ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Описание объекта.
Полное наименование: «Автоматизированный обучающий курс «Эксплуатация турбины ПТ-80/100-130/13».
Условное обозначение:
Год выпуска: 2007.

Автоматизированный учебный курс по эксплуатации турбины ПТ-80/100-130/13 разработан для подготовки оперативного персонала, обслуживающего турбоустановки данного типа и является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования персонала ТЭЦ.
АУК составлен на основе нормативно-технической документации, используемой при эксплуатации турбин ПТ-80/100-130/13. В нем содержится текстовый и графический материал для интерактивного изучения и тестирования обучаемых.
В данном АУКе описываются конструктивные и технологические характеристики основного и вспомогательного оборудования теплофикационных турбин ПТ-80/100-130/13, а именно: главные паровые задвижки, стопорный клапан, регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД, особенности конструкции ЦВД, ЦСД, ЦНД, роторы турбины, подшипники, валоповоротное устройство, система уплотнений, конденсационная установка, регенерация низкого давления, питательные насосы, регенерация высокого давления, теплофикационная установка, масляная система турбины и т.д.
Рассматриваются пусковые, штатные, аварийные и остановочные режимы работы турбоустановки, а также основные критерии надежности при прогреве и расхолаживании паропроводов, блоков клапанов и цилиндров турбины.
Рассмотрена система автоматического регулирования турбины, система защит, блокировок и сигнализации.
Определен порядок допуска к осмотру, испытаниям, ремонту оборудования, правила техники безопасности и взрывопожаробезопасности.

Состав АУКа:

Автоматизированный учебный курс (АУК) является программным средством, предназначенным для первоначального обучения и последующей проверки знаний персонала электрических станций и электрических сетей. Прежде всего, для обучения оперативного и оперативно-ремонтного персонала.
Основу АУКа составляют действующие производственные и должностные инструкции, нормативные материалы, данные заводов-производителей оборудования.
АУК включает в себя:
— раздел общетеоретической информации;
— раздел, в котором рассматриваются конструкция и правила эксплуатации конкретного типа оборудования;
— раздел самопроверки обучаемого;
— блок экзаменатора.
АУК помимо текстов, содержит необходимый графический материал (схемы, рисунки, фотографии).

Информационное содержание АУК.

1. Текстовый материал составлен на основе инструкций по эксплуатации, турбины ПТ-80/100-130/13, заводских инструкций, других нормативно-технических материалов и включает в себя следующие разделы:

1.1. Эксплуатация турбоагрегата ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Общие сведения о турбине.
1.1.2. Масляная система.
1.1.3. Система регулирования и защиты.
1.1.4. Конденсационное устройство.
1.1.5. Регенеративная установка.
1.1.6. Установка для подогрева сетевой воды.
1.1.7. Подготовка турбины к работе.
Подготовка и включение в работу масляной системы и ВПУ.
Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины.
Опробование защит.
1.1.8. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства.
1.1.9. Подготовка и включение в работу регенеративной установки.
1.1.10. Подготовка установки для подогрева сетевой воды.
1.1.11. Подготовка турбины к пуску.
1.1.12. Общие указания, которые должны выполняться при пуске турбины из любого состояния.
1.1.13. Пуск турбины из холодного состояния.
1.1.14. Пуск турбины из горячего состояния.
1.1.15. Режим работы и изменение параметров.
1.1.16. Конденсационный режим.
1.1.17. Режим с отборами на производство и отопление.
1.1.18. Сброс и наброс нагрузки.
1.1.19. Останов турбины и приведение системы в исходное состояние.
1.1.20. Проверка технического состояния и техническое обслуживание. Сроки проверки защит.
1.1.21. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ.
1.1.22. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установки.
1.1.23. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.
1.1.24. Техника безопасности при обслуживании турбогененратора.
1.1.25. Пожарная безопасность при обслуживании турбоагрегатов.
1.1.26. Порядок опробования предохранительных клапанов.
1.1.27. Приложение (защиты).

2. Графический материал в данном АУКе представлен в составе 15 рисунков и схем:
2.1. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводов отборов пара.
2.4. Схема маслопроводов турбогенератора.
2.5. Схема подачи и отсоса пара с уплотнений.
2.6. Сальниковый подогреватель ПС-50.
2.7. Характеристика сальникового подогревателя ПС-50.
2.8. Схема основного конденсата турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводов сетевой воды.
2.10. Схема трубопроводов отсоса паровоздушной смеси.
2.11. Схема защиты ПВД.
2.12. Схема главного паропровода турбоагрегата.
2.13. Схема дренажей турбоагрегата.
2.14. Схема газомасляной системы генератора ТВФ-120-2.
2.15. Энергетическая характеристика тубоагрегата типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Проверка знаний

После изучения текстового и графического материала, обучаемый может запустить программу самостоятельной проверки знаний. Программа представляет собой тест, проверяющий степень усвоения материала инструкции. В случае ошибочного ответа оператору выводится сообщение об ошибке и цитата из текста инструкции, содержащая правильный ответ. Общее количество вопросов по данному курсу составляет 300.

Экзамен

После прохождения учебного курса и самоконтроля знаний обучаемый сдает экзаменационный тест. В него входят 10 вопросов, выбранных автоматически случайным образом из числа вопросов, предусмотренных для самопроверки. В ходе экзамена экзаменующемуся предлагается ответить на эти вопросы без подсказок и возможности обратиться к учебнику. Никаких сообщений об ошибках до окончания тестирования не выводится. После окончания экзамена обучаемый получает протокол, в котором изложены предложенные вопросы, выбранные экзаменующимся варианты ответов и комментарии к ошибочным ответам. Оценка за экзамен выставляется автоматически. Протокол тестирования сохраняется на жестком диске компьютера. Имеется возможность его печати на принтере.

