Турбіни пункту 80 100 130 13. По експлуатації парової турбіни. Перспективні завдання, пов'язані з аналізом роботи парової турбіни за допомогою лінеаризованої витратної характеристики

ТЕХНІЧНИЙ ОПИС

Опис об'єкту.
Повне найменування:"Автоматизований навчальний курс "Експлуатація турбіни ПТ-80/100-130/13".
Умовне позначення:
Рік випуску: 2007.

Автоматизований навчальний курс з експлуатації турбіни ПТ-80/100-130/13 розроблений для підготовки оперативного персоналу, який обслуговує турбоустановки даного типута є засобом навчання, передекзаменаційної підготовки та екзаменаційного тестування персоналу ТЕЦ.
АУК складено на основі нормативно-технічної документації, що використовується під час експлуатації турбін ПТ-80/100-130/13. У ньому міститься текстовий та графічний матеріал для інтерактивного вивчення та тестування учнів.
У даному АУК описуються конструктивні та технологічні характеристикиосновного та допоміжного обладнаннятеплофікаційних турбін ПТ-80/100-130/13, а саме: головні парові засувки, стопорний клапан, регулюючі клапани, паровпуск ЦВД, особливості конструкції ЦВД, ЦСД, ЦНД, ротори турбіни, підшипники, валоповоротний пристрій, система ущільнень, конденса регенерація низького тиску, живильні насоси, регенерація високого тиску, теплофікаційна установка, масляна система турбіни та ін.
Розглядаються пускові, штатні, аварійні та зупиночні режими роботи турбоустановки, а також основні критерії надійності при прогріванні та розхолодженні паропроводів, блоків клапанів та циліндрів турбіни.
Розглянуто систему автоматичного регулювання турбіни, систему захистів, блокувань та сигналізації.
Визначено порядок допуску до огляду, випробувань, ремонту обладнання, правил техніки безпеки та вибухопожежобезпеки.

Склад АУКа:

Автоматизований навчальний курс (АУК) є програмним засобом, призначеним для початкового навчання та подальшої перевірки знань персоналу електричних станцій та електричних мереж. Насамперед, для навчання оперативного та оперативно-ремонтного персоналу.
Основу АУКа складають діючі виробничі та посадові інструкції, нормативні матеріали, дані заводів-виробників обладнання
АУК включає:
- Розділ загальнотеоретичної інформації;
- Розділ, в якому розглядаються конструкція та правила експлуатації конкретного типу обладнання;
- Розділ самоперевірки учня;
- Блок екзаменатора.
АУК крім текстів містить необхідний графічний матеріал (схеми, малюнки, фотографії).

Інформаційний зміст АУК.

1. Текстовий матеріал складений на основі інструкцій з експлуатації, турбіни ПТ-80/100-130/13, заводських інструкцій, інших нормативно-технічних матеріалів і включає наступні розділи:

1.1. Експлуатація турбоагрегату ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Загальні відомостіпро турбіну.
1.1.2. Олійна система.
1.1.3. Система регулювання та захисту.
1.1.4. Конденсаційний пристрій.
1.1.5. Регенеративне встановлення.
1.1.6. Установка для обігріву мережної води.
1.1.7. Підготовка турбіни до роботи.
Підготовка та включення в роботу масляної системи та ВПУ.
Підготовка та включення в роботу системи регулювання та захисту турбіни.
Опробування захисту.
1.1.8. Підготовка та включення в роботу конденсаційного пристрою.
1.1.9. Підготовка та включення в роботу регенеративної установки.
1.1.10. Підготовка установки для обігріву мережної води.
1.1.11. Підготовка турбіни до запуску.
1.1.12. загальні вказівки, які повинні виконуватися під час запуску турбіни з будь-якого стану.
1.1.13. Пуск турбіни із холодного стану.
1.1.14. Пуск турбіни із гарячого стану.
1.1.15. Режим роботи та зміна параметрів.
1.1.16. Конденсаційний режим.
1.1.17. Режим з відборами на виробництво та опалення.
1.1.18. Скидання та накидання навантаження.
1.1.19. Зупинка турбіни та приведення системи у вихідний стан.
1.1.20. Перевірка технічного стану та технічне обслуговування. Термін перевірки захисту.
1.1.21. Технічне обслуговуваннясистеми мастила та ВПУ.
1.1.22. Технічне обслуговування конденсаційної та регенеративної установки.
1.1.23. Технічне обслуговування установки для обігріву мережної води.
1.1.24. Техніка безпеки під час обслуговування турбогененратора.
1.1.25. Пожежна безпекапід час обслуговування турбоагрегатів.
1.1.26. Порядок випробування запобіжних клапанів.
1.1.27. Програма (захисту).

