. С.2-5.
24. Анализ работы энергетических блоков мощностью 150-1200 МВт за 1986-2000 годы/ СПО ОРГРЭС, Москва.
25. Обзоры повреждений тепломеханического оборудования электростанций с поперечными связями и тепловых сетей за 1986-2000 годы/ СПО ОРГРЭС, Москва.
26. Бродов Ю.М. Показатели надежности основного и вспомогательного оборудования турбоустановок ТЭС Свердловэнерго / Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский, М.М. Мительман и др. // Электрические станции, 1997. №5. С. 12-15.
27. Калашников A.A. Экспертные оценки технического уровня энергетического оборудования/ А.А.Калашников, В.В. Лыско, В.В. Москаленко // Теплоэнергетика, 1990. №12. С.54-57.
28. Попырин JI.C. Информативность показателей надежности энергетических установок / Л.С.Попырин // Теплоэнергетика, 1994. №7. С.39-43.
29. ГОСТ 27625-88. Блоки энергетические для тепловых электростанций. М.: Изд-во стандартов. 1988. 12с.
30. Римов А. А. Методические аспекты оценки надежности и технического использования теплоэнергетического оборудования ТЭС / А. А. Римов // Электрические станции, 2022. №3. С.9-14.
31. Иоффе Л.С. Эксплуатация теплофикационных паровых турбин. / Л. С. Иоффе, В.В. Кортенко. Изд-во: Уральский рабочий, 2002. 160 с.
32. Стрельников В.П. Состояние и перспективы технологии исследования надежности / В.П.Стрельников // Тяжелое машиностроение, 2000. №11. С.3-8.
33. Штромберг Ю.Ю. Показатели работы отечественных теплотехнических блоков мощностью 300 МВт / Ю.Ю. Штромберг, С.А. Понасечкин, А .Я. Копсов // Электрические станции, 2000. № 2. С.2-4.
34. Штромберг Ю.Ю. Повреждаемость теплоэнергетических блоков мощностью 300 МВт / Ю.Ю. Штромберг, С.А. Понасечкин, А.Я. Копсов // Электрические станции, 2000, № 3, С. 16-18.
35. Рекомендации по оценке показателей безотказности, ремонтопригодности и готовности энергетических блоков (агрегатов) электростанций. М: СПР ОРГРЭС. 1991. 48 с.
36. Перроте А. И. Вопросы надежности РЭА. / А. И.Перроте, М. А. Сторчак//М.: Советское радио. 1976. 185 с.
37. Сотсков Б.С. Физика отказов и определение интенсивности отказов/ Б. С. Сотсков // О надежности сложных технических систем. М.: Советское радио. 1966. С. 289-306.
38. Хевиленд Р. Инженерная надежность и расчет па долговечность. Пер. с англ./Р. Хевиленд М.: Энергия. 1966. 231 с.
39. Нечаев В.В. О ресурсе энергетических объектов / В.В. Нечаев // Электрические станции, 2002. №6. С. 10-17.
40. Резинских В.Ф. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин / В.Ф. Резинских, В.И. Гладштейн, Г.Д. Авруцкий. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007. 296с.
41. Плотников П.Н. Комплексный анализ показателей надежности теп-лообменных аппаратов паротурбинных установок / П.Н. Плотников, Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский // Теплоэнергетика, 2007. №2. С.45-48.
42. Бродов Ю.М. Оценка состояния и прогнозирование остаточного ресурса теплообменных аппаратов паротурбинных установок ТЭС / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, Б.Е. Мурманский // Надежность и безопасность энергетики, 2009. №3(6) С. 12-18.
43. Гладышев Г.П. Исследование надежности ПВД после длительной эксплуатации / Г.П. Гладышев, В.И. Горин, В.Е.Добровольский // Теплоэнергетика, 1990. №12. С.22-27.
44. Гладышев Г.П. Исследование вероятности работы без повреждений деаэраторов повышенного давления / Г.П. Гладышев, В.И. Горин // Теплоэнергетика, 1990. №6. С.47-50.
45. РД 34.20.801-2000. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. М.: Энергосервис, 2001. 32 с.
46. Указания по заполнению кодированной части акта расследования нарушения работоспособности теплоэнергетического оборудования/ М.: ОРГРЭС. 1991.60с.
47. Куличихин В.В. Усовершенствованная технология уплотнения поворотной диафрагмы теплофикационной турбины. / В.В. Куличихин, Э.И. Тад-жиев, Э.И. Антонов // Энергетик, 1986. №6. С-10-11.
48. Симою JI.JI. Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надежности / JI.JI. Симою, Е.И. Эфрос, В.Ф. Гуторов, В.П. Лагун. СПб: Энерготех. 2001. 208с.
49. A.c. 1539337 (СССР). Поворотная регулирующая диафрагма турбины/ Г.А.Шапиро, А.Г. Шемпелев, В.М. Карцев, Е.И. Эфрос, С.И. Иванов. // Опубл. вБ.И. 1990. №4.
50. Кудрявый В.В. Усовершенствование системы охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240 в теплофикационных режимах / В.В.Кудрявый, Э.И. Таджиев, В.В. Куличихин и др. // Электрические станции, 1986. №6. С.39-42.
51. Лагун В.П. Эрозия выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин/ В.П.Лагун, Л.Л.Симою, Ю.В.Нахман и др. // Теплоэнергетика, 1977. №10. С. 12-17.
52. Лагун В.П. Особенности работы последних ступеней ЦНД на малых нагрузках и холостом ходу / В.П.Лагун, Л.Л.Симою //Теплоэнергетика, 1971. №2. С.21-24.
53. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ. /Под ред.
54. A.П.Огурцова, В.К.Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991. 384 с.
55. Эфрос Е.И. Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н., М., 1998. 40с.
56. Иванов С.Н. Новая система охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240 / С.Н.Иванов, В.А.Хаимов // Теплоэнергетика, 1989. №6. С.64-66.
57. Алексо А.И. Охлаждающие устройства ЦНД теплофикационных турбин/ А.И.Алексо, К.Я.Марков // Теплоэнергетика, 1989. №6. С.67-71.
58. Шапиро Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ / Г.А. Шапиро. М.: Энергоиздат, 1981. 200с.
59. A.c. 878975 (СССР). Выхлопной патрубок паровой турбины/
60. B.П.Лагун, Л.Л.Симою, Нафтулин А. Б. и др. // Опубл. в Б.И., 1981. №41.
61. A.c. 1430561 (СССР). Часть низкого давления паровой турбины/ Л.Л.Симою, В.П.Лагун, Нафтулин А. Б. и др. // Опубл. в Б.И., 1988. №38.
62. Аверкина Н.В. Особенности эрозионного износа рабочих лопаток последних ступеней турбин мощностью 300 МВт и выше / Н.В.Аверкина, Е.Б. Долгоплоск, Ю.Я. Качуринер, В.Г. Орлик. // Теплоэнергетика, 2001. №11. С.34-40.
63. Зарянкин А.Е. Некоторые пути повышения КПД проточных частей паровых турбин / А.Е. Зарянкин, В. А. Зарянкин, Б.П. Симонов. //Теплоэнергетика, 2003. №6. С.6-11.
64. Гуторов В.Ф. Некоторые пути совершенствования эксплуатации паротурбинных установок / В.Ф. Гуторов, Ю.А. Радин. //Теплоэнергетика, 1998. №8. С.13-16.
65. Костюк А.Г. Об условиях перевода паровой турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ в режим работы без рабочих лопаток последней ступени/ А.Г. Костюк, А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. //Теплоэнергетика, 2004. №5. С.23-30.
66. Неуймин В.М. Практический опыт эксплуатации турбины ПТ-140 без последней ступени / В.М. Неуймин, И.П. Усачев, В.И. Скоробогатых. // Теплоэнергетика, 2004. №5. С.31-35.
67. РД 34-30-506—90. Методические указания по нормализации тепловых расширений паровых турбин тепловых электростанций. М.: Минэнерго, 1990. 40 с.
68. Шаргородский B.C. Нормализация тепловых расширений мощных паровых турбин / B.C. Шаргородский, Л.А. Хоменок, М.К. Курмакаев. // Электрические станции, 1996. №6. С. 12—19.
69. Авруцкий Г.Д. О скольжении корпусов подшипников паровых турбин./ Г.Д. Авруцкий, Э.Д. Браун, Э.А. Дон и др. // Теплоэнергетика, 1991. №1. С. 18-24
70. Моногаров Ю.И. Опыт освоения головных турбоустановок энергоблоков мощностью 800 МВт / Ю.И. Моногаров, И.И. Орлов, С.Ш. Розенберг Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок. // Энергомашиностроение, 1980. №7. С.4-9.
71. Розенберг С.Ш. Исследование силового взаимодействия корпусов и подшипников турбин К-800-240-3 / С.Ш. Розенберг, Л.А. Хоменок, А.И Кметь и др. // Теплоэнергетика, 1981. №9. С.27-29.
72. Водичев В.И. О работе поперечных шпоночных соединений цилиндров и корпусов подшипников паровых турбин / В.И. Водичев, Д.Е. Губанов, П.Л. Сурис. //Теплоэнергетика, 1981. №9. С.30-33.
73. Шаргородский B.C. Улучшение эксплуатационных характеристик турбин Т-250/300-240 на ТЭЦ-22 / B.C. Шаргородский, И.А. Ковалев, С.Ш.
74. Розенберг, JI.A. Хоменок, И.С. Козлов и др. // Электрические станции, 2000. №11. С.46-50.
75. Розенберг С.Ш. О силовом взаимодействии цилиндров и корпусов подшипников турбины К-300-240 JIM3 / С.Ш. Розенберг, JI.A. Хоменок, В.И. Ильин. // Электрические станции, 1985. №8. С.34-36.
76. Розенберг С.Ш. Исследование мощных паровых турбин на электростанциях / С.Ш. Розенберг, Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок. М.: Энергоатом-издат, 1994. 270с.
77. Дон Э.А. Обеспечение температурных расширений цилиндров турбин при реконструкции энергоблоков / Э.А. Дон, Г.Д. Авруцкий, E.H. Потапов, Л.В. Бурлака, В.А. Лучников и др. //Энергетик, 1995. №2. С.23-25.
78. Авруцкий Г.Д. Металлофторопластовая лента на поверхностях скольжения корпусов подшипников турбин / Г.Д. Авруцкий, С.Л. Дубровский, И.А.Савенкова. // Теплоэнергетика, 1995. №5. С.62-65.
79. ТУ РБ 100649721.030-2000. Элементы пар скольжения из литого композиционного материала. Минск, 2000. 12 с.
80. Дон Э.А. Применение твёрдосмазочных покрытий для нормализации температурных расширений цилиндров паровых турбин / Э.А. Дон, А.Н. Михайлова, В.П. Складчиков, Е.И. Назимов.// Энергетик, 1997. №11. С. 17-19.
81. Патент 1617159 РФ Опора корпуса турбомашины / JI.A. Хоменок, B.C. Шаргородский, С.Ш. Розенберг, В.Н. Ильин, А.Т. Коган// Опубл. в Б.И. №48, 1990.
82. Ремезов А.Н. Исследование силового взаимодействия элементов турбины К-1200-240-3 на Костромской ГРЭС. / А.Н. Ремезов, В.В. Куличи-хин, JI.A. Хоменок. // Энергосбережение и водоподготовка, 1999. №1. С.15
83. Патент 2123603 РФ Устройство для обеспечения теплового расширения турбоагрегата / Евсеев Я.И. // Опубл. в Б.И. №35, 1998.
84. Курмакаев М.К. Новая подвеска клапанов ЦСД турбины К-3 00-240 JTM3. / М.К. Курмакаев, В.М. Новиков, Э.М. Рабинович. //Теплоэнергетика, 1997. №6. С.67-69. к
85. Бодашков Н.К. Эксплуатация паровых турбин / Н.К. Бодашков. M.-JL: Государственное энергетическое издательство, 1955 г. 264с. ,
86. А.с. СССР 1321846 Опора цилиндра турбины / В.А. Персидский / Опубл. в Б.И. №25, 1987.
87. Ермолаев В.В. Комплексный подход к нормализации тепловых расширений турбины / В.В. Ермолаев, А.Ю. Сосновский, А.И. Шкляр, М.В. Великович, М.В. Фертиков и др. // Электрические станции, 2002. №5. С. 26-31.
88. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования зданий и сооружений электростанций и сетей СО 34.04.181-2003. М., 2004. 454 с.
89. Уринцев Я.С. Определение межремонтного периода турбины по снижению ее экономичности / Я.С. Уринцев, Д.С. Розин, В.А. Бонеско, Ю.А. Авербах, О.С. Найманов.// Электрические станции, 1975. № 5. С.22-24.
90. Найманов О.С. Опыт увеличения межремонтных периодов турбин К-160-130/ О.С. Найманов, В.М. Пшисуха, П. П. Филушкин, В.В. Головатюк. // Энергетик, 1977. № 12. С.12-13.
91. Кудрявый В.В. Пути разработки оптимальной системы планово-предупредительных ремонтов энергетического оборудования / В.В.Кудрявый, A.A. Дубов, A.B. Андрюшин. // Научные труды МЭИ, 1984. №51. С. 17-20.
92. Найманов О.С. Определение межремонтного периода турбины в зависимости от надёжности ее работы / О.С. Найманов, Ю.П. Косинов, Ю.А. Авербах. // Электрические станции, 1982. №5. С.23-26.
93. Коварский Л.Г. Расчетные способы сокращения объемов ремонта энергооборудования / Л.Г. Коварский. Л.: Энергия, 1979. 166с.
