Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.
Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.
Мощность, МВт
номинальная 80
максимальная 100
Номинальные параметры пара
давление, Мпа 12,8
температура, 0 С 555
Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч
номинальный 185
максимальный 300
Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа
верхнем 0,049-0,245
нижнем 0,029-0,098
Давление производственного отбора 1,28
Температура воды, 0 С
питательной 249
охлаждающей 20
Расход охлаждающей воды, т/ч 8000
Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:
производственный с абсолютным давлением (1,275 0,29) МПа и два отопительных отбора - верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 Мпа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 Мпа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.
Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:
первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления,
вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,
третья - регулирующую ступень и две ступени давления.
Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.
Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть отправляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.
3.3.4 Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13
Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.
Мощность, МВт
номинальная 80
максимальная 100
Номинальные параметры пара
давление, Мпа 12,8
температура, 0 С 555
Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч
номинальный 185
максимальный 300
верхнем 0,049-0,245
нижнем 0,029-0,098
Давление производственного отбора 1,28
Температура воды, 0 С
питательной 249
охлаждающей 20
Расход охлаждающей воды, т/ч 8000
Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:
производственный с абсолютным давлением (1,275 ± 0,29) МПа и два отопительных отбора - верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 Мпа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 Мпа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.
Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.
Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:
первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления,
вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,
третья - регулирующую ступень и две ступени давления.
Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.
Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть отправляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.
3.3.5 Паротурбинная установка Р-50/60-130/13-2
Паровая турбина с противодавлением Р-50/60-130/13-2 предназначена для привода электрического генератора ТВФ-63-2 с частотой вращения 50 с -1 и отпуска пара для производственных нужд.
Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже:
Мощность, МВт
Номинальная 52,7
Максимальная 60
Начальные параметры пара
Давление, МПа 12,8
Температура, о С 555
Давление в выхлопном патрубке, МПа 1,3
Турбина имеет два нерегулируемых отбора пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях высокого давления.
Конструкция турбины:
Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 16 ступенями давления. Все диски ротора откованы заодно с валом. Парораспределение турбины с перепуском. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 3000 оборотов в минуту. Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц
Турбоагрегат снабжен защитными устройствами для совместного отключения ПВД с одновременным включением обводной линии подачей сигнала. Атмосферными клапонами-диафрагмами, установленными на выхлопных патрубках и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.
3.3.6 Паротурбинная установка Т-110/120-130/13
Теплофикационая паровая турбина Т-110/120-130/13 с отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд отопления.
Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.
Мощность, МВт
номинальная 110
максимальная 120
Номинальные параметры пара
давление, Мпа 12,8
температура, 0 С 555
номинальная 732
максимальная 770
Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа
верхнем 0,059-0,245
нижнем 0,049-0,196
Температура воды, 0 С
питательной 232
охлаждающей 20
Расход охлаждающей воды, т/ч 16000
Давление пара в конденсаторе, кПа 5,6
Турбина имеет два отопительных отбора - нижний и верхний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за верхним сетевым подогревателем. При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за нижним сетевым подогревателем.
Давление в регулируемых отопительных отборах может изменяться в следующих пределах:
в верхнем 0,059 - 0,245 Мпа при двух включенных отопительных отборах,
в нижнем 0,049 - 0,196 Мпа при выключенном верхнем отопительном отборе.
Турбина Т-110/120-130/13 представляет собой одновальный агрегат, состоящий из трех цилиндров: ЦВД, ЦСД, ЦНД.
ЦВД - однопоточный, имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8 ступеней давления. Ротор высокого давления цельнокованый.
ЦСД - также однопоточный, имеет 14 ступеней давления. Первые 8 дисков ротор среднего давления откованы заодно с валом, остальные 6 насадные. Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе, остальные диафрагмы установлены в обоймы.
ЦНД - двухпоточный, имеет по две ступени в каждом потоке левого и правого вращения (одну регулирующую и одну ступень давления). Длина рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени - 1915 мм. Ротор низкого давления имеет 4 насадных диска.
С целью облегчения пуска турбины из горячего состояния и повышения ее маневренности во время работы под нагрузкой температура пара подаваемого в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД, повышается за счет подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов или от главного паропровода. Из последних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором отсоса из уплотнений.
Для сокращения времени подогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин).
Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц. При аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте сети ниже 49 Гц, но не ниже 46,5 Гц (время указано в технических условиях).
Информация о работе «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С»
Удельный расход теплоты при двухступенчатом подогреве сетевой воды.
Условия : G к3-4 = Gвх ЧСД + 5 т/ч; t к - см. рис. ; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч; Δi ПЭН = 7 ккал/кг
Рис. 10, а , б , в , г |
ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q G |
Тип
|
а ) на отклонение давления свежего пара от номинального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)
α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %
б ) на отклонение температуры свежего пара от номинальной на ± 5 °С
в ) на отклонение расхода питательной воды от номинального на ± 10 % G 0
г ) на отклонение температуры питательной воды от номинальной на ± 10 °С
Рис. 11, а , б , в |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q т) РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ |
Тип
|
а ) на отключение группы ПВД
б ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального
в ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; G пит = G 0
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С
Условия : G пит = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); t пит - см. рис. ; t к - см. рис.
Условия : G пит = G 0; t пит - см. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)
Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); i п = 715 ккал/кг; t к - см. рис.
Примечание. Z = 0 - регулирующая диафрагма закрыта. Z = макс - регулирующая диафрагма полностью открыта.
Условия : Р вто = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2)
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ЧСНД И ДАВЛЕНИЕ ПАРА В ВЕРХНЕМ И НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ОТБОРАХ |
Тип
|
Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при Gвх ЧСД ≤ 221,5 т/ч; Р п = Gвх ЧСД/17 - при Gвх ЧСД > 221,5 т/ч; i п = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); t к - см. рис. , ; τ2 = f (P ВТО) - см. рис. ; Q т = 0 Гкал/(кВт · ч)
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ НА МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 1,3 (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2); Р 2 @ 4 кПа (0,04 кгс/см2)
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 ° С.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; Q т = 0
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 °С; Q т = 0.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОЕ ДАВЛЕНИЕ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Рис. 41, а , б |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ПОДОГРЕВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
а ) минимально возможное давление в верхнем Т -отборе и расчетная температура обратной сетевой воды
б ) поправка на температуру обратной сетевой воды
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ВЕРХНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.
