Энергоблок с турбиной Т-180/210-130
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
? 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 регенера?/p>