Турбіна пт 80 100 130 13 опис. По експлуатації парової турбіни. Петропавловськ – Камчатський

Теплофікаційна парова турбіна ПТ-80/100-130/13 з промисловим та опалювальними відборами пари призначена для безпосереднього приводу електричного генератора ТВФ-120-2 з частотою обертання 50 об/с та відпустки тепла для потреб виробництва та опалення.

Номінальні значення основних параметрів турбіни наведені нижче.

Потужність, МВт

номінальна 80

максимальна 100

Номінальні параметри пари

тиск, МПа 12,8

температура, 0 З 555

Витрата пари, що відбирається на виробничі потреби, т/год

номінальний 185

максимальний 300

Межі зміни тиску пари в регульованому опалювальному відборі, Мпа

верхньому 0,049-0,245

нижньому 0,029-0,098

Тиск виробничого відбору 1,28

Температура води, 0

поживною 249

охолоджувальної 20

Витрата води, що охолоджує, т/год 8000

Турбіна має такі регульовані відбори пари:

виробничий з абсолютним тиском (1,275 0,29) МПа та два опалювальні відбори - верхній з абсолютним тиском у межах 0,049-0,245 МПа та нижній з тиском у межах 0,029-0,098 МПа. Регулювання тиску опалювального відбору здійснюється за допомогою однієї регулюючої діафрагми, яка встановлена ​​в камері верхнього опалювального відбору. Регульований тиску опалювальних відборах підтримується: у верхньому відборі - при включених обох опалювальних відборах, у нижньому відборі - при включеному одному нижньому опалювальному відборі. Мережа вода через мережеві підігрівачі нижньої та верхньої ступенів підігріву повинна пропускатися послідовно і в однакових кількостях. Витрата води, що проходить через мережеві підігрівачі, має контролюватись.

Турбіна є одновальним двоциліндровим агрегатом. Проточна частина ЦВД має одновінковий регулюючий ступінь і 16 ступенів тиску.

Проточна частина ЦНД складається із трьох частин:

перша (до верхнього опалювального відбору) має регулюючий ступінь та 7 ступенів тиску,

другий (між опалювальними відборами) два ступені тиску,

третій - регулюючий ступінь і два ступені тиску.

Ротор високого тискуцільнокований. Перші десять дисків ротора низького тискувідковані заодно з валом, решта трьох дисків - насадні.

Паророзподіл турбіни - соплове. На виході з ЦВС частина пари йде в регульований виробничий відбір, решта вирушає до ЦНД. Опалювальні відбори здійснюються із відповідних камер ЦНД.

Для скорочення часу прогріву та поліпшення умов пусків передбачено паровий обігрів фланців та шпильок та підведення гострої пари на переднє ущільнення ЦВД.

Турбіна забезпечена валоповоротним пристроєм, що обертає валопровід турбоагрегату з частотою 3,4 об/хв.

Лопатковий апарат турбіни розрахований працювати при частоті мережі 50 Гц, що відповідає частоті обертання ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускається тривала роботатурбіни при відхиленні частоти мережі 49,0-50,5 Гц.

І Н С Т Р У К Ц І Я

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Інструкцію повинні знати:

1. начальник котлотурбінного цеху-2,

2. заступники начальника котлотурбінного цеху з експлуатації-2,

3. старший начальник зміни станції-2,

4. начальник зміни станції-2,

5. начальник зміни турбінного відділення котлотурбінного цеху-2,

6. машиніст ЦТЩУ паровими турбінами VI розряду,

7. машиніст-обхідник з турбінного обладнання V розряду;

8. машиніст-обхідник з турбінного обладнання IV розряду.

М. Петропавлівськ-Камчатський

ВАТ Енергетики та Електрифікації "Камчатськенерго".

Філія "Камчатські ТЕЦ".

ЗАТВЕРДЖУЮ:

Головний інженерфілії ВАТ "Камчатськенерго" КТЕЦ

Болотенюк Ю.М.

“ “ 20 р.

І Н С Т Р У К Ц І Я

По експлуатації парової турбіни

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Термін дії інструкції:

з «____» ____________ 20 р.

по «____»____________ 20 р.

Петропавловськ – Камчатський

1. Загальні положення…………………………………………………………………… 6

1.1. Критерії безпечної екплуатації парової турбіни ПТ80/100-130/13………………. 7

1.2. Технічні дані турбіни……………………………………………………………...….. 13

1.4. Захисту турбіни………………………………………………………………….……………… 18

1.5. Турбіна має бути аварійно зупинена зі зривом вакууму вручну…………...... 22

1.6. Турбіна повинна бути негайно зупинена…………………………………………...… 22

Турбіна має бути розвантажена та зупинена в період,

визначений головним інженером електростанції……………………………..……..… 23

1.8. Допускається тривала робота турбіни з номінальною потужністю…………………... 23

2. Короткий описконструкції турбіни…………………………………..… 23

3. Система маслопостачання турбоагрегату…………………………………..…. 25

4. Система ущільнення валу генератора……………………………………....… 26

5. Система регулювання турбіни…………………………………………...…. 30

6. Технічні дані та опис генератора……………………………….... 31

7. Технічна характеристика та опис конденсаційної установки…. 34

8. Опис та технічна характеристика регенеративної установки… 37

Опис та технічна характеристика установки для

підігріву мережевої води……………………………………………………...… 42

10. Підготовка турбоагрегату до пуску………………………………………….… 44

10.1. Загальні положення……………………………………………………………………………...….44

10.2. Підготовка до включення в роботу масляної системи…………………………………...…….46

10.3. Підготовка системи регулювання до пуску……………………………………………..…….49

10.4. Підготовка та пуск регенеративної та конденсаційної установки……………………………49

10.5. Підготовка до включення в роботу установки для підігріву мережної води……………….....54

10.6. Прогрів паропроводу до ГПЗ………………………………………………………………….....55

11. Пуск турбоагрегату…………………………………………………………..… 55

11.1. Загальні вказівки………………………………………………………………………………….55

11.2. Пуск турбіни з холодного стану………………………………………………………...61

11.3. Пуск турбіни з неостывшего стану………………………………………………….…..64

11.4. Пуск турбіни з гарячого стану…………………………………………………………..65

11.5. Особливості пуску турбіни на ковзаючих параметрах свіжої пари………………….…..67

12. Включення виробничого відбору пара………………………………... 67

13. Відключення виробничого відбору пара…………………………….… 69

14. Включення теплофікаційного відбору пари……………………………..…. 69

15. Відключення теплофікаційного відбору пари………………………….…... 71

16. Обслуговування турбіни під час нормальної роботи………………….… 72

16.1 Загальні положення……………………………………………………………………………….72

16.2 Обслуговування конденсаційної установки…………………………………………………..74

16.3 Обслуговування регенеративної установки………………………………………………….….76

16.4 Обслуговування системи маслопостачання……………………………………………………...87

16.5 Обслуговування генератора………………………………………………………………………79

16.6 Обслуговування установки для підігріву мережної води………………………………….……80

17. Зупинка турбіни………………………………………………………………… 81

17.1 Загальні вказівки щодо зупинки турбіни…………………………………………………….……81

17.2 Зупинка турбіни в резерв, а також для ремонту без розхолодження……………………..…82

17.3 Зупинка турбіни в ремонт з розхолодженням………………………………………………...84

18. Вимоги з техніки безпеки…………………………………….…… 86

19. Заходи щодо попередження та ліквідації аварій на турбіні…… 88

19.1. Загальні вказівки……………………………………………………………………………………88

19.2. Випадки аварійного зупинки турбіни………………………………………………………...…90

19.3. Дії, що виконуються технологічними захистами турбіни………………………………91

19.4. Дії персоналу при аварійному становищі на турбіні……………………………..…….92

20. Правила допуску до ремонту оборудования……………………………….… 107

21. Порядок допуску до випробувань турбіни………………………………….. 108

Програми

22.1. Графік запуску турбіни з холодного стану (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска менше 150 ˚С)……………………………………………………..… 109

22.2. Графік пуску турбіни після простою 48 годин (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 300 ˚С)………………………………………………………………..110

22.3. Графік пуску турбіни після простою 24 години (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 340 ˚С)……………………………………………………………..…111

22.4. Графік пуску турбіни після простою 6-8 годин (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 420 ˚С)……………………………………………………………….112

22.5. Графік пуску турбіни після простою 1-2 години (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 440 ˚С)……………………………………………………..…………113

22.6. Орієнтовні графіки запуску турбіни на номінальних

параметрах свіжої пари…………………………………………………………………….…114

22.7. Поздовжній розріз турбіни……………………………………………………………..….…115

22.8. Схема регулювання турбіни……………………………………………………………..….116

22.9. Теплова схематурбоустановки…………………………………………………………….….118

23. Доповнення та зміни…………………………………………………...…. 119

ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ.

Турбіна парова типу ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ з виробничим та 2-ступінчастим теплофікаційним відбором пари, номінальною потужністю 80 мВт та максимальною 100 МВт (у певному поєднанні регульованих відборів) призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струму ТВ2 У3 потужністю 110 МВт змонтованого на загальному фундаменті з турбіною.