На отклонение давления свежего пара от номинального на ±1 МПа (10 кгс/см2): к полному расходу теплоты
к расходу свежего пара
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1 |
Тип
|
1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.
На отклонение температуры свежего пара от номинальной на ±10 °С:
к полному расходу теплоты
к расходу свежего пара
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ РАСХОДУ ТЕПЛОТЫ (Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1 |
Тип
|
1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.
На отклонение давления в П -отборе от номинального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):
к полному расходу теплоты
к расходу свежего пара
Рис. 49 а , б , в |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ |
Тип
|
а ) паром производственного отбора
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηэм = 0,975.
б ) паром верхнего и нижнего теплофикационных отборов
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °C; Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηэм = 0,975
в ) паром нижнего теплофикационного отбора
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηэм = 0,975
Рис. 50 а , б , в |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К УДЕЛЬНЫМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ВЫРАБОТКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДАВЛЕНИЕ В РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРАХ |
Тип
|
а ) на давление в производственном отборе
б ) на давление в верхнем теплофикационном отборе
в ) на давление в нижнем теплофикационном отборе
1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Типовая энергетическая характеристика составлена на основании отчетов о тепловых испытаниях двух турбоагрегатов: на Кишиневской ТЭЦ-2 (работа выполнена Южтехэнерго) и на ТЭЦ-21 Мосэнерго (работа выполнена МГП ПО «Союзтехэнерго»). Характеристика отражает среднюю экономичность турбоагрегата, прошедшего капитальный ремонт и работающего по тепловой схеме, представленной на рис. ; при следующих параметрах и условиях, принятых за номинальные:
Давление и температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины - 13 (130 кгс/см2)* и 555 °С;
* В тексте и на графиках - абсолютное давление.
Давление в регулируемом производственном отборе - 13 (13 кгс/см2) с естественным повышением при расходах на входе в ЧСД более 221,5 т/ч;
Давление в верхнем теплофикационном отборе - 0,12 (1,2 кгс/см2) при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды;
Давление в нижнем теплофикационном отборе - 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступенчатой схеме подогреве сетевой воды;
Давление в регулируемом производственном отборе, верхнем и нижнем теплофикационных отборах при конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления - рис. и ;
Давление отработавшего пара:
а) для характеристики конденсационного режима и работы с отборами при одноступенчатом и двухступенчатом подогреве сетевой воды при постоянном давлении - 5 кПа (0,05 кгс/см2);
б) для характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора при t 1в = 20 °С и W = 8000 м3/ч;
Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, деаэратор 0,6 (6 кгс/см2) питается паром производственного отбора;
Расход питательной воды равен расходу свежего пара, возврат 100 % конденсата производственного отбора при t = 100 °С осуществлен в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);
Температура питательной воды и основного конденсата за подогревателями соответствует зависимостям приведенным на рис. , , , , ;
Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 7 ккал/кг;
Электромеханический КПД турбоагрегата принят по данным испытания однотипного турбоагрегата, проведенного Донтехэнерго;
Пределы регулирования давления в отборах:
а) производственном - 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 кгс/см2);
б) верхнем теплофикационном при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);
а) нижнем теплофикационном при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,03 - 0,10 (0,3 - 1,0 кгс/см2).
Нагрев сетевой воды в теплофикационной установке при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды, определяемый заводскими расчетными зависимостями τ2р = f (P ВТО) и τ1 = f (Q т, P ВТО) составляет 44 - 48 °С для максимальных теплофикационных нагрузок при давлениях P ВТО = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).
Положенные в основу настоящей Типовой энергетической характеристика данные испытания обработаны с использованием «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969). По условиям ПОТ ЛМЗ - возвращаемый конденсат производственного отбора вводится при температуре 100 °С в линию основного конденсата после ПНД № 2. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что он вводится при той же температуре непосредственно в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2). По условиям ПОТ ЛМЗ при двухступенчатом подогреве сетевой воды и режимах с расходом пара на входе в ЧСД более 240 т/ч (максимальная электрическая нагрузка при малом производственном отборе) ПНД № 4 полностью отключается. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что при расходе на входе в ЧСД свыше 190 т/ч часть конденсата направляется в обвод ПНД № 4 с таким расчетом, чтобы температура его перед деаэратором не превышала 150 °С. Это требуется для обеспечения хорошей деаэрации конденсата.
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ
В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование:
Генератор ТВФ-120-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением;
Двухходовой конденсатор 80 КЦС-1 общей поверхностью 3000 м2, из них 765 м2 приходится на долю встроенного пучка;
Четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1, встроенный в конденсатор, ПНД № 2 - ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 и 4 - ПН-200-16-7-1;
Один деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);
Три подогревателя высокого давления: ПВД № 5 - ПВ-425-230-23-1, ПВД № 6 - ПВ-425-230-35-1, ПВД № 7 - ПВ-500-230-50;
Два циркуляционных насоса 24НДН подачей 5000 м3/ч и давлением 26 м вод. ст. с электродвигателями по 500 кВт каждый;
Три конденсатных насоса КН 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (количество находящихся в работе насосов зависит от расхода пара в конденсатор);
Два основных трехступенчатых эжектора ЭП-3-701 и один пусковой ЭП1-1100-1 (постоянно в работе один основной эжектор);
Два подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСГ-1300-3-8-10 поверхностью 1300 м2 каждый, рассчитанные на пропуск 2300 м3/ч сетевой воды;
Четыре конденсатных насоса подогревателей сетевой воды КН-КС 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (по два насоса у каждого ПСГ);
Один сетевой насос I подъема СЭ-5000-70-6 с электродвигателем 500 кВт;
Один сетевой насос II подъема СЭ-5000-160 с электродвигателем 1600 кВт.
3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ
При конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора выражается уравнениями:
При постоянном давлении в конденсаторе
P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);
Q 0 = 15,6 + 2,04N т;
G 0 = 6,6 + 3,72N т + 0,11(N т - 69,2);
При постоянном расходе (W = 8000 м3/ч) и температуре (t 1в = 20 °С) охлаждающей воды
Q 0 = 13,2 + 2,10N т;
G 0 = 3,6 + 3,80N т + 0,15(N т - 68,4).
Приведенные уравнения действительны в пределах изменения мощности от 40 до 80 МВт.
Расходы теплоты и свежего пара при конденсационном режиме для заданной мощности определяются по приведенным зависимостям с последующим введением необходимых поправок по соответствующим графикам. Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от номинальных (для которых составлена Типовая характеристика) и служат для пересчета данных характеристики на эксплуатационные условия. При обратном пересчете знаки поправок меняются на обратные.
