3.3.4 Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13

Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

верхнем 0,049-0,245

нижнем 0,029-0,098

Давление производственного отбора 1,28

Температура воды, 0 С

питательной 249

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:

производственный с абсолютным давлением (1,275 ± 0,29) МПа и два отопительных отбора - верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 Мпа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 Мпа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:

первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления,

вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,

третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.

Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть отправляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.

3.3.5 Паротурбинная установка Р-50/60-130/13-2

Паровая турбина с противодавлением Р-50/60-130/13-2 предназначена для привода электрического генератора ТВФ-63-2 с частотой вращения 50 с -1 и отпуска пара для производственных нужд.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже:

Мощность, МВт

Номинальная 52,7

Максимальная 60

Начальные параметры пара

Давление, МПа 12,8

Температура, о С 555

Давление в выхлопном патрубке, МПа 1,3

Турбина имеет два нерегулируемых отбора пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях высокого давления.

Конструкция турбины:

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 16 ступенями давления. Все диски ротора откованы заодно с валом. Парораспределение турбины с перепуском. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 3000 оборотов в минуту. Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами для совместного отключения ПВД с одновременным включением обводной линии подачей сигнала. Атмосферными клапонами-диафрагмами, установленными на выхлопных патрубках и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.

3.3.6 Паротурбинная установка Т-110/120-130/13

Теплофикационая паровая турбина Т-110/120-130/13 с отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 110

максимальная 120

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

номинальная 732

максимальная 770

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,059-0,245

нижнем 0,049-0,196

Температура воды, 0 С

питательной 232

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 16000

Давление пара в конденсаторе, кПа 5,6

Турбина имеет два отопительных отбора - нижний и верхний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за верхним сетевым подогревателем. При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за нижним сетевым подогревателем.

Давление в регулируемых отопительных отборах может изменяться в следующих пределах:

в верхнем 0,059 - 0,245 Мпа при двух включенных отопительных отборах,

в нижнем 0,049 - 0,196 Мпа при выключенном верхнем отопительном отборе.

Турбина Т-110/120-130/13 представляет собой одновальный агрегат, состоящий из трех цилиндров: ЦВД, ЦСД, ЦНД.

ЦВД - однопоточный, имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8 ступеней давления. Ротор высокого давления цельнокованый.

ЦСД - также однопоточный, имеет 14 ступеней давления. Первые 8 дисков ротор среднего давления откованы заодно с валом, остальные 6 насадные. Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе, остальные диафрагмы установлены в обоймы.

ЦНД - двухпоточный, имеет по две ступени в каждом потоке левого и правого вращения (одну регулирующую и одну ступень давления). Длина рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени - 1915 мм. Ротор низкого давления имеет 4 насадных диска.

С целью облегчения пуска турбины из горячего состояния и повышения ее маневренности во время работы под нагрузкой температура пара подаваемого в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД, повышается за счет подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов или от главного паропровода. Из последних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором отсоса из уплотнений.

Для сокращения времени подогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц. При аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте сети ниже 49 Гц, но не ниже 46,5 Гц (время указано в технических условиях).

Информация о работе «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С»

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данной курсовой работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 при температуре окружающей среды, рассчитана система регенеративного подогрева и сетевых подогревателей, а также показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока.

В приложении приведены принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки ПТ-80/100-130/13, график температур сетевой воды и теплофикационной нагрузки, h-s диаграмма расширения пара в турбине, диаграмма режимов турбоустановки ПТ-80/100-130/13, общий вид подогревателя высокого давления ПВ-350-230-50, спецификация общего вида ПВ-350-230-50, продольный разрез турбоустановки ПТ-80/100-130/13, спецификация общего вида вспомогательного оборудования, входящего в схему ТЭС.

Работа составлена на 45-х листах и включает в себя, 6 таблиц и 17 иллюстраций. В работе было использовано 5 литературных источников.

• Введение
• Обзор научно-технической литературы(Технологии генерации электрической и тепловой энергии)
• 1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13
• 2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки
• 2.1 Исходные данные для расчета
• 2.2
• 2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h - S диаграмме
• 2.4
• 2.5
• 2.6
• 2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная)
• 2.6.2 Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)
• 2.6.3 Деаэратор питательной воды
• 2.6.4 Подогреватель сырой воды
• 2.6.5
• 2.6.6 Деаэратор добавочной воды
• 2.6.7
• 2.6.8 Конденсатор
• 2.7
• 2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ- 80/100-130/13
• 2.9
• 2.10
• Заключение
• Список литературы
• 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.
• 1. 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 Споступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.

Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247) 0 С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.

Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) - в ПВД-6, третий (из ЦВД) - в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) - в ПНД-4, пятый (из ЧСД) - в ПНД-3, шестой (из ЧСД) - в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) - в ПНД-1 и в ПСГ1.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 о С, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.

Пар из штоков уплотнений в количестве D шт = 0,003D 0 идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения - в ПС.

Продувка котла - двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13

2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ- 80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки

Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки производится исходя из заданного расхода пара на турбину. В результате расчета определяют:

? электрическую мощность турбоагрегата - W э;

? энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:

б. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;

в. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление;

г. удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

д. удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии.

2.1 Исходные данные для расчета

Давление свежего пара -

Температура свежего пара -

Давление в конденсаторе - P к =0,00226 МПа

Параметры пара производственного отбора:

расход пара -

подающей - ,

обратной - .

Расход свежего пара на турбину -

Значения КПД элементов тепловой схемы приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. КПД элементов тепловой схемы

Элемент тепловой схемы	Коэффициент полезного действия
	Обозначение	Значение
Расширитель непрерывной продувки
Нижний сетевой подогреватель
Верхний сетевой подогреватель
Система регенеративного подогрева:
Питательный насос
Деаэратор питательной воды
Охладитель продувки
Подогреватель очищенной воды
Деаэратор конденсационной воды
Смесители
Подогреватель уплотнений
Эжектор уплотнений
Трубопроводы
Генератор

2.2 Расчет давлений в отборах турбины

Тепловая нагрузка ТЭЦ определяется потребностями производственного потребителя пара и отпуском теплоты внешнему потребителю на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Для расчета характеристик тепловой эффективности ТЭЦ промышленно-теплофикационной турбиной на режиме повышенной нагрузки (ниже -5єС) необходимо определить давление пара в отборах турбины. Это давление устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды.

