Аннотация. Диплом

2 чел. помогло.

страницы: 1 2 3 4 5 6 7 8 9

скачать

ver. 0.0.8.4.1_б

АННОТАЦИЯ.

Дипломная работа состоит из расчетно-пояснительной записки объемом 159 страниц и 4 листов графического материала. Расчетно-пояснительная записка содержит 3 части, 25 рисунков и 7 таблиц, заключение и список литературы.

В разделе «Технологическая часть» произведен тепловой расчет блока с турбиной К-800-240, рассчитаны энергетические показатели, произведен выбор основного и вспомогательного оборудования.

В разделе «Экологическая часть» произведен расчет выбросов, ПДК и высоты дымовой трубы.

В разделе «Теплотехнический контроль» был произведен выбор оборудования и автоматики.

Для оформления проекта использовалась компьютерная программа Microsoft Word. Для расчётов использовались программы MathCAD, EXCEL. Для оформления чертежей использовалась программа КОМПАС.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ............................................ 7

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ............................ 8

1.1. РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ........... 8

1.1.1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ....... 9

1.1.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА ПО СТУ-

ПЕНЯМ ....................................... 11 1.1.3. СОСТАВЛЕНИЕ И РЕШЕНИЕ УРАВНЕНИЙ ТЕПЛОВОГО

БАЛАНСА ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ............. 29 1.1.4. РЕШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ТУРБИНЫ ... 36 1.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ РАСХОДОВ ПАРА

НА КОТЕЛ, ПОДОГРЕВАТЕЛИ, АБСОЛЮТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ

РАСХОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА ...... 37 1.1.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ

БЛОКА ....................................... 38

1.2. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ................................ 40

1.2.1. ВЫБОР СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ПАРОВОГО

КОТЛА ....................................... 40

1.2.2. ВЫБОР ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ........... 47

1.2.3. ВЫБОР НАСОСОВ ............................... 53

1.2.4 ВЫБОР ДУТЬЕВЫХ ВЕНТИЛЯТОРОВ И ДЫМОСОСОВ ..... 61

1.3. ВЫВОД ......................................... 64

2 ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ .................... 65

2.1. ОБОЗНАЧЕНИЯ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО

КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА СХЕМАХ .......... 65

2.2. УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ТОЧЕК ТЕПЛОТЕХНИЧЕС-

КОГО КОНТРОЛЯ И АВТОМАТИКИ НА ЛОКАЛЬНЫХ

СХЕМАХ И В РАБОЧИХ СПЕЦИФИКАЦИЯХ ........ 67

2.2.1. МАРКИРОВА ТРУБОПРОВОДОВ НА ЛОКАЛЬНЫХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМАХ ................ 68

2.2.2. МАРКИРОВКА ТОЧЕК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОНТ-

РОЛЯ И АВТОМАТИКИ В ЛОКАЛЬНЫХ СХЕМАХ .. 69

2.2.3. МАРКИРОВКА АППАРАТУРЫ КИПиА В СПЕЦИФИКАЦИЯХ . 71

2.3. ПОДСИСТЕМА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ .... 73

2.3.1. АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ КОТЛА ....... 76

2.4. АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА К-800-240 НА БАЗЕ

ПТК TELEPERM ............................. 93

2.4.1. ПРОГРАМНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС TELEPERM

ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ

ПРОЦЕССОВ ................................. 93

2.4.2. ОБЩАЯ АРХИТЕКТУРА ПТК TELEPERM XP-R ........ 93

2.4.3. ОСОБЕННОСТИ СТРУКТУРНОГО ПОСТРОЕНИЯ

КОНТРОЛЛЕРНОГО УРОВНЯ ПТК TELEPERM XP-R ....... 97

2.4.4. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ТПТС-51 .......... 99

2.4.5. ФУНКЦИИ АСУ ТП ЭНЕРГОБЛОКА ............. 112

2.5. СПЕЦИФИКАЦИЯ НА СРЕДСТВА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО

ИЗМЕРЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ......................... 120

2.6. РАСЧЕТ НАСТРОЕК РЕГУЛЯТОРА И ДИФФЕРЕНЦИА-

ТОРА ДВУХКОНТУРНОЙ СХЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ .. 139

3. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ, ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ И

ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ В РАЙОНЕ РАСПОЛО-

ЖЕНИЯ ТЭЦ .................................... 150

3.2. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ .............................. 151

3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ ............. 153

3.4. РАСЧЁТ ПРИЗЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ................ 156

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ........................................ 158

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ................................. 159

ВВЕДЕНИЕ.