И Н С Т Р У К Ц И Я

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Инструкцию должны знать:

1. начальник котлотурбинного цеха-2,

2. заместители начальника котлотурбинного цеха по эксплуатации-2,

3. старший начальник смены станции-2,

4. начальник смены станции-2,

5. начальник смены турбинного отделения котлотурбинного цеха-2,

6. машинист ЦТЩУ паровыми турбинами VI разряда,

7. машинист-обходчик по турбинному оборудованию V разряда;

8. машинист-обходчик по турбинному оборудованию IV разряда.

Г. Петропавловск – Камчатский

ОАО Энергетики и Электрификации “ Камчатскэнерго ”.

Филиал "Камчатские ТЭЦ" .

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер филиала ОАО "Камчатскэнерго" КТЭЦ

Болотенюк Ю.Н.

“ “ 20 г.

И Н С Т Р У К Ц И Я

По эксплуатации паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Срок действия инструкции:

с «____» ____________ 20 г.

по «____»____________ 20 г.

Петропавловск – Камчатский

1. Общие положения…………………………………………………………………… 6

1.1. Критерии безопасной экплуатации паровой турбины ПТ80/100-130/13………………. 7

1.2. Технические данные турбины……………………………………………………………...….. 13

1.4. Защиты турбины………………………………………………………………….……………… 18

1.5. Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную…………...... 22

1.6. Турбина должна быть немедленно остановлена…………………………………………...… 22

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,

определенный главным инженером электростанции……………………………..……..… 23

1.8. Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью…………………... 23

2. Краткое описание конструкции турбины…………………………………..… 23

3. Система маслоснабжения турбоагрегата…………………………………..…. 25

4. Система уплотнения вала генератора……………………………………....… 26

5. Система регулирования турбины…………………………………………...…. 30

6. Технические данные и описание генератора……………………………….... 31

7. Техническая характеристика и описание конденсационной установки…. 34

8. Описание и техническая характеристика регенеративной установки…… 37

Описание и техническая характеристика установки для

подогрева сетевой воды……………………………………………………...… 42

10. Подготовка турбоагрегата к пуску………………………………………….… 44

10.1. Общие положения……………………………………………………………………………...….44

10.2. Подготовка к включению в работу масляной системы…………………………………...…….46

10.3. Подготовка системы регулирования к пуску……………………………………………..…….49

10.4. Подготовка и пуск регенеративной и конденсационной установки……………………………49

10.5. Подготовка к включению в работу установки для подогрева сетевой воды……………….....54

10.6. Прогрев паропровода до ГПЗ………………………………………………………………….....55

11. Пуск турбоагрегата…………………………………………………………..… 55

11.1. Общие указания………………………………………………………………………………….55

11.2. Пуск турбины из холодного состояния………………………………………………………...61

11.3. Пуск турбины из неостывшего состояния………………………………………………….…..64

11.4. Пуск турбины из горячего состояния…………………………………………………………..65

11.5. Особенности пуска турбины на скользящих параметрах свежего пара………………….…..67

12. Включение производственного отбора пара………………………………... 67

13. Отключение производственного отбора пара…………………………….… 69

14. Включение теплофикационного отбора пара……………………………..…. 69

15. Отключение теплофикационного отбора пара………………………….…... 71

16. Обслуживание турбины во время нормальной работы………………….… 72

16.1 Общие положения……………………………………………………………………………….72

16.2 Обслуживание конденсационной установки…………………………………………………..74

16.3 Обслуживание регенеративной установки………………………………………………….….76

16.4 Обслуживание системы маслоснабжения……………………………………………………...87

16.5 Обслуживание генератора………………………………………………………………………79

16.6 Обслуживание установки для подогрева сетевой воды………………………………….……80

17. Останов турбины………………………………………………………………… 81

17.1 Общие указания по останову турбины…………………………………………………….……81

17.2 Останов турбины в резерв, а также для ремонта без расхолаживания……………………..…82

17.3 Останов турбины в ремонт с расхолаживанием………………………………………………...84

18. Требования по технике безопасности…………………………………….…… 86

19. Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий на турбине…… 88

19.1. Общие указания……………………………………………………………………………………88

19.2. Случаи аварийного останова турбины………………………………………………………...…90

19.3. Действия, выполняемые технологическими защитами турбины………………………………91

19.4. Действия персонала при аварийном положении на турбине……………………………..…….92

20. Правила допуска к ремонту оборудования……………………………….… 107

21. Порядок допуска к испытаниям турбины………………………………….. 108

Приложения

22.1. График пуска турбины из холодного состояния (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска менее 150 ˚С)……………………………………………………..… 109

22.2. График пуска турбины после простоя 48 часов (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 300 ˚С)………………………………………………………………..110

22.3. График пуска турбины после простоя 24 часа (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 340 ˚С)……………………………………………………………..…111

22.4. График пуска турбины после простоя 6-8 часов (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 420 ˚С)……………………………………………………………….112

22.5. График пуска турбины после простоя 1-2 часа (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 440 ˚С)……………………………………………………..…………113

22.6. Ориентировочные графики пуска турбины на номинальных

параметрах свежего пара…………………………………………………………………….…114

22.7. Продольный разрез турбины……………………………………………………………..….…115

22.8. Схема регулирования турбины……………………………………………………………..….116

22.9. Тепловая схема турбоустановки…………………………………………………………….….118

23. Дополнения и изменения…………………………………………………...…. 119

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Турбина паровая типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ с производственным и 2-ступенчатым теплофикационным отбором пара, номинальной мощностью 80 мВт и максимальной 100 МВт (в определенном сочетании регулируемых отборов) предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110-2Е У3 мощностью 110 МВт, смонтированного на общем фундаменте с турбиной.