В данной курсовой работе принят постоянный отбор пара на технологические (производственные) нужды внешнего потребителя, который равен с давлением, что соответствует номинальному режиму работы турбоустановки, следовательно, давление в нерегулируемых отборах турбины №1 и №2 равно: ,

Параметры пара в отборах турбины при номинальном режиме известны из ее основных технических характеристик.

Необходимо определить действительное (т.е. для заданного режима) значение давления в теплофикационном отборе. Для этого выполняется следующая последовательность действий:

1. По заданной величине и выбранному (заданному) температурному графику теплосети определяем температуру сетевой воды за сетевыми подогревателями при данной температуре наружного воздуха t НАР

t ВС = t О.С + б ТЭЦ (t П.С - t О.С)

t ВС = 55,6+ 0,6 (106,5 - 55,6)=86,14 0 С

2. По принятой величине недогрева воды и и значению t ВС находим температуру насыщения в сетевом подогревателе:

= t ВС + и

86,14 + 4,3 = 90,44 0 С

Затем по таблицам насыщения для воды и водяного пара определяем давление пара в сетевом подогревателе Р ВС =0,07136 МПа.

3. Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель достигает 60% от всей нагрузки на бойлерную

t НС = t О.С + 0,6 (t В.С - t О.С)

t НС = 55,6+ 0,6 (86,14 - 55,6)=73,924 0 С

По таблицам насыщения для воды и водяного пара определяем давление пара в сетевом подогревателе Р Н С =0,04411 МПа.

4. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам:

где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем:; ;

5. По значению давления пара (Р 6 ) в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между промышленным отбором №3 и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы):

где D 0 , D , Р 60 , Р 6 - расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.

2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h - S диаграмме

По описанной ниже методике и найденным в предыдущем пункте значениям давлений в отборах построим диаграмму процесса расширения пара в проточной части турбины при t нар =- 15 є С.

Точка пересечения на h , s - диаграмме изобары с изотермой определяет энтальпию свежего пара (точка 0 ).

Потери давления свежего пара в стопорном и регулирующим клапанах и тракте паров пуска при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому давление пара перед первой ступенью турбины равно:

На h , s - диаграмме отмечается точка пересечения изобары с уровнем энтальпии свежего пара (точка 0 /).

Для расчета параметров пара на выходе каждого отсека турбины мы располагаем величинами внутренних относительных КПД отсеков.

Таблица 2.2. Внутренние относительные КПД турбины по отсекам

Из полученной точки (точка 0 /) вертикально вниз (по изоэнтропе) проводится линия до пересечения с изобарой давления в отборе №3 . Энтальпия точки пересечения равна.

Энтальпия пара в камере третьего регенеративного отбора в реальном процессе расширения равна:

Аналогично на h,s - диаграмме находятся точки, соответствующие состоянию пара в камере шестого и седьмого отборов.

После построения процесса расширения пара в h , S - диаграмме на него наносятся изобары нерегулируемых отборов на регенеративные подогреватели Р 1 , Р 2 , Р 4 , Р 5 и устанавливаются энтальпии пара в этих отборах.

Построенные на h,s - диаграмме точки соединяются линией, которая отражает процесс расширения пара в проточной части турбины. График процесса расширения пара приведен на рис.А.1. (Приложение А).

По построенной h,s - диаграмме определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии. Все параметры приведены в таблице 2.3.

2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

Давление в регенеративных подогревателях меньше давления в камерах отборов на величину потерь давления из-за гидравлического сопротивления трубопроводов отбора, предохранительной и запорной арматуры.

1. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными:

Давление насыщенного водяного пара в деаэраторах питательной и конденсационной воды известно из их технических характеристик и равно соответственно,

2. По таблице свойств воды и пара в состоянии насыщения , по найденным давлениям насыщения определяем температуры и энтальпии конденсата греющего пара.

3. Принимаем недогрев воды:

В регенеративных подогревателях высокого давления - 2є С

В регенеративных подогревателях низкого давления - 5є С ,

В деаэраторах - 0є С ,

следовательно, температура воды на выходе из этих подогревателей равна:

, є С

4. Давление воды за соответствующими подогревателями определяется гидравлическим сопротивлением тракта и режимом работы насосов. Значения этих давлений принимаются и приведены в таблице 2.3.

5. По таблицам для воды и перегретого пара , определяем энтальпию воды после подогревателей (по значениям и):

6. Подогрев воды в подогревателе определяется как разность энтальпий воды на входе и выходе из подогревателя:

, кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ,

где - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя уплотнений. В данной работе эта величина принимается равной.

7. Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе:

2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке

Для удобства дальнейшего расчета параметры пара и воды в турбоустановке, рассчитанные выше, сведены в таблице 2.3.

Данные о параметрах пара и воды в охладителях дренажа приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.3. Параметры пара и воды в турбоустановке

p, Мпа

t, 0 С

h, кДж/кг

p", Мпа

t" H , 0 С

h B H , кДж/кг

0 С

p B , МПа

t П , 0 С

h B П , кДж/кг

кДж/кг

Таблица 2.4. Параметры пара и воды в охладителях дренажа

2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

Расчет выполняется в следующем порядке:

1. Расход пара на турбину при расчетном режиме.

2.Утечки пара через уплотнения

Принимаем, тогда

4. Расход питательной воды на котел (с учетом продувки)

где - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

D пр =(б пр /100)· D пг =(1,5/100)·131,15=1,968 кг/с

5. Выход пара из расширителя продувки

где - доля пара, выделяющегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки

6.Выход продувочной воды из расширителя

7.Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ХВО)

где - коэффициент возврата конденсата от

производственных потребителей, принимаем;

Расчет расходов пара в регенеративные и сетевые подогреватели в деаэратор и конденсатор, а также расходов конденсата через подогреватели и смесители основывается на уравнениях материальных и тепловых балансов.

Балансовые уравнения составляются последовательно для каждого элемента тепловой схемы.

Первым этапом расчета тепловой схемы турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины и температурного графика. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления.

2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная )

Таблица 2.5. Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Греющий пар Давление в отборе Р, МПа
Давление в подогревателе Р?, МПа
Температура пара t,єС
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг
Конденсат греющего пара Температура насыщения tн,єС
Энтальпия при насыщении h?, кДж/кг
Сетевая вода Недогрев в подогревателе Инс, Ивс,єС
Температура на входе tос, tнс, єС
Энтальпия на входе, кДж/кг
Температура на выходе tнс,tвс, єС
Энтальпия на выходе, кДж/кг
Подогрев в подогревателе фнс, фвс, кДж/кг

Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.

1.Расход сетевой воды для рассчитываемого режима

2.Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель

из табл.2.1.

3.Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

ПВД 7

Уравнение теплового баланса ПВД7

Расход греющего пара на ПВД7

ПВД 6

Уравнение теплового баланса ПВД6

Расход греющего пара на ПВД6

тепло, отводимое из дренажа ОД2

Питательный насос (ПН)

Давление после ПН

Давление в насосе в ПН

Перепад давления

Удельный объем воды в ПН v ПН - определяем из таблиц по значению

Р ПН.

КПД питательного насоса

Подогрев воды в ПН

Энтальпия после ПН

Где - из таблицы 2.3;

Уравнение теплового баланса ПВД5

Расход греющего пара на ПВД5

2.6.3 Деаэратор питательной воды

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем

(при Р = 12, 9 МПа и t = 55 6 0 С ) :

Выпар из деаэратора:

D вып =0,02 D ПВ =0.02

Доля пара (в долях от выпара из деаэратора, идущего на ПЭ, уплотнения средних и концевых камер уплотнения

Уравнение материального баланса деаэратора:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

После подстановки в это уравнение выражения D КД получаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

отсюда расход греющего пара из отбора №3 турбины на ДПВ:

D Д = 4,529.

Поток конденсата на входе в деаэратор:

D КД = 111,82 - 4,529= 107,288.

2.6.4 Подогреватель сырой воды

Энтальпия дренажа h ПСВ =140

.

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

2 - ая ступень: расширение воды, кипящей при 6 ата в количестве

до давления 1 ата.

= + (-)

направляется в атмосферный деаэратор.

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

D КВ = + D П.О.В + D ОК + D ОВ;

Расход химически очищенной воды:

D ОВ = (D П - D ОК) + + D УТ.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

конденсат турбоустановка материальный

где q ОП = h h теплота, подводимая к добавочной воде в ОП.

q ОП = 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

где: h энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

Принимаем возврат конденсата от производственных потребителей теплоты?к = 0,5 (50%), тогда:

D ОК = ?к*D П = 0,5 51,89 = 25,694 кг / с;

D ОВ = (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг / с.

Подогрев добавочной воды в ОП определим из уравнения теплового баланса ОП:

= 27,493 отсюда:

= 21,162 кДж / кг.

После охладителя продувки (ОП) добавочной воды поступает на химводоочистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ:

где q 6 - количество теплоты, переданной в подогревателе паром из отбора №6 турбины;

подогрев воды в ПОВ. Принимаем h ОВ = 140 кДж / кг, тогда

.

Расход пара на ПОВ определим из теплового баланса подогревателя химически очищенной воды:

D ПОВ 2175,34= 27,493 230,4 откуда D ПОВ = 2,897кг / с.

Таким образом,

D КВ = D

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

D h 6 + D ПОВ h + D ОК h + D ОВ h D КВ h

D 2566,944+ 2,897 391,6+ 25,694 376,77 + 27,493 370,4= (D + 56,084) * 391,6

Отсюда D = 0,761 кг / с - расход греющего пара на ДКВ и отбора №6 турбины.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

D КВ = 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД 4

Уравнение теплового баланса ПНД4

.

Расход греющего пара на ПНД4

,

где

ПНД3 и смеситель СМ2

Объединенное уравнение теплового баланса:

где поток конденсата на выходе ПНД2:

D К6 = D КД - D КВ - D ВС - D ПСВ =107,288 -56,846 - 8,937 - 2,897 = 38,609

подставим D К2 в объединенное уравнение теплового баланса:

D = 0,544кг/с - расход греющего пара на ПНД3 из отбора №5

турбины.

ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:

1.

2.

3.

подставим в уравнение 2

Получаем:

кг/с;

D П6 = 1,253 кг/с;

D П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Уравнение материального баланса конденсатора

.

2.7 Проверка расчета по материальному балансу

Проверка правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе турбоустановки.

Расход отработавшего пара в конденсатор:

,

где - расход пара из камеры отбора турбины с номером.

Расходы пара из отборов приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6. Расходы пара по отборам турбины

№ отбора	Обозначение	Расход пара, кг/с
	D 1 =D П1
	D 2 =D П2
	D 3 =D П3 +D Д +D П
	D 4 =D П4
	D 5 = D НС + D П5
	D 6 =D П6 +D ВС ++D ПСВ
	D 7 =D П7 +D HC

Суммарный расход пара из отборов турбины

Поток пара в конденсатор после турбины:

Погрешность по балансу пара и конденсата

Так как погрешность по балансу пара и конденсата не превышает допустимую, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ- 80/100-130/13

Определим мощность отсеков турбины и полную ее мощность:

N i =

где N i ОТС - мощность отсека турбины, N i ОТС = D i ОТС H i ОТС,

H i ОТС = H i ОТС - H i +1 ОТС - теплоперепад в отсеке, кДж/кг,

D i ОТС - пропуск пара через отсек, кг/с.