2. Графічний матеріал у цьому АУКе представлений у складі 15 малюнків і схем:
2.1. Поздовжній розріз турбіни ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Поздовжній розріз турбіни ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводів відборів пари.
2.4. Схема олійників турбогенератора.
2.5. Схема подачі та відсмоктування пари з ущільнень.
2.6. Сальниковий підігрівач ПС-50
2.7. Характеристика сальникового підігрівача ПС-50
2.8. Схема основного конденсату турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводів мережі.
2.10. Схема трубопроводів відсмоктування пароповітряної суміші.
2.11. Схема захисту ПВД.
2.12. Схема головного паропроводу турбоагрегату.
2.13. Схема дренажів турбоагрегату.
2.14. Схема газомасляної системи генератора ТВФ-120-2.
2.15. Енергетична характеристика тубоагрегату типу ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Перевірка знань

Після вивчення текстового та графічного матеріалу, студент може запустити програму самостійної перевірки знань. Програма є тестом, що перевіряє ступінь засвоєння матеріалу інструкції. У разі помилкової відповіді оператору виводиться повідомлення про помилку та цитату з тексту інструкції, що містить правильну відповідь. Загальна кількість питань щодо цього курсу становить 300.

Іспит

Після проходження навчального курсута самоконтролю знань учень здає екзаменаційний тест. До нього входять 10 питань, обраних автоматично випадковим чином із питань, передбачених для самоперевірки. У ході іспиту пропонується відповісти на ці питання без підказок та можливості звернутися до підручника. Жодних повідомлень про помилки до закінчення тестування не виводиться. Після закінчення іспиту учень отримує протокол, в якому викладено запропоновані питання, обрані варіанти відповідей, що екзаменуються, і коментарі до помилкових відповідей. Оцінка за іспит виставляється автоматично. Протокол тестування зберігається на жорсткому диску комп'ютера. Є можливість друку на принтері.

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 виглядуПВ-350-230-50, поздовжній розріз турбоустановки ПТ-80/100-130/13, специфікація загального виду 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 районної або 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 пар 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 дії ТЕЦ 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 - ,

зворотний - .

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 турбіни вh- 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- діаграмі 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 балансу ПВД7

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 (ОП) 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 у 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.

Російська ФедераціяРД

Нормативні характеристикиконденсаторів турбін Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

При складанні "Нормативних характеристик" прийнято такі основні позначення:

Витрата пари в конденсатор (парове навантаження конденсатора), т/год;

Нормативний тиск пари в конденсаторі, кгс/см*;

Фактичний тиск пари в конденсаторі, кгс/см;

Температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор, °С;

Температура води, що охолоджує, на виході з конденсатора, °С;

Температура насичення, що відповідає тиску пари в конденсаторі, °З;

Гідравлічний опір конденсатора (падіння тиску охолоджувальної води в конденсаторі), мм вод.ст.;

Нормативний температурний тиск конденсатора, °С;

Фактичний температурний тиск конденсатора, °С;

Нагрівання охолоджувальної води в конденсаторі, °С;

Номінальна розрахункова витрата оxоладжуючої води в конденсатор, м/год;

Витрата охолоджувальної води в конденсатор, м/год;

Повна поверхня охолодження конденсатора, м;

Поверхня охолодження конденсатора при відключеному по воді вбудованому пучку конденсатора, м.м.