94. Андрюшин А. В. Оптимизация межремонтных периодов энергоблоков с учетом показателей надежности, экономичности и объема ремонтных работ / Андрюшин А. В., Л. В. Клевцов. Труды МЭИ, 1994. N671. С. 17-23.
95. Ермаков B.C. Методика оптимизации структуры ремонтных циклов теплоэнергетического обоудования./ B.C. Ермаков, Д.А. Гольбин, Н.Д. Слюнков. //Теплоэнергетика, 1983. №12. С.49-51.
96. Стенин В.А. К вопросу увеличения межремонтного периода энергооборудования/ В.А. Стенин, Я.Д. Беркович. // Электрические станции, 1988. №7. С.57-60.
97. Найманов О.С. Восьмилетний межремонтный период энергоблоков 200 МВт Разданской ГРЭС / О.С. Найманов, В.Г. Гельфер, Г.Р. Сантуряп, Ц.Р.Оганесян, Л.С. Акопян.//Электрические станции, 1988. №5.С.28-31.
98. Концепция совершенствования системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков тепловых электростанций. Обоснование. Критерии. Теория. Стратегия. Экономика. М.: АО “ЦКБ ЭНЕРГОРЕМОНТ”, 1996. 28 с.
99. Назарычев А.Н. Основные задачи реформирования системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций и сетей / А.Н. Назарычев. // Вестник ИГЭУ, 2003. №3. С. 50-54.
100. Дьяков А.Ф. Организация системы ремонтного обслуживания ТЭС в условиях эксплуатации с пониженной нагрузкой / А.Ф. Дьяков, В.А. Стенин. // Теплоэнергетика, 1997. №7. С. 29 32.
101. РД 34.20.601-96. Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом. М.:РАО «ЕЭС России», 1996. 21 с.
102. Zustandsorientierte instandhalfung fur Kraftwerke/ Sturm A// VGB Kraftwerkstechn/ /-1994. -74, №6. P 522-526
103. Лейзерович А.Ш. Создание и освоение автоматизированных систем диагностического контроля энергоблоков ТЭС / А.Ш. Лейзерович, Л.П. Сафонов, А.В Антонович и др. // Теплоэнергетика, 1995. № 2. С.57-62.
104. Лейзерович А.Ш. Опыт создания и освоения автоматизированных систем и подсистем диагностического контроля энергоблоков ТЭС. / А.Ш. Лейзерович, Л.П. Сафонов, A.A. Гординский и др. // Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С.3-9.
105. Лейзерович А.Ш. Диагностический контроль паровых турбин / А.Ш. Лейзерович // Энергохозяйство за рубежом, 1986. № 6. С. 9-15.
106. Исследование состояния работ по оценке технического состояния тепломеханического оборудования ТЭС и использованию диагностической информации в энергоремонтном производстве. Технический отчет, ВТИ — ЦКБ Энергоремонт. № 7—217. М. 1989.135с.
107. Винокуров И.В. Опыт диагностики состояния турбоагрегата по спектру вибрации/ И.В. Винокуров //Труды ЦКТИ. Вып. 251. 1989. С.43-48.
108. Урьев Е.В. Концепция системы вибрационной диагностики паровой турбины/ Е.В. Урьев, Б.Е. Мурманский, Ю.М. Бродов. // Теплоэнергетика, 1995. №4. С.36-40.
109. Сафонов Л.П. Разработка и внедрение системы функционирования АСТД в составе АСУТП энергоблока 800 Мвт Запорожской ГРЭС/ Л.П. Сафонов, A.M. Журавель, В.К. Литвинов и др. // Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С.10-15.
110. Жуковский Г.В. Разработка системы диагностики причин изменения экономичности ЦВД и ЦСД турбин ТЭС / Г.В. Жуковский, С.Ш. Розен-берг, A.A. Фершалов, Л.А. Хоменок. // Труды ЦКТИ, 1992. Вып. 273. С.93-102.
111. Ковалев И.А. Разработка алгоритмов функционирования и распознавания дефектов для автоматической системы вибрационной диагностики / И.А. Ковалев. //Труды ЦКТИ, 1992. Вып.273. С 27-33.
112. Перминов И.А. Диагностика технического состояния проточной части ЦВД и ЦСД по эксплуатационным измерениям давлений и температур пара в турбине / И.А. Перминов, В.Г. Орлик // Электрические станции, 2003. №6. С.38-41.
113. Великович М.В. Разработка и опытно-промышленная апробация системы вибромониторинга турбоагрегатов / М.В. Великович, А.И. Шкляр, М.Я. Зайцев и др. // Электрические станции, 2006. №10. С.47-49.
114. Зиле А.З. Автоматизированная система вибрационного контроля и диагностики турбоагрегата Т-250/300-240 / А.З. Зиле, A.A. Ромашев, С.А. Лимар и др. // Электрические станции, 1987. № 3. С.23-26.
115. Зиле А.З. Опыт внедрения системы вибродиагностического контроля турбоагрегатов / А.З. Зиле, М.Н. Руденко, С.Б. Томашевский и др. // Энергетик, 1999. №3. С.21-23.
116. Ковалев И.А. Вибродиагностика турбины К-800-240-3 на основе штатной аппаратуры ВВК-331/ И.А. Ковалев, A.A. Болотова, A.A. Гордин-ский и др.// Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С 59-64.
117. Информационное письмо № ИП-08-02-02 (ТП) Департамента научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России».
118. Технические средства диагностирования. Справочник. / Под общ. ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1989. 672с.
119. Blick in die Turbine: Technologishe Aspekte der Endoskope / Gerngrob Manfred // Energie (BDR), 1990. 42, N3. P.50-55.
120. Мирзабеков A.M. Оптическая система диагностики эрозионных разрушений входных кромок лопаток паровых турбин / A.M. Мирзабеков, В.А. Хаимов, В.П. Храбров. // Теплоэнергетика, 1991. N4. С.52-56.
121. ОСТ 108.001.114-80. Надежность изделий энергомашиностроения. Система сбора и обработки информации с мест эксплуатации, ремонта и предприятий изготовителей. Основные положения. Введен 01.01.81.-13 с.
122. ОСТ 24.030.17. Котлотурбостроение. Надежность. Организация сбора и обработки информации с места эксплуатации и ремонтных предприятий. Введен 01.03.71.-10с.
123. Справочник по вычислительным методам статистики/ Дж. Поллард. Пер. с англ. В.С.Занадворова. М.: Финансы и статистика, 1982. 344с.
124. Федосеев Б.С. Обобщение результатов анализа и оценка качества водно-химического режима котлов БКЗ-420-140 и турбин Т-175-130/ Б.С.Федосеев, З.В. Деева, Н.М. Калинина, С.Ю. Петрова // ОНТИ ОАО «ВТИ» Москва, 1996. 35с.
125. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации / НЦ ЭНАС, 2008. 264с.
126. Симою JI.JI. Расчет переменных режимов теплофикационных турбин / JI.JI. Симою, М.С. Индурский, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика, 2000. №2. С. 16-20.
127. Щегляев A.B. Паровые турбины Изд. 5-е. / A.B. Щегляев. М.: Энергия, 1976. 365 с.
128. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности теплофикационных турбин на действующих ТЭЦ / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика, 1997. №7. С.11-15.
129. Усачев И.П. Оценка вентиляционных потерь в ступенях низкого давления цилиндров паровых турбин / И.П. Усачев, В.М. Неуймин // Создание паровых и газовых турбин (Опыт ПО «Турбомоторный завод»): Реферативный сборник 1-79-ОХМ. Екатеринбург, 1979. С.13-16.
130. Симою JI.JI. Повышение эффективности турбоустановки Т-250/300-240 путем модернизации ЦНД / Л.Л. Симою, В.Ф. Туторов, В.П. Лагун, Т.Д. Баринберг // Теплоэнергетика, 2005. №11. С.68-74.
131. Гуторов В.Ф. Пути повышения экономичности паротурбинных установок ТЭЦ / В.Ф.Гуторов, Л.Л. Симою, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика, 2001. № 6. С.32-37. * ■
132. Жученко Л.А. Проблемы повреждаемости низкотемпературных роторов теплофикационных паровых турбин / В.В. Ермолаев, Л.А. Жученко, А.И. Шкляр, Л.А. Винокурова, Г.Д. Баринберг и др. // Электрические станции, 2006. №10. С.47-52.
133. Заключение лаборатории ПО «Турбомоторный завод» по исследованию характера разрушения диска 16-й ступени турбины ст.№3 Омской ТЭЦ-5 /Вандышева Н.Б., Ракин В.Г. 1989. 15с.
134. Гордеева Т.А. Анализ изломов при оценке надежности материалов / Т.А. Гордеева, И.П. Жегина // М. Машиностроение, 1978. 200 с.
135. Заключение лаборатории металлов ОГС ПРП «Омскэнерго» №2428-08-04 по исследованию характера разрушения рабочих лопаток 18 ступени, турбины Т-185/220-130. Омск, 1993. 27с.
136. ТУ УЗ.02-23478589-1-97 Лист стальной плакированный медью, медными сплавами и композитами на основе меди (биметалл). Технические условия, введены в действие 01.09.1997. 11с.
137. Испытания композиционного материала стальбронзографит по ТУ УЗ.02-23478589-1-97 Отчет по договору №31 от 01.02.01. Институт Проблем Материаловедения НАН Украины, г. Киев, 2001. 37с.
138. Неуймин В.М. Состояние энергетического оборудования ТЭС и возможные направления его обновления / В.М. Неуймин // Новое в Российской электроэнергетике, 2003. №9.
139. Тумановский А.Г. Стратегия продления ресурса и технического перевооружения тепловых электростанций/ А.Г.Тумановский, В.Ф. Резинских// Теплоэнергетика, 2002. №6. С. 3-10.
140. Лейзерович А.Ш. Разработка стандарта по приспособленности тепломеханического оборудования энергоблоков ТЭС к диагностированию / А.Ш. Лейзерович, Г.К. Сорокин // Теплоэнергетика, 1993. №5. С.62-64пт)
141. Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин ТЭС РД 153.34.1-30.311-96. Москва: СПО ОРГРЭС. 2001. 35 с.
142. Информационное письмо № ИП-08-02-02 (ТП) Департамента научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России».
143. СО 34.35.105-2002 Методические указания по оснащению техническими средствами технологической защиты при повышении вибрации турбоагрегата.
144. Гольдин A.C. Вибрация роторных машин / A.C. Гольдин. М.: Машиностроение, 1999. 344 с.
145. Куменко А.И. Влияние эксплуатационных факторов на статические и динамические характеристики валопроводов мощных паровых турбин / А.И. Куменко //Вестник МЭИ. 1994. N 3. С.63-69.
Тренажер турбины т-175 | ао "тренажеры электрических станций и сетей"
Заказать бесплатную демонстрацию тренажера >>>
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ
Описание объекта.
Полное наименование системы: «Программно-технический комплекс – тренажер турбины Т-175/210-130 для подготовки эксплуатационного персонала котлотурбинного цеха»
Условное обозначение: «Тренажер турбины Т-175».
Год выпуска: 2007 год.
Тренажер турбины Т-175/210-130 для подготовки персонала котлотурбинного цеха построен на основе программно-технического комплекса, разработанного компанией АО «ТЭСТ». Тренажер моделирует работу основного и вспомогательного оборудования турбины, алгоритмов управления и защиты, имитирует управление с операторских станций, является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования оперативного персонала ТЭЦ.
Для повышения уровня профессионализма и дальнейшей аттестации данный тренажер предполагает обучение, тренировку и тестирование персонала по следующим специальностям:
— машинистов турбин;
— старших машинистов турбинного оборудования;
— начальников смен;
— начальников турбинного отделения.
В состав объекта-прототипа тренажера турбины Т-175/210-130 входят:
— турбина Т-175/210-130;
— вспомогательное оборудование турбинного цеха;
— генератор ТГВ-200;
— вспомогательные системы генератора.
Краткое описание объекта.
Конденсационная паровая турбина Т-175/210-130 с теплофикационным регулируемым отбором пара предназначена для привода электрического генератора ТГВ-200М с частотой вращения ротора 3000 об/мин и отпуска тепла для нужд отопления, горячего водоснабжения и вентиляции.
Турбина имеет номинальную электрическую мощность 175 МВт и номинальную тепловую нагрузку 270 Гкал/ч при следующих номинальных параметрах: давление свежего пара (абс.) перед автоматическими стопорными клапанами 12,75 МПа (130 кгс/см2), температура свежего пара 555 °С.
Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов, равная 270 Гкал/ч, обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара, номинальном расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на входе, полностью включенной регенерации, количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара на турбину, при работе турбоустановки со ступенчатым подогревом сетевой воды в СП, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор.
Турбина имеет два отопительных отбора (нижний и верхний), предназначенных для двухступенчатого подогрева сетевой воды.
Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления: верхний 0,059— 0,294 МПа (0,6—3 кгс/см2) абс.; нижний 0,049— 0,196 МПа (0,5—2 кгс/см2) абс.
Турбина имеет семь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды до 232° С. Данные по регенеративным отборам приведены в таблице. Данные соответствуют режиму работы при номинальных параметрах свежего пара, температуре охлаждающей воды 20° С в количестве 24 800 м3/ч, давлении в регулируемом верхнем отопительном отборе 1 кгс/см2абс., температуре обратной сетевой воды 51,4° С, номинальном количестве тепла, отданном потребителю, и номинальном расходе пара на турбину.
При работе турбоустановок по тепловому графику предусмотрена возможность охлаждения только встроенных пучков конденсаторов подпиточной или циркуляционной воды.
