Модернизация турбинного оборудования Пермской ТЭЦ-14
Электроэнергетика, ведущая и составная часть энергетики. Она обеспечивает производство, трансформацию и потребление электроэнергии, кроме того, электроэнергетика играет районообразующую роль, а также способствует оптимизации территориальных сил. Технические средства электроэнергетики объединяются в автоматизированные и централизованно управляемые электроэнергетические системы.
Электроэнергетика включает в себя тепловые электростанции, атомные электростанции, гидроэлектростанции, ветростанции, геотермальные и прочие другие электростанции, а также электрические сети, самостоятельные котель-ные и тепловые сети.
В России насчитывается 358 тепловых электростанций большой и сред-ней электрической мощностью более 25 МВт. Их общая установленная мощ-ность равна 158,6 ГВт. Доля тепловых электростанций от общей мощности электростанций составляет 67%.
На крупных промышленно-отопительных ТЭЦ имеющих большую нагрузку по производственному отбору устанавливают паровые турбоустанов-ки класса ПТ-135-130. Конструкции и тепловые схемы этих турбоустановок разработаны в середине прошлого века и на сегодняшний день многие турбо-установки выработали ресурс. Поэтому требуют модернизации или рекон-струкции.
Введение 4
Раздел 1. Общие сведения о Пермской ТЭЦ -14 6
1.1.Ввод мощностей ТЭЦ -14 6
1.2.Состав основного оборудования 6
1.2.1. Описание котельного агрегата ТГМ-84 7
1.3. Технико-экономические показатели 12
1.4. Топливное хозяйство ТЭЦ 13
1.4.1. Характеристика газового хозяйства 13
1.4.2. Характеристика мазутного хозяйства 13
1.5. Техническое водоснабжение ТЭЦ 14
Раздел 2. Описание принципиальной тепловой схемы с турбоустановкой ПТ-135-130 15
Раздел 3. Расчет тепловой схемы блока с турбиной ПТ-135/165-130/15 18
3.1. Исходные данные для расчета 18
3.2. Параметры пара в нерегулируемых отборах 20
3.3. Баланс воды и пара 20
3.4. Расчет сетевых подогревателей 22
3.5. Построение процесса расширения пара в турбине 22
3.6. Параметры пара и воды в тракте подогревателей низкого давления 26
3.7. Подогрев воды в питательном насосе 27
3.8. Параметры пара и воды в тракте подогревателей высокого давления 27
3.9. Параметры воды и пара в системе регенерации
турбоустановки ПТ-135-130 30
3.10. Расчет группы подогревателей высокого давления (ПВД) 30
3.11. Расчет деаэратора питательной воды Д - 6 36
3.12. Расчет бойлерной 38
3.13. Расчет подогревателей исходной и химочищенной воды 38
3.14. Расчет деаэратора подпитки теплосети (Д-0,3) 40
3.15. Расчеты по подготовке добавочной воды в цикле станции 41
3.16. Расчет подогревателей низкого давления (ПНД) 46
3.17. Подсчет расхода пара на турбину; расходов пара
в отборы турбины и расхода пара в конденсатор 51
3.18. Энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ 57
3.19. Выбор числа и типа питательных насосов 58
3.20. Выбор типоразмеров деаэраторов и определение
ёмкости деаэраторных баков 60
3.20.1. Деаэратор питательной воды 60
3.20.2. Деаэратор добавочной воды и обратного конденсата 61
3.20.3. Деаэратор подпиточной воды теплосети 62
3.21. Выбор числа и типа насосов охлаждающей
воды конденсатора турбины оборудования 62
3.22. Выбор тягодутьевых механизмов и определение
мощности их электродвигателей 63
3.22.1. Расчет и выбор дутьевых вентиляторов 65
3.22.2. Расчет и выбор дымососов 67
3.23. Собственные нужды ТЭЦ 68
3.23.1. Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ 68
3.23.2. Расход тепла на собственные нужды ТЭЦ 69
Раздел 4. Поверочный тепловой расчет ЦВД турбины ПТ- 135- 130 70
4.1. Введение 70
4.2. Введение 77
4.3. Введение 88
Раздел 5. Специальное задание. Реконструкция оборудования котлотурбин-ного цеха Пермской ТЭЦ-14…... 98
5.1. Введение 98
5.2. Предложения по модернизации 98
5.3. Описание конструкции, технической характеристики и схемы
включения ПСВ-315-14-23 (пиковая бойлерная № 3 - пиковые бойлера станционные №№ 5, 6) 99
5.4. Выбор технических решений при модернизации серийной конструк-ции трубной системы ПСВ-315-14-23 107
5.4.1. Модернизация трубного пучка. 107
5.4.2.Модернизация системы отвода неконденсирующихся газов из пароводяных теплообменников 109
Заключение 117
Список использованных источников 118
Список использованных источников
1. Реконструкция оборудования котлотурбинного цеха Пермской ТЭЦ-14: Научно-исследовательская работа / Шабулкина А.С., Зорин М.Ю. Иваново.- ИГЭУ,2021.