Перечень сокращений и условных обозначений:

АЗВ - автоматический затвор высокого давления;

ВПУ - валоповоротное устройство;

ГМН - главный масляный насос;

ГПЗ - главная паровая задвижка;

КОС - клапан обратный с сервомотором;

КЭН - конденсатный электронасос;

МУТ - механизм управления турбиной;

ОМ - ограничитель мощности;

ПВД - подогреватели высокого давления;

ПНД - подогреватели низкого давления;

ПМН - пусковой масляный электронасос;

ПН - охладитель пара уплотнений;

ПС - охладитель пара уплотнений с эжектором;

ПСГ-1 - сетевой подогреватель нижнего отбора;

ПСГ-2 - то же, верхнего отбора;

ПЭН - питательный электронасос;

РВД - ротор высокого давления;

РК - регулирующие клапаны;

РНД - ротор низкого давления;

РТ - ротор турбоагрегата;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

РМН - резервный масляный насос;

АМН - аварийный масляный насос;

РПДС - реле падения давления масла в системе смазки;

Рпр - давление пара в камере производственного отбора;

Р - давление в камере нижнего теплофикационного отбора;

Р - то же, верхнего теплофикационного отбора;

Дпо - расход пара в производственный отбор;

Д - расход суммарный на ПСГ-1,2;

КАЗ - клапан автоматического затвора;

МНУВ - маслонасос уплотнения вала генератора;

НОГ - насос охлаждения генератора;

САР - система автоматического регулирования;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

КИС - клапан исполнительный соленоидный;

ТО - теплофикационный отбор;

ПО - производственный отбор;

МО - маслоохладитель;

РПД - регулятор перепада давления;

ПСМ - передвижной сепаратор масла;

ЗГ - затвор гидравлический;

БД - бак демпферный;

ИМ - инжектор масляный;

РС - регулятор скорости;

РД - регулятор давления.

1.1.1. По мощности турбины:

Максимальная мощность турбины при полностью включенной

регенерации и определенных сочетаниях производственного и

теплофикационного отборов …………………………………………………………………...100 МВт

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПВД-5, 6, 7 ……………………………………………………………………... 76 МВт

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПНД-2, 3, 4 ……………………………………………………………………....71МВт

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных

ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7 ………………………………………………………………………….68 МВт

которой включаются в работу ПВД-5,6,7………………………………………………………..10 МВт

Минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при

которой включается в работу сливной насос ПНД-2…………………………………………….20 МВт

Минимальная мощность турбоагрегата при которой включаются в

работу регулируемые отборы турбины…………………………………………………………… 30 МВт

1.1.2. По частоте вращения ротора турбины:

Номинальная частота вращения ротора турбины ……………………………………………..3000 об/мин

Номинальная частота вращения ротора турбины валоповоротным

устройством ……………………………………………………………………………..………..3,4 об/мин

Предельное отклонение частоты вращения ротора турбины при

котором турбоагрегат отключается защитой…………………………………….………..…..3300 об/мин

3360 об/мин

Критическая частота вращения ротора турбогенератора …………………………………….1500 об/мин

Критическая частота вращения ротора низкого давления турбины…………………….……1600 об/мин

Критическая частота вращения ротора высокого давления турбины…………………….….1800 об/мин

1.1.3. По расходу перегретого пара на турбину:

Номинальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном режиме

с полностью включенной системой регенерации (при номинальной мощности

турбоагрегата, равной 80 МВт) ………………………………………………………………305 т/час

Максимальный расход пара на турбину при включенных в работу системе

регенерации, регулируемых производственном и теплофикационных отборах

и закрытом регулирующем клапане №5 …..…………………………………………………..415 т/час

Максимальный расход пара на турбину …………………….…………………..………………470 т/час

режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 т/час

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………………………………………...………………..260т/час

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7………………………………………..…230т/час

1.1.4. По абсолютному давлению перегретого пара перед АЗВ:

Номинальное абсолютное давление перегретого пара перед АЗВ…………………..……….130 кгс/см 2

Допустимое снижение абсолютного давления перегретого пара

перед АЗВ при работе турбины…….……………………………………………………………125 кгс/см 2

Допустимое повышение абсолютного давления перегретого пара

перед АЗВ при работе турбины.…………………………………………………………………135 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления перегретого пара перед АЗВ

при работе турбины и при продолжительности каждого отклонения не более 30 мин……..140 кгс/см 2

1.1.5. По температуре перегретого пара перед АЗВ:

Номинальная температура перегретого пара перед АЗВ..…………………………………..…..555 0 С

Допустимое снижение температуры перегретого пара

перед АЗВ при работе турбины..………………………………………………………….……… 545 0 С

Допустимое повышение температуры перегретого пара перед

АЗВ при работе турбины………………………………………………………………………….. 560 0 С

Максимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

работе турбины и продолжительности каждого отклонения не более 30

минут………………….………………..…………………………………………………….………565 0 С

Минимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

котором турбоагрегат отключается защитой……………………………………………………...425 0 С

1.1.6. По абсолютному давлению пара в регулирующих ступенях турбины:

при расходах перегретого пара на турбину до 415 т/час. ..……………………………………...98,8 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7….……….…64 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………….…62 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4

и ПВД-5, 6,7……………………………………………………………………..……….……… .....55 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в камере перегрузочного

клапана ЦВД (за 4-ступенью) при расходах перегретого пара на турбину

более 415 т/час ………………………………………………………………………………………83 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в камере регулирующей

ступени ЦНД (за 18 ступенью) ……………………………..……………………………………..13,5 кгс/см 2

1.1.7. По абсолютному давлению пара в регулируемых отборах турбины:

Допустимое повышение абсолютного давления пара в

регулируемом производственном отборе …………………………………………………………16 кгс/см 2

Допустимое снижение абсолютного давления пара в

регулируемом производственном отборе …………………………………………………………10 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом производственном отборе при котором срабатывают предохранительные клапаны ……………………………………………………………………..19,5 кгс/см 2

верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….…..2,5 кгс/см 2

верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………..……..0,5 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом

верхнем теплофикационном отборе при котором срабатывает

предохранительный клапан…………………………………………………………………..……3,4 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в

