3.3.4 Паротурбінне встановлення ПТ-80/100-130/13

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.

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

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 тиск у 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.

3.3.5 Паротурбінне встановлення Р-50/60-130/13-2

Парова турбіна з протитиском Р-50/60-130/13-2 призначена для приводу електричного генератора ТВФ-63-2 із частотою обертання 50 с -1 та відпустки пари для виробничих потреб.

Номінальні значення основних параметрів турбіни наведені нижче:

Потужність, МВт

Номінальна 52,7

Максимальна 60

Початкові параметри пари

Тиск, МПа 12,8

Температура, про З 555

Тиск у вихлопному патрубку, МПа 1,3

Турбіна має два нерегульовані відбори пари, призначених для підігріву поживної води в підігрівачах високого тиску.

Конструкція турбіни:

Турбіна являє собою одноциліндровий агрегат з одновінковим регулюючим ступенем і 16 ступенями тиску. Всі диски ротора відковані разом із валом. Паророзподіл турбіни з перепуском. Свіжа пара підводиться до окремої парової коробки, в якій розташований клапан автоматичного затвора, звідки пара по перепускним трубам надходить до чотирьох регулюючих клапанів.

Лопатковий апарат турбіни розрахований працювати при частоті 3000 оборотів на хвилину. Допускається тривала робота турбіни при відхиленні частоти мережі 49,0-50,5 Гц

Турбоагрегат забезпечений захисними пристроямидля спільного відключення ПВД із одночасним включенням обвідної лінії подачею сигналу. Атмосферними клапонами-діафрагмами, встановленими на вихлопних патрубках і такими, що відкриваються при підвищенні тиску в патрубках до 0,12 МПа.

3.3.6 Паротурбінне встановлення Т-110/120-130/13

Теплофікаційна парова турбіна Т-110/120-130/13 з опалювальними відборами пари призначена для безпосереднього приводу електричного генератора ТВФ-120-2 із частотою обертання 50 об/с та відпустки тепла для потреб опалення.

Номінальні значення основних параметрів турбіни наведені нижче.

Потужність, МВт

номінальна 110

максимальна 120

Номінальні параметри пари

тиск, МПа 12,8

температура, 0 З 555

номінальна 732

максимальна 770

Межі зміни тиску пари в регульованому опалювальному відборі, Мпа

верхньому 0,059-0,245

нижньому 0,049-0,196

Температура води, 0

поживною 232

охолоджувальної 20

Витрата води, що охолоджує, т/год 16000

Тиск пари в конденсаторі, кПа 5,6

Турбіна має два опалювальні відбори – нижній та верхній, призначені для ступінчастого підігріву мережевої води. При ступінчастому підігріві мережної води парою двох опалювальних відборів регулювання підтримує задану температуру мережної води за верхнім підігрівачем. Під час підігріву мережі одним нижнім опалювальним відбором температура мережної води підтримується за нижнім мережевим підігрівачем.

Тиск у регульованих опалювальних відборах може змінюватись у таких межах:

у верхньому 0,059 - 0,245 МПа при двох включених опалювальних відборах,

у нижньому 0,049 - 0,196 МПа при вимкненому верхньому опалювальному відборі.

Турбіна Т-110/120-130/13 є одновальним агрегатом, що складається з трьох циліндрів: ЦВД, ЦСД, ЦНД.

ЦВД - однопотоковий, має двовінковий регулюючий ступінь і 8 ступенів тиску. Ротор високого тиску цільнокований.

ЦСД - також однопотоковий, має 14 ступенів тиску. Перші 8 дисків ротор середнього тиску відковані разом з валом, інші 6 насадні. Направляючий апарат першого ступеня ЦСД встановлений у корпусі, інші діафрагми встановлені в обойми.

ЦНД - двопотоковий, має по два щаблі в кожному потоці лівого та правого обертання (одну регулюючу та один ступінь тиску). Довжина робочої лопатки останнього ступеня дорівнює 550 мм, середній діаметр робочого колеса цього ступеня - 1915 мм. Ротор низького тиску має 4 насадні диски.

З метою полегшення пуску турбіни з гарячого стану і підвищення її маневреності під час роботи під навантаженням температура пари переднього ущільнення ЦВД, що подається в передостанню камеру, підвищується за рахунок підмішування гарячої пари від штоків регулюючих клапанів або від головного паропроводу. З останніх відсіків ущільнень пароповітряна суміш відсмоктується ежектором відсмоктування з ущільнень.

Для скорочення часу підігріву та покращення умов пуску турбіни передбачений паровий обігрів фланців та шпильок ЦВД.

Лопатковий апарат турбіни розрахований працювати при частоті мережі 50 Гц, що відповідає частоті обертання ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин).