Турбина Т-175/210-130 представляет собой одновальный агрегат, состоящий из трех цилиндров: ЦВД, ЦСД и ЦНД.
Свежий пар подводится к стопорному клапану, откуда по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам ЦВД. Из ЦВД пар по перепускным трубам поступает в ЦСД, после которого отводится в нижний отбор или в ЦНД.
Состав тренажера:
1. Математическая интегральная модель турбины Т-175/210-130.
2. Математическая модель генератора ТГВ-200М.
3. Математические модели вспомогательного оборудования.
4. Модель защит, блокировок, сигнализаций и автоматики.
5. Развитая конфигурация сети (подключение любого количества компьютеров).
6. Пульт инструктора.
7. Контролирующая программа, позволяющая фиксировать неправильные действия оператора энергообъекта (несоответствие логике и смыслу правил технической эксплуатации).
8. Комплект нештатных ситуаций турбины Т-175/210-130.
9. Комплект автоматизированных сценариев тренировок с оценкой выполнения задания.
10. Возможность построения любых диспетчерских графиков и работа по этим графикам.
11. Сохранение режимов и запуск тренажера из любого сохраненного состояния.
12. Протоколирование: действий оператора, ошибок, сигнализаций, защит, блокировок.
13. Контроль ТЭП, графопостроение для всех параметров, состояния механизмов и арматуры.
14. Система поддержки оператора.
15. Ускорение и замедление процессов, замораживание ситуаций, возврат ситуаций.
16. Эксплуатационная документация, в том числе описание тренажера, справочные материалы, задания, пошаговые инструкции и т.д.
17. Оптимизация программного обеспечения (с применением современных информационных технологий и современных методов моделирования) с возможностью установки тренажера как на одном компьютере, а так и на любом количестве компьютеров.
Математическое описание тренажера.
Математическая модель теплогидравлической части объекта состоит из дифференциальных уравнений, основанных на рассмотрении физической природы процессов, то есть стандартных балансовых уравнений, а количественные зависимости и направленность процессов определяются законами термодинамики, гидродинамики, аэродинамики и т.д. Зависимости между параметрами связей однозначно и единообразно описываются уравнениями энергетического, расходного и гидравлического балансов в элементах оборудования, а также уравнениями изменения энтальпии каждого из видов теплоносителя.
В состав математического описания тренажера турбины Т-175/210-130 входят следующие подсистемы:
1. Проточная часть турбины с отборами.
2. Основной конденсат.
3. Питательная вода.
4. Системы смазки и регулирования турбины.
5. Циркуляционная система.
6. Система отсоса пара из уплотнений, пар на фланцы и шпильки.
7. Температурный контроль металла турбины, тепломеханические параметры.
8. Генератор ТГВ-200М.
9. Система возбуждения генератора.
10. Система собственных нужд.
11. Система защит и блокировок турбины Т-175/210-130.
12. Система защит и блокировок генератора ТГВ-200М.
13. Предупредительные сообщения оператора (ПСО).
Состав моделируемых режимов.
В тренажере моделируются следующие режимы:
1. Подготовка оборудования вспомогательных систем турбины к работе.
2. Пуски турбины из любого теплового состояния.
3. Останов турбины.
4. Работа в любом диапазоне нагрузок.
5. Нагружение турбины.
6. Работа с автоматическим и(или) ручным регулированием.
7. Работа турбины в нештатных режимах.
Состав базовых сценариев тренировок.
Каждое задание составлено на основе эксплуатационных инструкций, действующих на электростанции, и представляет собой одну из стандартных технологических операций. Тренажер снабжен стандартным набором заданий для тренировок, после выполнения которых автоматически выставляется оценка.
1. Включение в работу маслосистемы.
2. Проверка защит, подготовка органов регулирования.
3. Подготовка циркуляционной системы.
4. Прогрев главного и вспомогательного паропроводов.
5. Подготовка вспомогательного оборудования.
6. Набор вакуума и прогрев перепускных труб.
7. Пуск турбины из холодного состояния.
8. Нагружение турбины при пуске из холодного состояния.
9. Пуск турбины из неостывшего и горячего состояния.
10. Включение нижнего отопительного отбора.
11. Включение верхнего отопительного отбора.
Технические требования
Для функционирования тренажера необходимы:
— процессор c частотой не мене 2ГГц;
— оперативная память емкостью не менее 4Гб;
— свободная дисковая память емкостью не менее 2 Гб;
— видеокарта с внутренней памятью не менее 128 Мб;
— монитор с разрешением не менее 1920×1080 (рекомендуемое разрешение 1920×1200), для удобства возможно использование нескольких мониторов;
— звуковая карта и колонки;
— клавиатура, мышь;
— сетевая карта 100Мбит (для сетевого варианта Тренажера);
— В случае, если требуется печать выходных документов (протоколов, графиков и т.п.), подключите к компьютеру принтер;
— Тренажер предназначен для работы в среде Microsoft Windows 10/8/7/Vista/XP.
— Для работы Тренажера необходимо установить сервер баз данных MySQL.
Заказать бесплатную демонстрацию тренажера >>>
Метки: Т-175/210-130, ТГВ-200, тренажер, тренажер турбины
Энергоблок с турбиной т-180/210-130. дипломная (вкр). физика. 2022-09-14
Содержание
Введение
Описание турбоустановки
.1 Анализ возможностей повышения экономичности энергоблоков
1.2 Постановка задачи на дипломное проектирование
1.3 Патентный обзор
.4 Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ
Расчет тепловой схемы первого энергоблока
.1 Расчет процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ
Расчет принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами
Т-180/210130 (ЛМЗ)
.1 Определение предварительного расхода пара на турбину
.2 Расчет подогревателей
.2.1 Подогреватель высокого давления П1
.2.2 Подогреватель высокого давления П2
.2.3 Подогреватель высокого давления П3
.2.4 Деаэратор
.2.5 Подогреватель низкого давления П5
.2.6 Подогреватель сетевой воды ПСГ
3.2.7…………………………………………………………………………………………………. Подогреватель
низкого давления П6 и смеситель СМ1
3.3 Составление и решение уравнений регенеративной схемы
.3.1 Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и
смесителя СМ2
.3.2 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления
ПН-100
.3.3 Расчет регенеративного подогревателя низкого давления П8
и смесителя СМ3
.3.4 Сальниковый подогреватель ПС-50
.4 Определения расходов пара
.4.1 Проверка правильности расчета
.4.2 Коэффициенты недовыработки
.5 Определения энергетических показателей энергоблока
Проработка технических предложений по улучшению показателей
работы вспомогательного оборудования и систем в условиях энергоблока
.1 Подбор питательных насосов
.2 Определение режимов работы питательных насосов
.2.1 Дроссельное регулирование
.2.2 Регулирование с применением частотно-регулируемого
привода (ЧРП)
Список использованных источников
Введение
Анализ развития российской энергетики за последние десятилетие
показывает, что, несмотря на экономический спад производства, отечественная
энергетика по реализации научно-технического прогресса не уступает передовым
промышленно развитым странам. Свидетельством тому является достижения
энергетиков бывшего СССР в создании, теплофикационных энергоблоков 175-250 МВт,
в повышении эффективности технологии сжигания низкосортных углей, в разработке
и создании парогазовых установок и их сооружении в составе Ленэнерго,
Мосэенерго, Якутскенерго, в разработке новых водно – химических режимов ТЭС и
АЭС, создании современных систем теплоснабжения, в строительстве и сооружении
ТЭС на базе гидроагрегатов единичной мощностью 300-600МВт, а также вводе в
действие ЛЭП на напряжение 500-1150 кВ.
Основное отечественное оборудование (котлы, турбины, генераторы,
трансформаторы) по своему техническому уровню (конструкциям, тепловым схемам,
основным технологическим и проектным решениям) лишь по не которым позициям
уступают лучшим зарубежным аналогам, а по ряду других и превосходят их.
Однако даже самое совершенное оборудование, изготовленное по последнему
слову техники, не гарантирует наивысшей эффективности, если оно не собрано в
оптимальную технологическую тепловую схему. При выборе варианта построения
тепловой схемы необходимо обеспечить наиболее низкие удельные расходы топлива
на отпущенную электрическую и тепловую энергии во всем регулировочном диапазоне
нагрузок. Вырабатывать тепло на ТЭЦ исключительно выгодно. Вот почему половина
электроэнергии в России вырабатывается на ТЭЦ.
Суммарная доля установленных мощностей на ТЭС и АЭС составляет около 80%
и будет в дальнейшем возрастать. Сегодня продолжается эксплуатация основного
теплоэнергетического оборудования ТЭС мощностью около 30 млн. кВт, имеющего
наработку до 230-300 тыс.ч.
Эксплуатация такого физически изношенного и устаревшего неэкономичного
оборудования дает большой перерасход топлива, а именно 10 млн. условного
топлива в год. Перечисленные факторы обуславливают новые проблемы в энергетике
на пути научно-технического прогресса, которые связаны с необходимостью решения
двух главных стратегических задач: 1) повышение эффективности (рентабельности)
энергопредприятий отрасли; 2)защита окружающей среды. Основная проблема
развития теплоэнергетики состоит в том, что в предстоящие 15-17 лет 60% (76
млн. кВт), оборудования действующих ТЭС достигнут предельной наработки и
потребуется ежегодно проводить замещение мощности в 5-6 млн. кВт.
Рассмотренные тенденции выдвигают задачи по усовершенствованию тепловых
схем и компоновочных решений, а также повышения качества вспомогательного
теплообменного и насосного оборудования. Наиболее значительным решением в этом
плане является работа паровых турбин в составе энергоблоков.
В данном дипломном проекте поставлены следующие цели:
. Расчет тепловой схемы первого энергоблока КТЭЦ-3.
. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбоустановке.
. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного насоса
ПЭ-580-185-3.
1.
Описание турбоустановки
Энергоблок включает в себя котлоагрегат типа ТПГЕ-215
паропроизводительностью 670т/ч и турбоагрегат Т-180/210-130-1 с параметрами
свежего пара Р0=13МПа, t0=5400С,
с промперегревом пара при Рпп=2,77МПа до tпп=5400С.
Котлоагрегат ТПГЕ-215 – однобарабанный, газоплотный с естественной
циркуляцией и промперегревом выполнен по Т-образной компоновке. Котлоагрегат
состоит из топочной камеры и двух опускных конвективных шахт, соединённых в
верхней части переходными газоходами. Все стены топочной камеры,
горизонтального газохода и конвективных шахт экранированы газоплотными
панелями. В топочной камере установлен радиационный пароперегреватель высокого
давления. В опускных конвективных шахтах размещён экономайзер в «рассечку» с
воздухоподогревателем первичного и вторичного воздуха. Котлоагрегат оборудован
двумя вентиляторами вторичного воздуха типа ВДН-26ПУ. Для удаления дымовых
газов на котле установлено два дымососа типа ДОД-28,5. Для подогрева холодного
воздуха перед воздухоподогревателем установлен калорифер типа СО-110, а также
предусмотрена линия рециркуляции горячего воздуха на всас дутьевых вентиляторов
вторичного и первичного воздуха.
Котлоагрегат предназначен для получения пара при сжигании каменного угля,
мазута или газа, а также на совместное сжигание перечисленных видов топлива.
Основным топливом для котла является природный газ Охинского месторождения.
Резервное топливо – мазут.
Подача питательной воды на блок осуществляется двумя питательными
насосами типа ПЭ-580-185-3. На всас насоса питательная вода поступает из бака –
аккумулятора деаэратора 7 ата. Из насоса питательная вода под давлением 18,24
МПа, через ПВД, направляется в котёл.
Технические показатели насосного агрегата:
1.Подача, м3/ч | 580 |
2.Давление на входе в | 0,7 |
3.Давление на входе | 0,98 |
4.Давление на выходе из | 18,8 |
5.Предельное давление | 22,5 |
6.Мощность, кВт | 3705 |
7.КПД, % | 78,5 |
8.Температура на входе в | 165 |
9.Скорость вращения, об/мин | 2985 |
10.Число ступеней, шт. | 11 |
Котёл работает в блоке с турбиной Т-180/210-130-1 ЛМЗ, предназначенной
для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, и генератором
ТГВ-200-2 МУЗ.
Номинальные параметры турбоустановки следующие:
1.Мощность, МВт | 180 |
2.Частота вращения ротора, | 3000 |
3.Давление свежего пара, | 12,8 |
4.Температура свежего пара, | 540 |
5.Давление пара на выходе | 2,77 |
6.Температура пара на | 333 |
7.Давление пара перед ЦСД, | 2,44 |
8.Температура пара перед | 540 |
9.Расход свежего пара на | 656 |
10.Расход охлаждающей воды, | 22000 |
11.Температура охлаждающей | 27 |
12.Тепловая нагрузка | 304 |
13.Расчётное давление в | 0,0086 |
Максимальная мощность турбины 210 МВт обеспечивается при конденсационном
режиме.
Проточная часть ЦВД состоит из 12 ступеней, включая одновенечную
регулируемую ступень.
Паровпуск в ЦВД расположен со стороны среднего подшипника так, что
лопаточный аппарат в ЦВД выполняется с левым вращением. Ротор ЦВД –
цельнокованый. Пар после ЦВД направляется в промежуточный пароперегреватель
котла, а затем через автоматические затворы и регулирующие клапаны среднего
давления поступает в ЦСД. Проточная часть ЦСД состоит из 11 ступеней давления.
Из ЦСД пар направляется в среднюю часть ЦНД. Кроме того, из выхлопной части
(после II ступени) по двум трубам пар поступает к коробам клапанов верхнего
Проточная часть каждого потока состоит из двух частей:
первая (до нижнего теплофикационного отбора) имеет две ступени давления;
вторая (после нижнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую
ступень и одну ступень давления.