Нормативні характеристики включають такі основні залежності:

1) температурного напору конденсатора (°С) від витрати пари в конденсатор (парового навантаження конденсатора) та початкової температури охолоджувальної води при номінальній витраті охолоджуючої води:

2) тиску пари в конденсаторі (кгс/см) від витрати пари в конденсатор і початкової температури охолоджувальної води при номінальній витраті охолоджувальної води:

3) температурного напору конденсатора (°С) від витрати пари в конденсатор і початкової температури охолоджувальної води при витраті охолоджувальної води 0,6-0,7 номінального:

4) тиску пари в конденсаторі (кгс/см) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при витраті охолоджувальної води 0,6-0,7 - номінального:

5) температурного напору конденсатора (°С) від витрати пари в конденсатор і початкової температури води, що охолоджує, при витраті охолоджуючої води 0,44-0,5 номінального;

6) тиску пари в конденсаторі (кгс/см) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при витраті охолоджувальної води 0,44-0,5 номінального:

7) гідравлічного опору конденсатора (падіння тиску охолоджувальної води в конденсаторі) від витрати охолоджувальної води при експлуатаційно чистій поверхні охолодження конденсатора;

8) поправки до потужності турбіни на відхилення тиску пари, що відпрацювала.

Турбіни T-50-130 ТМЗ та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ обладнані конденсаторами, у яких близько 15% охолоджуючої поверхні може використовуватися для підігріву живильної або зворотної мережевої води (вбудовані пучки). Передбачено можливість охолодження вбудованих пучків циркуляційною водою. Тому в "Нормативних характеристиках" для турбін типу Т-50-130 ТМЗ та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ наведено також залежності за пп.1-6 для конденсаторів з відключеними вбудованими пучками (зі скороченою приблизно на 15% поверхнею охолодження конденсаторів) при витратах охолоджувальної води 0,6-0,7 та 0,44-0,5.

Для турбіни ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ наведено також характеристики конденсатора з відключеним вбудованим пучком при витраті охолоджувальної води 0,78 номінального.

3. ЕКСПЛУАТАЦІЙНИЙ КОНТРОЛЬ ЗА РОБОТОЮ КОНДЕНСАЦІЙНОЇ УСТАНОВКИ І СТАНОМ КОНДЕНСАТОРА

Основними критеріями оцінки роботи конденсаційної установки, що характеризують стан обладнання, при заданому паровому навантаженні конденсатора, є тиск пари в конденсаторі і температурний напір конденсатора, що відповідає цим умовам.

Експлуатаційний контроль за роботою конденсаційної установки та станом конденсатора здійснюється зіставленням виміряної в умовах експлуатації фактичного тиску пари в конденсаторі з певним для тих самих умов (того ж парового навантаження конденсатора, витрати та температури охолоджувальної води) нормативним тиском пари в конденсаторі, а також порівнянням фактичної температурної напору конденсатора з нормативним.

Порівняльний аналіз даних вимірювань та нормативних показників роботи установки дозволяє виявити зміни у роботі конденсаційної установки та встановити ймовірні причини їх.

Особливістю турбін з регульованим відбором пари є тривала їхня робота, з малими витратами пари в конденсатор. При режимі з теплофікаційними відборами контроль за температурним напором у конденсаторі не дає надійної відповіді про рівень забруднення конденсатора. Тому контроль за роботою конденсаційної установки доцільно проводити при витратах пари в конденсатор не менше 50% і за відключеної рециркуляції конденсату; це підвищить точність визначення тиску пари та температурного напору конденсатора.

Крім цих основних величин, для експлуатаційного контролю та для аналізу роботи конденсаційної установки необхідно досить надійно визначати також і ряд інших параметрів, від яких залежить тиск пари, що відпрацювала, і температурний напір, а саме: температуру вхідної та вихідної води, парове навантаженняконденсатора, витрата охолоджуючої води та ін.

Вплив присосів повітря в повітровидалюючих пристроях, що працюють у межах робочої характеристики, на і незначно, тоді як погіршення повітряної щільності та збільшення присосів повітря, що перевищують робочу продуктивність ежекторів, істотно впливають на роботу конденсаційної установки.

Тому контроль за повітряною щільністю вакуумної системи турбоустановок та підтримкою присосів повітря на рівні норм ПТЕ є одним з основних завдань при експлуатації конденсаційних установок.

Нормативні характеристики побудовані для значень присосів повітря, що не перевищують норм ПТЕ.

Нижче наводяться основні параметри, які необхідно вимірювати при експлуатаційному контролі за станом конденсатора, та деякі рекомендації для організації вимірювань та методи визначення основних контрольованих величин.