Поправки корректируют расходы теплоты и свежего пара при неизменной мощности. При отклонении нескольких параметров от номинальных значений поправки алгебраически суммируются.
4. РЕЖИМ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ
При включенных регулируемых отборах турбоагрегат может работать при одноступенчатой и двухступенчатой схемах подогрева сетевой воды. Возможна также работа без теплофикационного отбора с одним производственным. Соответствующие типовые диаграммы режимов по расходу пара и зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора даны на рис. - , а удельные выработки электроэнергии на тепловом потреблении на рис. - .
Диаграммы режимов рассчитаны по схеме, применяемой ПОТ ЛМЗ, и изображены на двух полях. Верхнее поле является диаграммой режимов (Гкал/ч) турбины с одним производственным отбором при Q т = 0.
При включении теплофикационной нагрузки и прочих неизменных условиях происходит разгрузка либо только 28 - 30-й ступеней (при включенном одном нижнем сетевом подогревателе), либо 26 - 30-й ступеней (при включенных двух сетевых подогревателях) и снижение мощности турбины.
Значение снижения мощности зависит от теплофикационной нагрузки и определяется
ΔN Qт = KQ т,
где K - определенное при испытаниях удельное изменение мощности турбины ΔN Qт/ΔQ т, равное 0,160 МВт/(Гкал · ч) при одноступенчатом подогреве, и 0,183 МВт/(Гкал · ч) при двухступенчатом подогреве сетевой воды (рис. 31 и 32).
Отсюда следует, что расход свежего пара при заданной мощности N т и двух (производственном и теплофикационном) отборах будет по верхнему полю соответствовать некоторой фиктивной мощности N фт и одному производственному отбору
N фт = N т + ΔN Qт.
Наклонные прямые нижнего поля диаграммы позволяют определить графически по заданной мощности турбины и теплофикационной нагрузке значение N фт, а по нему и производственному отбору расход свежего пара.
Значения удельных расходов теплоты и удельных выработок электроэнергии на тепловом потреблении подсчитаны по данным, взятым из расчета диаграмм режимов.
В основе графиков зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора лежат те же соображения, что и в основе диаграммы режимов ПОТ ЛМЗ.
График такого типа предложен турбинным цехом МГП ПО «Союзтехэнерго» («Промышленная энергетика», 1978, № 2). Он предпочтительнее системы графиков q т = f (N т, Q т) при различных Q п = const, поскольку пользование им удобнее. Графики удельного расхода теплоты по соображениям непринципиального характера выполнены без нижнего поля; методика пользования ими пояснена примерами.
Данных, характеризующих режим при трехступенчатом подогреве сетевой воды, типовая характеристика не содержит, поскольку такой режим на установках данного типа в период проведения испытаний нигде не был освоен.
Влияние отклонений параметров от принятых при расчете Типовой характеристики за номинальные учитывается двояко:
а) параметров, не влияющих на теплопотребление в котле и отпуск теплоты потребителю при неизменных массовых расходах G 0, G п и G т, - внесением поправок к заданной мощности N т(N т + KQ т).
Соответственно этой исправленной мощности по рис. - определяются расход свежего пара, удельный расход теплоты и полный расход теплоты;
б) поправки на P 0, t 0 и P п вносятся к найденным после внесения указанных выше поправок к расходу свежего пара и полному расходу теплоты, после чего подсчитывается расход свежего пара и расход теплоты (полный и удельный) для заданных условий.
Данные для поправочных кривых на давление свежего пара рассчитаны с использованием результатов испытания; все прочие поправочные кривые составлены на основе данных ПОТ ЛМЗ.
5. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ, РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА И УДЕЛЬНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ВЫРАБОТОК
Пример 1. Конденсационный режим с отключенными регуляторами давления в отборах.
Дано: N т = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); G пит = 0,93G 0; Δt пит = t пит - t нпит = -7 °С.
Требуется определить полный и удельный расходы теплоты брутто и расход свежего пара при заданных условиях.
Последовательность и результаты приведены в табл. .
Таблица П1
Обозначение |
Способ определения |
Полученное значение |
Расход свежего пара при номинальных условиях, т/ч |
Температуры свежего пара |
Расхода питательной воды |
Суммарная поправка к удельному расходу теплоты, % |
Удельный расход теплоты при заданных условиях, ккал/(кВт · ч) |
Полный расход теплоты при заданных условиях, Гкал/ч |
Q 0 = q тN т10-3 |
Поправки к расходу пара на отклонение условий от номинальных, %: |
Давления свежего пара |
Температуры свежего пара |
Давления отработавшего пара |
Расхода питательной воды |
Температуры питательной воды |
Суммарная поправка к расходу свежего пара, % |
Расход свежего пара при заданных условиях, т/ч |
Таблица П2
* При внесении поправки к мощности на давление в верхнем теплофикационном отборе Р ВТО, отличное от 0,12 (1,2 кгс/см2), результат будет отвечать температуре обратной воды, соответствующей заданному давлению по кривой τ2р = f (P ВТО) на рис. , т.е. 60 °С. ** В случае заметного отличия G ЧСДвх" от G ЧСДвх все значения в пп. 4 - 11 следует проверить по уточненному G ЧСДвх. Расчет удельных теплофикационных выработок проводится аналогично приведенному в примере . Выработка теплофикационного отбора и поправка к ней на фактическое давление Р ВТО определяется по рис. , б и , б . Пример 4. Режим без теплофикационного отбора. Дано: N т = 80 МВт; Q п = 120 Гкал/ч; Q т = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 7,65 |
Давление в верхнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)* |
Р ВТО |
Рис. по G ЧСДвх" |
Давление в нижнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)* |
Р НТО |
Рис. по G ЧСДвх" |
* Давления в отборах ЧСНД и температура конденсата по ПНД могут быть определены по графикам конденсационного режима в зависимости от G ЧСДвх, при соотношении G ЧСДвх/G 0 = 0,83.
6. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Наименование |
Обозначение |
Мощность, МВт: |
электрическая на выводах генератора |
N т, N тф |
внутренняя части высокого давления |
N iЧВД |
внутренняя части среднего и низкого давления |
N iЧСНД |
суммарные потери турбоагрегата |
Σ∆N пот |
электромеханический КПД |
Цилиндр (или часть) высокого давления |
Цилиндр низкого (или часть среднего и низкого) давления |
ЦСД (ЧСНД) |
Расход пара, т/ч: |
на турбину |
на производство |
на теплофикацию |
на регенерацию |
G ПВД, G ПНД, G д |
через последнюю ступень ЧВД |
G ЧВДскв |
на входе в ЧСД |
G ЧСДвх |
на входе в ЧНД |
G ЧНДвх |
в конденсатор |
Расход питательной воды, т/ч |
Расход возвращаемого конденсата производственного отбора, т/ч |
Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч |
Расход теплоты на турбоустановку, Гкал/ч |
Расход теплоты на производство, Гкал/ч |
Абсолютное давление, (кгс/см2): |
перед стопорным клапаном |
за регулирующими и перегрузочным клапанами |
PI -IV кл, P пер |
в камере регулирующей ступени |
P р.ст |
в камерах нерегулируемых отборов |
PI -VII п |
в камере производственного отбора |
в камере верхнего теплофикационного отбора |
в камере нижнего теплофикационного отбора |
в конденсаторе, кПа (кгс/см2) |
Температура (°С), энтальпия, ккал/кг: |
свежего пара перед стопорным клапаном |
t 0, i 0 |
пара в камере производственного отбора |
конденсата за ПНД |
t к, t к1, t к2, t к3, t к4 |
возвращаемого конденсата производственного отбора |
питательной воды за ПВД |
t пит5, t пит6, t пит7 |
питательной воды за установкой |
t пит, i пит |
сетевой воды при входе в установку и выходе из нее |
охлаждающей воды при входе в конденсатор и выходе из него |
t 1в, t 2в |
Повышение энтальпии питательной воды в насосе |
∆i ПЭН |
Удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии, ккал/(кВт · ч) |
q т, q тф |
Удельная теплофикационная выработка электроэнергии, кВт ·ч/Гкал: |
паром производственного отбора |
паром теплофикационного отбора |
Коэффициенты для пересчета в систему СИ: |
1 т/ч - 0,278 кг/с; 1 кгс/см2 - 0,0981 МПа или 98,1 кПа; 1 ккал/кг - 4,18168 кДж/кг |
ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-80/100-130/13
МОЩНОСТЬЮ 80 МВт
Паровая конденсационная турбина ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофикационными) номинальной мощностью 80 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2 при работе в блоке с котельным агрегатом.
Турбина имеет регенеративное устройство для подогрева питательной воды, сетевые подогреватели для ступенчатого подогрева сетевой воды и должна работать совместно с конденсационной установкой (рис. 2).
Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах, которые представленны в табл.1.
Турбина имеет регулируемые отборы пара: производственный с давлением 13±3 кгс/см 2 абс.; два теплофикационных отбора (для подогрева сетевой воды): верхний с давлением 0,5-2,5 кгс/см 2 абс.; нижний-0,3-1 кгс/см 2 абс.
Регулирование давления осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере нижнего теплофикационного отбора.
Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах, в нижнем - при включенном одном нижнем теплофикационном отборе.
Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД, которые питаются паром из отборов турбины (регулируемых и нерегулируемых).
Данные о регенеративных отборах приведены в табл. 2 и соответствуют параметрам по всем показателям.
Таблица 1 Таблица 2
Подогреватель |
Параметры пара в камере отбора |
Количество отбираемого пара, т/ч |
|
Давление, кгс/см 2 абс. |
Температура, С |
||
ПВД № 6 |
|||
Деаэратор |
|||
ПНД № 2 |
|||
ПНД № 1 |
Питательная вода, поступающая из деаэратора в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158° С.
При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч, температуре охлаждающей воды 20° С, полностью включенной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара, при работе турбоустановки по схеме с деаэратором 6 кгс/см 2 абс. со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины регулируемых отборов: номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт; производственный отбор 185 т/ч при давлении 13 кгс/см 2 абс.; суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч при давлениях: в верхнем отборе 1 кгс/см 2 абс. и в нижнем отборе 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальная величина производственного отбора при давлении в камере отбора 13 кгс/см 2 абс. составляет 300 т/ч; при этой величине производственного отбора и отсутствии теплофикационных отборов мощность турбины составит 70 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии теплофикационных отборов максимальный производственный отбор составит около 245 т/ч; максимальная суммарная величина теплофикационных отборов равна 200 т/ч; при этой величине отбора и отсутствии производственного отбора мощность составит около 76 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора максимальные теплофикационные отборы составят 150 т/ч. Кроме того, номинальная мощность 80 МВт может быть достигнута при максимальном теплофикационном отборе 200 т/ч и производственном отборе 40 т/ч.
Допускается длительная работа турбины при следующих отклонениях основных параметров от номинальных: давления свежего пара 125- 135 кгс/см 2 абс.; температуры свежего пара 545- 560° С; повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С и расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч; одновременном уменьшении величины производственного и теплофикационных отборов пара до нуля.
При повышении давления свежего пара до 140 кгс/см 2 абс. и температуры до 565° С допускается работа турбины в течение не более 30 мин, а общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.
Длительная работа турбины с максимальной мощностью 100 МВт при определенных сочетаниях производственного и теплофикационных отборов зависит от величины отборов и определяется диаграммой режимов.
Не допускается работа турбины: при давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см 2 абс. и в камере теплофикационного отбора выше 2,5 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере регулирующего колеса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см 2 абс.; при включенных регуляторах давления и давлениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см 2 абс., и в камере нижнего теплофикационного отбора ниже 0,3 кгс/см 2 абс.; на выхлоп в атмосферу; температуре выхлопной части турбины выше 70° С; по временной незаконченной схеме установки; при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним теплофикационным отбором.
Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины.
Лопаточный агрегат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц (3000 об/мин).
Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49-50,5 Гц, кратковременная работа при минимальной частоте 48,5 Гц, пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и горячего состояний.
Ориентировочная продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки): из холодного состояния-5 ч; через 48 ч простоя-3 ч. 40 мин; через 24 ч простоя-2 ч 30 мин; через 6-8 ч простоя - 1 ч 15 мин.
Допускается работа турбины на холостом ходу после сброса нагрузки не более 15 мин, при условии охлаждения конденсатора циркуляционной водой и полностью открытой поворотной диафрагме.
Гарантийные расходы тепла. В табл. 3 приведены гарантийные удельные расходы тепла. Удельный расход пара гарантируется с допуском 1 % сверх допуска на точность испытаний.