Пар нижнего теплофикационного отбора поступает в ПСГ – 1. Все восемь
дисков ротора ЦНД- насадные. Роторы среднего и низкого давления соединены между
собой жесткой муфтой. Давление теплофикационных отборов регулируются двумя
поворотными диафрагмами, расположенными перед третьими ступенями ЦНД левого и
правого потока. Разрешается работа с включенными нижним теплофикационным
отбором и выключенным верхним теплофикационным отбором. Не допускается работа
турбин при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним
теплофикационным отбором.
Пределы регулирования давлений в теплофикационных отборах:
в верхнем 0,6 – 2,0 кгс/см2;
в нижнем 0,5 – 1,5 кгс/см2.
Нагрев сетевой воды в ПСГ не должен превышать 50 0С.
Максимальная температура подогрева сетевой воды составляет 115 0С
при номинальном расходе пара на турбину.
Конденсационная установка состоит из конденсатора 180 КЦС-1 с
поверхностью охлаждения 9000м2, основных эжекторов типа ЭП-3-700-1,
предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса
теплообмена в конденсаторе, конденсатных (КСВ-320-160) насосов для откачки
конденсата из конденсатосборника конденсатора и подачи в магистраль основного
конденсата.
Основные технические характеристики конденсатного насоса:
.Производительность, м3/ч 320
.Создаваемый напор, м.в.ст. 160
.Потребляемая мощность, кВт 186
.КПД насоса, % 76
Регенеративная установка предназначена для подогрева конденсата и
питательной воды паром из промежуточных нерегулируемых отборов турбины и
состоит из четырёх подогревателей низкого давления, деаэратора, трёх
подогревателей высокого давления.
Схемой установки предусматривается также использование для подогрева
питательной воды тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из
лабиринтовых уплотнений турбоагрегата.
Конденсат отработавшего в турбине пара подаётся конденсатными насосами
через последовательно расположенные холодильники эжекторов, подогреватель
(ПС-50-1), подогреватель низкого давления ПНД-1, охладитель пара из уплотнений
турбины (ПН-100), подогреватели низкого давления ПНД-2,3,4, далее направляется
в деаэратор (Д-7ата), из деаэратора питательным насосом подается через
подогреватели высокого давления ПВД-5,6,7 в котёл. энергоблок турбоустановка
питательный насос
Конденсат греющего пара из ПНД-1, ПС-50-1 и ПН-100 направляется в
конденсатор, из ПНД-2 откачивается насосом в линию основного конденсата между
ПНД-2 и ПНД-3. При малых нагрузках дренаж направляется в конденсатор. Конденсат
греющего пара ПНД-3 откачивается сливным насосом в линию основного конденсата
между ПНД-4 и ПНД-3. Из ПНД-4 конденсат каскадно направляется в ПНД-3.
Предусматривается резервный слив из каждого подогревателя через регулирующие
клапаны в конденсатор.
Слив конденсата из ПВД – каскадный. Конденсат греющего пара из ПВД-7
сливается в ПВД-6, а из ПВД-6 сливается в ПВД-5, откуда направляется в
деаэратор. При малых нагрузках при давлении в камере отбора на ПВД-5 0.78МПа
слив конденсата из ПВД5 переключатся в конденсатор, при этом конденсат из
ПВД-7,6 направляется в деаэратор.
Теплофикационная установка состоит из двух основных подогревателей
ПСГ-500-2,5-8-1, включенных последовательно по ходу сетевой воды. В ПСГ-1 вода
нагревается паром нижнего отопительного отбора, в ПСГ-2 – верхнего.
Регулирование нагрева сетевой воды в соответствии с температурным графиком
производится изменением давления пара в отборах или изменением расхода воды
через подогреватели. При этом турбина может работать по тепловому графику и в
конденсационном режиме с регулируемым отбором пара на ПСГ. Догрев сетевой воды
после ПСГ до температуры 1500С осуществляется в пиковых водогрейных
котлах КВГМ-100, производительностью 100 Гкал/ч, работающих в зимний период.
Технические характеристики подогревателя ПСГ500-2,5-8
Расход воды, т/ч:
в том числе номинальный 6000
максимальный 7200
Расход пара, т/ч 295
Абсолютное давление пара корпусе, МПа 0,06-0,2
Номинальная теплопроизводительность, МВт 192
Гидравлическое сопротивление трубной системы, м 6
Насосная группа теплофикационной установки состоит из 6-ти сетевых
насосов СЭ-1250-70 и СЭ-5000-70 первого подъема и 9-ти насосов СЭ-2500-180 и
СЭ-1250-140 второго подъема, 4-х перекачивающих насоса СЭ-2500-70 и подпиточных
насосов типа Д800-57.
1.1 Анализ
возможностей повышения экономичности энергоблоков
В течение длительного времени принципиальная структура тепловой схемы
паротурбинной установки, как в нашей стране, так и за рубежом изменялась
несущественно. В последний период обозначилось стремление использовать все
возможности для существенного повышения экономичности энергоблоков, что привело
к изменениям и тепловой схемы. На угольных энергоблоках мощностью 550 МВт на немецких
ТЭС Штаудлентер и 750 МВт ТЭС Бексбах-II КПД нетто составляет соответственно 43 и 46,3%. На ТЭС Бексбах I, построенной в 80-х годах, он был
равен 39 %.
Анализ показывает, что увеличение КПД достигнуто благодаря проведению
следующих мероприятий:
повышению параметров пара до 25 МПа и 575/595 °С (примерно на 2 %);
увеличению температуры питательной воды до 300 °С (на 0,7 %);
снижению давления в конденсаторе в результате совершенствования
конструкции и поддержанию его в чистоте (на 0,7 %);
использованию тепла дымовых газов (на 0,6 %);
совершенствованию турбины, вспомогательного оборудования и тепловой схемы
(на 2,4 %).
В связи с совершенствованием тепловой схемы расчетная доля повышения КПД
составляет 1,2… 1,3 %. Это обусловлено увеличением числа ступеней подогрева
питательной воды до 9… 10 и числа сливных насосов до 2…3, повышением
давления в деаэраторе до 1 МПа, а на одной из электростанций даже до 2,2 МПа,
снижением недогрева воды в регенеративных подогревателях ПНД и ПВД до 1 …2 °С
и уменьшением гидравлического сопротивления паропроводов отборного пара до 1
…2 % давления в отборе.
Эти мероприятия в той или иной степени могут быть использованы и в
отечественной энергетике после соответствующих технико-экономических
обоснований с учетом конкретных условий. Неперспективной представляется только
тенденция повышения давления в деаэраторе из-за усложнения схемы и практической
невозможности создания абсолютно надежной защиты от переполнения и подпрессовки
деаэратора, а значит возникновения потенциальной опасности крупномасштабной
аварии. Реализация же расчетного повышения экономичности на 0,1 …0,2 % весьма
проблематична /3/.
Продолжаются работы по совершенствованию вспомогательного оборудования.
Так, в целях повышения тепловой экономичности ТЭС получают применение наряду с
поверхностными контактные подогреватели низкого давления, испарительные
установки мгновенного вскипания, новые типы деаэраторов, применяется
турбопривод не только питательных насосов, но и воздуходувок. Больше внимания
уделяется выбору и расчету пароводяных магистралей, являющихся основными
связующими элементами ТЭС /4/. Расчет тепловой схемы, включающий в себя и
расчет системы регенерации, позволяет установить показатели тепловой
экономичности станции и отдельных установок, а также расходы пара и воды. По
данным этого расчета уточняют технические характеристики оборудования.
При расчете тепловой схемы следует руководствоваться принципом сокращения
необратимых потерь во всех элементах. Критерием оптимизации во всех случаях
является минимум приведенных затрат /5/.
В теплофикационных турбинах отпуск теплоты внешнему потребителю позволяет
выработать электроэнергию без потерь теплоты в конденсаторе турбины, что
приводит к росту КПД турбоустановки. При регенеративном подогреве питательной
воды на ТЭЦ к выработке электроэнергии на тепловом потреблении добавляют
выработку ее паром регенеративных отборов. КПД турбоустановки ТЭЦ по
производству электроэнергии возрастает особенно значительно при малом пропуске
пара в конденсатор (на 20-25% относительно КПД турбоустановки без
регенеративного подогрева воды).
На ТЭЦ регенеративные отборы осуществляют подогрев не только конденсата
турбин, но и обратного конденсата от внешних потребителей теплоты и добавочной
воды, компенсирующей в основном внешние потери пара и конденсата у потребителя.
Обратный конденсат от потребителей имеет, как правило, более высокую
температуру, чем основной конденсат. Доля его в общем потоке питательной воды
довольно значительна, поэтому сумма регенеративных отборов на ТЭЦ и абсолютная
экономия теплоты от регенерации менее значительна, чем на конденсационных
электростанциях с теми же начальными параметрами пара и расходом пара и
питательной воды.
Существенным отличием регенеративных отборов пара от теплофикационных
является ограниченность количества используемой отработавшей теплоты турбин в
зависимости от возможного подогрева питательной воды. Но на отработавшую
теплоту регенеративных отборов топливо не расходуется. На отработавшую теплоту
турбин для внешнего потребителя расходуется дополнительное количество топлива.
Как и на конденсационных электростанциях, на ТЭЦ применяют многоступенчатый
регенеративный подогрев воды, причем теплофикационные регулируемые отборы
используются, кроме внешнего потребления, также и на регенеративный подогрев
конденсата и питательной воды /6/.
1.2
Постановка задачи на дипломное проектирование
. Провести патентный поиск по теме дипломного проекта и определить
возможные направления решения исходя из цели дипломного проекта.
. Выполнить расчет тепловой схемы на номинальном режиме первого
энергоблока КТЭЦ-3.
. Выполнить расчеты и сравнить экономичность работы энергоблока после
реконструкции питательного электронасоса ПЭ-580-185-3.
. Определения расхода электроэнергии на собственные нужды турбо-
установки. Оценка удельного расхода топлива на отпускаемую электроэнергию.
. Экономический расчет затрат на модернизацию питательного электронасоса
ПЭ-580-185-3.
. Экологичность и безопасность проекта.
Общие данные об объекте исследования
Объектом патентных исследований является: Совершенствования паровых
турбин. Питательные насосы предназначены для подачи химически очищенной
питательной воды в котел. По выполняемым функциям в тепловой схеме современной
электростанции они относятся к основному энергетическому оборудованию. Целью
исследований является выявление тенденций изменения в работе при реконструкции
центробежного питательного насоса. При работе на номинальном режиме.
1.3
Патентный обзор
При проведении патентного поиска необходимо найти издания о возможности работы
паротурбинной установки с выработкой максимальной электрической мощности на
постоянном расходе острого пара. Для повышения технико-экономических
показателей работы энергоблока выбрать документы по модернизации основного
оборудования, реконструкций тепловых схем паротурбинной установки применительно
к данному дипломному проекту. Отчет по патентному поиску и анализу предоставлен
ниже на стандартных бланках.
Регламент поиска к заданию № 1
Наименование работы (темы) Совершенствования паровых турбин.
Шифр работы (темы) 06 _
Номер и дата утверждения задания
390 КПЗ 25.11.2022 _
Этап работы Дипломное проектирование
Цель поиска информации (в зависимости от задач патентных исследований,
указанных в задании) Анализ выявленных технических решений по объекту патентных
исследований
Обоснование регламента поиска: страны, выбранные по результатам
предварительного поиска по реферативным журналам, источникам информации и
глубина поиска 13 лет, обоснованы с учетом получения информации, достаточной
для решения поставленной задачи патентных исследований.
Предмет поиска (объект | Страна поиска | Источники информации, по | Ретроспективность | Наименование | |||
патентные | НТИ | ||||||
Наименование | Классификационные рубрики | Наименование | Рубрики УДК | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
паровые турбины | РФ | ОБ “изобретения” РБ | F01D25/12 (2006.01) | Федеральный институт | 621.438; 629.5.015; | 2006 – 2022 | Научно-техническая |
ОТЧЁТ О ПОИСКЕ
1.Поиск проведён в соответствии с заданием Скоморовского
Станислав Альбинович
2.Этап работы Дипломное проектирование
3. Начало поиска 27.09.2022
окончание поиска 24.10.2022
4.Материалы, отобранные для последующего анализа:
Таблица 1.1 – Патентная документация
Предмет поиска (объект) | Страна выдачи, вид и номер | Заявитель | Название изобретения | Сведения о действии |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
паровые турбины. | F01D25/12 (2006.01) | Лесниченко Анатолий | ВСТРОЕННАЯ СИСТЕМА ОХЛАЖДЕНИЯ | действует |
Патент РФ F01D5/20 | Автор(ы): Смыслов Анатолий | РАБОЧАЯ ЛОПАТКА ТУРБОМАШИНЫ | Действует | |
F01D11/02 | МАНДРА Камлеш (US), КАО | ПАРОВАЯ ТУРБИНА | Действует |
Таблица 1.2 – Научно-техническая, конъюнктурная, нормативная документация
и материалы государственной регистрации (отчеты о научно-исследовательских
работах)
Предмет поиска | Наименование источника | Автор, фирма (держатель) | Год, место и орган издания (утверждения, |
1 | 2 | 3 | 4 |
паровые турбин. | Реферативный журнал | Шатов Сергей | Энергетика. Современные |
Реферативный журнал | Клер А.М., Максимов А.С., | Оптимизация режимов работы | |
Реферативный журнал | Туголуков Е.А., Фадеев Е.А. | Энергетика и машиностроение | |
Реферативный журнал | Braun M.DE. | Технико-экономические |
Таблица 1.3 – Тенденции развития объекта исследования
Выявленные | Источники | Технические | |
в объектах | в исследуемом | ||
1 | 2 | 3 | 4 |
повышениеКПД паровых | Патент 2296228 | ПРОТОЧНАЯ ЧАСТЬ ПАРОВОЙ | |
Патент RU 2296224 | ПРОТОЧНАЯ ЧАСТЬ ПАРОВОЙ | ||
Патент 2243384 | ЭЛЕКТРОГИДРАВЛИЧЕСКАЯ | ||
Выводы
Проведя патентные исследования темы дипломного проекта, считаю, что при
выполнении задания может быть использован патент.