Перелік скорочень та умовних позначень:

АЗВ – автоматичний затвор високого тиску;

ВПУ - валоповоротний пристрій;

ГМН – головний масляний насос;

ГПЗ – головна парова засувка;

КОС - клапан зворотний із сервомотором;

КЕН – конденсатний електронасос;

МУТ – механізм управління турбіною;

ОМ – обмежувач потужності;

ПВД – підігрівачі високого тиску;

ПНД – підігрівачі низького тиску;

ПМН - пусковий масляний електронасос;

ПН – охолоджувач пари ущільнень;

ПС – охолоджувач пари ущільнень з ежектором;

ПСГ-1 – мережевий підігрівач нижнього відбору;

ПСГ-2 - те саме, верхнього відбору;

ПЕН – живильний електронасос;

РВД – ротор високого тиску;

РК – регулюючі клапани;

РНД – ротор низького тиску;

РТ – ротор турбоагрегату;

ЦВД – циліндр високого тиску;

ЦНД – циліндр низького тиску;

РМН – резервний масляний насос;

АМН – аварійний масляний насос;

РПДС - реле падіння тиску олії в системі мастила;

Рпр – тиск пари в камері виробничого відбору;

Р – тиск у камері нижнього теплофікаційного відбору;

Р - те саме, верхнього теплофікаційного відбору;

Дпо - витрата пари у виробничий відбір;

Д - витрата сумарна на ПХГ-1,2;

КАЗ – клапан автоматичного затвора;

МНУВ - маслонасос ущільнення валу генератора;

НОГ – насос охолодження генератора;

САР – система автоматичного регулювання;

ЕГП – електрогідравлічний перетворювач;

КІС - клапан виконавчий соленоїдний;

ТО – теплофікаційний відбір;

ПЗ - виробничий відбір;

МО - маслоохолоджувач;

РПД – регулятор перепаду тиску;

ПСМ – пересувний сепаратор олії;

ЗГ - гідравлічний затвор;

БД – бак демпферний;

ІМ – інжектор масляний;

РС – регулятор швидкості;

РД – регулятор тиску.

1.1.1. За потужністю турбіни:

максимальна потужністьтурбіни при повністю включеній

регенерації та певних поєднаннях виробничого та

теплофікаційного відбору …………………………………………………………………...100 МВт

Максимальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при відключених ПВД-5, 6, 7 ……………………………………………………………………... 76 МВт

Максимальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при відключених ПНД-2, 3, 4 ……………………………………………………………………....71МВт

Максимальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при вимкнених

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

якої входять у роботу ПВД-5,6,7………………………………………………………..10 МВт

Мінімальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при

якої входить у роботу зливний насос ПНД-2…………………………………………….20 МВт

Мінімальна потужність турбоагрегату при якій включаються в

роботу регульовані відбори турбіни…………………………………………………………… 30 МВт

1.1.2. За частотою обертання ротора турбіни:

Номінальна частота обертання ротора турбіни ……………………………………………..3000 об/хв

Номінальна частота обертання ротора турбіни валоповоротним

пристроєм ……………………………………………………………………………..………..3,4 об/хв

Граничне відхиленнячастоти обертання ротора турбіни при

якому турбоагрегат відключається захистом…………………………………….………..…..3300 об/хв

3360 об/хв

Критична частота обертання ротора турбогенератора …………………………………….1500 об/хв

Критична частота обертання ротора низького тиску турбіни…………………….……1600 об/хв

Критична частота обертання ротора високого тиску турбіни…………………….….1800 об/хв

1.1.3. За витратою перегрітої пари на турбіну:

Номінальна витрата пари на турбіну під час роботи її на конденсаційному режимі

з повністю включеною системою регенерації (при номінальній потужності

турбоагрегату, що дорівнює 80 МВт) ………………………………………………………………305 т/год

Максимальна витрата пари на турбіну при включених у роботу системі

регенерації, регульованих виробничим та теплофікаційним відборами

і закритому регулювальному клапані №5 …..…………………………………………………..415 т/год

Максимальна витрата пари на турбіну …………………….…………………..………………470 т/год

режимі з відключеними ПВД-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 т/год

Максимальна витрата пари на турбіну при роботі її на конденсаційному

режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4 ………………………………………...………………..260т/год

Максимальна витрата пари на турбіну при роботі її на конденсаційному

режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4 і ПВД-5, 6, 7………………………………………..…230т/год

1.1.4. За абсолютним тиском перегрітої пари перед АЗВ:

Номінальний абсолютний тиск перегрітої пари перед АЗВ…………………..……….130 кгс/см 2

Допустиме зниження абсолютного тиску перегрітої пари

перед АЗВ під час роботи турбіни…….……………………………………………………………125 кгс/см 2

Допустиме підвищення абсолютного тиску перегрітої пари

перед АЗВ під час роботи турбіни.…………………………………………………………………135 кгс/см 2

Максимальне відхилення абсолютного тиску перегрітої пари перед АЗВ

при роботі турбіни та при тривалості кожного відхилення не більше 30 хв……..140 кгс/см 2

1.1.5. За температурою перегрітої пари перед АЗВ:

Номінальна температура перегрітої пари перед АЗВ..…………………………………..…..555 0 С

Допустиме зниження температури перегрітої пари

перед АЗВ під час роботи турбіни..………………………………………………………….……… 545 0 З

Допустиме підвищення температури перегрітої пари перед

АЗВ при роботі турбіни………………………………………………………………………….. 560 0 С

Максимальне відхилення температури перегрітої пари перед АЗВ при

роботі турбіни та тривалості кожного відхилення не більше 30

хвилин………………….………………..…………………………………………………….………565 0 С

Мінімальне відхилення температури перегрітої пари перед АЗВ при

якому турбоагрегат відключається захистом……………………………………………………...425 0 С

1.1.6. За абсолютним тиском пари в регулюючих щаблях турбіни:

при витратах перегрітої пари на турбіну до 415 т/годину. ..……………………………………...98,8 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в регулюючому ступені ЦВД

при роботі турбіни на конденсаційному режимі з відключеними ПВД-5, 6, 7….……….…64 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в регулюючому ступені ЦВД

при роботі турбіни на конденсаційному режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4 ………….…62 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в регулюючому ступені ЦВД

при роботі турбіни на конденсаційному режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4

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

Максимальний абсолютний тиск пари в камері перевантажувальної

клапана ЦВД (за 4-ступенем) при витратах перегрітої пари на турбіну

більше 415 т/год ………………………………………………………………………………………83 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в камері регулюючої

щаблі ЦНД (за 18 ступенем) ……………………………..……………………………………..13,5 кгс/см 2

1.1.7. За абсолютним тиском пари в регульованих відборах турбіни:

Допустиме підвищення абсолютного тиску пари в

регульованому виробничому відборі …………………………………………………………16 кгс/см 2

Допустиме зниження абсолютного тиску пари в

регульованому виробничому відборі …………………………………………………………10 кгс/см 2

Максимальне відхилення абсолютного тиску пари в регульованому виробничому відборі при якому спрацьовують запобіжні клапани……………………………………………………………………..19,5 кгс/см 2

верхньому теплофікаційному відборі ………………………………………………………….…..2,5 кгс/см 2

верхньому теплофікаційному відборі ………………………………………………………..……..0,5 кгс/см 2

Максимальне відхилення абсолютного тиску пари в регульованому

верхньому теплофікаційному відборі при якому спрацьовує

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

Максимальне відхилення абсолютного тиску пари

регульованому верхньому теплофікаційному відборі при якому

турбоагрегат відключається захистом…………………………………………..…………………...3,5 кгс/см 2

Допустиме підвищення абсолютного тиску пари в регульованому

нижньому теплофікаційному відборі ………………………………………………………….……1 кгс/см 2

Допустиме зниження абсолютного тиску пари в регульованому

нижньому теплофікаційному відборі …………………………………………………………….…0,3 кгс/см 2

Гранично допустиме зниження перепаду тисків між камерою

нижнього теплофікаційного відбору та конденсатором турбіни………………………….… до 0,15 кгс/см 2

1.1.8. За витратою пари в регульовані відбори турбіни:

Номінальна витрата пари в регульований виробничий

відбір ………………………………………………………………………………………….……185 т/год

Максимальна витрата пари у регульований виробничий…

номінальної потужності турбіни та відключеному

теплофікаційному відборі ……………………………………………………………….………245 т/год

Максимальна витрата пари в регульований виробничий

відбір при абсолютному тиску в ньому, що дорівнює 13 кгс/см 2

зниженою до 70 МВт потужності турбіни та відключеному

теплофікаційному відборі …………………………………………………………………..……300 т/год

Номінальна витрата пари в регульований верхній

теплофікаційний відбір ………………………………………………………………………...132 т/год

та відключеному виробничому відборі ………………………………………………………150 т/год

Максимальна витрата пари в регульований верхній

теплофікаційний відбір за зниженої до 76 МВт потужності

турбіни та відключеному виробничому відборі ……………………………………….……220 т/год

Максимальна витрата пари в регульований верхній

теплофікаційний відбір при номінальній потужності турбіни

і зниженому до 40 т/год витраті пари у виробничий відбір ……………………………200 т/год

Максимальна витрата пари в ПСГ-2 при абсолютному тиску

у верхньому теплофікаційному відборі 1,2 кгс/см 2 …………………………………………….…145 т/год

Максимальна витрата пари в ПСГ-1 при абсолютному тиску

в нижньому теплофікаційному відборі 1 кгс/см 2 ………………………………………………….220 т/год

1.1.9. За температурою пари у відборах турбіни:

Номінальна температура пари в регульованому виробничому

відборі після ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………………………………..280 0 З

Допустиме підвищення температури пари в регульованому

виробничому відборі після ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………....285 0 З

Допустиме зниження температури пари в регульованому

виробничому відборі після ОУ-1,2 (3,4) ………………………………………………….…275 0 З

1.1.10. за теплового станутурбіни:

Максимальна швидкість підвищення температури металу

…..………………………………..15 0 З/хв.