регулируемом верхнем теплофикационном отборе при котором

турбоагрегат отключается защитой…………………………………………..…………………...3,5 кгс/см 2

Допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом

нижнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….……1 кгс/см 2

Допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом

нижнем теплофикационном отборе …………………………………………………………….…0,3 кгс/см 2

Предельно допустимое снижение перепада давлений между камерой

нижнего теплофикационного отбора и конденсатором турбины………………………….… до 0,15 кгс/см 2

1.1.8. По расходу пара в регулируемые отборы турбины:

Номинальный расход пара в регулируемый производственный

отбор ………………………………………………………………………………………….……185 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый производственный…

номинальной мощности турбины и отключенном

теплофикационном отборе ……………………………………………………………….………245 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый производственный

отбор при абсолютном давлении в нем, равном 13 кгс/см 2 ,

сниженной до 70 МВт мощности турбины и отключенном

теплофикационном отборе …………………………………………………………………..……300 т/час

Номинальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор ………………………………………………………………………...132 т/час

и отключенном производственном отборе ………………………………………………………150 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при сниженной до 76 МВт мощности

турбины и отключенном производственном отборе ……………………………………….……220 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины

и сниженном до 40 т/час расходе пара в производственный отбор ……………………………200 т/час

Максимальный расход пара в ПСГ-2 при абсолютном давлении

в верхнем теплофикационном отборе 1,2 кгс/см 2 …………………………………………….…145 т/час

Максимальный расход пара в ПСГ-1 при абсолютном давлении

в нижнем теплофикационном отборе 1 кгс/см 2 ………………………………………………….220 т/час

1.1.9. По температуре пара в отборах турбины:

Номинальная температура пара в регулируемом производственном

отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………………………………..280 0 С

Допустимое повышение температуры пара в регулируемом

производственном отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………....285 0 С

Допустимое снижение температуры пара в регулируемом

производственном отборе после ОУ-1,2 (3,4) ………………………………………………….…275 0 С

1.1.10. По тепловому состоянию турбины:

Максимальная скорость повышения температуры металла

…..………………………………..15 0 С/мин.

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

при температурах перегретого пара ниже 450 град.С.…………………………………….………25 0 С

Предельно допустимая разность температур металла

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

при температуре перегретого пара выше 450 град.С.……………………………………….…….20 0 С

Предельно допустимая разность температур металла верха

и низа ЦВД (ЦНД) в зоне паровпуска ………………….…………………………………………..50 0 С

Предельно допустимая разность температур металла в

поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

разъема цилиндров без включения системы обогрева

фланцев и шпилек ЦВД..………………………………….…………………………………………80 0 С

разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек …………………………………..…50 0 С

в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ……………………………….……-25 0 С

Предельно допустимая разность температур металла между верхним

и нижним (правым и левым) фланцами ЦВД при включенном

обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………….…………………....10 0 С

Предельно допустимая положительная разность температур металла

между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве

фланцев и шпилек …………………………………………………………….…………………….20 0 С

Предельно допустимая отрицательная разность температур металла

между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………………………………………………..…..-20 0 С

Предельно допустимая разность температур металла по толщине

стенки цилиндра, измеренная в зоне регулирующей ступени ЦВД ….………………………….35 0 С

подшипников и упорного подшипника турбины …………………………………….……...…..90 0 C

Максимально допустимая температура вкладышей опорных

подшипников генератора …………………………………………………….…………..………..80 0 C

1.1.11. По механическому состоянию турбины:

Предельно допустимое укорочение РВД относительно ЦВД….……………………………….-2 мм

Предельно допустимое удлинение РВД относительно ЦВД ….……………………………….+3 мм

Предельно допустимое укорочение РНД относительно ЦНД ….……………………..………-2,5 мм

Предельно допустимое удлинение РНД относительно ЦНД …….……………………..…….+3 мм

Предельно допустимое искривление ротора турбины …………….…………………………..0,2 мм

Предельно допустимое максимальное значение искривления

вала турбоагрегата при прохождении критических частот вращения ………………………..0,25 мм

сторону генератора ……………………………………………………….…………………..…1,2 мм

Предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в

сторону блока регулирования …………………………………………….…………………….1,7 мм

1.1.12. По вибрационному состоянию турбоагрегата:

Максимально допустимая виброскорость подшипников турбоагрегата

на всех режимах (кроме критических частот вращения) ……………….…………………….4,5 мм/сек

при увеличении виброскорости подшипников более 4,5 мм/сек ……………………………30 суток

Максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата

при увеличении виброскорости подшипников более 7,1 мм/сек ……….……………………7 cуток

Аварийное повышение виброскорости любой из опор ротора ………….……………………11,2 мм/сек

Аварийное внезапное одновременное повышение виброскорости двух

опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации

одной опоры от любого начального значения………………………………………………... на 1мм и более

1.1.13. По расходу, давлению и температуре циркуляционной воды:

Суммарный расход охлаждающей воды на турбоагрегат ………….………………………….8300 м 3 /час

Максимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ….…………………………..8000 м 3 /час

Минимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ……………….……………..2000 м 3 /час

Максимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ……….………………1500 м 3 /час

Минимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ………………………..300 м 3 /час

Максимальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор….…………………………………………………………………………………..33 0 С

Минимальная температура циркуляционной воды на входе в

конденсатор в период минусовых температур наружного воздуха ………...……………….8 0 С

Минимальное давление циркуляционной воды при котором работает АВР циркуляционных насосов ЦН-1,2,3,4…………………………………………………………..0,4 кгс/см 2

Максимальное давление циркуляционной воды в трубной системе

левой и правой половин конденсатора ……………………………………….……….……….2,5 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление воды в трубной системе

встроенного пучка конденсатора.……………………………………………………………….8 кгс/см 2

Номинальное гидравлическое сопротивление конденсатора при

чистых трубках и расходе циркуляционной воды 6500 м 3 /час………………………..……...3,8 м. вод. ст.

Максимальная разность температур циркуляционной воды между

входом ее в конденсатор и выходом из него …………………………………………………..10 0 С

1.1.14. По расходу, давлению и температуре пара и химобессоленной воды в конденсатор:

Максимальный расход химобессоленной воды в конденсатор ………………..……………..100 т/час.