3.1. Тиск відпрацьованої пари

Для отримання представницьких даних про тиск відпрацьованої пари в конденсаторі в умовах експлуатації вимір повинен проводитися в точках, вказаних у Нормативних характеристиках для кожного типу конденсатора.

Тиск відпрацьованої пари повинен вимірюватися ртутними рідинними приладами з точністю не менше 1 мм рт.ст. (односкляними чашковими вакуумметрами, баровакуумметричними трубками).

При визначенні тиску в конденсаторі до показань приладів необхідно вводити відповідні поправки: на температуру стовпа ртуті, на шкалу, капілярність (для односкляних приладів).

Тиск у конденсаторі (кгс/см) при вимірі вакууму визначається за формулою

Де – барометричний тиск (з поправками), мм рт.ст.;

Розрідження, визначене вакуумметром (з поправками), мм рт.ст.

Тиск у конденсаторі (кгс/см) при вимірюванні баровакуумметричною трубкою визначається як

Де - тиск у конденсаторі, визначений за приладом, мм рт.ст.

Барометричний тиск необхідно вимірювати ртутним інспекторським барометром із запровадженням усіх необхідних за паспортом приладу поправок. Допускається також використовувати дані найближчої метеостанції з урахуванням різниці висот розташування об'єктів.

При вимірюванні тиску пари, що відпрацювала, прокладання імпульсних ліній і встановлення приладів необхідно проводити з дотриманням наступних правил монтажу приладів під вакуумом:

• внутрішній діаметр імпульсних трубок має бути не менше 10-12 мм;
• імпульсні лінії повинні мати загальний ухил у бік конденсатора не менше ніж 1:10;
• герметичність імпульсних ліній повинна бути перевірена обпресуванням водою;
• забороняється застосовувати запірні пристрої, що мають сальники та різьбові з'єднання;
• вимірювальні пристрої до імпульсних ліній повинні приєднуватись за допомогою товстостінної вакуумної гуми.

3.2. Температурний натиск

Температурний напір (°С) визначається як різниця між температурою насичення відпрацьованої пари і температурою охолоджувальної води на виході з конденсатора

При цьому температура насичення визначається за виміряним тиском відпрацьованої пари в конденсаторі.

Контроль за роботою конденсаційних установок теплофікаційних турбін повинен проводитись при конденсаційному режимі турбіни з вимкненим регулятором тиску у виробничому та теплофікаційному відборах.

Парова навантаження (витрата пари в конденсатор) визначається тиском в камері одного з відборів, значення якого є контрольним.

Витрата пари (т/год) в конденсатор при конденсаційному режимі дорівнює:

Де - витратний коефіцієнт, числове значення якого наведено у технічних даних конденсатора для кожного типу турбін;

Тиск пари в контрольному ступені (камері відбору), кгс/див.

При необхідності експлуатаційного контролю за роботою конденсатора при теплофікаційному режимі турбіни витрата пари визначається приблизно розрахунковим шляхом за витратами пари в один з проміжних ступенів турбіни і витратами пари в теплофікаційний відбір і регенеративні підігрівачі низького тиску.

Для турбіни T-50-130 ТМЗ витрата пари (т/год) у конденсатор при теплофікаційному режимі становить:

• при одноступінчастому підігріві мережевої води

• при двоступінчастому підігріві мережної води

Де і - витрати пари відповідно через 23-ю (при одноступінчастому) та 21-му (при двоступінчастому підігріві мережної води) щаблі, т/год;

Витрата мережної води, м/год;

; - нагрівання мережної води відповідно у горизонтальному та вертикальному мережевих підігрівачах, °С; визначається як різниця температур мережної води після та до відповідного підігрівача.

Витрата пари через 23 ступінь визначається за рис.I-15, б, в залежності від витрати свіжої пари на турбіну і тиску пари в нижньому теплофікаційному відборі .

Витрата пари через 21 ступінь визначається за рис.I-15, а, залежно від витрати свіжої пари на турбіну і тиску пари у верхньому теплофікаційному відборі .