Таблица 3
Мощность на клеммах генератора, МВт |
Производственный отбор |
Теплофикационный отбор |
Температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, ПСГ 1, °С |
КПД генератора, % |
Температура подогрева питательной воды, °С |
Удельный расход тепла, ккал/кВтч |
||
Давление, кгс/см 2 абс. |
Давление, кгс/см 2 абс. |
Количество отбираемого пара, т/ч |
||||||
* Регуляторы давления в отборах выключены .
Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.
Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая (до верхнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления, вторая (между теплофикационными отборами) имеет две ступени давления и третья имеет регулирующую ступень и две ступени давления.
Ротор высокого давления цельнокованый. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.
Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120-2 соединяются посредством жесткой муфты.
Критические числа оборотов валопровода турбины и генератора в минуту: 1 580; 2214; 2470; 4650 соответствуют I, II, III и IV тонам поперечных колебаний.
Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.
По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.
Теплофикационные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД. По выходе из последних ступеней ЦНД турбины отработанный пар попадает в конденсатор поверхностного типа.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 1,03-1,05 кгс/см 2 абс. температуре около 140°С из коллектора, питаемого паром из уравнительной линии деаэратора (6 кгс/см 2 абс.) или парового пространства бака.
Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охладитель.
Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.
Регулирование и защита. Турбина снабжена гидравлической системой регулирования (рис. 3);
1- ограничитель мощности; 2-блок золотников регулятора скорости; 3-дистанционное управление; 4-сервомотор автоматического затвора; 5-регулятор частоты вращения; 6-регулятор безопасности; 7-золотники регулятора безопасности; 8-дистанционный указатель положения сервомотора; 9-сервомотор ЧВД; 10-сервомотор ЧСД; 11-сервомотор ЧНД; 12-электрогидравлический преобразователь (ЭГП); 13-суммирующие золотники; 14-аварийный электронасос; 15-резервный электронасос смазки; 16-пусковой электронасос системы регулирования (переменного тока);
I -напорная линия 20 кгс/см 2 абс.; II -линия к золотнику сервомотора ЦВД; III -линия к золотнику сервомотора Ч"СД; IV-линия к золотник у сервомотора ЧНД; V-линия всасывания центробежного главного насоса; VI-линия смазки до маслоохладителей; VII-линия к автоматическому затвору; VIII-линия от суммирующих золотников к регулятору скорости; IX-линия дополнительной защиты; Х- прочие линии.
Рабочей жидкостью в системе является минеральное масло.
Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов перед ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляются регулятором частоты вращения и регуляторами давления отборов.
Регулятор предназначен для поддержания частоты вращения турбогенератора с неравномерностью около 4%. Он снабжен механизмом управления, который используется для: зарядки золотников регулятора безопасности и открытия автоматического затвора свежего пара; изменения частоты вращения турбогенератора, причем обеспечивается возможность синхронизации генератора при любой аварийной частоте в системе; поддержания заданной нагрузки генератора при параллельной работе генератора; поддержания нормальной частоты при одиночной работе генератора; повышения частоты вращения при испытании бойков регулятора безопасности.
Механизм управления может приводиться в действие как вручную-непосредственно у турбины, так и дистанционно-со щита управления.
Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 2 кгс/см 2 для производственного отбора и около 0,4 кгс/см 2 для теплофикационного отбора.
В системе регулирования имеется электрогидравлический преобразователь (ЭГП), на закрытие и открытие регулирующих клапанов которого воздействуют технологическая защита и противоаварийная автоматика энергосистемы.
Для защиты от недопустимого возрастания частоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-13% сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворотной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнительная защита на блоке золотников регулятора скорости, срабатывающая при повышении частоты на 11,5%.
Турбина снабжена электромагнитным выключателем, при срабатывании которого закрываются автоматический затвор, регулирующие клапаны и поворотная диафрагма ЧНД.
Воздействие на электромагнитный выключатель осуществляют: реле осевого сдвига при перемещении ротора в осевом направлении на величину,
превышающую предельно допустимую; вакуум-реле при недопустимом падении вакуума в конденсаторе до 470 мм рт. ст. (при снижении вакуума до 650 мм рт. ст. вакуум-реле подает предупредительный сигнал); потенциометры температуры свежего пара при недопустимом понижении температуры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с с одновременной подачей аварийного сигнала.
Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.
Обратные клапаны предназначены для предотвращения разгона турбины обратным потоком пара и установлены на трубопроводах (регулируемых и нерегулируемых) отборов пара. Клапаны закрываются противотоком пара и от автоматики.
Турбоагрегат оборудован электронными регуляторами с исполнительными механизмами для поддержания: заданного давления пара в коллекторе концевых уплотнений путем воздействия на клапан подачи пара из уравнительной линии деаэраторов 6 кгс/см 2 или из парового пространства бака; уровня в конденсатосборнике конденсатора с максимальным отклонением от заданного ±200 мм, (этим же регулятором включается рециркуляция конденсата при малых расходах пара в конденсаторе) ; уровня конденсата греющего пара во всех подогревателях системы регенерации, кроме ПНД № 1.
Турбоагрегат снабжен защитными устройствами: для совместного отключения всех ПВД с одновременным включением обводной линии и подачей сигнала (устройство срабатывает в случае аварийного повышения уровня конденсата вследствие повреждений или нарушений плотности трубной системы в одном из ПВД до первого предела); атмосферными клапанами-диафрагмами, которые установлены на выхлопных патрубках ЦНД и открываются при повышении давления в патрубках до 1,2 кгс/см 2 абс.
Система смазки предназначена для питания маслом Т-22 ГОСТ 32-74 системы регулирования и системы смазки подшипников.
В систему смазки до маслоохладителей масло подается при помощи двух инжекторов, включенных последовательно.
Для обслуживания турбогенератора в период его пуска предусматривается пусковой масляный электронасос с частотой вращения 1 500 об/мин.
Турбина снабжена одним резервным насосом с электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоянного тока.
При снижении давления смазки до соответствующих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включаются резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.
При давлении ниже допустимого турбина и валоповоротное устройство отключаются от сигнала РДС на электромагнитный выключатель.
Рабочая емкость бака сварной конструкции составляет 14 м 3 .
Для очистки масла от механических примесей в баке установлены фильтры. Конструкция бака позволяет производить быструю безопасную смену фильтров. Имеется фильтр тонкой очистки масла от механических примесей, обеспечивающий постоянную фильтрацию части расхода масла, потребляемого системами регулирования и смазки.
Для охлаждения масла предусматриваются два маслоохладителя (поверхностные вертикальные), предназначенных для работы на пресной охлаждающей воде из циркуляционной системы при температуре, не превышающей 33° С.
Конденсационное устройство, предназначенное для обслуживания турбоустановки, состоит из конденсатора, основных и пусковых эжекторов, конденсатных и циркуляционных насосов и водяных фильтров.
Поверхностный двухходовой конденсатор с общей поверхностью охлаждения 3 000 м 2 предназначен для работы на пресной охлаждающей воде. В нем предусмотрен отдельный встроенный пучок подогрева подпиточной или сетевой воды, поверхность нагрева которого составляет около 20% от всей поверхности конденсатора.
С конденсатором поставляется уравнительный сосуд для присоединения датчика электронного регулятора уровня, воздействующего на регулирующий и рециркуляционный клапаны, установленные на трубопроводе основного конденсата. Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД № 1.
Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов (один резервный), предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теплообмена и одного пускового эжектора для быстрого поднятия вакуума в конденсаторе до 500- 600 мм рт. ст.
В конденсационном устройстве устанавливаются два конденсатных насоса (один резервный) вертикального типа для откачки конденсата, подачи его в деаэратор через охладители эжектора, охладители уплотнений и ПНД. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.
Для механической очистки охлаждающей воды, поступающей к маслоохладителям и газоохладителям агрегата, устанавливаются фильтры с поворотными сетками для промывки на ходу.
Пусковой эжектор циркуляционной системы предназначен для заполнения системы водой перед пуском турбоустановки, а также для удаления воздуха при скоплении его в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и в верхних водяных камерах маслоохладителей.
Для срыва вакуума используется электрозадвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конденсатора, установленная у пускового эжектора.
Регенеративное устройство предназначено для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Установка состоит из поверхностного конденсатора рабочего пара, основного эжектора, поверхностных охладителей пара из лабиринтовых уплотнений, поверхностных ПНД, после которых конденсат турбины направляется в деаэратор поверхностных ПВД для подогрева питательной воды после деаэратора в количестве около 105% от максимального расхода пара турбиной.
ПНД № 1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой. ПВД №№ 5, 6 и 7 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.
ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.
ПВД и ПНД снабжены каждый, кроме ПНД № 1, регулирующим клапаном отвода конденсата, управляемым электронным "регулятором.
Слив конденсата греющего пара из подогревателей - каскадный. Из ПНД № 2 конденсат откачивается сливным насосом.
Конденсат из ПВД № 5 непосредственно направляется в деаэратор 6 кгс/см 2 абс. или при недостаточном давлении в подогревателе при малых нагрузках турбины автоматически переключается на слив в ПНД.
Характеристики основного оборудования регенеративной установки приведены в табл. 4.
Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринтовых уплотнений турбины поставляется специальный вакуумный охладитель СП.
Отсос пара из промежуточных отсеков лабиринтовых уплотнений турбины производится в охладитель вертикального типа СО. Охладитель включен в регенеративную схему подогрева основного конденсата после ПНД № 1.
Конструкция охладителя аналогична конструкции подогревателей низкого давления.
Подогрев сетевой воды осуществляется в установке, состоящей из двух сетевых подогревателей № 1 и 2 (ПСГ № 1 и 2), включенных по пару соответственно в нижний и верхний отопительные отборы. Тип сетевых подогревателей-ПСГ-1300-3-8-1.
Наименование оборудования |
Поверхность нагрева, м 2 |
Параметры рабочей среды |
Давление, кгс/см 2 абс., при гидравлическом испытании в пространствах |
|||
Расход воды, м 3 /ч |
Сопротив-ление, м вод. ст. |
|||||
Встроен в конденсатор |
||||||
ПНД №2 |
ПН-130-16-9-II |
|||||
ПНД №3 |
||||||
ПНД №4 |
||||||
ПНД №5 |
ПВ-425-230-23-1 |
|||||
ПНД №6 |
ПВ-425-230-35-1 |
|||||
ПНД №7 |
||||||
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений |
ПН-130-1-16-9-11 |
|||||
Охладитель пара из концевых камер уплотнений |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Аннотация
В данной курсовой работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины
ПТ-80/100-130/13 при температуре окружающей среды, рассчитана система регенеративного подогрева и сетевых подогревателей, а также показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока.
В приложении приведены принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки ПТ-80/100-130/13, график температур сетевой воды и теплофикационной нагрузки, h-s диаграмма расширения пара в турбине, диаграмма режимов турбоустановки ПТ-80/100-130/13, общий вид подогревателя высокого давления ПВ-350-230-50, спецификация общего вида ПВ-350-230-50, продольный разрез турбоустановки ПТ-80/100-130/13, спецификация общего вида вспомогательного оборудования, входящего в схему ТЭС.
Работа составлена на 45-х листах и включает в себя, 6 таблиц и 17 иллюстраций. В работе было использовано 5 литературных источников.
Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования.
Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.
Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 Споступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.
В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).
Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.
На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.
Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247) 0 С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.
Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) - в ПВД-6, третий (из ЦВД) - в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) - в ПНД-4, пятый (из ЧСД) - в ПНД-3, шестой (из ЧСД) - в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) - в ПНД-1 и в ПСГ1.
Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 о С, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.
Пар из штоков уплотнений в количестве D шт = 0,003D 0 идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения - в ПС.
Продувка котла - двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.
Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13
2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ- 80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки
Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки производится исходя из заданного расхода пара на турбину. В результате расчета определяют:
? электрическую мощность турбоагрегата - W э;
? энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:
б. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;
в. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление;
г. удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;
д. удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии.
2.1 Исходные данные для расчета
Давление свежего пара -
Температура свежего пара -
Давление в конденсаторе - P к =0,00226 МПа
Параметры пара производственного отбора:
расход пара -
подающей - ,
обратной - .
Расход свежего пара на турбину -
Значения КПД элементов тепловой схемы приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1. КПД элементов тепловой схемы
Элемент тепловой схемы |
Коэффициент полезного действия |
||
Обозначение |
Значение |
||
Расширитель непрерывной продувки |
|||
Нижний сетевой подогреватель |
|||
Верхний сетевой подогреватель |
|||
Система регенеративного подогрева: |
|||
Питательный насос |
|||
Деаэратор питательной воды |
|||
Охладитель продувки |
|||
Подогреватель очищенной воды |
|||
Деаэратор конденсационной воды |
|||
Смесители |
|||
Подогреватель уплотнений |
|||
Эжектор уплотнений |
|||
Трубопроводы |
|||
Генератор |
|||
2.2 Расчет давлений в отборах турбины
Тепловая нагрузка ТЭЦ определяется потребностями производственного потребителя пара и отпуском теплоты внешнему потребителю на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.