Максимальный расход пара в конденсатор на всех режимах

эксплуатации …………………………………………………………………………….………220 т/час.

Минимальный расход пара через ЧНД турбины в конденсатор

при закрытой поворотной диафрагме …………………………………………………….……10 т/час.

Максимально допустимая температура выхлопной части ЦНД ……………………….……..70 0 С

Максимально допустимая температура химобессоленной воды,

поступающей в конденсатор …………………………………………………………….………100 0 С

Абсолютное давление пара в выхлопной части ЦНД при котором

срабатывают атмосферные клапана-диафрагмы ………………………………………..……..1,2 кгс/см 2

1.1.15. По абсолютному давлению (вакууму) в конденсаторе турбины:

Номинальное абсолютное давление в конденсаторе……………………………….………………0,035 кгс/см 2

Допустимое снижение вакуума в конденсаторе при котором срабатывает предупредительная сигнализация………………. ………………………..………...-0,91 кгс/см 2

Аварийное снижение вакуума в конденсаторе при котором

Турбоагрегат отключается защитой…………… ………………………………………………....-0,75 кгс/см 2

сбросом в него горячих потоков ….…………………………………………………………….….-0,55 кгс/см 2

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед

толчком вала турбоагрегата …………………………………………………………………..……-0,75 кгс/см 2

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины в конце

выдержки вращения ее ротора с частотой 1000 об/мин …………….……………………..…….-0,95 кгс/см 2

1.1.16. По давлению и температуре пара уплотнений турбины:

Минимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

за регулятором давления …………………………………………………………………...……….1,1 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

за регулятором давления …………………………………………………………………………….1,2кгс/см 2

Минимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины

до регулятора поддержания давления …….…………………………………………………….….1,3кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины…

до регулятора поддержания давления …………………………………………………………..….1,5 кгс/см 2

Минимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………...1,03 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………..1,05 кгс/см 2

Номинальная температура пара на уплотнения …………………………………………………….150 0 C

1.1.17. По давлению и температуре масла на смазку подшипников турбоагрегата:

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

турбины до маслоохладит.……………………………………………………………………..……..3 кгс/см 2

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки

подшипников на уровне оси вала турбоагрегата…………...……………………………………….1кгс/см 2

на уровне оси вала турбоагрегата при котором срабатывает

предупредительная сигнализация …………………………………………………………..………..0,8 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается РМН ………………………………….0,7 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается АМН ……………………………..….0,6 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников на уровне

оси вала турбоагрегата при котором ВПУ отключается защитой …… ………………………..…0,3 кгс/см 2

Аварийное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

на уровне оси вала турбины при котором турбоагрегат отключается защитой …………………………………………………………………………………….…………..0,3 кгс/см 2

Номинальная температура масла на смазку подшипников турбоагрегата ………………………..40 0 С

Максимально допустимая температура масла на смазку подшипников

турбоагрегата ……………………………………………………………………………………….…45 0 С

Максимально допустимая температура масла на сливе из

подшипников турбоагрегата ………………………………………………………………………....65 0 С

Аварийная температура масла на сливе из подшипников

турбоагрегата ………………………………………………………………………………….………75 0 C

1.1.18. По давлению масла в системе регулирования турбины:

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ПМН…………………………………………………………………..……………..…18 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ГМН……………………………………………………………………………..……..20 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины

При котором идет запрет на закрытие задвижки на напоре и на отключение ПМН….……….17,5 кгс/см 2

1.1.19. По давлению, уровню, расходу и температуре масла в системе уплотнения вала турбогенератора:

Избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается резервный МНУВ переменного тока………………………………………………………………8 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается

резервный МНУВ постоянного тока………………………………………………………………..7 кгс/см 2

Допустимый минимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………………..0,4 кгс/см 2

Допустимый максимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………….….....0,8 кгс/см 2

Максимальный перепад между давлением масла на входе и давлением

масла на выходе МФГ при котором необходимо перейти на резервный масляный фильтр генератора………………………………………………………………………….1кгс/см 2

Номинальная температура масла на выходе с МОГ………………………………………………..40 0 С

Допустимое повышение температуры масла на выходе с МОГ……………………….…….…….45 0 С

1.1.20. По температуре и расходу питательной воды через группу ПВД турбины:

Номинальная температура питательной воды на входе в группу ПВД ….……………………….164 0 С

Максимальная температура питательной воды на выходе с группы ПВД при номинальной мощности турбоагрегата…………………………………………………………..…249 0 С

Максимальный расход питательной воды через трубную систему ПВД …………………...…...550 т/час

1.2. Технические данные турбины.

Номинальная мощность турбины	80 МВт
Максимальная мощность турбины при полностью включенной регенерации при определенных сочетаниях производственного и теплофикационного отборов, определяемых диаграммой режимов	100 МВт
Абсолютное давление свежего пара автоматическими стопорным клапаном	130 кгс/см²
Температура пара перед стопорным клапаном	555 °С
Абсолютное давление в конденсаторе	0,035 кгс/см²
Максимальный расход пара через турбину при работе со всеми отборами и с любым их сочетанием	470 т/ч
Максимальный пропуск пара в конденсатор	220 т/ч
Расход охлаждающей воды в конденсатор при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 °С	8000 м³/ч
Абсолютное давление пара регулируемого производственного отбора	13±3 кгс/см²
Абсолютное давление пара регулируемого верхнего теплофикационного отбора	0,5 – 2,5 кгс/см²
Абсолютное давление пара регулируемого нижнего теплофикационного отбора при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды	0,3 – 1 кгс/см²
Температура питательной воды после ПВД	249 °С
Удельный расход пара (гарантированный ПОТ ЛМЗ)	5,6 кг/кВтч

Примечание: Пуск турбоагрегата, остановленного из-за повышения (изменения) вибрации, разрешается только после детального анализа причин возникновения вибрации и при наличии разрешения главного инженера электростанции, сделанного им собственноручно в оперативном журнале начальника смены станции.

1.6 Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:

· Увеличение частоты вращения выше 3360 об/мин.

· Обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов, пароводяного тракта, узлах парораспределения.

· Появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине.

· Аварийного снижения вакуума до -0,75 кгс/см² или срабатывании атмосферных клапанов.

· Резкого снижения температуры свежего п

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

Введение

Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.

Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.

В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха.

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.

Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13

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 С поступает 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

• Tutorial

Предисловие к первой части

Моделирование паровых турбин — повседневная задача сотен людей в нашей стране. Вместо слова модель принято говорить расходная характеристика . Расходные характеристики паровых турбин используют при решении таких задач, как вычисление удельного расхода условного топлива на электроэнергию и тепло, производимые ТЭЦ; оптимизация работы ТЭЦ; планирование и ведение режимов ТЭЦ.

Мною разработана новая расходная характеристика паровой турбины — линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Разработанная расходная характеристика удобна и эффективна в решении указанных задач. Однако на текущий момент она описана лишь в двух научных работах:

1. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России ;
2. Вычислительные методы определения удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки .

И сейчас в своем блоге мне бы хотелось:

• во-первых, простым и доступным языком ответить на основные вопросы о новой расходной характеристике (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 1. Основные вопросы);
• во-вторых, предоставить пример построения новой расходной характеристики, который поможет разобраться и в методе построения, и в свойствах характеристики (см. ниже);
• в-третьих, опровергнуть два известных утверждения относительно режимов работы паровой турбины (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 3. Развенчиваем мифы о работе паровой турбины).

1. Исходные данные

Исходными данными для построения линеаризованной расходной характеристики могут быть

1. фактические значения мощностей Q 0 , N, Q п, Q т измеренные в процессе функционирования паровой турбины,
2. номограммы q т брутто из нормативно-технической документации.

Конечно, фактические мгновенные значения Q 0 , N, Q п, Q т являются идеальными исходными данными. Сбор таких данных трудоемок.

В тех случаях, когда фактические значения Q 0 , N, Q п, Q т недоступны, можно обработать номограммы q т брутто. Они, в свою очередь, были получены на основании измерений. Подробнее об испытаниях турбин читайте в Горнштейн В.М. и др. Методы оптимизации режимов энергосистем .

2. Алгоритм построения линеаризованной расходной характеристики

Алгоритм построения состоит из трех шагов.

1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид.
2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины.
3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины.

При работе с номограммами q т брутто первый шаг осуществляется быстро. Такую работу называют оцифровкой (digitizing). Оцифровка 9 номограмм для текущего примера заняла у меня около 40 минут.

Второй и третий шаг требуют применения математических пакетов. Я люблю и много лет использую MATLAB. Мой пример построения линеаризованной расходной характеристики выполнен именно в нем. Пример можно скачать по ссылке , запустить и самостоятельно разобраться в методе построения линеаризованной расходной характеристики.

Расходная характеристика для рассматриваемой турбины строилась для следующих фиксированных значений параметров режима:

• одноступенчатый режим работы,
• давление пара среднего давления = 13 кгс/см2,
• давление пара низкого давления = 1 кгс/см2.

1) Номограммы удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии (отмеченные красные точки оцифрованы — перенесены в таблицу):

• PT80_qt_Qm_eq_0_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_100_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_120_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_140_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_150_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_20_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_40_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_60_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_80_digit.png.

2) Результат оцифровки (каждому файлу csv соответствует файл png):

• PT-80_Qm_eq_0.csv,
• PT-80_Qm_eq_100.csv,
• PT-80_Qm_eq_120.csv,
• PT-80_Qm_eq_140.csv,
• PT-80_Qm_eq_150.csv,
• PT-80_Qm_eq_20.csv,
• PT-80_Qm_eq_40.csv,
• PT-80_Qm_eq_60.csv,
• PT-80_Qm_eq_80.csv.

3) Скрипт MATLAB с расчетами и построением графиков:

• PT_80_linear_characteristic_curve.m

4) Результат оцифровки номограмм и результат построения линеаризованной расходной характеристики в табличном виде:

• PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx.

Шаг 1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид

1. Обработка исходных данных

Исходными данными для нашего примера являются номограммы q т брутто.

Для перевода в цифровой вид множества номограмм нужен специальный инструмент. Я многократно использовала web-приложение для этих целей. Приложение просто, удобно, однако не имеет достаточной гибкости для автоматизации процесса. Часть работы приходится делать вручную.

На данном шаге важно оцифровать крайние точки номограмм, которые задают границы регулировочного диапазона работы паровой турбины .

Работа состояла в том, чтобы в каждом файле png при помощи приложения отметить точки расходной характеристики, скачать полученный csv и собрать все данные в одной таблице. Результат оцифровки можно найти в файле PT-80-linear-characteristic-curve.xlsx, лист «PT-80», таблица «Исходные данные».

2. Приведение единиц измерения к единицам мощности

$$display$$\begin{equation} Q_0 = \frac {q_T \cdot N} {1000} + Q_П + Q_Т \qquad (1) \end{equation}$$display$$

и приводим все исходные величины к МВт. Расчеты реализованы средствами MS Excel.

Полученная таблица «Исходные данные (ед. мощности)» является результатом первого шага алгоритма.

Шаг 2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины

1. Проверка работы MATLAB

На данном шаге требуется установить и открыть MATLAB версии не ниже 7.3 (это старая версия, текущая 8.0). В MATLAB открыть файл PT_80_linear_characteristic_curve.m, запустить его и убедиться в работоспособности. Все работает корректно, если по итогам запуска скрипта в командной строке вы увидели следующее сообщение:

Значения считаны из файла PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx за 1 сек Коэффициенты: a(N) = 2.317, a(Qп) = 0.621, a(Qт) = 0.255, a0 = 33.874 Средняя ошибка = 0.006, (0.57%) Число граничных точек регулировочного диапазона = 37

Если у вас возникли ошибки, то разберитесь самостоятельно, как их исправить.