2. Методические указания по составлению отчета электростанций и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-93. – М.: СПО ОРГРЭС, 1993.
3. Методические указания по составлению отчета электростанций и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-95. – М.: СПО ОРГРЭС, 1995 (с Изм. № 1 к РД 34.08.552-95. – М.: СПО ОРГРЭС, 1998).
4. Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций: РД 34.09.155-93. – М.: СПО ОРГРЭС, 1993 (с Изм. № 1 к РД 34.09.155-93. – М.: СПО ОРГРЭС, 1999).
5. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива: РД 153-34.0-09.115-98: Разраб. производственной службой топливоиспользования открытого акционерного общества «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС», отделом топливоиспользования Департамента электрических станций РАО «ЕЭС России», утв. Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 27 февраля 1998 г., ввод. в действие с 01.08.99.
6. Методика расчета минимальной мощности теплоэлектроцентрали. СО 34.09.457-2004: Разраб. Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС», утв. Департаментом электрических станций Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» 10.03.2004.
7. Приказ Минэнерго России от 30.12.2008 N 323 (ред. от 10.08.2012) "Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии" (вместе с "Порядком определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии") (Зарегистрировано в Минюсте России 16.03.2009 N 13512).
Дренаж из подогревателей высокого давления сливается каскадно в деаэратор 0,6 МПа. Из ПНД-4 дренаж сливается в ПНД-3 и затем в ПНД-2, откуда сливным насосом подается в смеситель СМ-1 на линии основного конденсата между ПНД-3 и ПНД-2. Из ПНД-1 дренаж: каскадно направляется в конденсатор, куда сливаются также дренажи их охладителей эжекторов.
Конденсат из верхнего сетевого и нижнего сетевых подогревателей ВС и НС соответственно подается сливными насосами в смесители СМ-1 между по-догревателями ПНД-3 и ПНД-2 и СМ-2 между подогревателями ПНД-2 и ПНД-1. Подогрев сетевой воды предусматривается последовательно в двух сетевых подогревателях; для подогрева обратной сетевой воды до ее поступления в нижний сетевой подогреватель может быть использован встроенный теплофикационный пучок конденсатора. Насосы сетевой воды установлены перед сетевыми подогревателями, сетевые насосы 2-й ступени - после сетевых подогревателей, перед пиковыми водогрейными котлами (ПВК) и пиковыми сетевыми бойлерами (ПБ).
Для подогрева и деаэрации добавочной воды, восполняющей потери конденсата производственного отбора, а также подогрева обратного конденсата производственного отбора предусматривается использование верхнего отопительного отбора для подогревателя сырой воды и деаэратора 0,12 МПа, куда направляется обратный конденсат производственного отбора, дренаж: с ПСВ, а также добавочная вода для восполнения потерь пара и конденсата. Общий поток воды из Д-0,12 МПа перекачивающим насосом направляется в смеситель СМ-1 перед ПНД-3 на линии основного конденсата.