Для расчета характеристик тепловой эффективности ТЭЦ промышленно-теплофикационной турбиной на режиме повышенной нагрузки (ниже -5єС) необходимо определить давление пара в отборах турбины. Это давление устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды.
В данной курсовой работе принят постоянный отбор пара на технологические (производственные) нужды внешнего потребителя, который равен с давлением, что соответствует номинальному режиму работы турбоустановки, следовательно, давление в нерегулируемых отборах турбины №1 и №2 равно: ,
Параметры пара в отборах турбины при номинальном режиме известны из ее основных технических характеристик.
Необходимо определить действительное (т.е. для заданного режима) значение давления в теплофикационном отборе. Для этого выполняется следующая последовательность действий:
1. По заданной величине и выбранному (заданному) температурному графику теплосети определяем температуру сетевой воды за сетевыми подогревателями при данной температуре наружного воздуха t НАР
t ВС = t О.С + б ТЭЦ (t П.С - t О.С)
t ВС = 55,6+ 0,6 (106,5 - 55,6)=86,14 0 С
2. По принятой величине недогрева воды и и значению t ВС находим температуру насыщения в сетевом подогревателе:
= t ВС + и
86,14 + 4,3 = 90,44 0 С
Затем по таблицам насыщения для воды и водяного пара определяем давление пара в сетевом подогревателе Р ВС =0,07136 МПа.
3. Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель достигает 60% от всей нагрузки на бойлерную
t НС = t О.С + 0,6 (t В.С - t О.С)
t НС = 55,6+ 0,6 (86,14 - 55,6)=73,924 0 С
По таблицам насыщения для воды и водяного пара определяем давление пара в сетевом подогревателе Р Н С =0,04411 МПа.
4. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам:
где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем:; ;
5. По значению давления пара (Р 6 ) в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между промышленным отбором №3 и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы):
где D 0 , D , Р 60 , Р 6 - расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.
2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h - S диаграмме
По описанной ниже методике и найденным в предыдущем пункте значениям давлений в отборах построим диаграмму процесса расширения пара в проточной части турбины при t нар =- 15 є С.
Точка пересечения на h , s - диаграмме изобары с изотермой определяет энтальпию свежего пара (точка 0 ).
Потери давления свежего пара в стопорном и регулирующим клапанах и тракте паров пуска при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому давление пара перед первой ступенью турбины равно:
На h , s - диаграмме отмечается точка пересечения изобары с уровнем энтальпии свежего пара (точка 0 /).
Для расчета параметров пара на выходе каждого отсека турбины мы располагаем величинами внутренних относительных КПД отсеков.
Таблица 2.2. Внутренние относительные КПД турбины по отсекам
Из полученной точки (точка 0 /) вертикально вниз (по изоэнтропе) проводится линия до пересечения с изобарой давления в отборе №3 . Энтальпия точки пересечения равна.
Энтальпия пара в камере третьего регенеративного отбора в реальном процессе расширения равна:
Аналогично на h,s - диаграмме находятся точки, соответствующие состоянию пара в камере шестого и седьмого отборов.
После построения процесса расширения пара в h , S - диаграмме на него наносятся изобары нерегулируемых отборов на регенеративные подогреватели Р 1 , Р 2 , Р 4 , Р 5 и устанавливаются энтальпии пара в этих отборах.
Построенные на h,s - диаграмме точки соединяются линией, которая отражает процесс расширения пара в проточной части турбины. График процесса расширения пара приведен на рис.А.1. (Приложение А).
По построенной h,s - диаграмме определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии. Все параметры приведены в таблице 2.3.
2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях
Давление в регенеративных подогревателях меньше давления в камерах отборов на величину потерь давления из-за гидравлического сопротивления трубопроводов отбора, предохранительной и запорной арматуры.
1. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными:
Давление насыщенного водяного пара в деаэраторах питательной и конденсационной воды известно из их технических характеристик и равно соответственно,
2. По таблице свойств воды и пара в состоянии насыщения , по найденным давлениям насыщения определяем температуры и энтальпии конденсата греющего пара.
3. Принимаем недогрев воды:
В регенеративных подогревателях высокого давления - 2є С
В регенеративных подогревателях низкого давления - 5є С ,
В деаэраторах - 0є С ,
следовательно, температура воды на выходе из этих подогревателей равна:
, є С
4. Давление воды за соответствующими подогревателями определяется гидравлическим сопротивлением тракта и режимом работы насосов. Значения этих давлений принимаются и приведены в таблице 2.3.
5. По таблицам для воды и перегретого пара , определяем энтальпию воды после подогревателей (по значениям и):
6. Подогрев воды в подогревателе определяется как разность энтальпий воды на входе и выходе из подогревателя:
, кДж/кг ;
кДж/кг ;
кДж/кг ;
кДж/кг ;
кДж/кг
кДж/кг ;
кДж/кг ;
кДж/кг ;
кДж/кг ,
где - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя уплотнений. В данной работе эта величина принимается равной.
7. Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе:
2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке
Для удобства дальнейшего расчета параметры пара и воды в турбоустановке, рассчитанные выше, сведены в таблице 2.3.
Данные о параметрах пара и воды в охладителях дренажа приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.3. Параметры пара и воды в турбоустановке
p, Мпа |
t, 0 С |
h, кДж/кг |
p", Мпа |
t" H , 0 С |
h B H , кДж/кг |
0 С |
p B , МПа |
t П , 0 С |
h B П , кДж/кг |
кДж/кг |
||
Таблица 2.4. Параметры пара и воды в охладителях дренажа
2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы
Расчет выполняется в следующем порядке:
1. Расход пара на турбину при расчетном режиме.
2.Утечки пара через уплотнения
Принимаем, тогда
4. Расход питательной воды на котел (с учетом продувки)
где - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку
D пр =(б пр /100)· D пг =(1,5/100)·131,15=1,968 кг/с
5. Выход пара из расширителя продувки
где - доля пара, выделяющегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки
6.Выход продувочной воды из расширителя
7.Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ХВО)
где - коэффициент возврата конденсата от
производственных потребителей, принимаем;
Расчет расходов пара в регенеративные и сетевые подогреватели в деаэратор и конденсатор, а также расходов конденсата через подогреватели и смесители основывается на уравнениях материальных и тепловых балансов.