перепускних труб від АЗВ до регулюючих клапанів ЦВД

при температурах перегрітої пари нижче 450 град.С.…………………………………….………25 0 З

Гранично допустима різниця температур металу

перепускних труб від АЗВ до регулюючих клапанів ЦВД

при температурі перегрітої пари вище 450 град.С.……………………………………….…….20 0 З

Гранично допустима різниця температур металу верху

і низу ЦВС (ЦНД) у зоні паровпуска ………………….…………………………………………..50 0 З

Гранично допустима різниця температур металу в

поперечному перерізі(по ширині) фланців горизонтального

роз'єму циліндрів без включення системи обігріву

фланців і шпильок ЦВС..………………………………….…………………………………………80 0 С

роз'єму ЦВД при включеному обігріві фланців і шпильок …………………………………..…50 0 С

у поперечному перерізі (по ширині) фланців горизонтального

роз'єму ЦВД при включеному обігріві фланців і шпильок ……………………………….……-25 0 С

Гранично допустима різниця температур металу між верхнім

та нижнім (правим та лівим) фланцями ЦВД при включеному

обігріві фланців і шпильок ………………………………………………….…………………....10 0 З

Гранично допустима позитивна різниця температур металу

між фланцями та шпильками ЦВД при включеному обігріві

фланців і шпильок …………………………………………………………….…………………….20 0 З

Гранично допустима негативна різниця температур металу

між фланцями і шпильками ЦВД при включеному обігріві фланців і шпильок ………………………………………………………………………………………..…..- 20 0 С

Гранично допустима різниця температур металу за товщиною

стінки циліндра, виміряна в зоні регулюючого ступеня ЦВД ….………………………….35 0 З

підшипників і завзятого підшипника турбіни …………………………………….……...…..90 0 C

Максимально допустима температура вкладишів опорних

підшипників генератора …………………………………………………….…………..………..80 0 C

1.1.11. За механічним станом турбіни:

Гранично допустиме скорочення РВС щодо ЦВС….……………………………….-2 мм

Гранично допустиме подовження РВС щодо ЦВС ….……………………………….+3 мм

Гранично допустиме скорочення РНД щодо ЦНД ….……………………..………-2,5 мм

Гранично допустиме подовження РНД щодо ЦНД …….……………………..…….+3 мм

Гранично допустиме викривлення ротора турбіни …………….…………………………..0,2 мм

Гранично допустиме максимальне значеннявикривлення

валу турбоагрегату при проходженні критичних частот обертання ………………………..0,25 мм

бік генератора ……………………………………………………….…………………..…1,2 мм

Гранично допустимий осьовий зсув ротора турбіни

бік блоку регулювання …………………………………………….…………………….1,7 мм

1.1.12. За вібраційним станом турбоагрегату:

Максимально допустима віброшвидкість підшипників турбоагрегату

на всіх режимах (крім критичних частот обертання) ……………….…………………….4,5 мм/сек

при збільшенні віброшвидкості підшипників більше 4,5 мм/сек ……………………………30 діб

Максимально допустима тривалість роботи турбоагрегату

зі збільшенням віброшвидкості підшипників більше 7,1 мм/сек ……….……………………7 суток

Аварійне підвищення віброшвидкості будь-якої з опор ротора ………….……………………11,2 мм/сек

Аварійне раптове одночасне підвищення віброшвидкості двох

опор одного ротора, або суміжних опор, або двох компонентів вібрації

однієї опори від будь-якого початкового значення………………………………………………... на 1мм і більше

1.1.13. За витратою, тиском та температурою циркуляційної води:

Сумарна витрата охолоджувальної води на турбоагрегат ………….………………………….8300 м 3 /год

Максимальна витрата охолоджувальної води через конденсатор ….…………………………..8000 м 3 /год

Мінімальна витрата охолоджувальної води через конденсатор ……………….……………..2000 м 3 /год

Максимальна витрата води через вбудований пучок конденсатора ……….………………1500 м 3 /год

Мінімальна витрата води через вбудований пучок конденсатора ………………………..300 м 3 /год

Максимальна температураохолоджувальної води на вході в конденсатор….…………………………………………………………………………………..33 0 С

Мінімальна температурациркуляційної води на вході в

конденсатор у період мінусових температурзовнішнього повітря ………...……………….8 0 З

Мінімальний тискциркуляційної води при якому працює АВР циркуляційних насосів ЦН-1,2,3,4…………………………………………………………..0,4 кгс/см 2

Максимальний тиск циркуляційної води у трубній системі

лівої та правої половин конденсатора ……………………………………….……….……….2,5 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск води у трубній системі

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

Номінальний гідравлічний опір конденсатора при

чистих трубках та витраті циркуляційної води 6500 м 3 /годину………………………..……...3,8 м. вод. ст.

Максимальна різниця температур циркуляційної води між

входом її в конденсатор і виходом з нього …………………………………………………..10 0 З

1.1.14. За витратою, тиском і температурою пари та хімобезсоленої води в конденсатор:

Максимальна витрата хімобезсоленої води в конденсатор ………………..……………..100 т/год.

Максимальна витрата пари в конденсатор на всіх режимах

експлуатації …………………………………………………………………………….………220 т/год.

Мінімальна витрата пари через ЧНД турбіни в конденсатор

при закритій поворотній діафрагмі …………………………………………………….……10 т/год.

Максимально допустима температура вихлопної частини ЦНД ……………………….……..70 0 З

Максимально допустима температура хімобезсоленої води,

що надходить у конденсатор …………………………………………………………….………100 0 З

Абсолютний тиск пари у вихлопній частині ЦНД при якому

спрацьовують атмосферні клапана-діафрагми ………………………………………..……..1,2 кгс/см 2

1.1.15. За абсолютним тиском (вакуумом) в конденсаторі турбіни:

Номінальний абсолютний тиск у конденсаторі……………………………….………………0,035 кгс/см 2

Допустиме зниження вакууму в конденсаторі при якому спрацьовує попереджувальна сигналізація………………. ………………………..………...-0,91 кгс/см 2

Аварійне зниження вакууму в конденсаторі при якому

Турбоагрегат відключається захистом…………… ………………………………………………....-0,75 кгс/см 2

скиданням у нього гарячих потоків ….…………………………………………………………….….-0,55 кгс/см 2

Допустимий вакуум у конденсаторі при пуску турбіни перед

поштовхом валу турбоагрегату …………………………………………………………………..……-0,75 кгс/см 2

Допустимий вакуум у конденсаторі при пуску турбіни в кінці

витримки обертання її ротора з частотою 1000 об/хв …………….……………………..…….-0,95 кгс/см 2

1.1.16. За тиском та температурою пари ущільнень турбіни:

Мінімальний абсолютний тиск пари на ущільнення турбіни

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

Максимальний абсолютний тиск пари на ущільнення турбіни

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

Мінімальний абсолютний тиск пари за ущільненнями турбіни

до регулятора підтримки тиску …….…………………………………………………….….1,3кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари за ущільненнями турбіни.

до регулятора підтримки тиску …………………………………………………………..….1,5 кгс/см 2

Мінімальний абсолютний тиск пари у других камерах ущільнень ……………………...1,03 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари у других камерах ущільнень ……………………..1,05 кгс/см 2

Номінальна температура пари на ущільнення …………………………………………………….150 0 C

1.1.17. За тиском і температурою масла на мастило підшипників турбоагрегату:

Номінальний надлишковий тиск олії в системі змащення підшипників

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

Номінальний надлишковий тиск олії в системі мастила

підшипників лише на рівні осі валу турбоагрегата…………...……………………………………….1кгс/см 2

на рівні осі валу турбоагрегату при якому спрацьовує

попереджувальна сигналізація …………………………………………………………..………..0,8 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі змащення підшипників

на рівні осі валу турбоагрегату при якому включається РМН ………………………………….0,7 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі змащення підшипників

на рівні осі валу турбоагрегату при якому включається АМН ……………………………..….0,6 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі мастила підшипників на рівні

осі валу турбоагрегату при якому ВПУ відключається захистом …… ………………………..…0,3 кгс/см 2

Аварійний надлишковий тиск олії в системі змащення підшипників

на рівні осі валу турбіни при якому турбоагрегат відключається захистом …………………………………………………………………………………….…………..0 ,3 кгс/см 2

Номінальна температура масла на мастило підшипників турбоагрегату ………………………..40 0 С

Максимально допустима температура олії на мастило підшипників

турбоагрегата ……………………………………………………………………………………….…45 0 З

Максимально допустима температура олії на зливі з

підшипників турбоагрегату ………………………………………………………………………....65 0 З

Аварійна температура олії на зливі з підшипників

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

1.1.18. За тиском олії в системі регулювання турбіни:

Надлишковий тиск масла в системі регулювання турбіни, створюване ПМН…………………………………………………………………..……………..…18 кгс/см 2

Надлишковий тиск масла в системі регулювання турбіни, створюване ГМН……………………………………………………………………………..……..20 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі регулювання турбіни