Допускається тривала робота турбіни при відхиленні частоти мережі 49,0-50,5 Гц. При аварійних системах ситуаціях допускається короткочасна робота турбіни при частоті мережі нижче 49 Гц, але з нижче 46,5 Гц (час зазначено у технічних умовах).

Інформація про роботу «Модернізація Алматинської ТЕЦ-2 шляхом зміни водно-хімічного режиму системи підготовки води для підживлення з метою підвищення температури мережевої води до 140–145 С»

Питома витрата теплоти за двоступінчатого підігріву мережної води.

Умови: Gк3-4 = GвхЧСД + 5 т/год; tдо - див. рис. ; t 1в ≈ 20 ° С; W@ 8000 м3/год

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; t 1в ≈ 20 ° С; W@ 8000 м3/год; Δ iПЕН = 7 ккал/кг

Мал. 10, а, б, в, г

ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО ( Q 0) І ПИТАННОМУ ( qG

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а) на відхилення тиску свіжого пара від номінального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)

α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %

б) на відхилення температури свіжого пара від номінальною на ± 5 °С

в) на відхилення витрати поживною води від номінального на ± 10 % G 0

г) на відхилення температури поживною води від номінальною на ± 10 °С

Мал. 11, а, б, в

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО ( Q 0) І ПИТАННОМУ ( qт) ВИТРАТАХ ТЕПЛОТИ І ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ( G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а) на відключення групи ПВД

б) на відхилення тиску відпрацював пара від номінального

в) на відхилення тиску відпрацював пара від номінального

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

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

Умови: Gпіт = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); tпіт – див. рис. ; tдо - див. рис.

Умови: Gпіт = G 0; tпіт – див. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Умови: Рп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); iп = 715 ккал/кг; tдо - див. рис.

Примітка. Z= 0 - регулююча діафрагма закрита. Z= макс - регулююча діафрагма повністю відкрита.

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

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВНУТРІШНЯ ПОТУЖНІСТЬ ЧСНД І ТИСК ПАРУ У ВЕРХНЬОМУ І НИЖНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНИХ ВІДБОРАХ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Рп = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при GвхЧСД ≤ 221,5 т/год; Рп = GвхЧСД/17 - при GвхЧСД > 221,5 т/год; iп = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); tдо - див. рис. , ; τ2 = f(PСОТ) – див. рис. ; Qт = 0 Гкал/(кВт · год)

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВПЛИВ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОГО НАВАНТАЖЕННЯ НА ПОТУЖНІСТЬ ТУРБИНИ ПРИ ОДНОСТУПЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

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

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° З; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РНТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЧАТКОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° З; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0; τ2 = 52 ° З.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ РЕЖИМІ ТІЛЬКИ З ВИРОБНИЧИМ ВІДБОРОМ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° З; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ та РНТО = f(GвхЧСД) - див. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДДІЛЬНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ ПРИ ОДНОПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РНТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0; Qт = 0

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДДІЛЬНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ ПРИ ДВОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0; τ2 = 52 °С; Qт = 0.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДДІЛЬНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ ПРИ РЕЖИМІ ТІЛЬКИ З ВИРОБНИЧИМ ВІДБОРОМ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ та РНТО = f(GвхЧСД) – див. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ МІНІМАЛЬНО МОЖЛИВИЙ ТИСК У НИЖНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ ВІДБОРІ ПРИ ОДНОСТУПЧАТКОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Мал. 41, а, б

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДВУСТУПЕНЧАТИЙ ПІДІГРІВ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ЗА ДАНИМИ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а) мінімально можливе тиск в верхньому Т-відборі і розрахункова температура зворотній мережевий води

б) поправка на температуру зворотній мережевий води

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКА ДО ПОТУЖНОСТІ НА ВІДКЛОНЕННЯ ТИСКУ В НИЖНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ ВІДБОРІ ВІД НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЧАТКОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ЗА ДАНИМИ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКА ДО ПОТУЖНОСТІ НА ВІДКЛОНЕННЯ ТИСКУ У ВЕРХНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ ВІДБОРІ ВІД НОМІНАЛЬНОГО ПРИ ДВОХСТУПЧАТКОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ЗА ДАНИМИ ПОТ ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ Поправка на тиск відпрацьованої пари (за даними піт ЛМЗ)

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

1 На підставі даних ПОТ ЛМЗ.

на відхилення тиску свіжого пара від номінального на ±1 МПа (10 кгс/см2): до повному витрати теплоти

до витрати свіжого пара

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ Q 0) І ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ( G 0) ПРИ РЕЖИМАХ З РЕГУЛЮЮЧИМИ ВІДБОРАМИ1

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

1 На підставі даних ПОТ ЛМЗ.

