Реконструкция турбинного цеха на тэц-2

случае будет проводиться замена турбогенератора типа Т-12-2 на более новый

типа Т-300-2
Для этого надо узнать паспортные данные генератора и привести необходимые расчеты.

Введение

2- пароперегреватель
3- турбина 4- конденсатор
5- питательный насос 6- генератор
7- потребитель теплоты 8- сетевой насос

турбины, выполняющий роль привода.
Турбогенератор на ТЭЦ

посредством вращения паровой или газовой турбины. Скорость вращения ротора определяется по параметрам используемого генератора, от

десятков тысяч оборотов в минуту (для синхронных генераторов с возбуждением от постоянных магнитов "НПК "Энергодвижение") до 3000, 1500 об/мин (у синхронных генераторов с возбуждением обмоток ротора). Механическая энергия от турбины преобразуется в электрическую посредством вращающегося магнитного поля ротора в статоре. Поле ротора, которое создается либо установленными на ротор постоянными магнитами, либо током постоянного напряжения, протекающего в медной обмотке ротора, приводит к возникновению трёхфазного переменного напряжения и тока в обмотках статора. Напряжение и ток на статоре тем больше, чем сильнее поле ротора, т.е. больше ток протекающий в обмотках ротора.

начальная температура газа перед турбиной должна быть больше 550 °С,

т.е., весьма высокой. Это вызывает определенные трудности при практическом выполнении газовых турбин, требуя как специальных весьма жаростойких материалов, так и специальных систем охлаждения наиболее высокотемпературных частей. 2. На привод компрессора расходуется до 50 – 70 % мощности, развиваемой турбиной. Поэтому полезная мощность газотурбинной установки гораздо меньше фактической мощности газовой турбины. 3. В газотурбинных установках исключено применение твердого топлива по обычной схеме. Наилучшие виды топлива для ГТУ – природный газ и качественное жидкое (керосин). Мазут же требует специальной подготовки для удаления шлакообразующих примесей. 4. Единичная мощность газотурбинной установки ограничена. На конец XX века она составляет 120 – 150 МВт. Это обусловлено большими габаритными размерами установки из-за невысокого начального давления газа перед турбиной – до 25 кгс/см2 и его гораздо меньшей работоспособности по сравнению с водяным паром. 5. Очень большая шумность при работе, значительно превышающая ту, что имеет место при эксплуатации паротурбинных установок.

чтобы повысить выработку электричества, горячей воды и пара, произвести демонтаж

старого турбогенератора
на более новый тип Т-300-2. Для этого я провожу предварительные расчеты исследования в возможности проведения качественной реконструкции, подтверждённую моими расчетами на базе паспортных данных турбогенератора. Я провожу необходимые расчеты, которые могу учитывать пр реконструкции оборудования!

Паспортные данные турбогенератора
Pном =Uном*Iном = 5000/230=21,74 А Рном =5кВт
Ток в цепи якоря генератора: Uном =230 В
Iя =I ном +Iв=21,74+2,52=24,26 А ηном =1450 об/мин
ЭДС обмотки якоря при номинальном режиме: Rя =0,635 Ом
E=Uном +Iя*Rя=230+24,26*0,635=245,4 В Rв = 91 Ом
Электрические потери в обмотках якоря: Рх =0,052Рном
Pя =Iя^2*Rя=24,26^2*0,635=373,7 Вт
Рв =Iв^2*Rв =2,52^2*91=577,8 Вт
Магнитные и механические потери:
Pм+Рмех=0,052Рном=0,052*5000=260 Вт
Сумма потерь при номинальном режиме:
∑Р=Ря+Рв+Рмех=373,7+577,8+260=1211,5 Вт
Потребляемая мощность:
Р1=Рном+ ∑Р=5000+1211,5=6211,5 Вт
КПД при номинальном режиме:
η = Рном/Р1=5000/6211,5=0,805.

пара, а также повысила надежность оборудования. Благодаря проведенной расчетной работой

я предлагаю произвести выгодную замену старого турбогенератора на новый, тем самым повысив выработку объемов электроэнергии, горячей воды и пара для потребителей следующих предприятий – «Роснефть», а также предприятия машиностроения города Уфы.