При якому йде заборона на закриття засувки на натиску та на відключення ПМН….……….17,5 кгс/см 2

1.1.19. За тиском, рівнем, витратою та температурою масла в системі ущільнення валу турбогенератора:

Надлишковий тиск масла в системі ущільнення валу турбогенератора при якому по АВР в роботу включається резервний МНУВ змінного струму………………………………………………………………8 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі ущільнення валу турбогенератора при якому по АВР в роботу включається

резервний МНУВ постійного струму………………………………………………………………..7 кгс/см 2

Допустимий мінімальний перепад між тиском масла на ущільненнях валу і тиском водню в корпусі турбогенератора…………………………..0,4 кгс/см 2

Допустимий максимальний перепад між тиском масла на ущільненнях валу і тиском водню в корпусі турбогенератора…………………….….....0,8 кгс/см 2

Максимальний перепад між тиском масла на вході та тиском

масла на виході МФГ при якому необхідно перейти на резервний масляний фільтр генератора………………………………………………………………………….1кгс/см 2

Номінальна температура масла на виході з МОГ………………………………………………..40 0 З

Допустиме підвищення температури олії на виході з МОГ……………………….…….…….45 0 З

1.1.20. За температурою та витратою поживної води через групу ПВД турбіни:

Номінальна температура живильної води на вході до групи ПВД ​​….……………………….164 0 С

Максимальна температура поживної води на виході з групи ПВД ​​при номінальній потужності турбоагрегату…………………………………………………………..…249 0 С

Максимальна витрата поживної води через трубну систему ПВД …………………...…...550 т/год

1.2.Технічні дані турбіни.

Номінальна потужність турбіни	80 МВт
Максимальна потужність турбіни при повністю включеній регенерації при певних поєднаннях виробничого та теплофікаційного відборів, що визначаються діаграмою режимів	100 МВт
Абсолютний тиск свіжої пари автоматичним стопорним клапаном	130 кгс/см²
Температура пари перед стопорним клапаном	555 °С
Абсолютний тиск у конденсаторі	0,035 кгс/см²
Максимальна витрата пари через турбіну при роботі з усіма відборами та з будь-яким їх поєднанням	470 т/год
Максимальний пропуск пари в конденсатор	220 т/год
Витрата охолоджувальної води в конденсатор при розрахунковій температурі на вході в конденсатор 20 °С	8000 м³/год
Абсолютний тиск пари регульованого виробничого відбору	13±3 кгс/см²
Абсолютний тиск пари регульованого верхнього теплофікаційного відбору	0,5 – 2,5 кгс/см²
Абсолютний тиск пари нижнього регульованого теплофікаційного відбору при одноступінчастій схемі підігріву мережної води	0,3 – 1 кгс/см²
Температура живильної води після ПВД	249 °С
Питома витрата пари (гарантований ПОТ ЛМЗ)	5,6 кг/кВтч

Примітка: Пуск турбоагрегату, зупиненого через підвищення (зміни) вібрації, дозволяється лише після детального аналізу причин виникнення вібрації та за наявності дозволу головного інженера електростанції, зробленого ним власноручно в оперативному журналі начальника зміни станції.

1.6 Турбіна має бути негайно зупинена в наступних випадках:

· Збільшення частоти обертання вище 3360 об/хв.

· Виявленні розриву або наскрізної тріщини на ділянках маслопроводів, пароводяного тракту, вузлах паророзподілу, що не відключаються.

· Поява гідравлічних ударів у паропроводах свіжої пари або в турбіні.

· Аварійного зниження вакууму до -0,75 кгс/см2 або спрацьовування атмосферних клапанів.

· Різкого зниження температури свіжого п

Теплофікаційна парова турбіна ПТ-80/100-130/13 виробничого об'єднання турбобудування «Ленінградський металевий завод» (НОГ ЛМЗ) з промисловим та опалювальними відборами пара номінальною потужністю 80 МВт, максимальною 100 МВт з початковим тиском пари 12,8 МПа електричного генератора ТВФ-120-2 з частотою обертання 50 Гц та відпустки тепла для потреб виробництва та опалення.

При замовленні турбіни, а також в іншій документації, де її слід означати "Турбіна парова 1ГГ-80/100-130/13 ТУ 108-948-80".

Турбіна ПТ-80/100-130/13 відповідає вимогам ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 та ГОСТ 26948-86.

Турбіна має такі регульовані відбори пари: виробничий з абсолютним тиском (1,275±0,29) МПа та два опалювальні відбори: верхній з абсолютним тиском у межах 0,049-0,245 МПа та нижній з тиском у межах 0,029-0,098 МПа.

Регулювання тиску опалювального відбору здійснюється за допомогою однієї регулюючої діафрагми, яка встановлена ​​в камері верхнього опалювального відбору. Регульований тиск у опалювальних відборах підтримується: у верхньому відборі – при включених обох опалювальних відборах, у нижньому відборі – при включеному одному нижньому опалювальному відборі. Мережева вода через мережні підігрівачі нижньої та верхньої ступенів підігріву пропускається послідовно та в однаковій кількості. Витрата води, що проходить через мережеві підігрівачі, контролюється.

Номінальні значення основних параметрів турбіни ПТ-80/100-130/13

Параметр	ПТ-8О/100-130/13
1. Потужність, МВт
номінальна	80
максимальна	100
2. Початкові параметри пари:
тиск, МПа	12.8
Температура. °С	555
284 (78.88)
4. Витрата пари, що відбирається на виробництв. потреби, т/год
номінальний	185
максимальний	300
5. Тиск виробничого відбору, МПа	1.28
6. Максимальна витрата свіжої пари, т/год	470
7. Межі зміни тиску пари в регульованих опалювальних відборах пари, МПа
у верхньому	0.049-0.245
у нижньому	0.029-0.098
8. Температура води, °С
поживною	249
охолоджувальної	20
9. Витрата охолоджувальної води, т/год	8000
10. Тиск пари в конденсаторі, кПа	2.84

При номінальних параметрах свіжої пари, витраті охолоджувальної води 8000 м3/ч, температурі охолоджувальної води 20 °С, повністю включеної регенерації, кількості конденсату, що підігрівається в ПВД, що дорівнює 100% витрати пари через турбіну, при роботі турбоустановки з деаератором 0, зі ступінчастим підігрівом мережної води, при повному використанні пропускну здатністьтурбіни та мінімальний пропуск пари в конденсатор можуть бути взяті наступні величини відборів:

- Номінальні величини регульованих відборів при потужності 80 МВт;

- Виробничий відбір - 185 т/год при абсолютному тиску 1,275 МПа;

- Сумарний опалювальний відбір - 285 ГДж/год (132 т/год) при абсолютних тисках: у верхньому відборі - 0,088 МПа та в нижньому відборі - 0,034 МПа;

- максимальна величина виробничого відбору при абсолютному тиску камери відбору 1,275 МПа становить 300 т/год. При цій величині виробничого відбору та відсутності опалювальних відборів потужність турбіни становить -70 МВт. При номінальній потужності 80 МВт та відсутності опалювальних відборів максимальний виробничий відбір становитиме -250 т/год;

- максимальна сумарна величина опалювальних відборів дорівнює 420 ГДж/год (200 т/год); при цій величині опалювальних відборів та відсутності виробничого відбору потужність турбіни становить близько 75 МВт; при номінальній потужності 80 МВт та відсутності виробничого відбору максимальні опалювальні відбори становитимуть близько 250 ГДж/год (-120 т/год).

- максимальна потужність турбіни при вимкнених виробничому та опалювальних відборах, при витраті охолоджувальної води 8000 м / год з температурою 20 ° С, повністю включеної регенерації становитиме 80 МВт. Максимальна потужність турбіни – 100 МВт. одержувана при певних поєднаннях виробничого та опалювального відборів, залежить від величини відборів та визначається діафрагмою режимів.

Передбачається можливість роботи турбоустановки з пропуском живильної та мережевої води через вбудований пучок

У разі охолодження конденсатора мережевою водою турбіна може працювати за тепловим графіком. Максимальна теплова потужністьвбудованого пучка становить -130 ГДж/год за підтримки температури у вихлопній частині не вище 80 °С.

Допускається тривала робота турбіни з номінальною потужністю за наступних відхилень основних параметрів від номінальних:

• при одночасному зміні в будь-яких поєднаннях початкових параметрів свіжої пари тиску від 12,25 до 13,23 МПа і температури від 545 до 560 ° С; при цьому температура води, що охолоджує, повинна бути не вище 20 °С;
• при підвищенні температури води, що охолоджує, при вході в конденсатор до 33 °С і витраті охолоджуючої води 8000 м3/год, якщо початкові параметри свіжої пари при цьому не нижче номінальних;
• при одночасному зменшенні величин виробничого та опалювальних відборів пари до нуля.
• при підвищенні тиску свіжої пари до 13,72 МПа та температури до 565 °С допускається робота турбіни протягом не більше півгодини, причому загальна тривалість роботи турбіни при цих параметрах не повинна перевищувати 200 год/рік.