Патент №2163702 «СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПИТАТЕЛЬНЫМИ НАСОСАМИ КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК», страна заявитель РФ. Сущность этого патента состоит в следующем:
Способ управления питательными насосами котельных установок путем определения
параметров, характеризующих производительность насосов.
1.4
Особенности работы и дальнейшая эксплуатация ТУ
При блочной схеме ТЭЦ все основное оборудование паротурбинной установки
не имеет технологических связей с оборудованием другой установки теплоэлектроцентрали.
При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль
и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется
возможность направлять непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая
соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно
использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым
вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют
поперечные связи.
Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов,
сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой
станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации
работа одного блока не отражается на соседних. При расширении электростанции
последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах.
Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное
оборудование на более высокие параметры, т.е. позволяет применять все более
совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели
электроцентрали. Процессы наладки и освоения нового оборудования при этом не
отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной
эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть выше, чем на
неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов. Если возможная
производительность котла выше необходимой для данного расхода, то часть пара
нельзя перепустить на другую установку.
2. Расчет
тепловой схемы первого энергоблока
.1 Расчет
процесса расширения в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ
Цель данного расчета в определении параметров в отборах турбины для
дальнейшего расчета конденсатно-питательного тракта. Исходными данными для
расчета являются значения давления пара в камерах отбора и КПД отсеков турбины.
В конце расчета построим процесс расширения в h-s диаграмме.
Исходные данные: Параметры свежего пара:
МПа, 
давление пара в отборах:
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
МПа;
кПа.
давление за промежуточным пароперегревателем:
МПа;
давление в деаэраторе:
МПа;
давление сетевой воды в ПСГ
МПа;
расход сетевой воды через ПСГ
т/ч.
Энтальпию (
) и энтропию свежего пара найдем из hs диаграммы (при 
и 
):
кДж/кг; 
кДж/кг·К;
Потеря давления в стопорном и регулирующих клапанах (принимаем):
%;
Давление за регулирующими клапанами
;
МПа;
Температуру и энтропию пара за регулирующими клапанами определяем из
условия равенства энтальпий (дросселирование), тогда по hs диаграмме определим эти параметры
при 
кДж/кг и 
:
;
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в регулирующей ступени
относительный внутренний кпд ступени:
%;
давление пара за ступенью:
МПа;
Энтальпию и температуру пара за регулирующей ступенью определим из
уравнения для внутреннего кпд:
Согласно определения внутреннего кпд запишем:
, (2.1)
где 
– располагаемый теплоперепад на i-ом участке,
– теплоперепад в случае адиабатического процесса,
Или для 
можно записать:
, (2.2)
Тогда при расширении в регулирующей ступени турбины, найдем:
, 
,
где 
– энтальпия пара перед регулирующей ступенью;
– энтальпия пара за регулирующей ступенью;
– энтальпия пара за регулирующей ступенью при адиабатическом
расширении до 
.
Величину 
найдем по hs
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг;
После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив получим:
,
кДж/кг.
Из hs диаграммы находим:
; 
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в первом отсеке относительный внутренний кпд
отсека:
%;
давление пара за отсеком:
МПа;
Температуру найдем использую формулу для внутреннего кпд
При расширении пара в первом отсеке турбины, найдем:
,
,
где – энтальпия пара перед первым отсеком;
– энтальпия пара за первым отсеком;
– энтальпия пара за первым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг;
После подстановок этих параметров в уравнение и выразив получим
,
.
Из hs – диаграммы находим
;
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара во втором отсеке
относительный внутренний кпд отсека:
%,
МПа.
Температуру найдем используя формулу для внутреннего кпд
При расширении пара во втором отсеке турбины, найдем:
,
,
где – энтальпия пара перед вторым отсеком;
– энтальпия пара за вторым отсеком;
– энтальпия пара за вторым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг.
После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив получим:
,
.
Из hs – диаграммы находим
; 
кДж/кг·К.
Промежуточный перегрев пара
давление за промежуточным пароперегревателем
МПа,
абсолютная потеря давления в ПП 
, Мпа
,
.
относительная потеря давления в ПП , %
температура пара за ПП
.
Энтальпию и энтропию пара за ПП найдем из hs – диаграммы в точке с параметрами 
и 
:
кДж/кг;
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в третьем отсеке
относительный внутренний кпд отсека
%,
давление пара за отсеком
МПа,
Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд
При расширении пара в третьем отсеке турбины, запишем
,
,
где 
– энтальпия пара перед третьим отсеком;
– энтальпия пара за третьим отсеком;
– энтальпия пара за третьим отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг;
После подстановок этих параметров в уравнение (2) и выразив получим:
,
.
Из hs – диаграммы находим
, 
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в четвертом отсеке
относительный внутренний кпд отсека
%,
давление пара за отсеком:
МПа,
Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд
где – энтальпия пара перед четвертым отсеком;
– энтальпия пара за четвертым отсеком;
– энтальпия пара за четвертым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг.
После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим:
,
.
Из hs -диаграммы находим
,
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в пятом отсеке
относительный внутренний кпд отсека
%,
давление пара за отсеком
МПа.
Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд
где – энтальпия пара перед пятым отсеком;
– энтальпия пара за пятым отсеком;
– энтальпия пара за пятым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг.
После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим:
,
.
Из hs – диаграммы находим
,
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в шестом отсеке
относительный внутренний кпд отсека
%,
давление пара за отсеком
МПа.
Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд
где – энтальпия пара перед шестым отсеком;
– энтальпия пара за шестым отсеком;
– энтальпия пара за шестым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг.
После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим
,
.
Из hs – диаграммы находим
, 
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в седьмом отсеке относительный внутренний кпд
отсека
%,
давление пара за отсеком:
МПа.
Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд
где – энтальпия пара перед седьмым отсеком;
– энтальпия пара за седьмым отсеком;
– энтальпия пара за седьмым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг;
После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим
,
.
Из hs – диаграммы находим
,
кДж/кг·К.
Процесс расширения пара в восьмом отсеке
относительный внутренний кпд отсека при течении сухого пара
%,
давление пара за отсеком
МПа.
Температуру найдем, используя формулу (2.1) для внутреннего кпд
где – энтальпия пара перед восьмым отсеком;
– энтальпия пара за восьмым отсеком;
– энтальпия пара за восьмым отсеком при адиабатическом
расширении до 
.
Величину найдем по hs –
диаграмме из условия равенства энтропий (адиабатный процесс)
кДж/кг·К.
Тогда при 
и находим
кДж/кг.
После подстановок этих параметров в уравнение (2.2) и выразив получим:
,
.
Из hs – диаграммы находим
,
кДж/кг·К,
.
Определим температуру пара в начале фазового перехода
начальное приближение:
Приближенно можно принять, что 
в области близкой к 
, тогда из hs – диаграммы найдем при 
и
кДж/кг,
Энтропию фазового перехода найдем из уравнения для 
Из hs – диаграммы при 
и определим
.
Проверим:
Параметры в точке начала фазового перехода при 
и
кДж/кг,
МПа,
кДж/кг·К.
Кпд ступеней при течении влажного пара принимаем равным произведению
средней степени сухости на участке и КПД при течении сухого пара
,
,
Уточняем расчет при этом кпд:
,
.
Из hs – диаграммы находим
,
кДж/кг·К,
.
Рассчитаем срабатываемый теплоперепад
,
.
Изобразим процесс расширения пара в турбине на hs – диаграмме (рисунок 2.1)
Рисунок 2.1 – Расширение пара в турбине
3. Расчет
принципиальной тепловой схемы для блока с турбинами Т-180/210130 (ЛМЗ)
3.1
Определение предварительного расхода пара на турбину
1. Исходные данные для расчета параметры свежего пара
,
.
Энтальпия свежего пара
.
Относительный расход рабочего тела на утечки – потери, восполняемые
термическим методом подготовки добавочной воды:
;
Для предварительного расчета принимаем утечки пара через уплотнения
равными:
;
При предварительном расчете принципиальной тепловой схемы принимаем, что
протечки через уплотнения направляются в подогреватель уплотнений ПУ и
сальниковый подогреватель. Это упрощение сделано исходя из тех фактов, что
более детальная проработка схемы протечек пара на данном этапе расчета не
приведет к существенному уточнению результатов относительный расход питательной
воды складывается из расхода в конденсатор, в отборы турбины, протечек через
уплотнения и потери рабочего тела.
Принимаем относительный расход в голову турбины равным единице.
Тогда относительный расход питательной воды на выходе из последнего ПВД
равен:
,
.
Коэффициент, учитывающий рассеивание теплоты в теплообменниках:
.
3.2 Расчет
подогревателей
.2.1
Подогреватель высокого давления П1
Определению подлежит относительный расход пара из первого отбора турбины
в регенеративный подогреватель высокого давления П1.
Параметры пара в отборе (из расчета процесса расширения)
,
.
Параметры пара при и 
определены ранее и составляют
.
Принимаем потери в трубопроводах от камеры первого отбора до
подогревателя высокого давления П1
.
давление и температура насыщения греющего пара в П1:
Из hs – диаграммы найдем параметры пара на
линии насыщения при 
(точка пересечения изобары с линией насыщения)
,
Недогрев воды до температуры насыщения принимаем в П1 равным
тогда температура питательной воды 
.
С учетом подогрева в пароохладителе третьего подогревателя температура
питательной воды 
,
.
Предварительно оценим давление питательной воды в П1. Это необходимо для
определения ее теплофизических свойств. Принимая во внимание, что основные
необходимые для расчета теплофизические свойства в основном зависят от
температуры, а не от давления, зададимся давлением питательной воды, которое
впоследствии уточним:
Тогда энтальпия питательной воды на выходе из П1
Из hs – диаграммы найдем параметры
питательной воды при 
и 
,
Энтальпия питательной воды после дроссельной шайбы
Из hs – диаграммы найдем параметры воды
при и 
,
Давление пара на выхлопе из ЦВД (отбор пара для П2)
Принимаем потери в трубопроводах от выхлопа из ЦВД до второго
подогревателя высокого давления П2 равными
.
Тогда давление и температура насыщения греющего пара в П2
,
.
Из hs – диаграммы найдем параметры пара на
линии насыщения при 
(точка пересечения изобары с линией насыщения)
.
Принимаем недогрев воды до температуры насыщения в П2 равным
Тогда температура питательной воды перед П1 (за П2) 
,
Примем предварительно давление питательной воды на выходе из П2 (с
учетом, что 14 м.вод.ст. = 0,137 МПа) 
МПа равным
Энтальпия питательной воды перед П1 (за П2)
Из hs – диаграммы найдем параметры воды
при 
и 
.
Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П1 равным
.
Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П1 
,
Из hs диаграммы найдем параметры воды при и 
.
Составим уравнение теплового баланса для определения относительного
расхода пара в регенеративный подогреватель П1
,
Решим данное уравнение относительно 
Тогда расход дренажа из П1
,
.
3.2.2
Подогреватель высокого давления П2
Определению подлежит относительный расход пара из второго отбора турбины
в регенеративный подогреватель высокого давления П2.
параметры пара в отборе
,
.
Параметры пара при и 
определены ранее и составляют
.
Энтальпия питательной воды на выходе из П2 (температура и давление
определены в п.2 при расчете П1)
.
Давление пара на выхлопе из третьего отсека (отбор пара для П3)
.
Принимаем потери в трубопроводах от камеры третьего отбора до третьего
подогревателя высокого давления П3 равными
.
Тогда давление насыщения в П3 
МПа
,
Из hs – диаграммы найдем параметры пара на
линии насыщения при 
(точка пересечения изобары 
с линией насыщения)
.
Принимаем недогрев воды до температуры насыщения в П3 равным
.
Тогда температура питательной воды перед П2 (за П3) 
, 
Примем предварительно давление питательной воды на выходе из П2 
Мпа
,
Энтальпия питательной воды перед П2 (за П3)
Из hs – диаграммы найдем параметры воды
при 
и 
.
Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П2 равным
.
Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П2 
,
Из hs-диаграммы найдем параметры воды при и 
.
Составим уравнение теплового баланса для определения относительного
расхода пара в регенеративный подогреватель П2
Решим данное уравнение относительно 
Расход дренажа из П2
,
3.2.3
Подогреватель высокого давления П3
Определению подлежит расход пара из третьего отбора турбины в
подогреватель высокого давления П3.
Параметры пара в отборе
,
.
Параметры пара при и 
найдены ранее и составляют
.
Энтальпия питательной воды на выходе из П3 (температура и давление
определены в п.3 при расчете П2)
.
Давление греющего пара в деаэраторе
.
Энтальпия и температура пара на линии насыщения при давлении в деаэраторе
берутся из hs – диаграммы, где найдем параметры
пара на линии насыщения при 
:
, 
.