Энергетика принадлежит к числу бытовых отраслей, развитие которых во многом определяет развитие всего народного хозяйства, так как электрическая энергия необходима как для современного производства, так и для быта населения. Важным фактором, определяющим повышение экономичности энергоснабжения, является рациональное географическое размещение электростанций, обеспечивающее минимальные затраты на транспорт топлива и электроэнергии.

Основным источником электроэнергии являются тепловые электрические станции (ТЭС) на органическом топливе (твердом, жидком, газообразном), производящие около 75% электроэнергии в мире. Развитие энергетики характеризуется непрерывным повышением единичной мощности агрегатов, при этом снижаются удельные капитальные затраты, возрастает тепловая экономичность установки. Но, с другой стороны, оборудование современных ТЭС эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках. При этом может произойти отказ основного оборудования станции, что повлечет за собой серьезные последствия. Вынужденные остановки турбоагрегатов снижают коэффициент использования установленной мощности ТЭС.

В условиях роста требований к надёжности и безопасной работе оборудования всё большую значимость приобретают проблемы подготовки персонала. Современные требования к квалификации персонала привели к необходимости его внутрифирменного развития.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

1.1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА.

рис.1.1

ПГ – Парогенератор;

ЦВД – Цилиндр высокого давления;

ЦСД – Цилиндр среднего давления;

ЦНД – Цилиндр низкого давления;

К-Р – Конденсатор;

КН – Конденсатный насос;

СП – Сальниковый подогреватель;

П1,П2,П3 – Поверхностные подогреватели высокого давления;

П4 (ДПВ) – Деаэратор питательной воды;

П5,П6 - Поверхностные подогреватели низкого давления;

П7,П8 – Смешивающие подогреватели низкого давления;

ПН – Питательный насос;

БН – Бустерный насос;

ПЕ – Перегретый пар;

П/П – Промышленный перегрев;

БОУ – Блочная обессоливающая установка;

РД – Регулятор давления.

1.1.1. ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ

СХЕМЫ.

Энергоблок 800 МВт состоит из котла и одновальной конденсационной турбоустановки К-800-240 ЛМЗ сверхкритических параметров пара с одноступенчатым газовым промежуточным перегревом пара. Принципиальная тепловая схема турбоустановки показана на рис. 1.1.

Турбина имеет пять цилиндров: ЦВД, ЦСД и три ЦНД. Свежий пар с параметрами P=23,5 МПа, t=540 °С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении P₂ = 3,63 МПа и температуре примерно 280 °С. После промежуточного перегрева пар (Р_ПП = 3,36 МПа; t_ПП = 540 °С) подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится параллельно в три двухпоточные ЦНД. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет P_К = 0,0034 МПа. Номинальная расчетная электрическая мощность турбогенератора энергоблока принята 800 МВт.

Турбина имеет восемь регенеративных отборов пара: два - из ЦВД, четыре - из ЦСД и два - из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в сальниковом подогревателе СП, в двух смешивающих (П8 и П7) и двух поверхностных (П6 и П5) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД.

Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора и включающий редуктор для понижения частоты вращения бустерного насоса. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.

Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, дренаж СП поступает в основной конденсатор.

Потери пара и воды энергоблока α_УТ = 0,02 условно отнесены к потокам отборного пара и восполняются обессоленной добавочной водой из химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор турбины.

Для вывода солей из цикла предусмотрена конденсатоочистка БОУ.

1.1.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГЕНЕРАТИВНОГО

ПОДОГРЕВА ПО СТУПЕНЯМ.

Исходные данные:

1. Давление свежего пара:

2. Температура свежего пара:

ºС

3. Давление после пароперегревателя:

4. Температура после пароперегревателя:

ºС

5. Температура пит. воды за подогревателем:

ºС

6. Величина потерь в трубопроводах:

%

7. Гидравлическое сопротивление ПВД:

8. Давление в деаэраторе:

9. Конечное давление в конденсаторе:

10. КПД части высокого давления:

11. КПД ЧСД:

12. КПД ЧНД:

13. КПД ТП:

14. КПД питательного насоса:

η_НАС= 0.85

15. Механическое КПД ТП:

14. Величина недогрева ПВД:

ºC

15. Величина недогрева ПНД:

ºС

16. Подогрев деаэратора:

ºC

17. Подогрев воды в сальниковом подогревателе

[5]:

18. Давление конденсатное ТП [5]:

19. Коэффициент, учитывающий потери в

окружающую среду:

η_П = 0.99

20. Потери пара и воды энергоблока:

α_УТ= 0.015

21. Относительный расход пара в голову

турбины:

α₀= 1

22. Расход добавочной воды:

α_ДВ= 0.015

^ 1. Расчёт параметров пара во втором подогревате-

ле:

1.1 Энтальпия свежего пара (определяем по P₀ и

t₀):

1.2 Энтропия свежего пара (определяем по P₀ и

t₀):

1.3 Давление пара в отборе:

1.4 Энтальпия изоэнтропная на выходе из ЦВД

(определяем по P₂):

1.5 Располагаемый теплоперепад:

1.6 Используемый теплоперепад:

1.7 Энтальпия пара в отборе:

1.8 Температура пара в отборе (определяем по P₂

и h₂):

1.9 Давление пара в подогревателе:

1.10 Температура насыщения пара в подогревателе

(определяем по P_Н2):

1.11 Энтальпия насыщения пара в подогревателе

(определяем по P_Н2):

1.12 Температура воды за подогревателем:

ºC

1.13 Давление на выходе питательного насоса:

1.14 Давление питательной воды за ПВД:

1.15 Энтальпия воды за подогревателем

(определяем по Р_Н2 и t_В2):

^ 2. Расчёт параметров пара в первом подогревателе:

2.1 Температура насыщения пара в

подогревателе:

ºC

2.2 Давление насыщения пара в подогревателе

(определяем по t_Н1):

2.3 Энтальпия насыщения пара в подогревателе

(определяем по t_Н1):

2.4 Давление пара в отборе:

2.5 Энтальпия пара в отборе (определяем по h-s

диаграмме):

2.6 Температура пара в отборе (определяем по P₁

и h₁):

ºC

^ 3. Расчёт параметров питательной воды:

3.1 Энтальпия питательной воды (определяем по

Р_ПВ и t_ПВ):

3.2 Удельный объём питательной воды

(определяем по P_Д):

^ 4. Расчёт изменения энтальпии в питательном

насосе:

4.1 Энтальпия воды на выходе из деаэратора

(определяем по P_Д):

4.2 Задаёмся подогревом воды в питательном

насосе:

4.3 Энтальпия ПН на выходе:

4.4 Температура ПН на выходе (определяем по

Р_{ПИТ.НАС.ВЫХ.} и h_{НАС.ВЫХ.}):

ºC

4.5 Удельный объём в деаэраторе

(определяем по Р_{ПИТ.НАС.ВЫХ.} и h_{НАС.ВЫХ.}):

4.6 Средний удельный объём:

4.7 Подогрев воды в питательном насосе:

^ 5. Распределение подогрева питательной воды между

ПВД2 и ПВД3:

5.1 Из условий оптимального распределения

подогрева принимаем, что:

Решая данную систему уравнений, получаем:

5.2 Подогрев воды в ПВД₃:

5.3 Подогрев воды в ПВД₂:

^ 6. Расчёт параметров пара в третьем подогревате-

ле:

6.1 Энтальпия воды за подогревателем:

6.2 Температура воды за подогревателем

(определяем по Р_ПВ и h_В3):

ºC

6.3 Температура насыщения в подогревателе:

ºC

6.4 Давление насыщения в подогревателе

(определяем по t_Н3):

6.5 Энтальпия насыщения в подогревателе

(определяем по t_Н3):

6.6 Давление пара в отборе:

^ 7. Расчёт параметров пара в четвёртом подогревателе:

7.1 Давление пара в отборе:

^ 8. Расчёт параметров основного конденсата:

8.1 Температура в деаэраторе (определяем по

P_Д):

ºС

8.2 Подогрев деаэратора:

ºC

8.3 Температура воды за деаэратором:

ºC

8.4 Давление основного конденсата:

8.5 Энтальпия воды за подогревателем

(определяем по P_ОК и t_В5):

Скачать 1,91 Mb.

оставить комментарий

страница	1/9
Дата	28.09.2011
Размер	1,91 Mb.
Тип	Диплом, Образовательные материалы

Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1 2 3 4 5 6 7 8 9

плохо

не очень плохо

средне

хорошо

отлично

Ваша оценка:

Разместите кнопку на своём сайте или блоге:

Загрузка...

База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2017
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации