Одновальна парова турбіна Т 100/120-130 номінальною потужністю 100МВт при 3000 обр/хв. З конденсацією та двома опалювальними відборами пара призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струму, типу ТВФ-100-2потужністю 100МВт з водневим охолодженням.
Турбіна розрахована на роботу з параметрами свіжої пари 130 ата та температурою 565С, виміряні перед стопорним клапаном.
Номінальна температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор 20С.
Турбіна має два опалювальні відбори: верхній та нижній, призначені для ступінчатого підігріву мережевої води в бойлерах.
Турбіна може приймати навантаження до 120МВТ за певних величин опалювальних відборів пари.
Турбіна конденсаційна з регульованими відборами пари на виробництво та теплофікацію без промперегріву, двоциліндрова, однопоточна, потужністю 65 МВт.
Турбіна розрахована на роботу зі наступними параметрамипара:
Тиск перед турбіною 130 кгс/см 2
Температура пари перед турбіною 555 °С,
Тиск пари у виробничому відборі 10-18 кгс/см 2 ,
Тиск пари в теплофікаційному відборі 0,6-1,5 кгс/см 2
Номінальний тиск пари в конденсаторі 0,04 кгс/см2.
Максимальна витрата пари на турбіну становить 400 т/год, максимальний відбір пари на виробництво - 250 т/год, максимальна кількість тепла, що відпускається. гарячою водою- 90 Гкал/год.
Регенеративне встановлення турбіни складається з чотирьох підігрівачів низького тиску, деаератора 6 кгс/см 2 та трьох підігрівачів високого тиску. Частина води, що охолоджує, після конденсатора відбирається на водоприготувальну установку.
Одновальна парова турбіна Т-50-130 номінальною потужністю 50 МВт при 3000 об/хв з конденсацією та двома опалювальними відборами пари призначена для приводу генератора змінного струму типу ТВФ 60-2 потужністю 50 МВт з водневим охолодженням. Управління пущеною в роботу турбіною проводитися з щита контролю та управління.
Турбіна розрахована для роботи з параметрами свіжої пари 130 ата, 565 З 0 виміряними перед стопорним клапаном. Номінальна температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор 20 С 0 .
Турбіна має два опалювальні відбори, верхній та нижній, призначені для ступінчастого підігріву мережевої води в бойлерах. Підігрів живильної води здійснюється послідовно в холодильниках основного ежектора та ежектора відсмоктування пари з ущільнень сальниковим підігрівачем, чотирьох ПНД та трьох ПВД. ПНД №1 та №2 харчуються парою з опалювальних відборів, а решта п'ять - з нерегульованих відборів після 9, 11, 14, 17, 19 ступенів.
Основним призначенням конденсаційного пристрою є конденсація пари турбіна, що відпрацював, і забезпечення оптимального тиску пари за турбіною при номінальних умовах роботи.
Крім підтримки тиску відпрацьованої пари на необхідному для економічної роботи турбоустановки рівні, забезпечує підтримку конденсату пари, що відпрацювала, і її якість відповідне вимогам ПТЕ і відсутність переохолодження по відношенню до температури насичення в конденсаторі.
|
Тип до та після перемаркування |
Тип конденсатора |
Розрахункова кількість води, що охолоджує, т/ ч |
Номінальна витрата пари на конденсатор, т/год. |
|
|
демонтаж |
||||
Технічні дані конденсатора 65КЦСТ:
Поверхня теплопередачі, м 3 3000
Кількість труб, що охолоджують, шт. 5470
Внутрішній та зовнішній діаметр, мм 23/25
Довжина конденсаторних труб, мм 7000
Матеріал труб - мідно-нікелевий сплав МНЖ5-1
Номінальна витрата води, що охолоджує, м 3 /год 8000
Число ходів води, що охолоджує, шт. 2
Число потоків охолоджувальної води, прим. 2
Маса конденсатора без води, т. 60,3
Маса конденсатора із заповненим водяним простором, т 92,3
Маса конденсатора із заповненим паровим простором при гідровипробуванні, т 150,3
Коефіцієнт чистоти труб, прийнятий у тепловому розрахунку конденсатора 0,9
Тиск води, що охолоджує, МПа (кгс/см 2) 0,2(2,0)
Представлені як нормативні характеристики конденсаторів турбін, що мають теплофікаційний або виробничий відбір, складені на підставі наступних матеріалів:
Результати випробувань конденсаторів К2-3000-2, К2-3000-1, 50КЦС-6А;
Характеристики конденсаторів К2-3000-2, 60КЦС та 80КЦС, отриманих при випробуванні турбін Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ;
- «Нормативних характеристик конденсаційних установок парових турбін типу К» (М: СЦНТІ ОРГРЕС, 1974);
Розробок ВТІ ім. Ф.Е. Дзержинського з теплового розрахунку та проектування поверхні охолодження конденсаторів турбін великої потужності.
На підставі аналізу зазначених матеріалів та порівняння дослідних та розрахункових характеристик була розроблена методика складання нормативних характеристик.
Зіставлення дослідних характеристик конденсаторів, насамперед середнього коефіцієнта теплопередачі, з розрахунковими характеристиками, визначеними за методикою ВТІ та рекомендованими для інженерних розрахунків, показало хорошу їхню збіжність.
Нормативні характеристики розраховані за середнім коефіцієнтом теплопередачі з урахуванням результатів проведених промислових випробувань конденсаторів.
Нормативні характеристики побудовані для сезонної зміни температури охолодної води від 0 - 1 ° С (зимовий режим) до 35 ° С (літній режим) та витрат охолодної води, що змінюються від 0,5 до 1,0 номінального значення.
Показники складені для конденсаторів з експлуатаційно чистою поверхнею охолодження, тобто. з найбільшою досяжною за умов електростанцій чистотою поверхні охолодження конденсаторів з водяного боку.
Експлуатаційна чистота досягається або профілактичними заходами, що запобігають забруднення трубок, або проведенням періодичного очищення трубок конденсатора застосовуваним на даній електростанції способом (металевими йоржами, гумовими пробками, «термічним сушінням» гарячим повітрям з подальшим промиванням струменем води, прострілкою водоповітряним пістолетом, хімічної проми).
Повітряна щільність вакуумних системтурбоустановок має відповідати нормам ПТЕ; видалення газів, що не конденсуються, повинно забезпечуватися роботою одного повітровидалюючого пристрою в діапазоні парових навантажень конденсатора від 0,1 до 1,0 номінальної.
У цих Нормативних характеристиках наведено характеристики конденсаторів теплофікаційних турбін наступних типів:
Т-50-130 ТМЗ, конденсатор К2-3000-2;
ПТ-60-130/13 ЛМЗ, конденсатор 60КЦС;
ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ, конденсатор 80КЦС.
* Для турбін ПТ-60-130 ЛМЗ, обладнаних конденсаторами 50КЦС-6 та 50КЦС-6А, використовувати характеристику конденсатора 50КЦС-5, наведену в «Нормативних характеристиках конденсаційних установок парових турбін типу К».
При складанні «Нормативних характеристик» прийнято такі основні позначення:
D 2 - витрата пари в конденсатор ( парова навантаженняконденсатора), т/год;
рн2 - нормативний тиск пари в конденсаторі, кгс/см2**;
р 2 - фактичний тиск пари в конденсаторі, кгс/см2;
tв1 - температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор, °С;
tв2 - температура води, що охолоджує на виході з конденсатора, °С;
t"2 - температура насичення, що відповідає тиску пари в конденсаторі, °З;
Нг - гідравлічний опірконденсатора (падіння тиску охолоджуючої води в конденсаторі), м вод. ст.;
δ tн - нормативний температурний тиск конденсатора, °С;
δ t- фактичний температурний тиск конденсатора, °С;
Δ t- нагрівання охолоджувальної води в конденсаторі, °С;
Wн - номінальна розрахункова витрата охолодної води в конденсатор, м3/год;
W- Витрата охолоджуючої води в конденсатор, м3/ч;
Fп - повна поверхняохолодження конденсатора, м2;
F- Поверхня охолодження конденсатора при відключеному по воді вбудованому пучку конденсатора, м2.
Нормативні характеристики включають такі основні залежності:
2.3. Різниця тепломістку пари, що відпрацювала, і конденсату (Δ i 2) приймати:
Для конденсаційного режиму 535 ккал/кг;
Для теплофікаційного режиму 550 ккал/кг.
Рис.ІІ-1. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:
Wн = 8000 м3/год
Рис.ІІ-2. залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:
W= 5000 м3/год
Рис.ІІ-3. Залежність температурного тиску від витрати пари в конденсатор і температури охолоджуючої води.
Міністерство загальної та професійної освіти
Російської Федерації
Новосибірський Державний Технічний Університет
на тему: Розрахунок теплової схеми енергоблока з урахуванням теплофікаційної турбіни Т – 50/60 – 130.
Факультет: ФЕН
Група: ЕТ З – 91у
Виконав:
Студент - Шмідт О.І.
Перевірив:
Викладач Бородіхін І.В.
Відмітка про захист:
м. Новосибірськ
2003 рік
Введение…………………………………………………………………………....2
1. Побудова графіків теплових нагрузок…………………………………….2
2. Визначення параметрів розрахункової схеми блока……………………………3
3. Визначення параметрів дренажів підігрівачів системи регенерації та параметрів пари у відборах……………………………………………………..5
4. Визначення витрат пари ……………………………………………………7
5. Визначення витрат пари нерегульованих відборів ………………………8
6. Визначення коефіцієнтів недовиработки………………………………...11
7. Дійсна витрата пари на турбіну……………………………………...11
8. Вибір парогенератора………………………………...………………………..12
9. Витрата електроенергії на власні потреби……………………………….12
10. Визначення техніко-економічних показників…………………………..14
Заключение………………………………………………………………………….15
Використовувана література …………………………………………………………15
Додаток: рис.1 - Графік теплового навантаження
рис.2 - Теплова схемаблоку
Р, S – Діаграма води та водяної пари
Вступ.
У цій роботі представлений розрахунок Телової схеми енергоблоку (на основі теплофікаційної турбіни Т – 50/60 – 130 ТМЗ та котлоагрегату Е – 420 – 140 ТМ
(ТП – 81), який може бути розташований на ТЕЦ у місті Іркутську. Спроектувати ТЕЦ у Новосибірську. Основне паливо – Назаровське буре вугілля. Потужність турбіни 50 МВт, початковий тиск 13 МПа і температура перегрітої пари 565 С 0 без промперегрева t П.В. = 230 З 0 РК = 5 КПа, a тж = 0,6. Прив'язка до цього міста, розташованому в Сибірському регіоні, зумовлює вибір палива з найближчого вугільного басейну (Назаровський вугільний басейн), а також вибір розрахункової температури навколишнього повітря.
Принципова теплова схема із зазначенням параметрів пари та води та отримані в результаті її розрахунку значення енергетичних показників визначають рівень технічної досконалості енергоблоку та електростанцій, а також значною мірою їх економічні показники. ПТС є основною технологічною схемою проектованої електростанції, що дозволяє за заданими енергетичними навантаженнями визначити витрати пари та води у всіх частинах установки, її енергетичні показники. На основі ПТС визначають технічні характеристикита вибирають теплове обладнання, розробляють розгорнуту (детальну) теплову схему енергоблоків та електростанції в цілому.
По ходу виконання роботи проводиться побудова графіків теплових навантажень, побудова процесу в hS – діаграмі, розрахунок мережевих підігрівачів та системи регенерації, а також розраховані основні техніко – економічні показники.
1. Побудова графіків теплових навантажень.
Графіки теплових навантажень представлені у вигляді номограм (рис. 1):
a. графік зміни теплового навантаження, залежність теплового навантаження турбіни Q T , МВт від температури навколишнього повітря t вз, 0 ;
b. температурний графік якісного регулювання відпустки електроенергії - залежність температур прямої та зворотної мережевої води t пс, t ос, З 0 від t вз, З 0;
с. річний графік теплового навантаження – залежність теплового навантаження турбіни Q т, МВт від кількості годин роботи за опалювальний період t, год/рік;
d. графік тривалості стояння температури повітря t вз, 0 в річному розрізі.
Максимальна теплова потужність 1 блоку, що забезпечується «Т» відборами турбіни, МВт, згідно з паспортом турбіни дорівнює 80 МВт. Максимальна теплова потужність блоку, яка забезпечується піковим водогрійним котлом, МВт
,
(1.1)
Де a ТЕЦ - коефіцієнт теплофікації, a ТЕЦ = 0,6
МВт
Теплове навантаження (потужність) гарячого водопостачання, МВт оцінюється за такою формулою:
МВт
Найбільш характерні температури для графіка зміни теплового навантаження (рис.1а) та температурного графіка якісного регулювання:
t вз = +8С 0 – температура повітря, що відповідає початку та кінцю опалювального сезону:
t = +18C 0 – розрахункова температура, коли він настає стан теплового рівноваги.
t вз = -40С0 – розрахункова температура повітря для Красноярська.
На графіках, представлених на рис.1г та 1 під час опалювального періоду t не перевищує 5500 год/рік.
бар. Падіння тиску в Т-відборі дорівнює: 
бар, після падіння тиску дорівнює: Р Т1 = 2,99 бар дорівнює C 0 недогрів dt = 5С 0 . Максимально можлива температура підігріву мережі З 0
МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ ТА ЕЛЕКТРИФІКАЦІЇ СРСР
ГОЛОВНЕ ТЕХНІЧНЕ УПРАВЛІННЯ З ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЕНЕРГОСИСТЕМ
СТВЕРДЖУЮ:
Заступник начальника Головтехуправління
ТИПОВА
ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ
Т-50-130 ТМЗ
РД 34.30.706
УДК 621.165-18
Складено Сібтехенерго за участю Московського головного підприємства "Союзтехенерго"
ДОДАТОК
1. Типова енергетична характеристика турбоагрегату T-50-130 ТМЗ складена на базі теплових випробувань двох турбін (проведених Южтехенерго на Ленінградській ТЕЦ-14 та Сібтехенерго на Усть-Каменогорській ТЕЦ) і відображає середню економічність минулого капітального ремонту (графік T-1) та при наступних умов, прийнятих за номінальні:
Тиск і температура свіжої пари перед стопорними клапанами турбіни - відповідно - 130 кгс/см2* та 555 °С;
Максимально допустима витрата свіжої пари – 265 т/год;
Максимально допустимі витрати пари через відсік, що перемикається, і ЧНД - відповідно 165 і 140 т/год; граничні значення витрат пари через певні відсіки відповідають технічним умовамТУ;
Тиск відпрацьованої пари:
а) для характеристики конденсаційного режиму з постійним тиском та характеристик роботи з відборами для дво- та одноступінчастого підігріву мережевої води – 0,05 кгс/см2;
б) для характеристики конденсаційного режиму при постійній витраті та температурі охолоджуючої води відповідно до теплової характеристики конденсатора К при W=7000 м3/ч та Електросила";
Діапазон регулювання тиску у верхньому теплофікаційному відборі - 0,6-2,5 кгс/см2, а нижньому - 0,5-2,0 кгс/см2;
Нагрів мережевої води в теплофікаційній установці – 47 °С.
Покладені в основу справжньої енергетичної характеристики дані випробувань оброблені із застосуванням "Таблиць теплофізичних властивостей води та водяної пари" (Изд-во стандартів, 1960).
Конденсат пари, що гріє, підігрівачів високого тиску зливається каскадно в ПВД № 5, а з нього подається в деаератор 6 кгс/см2. При тиску пари в камері III відбору нижче 9 кгс/см2 конденсат гріючої пари з ПВД № 5 спрямовується в ПНД № 4. При цьому, якщо тиск пари в камері II відбору вище 9 кгс/см2, конденсат гріючої пари з ПВД № 6 спрямовується в деаератор 6 кгс/см2.
Конденсат гріючої пари підігрівачів низького тиску зливається каскадно в ПНД № 2, з нього зливними насосами подається в лінію основного конденсату за ПНД № 2. Конденсат пари, що гріє, з ПНД № 1 зливається в конденсатор.
Верхній та нижній підігрівачі мережної води підключаються відповідно до VI та VII відборів турбіни. Конденсат пари, що гріє, верхнього підігрівача мережевої води подається в лінію основного конденсату за ПНД № 2, а нижнього - в лінію основного конденсату за ПНД № 1.
2. До складу турбоагрегату, поряд з турбіною, входить таке обладнання:
Генератор типу ТВ-60-2 заводу "Електросила" із водневим охолодженням;
Чотири підігрівачі низького тиску: ПНД № 1 та ПНД № 2 типу ПН, ПНД № 3 та ПНД № 4 типу ПН;
Три підігрівачі високого тиску: ПВД №5 типу ПВМ, ПВД №6 типу ПВМ, ПВД №7 типу ПВМ;
Поверхневий двоходовий конденсатор;
Два основні триступінчасті ежектори ЕПА та один пусковий (постійно в роботі знаходиться один основний ежектор);
Два підігрівачі мережної води (верхній та нижній) ПСС;
Два конденсатні насоси 8КсД-6х3 з приводом від електродвигунів потужністю по 100 кВт (постійно в роботі знаходиться один насос, інший – резерві);
Три конденсатні насоси підігрівачів мережної води 8КсД-5х3 з приводом від електродвигунів потужністю 100 кВт кожен (у роботі знаходиться два насоси, один - резерв).
3. При конденсаційному режимі роботи з відключеним регулятором тиску повна витрата тепла брутто та витрата свіжої пари залежно від потужності на висновках генератора аналітично виражаються такими рівняннями:
При постійному тискупара в конденсаторі Р 2 = 0,05 кгс/см2 (графік Т-22, б)
Q 0 = 10,3 + 1,985 Nт + 0,195 (Nт- 45,44) Гкал/год; (1)
D 0 = 10,8 + 3,368 Nт + 0,715 (Nт- 45,44) т/год; (2)
При постійних витратах ( W= 7000 м3/год) та температурі ( = 20 °С) охолоджувальної води (графік Т-22, а);
Q 0 = 10,0 + 1,987 Nт + 0,376 (Nт- 45,3) Гкал/год; (3)
D 0 = 8,0 + 3,439 Nт + 0,827 (Nт- 45,3) т/год. (4)
Витрати тепла та свіжої пари для заданої в умовах експлуатації потужності визначаються за наведеними вище залежностями з подальшим введенням необхідних поправок (графіки T-41, Т-42, Т-43); ці виправлення враховують відхилення експлуатаційних умов від номінальних (від умов характеристики).
Система поправних кривих практично охоплює весь діапазон можливих відхилень умов експлуатації турбоагрегату від номінальних. Це забезпечує можливість аналізу роботи турбоагрегату за умов електростанції.
Поправки розраховані умови збереження постійної потужності на висновках генератора. За наявності двох відхилень і більше умов експлуатації турбогенератора від номінальних виправлень алгебраїчно підсумовуються.
4. При режимі з теплофікаційними відборами турбоагрегат може працювати з одно-, дво- та триступінчастим підігрівом мережної води. Відповідні типові діаграми режимів наведено на графіках Т-33 (а-г), Т-33А, Т-34 (а-к), Т-34А та Т-37.
На діаграмах зазначено умови їх побудови та наведено правила користування.
Типові діаграми режимів дозволяють безпосередньо визначити для прийнятих вихідних умов ( Nт, Qт, Рт) Витрата пари на турбіну.
На графіках Т-33 (а-г) та Т-34 (а-к) зображені діаграма режимів, що виражають залежність D 0 = f (Nт, Qт) при певних значеннях тисків у регульованих відборах.
Слід зазначити, що діаграми режимів для одно- та двоступінчастого підігріву мережної води, що виражають залежність D 0 = f (Nт, Qт, Рт) (графіки Т-33А і Т-34А), менш точні через певні припущення, прийняті при їх побудові. Ці діаграми режимів можуть бути рекомендовані для користування при орієнтовних розрахунках. При їх використанні слід мати на увазі, що на діаграмах не вказано чітко межі, що визначають всі можливі режими (за граничними витратами пари через відповідні відсіки проточної частини турбіни та граничним тиском у верхньому та нижньому відборах).
Для більш точного визначення значення витрати пари на турбіну за заданим тепловим та електричним навантаженням і тиску пари в регульованому відборі, а також визначення зони допустимих режимів роботи слід користуватися діаграмами режимів, представленими на графіках Т-33 (а-г) та Т-34 ( а-к).
Питомі витрати тепла виробництва електроенергії для відповідних режимів роботи слід визначати безпосередньо за графіками Т-23 (а-г) - для одноступінчастого підігріву мережевої води та Т-24 (а-к) - для двоступінчастого підігріву мережевої води.
Ці графіки побудовані за результатами спеціальних розрахунків з використанням характеристик відсіків проточної частини турбіни та теплофікаційної установки та не містять неточностей, що виникають при побудові діаграм режимів. Розрахунок питомих витрат тепла вироблення електроенергії з використанням діаграм режимів дає менш точний результат.
Для визначення питомих витрат тепла на виробництво електроенергії, а також витрат пари на турбіну за графіками Т-33 (а-г) та Т-34 (а-к) при тисках у регульованих відборах для яких безпосередньо не наводяться графіки, слід використовувати метод інтерполяції .
Для режиму роботи з триступеневим підігрівом мережної води питома витрататепла на виробництво електроенергії слід визначати за графіком Т-25, який розрахований за наступною залежністю:
ккал/(кВт·год), (5)
де Qпр- постійні інші теплові втрати, для турбін 50 МВт, що приймаються рівними 0,61 Гкал/год, згідно з "Інструкцією та методичним вказівкамщодо нормування питомих витрат палива на теплових електростанціях" (БТІ ОРГРЕС, 1966).
На графіках Т-44 наведені поправки до потужності на висновках генератора при відхиленні умов турбоагрегату від номінальних. При відхиленні тиску пари, що відпрацювала, в конденсаторі від номінального значення поправка до потужності визначається по сітці поправок на вакуум (графік Т-43).
Знаки виправлень відповідають переходу від умов побудови діаграми режимів до експлуатаційних.
За наявності двох відхилень і більше умов роботи турбоагрегату від номінальних поправок алгебраїчно підсумовуються.
Поправки до потужності на параметри свіжої пари та температуру зворотної мережної води відповідають даним заводського розрахунку.
Для умови збереження постійним кількості тепла, що відпускається, споживачеві ( Qт=const) при зміні параметрів свіжої пари необхідно до потужності внести додаткове виправлення, що враховує зміну витрати пари у відбір внаслідок зміни ентальпії пари в регульованому відборі. Ця поправка визначається за такими залежностями:
При роботі за електричним графіком та незмінною витратою пари на турбіну:
кВт; (7)
Під час роботи з теплового графіку:
кг/год; (9)
Ентальпія пари в камерах регульованих теплофікаційних відборів визначається за графіками Т-28 та Т-29.
Температурний напір підігрівачів мережної води прийнятий за розрахунковими даними ТМЗ і визначається відносного недогріву за графіком Т-27.
При визначенні тепловикористання підігрівачів мережної води переохолодження конденсату пари, що гріє, приймається рівним 20 °С.
При визначенні кількості тепла, що сприймається вбудованим пучком (для триступінчастого підігріву мережевої води), температурний тиск приймається рівним 6 °С.
Електрична потужність, що розвивається за теплофікаційним циклом за рахунок відпустки тепла з регульованих відборів, визначається виразом
Nтф = Wтф · QтМВт, (12)
де Wтф- питома виробіток електроенергії по теплофікаційному циклу при відповідних режимах роботи турбоагрегату визначається за графіком T-21.
Електрична потужність, що розвивається за конденсаційним циклом визначається як різниця
Nкн = Nт – NтфМВт. (13)
5. Методика визначення питомої витрати тепла на вироблення електроенергії для різних режимів роботи турбоагрегату при відхиленні заданих умов від номінальних пояснюється такими прикладами.
Приклад 1. Конденсаційний режим із вимкненим регулятором тиску.
Дано: Nт= 40 МВт, P 0 = 125 кгс/см2, t 0 = 550 °С, Р 2 = 0,06 кгс/см2; теплова схема – розрахункова.
Потрібно визначити витрату свіжої пари та питому витрату тепла брутто за заданих умов ( Nт= 40 МВт).
У табл. 1 наводиться послідовність розрахунку.
Приклад 2. Режим роботи з регульованими відборами пари при дво- та одноступінчастому підігріві мережевої води.
А. Режим роботи з теплового графіку
Дано: Qт= 60 Гкал/год; Pтв= 1,0 кгс/см2; Р 0 = 125 кгс/см2; t 0 = 545 ° С, t2 = 55 ° С; підігрів мережної води – двоступінчастий; теплова схема – розрахункова; Інші умови - номінальні.
Потрібно визначити потужність на висновках генератора, витрату свіжої пари та питому витрату тепла брутто за заданих умов ( Qт= 60 Гкал/год).
У табл. 2 наводиться послідовність розрахунку.
Режим роботи при одноступінчастому підігріві мережі розраховується аналогічно.
Таблиця 1
Показник | Позначення | Розмірність | Спосіб визначення | Отримане значення |
Витрата свіжої пари на турбіну за номінальних умов | Графік Т-22 або рівняння (2) | |||
Витрата тепла на турбіну за номінальних умов | Графік Т-22 або рівняння (1) | |||
Питома витрата тепла за номінальних умов | ккал/(кВт·год) | Графік Т-22 або Q 0/Nт | ||
Поправка до витрати пари на відхилення заданих умов від номінальних: | ||||
на тиск свіжої пари | Графік T-41 | |||
на температуру свіжої пари | Графік T-41 | |||
Графік T-41 | ||||
Сумарна |
| |||
Поправки до питомої витрати тепла на відхилення заданих умов від номінальних: | ||||
на тиск свіжої пари | Графік Т-42 | |||
на температуру свіжої пари | Графік Т-42 | |||
на тиск відпрацьованої пари | Графік Т-42 | |||
Сумарна | Sa qт |
| ||
Витрата свіжої пари за заданих умов |
| |||
Питома витрата тепла брутто за умов | qт | ккал/(кВт·год) |
Таблиця 2
Показник | Позначення | Розмірність | Спосіб визначення | Отримане значення |
Витрата пари на турбіну за номінальних умов | Графік Т-34, | |||
Потужність на висновках генератора за номінальних умов | Графік Т-34, | |||
Поправки до потужності на відхилення заданих умов від номінальних: | ||||
на тиск свіжої пари | ||||
основна | Графік Т-44, а | |||
додаткова | Рівняння (8) | |||
на температуру свіжої пари | ||||
основна | Графік Т-44, б | |||
додаткова | Рівняння (9) | |||
на температуру зворотної мережної води | Графік Т-44, | |||
Сумарна | SD Nт | |||
Потужність на висновках генератора за заданих умов |
| |||
Поправки до витрати свіжої пари на відхилення параметрів свіжої пари від номінальних | ||||
на тиск |
Т-50-130 ТМЗ
ТИПОВА
ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА
ТУРБОАГРЕГАТА
Т-50-130 ТМЗ
СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ДОСВІДУ ТА ІНФОРМАЦІЇ СОЮЗТЕХЕНЕРГО
МОСКВА 1979
ОСНОВНІ ЗАВОДСЬКІ ДАНІ ТУРБОАГРЕГАТА
(ТУ 24-2-319-71)
* З урахуванням тепла пари, що надходить у конденсатор.
Порівняння результатів даних типової характеристики із гарантійними даними ТМЗ
|
Показник |
|||||||||
|
Тепло, віддане споживачеві Q т, Гкал/год |
|||||||||
|
Режим роботи турбоагрегату |
Конденсаційний |
Одноступінчастий |
Двоступінчастий |
||||||
|
Дані ТМЗ |
|||||||||
|
Температура свіжої пари t о, °С |
|||||||||
|
ККД генератора h, % |
|||||||||
|
Температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор t в 1 , °С |
|||||||||
|
Витрата охолодної води W, м 3 /год |
|||||||||
|
Питома витрата пари d, кг/(кВт?год) |
|||||||||
|
Дані типової характеристики |
|||||||||
|
Тиск свіжої пари Р о, кгс/см 2 |
|||||||||
|
Температура свіжої пари t o , °С |
|||||||||
|
Тиск у регульованому відборі Р, кгс/см 2 |
|||||||||
|
ККД генератора h, % |
|||||||||
|
Температура живильної води за ПВД № 7 t п.в, °С |
|||||||||
|
Температура мережної води на вході в підігрівач ПХГ t 2 °С |
|||||||||
|
Тиск відпрацьованої пари Р 2 кгс/см 2 |
t 1 = 20 °С, W = 7000 м 3 /год |
||||||||
|
Питома витрата пари d е, кг/(кВт?год) |
|||||||||
|
Поправка до питомої витрати пари на відхилення умов типової характеристики від гарантійних |
|||||||||
|
на відхилення тиску відпрацьованої пари Dd е, кг/(кВч) |
|||||||||
|
на відхилення температури поживної води Dd е, кг/(кВт?год) |
|||||||||
|
на відхилення температури зворотної мережної води Dd е, кг/(кВт?год) |
|||||||||
|
Сумарна поправка до питомої витрати пари Dd е, кг/(кВт?год) |
|||||||||
|
Питома витрата пари за гарантійних умов d н е, кг/(кВт?год) |
|||||||||
|
Відхилення питомої витрати пари від гарантійної ad е, % |
|||||||||
|
Середнє відхилення ad е, % |
|||||||||
|
* Регулятор тиску у відборі вимкнено. |
|||||||||
|
ПРИНЦИПІАЛЬНА ТЕПЛОВА СХЕМА ТУРБОАГРЕГАТА |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА ПАРОПОЗНАЧЕННЯ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТИСК ПАРА В КАМЕРАХ ВІДБОРІВ ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТИСК ПАРА В КАМЕРАХ ВІДБОРІВ ПРИ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТИСК ПАРА В КАМЕРАХ ВІДБОРІВ ПРИ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРА ТА ЕНТАЛЬПІЯ ЖИВИЛЬНОЇ ВОДИ ЗА ПІДІГРАВАЧАМИ ВИСОКОГО ТИСКУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРА КОНДЕНСАТУ ЗА ПНД № 4 ПРИ ДВОХ- І ТРИСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ПІДІГРІВАЧІ ВИСОКОГО ТИСКУ І ДЕАЕРАТОР |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ПІДІГРІВАЧ НИЗЬКОГО ТИСКУ № 4 |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ПІДІГРІВАЧ НИЗЬКОГО ТИСКУ № 3 |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПРОТЕЧКИ ПАРА ЧЕРЕЗ ПЕРШІ ВІДСІКИ УПЛАТНЕНЬ ВАЛА ЦВД, ЦНД, ПОДАЧА ПАРА НА КІНЦЕВІ УПЛАТНЕННЯ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ОТСОСИ ПАРА З УПІЛЬНЕНЬ У I, IV ВІДБОРИ, В САЛЬНИКОВИЙ ПІДІГРІВАЧ І Охолоджувач |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА ЧЕРЕЗ 21-ю СТУПЕНЬ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА ЧЕРЕЗ 23-ю СТУПЕНЬ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА В ЧНД ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА В ЧНД ЧЕРЕЗ ЗАКРИТУ ДІАФРАГМУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВНУТРІШНЯ ПОТУЖНІСТЬ ОТСЕКІВ 1 - 21 |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВНУТРІШНЯ ПОТУЖНІСТЬ ВІДСЕКІВ 1 - 23 ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОТУЖНІСТЬ ПРОМІЖНОГО ВІДСІКУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПИТАННЯ ВИРОБКА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ НА ТЕПЛОВОМУ СПОЖИВАННІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ СУМАРНІ ВТРАТИ ТУРБИНИ ТА ГЕНЕРАТОРА |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА СВІЖОЇ ПАРИ І ТЕПЛА ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ З ВІДМКЛЮЧЕНИМ РЕГУЛЯТОРОМ ТИСКУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА. ТУРБОАГРЕГАТА ПІДІЛЬНА ВИТРАТА ТЕПЛА БРУТТО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
|
||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДІЛЬНА ВИТРАТА ТЕПЛА БРУТТО ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДІЛЬНА ВИТРАТА ТЕПЛА БРУТТО ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДДІЛЬНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛА ПРИ ТРИСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ І ЕЛЕКТРОМЕХАНІЧНИЙ ККД ТУРБОАГРЕГАТА |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРНИЙ НАПІР |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВІДНОСНИЙ НЕДОГРІВ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ В ПСГ І ПСВ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ЕНТАЛЬПІЯ ПАРА В КАМЕРІ ВЕРХНЬОГО ТЕПЛОФІКАЦІЙНОГО ВІДБОРУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИКОРИСТАНИЙ ТЕПЛОПЕРЕПАД ПРОМІЖНОГО ВІДСІКУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕПЛОВИКОРИСТАННЯ У ПІДІГРІВАЧІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ПСВ) |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ К2-3000-2 |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
Задано: Q т = 60 Гкал/год; N т = 34 МВт; Р тн = 1,0 кгс/см2.
Визначити: D про т/год.
Визначення. На діаграмі знаходимо задану точку А (Q т = 60 Гкал/год; N т = 34 МВт). Від точки А паралельно похилій прямій йдемо до лінії заданого тиску (Р тн = 1,0 кгс/см2). Від отриманої точки Б прямою йдемо до лінії заданого тиску (Р тн = 1,0 кгс/см 2) правого квадранта. З отриманої точки опускаємо перпендикуляр на вісь витрат. Точка Р відповідає визначеній витраті свіжої пари.
Задано: Q т = 75 Гкал/год; Р тн = 0,5 кгс/см2.
Визначити: N т МВт; D про т/год.
Визначення. На діаграмі знаходимо задану точку Д (Q т = 75 Гкал/год; Р тн = 0,5 кгс/см2). Від точки Д прямою йдемо до осі потужності. Крапка Е відповідає визначеній потужності. Далі прямою йдемо до лінії Р тн = 0,5 кгс/см 2 правого квадранта. З точки Ж опускаємо перпендикуляр на вісь витрат. Отримана точка З відповідає визначеній витраті свіжої пари.
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
|||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
||||||
|
|
||||||
|
Задано: Q T= 81 Гкал/год; N т = 57,2 МВт; P Tв= 1,4 кгс/см2. Визначити: D 0т/год. Визначення.На діаграмі знаходимо задану точку А ( Qт = 81 Гкал/год; N т = 57,2 МВт). Від точки А паралельно похилій прямій йдемо до лінії заданого тиску ( P Tв= 1,4 кгс/см2). Від отриманої точки Б по прямій йдемо до лінії заданого тиску ( P T в= 1,4 кгс/см2) лівого квадранта. З отриманої точки опускаємо перпендикуляр на вісь витрат. Точка Р відповідає визначеній витраті свіжої пари. |
Задано: Q T= 73 Гкал/год; P T в= 0,8 кгс/см2. Визначити: N т МВт; D 0 т/год. Визначення.Знаходимо задану точку Д (Q T= 73 Гкал/год; P T = 0,8 кгс/см 2) Від точки Д прямою йдемо до осі потужності. Крапка Е відповідає визначеній потужності. Далі по прямій йдемо до лінії P T = 0,8 кгс/см 2 лівого квадранту. З отриманої точки Ж опускаємо перпендикуляр на вісь витрат. Отримана точка З відповідає визначеній витраті свіжої пари. |
|||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
б) На відхилення тиску свіжої пари від номінального в)
|
|||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
|
|||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
а) На відхилення температури свіжої пари від номінальної б) На відхилення тиску свіжої пари від номінального в) На відхилення витрати поживної води від номінальної
|
|||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛА ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
г) На недогрівання живильної води в підігрівачах високого тиску д) На зміну нагрівання води в живильному насосі е) На відключення групи підігрівачів високого тиску
|
|||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКА ДО ПОТУЖНОСТІ НА ТИСОК ВІДПОВІДАНОЇ ПАРИ В КОНДЕНСАТОРІ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОТУЖНОСТІ ПРИ РОБОТІ З ТЕПЛОФІКАЦІЙНИМИ ВІДБОРАМИ |
Тип Т-50-130 ТМЗ |
||||
Задано: Q т = 81 Гкал/год; N т = 57,2 МВт; Ртв = 1,4 кгс/см 2 .
Визначити: D про т/год.
Визначення. На діаграмі знаходимо задану точку А (Q т = 81 Гкал/год; N т = 57,2 МВт). Від точки А паралельно похилій прямий йдемо до лінії заданого тиску (Ртв = 1,4 кгс/см 2). Від отриманої точки Б прямою йдемо до лінії заданого тиску (Р тв = 1,4 кгс/см 2) лівого квадранта. З отриманої точки опускаємо перпендикуляр на вісь витрат. Точка Р відповідає визначеній витраті свіжої пари.
Задано: Q т = 73 Гкал/год; Ртв = 0,8 кгс/см 2 .
Визначити: N т МВт; D про т/год.
Визначення.Знаходимо задану точку Д (Q т = 73 Гкал/год; Р тв = 0,8 кгс/см2). Від точки Д прямою йдемо до осі потужності. Крапка Е відповідає визначеній потужності. Далі по прямій йдемо до лінії Ртв = 0,8 кгс/см 2 лівого квадранта. З отриманої точки Ж опускаємо перпендикуляр на вісь витрат. Отримана точка З відповідає визначеній витраті свіжої пари.
ДОДАТОК
1. Типова енергетична характеристика турбоагрегату Т-50-130 ТМЗ складена на базі теплових випробувань двох турбін (проведених Південтехенерго на Ленінградській ТЕЦ-14 та Сібтехенерго на Усть-Каменогорській ТЕЦ) та відображає середню економічність минулого капітальний ремонттурбоагрегату, що працює за заводською розрахунковою тепловою схемою (графік Т-1) та за наступних умов, прийнятих за номінальні:
Тиск та температура свіжої пари перед стопорними клапанами турбіни - відповідно - 130 кгс/см 2 * та 555 °С;
* У тексті та на графіках наводиться абсолютний тиск.
Максимально допустима витрата свіжої пари – 265 т/год;
Максимально допустимі витрати пари через відсік, що перемикається, і ЧНД - відповідно 165 і 140 т/год; граничні значення витрат пари через певні відсіки відповідають технічним умовам ТУ 24-2-319-71;
Тиск відпрацьованої пари:
а) для характеристики конденсаційного режиму з постійним тиском та характеристик роботи з відборами для дво- та одноступінчастого підігріву мережевої води - 0,05 кгс/см 2 ;
б) для характеристики конденсаційного режиму при постійній витраті та температурі охолоджуючої води відповідно до теплової характеристики конденсатора К-2-3000-2 при W = 7000 м 3 /год і t в 1 = 20 °С - (графік Т-31);
в) для режиму роботи з відбором пари при триступінчастому підігріві мережної води відповідно до графіка Т-38;
Система регенерації високого та низького тиску включена повністю; на деаератор 6 кгс/см 2 подається пара з III або II відборів (при зниженні тиску пари в камері III відбору до 7 кгс/см 2 пар на деаератор подається з II відбору);
Витрата поживної води дорівнює витраті свіжої пари;
Температура живильної води та основного конденсату турбіни за підігрівачами відповідає залежностям, наведеним на графіках Т-6 та Т-7;
Приріст ентальпії поживної води в насосі - 7 ккал/кг;
ККД електричного генератора відповідає гарантійним даним заводу «Електросила»;
Діапазон регулювання тиску у верхньому теплофікаційному відборі - 0,6 - 2,5 кгс/см2, а в нижньому - 0,5 - 2,0 кгс/см2;
Нагрів мережевої води в теплофікаційній установці – 47 °С.
Покладені основою справжньої енергетичної характеристики дані випробувань оброблені із застосуванням «Таблиць теплофізичних властивостей води та водяної пари» (Изд-во стандартів, 1969).
Конденсат пари, що гріє, підігрівачів високого тиску зливається каскадно в ПВД № 5, а з нього подається в деаератор 6 кгс/см 2 . При тиску пари в камері III відбору нижче 9 кгс/см 2 конденсат гріючої пари з ПВД № 5 спрямовується в ПВД 4. При цьому, якщо тиск пари в камері II відбору вище 9 кгс/см 2 , конденсат гріючої пари з ПВД № 6 спрямовується деаератор 6 кгс/см 2 .
Конденсат гріючої пари підігрівачів низького тиску зливається каскадно в ПНД № 2, з нього зливними насосами подається в лінію основного конденсату за ПНД № 2. Конденсат пари, що гріє, з ПНД № 1 зливається в конденсатор.
Верхній та нижній підігрівачі мережної води підключаються відповідно до VI та VII відборів турбіни. Конденсат пари, що гріє, верхнього підігрівача мережної води подається в лінію основного конденсату за ПНД № 2, а нижнього - в лінію основного конденсату за ПНД № I.
2. До складу турбоагрегату, поряд з турбіною, входить таке обладнання:
Генератор типу ТВ-60-2 заводу «Електросила» із водневим охолодженням;
Чотири підігрівачі низького тиску: ПНД № 1 та ПНД № 2 типу ПН-100-16-9, ПНД № 3 та ПНД № 4 типу ПН-130-16-9;
Три підігрівачі високого тиску: ПВД №5 типу ПВ-350-230-21М, ПВД №6 типу ПВ-350-230-36М, ПВД №7 типу ПВ-350-230-50М;
Поверхневий двоходовий конденсатор К2-3000-2;
Два основні триступінчасті ежектори ЕП-3-600-4А та один пусковий (постійно в роботі знаходиться один основний ежектор);
Два підігрівачі мережної води (верхній та нижній) ПСС-1300-3-8-1;
Два конденсатні насоси 8КсД-6?3 з приводом від електродвигунів потужністю по 100 кВт (постійно в роботі знаходиться один насос, інший - у резерві);
Три конденсатні насоси підігрівачів мережної води 8КсД-5?3 з приводом від електродвигунів потужністю 100 кВт кожен (у роботі знаходиться два насоси, один - у резерві).
3. При конденсаційному режимі роботи з відключеним регулятором тиску повна витрата тепла брутто та витрата свіжої пари залежно від потужності на висновках генератора аналітично виражаються такими рівняннями:
При постійному тиску пари в конденсаторі Р 2 = 0,05 кгс/см 2 (графік Т-22 б)
Q про = 10,3 + 1,985N т + 0,195 (N т - 45,44) Гкал/год; (1)
D про = 10,8 + 3,368 N т + 0,715 (N т - 45,44) т/год; (2)
При постійних витратах (W = 7000 м 3 /год) та температурі (t в 1 = 20 °С) охолоджувальної води (графік Т-22, а):
Q про = 10,0 + 1,987 N т + 0,376 (N т - 45,3) Гкал/год; (3)
D про = 8,0 + 3,439 N т + 0,827 (N т – 45,3) т/год. (4)
Витрати тепла та свіжої пари для заданої в умовах експлуатації потужності визначаються за наведеними вище залежностями з подальшим введенням необхідних поправок (графіки Т-41, Т-42, Т-43); ці виправлення враховують відхилення експлуатаційних умов від номінальних (від умов характеристики).
Система поправних кривих практично охоплює весь діапазон можливих відхилень умов експлуатації турбоагрегату від номінальних. Це забезпечує можливість аналізу роботи турбоагрегату за умов електростанції.
Поправки розраховані умови збереження постійної потужності на висновках генератора. За наявності двох відхилень і більше умов експлуатації турбогенератора від номінальних виправлень алгебраїчно підсумовуються.
4. При режимі з теплофікаційними відборами турбоагрегат може працювати з одно-, дво- та триступінчастим підігрівом мережної води. Відповідні типові діаграми режимів наведені на графіках Т-33 (а – г), Т-33А, Т-34 (а – до), Т-34А та Т-37.
На діаграмах зазначено умови їх побудови та наведено правила користування.
Типові діаграми режимів дозволяють безпосередньо визначити прийнятих вихідних умов (N т, Q т, Р т) витрата пари на турбіну.
На графіках Т-33 (а - г) та Т-34 (а - к) зображені діаграми режимів, що виражають залежність D про = f(N т, Q т) при певних значеннях тисків у регульованих відборах.