Давление на входе в питательный насос 
МПа
,
Давление на выходе из питательного насоса принимаем равным 
Мпа
,
Составим уравнение для определения температуры на выходе из питательного
насоса и решим его методом подбора относительно 
Примем
, 
,
где 
– удельный объем воды на выходе из питательного насоса,
определяемый из hs-диаграммы при 
и
. Находим 
м3/кг;
– удельный объем воды на входе в питательный насос,
определяемый из hs-диаграммы при 
и 
. Находим 
м3/кг;
– энтальпия на выходе из питательного насоса, определяемая
из hs-диаграммы при и. Находим 
кДж/кг.
,
.
Тогда необходимо уточнить температуру, примем 
Тогда из hs – диаграммы при
этой температуре найдем
м3/кг,
м3/кг,
кДж/кг.
,
.
Равенство выполняется с большой точностью. Тогда 
.
Рассчитаем подогрев воды в питательном насосе
.
Энтальпия питательной воды на выходе из питательного насоса (на входе в
П3)
.
Принимаем недоохлаждение конденсата греющего пара в П3 равным
.
Тогда температура и энтальпия дренажа греющего пара на выходе из П3 
,
Из hs диаграммы найдем параметры дренажной
воды при и 
.
Составим уравнение теплового баланса для определения относительного
расхода пара в регенеративный подогреватель П3.
Решим следующую систему уравнений относительно 
и 
Отсюда 
Подставим во второе уравнение системы и выразим
кДж/кг.
Находим
кДж/кг.
Найдем расход дренажа из П3
, 
.
Рассчитаем добавок в конденсатор
кДж/кг, 
.
3.2.4
Деаэратор
Определению подлежит расход греющего пара из третьего отбора турбины в
деаэратор и расход основного конденсата на входе в деаэратор.
давление и параметры воды и пара в деаэраторе
МПа,
.
Энтальпия воды и водяного пара определяются по hs – диаграмме на линии насыщения при 
Для воды
кДж/кг,
Для пара
кДж/кг.
Параметры пара в отборе берем из расчета процесса расширения пара
МПа,
,
кДж/кг.
давление пара на выхлопе из четвертого отсека (отбор пара для П5)
МПа.
принимаем потери в трубопроводах от камеры четвертого отбора до пятого
подогревателя низкого давления П5 равными
.
тогда давление и температура насыщения греющего пара в П5 
Мпа
,
.
Тогда уточняем значение
По hs – диаграмме определяем параметры
пара на линии насыщения при 
МПа (точка пересечения изобары 
с линией насыщения)
.
принимаем недогрев до температуры насыщения в П5 равным
.
тогда температура основного конденсата перед деаэратором (за П5) 
.
разность высот между деаэраторной колонкой и П5
м.
примем с определенной погрешностью давление основного конденсата в П5
равным 
Мпа
,
где 
– удельный объем конденсированной воды в состоянии насыщения
при давлении 
(
), тогда
МПа.
Из hs-диаграммы найдем на линии насыщения
для воды
м3/кг. Тогда 
тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П5 по hs – диаграмме при 
и 
равна
кДж/кг.
составим уравнения теплового и материального баланса для деаэратора,
получим систему уравнений
,
Решим систему уравнений относительно 
и 
, тогда
,
Подставим в первое уравнение системы:
.
3.2.5
Подогреватель низкого давления П5
Определению подлежит относительный расход пара из четвертого отбора
турбины в регенеративный подогреватель низкого давления П5.
параметры пара в отборе
МПа,
,
кДж/кг.
давление и температура насыщения греющего пара в П5 рассчитаны ранее и
составляют
МПа,
.
предварительно зададимся, с последующим уточнением, энтальпией основного
конденсата после смесителя СМ1
кДж/кг.
принимаем давление основного конденсата за СМ1 равным 
Мпа
.
температуру основного конденсата за СМ1 найдем из hs – диаграммы при 
и 
.
теплообменник П5 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпию
дренажа найдем из hs – диаграммы при
и 
кДж/кг.
энтальпия основного конденсата на входе и выходе из П5
кДж/кг.
составим уравнение теплового баланса для П5
Тогда относительный расход дренажа
.
3.2.6
Подогреватель сетевой воды ПСГ
Цель расчета в определении расхода греющего пара в ПСГ и параметров
рабочих сред на входе и выходе из подогревателей.
Исходные данные
Давление сетевой воды в ПСГ
МПа,
Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1
.
Параметры греющего пара в отборе в верхний сетевой подогреватель
МПа, 
,
Энтальпию пара определяем из hs – диаграммы при 
и 
кДж/кг.
Параметры греющего пара в отборе в нижний сетевой подогреватель
МПа,
,
Энтальпию пара определяем из hs – диаграммы при 
и 
кДж/кг.
Принимаем потери в трубопроводах до нижнего сетевого подогревателя
равными
.
Тогда давление и температура насыщения греющего пара в ПСГ-1
,
МПа,
Температуру насыщения определим из hs диаграммы при 
.
Принимаем недогрев до температуры насыщения в ПСГ-1 равным
.
Тогда температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1
,
энтальпия пара и конденсата в ПСГ-1
пар (из hs – диаграммы при 
)
кДж/кг.
конденсат (из hs – диаграммы при
)
кДж/кг.
Энтальпия сетевой воды на выходе из ПСГ-1
Из hs – диаграммы при 
и 
кДж/кг,
Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-1
Из hs – диаграммы при и 
кДж/кг.
Тепловая нагрузка ПСГ-1
,
где 
,
,
расход пара в ПСГ-1
Доля отбора пара в ПСГ-1
Принимаем потери в трубопроводах до верхнего сетевого подогревателя
равными:
.
тогда давление и температура насыщения греющего пара в ПСГ-2
,
.
Температуру пара на линии насыщения определим по hs – диаграмме при давлении 
,
принимаем недогрев до температуры насыщения в ПСГ-2 равным
,
тогда температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2
,
энтальпия пара и конденсата в ПСГ-2
пар (из hs – диаграммы при 
)
кДж/кг,
конденсат (из hs – диаграммы при
)
кДж/кг.
Энтальпия сетевой воды на выходе из ПСГ-2 (определяется из hs-диаграммы при 
)
кДж/кг.
Энтальпия сетевой воды на входе в ПСГ-2 (из hs-диаграммы при 
):
кДж/кг.
Тепловая нагрузка ПСГ-2 
МВт
,
.
расход пара в ПСГ-2 
т/ч
Доля отбора пара в ПСГ-2
Общая тепловая тепловая мощность ПСГ 
МВт
3.2.7
Подогреватель низкого давление П6 и смеситель СМ1
Цель расчета в определении расхода греющего пара из пятого отбора турбины
в П6 и параметров рабочих сред на входе и выходе из подогревателя.
Параметры пара в отборе (определены ранее)
МПа,
МП,
кДж/кг.
Принимаем потери в трубопроводах:
.
Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П6
Мпа
,
.
Температуру на линии насыщения определим по hs-диаграмме при 
энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П6 (по hs-диаграмме при 
)
кДж/кг.
теплообменник П6 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия
дренажа
кДж/кг.
Принимаем недогрев основного конденсата до температуры насыщения:
.
Тогда температура основного конденсата на выходе из П6 
,
Принимаем давление основного конденсата за П6 равным 
МПа
,
Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П6 определяется из hs-диаграммы при 
и 
кДж/кг.
Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П6, то
есть на выходе из СМ2
кДж/кг.
Уравнение теплового баланса П6
уравнение материального баланса СМ1
,
уравнение теплового баланса СМ1
,
выразим из уравнения теплового баланса СМ1 энтальпию основного конденсата
после смесителя
составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в
П6 и расхода основного конденсата через П6
Начальное приближение
,
Из второго уравнения системы выразим 
,
и подставим в первое уравнение системы и выразим 
,
.
Энтальпия основного конденсата после смесителя 
кДж/кг
Сравним с ранее принятым:
кДж/кг.
3.3
Составление и решение уравнений регенеративной схемы
.3.1
Регенеративный подогреватель низкого давления П7 и смесителя СМ2
Цель расчета в определении относительного расхода греющего пара из
шестого отбора турбины в П7.
Параметры пара в шестом отборе (на П7)
МПа,
МПа,
кДж/кг.
Принимаем потери в трубопроводах
.
Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П7
Мпа
,
.
Температуру насыщения определяем по hs-диаграмме при давлении 
.
Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в П7 определяется из hs- диаграммы при 
кДж/кг.
Теплообменник П7 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия
дренажа
кДж/кг.
Принимаем недогрев до температуры насыщения в П7 равным
,
тогда температура основного конденсата на выходе из П7 
, 
Принимаем давление основного конденсата за П7 равным 
МПа
,
Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из П7 определим из hs- диаграммы при 
и 
кДж/кг.
Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П7
кДж/кг.
Уравнение теплового баланса П7
уравнение материального баланса СМ2
уравнение теплового баланса СМ2
выразим из уравнения теплового баланса СМ2 энтальпию основного конденсата
после смесителя
составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в
П7 и расхода основного конденсата через П7
выразим из второго уравнения системы 
и подставим в первое уравнение:
отсюда
тогда
тогда энтальпия на выходе из смесителя СМ2 
кДж/кг
Принятое значение при расчете П6
кДж/кг,
Расхождение составляет
3.3.2
Расчет регенеративного подогревателя низкого давления ПН-100
Цель расчета в определении приращения энтальпии на выходе из ПН-100.
В ПН-100 поступает пар из уплотнений с параметрами
кДж/кг,
.
Принимаем давление в ПН-100 
МПа.
Тогда соответствующая температура насыщения греющего пара в ПН-100
определим по hs-диаграмме при 
,
Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в ПН-100 определим по hs-диаграмме при
кДж/кг.
Теплообменник ПН-100 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия
дренажа
,
кДж/кг.
Тогда приращение энтальпии основного конденсата в ПУ 
3.3.3
Регенеративный подогреватель низкого давления П8 и смеситель СМ3
Цель расчета в определении относительного расхода греющего пара из
седьмого отбора турбины в П8.
Параметры пара в седьмом отборе (на П8) рассчитаны ранее
,
,
.
Принимаем
потери в трубопроводах
.
Тогда давление и соответствующая температура насыщения греющего пара в П8 
Мпа
, 
Температуру насыщения пара определим по hs-диаграмме при 
.
Энтальпия
воды на линии насыщения при давлении в П8 определим по hs-диаграмме при 
.
Теплообменник П8 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия
дренажа
,
.
Принимаем недогрев до температуры насыщения в П8 равным
.
Тогда температура основного конденсата на выходе из П8 
,
Принимаем давление основного конденсата за П8 равным 
МПа
,
Тогда
энтальпия основного конденсата на выходе из П8 определим по hs-диаграмме при 
и 
.
Принимаем предварительно энтальпию основного конденсата на входе в П8
(т.е. на выходе из ПС-50)
.
Составим уравнение теплового баланса П8
Запишем уравнение материального баланса СМ3
уравнение теплового баланса СМ3
,
Выразим из уравнения теплового баланса СМ3 энтальпию основного конденсата
после смесителя
Составим и решим систему уравнений относительно расхода греющего пара в
П8 и расхода основного конденсата через П8
,
Отсюда выразим 
и 
,
.
Тогда энтальпия на выходе из смесителя СМ3
кДж/кг
Принятое значение при расчете П7
,
Расхождение составляет
3.3.4 Сальниковый
подогреватель ПС-50
Цель расчета в определении энтальпии на выходе из ПС-50. В ПС-50
поступает пар из уплотнений
,
кДж/кг.
Принимаем давление в ПС-50
МПа.
Тогда
соответствующая температура насыщения греющего пара в ПС-50 по hs-диаграмме при 
;
Энтальпия воды на линии насыщения при давлении в ПС-50 по hs- диаграмме при 
кДж/кг.
Теплообменник ПС-50 не снабжен охладителем дренажа, поэтому энтальпия
дренажа
,
кДж/кг.
Тогда приращение энтальпии основного конденсата в ПС-50
, 
кДж/кг
3.4
Определение расходов пара
Рассчитаем конденсатор К и смеситель в баке конденсата.
Цель расчета в определении параметров и расходов основного конденсата на
входе в конденсатные насосы первого подъема.
Давление в конденсаторе
,
МПа.
Энтальпия
и температура воды на линии насыщения при данном давлении по hs диаграмме (при 
) составит
, 
кДж/кг.
Составим уравнение теплового баланса для бака конденсата. В него
направляется дренаж из П7, ПН-100 и ХОВ. Расход и энтальпия данных потоков
,
кДж/кг,
,
кДж/кг,
,
кДж/кг,
,
кДж/кг.
Из материального баланса бака конденсатора определим расход пара в
конденсатор
,
.
Тогда энтальпия основного конденсата на выходе из бака конденсатора (на
входе в КН1) 
кДж/кг
Энтальпия основного конденсата на выходе из ПС-50 
кДж/кг
,
.
Ранее принятое значение при расчете П7
.
Расхождение составляет
3.4.1Проверка правильности расчета
В данном пункте производится сравнение расходов пара в конденсатор,
вычисленные, по материальным балансам в конденсатно-питательном тракте и в
турбине.
Расход в конденсатор
Ранее найденное значение из баланса бака конденсата (смеситель на выходе
из К) 
.
Расхождение составит
Вывод: При таком расхождении считаем, что расчет был проведен правильно.
Результаты расчета.
Относительные расходы пара в отборы
,
,
,
.
,
,
,
,
,
,
,
,
.
3.4.2
Коэффициенты недовыработки
Из результатов расчета процесса расширения имеем следующее:
Параметры промежуточного перегрева
,
кДж/кг,
,
.
По hs-диаграмме определяем параметры пара
при 
и 
кДж/кг.
Параметры пара на выхлопе из ЦНД
кПа,
,
.
По hs диаграмме определим температуру в
точке с и 
(43 0С) и при данной
температуре определим 
кДж/кг.
Срабатываемый теплоперепад 
кДж/кг
,
Коэффициенты недовыработки первый отбор:
второй отбор:
третий отбор:
четвертый отбор:
пятый отбор:
,
шестой отбор:
седьмой отбор:
где 
где 
Рассчитаем приведенный теплоперепад турбины 
кДж/кг
где
.
Рассчитаемрасход пара в голову турбины. Для этого принимаем
механический кпд (потери на трение в подшипниках) турбины
,
Принимаем потери в генераторе: 
,
Номинальная мощность энергоблока: 
.
Тогда расход пара в голову турбины 
или 
,
.
Произведем расчет абсолютных расходов пара
В отборы 
, 
в ПСГ-1 
в ПСГ-2 
В конденсатор 
,
.
На входе в котел 
и
3.5
Определение энергетических показателей энергоблока
Рассчитаем удельный расход пара на выработку одного кВт·час
электроэнергии 
кг/кВт·час
Полный расход теплоты 
МДж/с
Расход теплоты на теплофикационную установку 
МДж/с
Расход теплоты на выработку электроэнергии 
МДж/с
Удельный расход теплоты на турбогенераторную установку 
кДж/кВт·час
.
Электрический кпд турбогенераторной установки 
КПД теплофикационной установки равен 
Рассчитаем удельный расход условного топлива.
Принимаем с определенной степенью точности коэффициент, учитывающий
тепловые потери в трубопроводах от котла до ГПЗ
,
принимаем кпд котельного агрегата
.
Тогда удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии 
кг/кВт·час
Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии 
кг/кВт·час
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии
.
КПД ТЭЦ по производству тепловой энергии
.
Полный КПД ТЭЦ
Полный КПД теплофикационной установки
Абсолютный электрический КПД для установки
Остальные режимы работы энергоблока рассчитываются аналогичным способом.
Результаты расчета занесем в таблицу (Приложение А).
4.
Проработка технических предложений по улучшению показателей работы
вспомогательного оборудования и систем в условиях энергоблока
.1 Подбор
питательных насосов
По
результатам расчета параметры питательного насоса при работе паротурбинной
установки на мощности 
(
)
составили
МПа, 
,
.
Рассчитаем параметры насоса и сравним их с номинальными.
Примем производительность насосной установки равной расходу питательной
воды:
Давление
нагнетания насоса 
, Мпа
Где
– давление в барабане котла (техническая
характеристика котла En-670-140-545), 
;
;
– запас
давления на открытие предохранительного клапана, ;
–
статическое давление, ;
Где
– высота от оси насоса до уровня в барабане котла, м;
;
–
плотность воды при средней температуре водяного столба (от насоса до котла) 
и среднем давлении 22,2 МПа; 
.
– потеря
давления в напорном трубопроводе (на трение и местные сопротивления);
Давление
всасывания насоса
Где
– давление в деаэраторе, МПа (
);
–
статическое давление, МПа.
Где
– высота от оси насоса до уровня в деаэраторе, м (
);
–
плотность воды при t=164ºС и (
)
– потери
давления во всасывающем трубопроводе насоса (принимаем 
)
Полное
давление насоса определяем по формуле:
Где
– коэффициент запаса; (принимаем 
)
Определим
потребный напор питательного насоса по формуле:
где
– кавитационный запас, м;
Примем
м.
м.
Мощность
питательного насоса 
:
Где
– производительность насоса, кг/с; (188,9 кг/с)
–
плотность воды (
)
– КПД
насоса; (
)
– КПД
электродвигателя, (
)
Номинальные параметры насоса ПЭ 580-185:
· производительность
580
· давление на
входе 
0,7
· давление на
напоре 
18,8
· мощность,
потребляемая насосом 
3590
· напор, м 2030
Сравнивая номинальные параметры питательного насоса с фактическими
параметрами, видно, что одного насоса не достаточно для обеспечения котла
необходимым количеством воды, при этом данный тип насоса обеспечивает требуемое
давление (напор).
Для
повышения производительности принимаем два питательных насоса ПЭ 580-185
установленных в сеть параллельно.
При
параллельном соединении насосов складываются подачи насосов при соответствующих
напорах.
4.2
Определение режимов работы питательных насосов
Как
видно из расчетов предыдущего пункта выбранная схема питательной насосной
установки на номинальном режиме обеспечивает подачу воды в количестве 
что больше требуемой подачи 
на 53%. При этом насос имеет еще небольшой запас по
напору (
). Таким образом, для достижения рабочей точки
необходимо применять различные способы регулирования подачи. Рассмотрим эти
способы применительно к нашей системе.
4.2.1
Дроссельное регулирование
При данном способе регулирование осуществляется дросселем, расположенным
на напорной линии насоса.
По мере закрытия дросселя происходит увеличение
сопротивления и соответствующее уменьшение подачи. Каждому положению дросселя
соответствует новая характеристика сети.
В нашем случае, чтобы два параллельно установленных
насоса обеспечивали подачу 755 м3/ч (первый режим работы блока 1)
принята следующая схема:
Один насос работает с полностью открытой дроссельной
заслонкой, при этом перекачивает 580 м3/ч воды. Используя характеристику
насоса ПЭ-580-185, изображенную на рисунках 4.1 и 4.2 определим мощность и кпд
насоса в рабочей точке.
Рисунок 4.1 – Характеристика насоса ПЭН – 580 – 185
(ГОСТ-22337-77)
Рисунок 4.2 – Характеристика насоса ПЭН – 580 – 185
(ГОСТ-22337-77)
Потребляемая мощность равна
,
КПД первого насоса составит
.
Тогда второй насос должен обеспечить подачу 
м3/ч воды.
При этом потребляемая мощность равна:
,
КПД второго насоса составит:
.
Тогда суммарная мощность равна 
.
Подобным образом просчитаем характеристики двух
насосов, работающих параллельно, для десяти расчетных режимов работы блока 1.
Результаты занесем в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Рабочие параметры насосной установки при
различных режимах
№ реж. |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |||||||||||
т/ч | м3/ч | |||||||||||||||||||
1 | 679,2 | 754,7 | 580,0 | 174,7 | 3600,0 | 2000,0 | 5600,0 | 81,3 | 50,7 | 71,3 | ||||||||||
2 | 623,9 | 693,2 | 580,0 | 113,2 | 3600,0 | 1765,0 | 5365,0 | 81,3 | 36,1 | 67,5 | ||||||||||
3 | 591,2 | 656,9 | 580,0 | 76,9 | 3600,0 | 1665,0 | 5265,0 | 81,3 | 26,5 | 65,5 | ||||||||||
4 | 589,5 | 655,0 | 580,0 | 75,0 | 3600,0 | 1663,0 | 5263,0 | 81,3 | 26,3 | 65,6 | 504,0 | 560,0 | 560,0 | 0,0 | 3531,0 | 0,0 | 3531,0 | 81,1 | 0,0 | 81,1 |
6 | 465,0 | 516,7 | 516,7 | 0,0 | 3380,0 | 0,0 | 3380,0 | 79,9 | 0,0 | 79,9 | ||||||||||
7 | 593,5 | 659,4 | 580,0 | 79,4 | 3600,0 | 1680,0 | 5280,0 | 81,3 | 28,0 | 66,1 | ||||||||||
8 | 522,5 | 580,6 | 580,0 | 0,6 | 3600,0 | 0,0 | 3600,0 | 81,3 | 0,0 | 81,3 | ||||||||||
9 | 437,9 | 486,6 | 486,6 | 0,0 | 3288,0 | 0,0 | 3288,0 | 79,7 | 0,0 | 79,7 | ||||||||||
10 | 630,4 | 700,4 | 580,0 | 120,4 | 3600,0 | 1800,0 | 5400,0 | 81,3 | 38,0 | 68,0 | ||||||||||
, м3/ч
, м3/ч
, м3/ч
, кВт
, кВт
, кВт
,%
, %
, %Как видно из таблицы такой способ регулирования
режимов работы насосов простой, но неэкономичный, так как величина кпд второго
зарегулированного насоса (
) достигает в лучшем случае 51% для первого режима.
4.2.2
Регулирование с применением частотно-регулируемого привода (ЧРП)
Этот способ основан на изменении частоты вращения
насоса. При изменении частоты вращения 
, об/мин. напорные характеристики
насоса 
представляют собой конгруэнтные
кривые и рабочая точка, перемещаясь по характеристике сети, дает различные
значения подачи 
.
При таком режиме регулирования кпд насосной установки
незначительно отличается от оптимальной величины.
Для двух одинаковых насосов, работающих с различной
частотой вращения и перекачивающих жидкость той же плотности, применимы законы
подобия:
, 
, 
.
Эти уравнения позволяют пересчитать подачу, напор и
мощность при новой частоте:
; (4.1)
; (4.2)
. (4.3)
Таким образом получаются характеристики насосов в
зависимости от частоты вращения. Тогда необходимо подобрать частоту вращения
обоих насосов так, чтобы они вместе обеспечивали требуемую подачу воды. При
этом создаваемый напор насосами должен быть не меньше требуемого.
Предварительно зададимся значениями частот вращения:
(номинальный режим работы насоса);
;
;
.
Для частот 
, 
и 
произведем пересчет , 
и 
по формулам 4.1 – 4.3. А также
произведем расчет коэффициента быстроходности (
) по формуле:
,
Этот коэффициент служит критерием подобия центробежных
насосов. Он вычисляется для определения оптимального режима работы насоса (
, где 
).
Результаты расчетов занесем в таблицы 4.2 и 4.3.
Таблица 4.2 – Характеристики насосов с ЧРП
(калиброчочные)
|
|
|
| ||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,0 | 2352,0 | 0,0 | 0,0 | 1903,0 | 0,0 | 0,0 | 1501,5 | 0,0 | 0,0 | 1147,5 | 0,0 |
40,0 | 2350,5 | 3,4 | 36,0 | 1901,8 | 3,4 | 32,0 | 1500,5 | 3,4 | 27,9 | 1146,8 | 3,4 |
80,0 | 2350,0 | 4,8 | 72,0 | 1901,4 | 4,8 | 63,9 | 1500,2 | 4,8 | 55,9 | 1146,5 | 4,8 |
120,0 | 2348,0 | 5,9 | 107,9 | 1899,8 | 5,9 | 95,9 | 1498,9 | 5,9 | 83,8 | 1145,6 | 5,9 |
160,0 | 2340,0 | 6,8 | 143,9 | 1893,3 | 6,8 | 127,8 | 1493,8 | 6,8 | 111,8 | 1141,7 | 6,8 |
200,0 | 2331,0 | 7,7 | 179,9 | 1886,0 | 7,7 | 159,8 | 1488,1 | 7,7 | 139,7 | 1137,3 | 7,7 |
240,0 | 2321,0 | 8,4 | 215,9 | 1877,9 | 8,4 | 191,8 | 1481,7 | 8,4 | 167,6 | 1132,4 | 8,4 |
280,0 | 2306,0 | 9,2 | 251,9 | 1865,8 | 9,2 | 223,7 | 1472,1 | 9,2 | 195,6 | 1125,1 | 9,2 |
300,0 | 2300,0 | 9,5 | 269,8 | 1860,9 | 9,5 | 239,7 | 1468,3 | 9,5 | 209,5 | 1122,2 | 9,5 |
320,0 | 2287,0 | 9,8 | 287,8 | 1850,4 | 9,8 | 255,7 | 1460,0 | 9,8 | 223,5 | 1115,8 | 9,8 |
360,0 | 2258,0 | 10,5 | 323,8 | 1826,9 | 10,5 | 287,6 | 1441,5 | 10,5 | 251,5 | 1101,7 | 10,5 |
400,0 | 2228,0 | 11,2 | 359,8 | 1802,7 | 11,2 | 319,6 | 1422,3 | 11,2 | 279,4 | 1087,0 | 11,2 |
440,0 | 2193,0 | 11,9 | 395,8 | 1774,3 | 11,9 | 351,6 | 1400,0 | 11,9 | 307,3 | 1069,9 | 11,9 |
480,0 | 2154,0 | 12,6 | 431,8 | 1742,8 | 12,6 | 383,5 | 1375,1 | 12,6 | 335,3 | 1050,9 | 12,6 |
520,0 | 2111,0 | 13,3 | 467,7 | 1708,0 | 13,3 | 415,5 | 1347,6 | 13,3 | 363,2 | 1029,9 | 13,3 |
540,0 | 2085,0 | 13,7 | 485,7 | 1687,0 | 13,7 | 431,5 | 1331,0 | 13,7 | 377,2 | 1017,3 | 13,7 |
560,0 | 2055,0 | 14,1 | 503,7 | 1662,7 | 14,1 | 447,4 | 1311,9 | 14,1 | 391,2 | 1002,6 | 14,1 |
580,0 | 2030,0 | 14,5 | 521,7 | 1642,5 | 14,5 | 463,4 | 1295,9 | 14,5 | 405,1 | 990,4 | 14,5 |
, м3/с
, м
, м3/с
, м
, м3/с
, м
, м3/с
, мТаблица 4.3 – Мощностные характеристики насосов с ЧРП
|
|
|
| ||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,0 | 1500,0 | 0,0 | 1091,7 | 0,0 | 765,1 | 0,0 | 511,2 |
120,0 | 1810,0 | 107,9 | 1317,3 | 95,9 | 923,2 | 83,8 | 616,8 |
200,0 | 2080,0 | 179,9 | 159,8 | 1061,0 | 139,7 | 708,8 | |
280,0 | 2417,0 | 251,9 | 1759,0 | 223,7 | 1232,8 | 195,6 | 823,7 |
360,0 | 2762,0 | 323,8 | 2022,1 | 287,6 | 1408,8 | 251,5 | 941,3 |
480,0 | 3242,0 | 431,8 | 2359,5 | 383,5 | 1653,7 | 335,3 | 1104,8 |
540,0 | 3472,0 | 485,7 | 2526,9 | 431,5 | 1771,0 | 377,2 | 1183,2 |
580,0 | 3600,0 | 521,7 | 2620,0 | 463,4 | 1836,3 | 405,1 | 1226,8 |
По данным расчета построим рабочие характеристики.