отсек 0-1:

D 01 ОТС = D 0 = 130,5 кг/с,

H 01 ОТС = H 0 ОТС - H 1 ОТС =34 8 7 - 3233,4 = 253,6 кДж/кг,

N 01 ОТС =130,5 . 253,6 = 33,095 МВ т.

- отсек 1-2:

D 12 ОТС = D 01 - D 1 = 130,5 - 8,631 = 121,869 кг/с,

H 12 ОТС = H 1 ОТС - H 2 ОТС = 3233,4 - 3118,2 = 11 5,2 кДж/кг,

N 12 ОТС =121,869 . 11 5,2 = 14,039 МВ т.

- отсек 2-3:

D 23 ОТС = D 12 - D 2 = 121,869 - 8,929 = 112,94 кг/с,

H 23 ОТС = H 2 ОТС - H 3 ОТС = 3118,2 - 2981,4 = 136,8 кДж/кг,

N 23 ОТС =112,94 . 136,8 = 15,45 МВ т.

- отсек 3-4:

D 34 ОТС = D 23 - D 3 = 112,94 - 61,166 = 51,774 кг/с,

H 34 ОТС = H 3 ОТС - H 4 ОТС = 2981,4 - 2790,384 = 191,016 кДж/кг,

N 34 ОТС =51,774 . 191,016 = 9,889 МВ т.

- отсек 4-5:

D 45 ОТС = D 34 - D 4 = 51,774 - 8,358 = 43,416 кг/с,

H 45 ОТС = H 4 ОТС - H 5 ОТС =2790,384 - 2608,104 = 182,28 кДж/кг,

N 45 ОТС =43,416 . 182,28 = 7,913 МВ т.

- отсек 5-6:

D 56 ОТС = D 45 - D 5 = 43,416 - 9,481 = 33, 935 кг/с,

H 56 ОТС = H 5 ОТС - H 6 ОТС =2608,104 - 2566,944 = 41,16 кДж/кг,

N 45 ОТС =33, 935 . 41,16 = 1,397 МВ т.

- отсек 6-7:

D 67 ОТС = D 56 - D 6 = 33, 935 - 13,848 = 20,087 кг/с,

H 67 ОТС = H 6 ОТС - H 7 ОТС =2566,944 - 2502,392 = 64,552 кДж/кг,

N 67 ОТС =20,087 . 66,525 = 1, 297 МВ т.

- отсек 7-К:

D 7к ОТС = D 67 - D 7 = 20,087 - 13,699 = 6,388 кг/с,

H 7к ОТС = H 7 ОТС - H к ОТС =2502,392 - 2442,933 = 59,459 кДж/кг,

N 7к ОТС =6,388 . 59,459 = 0,38 МВ т.

3.5.1 Суммарная мощность отсеков турбины

3.5.2 Электрическая мощность турбоагрегата определяется по формуле:

N Э =N i

где механический и электрический КПД генератора,

N Э =83,46 . 0,99 . 0,98=80,97МВт.

2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку

, МВт

.

2. Расход теплоты на отопление

,

где з Т - коэффициент, учитывающий потери теплоты в системе отопления.

3. Общий расход теплоты на производственных потребителей

,

.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей

, МВт

.

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

,

6. Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии)

,

.

7. Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

,

2.10 Энергетические показатели ТЭЦ

Параметры свежего пара на выходе парогенератора.

- давление Р ПГ = 12,9МПа;

- КПД парогенератора брутто з ПГ = 0,92;

- температура t ПГ = 556 о С;

- h ПГ = 3488 кДж / кг при указанных Р ПГ и t ПГ.

КПД парогенератора, взят из характеристик котла Е-320/140

.

1. Тепловая нагрузка парогенераторной установки

, МВт

2. Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

,

.

3. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

,

.

4. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление с учетом ПВК

,

.

ПВК при t Н =- 15 0 С работает,

5. Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

,

.

6. Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии

,

.

7. Расход теплоты топлива на станцию

,

.

8. Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)

,

9. Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

,

.

10. Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто)

,

.

где Э С.Н - собственный удельный расход электроэнергии, Э С.Н =0,03.

11. Удельный расход условного топлива "нетто"

,

.

12. Расход условного топлива

кг/с

13. Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям

кг/с

14. Расход условного топлива на выработку электроэнергии

В Э У =В У -В Т У =13,214-8,757=4,457 кг/с

Заключение

В результате расчёта тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на режиме повышенной нагрузки при температуре окружающей среды воздуха получены следующие значения основных параметров, характеризующие электростанцию такого типа:

Расходы пара в отборах турбины

Расходы греющего пара на сетевые подогреватели

Отпуск тепла на отопление турбоустановкой

Q Т = 72,22МВт;

Отпуск тепла турбоустановкой на производственные потребители

Q П = 141,36 МВт;

Общий расход теплоты на внешних потребителей

Q ТП = 231,58 МВт;

Мощность на клеммах генератора

N э =80,97 МВт;

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

b Э У = 162,27г/кВт/ч

Удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии

b Т У = 40,427 кг/ГДж

Полный КПД ТЭЦ «брутто»

Полный КПД ТЭЦ «нетто»

Удельный расход условного топлива на станцию "нетто"

Список литературы

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1976.-447с.

2. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. - М.: Изд. МЭИ, 1999. - 168с.

3. Полещук И.З. Составление и расчет принципиальных тепловых схем ТЭЦ. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “ТЭС и АЭС”, /Уфимский гос. авиац. тех.ун - т. - Уфа, 2003.

4. Стандарт предприятия (СТП УГАТУ 002-98). Требования к построению, изложению, оформлению.-Уфа.:1998.

5. Бойко Е.А. Паротрубинные энергетические установки ТЭС: Справочное пособие - ИПЦ КГТУ, 2006. -152с

6. . Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. - 3-е изд. - М.: Изд МЭИ, 2003. - 648с.: ил. - (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

7. . Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ Под ред. А.Г, Костюка, В.В. Фролова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд МЭИ, 2001. - 488 с.

8. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: Учебное электронное издание/Полещук И.З.. - ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

Условные обозначения энергетических установок, оборудования и их элементов (в т ексте, на рисунках, в индексах)

Д - деаэратор питательной воды;

ДН - дренажный насос;

К - конденсатор,котел;

КН - конденсатный насос;

ОЭ - охладитель дренажа;

ПрТС - принципиальная тепловая схема;

ПВД, ПНД - подогреватель регенеративный (высокого, низкого давления);

ПВК - пиковый водогрейный котёл;

ПГ - парогенератор;

ПЕ - пароперегреватель (первичный);

ПН - питательный насос;

ПС - подогреватель сальниковый;

ПСГ - сетевой подогреватель горизонтальный;

ПСВ - подогреватель сырой воды;

ПТ - паровая турбина; теплофикационная турбина с промышленным и отопительным отборами пара;

ПХОВ - подогреватель химически очищенной воды;

ПЭ - охладитель эжектора;

Р - расширитель;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

СМ - смеситель;

СХ - сальниковый холодильник;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЭГ - электрогенератор;

Приложение А

Приложение Б

Диаграмма режимов ПТ-80/100

Приложение В

Отопительные графики качественного регулирования отпуска тепла по среднесуточной температуре наружного воздуха

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.

курсовая работа , добавлен 19.03.2012


Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.

курсовая работа , добавлен 05.12.2012


Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.

дипломная работа , добавлен 02.09.2010


Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.

курсовая работа , добавлен 17.09.2012


Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.

курсовая работа , добавлен 10.06.2010


Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.

курсовая работа , добавлен 25.12.2012


Расчет паровой турбины, параметры основных элементов принципиальной схемы паротурбинной установки и предварительное построение теплового процесса расширения пара в турбине в h-s-диаграмме. Экономические показатели паротурбинной установки с регенерацией.

курсовая работа , добавлен 16.07.2013


Составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС. Определение параметров рабочего тела, расходов пара в отборах турбоагрегата, внутренней мощности и показателей тепловой экономичности и блока в целом. Мощность насосов конденсатно-питательного тракта.

курсовая работа , добавлен 14.12.2010


Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.

курсовая работа , добавлен 19.03.2014


Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.

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

Удельный расход теплоты при двухступенчатом подогреве сетевой воды.

Условия : G к3-4 = Gвх ЧСД + 5 т/ч; t к - см. рис. ; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч; Δi ПЭН = 7 ккал/кг

Рис. 10, а , б , в , г

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q G

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а ) на отклонение давления свежего пара от номинального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)

α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %

б ) на отклонение температуры свежего пара от номинальной на ± 5 °С

в ) на отклонение расхода питательной воды от номинального на ± 10 % G 0

г ) на отклонение температуры питательной воды от номинальной на ± 10 °С

Рис. 11, а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q т) РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а ) на отключение группы ПВД

б ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального

в ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; G пит = G 0

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С

Условия : G пит = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); t пит - см. рис. ; t к - см. рис.

Условия : G пит = G 0; t пит - см. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); i п = 715 ккал/кг; t к - см. рис.

Примечание. Z = 0 - регулирующая диафрагма закрыта. Z = макс - регулирующая диафрагма полностью открыта.

Условия : Р вто = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ЧСНД И ДАВЛЕНИЕ ПАРА В ВЕРХНЕМ И НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ОТБОРАХ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при Gвх ЧСД ≤ 221,5 т/ч; Р п = Gвх ЧСД/17 - при Gвх ЧСД > 221,5 т/ч; i п = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); t к - см. рис. , ; τ2 = f (P ВТО) - см. рис. ; Q т = 0 Гкал/(кВт · ч)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ НА МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 1,3 (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2); Р 2 @ 4 кПа (0,04 кгс/см2)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 ° С.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; Q т = 0

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 °С; Q т = 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОЕ ДАВЛЕНИЕ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Рис. 41, а , б

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ПОДОГРЕВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а ) минимально возможное давление в верхнем Т -отборе и расчетная температура обратной сетевой воды

б ) поправка на температуру обратной сетевой воды

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ВЕРХНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение давления свежего пара от номинального на ±1 МПа (10 кгс/см2): к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение температуры свежего пара от номинальной на ±10 °С:

к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ РАСХОДУ ТЕПЛОТЫ (Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение давления в П -отборе от номинального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):

к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

Рис. 49 а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а ) паром производственного отбора

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηэм = 0,975.

б ) паром верхнего и нижнего теплофикационных отборов

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °C; Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηэм = 0,975

в ) паром нижнего теплофикационного отбора

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηэм = 0,975

Рис. 50 а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К УДЕЛЬНЫМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ВЫРАБОТКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДАВЛЕНИЕ В РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРАХ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а ) на давление в производственном отборе

б ) на давление в верхнем теплофикационном отборе

в ) на давление в нижнем теплофикационном отборе

Приложение

1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типовая энергетическая характеристика составлена на основании отчетов о тепловых испытаниях двух турбоагрегатов: на Кишиневской ТЭЦ-2 (работа выполнена Южтехэнерго) и на ТЭЦ-21 Мосэнерго (работа выполнена МГП ПО «Союзтехэнерго»). Характеристика отражает среднюю экономичность турбоагрегата, прошедшего капитальный ремонт и работающего по тепловой схеме, представленной на рис. ; при следующих параметрах и условиях, принятых за номинальные:

Давление и температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины - 13 (130 кгс/см2)* и 555 °С;

* В тексте и на графиках - абсолютное давление.