на відхилення температури свіжого пара від номінальною на ±10 °С:

до повному витрати теплоти

до витрати свіжого пара

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОЇ ВИТРАТИ ТЕПЛОТИ ( Q 0) І ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ( G 0) ПРИ РЕЖИМАХ З РЕГУЛЮЮЧИМИ ВІДБОРАМИ1

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

1 На підставі даних ПОТ ЛМЗ.

на відхилення тиску в П-відборі від номінального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):

до повному витрати теплоти

до витрати свіжого пара

Мал. 49 а, б, в

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПІДДІЛЬНІ ТЕПЛОФІКАЦІЙНІ ВИРОБКИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а) пором виробничого відбору

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηем = 0,975.

б) пором верхнього і нижнього теплофікаційних відборів

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C; РСОТ = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηем = 0,975

в) пором нижнього теплофікаційного відбору

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C; РНТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηем = 0,975

Мал. 50 а, б, в

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ Поправки до питомих теплових виробок електроенергії на тиск у регульованих відборах

Тип ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

а) на тиск в виробничому відборі

б) на тиск в верхньому теплофікаційному відборі

в) на тиск в нижньому теплофікаційному відборі

додаток

1. УМОВИ СКЛАДАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНОЇ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типову енергетичну характеристику складено на підставі звітів про теплові випробування двох турбоагрегатів: на Кишинівській ТЕЦ-2 (роботу виконано Южтехенерго) та на ТЕЦ-21 Мосенерго (роботу виконано МДП ВО «Союзтехенерго»). Характеристика відображає середню економічність турбоагрегату, що пройшов капітальний ремонтта працюючого за тепловою схемою, представленою на рис. ; за наступних параметрів та умов, прийнятих за номінальні:

Тиск та температура свіжої пари перед стопорним клапаном турбіни - 13 (130 кгс/см2)* та 555 °С;

* У тексті та на графіках - абсолютний тиск.

Тиск у регульованому виробничому відборі – 13 (13 кгс/см2) з природним підвищенням при витратах на вході до ЧСД понад 221,5 т/год;

Тиск у верхньому теплофікаційному відборі – 0,12 (1,2 кгс/см2) при двоступінчастій схемі підігріву мережної води;

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі – 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступінчастій схемі підігріву мережної води;

Тиск у регульованому виробничому відборі, верхньому та нижньому теплофікаційних відборах при конденсаційному режимі з відключеними регуляторами тиску – рис. та ;

Тиск відпрацьованої пари:

а) для характеристики конденсаційного режиму та роботи з відборами при одноступінчастому та двоступінчастому підігріві мережевої води при постійному тиску - 5 кПа (0,05 кгс/см2);

б) для характеристики конденсаційного режиму при постійній витратіі температурі охолоджувальної води - відповідно до теплової характеристики конденсатора при t 1в= 20 °С та W= 8000 м3/год;

Система регенерації високого та низького тиску включена повністю, деаератор 0,6 (6 кгс/см2) живиться парою виробничого відбору;

Витрата поживної води дорівнює витраті свіжої пари, повернення 100% конденсату виробничого відбору при t= 100 °С здійснено деаератор 0,6 (6 кгс/см2);

Температура поживної води та основного конденсату за підігрівачами відповідає залежностям, наведеним на рис. , , , , ;

Приріст ентальпії поживної води у поживному насосі - 7 ккал/кг;

Електромеханічний ККД турбоагрегату прийнято за даними випробування однотипного турбоагрегату, проведеного Донтехенерго;

Межі регулювання тиску у відборах:

а) виробничому – 1,3±0,3 (13±3 кгс/см2);

б) верхньому теплофікаційному при двоступінчастій схемі підігріву мережної води - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);

а) нижньому теплофікаційному при одноступінчастій схемі підігріву мережної води – 0,03 – 0,10 (0,3 – 1,0 кгс/см2).

Нагрівання мережної води в теплофікаційній установці при двоступінчастій схемі підігріву мережної води, що визначається заводськими розрахунковими залежностями τ2р = f(PСОТ) та τ1 = f(Qт, PСОТ становить 44 - 48 °С для максимальних теплофікаційних навантажень при тиску PСОТ = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).

Покладені в основу цієї Типової енергетичної характеристики дані випробування оброблені з використанням «Таблиць теплофізичних властивостей води та водяної пари» (М.: Видавництво стандартів, 1969). За умовами ПОТ ЛМЗ - конденсат, що повертається, виробничого відбору вводиться при температурі 100 °С в лінію основного конденсату після ПНД № 2. При складанні Типової енергетичної характеристики прийнято, що він вводиться при тій же температурі безпосередньо в деаератор 0,6 (6 кгс/см2) . За умовами ПОТ ЛМЗ при двоступінчастому підігріві мережної води та режимах з витратою пари на вході в ЧСД понад 240 т/год (максимальне електричне навантаження при малому виробничому відборі) ПНД № 4 повністю відключається. При складанні Типової енергетичної характеристики прийнято, що при витраті на вході в ЧСД понад 190 т/год частина конденсату направляється в обвід ПНД № 4 з таким розрахунком, щоб температура перед деаератором не перевищувала 150 °С. Це потрібно для забезпечення гарної деаерації конденсату.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЛАДНАННЯ, ЩО ВХОДИТЬ У СКЛАД ТУРБОУСТАНОВКИ

До складу турбоагрегату поряд з турбіною входить таке обладнання:

Генератор ТВФ-120-2 заводу «Електросила» із водневим охолодженням;

Двоходовий конденсатор 80 КЦС-1 загальною поверхнею 3000 м2, їх 765 м2 посідає частку вбудованого пучка;

Чотири підігрівачі низького тиску: ПНД № 1, вбудований у конденсатор, ПНД № 2 – ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 та 4 – ПН-200-16-7-1;

Один деаератор 0,6 (6 кгс/см2);

Три підігрівачі високого тиску: ПВД №5 – ПВ-425-230-23-1, ПВД №6 – ПВ-425-230-35-1, ПВД №7 – ПВ-500-230-50;

Два циркуляційні насоси 24НДН подачею 5000 м3/год і тиском 26 м вод. ст. з електродвигунами по 500 кВт кожен;

Три конденсатні насоси КН 80/155 з приводом від електродвигунів потужністю 75 кВт кожен (кількість насосів, що знаходяться в роботі, залежить від витрати пари в конденсатор);

Два основні триступінчасті ежектори ЕП-3-701 та один пусковий ЕП1-1100-1 (постійно в роботі один основний ежектор);

Два підігрівачі мережної води (верхній та нижній) ПСГ-1300-3-8-10 поверхнею 1300 м2 кожен, розраховані на перепустку 2300 м3/год мережної води;

Чотири конденсатні насоси підігрівачів мережевої води КН-КС 80/155 з приводом від електродвигунів потужністю 75 кВт кожен (по два насоси у кожного ПСГ);

Один мережевий насос I підйому СЕ-5000-70-6 з електродвигуном 500 кВт;

Один мережевий насос II підйому СЕ-5000-160 з електродвигуном 1600 кВт.

3. КОНДЕНСАЦІЙНИЙ РЕЖИМ

При конденсаційному режимі з відключеними регуляторами тиску повна витрата теплоти брутто та витрата свіжої пари залежно від потужності на висновках генератора виражаються рівняннями:

При постійному тиску в конденсаторі

P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);

Q 0 = 15,6 + 2,04Nт;

G 0 = 6,6 + 3,72Nт + 0,11 ( Nт – 69,2);

При постійній витраті ( W= 8000 м3/год) та температурі ( t 1в= 20 °С) охолоджувальної води

Q 0 = 13,2 + 2,10Nт;

G 0 = 3,6 + 3,80Nт + 0,15 ( Nт – 68,4).

Наведені рівняння дійсні у межах зміни потужності від 40 до 80 МВт.

Витрати теплоти та свіжої пари при конденсаційному режимі для заданої потужності визначаються за наведеними залежностями з подальшим введенням необхідних поправок за відповідними графіками. Ці поправки враховують відмінність експлуатаційних умов від номінальних (для яких складено Типову характеристику) і служать для перерахунку даних характеристики на експлуатаційні умови. При зворотному перерахунку знаки змін змінюються на зворотні.

Поправки коригують витрати теплоти та свіжої пари при постійній потужності. При відхиленні кількох параметрів від номінальних значень виправлення алгебраїчно підсумовуються.

4. РЕЖИМ З РЕГУЛЮЮЧИМИ ВІДБОРАМИ

При включених регульованих відборах турбоагрегат може працювати при одноступінчастій та двоступінчастій схемах підігріву мережної води. Можлива робота без теплофікаційного відбору з одним виробничим. Відповідні типові діаграми режимів витрати пари і залежності питомої витрати теплоти від потужності і виробничого відбору дано на рис. - , а питомі виробітки електроенергії на тепловому споживанні на рис. - .

Діаграми режимів розраховані за схемою, застосовуваною ПОТ ЛМЗ, і зображені двох полях. Верхнє поле є діаграмою режимів (Гкал/год) турбіни з одним виробничим відбором при Qт = 0.

При включенні теплофікаційного навантаження та інших постійних умовах відбувається розвантаження або тільки 28 - 30-ї ступенів (при включеному одному нижньому мережному підігрівачі), або 26 - 30-му ступенів (при включених двох мережних підігрівачах) і зниження потужності турбіни.