Рисунок 4.3 – Характеристики насосов при различных
частотах (с применением ЧПР)
Подберем рабочую частоту для обеспечения необходимой
подачи воды в первом режиме. Исходя из того, что при параллельном соединении
насосов подачи суммируются, то один насос должен обеспечить подачу 
м3/ч
При этом насос должен обеспечить потребный напор.
Из рисунка 4.3 по рабочим характеристикам примерно
подбираем необходимую частоту вращения, которая составляет 
об/мин.
Пересчитаем характеристику насоса при этой частоте.
Затем, складывая расходы при соответствующих напорах, строим совместную
характеристику параллельно установленных насосов.
Таблица 4.4 – Характеристика насоса при об/мин
| |||
|
|
|
|
0,0 | 1937,2 | 0,0 | 0,0 |
36,3 | 1935,9 | 3,4 | 72,6 |
72,6 | 1935,5 | 4,8 | 145,2 |
108,9 | 1933,9 | 5,9 | 217,8 |
145,2 | 1927,3 | 6,8 | 290,4 |
181,5 | 1919,9 | 7,7 | 363,0 |
217,8 | 1911,6 | 8,4 | 435,6 |
254,1 | 1899,3 | 9,2 | 508,2 |
272,3 | 1894,3 | 9,5 | 544,5 |
290,4 | 1883,6 | 9,8 | 580,8 |
326,7 | 1859,7 | 10,5 | 653,4 |
363,0 | 1835,0 | 11,2 | 726,0 |
399,3 | 1806,2 | 11,9 | 798,6 |
435,6 | 1774,1 | 12,6 | 871,2 |
471,9 | 1738,7 | 13,3 | 943,8 |
490,1 | 1717,3 | 13,7 | 980,1 |
508,2 | 1692,5 | 14,1 | 1016,4 |
526,4 | 1672,0 | 14,5 | 1052,7 |
об/мин.
, м3/ч
, м
, м3/чИзобразим графически совместную характеристику двух
насосов при 
. И на этом же графике изобразим рабочую характеристику
трубопровода. Зная, что в точке с 
потребный напор равен 
м.
А
при 
потери давления в напорном трубопроводе равны нулю: 
МПа, тогда потребный напор 
, м
Тогда
характеристика трубопровода будет иметь вид:
,
отсюда
, тогда:
Изобразим
полученные характеристики графически
Рисунок
4.4 – рабочие характеристики параллельно установленных насосов при об/мин.
При
этом потребляемая мощность насосов определяется из рисунка 4.3 и равна:
, тогда для первого режима суммарная мощность насосов
равна: 
кВт.
Подобным
образом подбираем 
для остальных режимов работы.
Рисунок 4.5 – Рабочие характеристики насосных
установок с использованием ЧРП
Результаты занесем в таблицу 4.5. КПД насоса найдем из
рисунка 4.6.
Таблица 4.5 – Оптимальные режимы работы насосов с
использованием ЧРП
№ реж. | DПВ, м3/ч | nопт, | Qопт, м3/ч | Qпар, м3/ч | Nопт, кВт | Nуст(ЧРП), | ns | η1,% | η2, % | ηоб, % | |
т/ч | м3/ч | ||||||||||
1 | 679,2 | 754,7 | 2702 | 379,5 | 759,0 | 2225 | 4450 | 11,5 | 77,0 | 77,0 | 77,0 |
2 | 623,9 | 693,2 | 2677 | 347,5 | 695,0 | 2075 | 4150 | 11,0 | 75,0 | 75,0 | 75,0 |
3 | 591,2 | 656,9 | 2663 | 329,0 | 658,0 | 1980 | 3960 | 10,65 | 74,0 | 74,0 | 74,0 |
4 | 589,5 | 655,0 | 2663 | 329,0 | 658,0 | 1980 | 3960 | 10,65 | 74,0 | 74,0 | 74,0 |
5 | 504,0 | 560,0 | 2812 | 562,0 | 562,0 | 3050 | 3050 | 14,8 | 81,0 | – | 81,0 |
6 | 465,0 | 516,7 | 2769 | 518,0 | 518,0 | 2800 | 2800 | 14,1 | 81,0 | – | 81,0 |
7 | 593,5 | 659,4 | 2664 | 330,0 | 660,0 | 1986 | 3972 | 10,67 | 74,0 | 74,0 | 74,0 |
8 | 522,5 | 580,6 | 2985 | 580,0 | 580,0 | 3600 | 3600 | 14,5 | 81,0 | – | 81,0 |
9 | 437,9 | 486,6 | 2745 | 490,0 | 490,0 | 2740 | 2740 | 13,6 | 80,5 | – | 80,5 |
10 | 630,4 | 700,4 | 2679 | 350,5 | 701,0 | 2080 | 4160 | 11,0 | 75,0 | 75,0 | 75,0 |
Рисунок 4.6 – зависимость КПД насоса от ns
Сравним данные таблиц 4.1 и 4.5. Сравнительные
характеристики представим в виде таблицы 4.6.
Таблица 4.6 – Сравнительная таблица режимов работы
насосов
№ реж. |
|
|
|
| ηоб, % | ηоб | |
т/ч | м3/ч | ||||||
1 | 679,2 | 754,7 | 5600,0 | 4450 | 1150,0 | 71,3 | 77,0 |
2 | 623,9 | 693,2 | 5365,0 | 4150 | 1215,0 | 67,5 | 75,0 |
3 | 591,2 | 656,9 | 5265,0 | 3960 | 1305,0 | 65,5 | 74,0 |
4 | 589,5 | 655,0 | 5263,0 | 3960 | 1303,0 | 65,6 | 74,0 |
5 | 504,0 | 560,0 | 3531,0 | 3050 | 481,0 | 81,0 | 81,0 |
6 | 465,0 | 516,7 | 3380,0 | 2800 | 580,0 | 79,9 | 81,0 |
7 | 593,5 | 659,4 | 5280,0 | 3972 | 1308,0 | 66,1 | 74,0 |
8 | 580,6 | 3600,0 | 3600,0 | 0,0 | 81,0 | 81,0 | |
9 | 437,9 | 486,6 | 3288,0 | 2740 | 548,0 | 79,7 | 80,5 |
10 | 630,4 | 700,4 | 5400,0 | 4160 | 1240,0 | 68,0 | 75,0 |
, кВт
, кВтПосчитаем среднюю экономию электроэнергии при
использовании ЧРП 
кВт.
В рамках данного дипломного проекта было проведено сравнение
эффективности работы питательной насосной установки КТЭЦ-3 работающей при
дроссельном регулировании и с применением ЧРП на различных режимах. При
сравнении полученных данных расчетов по величине КПД питательных насосов было
выявлено, что установка ЧРП повышает эффективность работы насосов (КПД обоих
насосов при параллельном включении с ЧРП достиг минимум 74 %).
При этом снизилось энергопотребление насосной установки, а экономия
электроэнергии составила в среднем для 10 режимов работы 913 кВт·ч.
По результатам расчетов видно, что эффективность применения ЧРП достигает
хороших значений при установке на силовых двигателях большой мощности (свыше
1000 кВт).
Расчетным методом найдено, что окупаемость проекта по внедрению ЧРП
составила 4 года, при нынешнем тарифе на электроэнергию на собственные нужды
КТЭЦ-3.
В разделе экологичность и безопасность проекта рассмотрены вредные
факторы влияющие на человека и окружающую среду, а также мероприятия по
достижению безопасных условий труда.
Таким образом, в результате дипломного проектирования были выполнены
основные задачи проекта.
1 Гуторов, В.Ф. Направления повышения эффективности работы теплофикационных
турбин / В.Ф. Гуторов, Л.Л. Симою, Е.И. Эфрос и др. // Теплоэнергетика 2000. №
12. С. 29-34.
2 Шемпелев, А.Г. Разработка и исследование некоторых способов повышения
эффективности конденсационных устройств теплофикационных турбин при малопаровых
режимах работы: Автореф. дис. … канд.техн наук. Екатеринбург, 1999.
3 Орлик, В.Г. Оптимизация работы концевых уплотнений паровых турбин /В.Г.
Орлик, М.В. Бакурадзе, И.А. Носовицкий // Электрические станции. 1998. №10. С.
7-14.
4 Эфрос, Е.И. Свидетельство на ПМ №9016. Теплоэнергетическая установка/
Е.И. Эфрос, А.Г. Шемпелев, В.Ф. Гутуров // Открытия. Изобретения. 1999. №1.
5 Гуторов, В.Ф. Повышение экономичности тепофикационных турбин с
двухпоточными ЦНД/ В.Ф. Гуторов, Л.Л. Симою, Е.И. Эфрос и др. //
Теплоэнергетика 2000. № 11. С. 14-17.
6 Дейч, М.Е. Исследование и расчеты ступеней паровых турбин /М.Е.Дейч, Б.М. Трояновский. – М.: Машиностроение, 1964.
7 Симою, Л.Л. Влияние саблевидных лопаток на работу последней ступени
паровой турбины / Л.Л.Симою, Н.Н. Гудков, М.С. Индурский и др. //
Теплоэнергетика. 1998. №8. С. 37-41.
8 Эфрос, Е.И. Повышение эффективности эксплуатации современных
теплофикационных турбин / Е.И. Эфрос, Л. Л. Симою, В.Ф.Гуторов и др. //
Теплоэнергетика. 1999. № 8. С. 62-67.
9 Симою, Л.Л. Расчет переменных режимов ЧНД теплофикационных турбин /Л.Л.Симою,
М.С. Индурский, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика 2000. №2. С. 16-20.
10 Шапиро, Г. А. Повышение эффективности работы ТЭЦ /Г.А.
Шапиро. – М.: Энергоиздат, 1981. – 200 с., ил.
11 Кириллов, А. И. Зависимость профильных потерь турбинных решеток от угла
атаки /Кириллов А. И. – Тр. ЛПИ. 1968, № 297, с. 18-21.
12 Самойлович, Г. С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах /Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. -М.: Энергоиздат, 1982.- 496 с.
13 Зальф, Г. А. Тепловой расчет паровых турбин /Г.А.Зальф,
В.В. Звягинцев. -М. – Л.: Машгиз, 1961. – 292 с.
14 Эфрос, Е. И. Автореферат на докторскую диссертацию /Е.И.Эфрос.
1990 г.
15 Трубилов, М.А. Паровые и газовые турбины: учебник для вузов/ М. А.
Трубилов, Г. В. Арсеньев, В. В. Фролов и др.; Под ред. А. Г. Костюка, В. В.
Фролова. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. ил.
16 Шкловер, Г.Г. Исследование и расчет конденсационных устройств паровых
турбин /Г. Г. Шкловер, О.О. Мильман. – М.: Энергоатомиздат, 1985.- 240
с., ил.
17 Вукалович, М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара
/М.П. Вукалович. – М.: Энергия, 1969.- 500 с.
18 Берман, С. С. Теплообменные аппараты и конденсационные устройства / С.С.
Берман. – М.: Машгиз, 1954, 427 с, ил.
19 Бененсон, Е. И. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д. П. Бузина.-
2-е изд., перераб. и доп./ Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе. – М.: Энергоатомиздат,
1986. – 272 с.: ил.
Годовой отчет Хабаровской Теплоэлектроцентрали № 3.
1998 г.
21 ГОСТ 12.1.005-88. Санитарные требования к воздуху. Введ. 01. 01. 88.
-М.: Изд-во стандартов, 1988.-53с.
22 ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум. Введ. 01. 01. 83. -М.: Изд-во
стандартов,1983.-57с.
23 ГОСТ 12.1.006-76. . Введ. 01. 01. 76. -М.: Изд-во стандартов.
24 ГОСТ 12.1.019-79. Электробезопасность. . Введ. 01. 01. 79. -М.: Изд-во
стандартов.
Энергетические характеристики оборудования Амурской
ТЭЦ-1.
26 Кирш, А.И. Перевод конденсационных турбин на теплофикационный режим
/А.Н. Кирш. – Л.: Госэнергоиздат, 1959. 144 с. ил.
27 Смоленский, А.П. Паровые и газовые турбины. Учебник для техникумов /А. П. Смоленский. – М .: Машиностроение, 1977, 288, ил.
28 Трояновский, Б.М. Паровые и газовые турбины. Сборник задач: Учебное
пособие для вузов/ Б. М. Трояновский, Г. С. Самойлович, А. И. Занин; Под ред.
Б. М . Трояновского, Г. С. Самойловича. – 3-е изд., перераб. – М.:
Энергоатомиздат, 1987. -240 с.: ил.
29 Неленин, Р.А. Автоматизация судовых энергетичесих установок: Справочное
пособие/ Р. А. Неленин.: Л., Судостроение, 1975. 536 с.
30 Рыжкин, В. Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. – М.
Госэнергоиздат, 1974.
31 Черкасский, В. М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. Учебник для
теплоэнергетических специальностей вузов / В.М. Черкасский. – М., Энергия,
1977.
32 Гиршфельд, В.Я. Тепловые электрические станции. Учебник для учащихся
техникумов / В.Я. Гиршфельд, Г.Н. Морозов. – М., Энергия, 1977.