Для цієї турбінної установки ПТ-80/100-130/13 використовується підігрівач високого тиску №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 працює при параметрах пари перед входом у підігрівач: тиску 4,41 МПа, температурі 420 ° С та витратою пари 7,22 кг/с. Параметри живильної води у своїй: тиск 15,93МПа, температура 233 °З повагою та витрата 130 кг/с.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Анотація

У цій курсової роботиздійснено розрахунок принципової теплової схеми електростанції на базі теплофікаційної парової турбіни

ПТ-80/100-130/13 за температури довкілля, розрахована система регенеративного підігріву та мережевих підігрівачів, а також показники теплової економічності турбоустановки та енергоблоку

У додатку наведено принципову теплову схему на базі турбоустановки ПТ-80/100-130/13, графік температур мережевої води та теплофікаційного навантаження, h-s діаграма розширення пари в турбіні, діаграма режимів турбоустановки ПТ-80/100-130/13 високого тиску ПВ-350-230-50, специфікація загального виду ПВ-350-230-50, поздовжній розріз турбоустановки ПТ-80/100-130/13, специфікація загального вигляду допоміжного обладнання, що входить до схеми ТЕС.

Робота складена на 45-х аркушах і включає 6 таблиць і 17 ілюстрацій. У роботі було використано 5 літературних джерел.

• Вступ
• Огляд науково-технічної літератури (Технології генерації електричної та теплової енергії)
• 1. Опис принципової теплової схеми турбоустановки ПТ-80/100-130/13
• 2. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режимі підвищеного навантаження
• 2.1 Вихідні дані для розрахунку
• 2.2
• 2.3 Розрахунок параметрів процесу розширення пари у відсіках турбіниh- Sдіаграмі
• 2.4
• 2.5
• 2.6
• 2.6.1 Підігрівальна мережна установка (бойлерна)
• 2.6.2 Регенеративні підігрівачі високого тиску та живильна установка (насос)
• 2.6.3 Деаератор живильної води
• 2.6.4 Підігрівач сирої води
• 2.6.5
• 2.6.6 Деаератор додаткової води
• 2.6.7
• 2.6.8 Конденсатор
• 2.7
• 2.8 Енергетичний баланс турбоагрегату ПТ-80/100-130/13
• 2.9
• 2.10
• Висновок
• Список літератури
• Вступ
• Для великих заводів усіх галузей промисловості, що мають велике теплоспоживання, оптимальною є система енергопостачання від районної чи промислової ТЕЦ.
• Процес виробництва електроенергії на ТЕЦ характеризується підвищеною тепловою економічністю та вищими енергетичними показниками порівняно з конденсаційними електростанціями. Це пояснюється тим, що тепло турбіни, що відпрацювало, відведене в холодне джерело (приймача тепла у зовнішнього споживача), використовується в ньому.
• У роботі здійснено розрахунок принципової теплової схеми електростанції на базі виробничої теплофікаційної турбіни ПТ-80/100-130/13, що працює на розрахунковому режимі при зовнішньої температуриповітря.
• Завданням розрахунку теплової схеми є визначення параметрів, витрат і напрямків потоків робочого тіла в агрегатах та вузлах, а також загальної витрати пари, електричної потужності та показників теплової економічності станції.
• 1. Опис принципової теплової схеми турбоустановки ПТ-80/100-130/13

Енергоблок електричної потужністю 80 МВт складається з барабанного котла високого тиску Е-320/140, турбіни ПТ-80/100-130/13, генератора та допоміжного обладнання.

Енергоблок має сім відборів. У турбоустановці можна здійснювати двоступінчастий підігрів мережної води. Є основний і піковий бойлера, а також ПВК, який включається, якщо бойлери не можуть забезпечити необхідного нагріву мережної води.

Свіжа пара з котла з тиском 12,8 МПа та температурою 555 0 Надходить у ЦВД турбіни і, відпрацювавши, прямує до ЧСД турбіни, а потім до ЧНД. Відпрацювавши пару надходить із ЧНД в конденсатор.

В енергоблоці для регенерації передбачені три підігрівачі високого тиску (ПВД) та чотири низького (ПНД). Нумерація підігрівачів йде з хвоста турбоагрегату. Конденсат пари, що гріє, ПВД-7 каскадно зливається в ПВД-6, в ПВД-5 і потім в деаератор (6 ата). Злив конденсату з ПНД4, ПНД3 та ПНД2 також здійснюється каскадно у ПНД1. Потім з ПНД1 конденсат пари, що гріє, направляється в СМ1(див. ПрТС2).

Основний конденсат і поживна вода підігріваються послідовно в ПЕ, СХ та ПС, у чотирьох підігрівачах низького тиску (ПНД), у деаераторі 0,6 МПа та у трьох підігрівачах високого тиску (ПВД). Відпустка пари на ці підігрівачі здійснюється з трьох регульованих та чотирьох нерегульованих відборів пари турбіни.

На блоці для підігріву води в тепломережі є бойлерна установка, що складається з нижнього (ПСГ-1) і верхнього (ПСГ-2) мережевих підігрівачів, що живляться відповідно парою з 6-го та 7-го відбору, та ПВК. Конденсат з верхнього і нижнього мережевих підігрівачів подається зливними насосами змішувачі СМ1 між ПНД1 і ПНД2 і СМ2 між підігрівачами ПНД2 і ПНД3.

Температура підігріву поживної води лежить в межах (235-247) 0 С і залежить від початкового тиску свіжої пари, величини недогріву в ПВД7.

Перший відбір пари (з ЦВД) йде на нагрівання поживної води в ПВД-7, другий відбір (з ЦВД) - до ПВД-6, третій (з ЦВД) - до ПВД-5, Д6ата, на виробництво; четвертий (з ЧСД) – у ПНД-4, п'ятий (з ЧСД) – у ПНД-3, шостий (з ЧСД) – у ПНД-2, деаератор (1,2 ата), у ПСГ2, у ПСВ; сьомий (з ЧНД) – у ПНД-1 та у ПСГ1.

Для поповнення втрат у схемі передбачено забір сирої води. Сира вода підігрівається в підігрівачі сирої води (ПСВ) до температури 35 про З, потім, пройшовши хімічне очищення, надходить у деаератор 1,2 ата. Для забезпечення підігріву та деаерації додаткової води використовується тепло пара з шостого відбору.

Пара зі штоків ущільнень у кількості D шт = 0,003D 0 йде в деаератор (6 ата). Пара з крайніх камер ущільнень направляється в СГ, із середніх камер ущільнення - ПС.

Продування котла - двоступінчасте. Пара з розширювача 1-го ступеня йде в деаератор(6 ата), з розширювача 2-го ступеня в деаератор(1,2 ата). Вода з розширювача другого ступеня подається в магістраль мережевої води, для часткового поповнення втрат мережі.

Малюнок 1. Принципова теплова схема ТЕЦ з урахуванням ТУ ПТ-80/100-130/13

2. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановкиПТ-80/100-130/13 на режимі підвищеного навантаження

Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановки проводиться виходячи із заданої витрати пари на турбіну. В результаті розрахунку визначають:

? електричну потужність турбоагрегату - Wе.;

? енергетичні показники турбоустановки та ТЕЦ загалом:

б. коефіцієнт корисної діїТЕЦ із виробництва електроенергії;

в. коефіцієнт корисної дії ТЕЦ з виробництва та відпуску теплоти на опалення;

м. питома витрата умовного паливавиробництво електроенергії;

д. питома витрата умовного палива на виробництво та відпуск теплової енергії.

2.1 Вихідні дані для розрахунку

Тиск свіжої пари -

Температура свіжої пари -

Тиск у конденсаторі - P до =0,00226 МПа

Параметри пари виробничого відбору:

витрата пари -

подає - ,

зворотного - .

Витрата свіжої пари на турбіну

Значення ККД елементів теплової схеми наведено у таблиці 2.1.

Таблиця 2.1. ККД елементів теплової схеми

Елемент теплової схеми	Коефіцієнт корисної дії
	Позначення	Значення
Розширювач безперервного продування
Нижній мережевий підігрівач
Верхній мережевий підігрівач
Система регенеративного підігріву:
Поживний насос
Деаератор живильної води
Охолоджувач продування
Підігрівач очищеної води
Деаератор конденсаційної води
Змішувачі
Підігрівач ущільнень
Ежектор ущільнень
Трубопроводи
Генератор

2.2 Розрахунок тисків у відборах турбіни

Теплове навантаження ТЕЦ визначається потребами виробничого споживача пари та відпуском теплоти зовнішньому споживачеві на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання.

Для розрахунку характеристик теплової ефективності ТЕЦ промислово-теплофікаційною турбіною на режимі підвищеного навантаження (нижче -5єС) необхідно визначити тиск пари у відборах турбіни. Цей тиск встановлюється, виходячи з вимог промислового споживача та температурного графіка мережної води.

У цій роботі прийнятий постійний відбір пари на технологічні (виробничі) потреби зовнішнього споживача, який дорівнює тиску, що відповідає номінальному режиму роботи турбоустановки, отже, тиск у нерегульованих відборах турбіни №1 і №2 дорівнює:

Параметри пари у відборах турбіни за номінального режиму відомі з її основних технічних характеристик.

Необхідно визначити дійсне (тобто для заданого режиму) значення тиску теплофікаційному відборі. Для цього виконується наступна послідовність дій:

1. За заданій величиніта вибраному (заданому) температурному графіку тепломережі визначаємо температуру мережної води за мережевими підігрівачами при даній температурі зовнішнього повітря tНАР

tНД = tО.С + б ТЕЦ ( tП.С - tО.С)

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

2. За прийнятою величиною недогріву води та значенням tНД знаходимо температуру насичення в мережевому підігрівачі:

= tНД + і

86,14 + 4,3 = 90,44 0 С

Потім за таблицями насичення для води та водяної пари визначаємо тиск пари в мережевому підігрівачі РНД =0,07136 МПа.