Значення зниження потужності залежить від теплофікаційного навантаження та визначається

Δ N Qт = KQт,

де K- визначена при випробуваннях питома зміна потужності турбіни Δ N Qт/Δ Qт, що дорівнює 0,160 МВт/(Гкал · год) при одноступінчастому підігріві, та 0,183 МВт/(Гкал · год) при двоступінчастому підігріві мережної води (рис. 31 і 32).

Звідси випливає, що витрата свіжої пари при заданій потужності Nт і двох (виробничому та теплофікаційному) відборах по верхньому полю відповідатиме деякій фіктивній потужності Nфт та одному виробничому відбору

Nфт = Nт + Δ N Qт.

Похилі прямі нижнього поля діаграми дозволяють визначити графічно за заданою потужністю турбіни та теплофікаційним навантаженням значення Nфт, а по ньому та виробничому відбору витрата свіжої пари.

Значення питомих витрат теплоти та питомих виробок електроенергії на тепловому споживанні підраховані за даними, взятими із розрахунку діаграм режимів.

В основі графіків залежності питомої витрати теплоти від потужності та виробничого відбору лежать ті ж міркування, що і в основі діаграми режимів ПОТ ЛМЗ.

Графік такого типу запропонований турбінним цехом МДП ВО «Союзтехенерго» («Промислова енергетика», 1978 № 2). Він кращий за систему графіків qт = f(Nт, Qт) за різних Qп = const, оскільки користування ним зручніше. Графіки питомої витрати теплоти з міркувань непринципового характеру виконані без нижнього поля; методику користування ними пояснено прикладами.

Даних, що характеризують режим при триступеневому підігріванні мережної води, типова характеристика не містить, оскільки такий режим на установках даного типуу період проведення випробувань ніде не було освоєно.

Вплив відхилень параметрів від прийнятих під час розрахунку Типової характеристики за номінальні враховується двояко:

а) параметрів, що не впливають на теплоспоживання в котлі та відпуск теплоти споживачеві за незмінних масових витрат G 0, Gп і Gт, - внесенням поправок до заданої потужності Nт( Nт + KQт).

Відповідно до цієї виправленої потужності за рис. - визначаються витрата свіжої пари, питома витрата теплоти та повна витрата теплоти;

б) поправки на P 0, t 0 та Pп вносяться до знайдених після внесення зазначених вище поправок до витрати свіжої пари та повної витрати теплоти, після чого підраховується витрата свіжої пари та витрата теплоти (повна та питома) для заданих умов.

Дані для кривих поправок на тиск свіжої пари розраховані з використанням результатів випробування; всі інші поправні криві складені на основі даних ПОТ ЛМЗ.

5. ПРИКЛАДИ ВИЗНАЧЕННЯ ПІДДІЛЬНОЇ ВИТРАТИ ТЕПЛОТИ, ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ТА ПОДІЛЬНИХ ТЕПЛОФІКАЦІЙНИХ ВИРОБОК

Приклад 1. Конденсаційний режим із відключеними регуляторами тиску у відборах.

Дано: Nт = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 ° С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); Gпіт = 0,93 G 0; Δ tпіт = tпіт - tнпіт = -7 °С.

Потрібно визначити повний та питомий витрати теплоти брутто та витрату свіжої пари за заданих умов.

Послідовність та результати наведені в табл. .

Таблиця П1

Позначення

Спосіб визначення

Отримане значення

Витрата свіжої пари за номінальних умов, т/год.

Температури свіжої пари

Витрати поживної води

Сумарна поправка до питомої витрати теплоти, %

Питома витрата теплоти за заданих умов, ккал/(кВт · год)

Повна витрата теплоти за заданих умов, Гкал/год

Q 0 = qт Nт10-3

Поправки до витрати пари на відхилення умов від номінальних, %:

Тиск свіжої пари

Температури свіжої пари

Тиск відпрацьованої пари

Витрати поживної води

Температури живильної води

Сумарна поправка до витрати свіжої пари, %

Витрата свіжої пари за заданих умов, т/год

Таблиця П2 Позначення Спосіб визначення Отримане значення Недовиробка у ЧСНД за рахунок теплофікаційного відбору, МВт Δ N Qт = 0,160 Qт Приблизна фіктивна потужність, МВт Nтф" = Nт + Δ N Qт Приблизна витрата на вході до ЧСД, т/год GЧСДвх" 1,46 (14,6)* Мінімально можливий тиск у теплофікаційному відборі, (кгс/см2) РНТОмін 0,057 (0,57)* Поправка до потужності для приведення до тиску РНТО = 0,06 (0,6 кгс/см2), МВт Δ NРНТО Уточнена фіктивна потужність, МВт Nтф = Nтф" + Δ NРНТО Уточнена витрата на вході до ЧСД, т/год GЧСДвх а) τ2р = f(PСОТ) = 60 °С б) ∆τ2 = 70 - 60 = +10 °С і GЧСДвх" Поправка до потужності для приведення до тиску Р 2 = 2 кПа (0,02 кгс/см2), МВт * При внесенні поправки до потужності на тиск у верхньому теплофікаційному відборі РСОТ, відмінне від 0,12 (1,2 кгс/см2), результат буде відповідати температурі зворотної води, що відповідає заданому тиску по кривій τ2р = f(PСОТ) на рис. , тобто. 60 °С. ** У разі помітної відмінності GЧСДвх" від GЧСДвх усі значення у пп. 4 - 11 слід перевірити за уточненим GЧСДвх. Розрахунок питомих теплофікаційних виробок проводиться аналогічно наведеному у прикладі. Вироблення теплофікаційного відбору та поправка до неї на фактичний тиск РСОТ визначається за рис. , бі , б. Приклад 4. Режим без відбору теплофікації. Дано: Nт = 80 МВт; Qп = 120 Гкал/год; Qт = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 ° С; Р 7,65