Давление в регулируемом производственном отборе - 13 (13 кгс/см2) с естественным повышением при расходах на входе в ЧСД более 221,5 т/ч;

Давление в верхнем теплофикационном отборе - 0,12 (1,2 кгс/см2) при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды;

Давление в нижнем теплофикационном отборе - 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступенчатой схеме подогреве сетевой воды;

Давление в регулируемом производственном отборе, верхнем и нижнем теплофикационных отборах при конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления - рис. и ;

Давление отработавшего пара:

а) для характеристики конденсационного режима и работы с отборами при одноступенчатом и двухступенчатом подогреве сетевой воды при постоянном давлении - 5 кПа (0,05 кгс/см2);

б) для характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора при t 1в = 20 °С и W = 8000 м3/ч;

Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, деаэратор 0,6 (6 кгс/см2) питается паром производственного отбора;

Расход питательной воды равен расходу свежего пара, возврат 100 % конденсата производственного отбора при t = 100 °С осуществлен в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);

Температура питательной воды и основного конденсата за подогревателями соответствует зависимостям приведенным на рис. , , , , ;

Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 7 ккал/кг;

Электромеханический КПД турбоагрегата принят по данным испытания однотипного турбоагрегата, проведенного Донтехэнерго;

Пределы регулирования давления в отборах:

а) производственном - 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 кгс/см2);

б) верхнем теплофикационном при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);

а) нижнем теплофикационном при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,03 - 0,10 (0,3 - 1,0 кгс/см2).

Нагрев сетевой воды в теплофикационной установке при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды, определяемый заводскими расчетными зависимостями τ2р = f (P ВТО) и τ1 = f (Q т, P ВТО) составляет 44 - 48 °С для максимальных теплофикационных нагрузок при давлениях P ВТО = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).

Положенные в основу настоящей Типовой энергетической характеристика данные испытания обработаны с использованием «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969). По условиям ПОТ ЛМЗ - возвращаемый конденсат производственного отбора вводится при температуре 100 °С в линию основного конденсата после ПНД № 2. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что он вводится при той же температуре непосредственно в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2). По условиям ПОТ ЛМЗ при двухступенчатом подогреве сетевой воды и режимах с расходом пара на входе в ЧСД более 240 т/ч (максимальная электрическая нагрузка при малом производственном отборе) ПНД № 4 полностью отключается. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что при расходе на входе в ЧСД свыше 190 т/ч часть конденсата направляется в обвод ПНД № 4 с таким расчетом, чтобы температура его перед деаэратором не превышала 150 °С. Это требуется для обеспечения хорошей деаэрации конденсата.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ

В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование:

Генератор ТВФ-120-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением;

Двухходовой конденсатор 80 КЦС-1 общей поверхностью 3000 м2, из них 765 м2 приходится на долю встроенного пучка;

Четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1, встроенный в конденсатор, ПНД № 2 - ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 и 4 - ПН-200-16-7-1;

Один деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);

Три подогревателя высокого давления: ПВД № 5 - ПВ-425-230-23-1, ПВД № 6 - ПВ-425-230-35-1, ПВД № 7 - ПВ-500-230-50;

Два циркуляционных насоса 24НДН подачей 5000 м3/ч и давлением 26 м вод. ст. с электродвигателями по 500 кВт каждый;

Три конденсатных насоса КН 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (количество находящихся в работе насосов зависит от расхода пара в конденсатор);

Два основных трехступенчатых эжектора ЭП-3-701 и один пусковой ЭП1-1100-1 (постоянно в работе один основной эжектор);

Два подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСГ-1300-3-8-10 поверхностью 1300 м2 каждый, рассчитанные на пропуск 2300 м3/ч сетевой воды;

Четыре конденсатных насоса подогревателей сетевой воды КН-КС 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (по два насоса у каждого ПСГ);

Один сетевой насос I подъема СЭ-5000-70-6 с электродвигателем 500 кВт;

Один сетевой насос II подъема СЭ-5000-160 с электродвигателем 1600 кВт.

3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

При конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора выражается уравнениями:

При постоянном давлении в конденсаторе

P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);

Q 0 = 15,6 + 2,04N т;

G 0 = 6,6 + 3,72N т + 0,11(N т - 69,2);

При постоянном расходе (W = 8000 м3/ч) и температуре (t 1в = 20 °С) охлаждающей воды

Q 0 = 13,2 + 2,10N т;

G 0 = 3,6 + 3,80N т + 0,15(N т - 68,4).

Приведенные уравнения действительны в пределах изменения мощности от 40 до 80 МВт.

Расходы теплоты и свежего пара при конденсационном режиме для заданной мощности определяются по приведенным зависимостям с последующим введением необходимых поправок по соответствующим графикам. Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от номинальных (для которых составлена Типовая характеристика) и служат для пересчета данных характеристики на эксплуатационные условия. При обратном пересчете знаки поправок меняются на обратные.

Поправки корректируют расходы теплоты и свежего пара при неизменной мощности. При отклонении нескольких параметров от номинальных значений поправки алгебраически суммируются.

4. РЕЖИМ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ

При включенных регулируемых отборах турбоагрегат может работать при одноступенчатой и двухступенчатой схемах подогрева сетевой воды. Возможна также работа без теплофикационного отбора с одним производственным. Соответствующие типовые диаграммы режимов по расходу пара и зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора даны на рис. - , а удельные выработки электроэнергии на тепловом потреблении на рис. - .

Диаграммы режимов рассчитаны по схеме, применяемой ПОТ ЛМЗ, и изображены на двух полях. Верхнее поле является диаграммой режимов (Гкал/ч) турбины с одним производственным отбором при Q т = 0.

При включении теплофикационной нагрузки и прочих неизменных условиях происходит разгрузка либо только 28 - 30-й ступеней (при включенном одном нижнем сетевом подогревателе), либо 26 - 30-й ступеней (при включенных двух сетевых подогревателях) и снижение мощности турбины.

Значение снижения мощности зависит от теплофикационной нагрузки и определяется

ΔN Qт = KQ т,

где K - определенное при испытаниях удельное изменение мощности турбины ΔN Qт/ΔQ т, равное 0,160 МВт/(Гкал · ч) при одноступенчатом подогреве, и 0,183 МВт/(Гкал · ч) при двухступенчатом подогреве сетевой воды (рис. 31 и 32).

Отсюда следует, что расход свежего пара при заданной мощности N т и двух (производственном и теплофикационном) отборах будет по верхнему полю соответствовать некоторой фиктивной мощности N фт и одному производственному отбору

N фт = N т + ΔN Qт.