Балансовые уравнения составляются последовательно для каждого элемента тепловой схемы.
Первым этапом расчета тепловой схемы турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины и температурного графика. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления.
2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная )
Таблица 2.5. Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке
Показатель |
Нижний подогреватель |
Верхний подогреватель |
|
Греющий пар Давление в отборе Р, МПа |
|||
Давление в подогревателе Р?, МПа |
|||
Температура пара t,єС |
|||
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг |
|||
Конденсат греющего пара Температура насыщения tн,єС |
|||
Энтальпия при насыщении h?, кДж/кг |
|||
Сетевая вода Недогрев в подогревателе Инс, Ивс,єС |
|||
Температура на входе tос, tнс, єС |
|||
Энтальпия на входе, кДж/кг |
|||
Температура на выходе tнс,tвс, єС |
|||
Энтальпия на выходе, кДж/кг |
|||
Подогрев в подогревателе фнс, фвс, кДж/кг |
Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.
1.Расход сетевой воды для рассчитываемого режима
2.Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя
Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель
из табл.2.1.
3.Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя
Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель
Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)
ПВД 7
Уравнение теплового баланса ПВД7
Расход греющего пара на ПВД7
ПВД 6
Уравнение теплового баланса ПВД6
Расход греющего пара на ПВД6
тепло, отводимое из дренажа ОД2
Питательный насос (ПН)
Давление после ПН
Давление в насосе в ПН
Перепад давления
Удельный объем воды в ПН v ПН - определяем из таблиц по значению
Р ПН.
КПД питательного насоса
Подогрев воды в ПН
Энтальпия после ПН
Где - из таблицы 2.3;
Уравнение теплового баланса ПВД5
Расход греющего пара на ПВД5
Таблица 2.6. Расходы пара по отборам турбины
№ отбора |
Обозначение |
Расход пара, кг/с |
|
D 1 =D П1 |
|||
D 2 =D П2 |
|||
D 3 =D П3 +D Д +D П |
|||
D 4 =D П4 |
|||
D 5 = D НС + D П5 |
|||
D 6 =D П6 +D ВС ++D ПСВ |
|||
D 7 =D П7 +D HC |
Суммарный расход пара из отборов турбины
Поток пара в конденсатор после турбины:
Погрешность по балансу пара и конденсата
Так как погрешность по балансу пара и конденсата не превышает допустимую, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.
В результате расчёта тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на режиме повышенной нагрузки при температуре окружающей среды воздуха получены следующие значения основных параметров, характеризующие электростанцию такого типа:
Расходы пара в отборах турбины
Расходы греющего пара на сетевые подогреватели
Отпуск тепла на отопление турбоустановкой
Q Т = 72,22МВт;
Отпуск тепла турбоустановкой на производственные потребители
Q П = 141,36 МВт;
Общий расход теплоты на внешних потребителей
Q ТП = 231,58 МВт;
Мощность на клеммах генератора
N э =80,97 МВт;
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии
КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление
Удельный расход топлива на производство электроэнергии
b Э У = 162,27г/кВт/ч
Удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии
b Т У = 40,427 кг/ГДж
Полный КПД ТЭЦ «брутто»
Полный КПД ТЭЦ «нетто»
Удельный расход условного топлива на станцию "нетто"
Список литературы
1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1976.-447с.
2. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. - М.: Изд. МЭИ, 1999. - 168с.
3. Полещук И.З. Составление и расчет принципиальных тепловых схем ТЭЦ. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “ТЭС и АЭС”, /Уфимский гос. авиац. тех.ун - т. - Уфа, 2003.
4. Стандарт предприятия (СТП УГАТУ 002-98). Требования к построению, изложению, оформлению.-Уфа.:1998.
5. Бойко Е.А. Паротрубинные энергетические установки ТЭС: Справочное пособие - ИПЦ КГТУ, 2006. -152с
6. . Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. - 3-е изд. - М.: Изд МЭИ, 2003. - 648с.: ил. - (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).
7. . Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ Под ред. А.Г, Костюка, В.В. Фролова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд МЭИ, 2001. - 488 с.
8. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: Учебное электронное издание/Полещук И.З.. - ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.
Условные обозначения энергетических установок, оборудования и их элементов (в т ексте, на рисунках, в индексах)
Д - деаэратор питательной воды;
ДН - дренажный насос;
К - конденсатор,котел;
КН - конденсатный насос;
ОЭ - охладитель дренажа;
ПрТС - принципиальная тепловая схема;
ПВД, ПНД - подогреватель регенеративный (высокого, низкого давления);
ПВК - пиковый водогрейный котёл;
ПГ - парогенератор;
ПЕ - пароперегреватель (первичный);
ПН - питательный насос;
ПС - подогреватель сальниковый;
ПСГ - сетевой подогреватель горизонтальный;
ПСВ - подогреватель сырой воды;
ПТ - паровая турбина; теплофикационная турбина с промышленным и отопительным отборами пара;
ПХОВ - подогреватель химически очищенной воды;
ПЭ - охладитель эжектора;
Р - расширитель;
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
СМ - смеситель;
СХ - сальниковый холодильник;
ЦВД - цилиндр высокого давления;
ЦНД - цилиндр низкого давления;
ЭГ - электрогенератор;
Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.
курсовая работа , добавлен 19.03.2012
Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.
курсовая работа , добавлен 05.12.2012
Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.
дипломная работа , добавлен 02.09.2010
Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.
курсовая работа , добавлен 17.09.2012
Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.
курсовая работа , добавлен 10.06.2010
Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.
курсовая работа , добавлен 25.12.2012
Расчет паровой турбины, параметры основных элементов принципиальной схемы паротурбинной установки и предварительное построение теплового процесса расширения пара в турбине в h-s-диаграмме. Экономические показатели паротурбинной установки с регенерацией.
курсовая работа , добавлен 16.07.2013
Составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС. Определение параметров рабочего тела, расходов пара в отборах турбоагрегата, внутренней мощности и показателей тепловой экономичности и блока в целом. Мощность насосов конденсатно-питательного тракта.
курсовая работа , добавлен 14.12.2010
Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.
курсовая работа , добавлен 19.03.2014
Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.