Для турбін типу ПТ витрата пари (т/год) у конденсатор при теплофікаційному режимі становить:

• для турбін ПТ-60-130/13 ЛМЗ

• для турбін ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Де - витрата пари на виході з ЧСД, т/год. Визначається по рис.II-9 залежно від тиску пари в теплофікаційному відборі та V відборі (для турбін ПТ-60-130/13) і по рис.III-17 залежно від тиску пари в теплофікаційному відборі та IV відборі ( для турбін ПТ-80/100-130/13);

Нагрівання води в мережевих підігрівачах, °С. Визначається по різниці температур мережної води після та до підігрівачів.

Тиск, прийнятий контрольний, необхідно вимірювати пружинними приладами класу точності 0,6, періодично і ретельно перевіреними. Для визначення справжнього значення тиску в контрольних щаблях до показань приладу необхідно ввести відповідні виправлення (на висоту установки приладів, виправлення за паспортом тощо).

Витрати свіжої пари на турбіну і мережевої води, необхідні визначення витрати пари в конденсатор, вимірюються штатними витратомірами з введенням поправок на відхилення робочих параметрів середовища від розрахункових.

Температура мережної води вимірюється ртутними лабораторними термометрами за ціною розподілу 0,1 °С.

3.4. Температура охолоджувальної води

Температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор вимірюється на кожному напірному водоводі в одній точці. Температура води на виході з конденсатора повинна вимірюватися не менше ніж у трьох точках в одному поперечному перерізікожного зливного водоводу на відстані 5-6 м від вихідного фланця конденсатора і визначатися як середня за показаннями термометрів у всіх точках.

Температура води, що охолоджує, повинна вимірюватися ртутними лабораторними термометрами з ціною поділу 0,1 °С, встановленими в термометричних гільзах довжиною не менше 300 мм.

3.5. Гідравлічний опір

Контроль за забрудненням трубних дощок і трубок конденсатора здійснюється по гідравлічному опору конденсатора по охолодній воді, для чого вимірюється перепад тисків між напірними і зливними патрубками конденсаторів ртутним двоскляним U-подібним дифманометром, що встановлюється на позначці нижче. Імпульсні лінії від напірного та зливального патрубків конденсаторів повинні бути заповнені водою.

Гідравлічний опір (мм вод.ст.) конденсатора визначається за формулою

Де – перепад, виміряний за приладом (з поправкою на температуру стовпа ртуті), мм рт.ст.

При вимірі гідравлічного опору одночасно визначається і витрата охолоджувальної води в конденсатор для порівняння з гідравлічним опором по Нормативним характеристикам.

3.6. Витрата охолоджувальної води

Витрата охолоджуючої води на конденсатор визначається за теплового балансуконденсатора або безпосереднім вимірюванням сегментними діафрагмами, що встановлюються на напірних водоводах, що підводять. Витрата охолодної води (м/год) по тепловому балансу конденсатора визначається за формулою

Де - різниця тепломістків відпрацьованої пари і конденсату, ккал/кг;

Теплоємність води, що охолоджує, ккал/кг·°С, рівна 1;

Щільність води, кг/м, 1.

При складанні Нормативних характеристик приймали 535 або 550 ккал/кг в залежності від режиму роботи турбіни.

3.7. Повітряна щільність вакуумної системи

Повітряна щільність вакуумної системи контролюється за кількістю повітря на вихлоп пароструминного ежектора.

4. ОЦІНКА ЗНИЖЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТУРБОУСТАНОВКИ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ З ЗНИЖЕНИМ У ПОРІВНЯННІ З НОРМАТИВНИМ ВАКУУМОМ

Відхилення тиску в конденсаторі парової турбіни від нормативного призводить при заданій витраті тепла на турбоустановку до зниження турбіною потужності, що розвивається.

Зміна потужності при відмінності абсолютного тиску в конденсаторі турбіни від нормативного значення визначається за отриманим експериментальним шляхом поправочним кривим. На графіках поправок, включених у дані Нормативні характеристики конденсаторів, показано зміну потужності різних значеньвитрати пара в ЧНД турбіни. Для даного режиму турбоагрегата визначається і відповідною кривою знімається значення зміни потужності при зміні тиску в конденсаторі від до .

Це значення зміни потужності і є основою визначення перевищення питомої витратитепла або питомої витрати палива, встановлених при даному навантаженні для турбіни.

Для турбін Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ витрата пари в ЧНД для визначення недовироблення потужності турбіни через підвищення тиску в конденсаторі може бути прийнятий рівним витраті пари конденсатор.