Тиск у верхньому теплофікаційному відборі (кгс/см2)*

РСОТ

Мал. по GЧСДвх"

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі (кгс/см2)*

РНТО

Мал. по GЧСДвх"

* Тиск у відборах ЧСНД і температура конденсату по ПНД можуть бути визначені за графіками конденсаційного режиму залежно від GЧСДвх, за співвідношенням GЧСДвх/ G 0 = 0,83.

6. УМОВНІ ПОЗНАЧЕННЯ

Найменування

Позначення

Потужність, МВт:

електрична на виводах генератора

Nт, Nтф

внутрішня частина високого тиску

N iЧВД

внутрішня частина середнього та низького тиску

N iЧСНД

сумарні втрати турбоагрегату

Σ∆ Nпіт

електромеханічний ККД

Циліндр (або частина) високого тиску

Циліндр низького (або частина середнього та низького) тиску

ЦСД (ЧСНД)

Витрата пари, т/год:

на турбіну

на виробництво

на теплофікацію

на регенерацію

GПВД, GПНД, Gд

через останній ступінь ЧВД

GЧВДскв

на вході до ЧСД

GЧСДвх

на вході до ЧНД

GЧНДвх

у конденсатор

Витрата поживної води, т/год

Витрата конденсату виробничого відбору, що повертається, т/год

Витрата охолоджувальної води через конденсатор, м3/год.

Витрата теплоти на турбоустановку, Гкал/год

Витрата теплоти на виробництво, Гкал/год

Абсолютний тиск (кгс/см2):

перед стопорним клапаном

за регулюючими та перевантажувальними клапанами

PI-IVкл, Pпров

в камері регулюючого ступеня

Pр.ст

у камерах нерегульованих відборів

PI-VIIп

у камері виробничого відбору

у камері верхнього теплофікаційного відбору

у камері нижнього теплофікаційного відбору

у конденсаторі, кПа (кгс/см2)

Температура (°С), ентальпія, ккал/кг:

свіжої пари перед стопорним клапаном

t 0, i 0

пара в камері виробничого відбору

конденсату за ПНД

tдо, tк1, tк2, tк3, tк4

конденсату, що повертається, виробничого відбору

поживної води за ПВД

tпит5, tпит6, tпіт7

поживної води за встановленням

tпіт, iпіт

мережної води при вході в установку та виході з неї

охолоджувальної води при вході в конденсатор та виході з нього

t 1в, t 2в

Підвищення ентальпії живильної води у насосі

∆iПЕН

Питома витрата теплоти брутто на вироблення електроенергії, ккал/(кВт · год)

qт, qтф

Питоме теплофікаційне вироблення електроенергії, кВт · год/Гкал:

пором виробничого відбору

парою теплофікаційного відбору

Коефіцієнти для перерахунку до системи СІ:

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

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 існуючою конструкцієющо дозволяє скоротити витрати на проведення модернізації (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 зупинки 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 (ЦВС 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 зупинки турбін

	Завдання на курсовий проект	3
1.	Вихідні довідкові дані	4
2.	Розрахунок бойлерної установки	6
3.	Побудова процесу розширення пари у турбіні	8
4.	Баланс пари та поживної води	9
5.	Визначення параметрів пари, поживної води та конденсату за елементами ПТС	11
6.	Складання та вирішення рівнянь теплових балансів по ділянках та елементам ПТС	15
7.	Енергетичне рівняння потужності та його вирішення	23
8.	Перевірка розрахунку	24
9.	Визначення енергетичних показників	25
10.	Вибір допоміжного обладнання	26
	Список літератури	27

Завдання з курсового проекту
Студенту: Онучину Д.М.

Тема проекту: Розрахунок теплової схеми ПТУ ПТ-80/100-130/13
Дані проекту

Р 0 = 130 кг/см 2;

;

;

Q т = 220 МВт;

;

.

Тиск у нерегульованих відборах – із довідкових даних.