3. Теплове навантаження на нижній мережевий підігрівач досягає 60% від усього навантаження на бойлерне

tНС = tО.С + 0,6 ( tВ.С - tО.С)

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

За таблицями насичення для води та водяної пари визначаємо тиск пари в мережевому підігрівачі РН С = 0,04411 МПа.

4. Визначаємо тиск пари в теплофікаційних (регульованих) відборах №6, №7 турбіни з урахуванням прийнятих втрат тиску трубопроводами:

де втрати в трубопроводах та системах регулювання турбіни приймаємо:; ;

5. За значенням тиску пари ( Р 6 ) у теплофікаційному відборі №6 турбіни уточнюємо тиск пари в нерегульованих відборах турбіни між промисловим відбором №3 та регульованим теплофікаційним відбором №6 (за рівнянням Флюгеля - Стодоли):

де D 0 , D, Р 60 , Р 6 - витрата і тиск пари у відборі турбіни на номінальному режимі, що розраховується, відповідно.

2.3 Розрахунок параметрівпроцесу розширення пари у відсіках турбіниh- Sдіаграмі

За описаною нижче методикою і знайденим у попередньому пункті значенням тисків у відборах побудуємо діаграму процесу розширення пари в проточній частині турбіни при t нар=- 15 є З.

Точка перетину на h, s- діаграма ізобарми з ізотермою визначає ентальпію свіжої пари (точка 0 ).

Втрати тиску свіжої пари в стопорному та регулювальному клапанах і тракті парів пуску при повністю відкритих клапанах становить приблизно 3%. Тому тиск пари перед першим ступенем турбіни дорівнює:

на h, s- діаграмі відзначається точка перетину ізобари з рівнем ентальпії свіжої пари (точка 0/).

Для розрахунку параметрів пари на виході кожного відсіку турбіни ми маємо величини внутрішніх відносних ККД відсіків.

Таблиця 2.2. Внутрішні відносні ККД турбіни по відсіках

З отриманої точки (точка 0 /) вертикально вниз (ізоентропом) проводиться лінія до перетину з ізобарою тиску у відборі №3 . Ентальпія точки перетину дорівнює.

Ентальпія пари в камері третього регенеративного відбору в реальному процесі розширення дорівнює:

Аналогічно на h,s- діаграмі знаходяться точки, що відповідають стану пари в камері шостого та сьомого відборів.

Після побудови процесу розширення пари h, S- діаграмі на нього наносяться ізобари нерегульованих відборів на регенеративні підігрівачі Р 1 , Р 2 ,Р 4 ,Р 5 і встановлюються ентальпії пари у цих відборах.

Побудовані на h,s- діаграми точки з'єднуються лінією, яка відбиває процес розширення пари в проточній частині турбіни. Графік процесу розширення пари наведено на рис.А.1. (Додаток А).

По побудованій h,s- діаграмі визначаємо температуру пари у відповідному відборі турбіни за значеннями її тиску та ентальпії. Усі параметри наведено у таблиці 2.3.

2.4 Розрахунок термодинамічних параметріву підігрівачах

Тиск у регенеративних підігрівачах менше тиску в камерах відборів на величину втрат тиску через гідравлічний опір трубопроводів відбору, запобіжної та запірної арматури.

1. Розраховуємо тиск насиченої водяної пари в регенеративних підігрівачах. Втрати тиску трубопроводом від відбору турбіни до відповідного підігрівача приймаються рівними:

Тиск насиченої водяної пари в деаераторах поживної та конденсаційної води відомий з їх технічних характеристик і, відповідно,

2. По таблиці властивостей води і пари в стані насичення, за знайденим тиском насичення визначаємо температури та ентальпії конденсату пари, що гріє.

3. Приймаємо недогрівання води:

У регенеративних підігрівачах високого тиску 2єЗ

У регенеративних підігрівачах низького тиску 5єЗ,

У деаераторах - 0є З ,

отже, температура води на виході з цих підігрівачів дорівнює:

, є З

4. Тиск води за відповідними підігрівачами визначається гідравлічним опором тракту та режимом роботи насосів. Значення цих тисків приймаються та наведені у таблиці 2.3.

5. За таблицями для води та перегрітої пари, визначаємо ентальпію води після підігрівачів (за значеннями і):

6. Підігрів води в підігрівачі визначається як різниця ентальпій води на вході та виході з підігрівача:

, кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг,

де - ентальпія конденсату на виході з підігрівача ущільнень. У цій роботі ця величина приймається рівною.

7. Тепло, що віддається гріючою парою воді в підігрівачі:

2.5 Параметри пари та води в турбоустановці

Для зручності подальшого розрахунку параметри пари та води в турбоустановці, розраховані вище, зведені у таблиці 2.3.

Дані про параметри пари та води в охолоджувачах дренажу наведено у таблиці 2.4.

Таблиця 2.3. Параметри пари та води в турбоустановці

p, Мпа

t, 0 З

h, кДж/кг

p", Мпа

t" H, 0 З

h B H, кДж/кг

0 З

p B, МПа

t П, 0 З

h B П, кДж/кг

кДж/кг

Таблиця 2.4. Параметри пари та води в охолоджувачах дренажу

2.6 Визначення витрат пари та конденсату в елементах теплової схеми

Розрахунок виконується у такому порядку:

1. Витрата пари на турбіну при розрахунковому режимі.

2.Виток пара через ущільнення

Приймаємо, тоді

4. Витрата поживної води на котел (з урахуванням продування)

де - кількість котлової води, що йде в безперервне продування

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

5. Вихід пари з розширювача продування

де - частка пари, що виділяється з продувної води в розширювачі безперервного продування

6.Вихід продувної води з розширювача

7.Витрата додаткової води з цеху хімічного водоочищення (ХВО)

де - коефіцієнт повернення конденсату від

виробничих споживачів, що приймаються;

Розрахунок витрат пари в регенеративні та мережеві підігрівачі в деаератор і конденсатор, а також витрат конденсату через підігрівачі та змішувачі ґрунтується на рівняннях матеріальних та теплових балансів.

Балансові рівняння складаються послідовно кожного елемента теплової схеми.

Першим етапом розрахунку теплової схеми турбоустановки є складання теплових балансів мережевих підігрівачів та визначення витрат пари на кожен з них на підставі заданого теплового навантаження турбіни та температурного графіка. Після цього складаються теплові баланси регенеративних підігрівачів високого тиску, деаераторів та підігрівачів низького тиску.

2.6.1 Підігрівальна мережна установка (бойлерна))

Таблиця 2.5. Параметри пари та води в мережній підігрівальній установці

Показник	Нижній підігрівач	Верхній підігрівач
гріюча пара Тиск у відборі Р, МПа
Тиск у підігрівачі Р?, МПа
Температура пари t,єС
Тепло, що віддається qнс, qвс, кДж/кг
Конденсат пари, що гріє Температура насичення tн,єС
Ентальпія при насиченні h?, кДж/кг
Мережева вода Недогрівання в підігрівачі Інс, Івс, єС
Температура на вході tос, tнс, єС
Ентальпія на вході, кДж/кг
Температура на виході tнс, tвс, єС
Ентальпія на виході, кДж/кг
Підігрів у підігрівачі фнс, фвс, кДж/кг

Визначення параметрів установки виконується у наступній послідовності.

1.Витрата мережної води для режиму, що розраховується

2.Тепловий баланс нижнього мережевого підігрівача

Витрата пари, що гріє, на нижній мережевий підігрівач

з табл.2.1.

3.Тепловий баланс верхнього мережевого підігрівача

Витрата пари, що гріє, на верхній мережевий підігрівач

Регенеративні підігрівачі високого тиску та живильна установка (насос)

ПВД 7

Рівняння теплового балансуПВД7

Витрата пари, що гріє, на ПВД7

ПВД 6

Рівняння теплового балансу ПВД6

Витрата пари, що гріє, на ПВД6

тепло, що відводиться з дренажу ОД2

Поживний насос (ПОНЕДІЛОК)

Тиск після ПН

Тиск у насосі в понеділок

Перепад тиску

Питома кількість води в ПН v ПН - визначаємо з таблиць за значенням

РПОНЕДІЛОК.

ККД живильного насосу

Підігрів води в понеділок

Ентальпія після ПН

Де – з таблиці 2.3;

Рівняння теплового балансу ПВД5

Витрата пари, що гріє, на ПВД5

2.6.3 Деаератор живильної води

Витрата пари із ущільнень штоків клапанів у ДПВ приймаємо

Ентальпія пари з ущільнень штоків клапанів приймаємо

(при Р = 12,9 МПаі t = 556 0 З) :

Випар з деаератора:

D вип=0,02 D ПВ=0.02

Частка пари (у частках від випару з деаератора, що йде на ПЕ, ущільнення середніх та кінцевих камер ущільнення

Рівняння матеріального балансу деаератора:

.

Рівняння теплового балансу деаератора

Після підстановки до цього рівняння виразу DКД отримуємо:

Витрата пари, що гріє, з третього відбору турбіни на ДПВ

звідси витрата пари, що гріє, з відбору №3 турбіни на ДПВ:

DД = 4,529.

Потік конденсату на вході в деаератор:

DКД = 111,82 - 4,529 = 107,288.