2. Вычисления

Все вычисления реализованы в файле PT_80_linear_characteristic_curve.m. Рассмотрим его по частям.

1) Укажем название исходного файла, лист, диапазон ячеек, содержащий полученную на предыдущем шаге таблицу «Исходные данные (ед. мощности)».

XLSFileName = "PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx"; XLSSheetName = "PT-80"; XLSRange = "F3:I334";

2) Считаем исходные данные в MATLAB.

sourceData = xlsread(XLSFileName, XLSSheetName, XLSRange); N = sourceData(:,1); Qm = sourceData(:,2); Ql = sourceData(:,3); Q0 = sourceData(:,4); fprintf("Значения считаны из файла %s за %1.0f сек\n", XLSFileName, toc);

Используем переменную Qm для расхода пара среднего давления Q п, индекс m от middle — средний; аналогично используем переменную Ql для расхода пара низкого давления Q n , индекс l от low — низкий.

3) Определим коэффициенты α i .

Вспомним общую формулу расходной характеристики

$$display$$\begin{equation} Q_0 = f(N, Q_П, Q_Т) \qquad (2) \end{equation}$$display$$

и укажем независимые (x_digit) и зависимые (y_digit) переменные.

x_digit = ; % электроэнергия N, промышленный пар Qп, теплофикационный пар Qт, единичный вектор y_digit = Q0; % расход острого пара Q0

Если вам непонятно, зачем в матрице x_digit единичный вектор (последний столбец), то читайте материалы по линейной регрессии. На тему регрессионного анализа рекомендую книгу Draper N., Smith H. Applied regression analysis . New York: Wiley, In press, 1981. 693 p. (есть на русском языке).

Уравнение линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

$$display$$\begin{equation} Q_0 = \alpha_N \cdot N + \alpha_П \cdot Q_П + \alpha_Т \cdot Q_Т + \alpha_0 \qquad (3) \end{equation}$$display$$

является моделью множественной линейной регрессии. Коэффициенты α i определим при помощи «большого блага цивилизации» — метода наименьших квадратов. Отдельно отмечу, что метод наименьших квадратов разработан Гауссом в 1795 году.

В MATLAB это делается одной строчкой.

A = regress(y_digit, x_digit); fprintf("Коэффициенты: a(N) = %4.3f, a(Qп) = %4.3f, a(Qт) = %4.3f, a0 = %4.3f\n",... A);

Переменная A содержит искомые коэффициенты (см. сообщение в командной строке MATLAB).

Таким образом, полученная линеаризованная расходная характеристика паровой турбины ПТ-80 имеет вид

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.621 \cdot Q_П + 0.255 \cdot Q_Т + 33.874 \qquad (4) \end{equation}$$display$$

4) Оценим ошибку линеаризации полученной расходной характеристики.

y_model = x_digit * A; err = abs(y_model - y_digit) ./ y_digit; fprintf("Средняя ошибка = %1.3f, (%4.2f%%)\n\n", mean(err), mean(err)*100);

Ошибка линеаризации равна 0,57% (см. сообщение в командной строке MATLAB).

Для оценки удобства использования линеаризованной расходной характеристики паровой турбины решим задачу вычисления расхода пара высокого давления Q 0 при известных значениях нагрузки N, Q п, Q т.

Пусть N = 82.3 МВт, Q п = 55.5 МВт, Q т = 62.4 МВт, тогда

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot 82,3 + 0.621 \cdot 55,5 + 0.255 \cdot 62,4 + 33.874 = 274,9 \qquad (5) \end{equation}$$display$$

Напомню, что средняя ошибка вычислений составляет 0,57%.

Вернемся к вопросу, чем линеаризованная расходная характеристика паровой турбины принципиально удобнее номограмм удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии? Чтобы понять принципиальную разницу на практике, решите две задачи.

1. Вычислите величину Q 0 с указанной точностью с использованием номограмм и ваших глаз.
2. Автоматизируйте процесс расчета Q 0 с использованием номограмм.

Очевидно, что в первой задаче определение значений q т брутто на глаз чревато грубыми ошибками.

Вторая задача громоздка для автоматизации. Поскольку значения q т брутто нелинейны , то для такой автоматизации число оцифрованных точек в десятки раз больше, чем в текущем примере. Одной оцифровки недостаточно, также необходимо реализовать алгоритм интерполяции (нахождения значений между точками) нелинейных значений брутто.

Шаг 3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины

1. Вычисления

Для вычисления регулировочного диапазона воспользуемся другим «благом цивилизации» — методом выпуклой оболочки, convex hull.

В MATLAB это делается следующим образом.

indexCH = convhull(N, Qm, Ql, "simplify", true); index = unique(indexCH); regRange = ; regRangeQ0 = * A; fprintf("Число граничных точек регулировочного диапазона = %d\n\n", size(index,1));

Метод convhull() определяет граничные точки регулировочного диапазона , заданного значениями переменных N, Qm, Ql. Переменная indexCH содержит вершины треугольников, построенных при помощи триангуляции Делоне. Переменная regRange содержит граничные точки регулировочного диапазона; переменная regRangeQ0 — значения расхода пара высокого давления для граничных точек регулировочного диапазона.

Результат вычислений можно найти в файле PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx, лист «PT-80-result», таблица «Границы регулировочного диапазона».

Линеаризованная расходная характеристика построена. Она представляет собой формулу и 37 точек, задающих границы (оболочку) регулировочного диапазона в соответствующей таблице.

2. Проверка

При автоматизации процессов расчета Q 0 необходимо проверять, находится ли некоторая точка со значениями N, Q п, Q т внутри регулировочного диапазона или за его пределами (режим технически не реализуем). В MATLAB это можно делать следующим образом.