Підготовка додаткової води від атмосферного деаератора «Д-1,2».
Обсяг розрахункової частини

1. 
   Проектний розрахунок ПТУ у системі СІ на номінальну потужність.
2. 
   Визначення енергетичних показників ПТУ.
3. 
   Вибір допоміжного обладнання ПТУ.

1. Вихідні довідкові дані
Основні показники турбіни ПТ-80/100-130.

Таблиця 1.

Параметр	Величина	Розмірність
номінальна потужність	80	МВт
максимальна потужність	100	МВт
Початковий тиск	23,5	МПа
Початкова температура	540	З
Тиск на виході із ЦВС	4,07	МПа
Температура на виході із ЦВС	300	З
Температура перегрітої пари	540	З
Витрата охолоджувальної води	28000	м 3 /год
Температура охолоджувальної води	20	З
Тиск у конденсаторі	0,0044	МПа

Турбіна має 8 нерегульованих відборів пари, призначених для підігріву поживної води в підігрівачах низького тиску, деаераторі, у підігрівачах високого тиску та для живлення приводної турбіни головного живильного насоса. Відпрацьована пара з турбоприводу повертається в турбіну.
Таблиця 2.

	Відбір	Тиск, МПа	Температура, 0 С
I	ПВД №7	4,41	420
II	ПВД №6	2,55	348
III	ПНД №5	1,27	265
	Деаератор	1,27	265
IV	ПНД №4	0,39	160
V	ПНД №3	0,0981	-
VI	ПНД №2	0,033	-
VII	ПНД №1	0,003	-

Турбіна має два опалювальні відбори пари верхній та нижній, призначений для одно та двоступінчастого підігріву мережної води. Опалювальні відбори мають такі межі регулювання тиску:

Верхній 0,5-2,5 кг/см2;

Нижній 0,3-1 кг/см2.

2. Розрахунок бойлерної установки

СБ – верхній бойлер;

НБ – нижній бойлер;

Обр – зворотна мережева вода.

Д ВБ, Д НБ -витрата пари на верхній та нижній бойлер відповідно.

Температурний графік: t пр / t o бр = 130 / 70 C;

Т пр = 130 0 С (403 К);

Т обр = 70 0 С (343 К).

Визначення параметрів пари в теплофікаційних відборах

Приймемо рівномірний підігрів на ВСП та НСП;

Приймаємо величину недогріву в мережевих підігрівачах
.

Приймаємо втрати тиску у трубопроводах
.

Тиск верхнього та нижнього відборів з турбіни для ВСП та НСП:

бар;

бар.
h ВБ = 418,77 кДж/кг

h НБ = 355,82 кДж/кг

D ВБ (h 5 - h ВБ /) = До W СВ (h ВБ - h НБ) →

→ D ВБ =1,01∙870,18(418,77-355,82)/(2552,5-448,76)=26,3 кг/с

D НБ h 6 + D ВБ h ВБ / +К W СВ h ОБР = КW СВ h НБ +(D ВБ +D НБ) h НБ / →

→ D НБ = / (2492-384,88) = 25,34 кг / с

D ВБ + D НБ = D Б = 26,3 +25,34 = 51,64 кг / с

3. Побудова процесу розширення пари у турбіні
Приймемо втрату тиску в пристроях паророзподілу циліндрів:

;

;

;

У такому разі тиску на вході в циліндри (за регулюючими клапанами) складуть:

Процес у h,s-діаграмі зображений на рис. 2.

4. Баланс пари та поживної води.

• 
  Приймаємо, що на кінцеві ущільнення (D КУ) та на парові ежектори (D ЕП) ​​йде пара вищого потенціалу.
• 
  Відпрацьована пара кінцевих ущільнень і з ежекторів направляється в сальниковий підігрівач. Приймаємо підігрів конденсату в ньому:

• 
  Відпрацьована пара в охолоджувачах ежекторів направляється в підігрівач ежекторів (ЕП). Підігрів у ньому:

• 
  Приймаємо витрату пари на турбіну (D) відомою величиною.
• 
  Внутрішньостанційні втрати робочого тіла: D УТ =0,02D.
• 
  Витрата пари на кінцеві ущільнення приймемо 0,5%: D КУ =0,005D.
• 
  Витрата пари на основні ежектори приймемо 0,3%: D ЕЖ = 0,003D.

Тоді:

• 
  Витрата пари з котла складе:

D К = D + D УТ + D КУ + D ЕЖ = (1 +0,02 +0,005 +0,003) D = 1,028 D

• 
  Т.к. котел барабанний, необхідно врахувати продування котла.

Продування становить 1,5%, тобто.

D прод = 0,015 D = 1,03 D К = 0,0154 D.