2.6.4 Підігрівач сирої води

Ентальпія дренажу h ПСВ=140

.

2.6.5 Двоступінчастий розширювач продування

2-а щабель: розширення води, що кипить при 6 ата в кількості

до тиску 1 ата.

= + (-)

прямує в атмосферний деаератор.

2.6.6 Деаератор додаткової води

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Рівняння матеріального балансу деаератора зворотного конденсату та додаткової води ДКВ.

DКВ = + DП.О.В+ DОК + DВВ;

Витрата хімічно очищеної води:

DВВ = ( DП - DОК) + + DУТ.

Тепловий баланс охолоджувача продувної води ВП

конденсат турбоустановка матеріальний

де qВП = h hтеплота, що підводиться до додаткової води в ОП.

qВП = 670,5-160 = 510,5 кДж/кг,

де: hентальпія продувної води на виході з ГП.

Приймаємо повернення конденсату від виробничих споживачів теплоти до = 0,5 (50%), тоді:

DОК =? DП = 0,5 51,89 = 25,694 кг/с;

DОВ = (51,89 – 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг/с.

Підігрів додаткової води в ОП визначимо з рівняння теплового балансу ОП:

= 27,493 звідси:

= 21,162 кДж/кг.

Після охолоджувача продування (ВП) додаткової води надходить на хімводоочищення, а потім у підігрівач хімічно очищеної води.

Тепловий баланс підігрівача хімічно очищеної води ПОВ:

де q 6 - кількість теплоти, переданої в підігрівачі парою з відбору №6 турбіни;

підігрів води у ПОВ. Приймаємо hОВ = 140 кДж/кг, тоді

.

Витрати пари на ПОВ визначимо з теплового балансу підігрівача хімічно очищеної води:

DПОВ 2175,34 = 27,493 230,4 звідки DПОВ = 2,897 кг/с.

Таким чином,

DКВ = D

Рівняння теплового балансу деаератора хімічно очищеної води:

D h 6 + DПОВ h+ DОК h+ DОВ hDКВ h

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

Звідси D= 0,761 кг/с - витрата пари, що гріє на ДКВ і відбору №6 турбіни.

Потік конденсату на виході із ДКВ:

DКВ = 0,761 +56,084 = 56,846 кг/с.

2.6.7 Регенеративні підігрівачі низького тиску

ПНД 4

Рівняння теплового балансу ПНД4

.

Витрата пари, що гріє, на ПНД4

,

де

ПНД3 та змішувачСМ2

Об'єднане рівняння теплового балансу:

де потік конденсату на виході ПНД2:

DК6 = DКД - DКВ - DНД - DПСВ = 107,288 -56,846 - 8,937 - 2,897 = 38,609

підставимо DК2 у об'єднане рівняння теплового балансу:

D= 0,544кг/с - витрата пари, що гріє, на ПНД3 з відбору №5

турбіни.

ПНД2, змішувач СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Складаються 1 рівняння матеріального та 2 рівняння теплового балансів:

1.

2.

3.

підставимо в рівняння 2

Отримуємо:

кг/с;

D П6 = 1,253 кг/с;

D П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Рівняння матеріального балансу конденсатора

.

2.7 Перевірка розрахунку за матеріальним балансом

Перевірка правильності обліку у розрахунках всіх потоків теплової схеми здійснюється порівнянням матеріальних балансів по парі та конденсату в конденсаторі турбоустановки.

Витрата пари, що відпрацювала, в конденсатор:

,

де - Витрата пари з камери відбору турбіни з номером.

Витрати пари з відборів наведено у табл.2.6.

Таблиця 2.6. Витрати пари по відборам турбіни

№ відбору	Позначення	Витрата пари, 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 НД++D ПСВ
	D 7 =D П7+D HC

Сумарна витрата пари з відборів турбіни

Потік пари в конденсатор після турбіни:

Похибка по балансу пари та конденсату

Оскільки похибка по балансу пари і конденсату вбирається у допустиму, отже, всі потоки теплової схеми враховані правильно.

2.8 Енергетичний баланс турбоагрегату ПТ- 80/100-130/13

Визначимо потужність відсіків турбіни та повну її потужність:

N i=

де N iОТС - потужність відсіку турбіни, N iОТС = D iОТС H iОТС,

H iОТС = H iОТС - H i +1 ОТС - теплоперепад у відсіку, кДж/кг,

D iОТС - пропуск пари через відсік, кг/с.

відсік 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 МВт.

- Відсік 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 МВт.

- Відсік 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 МВт.

- відсік 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 МВт.

- відсік 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 МВт.

- відсік 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 МВт.

- відсік 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 МВт.

- відсік 7-К:

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

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

N 7кОТС = 6,388 . 59,459 = 0,38 МВт.

3.5.1 Сумарна потужність відсіків турбіни

3.5.2 Електрична потужність турбоагрегату визначається за такою формулою:

NЕ = N i

де механічний та електричний ККД генератора,

NЕ = 83,46. 0,99. 0,98 = 80,97 МВт.

2.9 Показники теплової економічності турбоустановки

Повна витрата теплоти на турбоустановку

, МВт

.

2. Витрата теплоти на опалення

,

де з Т- Коефіцієнт, що враховує втрати теплоти в системі опалення.

3. Загальна витрата теплоти на виробничих споживачів

,

.

4. Загальна витрата теплоти на зовнішніх споживачів

, МВт

.

5. Витрата теплоти на турбінну установку з виробництва електроенергії

,

6. Коефіцієнт корисної дії турбоустановки з виробництва електроенергії (без урахування власної витрати електроенергії)

,

.

7. Питома витрата теплоти виробництва електроенергії

,

2.10 Енергетичні показники ТЕЦ

Параметри свіжої пари на парогенераторі.

- Тиск Р ПГ = 12,9 МПа;

- ККД парогенератора брутто з ПГ = 0,92;

- температура t ПГ = 556 про;

- hПГ = 3488 кДж/кг при зазначених РПГ та tПГ.

ККД парогенератора, взятий з характеристик котла Е-320/140

.

1. Теплове навантаження парогенераторної установки

, МВт

2. Коефіцієнт корисної дії трубопроводів (транспорту теплоти)

,

.

3. Коефіцієнт корисної дії ТЕЦ із виробництва електроенергії

,

.

4. Коефіцієнт корисної дії ТЕЦ з виробництва та відпуску теплоти на опалення з урахуванням ПВК

,

.

ПВК при t Н=- 15 0 Зпрацює,

5. Питома витрата умовного палива на виробництво електроенергії

,

.

6. Питома витрата умовного палива на виробництво та відпуск теплової енергії

,

.

7. Витрата теплоти палива на станцію

,

.

8. Повний коефіцієнт корисної дії енергоблоку (брутто)

,

9. Питома витрата теплоти на енергоблок ТЕЦ

,

.

10. Коефіцієнт корисної дії енергоблоку (нетто)

,

.

де Е С.Н - власна питома витрата електроенергії, Е С.Н = 0,03.

11. Питома витрата умовного палива "нетто"

,

.

12. Витрата умовного палива

кг/с

13. Витрата умовного палива на вироблення теплоти, відпущеної зовнішнім споживачам

кг/с

14. Витрата умовного палива на вироблення електроенергії

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

Висновок

В результаті розрахунку теплової схеми електростанції на базі виробничої теплофікаційної турбіни ПТ-80/100-130/13, що працює на режимі підвищеного навантаження при температурі навколишнього середовища повітря, отримані наступні значення основних параметрів, що характеризують електростанцію такого типу:

Витрати пари у відборах турбіни

Витрати пари, що гріє, на мережеві підігрівачі

Відпустка тепла на опалення турбоустановкою

Q Т= 72,22 МВт;

Відпустка тепла турбоустановкою на виробничі споживачі

Q П= 141,36 МВт;

Загальна витрата теплоти на зовнішніх споживачів

Q ТП= 231,58 МВт;

Потужність на клемах генератора

N е= 80,97 МВт;

ККД ТЕЦ з виробництва електроенергії

ККД ТЕЦ з виробництва та відпуску теплоти на опалення

Питома витрата палива на виробництво електроенергії

b Е У= 162,27 г/кВт/год

Питома витрата палива на виробництво та відпуск теплової енергії

b Т У= 40,427 кг/ГДж

Повний ККД ТЕЦ «брутто»

Повний ККД ТЕЦ «Нетто»

Питома витрата умовного палива на станцію нетто

Список літератури

1. Рижкін В.Я. Теплові електричні станції: Підручник для вузів – 2-ге вид., перераб. - М: Енергія, 1976.-447с.

2. Александров А.А., Григор'єв Б.А. Таблиці теплофізичних властивостей води та водяної пари: Довідник. - М: Вид. МЕІ, 1999. – 168с.

3. Полещук І.З. Складання та розрахунок важливих теплових схем ТЕЦ. Методичні вказівкидо курсового проекту з дисципліни "ТЕС та АЕС", /Уфімський держ. авіац. тех.ун – т. – Уфа, 2003.

4. Стандарт підприємства (СТП УГАТУ 002-98). Вимоги до побудови, викладу, оформлення.-Уфа.:1998.

5. Бойко О.О. Паротрубінні енергетичні установки ТЕС: Довідковий посібник– ІСЦ КДТУ, 2006. –152с

6. . Теплові та атомні електричні станції: Довідник / За загальною ред. чл.-кор. РАН А.В. Клименко та В.М. Зоріна. - 3-тє вид. - М: Вид МЕІ, 2003. - 648с.: іл. - (Теплоенергетика та теплотехніка; Кн. 3).