Слід зазначити, що діаграми режимів для одно-і двоступінчастого підігріву мережевої води, що виражають залежність D про = f(N т, Q т, Р т) (графіки Т-33А та Т-34А), менш точні через певні припущення, прийнятих за її побудові. Ці діаграми режимів можуть бути рекомендовані для користування орієнтовними розрахунками. При їх використанні слід мати на увазі, що на діаграмах не вказано чітко межі, що визначають всі можливі режими (за граничними витратами пари через відповідні відсіки проточної частини турбіни та граничним тиском у верхньому та нижньому відборах).
Для більш точного визначення значення витрати пари на турбіну за заданим тепловим та електричним навантаженням і тиску пари в регульованому відборі, а також визначення зони допустимих режимів роботи слід користуватися діаграмами режимів, представленими на графіках Т-33 (а - г) та Т-34 ( а - до).
Питомі витрати тепла виробництва електроенергії для відповідних режимів роботи слід визначати безпосередньо за графіками Т-23 (а - г) - для одноступінчастого підігріву мережевої води та Т-24 (а - к) - для двоступінчастого підігріву мережевої води.
Ці графіки побудовані за результатами спеціальних розрахунків з використанням характеристик відсіків проточної частини турбіни та теплофікаційної установки та не містять неточностей, що виникають при побудові діаграм режимів. Розрахунок питомих витрат тепла вироблення електроенергії з використанням діаграм режимів дає менш точний результат.
Для визначення питомих витрат тепла на виробництво електроенергії, а також витрат пари на турбіну за графіками Т-33 (а - г) та Т-34 (а - до) при тисках у регульованих відборах, для яких безпосередньо не наводяться графіки, слід використовувати метод інтерполяції.
Для режиму роботи з триступінчастим підігрівом мережної води питому витрату тепла на виробництво електроенергії слід визначати за графіком Т-25, який розрахований за наступною залежністю:
q т = 860 (1 + ) + ккал/(кВт?год), (5)
де Q пр - постійні інші теплові втрати, для турбін 50 МВт, що приймаються рівними 0,61 Гкал/год, згідно з «Інструкцією та методичними вказівками щодо нормування питомих витрат палива на теплових електростанціях» (БТІ ОРГРЕС, 1966).
На графіках Т-44 наведені поправки до потужності на висновках генератора при відхиленні умов турбоагрегату від номінальних. При відхиленні тиску пари, що відпрацювала, в конденсаторі від номінального значення, поправка до потужності визначається по сітці поправок на вакуум (графік Т-43).
Знаки виправлень відповідають переходу від умов побудови діаграми режимів до експлуатаційних.
За наявності двох відхилень і більше умов роботи турбоагрегату від номінальних поправок алгебраїчно підсумовуються.
Поправки до потужності на параметри свіжої пари та температуру зворотної мережної води відповідають даним заводського розрахунку.
Для умови збереження постійним кількості тепла споживачеві (Q т = const) при зміні параметрів свіжої пари необхідно до потужності внести додаткову поправку, що враховує зміну витрати пари у відбір внаслідок зміни ентальпії пари в регульованому відборі. Ця поправка визначається за такими залежностями:
При роботі за електричним графіком та незмінною витратою пари на турбіну:
D = -0,1 Q т (Р про -) кВт; (6)
D = +0,1 Q т (t про -) кВт; (7)
Під час роботи з теплового графіку:
D = +0,343 Q т (Р про -) кВт; (8)
D = -0,357 Q т (t про -) кВт; (9)
D = +0,14 Q т (Р про -) кг/год; (10)
D = -0,14 Q т (t про -) кг/год. (11)
Ентальпія пари в камерах регульованих теплофікаційних відборів визначається за графіками Т-28 та Т-29.
Температурний напір підігрівачів мережної води прийнятий за розрахунковими даними ТМЗ і визначається відносного недогріву за графіком Т-37.
При визначенні тепловикористання підігрівачів мережної води переохолодження конденсату пари, що гріє, приймається рівним 20 °С.
При визначенні кількості тепла, що сприймається вбудованим пучком (для триступінчастого підігріву мережевої води), температурний тиск приймається рівним 6 °С.
Електрична потужність, що розвивається за теплофікаційним циклом за рахунок відпустки тепла з регульованих відборів, визначається виразом
N тф = W тф? Q т МВт, (12)
де W тф - питома вироблення електроенергії за теплофікаційним циклом при відповідних режимах роботи турбоагрегату визначається за графіком Т-21.
Електрична потужність, що розвивається за конденсаційним циклом визначається як різниця
N кн = N т - N тф МВт. (13)
5. Методика визначення питомої витрати тепла на вироблення електроенергії для різних режимів роботи турбоагрегату при відхиленні заданих умов від номінальних пояснюється такими прикладами.
Приклад 1. Конденсаційний режим із вимкненим регулятором тиску.
Дано: N т = 40 МВт, Р о = 125 кгс/см 2 t о = 550 ° С, Р 2 = 0,06 кгс/см 2 ; теплова схема – розрахункова.
Потрібно визначити витрату свіжої пари та питому витрату тепла брутто за заданих умов (N т = 40 МВт).
У табл. 1 наводиться послідовність розрахунку.
Приклад 2. Режим роботи з регульованими відборами пари при дво- та одноступінчастому підігріві мережної води.
А. Режим роботи з теплового графіку
Дано: Q т = 60 Гкал/год; Ртв = 1,0 кгс/см 2 ; Р про = 125 кгс/см 2; t про = 545 ° С; t 2 = 55 ° С; підігрів мережної води – двоступінчастий; теплова схема – розрахункова; Інші умови - номінальні.
Потрібно визначити потужність на висновках генератора, витрату свіжої пари та питому витрату тепла брутто за заданих умов (Q т = 60 Гкал/год).
У табл. 2 наводиться послідовність розрахунку.
Режим роботи при одноступінчастому підігріві мережі розраховується аналогічно.
Таблиця 1
|
Показник |
Позначення |
Розмірність |
Спосіб визначення |
Отримане значення |
|
Витрата свіжої пари на турбіну за номінальних умов |
Графік Т-22 або рівняння (2) |
|||
|
Витрата тепла на турбіну за номінальних умов |
Графік Т-22 або рівняння (1) |
|||
|
Питома витрата тепла за номінальних умов |
ккал/(кВт?год) |
Графік Т-22 або Q про /N т |