• 
  Кількість поживної води, що подається в котел:

D ПВ = D К + D прод = 1,0434D

• 
  Кількість додаткової води:

D доб = D ут + (1-K пр) D пр + D в.

Втрати конденсату виробництва:

(1-K пр)D пр =(1-0,6)∙75=30 кг/с.

Тиск у барабані котла приблизно 20% більше, ніж тиск свіжої пари у турбіни (за рахунок гідравлічних втрат), тобто.

P к.в. =1,2P 0 =1,2∙12,8=15,36 МПа →
кДж/кг.

Тиск у розширювачі безперервного продування (РНП) приблизно на 10% більше, ніж у деаераторі (Д-6), тобто.

P РНП =1,1P д =1,1∙5,88=6,5 бар →

→
кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

D П.Р.=β∙D прод =0,438∙0,0154D=0,0067D;

D В.Р. =(1-β)D прод =(1-0,438)0,0154D=0,00865D.
D доб = D ут + (1-K пр) D пр + D в. =0,02D+30+0,00865D=0,02865D+30.

Визначаємо витрату мережної води через мережеві підігрівачі:

Приймаємо витоку в системі теплопостачання 1% від кількості води, що циркулює.

Таким чином, необхідна продуктивність хім. водоочищення:

5. Визначення параметрів пари, поживної води та конденсату за елементами ПТС.
Приймаємо втрату тиску в паропроводах від турбіни до підігрівачів регенеративної системи у розмірі:

I відбір	ПВД-7	4%
II відбір	ПВД-6	5%
III відбір	ПВД-5	6%
IV відбір	ПВД-4	7%
V відбір	ПНД-3	8%
VI відбір	ПНД-2	9%
VII відбір	ПНД-1	10%

Визначення параметрів залежить від конструкції підігрівачів ( див. рис. 3). У схемі, що розраховується, всі ПНД і ПВД поверхневі.

По ходу основного конденсату та поживної води від конденсатора до котла визначаємо необхідні нам параметри.

5.1. Підвищення ентальпії в конденсатному насосі нехтуємо. Тоді параметри конденсату перед ЕП:

0,04 бар,
29°С,
121,41 кДж/кг.

5.2. Приймаємо підігрів основного конденсату в ежекторному підігрівачі, що дорівнює 5°С.

34 ° С; кДж/кг.

5.3. Підігрів води у сальниковому підігрівачі (СП) приймаємо рівним 5°С.

39 °С,
кДж/кг.

5.4. ПНД-1 – вимкнено.

Харчується парою з VI відбору.

69,12 °С,
289,31 кДж/кг = h д2 (дренаж із ПНД-2).

°С,
4,19∙64,12=268,66кДж/кг

Харчується парою з V відбору.

Тиск гріючої пари в корпусі підігрівача:

96,7 °С,
405,21 кДж/кг;

Параметри води за підігрівачем:

°С,
4,19∙91,7=384,22 кДж/кг.

Попередньо задаємося підвищенням температури за рахунок змішування потоків перед ПНД-3 на
, тобто. маємо:

Харчується пором із IV відбору.

Тиск гріючої пари в корпусі підігрівача:

140,12°С,
589,4 кДж/кг;

Параметри води за підігрівачем:

°С,
4,19∙135,12=516,15 кДж/кг.

Параметри гріючого середовища в охолоджувачі дренажу:

5.8. Деаератор живильної води.

Деаератор живильної води працює при постійному тиску пари в корпусі

Р Д-6 =5,88 бар → t Д-6 Н =158 ˚С, h' Д-6 =667 кДж/кг, h” Д-6 =2755,54 кДж/кг,

5.9. Поживний насос.

ККД насоса приймемо
0,72.

Тиск нагнітання: МПа. °С, а параметри гріючого середовища в охолоджувачі дренажу:
Параметри пари в охолоджувачі пари:

°З;
2833,36 кДж/кг.

Задаємо підігрівом в ОП-7 рівним 17,5 °С. Тоді температура води за ПВД-7 дорівнює °С, а параметри гріючого середовища в охолоджувачі дренажу:

°З;
1032,9 кДж/кг.

Тиск поживної води після ПВД-7 дорівнює:

Параметри води за власне підігрівачем.

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, °С;

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 показниківРобота установки дозволяє виявити зміни в 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 достатньо 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 навантаження конденсатора, 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 із 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 під час експлуатаційного контролю 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 приєднуватися за допомогою вакуумної товстостінної 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 підігрівачінизький тиск.

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

• при одноступінчастому підігріві мережної 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 значеннятиску в контрольних щаблях до показань приладу необхідно ввести відповідні виправлення (на висоту установки приладів, поправку 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 перерізі кожного зливного водоводу на відстані 5-6 м від вихідного фланця конденсатора та 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 витрати тепла 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 поверхня конденсатора; 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 - 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.

Рис.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.