7. . Турбіни теплових та атомних електричних станцій: Підручник для вузів / За ред. О.Г, Костюка, В.В. Фролова. - 2-ге вид., перераб. та дод. - М: Вид МЕІ, 2001. - 488 с.

8. Розрахунок теплових схем паротурбінних установок: Навчальне електронне видання/Полещук І.З.. – ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

Умовні позначення енергетичних установок, обладнання та їх елементів (в тексте, на малюнках, в індексах)

Д – деаератор поживної води;

ДН – дренажний насос;

К - конденсатор, котел;

КН – конденсатний насос;

ОЕ – охолоджувач дренажу;

ПрТС – принципова теплова схема;

ПВД, ПНД - регенеративний підігрівач (високого, низького тиску);

ПВК – піковий водогрійний котел;

ПГ – парогенератор;

ПЕ – пароперегрівач (первинний);

ПН – живильний насос;

ПС - підігрівник сальниковий;

ПХГ – мережевий підігрівач горизонтальний;

ПСВ – підігрівач сирої води;

ПТ – парова турбіна; теплофікаційна турбіна з промисловим та опалювальним відборами пари;

ПХІВ - підігрівач хімічно очищеної води;

ПЕ – охолоджувач ежектора;

Р – розширювач;

ТЕЦ – теплоелектроцентраль;

СМ – змішувач;

СХ – сальниковий холодильник;

ЦВД – циліндр високого тиску;

ЦНД – циліндр низького тиску;

ЕГ – електрогенератор;

Додаток А

Додаток Б

Діаграма режимів ПТ-80/100

Додаток

Опалювальні графіки якісного регулювання відпусткитепла за середньодобовою температурою зовнішнього повітря

Розміщено на Allbest.ru

...

Подібні документи

Розрахунок важливої ​​теплової схеми, побудова процесу розширення пари у відсіках турбіни. Розрахунок системи регенеративного підігріву поживної води. Визначення витрати конденсату, роботи турбіни та насосів. Сумарні втрати на лопатку та внутрішній ККД.

курсова робота , доданий 19.03.2012


Побудова процесу розширення пари в турбіні у H-S діаграмі. Визначення параметрів та витрат пари та води на електростанції. Складання основних теплових балансів для вузлів та апаратів теплової схеми. Попередня оцінка витрати пари на турбіну.

курсова робота , доданий 05.12.2012


Аналіз методів проведення перевірочного розрахунку теплової схеми електростанції з урахуванням теплофікаційної турбіни. Опис конструкції та роботи конденсатора КГ-6200-2. Опис принципової теплової схеми теплоцентралі з урахуванням турбоустановки типу Т-100-130.

дипломна робота , доданий 02.09.2010


Теплова схема енергоблоку. Параметри пари у відборах турбіни. Побудова процесу у hs-діаграмі. Зведена таблиця параметрів пари та води. Складання основних теплових балансів для вузлів та апаратів теплової схеми. Розрахунок деаератора та мережевої установки.

курсова робота , доданий 17.09.2012


Побудова процесу розширення пари в h-s діаграмі. Розрахунок установки мережевих підігрівачів. Процес розширення пари в приводній турбіні живильного насосу. Визначення витрат пари на турбіну. Розрахунок теплової економічності ТЕС та вибір трубопроводів.

курсова робота , доданий 10.06.2010


Вибір та обґрунтування принципової теплової схеми блоку. Складання балансу основних потоків пари та води. Основні характеристики турбіни. Побудова процесу розширення пари в турбіні на hs-діаграмі. Розрахунок поверхонь нагрівання котла-утилізатора.

курсова робота , доданий 25.12.2012


Розрахунок парової турбіни, параметри основних елементів принципової схемипаротурбінної установки та попередня побудова теплового процесу розширення пари в турбіні в h-s-діаграмі. Економічні показникипаротурбінної установки із регенерацією.

курсова робота , доданий 16.07.2013


Упорядкування розрахункової теплової схеми ТУ АЕС. Визначення параметрів робочого тіла, витрат пари у відборах турбоагрегату, внутрішньої потужності та показників теплової економічності та блоку в цілому. Потужність насосів конденсатно-живильного тракту.

курсова робота , доданий 14.12.2010


Процес розширення пара в турбіні. Визначення витрат гострої пари та поживної води. Розрахунок елементів теплової схеми. Рішення матриці методом Крамера. Код програми та виведення результатів машинних обчислень. Техніко-економічні показники енергоблоків.

курсова робота , доданий 19.03.2014


Вивчення конструкції турбіни К-500-240 та тепловий розрахунок турбоустановки електростанції. Вибір числа щаблів циліндра турбіни і розбивка перепадів ентальпії пари її щаблями. Визначення потужності турбіни та розрахунок робочої лопатки на вигин та розтяг.

Перші десять дисків ротора низького тиску відковані разом із валом, інші три диски – насадні.

Ротори ЦВД і ЦНД з'єднуються між собою жорстко за допомогою фланців, відкованих разом із роторами. Ротори ЦНД та генератора типу ТВФ-120-2 з'єднуються жорсткою муфтою.

Паророзподіл турбіни – соплове. Свіжа пара подається до соплової коробки, що окремо стоїть, в якій розташований автоматичний затвор, звідки по перепускним трубам пара надходить до регулюючих клапанів турбіни.

Після виходу з ЦВД частина пари йде в регульований виробничий відбір, решта прямує до ЦНД.

Опалювальні відбори здійснюються із відповідних камер ЦНД.

Фікспункт турбіни розташований на рамі турбіни з боку генератора і агрегат розширюється в бік переднього підшипника.

Для скорочення часу прогріву та поліпшення умов пусків передбачено паровий обігрів фланців та шпильок та підведення гострої пари на переднє ущільнення ЦВД.

Турбіна забезпечена валоповоротним пристроєм, що обертає валопровід агрегат із частотою 0,0067.

Лопатковий апарат турбіни розрахований та налаштований на роботу при частоті мережі 50 Гц, що відповідає обертанню ротора 50. Допускається тривала робота турбіни при частоті мережі від 49 до 50,5 Гц.

Висота фундаменту турбоагрегату від рівня підлоги конденсаційного приміщення до рівня підлоги машинного залу становить 8 м.

2.1 Опис принципової теплової схеми турбіни ПТ-80/100-130/13

Конденсаційний пристрій включає в себе конденсаторну групу, пристрій, що видаляє повітря, конденсатні і циркуляційні насоси, Ежектор циркуляційної системи, водяні фільтри, трубопроводи з необхідною арматурою.

Конденсаторна група складається з одного конденсатора з вбудованим пучком загальною поверхнею охолодження 3000 м² і призначена для конденсації пари, що надходить до нього, створення розрядження у вихлопному патрубку турбіни і збереження конденсату, а також для використання тепла пари, що надходить в конденсатор, на режимах роботи з теплового графіку для підігріву підживлювальної води у вбудованому пучку.

Конденсатор має вбудовану в парову частину спеціальну камеру, в якій встановлюється секція ПНД №1. Інші ПНД встановлюються окремою групою.

Регенеративна установка призначена для підігріву поживної води парою, що відбирається з нерегульованих відборів турбіни, і має чотири ступені ПНД, три ступені ПВД і деаератор. Усі підігрівачі – поверхневого типу.

ПВД № 5,6 та 7 – вертикальної конструкції з вбудованими пароохолоджувачами та охолоджувачами дренажу. ПВД забезпечуються груповим захистом, що складається з автоматичних випускного та зворотного клапанівна вході та виході води, автоматичного клапана з електромагнітом, трубопроводу пуску та відключення підігрівачів.

ПВД та ПНД (крім ПНД №1) забезпечені регулюючими клапанами відведення конденсату, керованими електронними регуляторами.

Злив конденсату пари, що гріє, з підігрівачів – каскадний. З ПНД №2 конденсат відкачується зливальним насосом.

Установка для підігріву мережної води включає два мережеві підігрівачі, конденсатні і мережеві насоси. Кожен підігрівач є горизонтальним пароводяним теплообмінним апаратом з поверхнею теплообміну 1300 м², яка утворена прямими. латунними трубами, що розвальцьовані з обох боків у трубних дошках.

3 Вибір допоміжного обладнання теплової схеми станції

3.1 Устаткування, що постачається в комплекті з турбіною

Т.к. конденсатор, основний ежектор, підігрівачі низького та високого тиску поставляються на проектовану станцію разом з турбіною, то для установки на станції застосовуються:

а) Конденсатор типу 80-КЦСТ-1 у кількості трьох штук, по одному на кожну турбіну;

б) Основний ежектор типу ЕП-3-700-1 у кількості шести штук, по дві на кожну турбіну;

в) Підігрівачі низького тиску типу ПН–130–16–10–II (ПНД №2) та ПН–200–16–4–I (ПНД №3,4);

г) Підігрівачі високого тиску типу ПВ-450-230-25 (ПВД №1), ПВ-450-230-35 (ПВД №2) та ПВ-450-230-50 (ПВД № 3).

Характеристики наведеного обладнання зведені до таблиць 2, 3, 4, 5.

Таблиця 2 - Показники конденсатора

Таблиця 3 – характеристики основного ежектора конденсатора