Наклонные прямые нижнего поля диаграммы позволяют определить графически по заданной мощности турбины и теплофикационной нагрузке значение N фт, а по нему и производственному отбору расход свежего пара.

Значения удельных расходов теплоты и удельных выработок электроэнергии на тепловом потреблении подсчитаны по данным, взятым из расчета диаграмм режимов.

В основе графиков зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора лежат те же соображения, что и в основе диаграммы режимов ПОТ ЛМЗ.

График такого типа предложен турбинным цехом МГП ПО «Союзтехэнерго» («Промышленная энергетика», 1978, № 2). Он предпочтительнее системы графиков q т = f (N т, Q т) при различных Q п = const, поскольку пользование им удобнее. Графики удельного расхода теплоты по соображениям непринципиального характера выполнены без нижнего поля; методика пользования ими пояснена примерами.

Данных, характеризующих режим при трехступенчатом подогреве сетевой воды, типовая характеристика не содержит, поскольку такой режим на установках данного типа в период проведения испытаний нигде не был освоен.

Влияние отклонений параметров от принятых при расчете Типовой характеристики за номинальные учитывается двояко:

а) параметров, не влияющих на теплопотребление в котле и отпуск теплоты потребителю при неизменных массовых расходах G 0, G п и G т, - внесением поправок к заданной мощности N т(N т + KQ т).

Соответственно этой исправленной мощности по рис. - определяются расход свежего пара, удельный расход теплоты и полный расход теплоты;

б) поправки на P 0, t 0 и P п вносятся к найденным после внесения указанных выше поправок к расходу свежего пара и полному расходу теплоты, после чего подсчитывается расход свежего пара и расход теплоты (полный и удельный) для заданных условий.

Данные для поправочных кривых на давление свежего пара рассчитаны с использованием результатов испытания; все прочие поправочные кривые составлены на основе данных ПОТ ЛМЗ.

5. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ, РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА И УДЕЛЬНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ВЫРАБОТОК

Пример 1. Конденсационный режим с отключенными регуляторами давления в отборах.

Дано: N т = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); G пит = 0,93G 0; Δt пит = t пит - t нпит = -7 °С.

Требуется определить полный и удельный расходы теплоты брутто и расход свежего пара при заданных условиях.

Последовательность и результаты приведены в табл. .

Таблица П1

Обозначение

Способ определения

Полученное значение

Расход свежего пара при номинальных условиях, т/ч

Температуры свежего пара

Расхода питательной воды

Суммарная поправка к удельному расходу теплоты, %

Удельный расход теплоты при заданных условиях, ккал/(кВт · ч)

Полный расход теплоты при заданных условиях, Гкал/ч

Q 0 = q тN т10-3

Поправки к расходу пара на отклонение условий от номинальных, %:

Давления свежего пара

Температуры свежего пара

Давления отработавшего пара

Расхода питательной воды

Температуры питательной воды

Суммарная поправка к расходу свежего пара, %

Расход свежего пара при заданных условиях, т/ч

Таблица П2 Обозначение Способ определения Полученное значение Недовыработка в ЧСНД за счет теплофикационного отбора, МВт ΔN Qт = 0,160Q т Приблизительная фиктивная мощность, МВт N тф" = N т + ΔN Qт Приблизительный расход на входе в ЧСД, т/ч G ЧСДвх" 1,46 (14,6)* Минимально возможное давление в теплофикационном отборе, (кгс/см2) Р НТОмин 0,057 (0,57)* Поправка к мощности для приведения к давлению Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2), МВт ΔN РНТО Уточненная фиктивная мощность, МВт N тф = N тф" + ΔN РНТО Уточненный расход на входе в ЧСД, т/ч G ЧСДвх а) τ2р = f (P ВТО) = 60 °С б) ∆τ2 = 70 - 60 = +10 °С и G ЧСДвх" Поправка к мощности для приведения к давлению Р 2 = 2 кПа (0,02 кгс/см2), МВт * При внесении поправки к мощности на давление в верхнем теплофикационном отборе Р ВТО, отличное от 0,12 (1,2 кгс/см2), результат будет отвечать температуре обратной воды, соответствующей заданному давлению по кривой τ2р = f (P ВТО) на рис. , т.е. 60 °С. ** В случае заметного отличия G ЧСДвх" от G ЧСДвх все значения в пп. 4 - 11 следует проверить по уточненному G ЧСДвх. Расчет удельных теплофикационных выработок проводится аналогично приведенному в примере . Выработка теплофикационного отбора и поправка к ней на фактическое давление Р ВТО определяется по рис. , б и , б . Пример 4. Режим без теплофикационного отбора. Дано: N т = 80 МВт; Q п = 120 Гкал/ч; Q т = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 7,65

Давление в верхнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)*

Р ВТО

Рис. по G ЧСДвх"

Давление в нижнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)*

Р НТО

Рис. по G ЧСДвх"

* Давления в отборах ЧСНД и температура конденсата по ПНД могут быть определены по графикам конденсационного режима в зависимости от G ЧСДвх, при соотношении G ЧСДвх/G 0 = 0,83.

6. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Наименование

Обозначение

Мощность, МВт:

электрическая на выводах генератора

N т, N тф

внутренняя части высокого давления

N iЧВД

внутренняя части среднего и низкого давления

N iЧСНД

суммарные потери турбоагрегата

Σ∆N пот

электромеханический КПД

Цилиндр (или часть) высокого давления

Цилиндр низкого (или часть среднего и низкого) давления

ЦСД (ЧСНД)

Расход пара, т/ч:

на турбину

на производство

на теплофикацию

на регенерацию

G ПВД, G ПНД, G д

через последнюю ступень ЧВД

G ЧВДскв

на входе в ЧСД

G ЧСДвх

на входе в ЧНД

G ЧНДвх

в конденсатор

Расход питательной воды, т/ч

Расход возвращаемого конденсата производственного отбора, т/ч

Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч

Расход теплоты на турбоустановку, Гкал/ч

Расход теплоты на производство, Гкал/ч

Абсолютное давление, (кгс/см2):