I. НОРМАТИВНА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ К2-3000-2 ТУРБИНИ Т-50-130 ТМЗ

1. Технічні дані конденсатора

Площа поверхні охолодження:

без вбудованого пучка
Діаметр трубок:
зовнішній
внутрішній
Кількість трубок
Число ходів вода
Число потоків
Пристрій повітряний - два пароструминних ежектори ЕП-3-2

• при конденсаційному режимі - за тиском пари в IV відборі:

2.3. Різницю тепломісток пари, що відпрацювала, і конденсату () приймати:

Рис.I-1. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =3000 м

Рис.I-2. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =3000 м

Рис.I-3. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =3000 м

Рис.I-4. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =3000 м

Рис.I-5. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =3000 м

Рис.I-6. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =3000 м

Рис.I-7. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =2555 м

Рис.I-8. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =2555 м

Рис.I-9. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =2555 м

Рис.I-10. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =2555 м

Рис.I-11. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =2555 м

Рис.I-12. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =2555 м

Рис.I-13. Залежність гідравлічного опору від витрати охолоджувальної води в конденсатор:

1 - повна поверхняконденсатора; 2 - з відключеним вбудованим пучком

Рис.I-14. Поправка до потужності турбіни Т-50-130 ТМЗ на відхилення тиску пари в конденсаторі (за даними "Типової енергетичної характеристики турбоагрегату Т-50-130 ТМЗ". М.: СПО Союзтехенерго, 1979)

Рис.l-15. Залежність витрати пари через турбіну Т-50-130 ТМЗ від витрати свіжої пари та тиску у верхньому теплофікаційному відборі (при двоступінчастому підігріві мережної води) та тиску в нижньому теплофікаційному відборі (при одноступінчастому підігріві мережної води):

а - витрата пари через 21 ступінь; б - витрата пари через 23 ступінь

ІІ. НОРМАТИВНА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ 60КЦС ТУРБИНИ ПТ-60-130/13 ЛМЗ

1. Технічні дані

Повна площа поверхні охолодження
Номінальна витрата пари в конденсатор
Розрахункова кількість охолоджувальної води
Активна довжина конденсаторних трубок Діаметр трубок:
зовнішній
внутрішній
Кількість трубок
Число ходів води
Число потоків

Пристрій повітряний видалення - два пароструминних ежектори ЕП-3-700

2. Вказівки щодо визначення деяких параметрів конденсаційної установки

2.1. Тиск відпрацьованої пари в конденсаторі визначати як середнє значення за двома вимірами.

Розташування точок вимірювання тиску пари в горловині конденсатора показано на схемі. Точки вимірювання тиску розташовані в горизонтальній площині, що проходить на 1 м вище за площину з'єднання конденсатора з перехідним патрубком.

2.2. Витрата пари в конденсатор визначатиме:

• при конденсаційному режимі - по тиску пари V відборі;

• при теплофікаційному режимі - відповідно до вказівок разд.3.

2.3. Різницю теплозмісту пари, що відпрацювала, і конденсату () приймати:

• для конденсаційного режиму 535 ккал/кг;
• для теплофікаційного режиму 550 ккал/кг.

Мал.II-1. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Мал.II-2. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Мал.II-3. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Мал.II-4. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Мал.II-5. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Рис.II-6. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води.

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 тиску 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 пропускної спроможностітурбіни 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 потужністьтурбіни 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 роботатурбіни з номінальною потужністю при наступних відхиленнях 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.

Комплексна модернізація парової турбіни ПТ-80/100-130/13

Метою модернізації є збільшення електричної та теплофікаційної потужності турбіни з підвищенням економічності турбоустановки. Модернізація в обсязі основної опції полягає в установці стільникових надбандажних ущільнень ЦВД та заміні проточної частини середнього тиску з виготовленням нового ротора НД з метою збільшення пропускної спроможності ЧСД до 383 т/год. При цьому зберігається діапазон регулювання тиску у виробничому відборі, максимальна витрата пари в конденсатор не змінюється.
Замінні вузли при модернізації турбоагрегату в обсязі основної опції:

• Установка стільникових надбандажних ущільнень 1-17 ступенів ЦВД;
• Напрямний апарат ЦСНД;
• Сідла РК ЧСД більшого пропускного перерізу з доопрацюванням парових коробок верхньої половини корпусу ЧСД під установку нових кришок;
• Регулюючі клапани ЦД та кулачково-розподільний пристрій;
• Діафрагми 19-27 ступенів ЦСНД, укомплектовані надбандажними стільниковими ущільненнями та кільцями ущільнювачів з витими пружинами;
• Ротор СНД із встановленими новими робочими лопатками 18-27 ступенів ЦСНД із цільнофрезерованими бандажами;
• Обойми діафрагм №1, 2, 3;
• Обойма передніх кінцевих ущільнень та кільця ущільнювачів з витими пружинами;
• Насадні диски 28, 29, 30 ступенів зберігаються відповідно до існуючої конструкції, що дозволяє скоротити витрати на модернізацію (за умови використання старих насадних дисків).

Крім того, в обсязі основної опції передбачається встановлення в козирки діафрагм стільникових надбандажних ущільнень 1-17 ступенів ЦВД із приварюванням ущільнюючих вусів на бандажі робочих лопаток.

В результаті модернізації за основною опцією досягається таке:

1. Збільшення максимальної електричної потужності турбіни до 110 МВт та потужності теплофікаційного відбору до 168,1 Гкал/год, за рахунок скорочення промислового відбору.
2. Забезпечення надійної та маневреної роботи турбоустановки на всіх експлуатаційних режимах роботи, у тому числі за мінімально можливих тисків у промисловому та теплофікаційному відборах.
3. Підвищення показників економічності турбоустановки;
4. Забезпечення стабільності досягнутих техніко-економічних показників упродовж міжремонтного періоду.

Ефект від модернізації в обсязі основної пропозиції:

Режими турбоагрегату	Електрична потужність, МВт	Витрата пари на теплофікацію, т/год.	Витрата пари на виробництво, т/год
Конденсаційний
Номінальний
Максимальної потужності
З максимальним теплофікаційним відбором
Збільшення ККД ЧСД
Збільшення ККД ЦВД

Додаткові пропозиції (опції) щодо модернізації

• Модернізація обойми регулюючого ступеня ЦВД із встановленням надбандажних стільникових ущільнень
• Установка діафрагм останніх ступенів із тангенціальним навалом
• Високогерметичні ущільнення штоків регулюючих клапанів ЦВД

Ефект від модернізації за додатковими опціями

№ п/п	Найменування	Ефект
	Модернізація обойми регулюючого ступеня ЦВД із встановленням надбандажних стільникових ущільнень	Збільшення потужності на 0,21-0,24 МВт - Підвищення ККД ЦВС на 0,3-0,4% - Підвищення надійності роботи зупинках турбін
	Установка діафрагм останніх ступенів із тангенціальним навалом	Конденсаційний режим: - Збільшення потужності на 0,76 МВт - Підвищення ККД ЦСНД 2,1%
	Ущільнення поворотної діафрагми	Підвищення економічності турбоустановки під час роботи в режимі з повністю закритою поворотною діафрагмою 7 Гкал/год.
	Заміна надбандажних ущільнень ЦВД та ЦСД на стільникові	Підвищення ККД циліндрів (ЦВД на 1,2-1,4%, ЦСНД на 1%); - Збільшення потужності (ЦВД на 0,6-0,9 МВт, ЦСНД на 0,2 МВт); - Поліпшення надійності роботи турбоагрегатів; - Забезпечення стабільності досягнутих техніко-економічних показників протягом міжремонтного періоду; - Забезпечення надійної, без зниження економічності роботи надбандажних ущільнень ЦВД та ЦСД на перехідних режимах, в т.ч. при аварійних зупинках турбін.
	Заміна регулюючих клапанів ЦВД	Збільшення потужності на 0,02-0,11 МВт - Підвищення ККД ЦВС на 0,12% - Підвищення надійності роботи
	Установка стільникових кінцевих ущільнень ЦНД	Усунення присосів повітря через кінцеві ущільнення - Підвищення надійності роботи турбіни - Підвищення економічності турбіни - стабільність досягнутих техніко-економічних показників протягом усього міжремонтного періоду - надійна, без зниження економічності робота кінцевих ущільнень ЦНД у перехідних режимах, зокрема. при аварійних зупинках турбін