Задаем значения N, Q п, Q т, которые мы хотим проверить.

n = 75; qm = 120; ql = 50;

Проверяем.

in1 = inpolygon(n, qm, regRange(:,1),regRange(:,2)); in2 = inpolygon(qm, ql, regRange(:,2),regRange(:,3)); in = in1 && in2; if in fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится внутри регулировочного диапазона\n", n, qm, ql); else fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится снаружи регулировочного диапазона (технически недостижима)\n", n, qm, ql); end

Проверка осуществляется в два шага:

• переменная in1 показывает, попали ли значения N, Q п внутрь проекции оболочки на оси N, Q п;
• аналогично переменная in2 показывает, попали ли значения Q п, Q т внутрь проекции оболочки на оси Q п, Q т.

Если обе переменные равны 1 (true), то искомая точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон работы паровой турбины.

Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Наиболее «щедрые блага цивилизации» нам достались в части иллюстрации результатов расчетов.

Предварительно нужно сказать, что пространство, в котором мы строим графики, т. е. пространство с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , w – Q п, называем режимным пространством (см. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России

). Каждая точка этого пространства определяет некоторый режим работы паровой турбины. Режим может быть

• технически реализуемым, если точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон,
• технически не реализуемым, если точка находится за пределами этой оболочки.

Если говорить о конденсационном режиме работы паровой турбины (Q п = 0, Q т = 0), то линеаризованная расходная характеристика представляет собой отрезок прямой . Если говорить о турбине Т-типа, то линеаризованная расходная характеристика представляет собой плоский многоугольник в трехмерном режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , который легко визуализировать. Для турбины ПТ-типа визуализация наиболее сложная, поскольку линеаризованная расходная характеристика такой турбины представляет плоский многоугольник в четырехмерном пространстве (пояснения и примеры см. в Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России, раздел Линеаризация расходной характеристики турбины ).

1. Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Построим значения таблицы «Исходные данные (ед. мощности)» в режимном пространстве.

Рис. 3. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0

Поскольку построить зависимость в четырехмерном пространстве мы не можем, до такого блага цивилизации еще не дошли, оперируем значениями Q п следующим образом: исключаем их (рис. 3), зафиксируем (рис. 4) (см. код построения графиков в MATLAB).

Зафиксируем значение Q п = 40 МВт и построим исходные точки и линеаризованную расходную характеристику.

Рис. 4. Исходные точки расходной характеристики (синие точки), линеаризованная расходная характеристика (зеленый плоский многоугольник)

Вернемся к полученной нами формуле линеаризованной расходной характеристики (4). Если зафиксировать Q п = 40 МВт МВт, то формула будет иметь вид

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.255 \cdot Q_Т + 58.714 \qquad (6) \end{equation}$$display$$

Данная модель задает плоский многоугольник в трехмерном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 по аналогии с турбиной Т-типа (его мы и видим на рис. 4).

Много лет назад, когда разрабатывали номограммы q т брутто, на этапе анализа исходных данных совершили принципиальную ошибку. Вместо применения метода наименьших квадратов и построения линеаризованной расходной характеристики паровой турбины по неведомой причине сделали примитивный расчет:

$$display$$\begin{equation} Q_0(N) = Q_э = Q_0 - Q_Т - Q_П \qquad (7) \end{equation}$$display$$

Вычли из расхода пара высокого давления Q 0 расходы паров Q т, Q п и отнесли полученную разницу Q 0 (N) = Q э на выработку электроэнергии. Полученную величину Q 0 (N) = Q э поделили на N и перевели в ккал/кВт·ч, получив удельный расход q т брутто. Данный расчет не соответствует законам термодинамики.

Дорогие читатели, может, именно вы знаете неведомую причину? Поделитесь ею!

2. Иллюстрация регулировочного диапазона паровой турбины

Посмотрим оболочку регулировочного диапазона в режимном пространстве. Исходные точки для его построения представлены на рис. 5. Это те же самые точки, которые мы видим на рис. 3, однако теперь исключен параметр Q 0 .

Рис. 5. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q п, z – Q т

Множество точек на рис. 5 является выпуклым. Применив функцию convexhull(), мы определили точки, которые задают внешнюю оболочку этого множества.

Триангуляция Делоне (набор связанных треугольников) позволяет нам построить оболочку регулировочного диапазона. Вершины треугольников являются граничными значениями регулировочного диапазона рассматриваемой нами паровой турбины ПТ-80.

Рис. 6. Оболочка регулировочного диапазона, представленная множеством треугольников

Когда мы делали проверку некоторой точки на предмет попадания внутрь регулировочного диапазона, то мы проверяли, лежит ли эта точка внутри или снаружи полученной оболочки.

Все представленные выше графики построены средствами MATLAB (см. PT_80_linear_characteristic_curve.m).

Перспективные задачи, связанные с анализом работы паровой турбины при помощи линеаризованной расходной характеристики

Если вы делаете диплом или диссертацию, то могу предложить вам несколько задач, научную новизну которых вы легко сможете доказать всему миру. Кроме того, вы сделаете отличную и полезную работу.

Задача 1

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления пара низкого давления Q т.

Задача 2

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления в конденсаторе.

Задача 3

Проверьте, можно ли представить коэффициенты линеаризованной расходной характеристики в виде функций дополнительных параметров режима, а именно:

$$display$$\begin{equation} \alpha_N = f(p_{0},...); \\ \alpha_П = f(p_{П},...); \\ \alpha_Т = f(p_{Т},...); \\ \alpha_0 = f(p_{2},...). \end{equation}$$display$$

Здесь p 0 — давление пара высокого давления, p п — давление пара среднего давления, p т — давление пара низкого давления, p 2 — давление отработанного пара в конденсаторе, все единицы измерения кгс/см2.

Обоснуйте результат.

Ссылки

Чучуева И.А., Инкина Н.Е. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2015. № 8. С. 195-238.

• Раздел 1. Содержательная постановка задачи оптимизации работы ТЭЦ в России
• Раздел 2. Линеаризация расходной характеристики турбины

Добавить метки