перед стопорным клапаном

за регулирующими и перегрузочным клапанами

PI -IV кл, P пер

в камере регулирующей ступени

P р.ст

в камерах нерегулируемых отборов

PI -VII п

в камере производственного отбора

в камере верхнего теплофикационного отбора

в камере нижнего теплофикационного отбора

в конденсаторе, кПа (кгс/см2)

Температура (°С), энтальпия, ккал/кг:

свежего пара перед стопорным клапаном

t 0, i 0

пара в камере производственного отбора

конденсата за ПНД

t к, t к1, t к2, t к3, t к4

возвращаемого конденсата производственного отбора

питательной воды за ПВД

t пит5, t пит6, t пит7

питательной воды за установкой

t пит, i пит

сетевой воды при входе в установку и выходе из нее

охлаждающей воды при входе в конденсатор и выходе из него

t 1в, t 2в

Повышение энтальпии питательной воды в насосе

∆i ПЭН

Удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии, ккал/(кВт · ч)

q т, q тф

Удельная теплофикационная выработка электроэнергии, кВт ·ч/Гкал:

паром производственного отбора

паром теплофикационного отбора

Коэффициенты для пересчета в систему СИ:

1 т/ч - 0,278 кг/с; 1 кгс/см2 - 0,0981 МПа или 98,1 кПа; 1 ккал/кг - 4,18168 кДж/кг

Комплексная модернизация паровой турбины ПТ-80/100-130/13

Целью модернизации является увеличение электрической и теплофикационной мощности турбины с повышением экономичности турбоустановки. Модернизация в объеме основной опции заключается в установке сотовых надбандажных уплотнений ЦВД и замене проточной части среднего давления с изготовлением нового ротора НД с целью увеличения пропускной способности ЧСД до 383 т/ч. При этом сохраняется диапазон регулирования давления в производственном отборе, максимальный расход пара в конденсатор не изменяется.
Заменяемые узлы при модернизации турбоагрегата в объёме основной опции:

• Установка сотовых надбандажных уплотнений 1-17 ступеней ЦВД;
• Направляющий аппарат ЦСНД;
• Седла РК ЧСД большего пропускного сечения с доработкой паровых коробок верхней половины корпуса ЧСД под установку новых крышек;
• Регулирующие клапаны СД и кулачково-распределительное устройство;
• Диафрагмы 19-27 ступеней ЦСНД, укомплектованные надбандажными сотовыми уплотнениями и уплотнительными кольцами с витыми пружинами;
• Ротор СНД с установленными новыми рабочими лопатками 18-27 ступеней ЦСНД с цельнофрезерованными бандажами;
• Обоймы диафрагм №1, 2, 3;
• Обойма передних концевых уплотнений и уплотнительные кольца с витыми пружинами;
• Насадные диски 28, 29, 30 ступеней сохраняются в соответствии с существующей конструкцией, что позволяет сократить затраты на проведение модернизации (при условии использования старых насадных дисков).

Кроме того, в объёме основной опции предусматривается установка в козырьки диафрагм сотовых надбандажных уплотнений 1-17 ступеней ЦВД с приваркой уплотняющих усов на бандажи рабочих лопаток.

В результате модернизации по основной опции достигается следующее:

1. Увеличение максимальной электрической мощности турбины до 110 МВт и мощности теплофикационного отбора до 168,1 Гкал/ч, за счет сокращения промышленного отбора.
2. Обеспечение надёжной и маневренной работы турбоустановки на всех эксплуатационных режимах работы, в том числе при минимально возможных давлениях в промышленном и теплофикационном отборах.
3. Повышение показателей экономичности турбоустановки;
4. Обеспечение стабильности достигнутых технико-экономических показателей в течение межремонтного периода.

Эффект от модернизации в объеме основного предложения:

Режимы турбоагрегата	Электрическая мощность, МВт	Расход пара на теплофикацию, т/ч	Расход пара на производство, т/ч
Конденсационный
Номинальный
Максимальной мощности
С максимальным теплофикационным отбором
Увеличение КПД ЧСД
Увеличение КПД ЦВД

Дополнительные предложения (опции) по модернизации

• Модернизация обоймы регулирующей ступени ЦВД с установкой надбандажных сотовых уплотнений
• Установка диафрагм последних ступеней с тангенциальным навалом
• Высокогерметичные уплотнения штоков регулирующих клапанов ЦВД

Эффект от модернизации по дополнительным опциям

№ п/п	Наименование	Эффект
	Модернизация обоймы регулирующей ступени ЦВД с установкой надбандажных сотовых уплотнений	Увеличение мощности на 0,21-0,24 МВт - повышение КПД ЦВД на 0,3-0,4% - повышение надежности работы остановах турбин
	Установка диафрагм последних ступеней с тангенциальным навалом	Конденсационный режим: - увеличение мощности на 0,76 МВт - повышение КПД ЦСНД 2,1%
	Уплотнение поворотной диафрагмы	Повышение экономичности турбоустановки при работе в режиме с полностью закрытой поворотной диафрагмой 7 Гкал/час
	Замена надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД на сотовые	Повышение КПД цилиндров (ЦВД на 1,2-1,4%, ЦСНД на 1%); - увеличение мощности (ЦВД на 0,6-0,9 МВт, ЦСНД на 0,2 МВт); - улучшение надёжности работы турбоагрегатов; - обеспечение стабильности достигнутых технико-экономических показателей в течение межремонтного периода; - обеспечение надёжной, без снижения экономичности работы надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД на переходных режимах, в т.ч. при аварийных остановах турбин.
	Замена регулирующих клапанов ЦВД	Увеличение мощности на 0,02-0,11 МВт - повышение КПД ЦВД на 0,12% - повышение надежности работы
	Установка сотовых концевых уплотнений ЦНД	Устранение присосов воздуха через концевые уплотнения - повышение надежности работы турбины - повышение экономичности турбины - стабильность достигнутых технико-экономических показателей в течение всего межремонтного периода - надёжная, без снижения экономичности работа концевых уплотнений ЦНД в переходных режимах, в т.ч. при аварийных остановах турбин