Монтажные характеристики турбины пт 80. По эксплуатации паровой турбины. Суммарная мощность отсеков турбины

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

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

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

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

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

• Введение
• Обзор научно-технической литературы(Технологии генерации электрической и тепловой энергии)
• 1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13
• 2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки
• 2.1 Исходные данные для расчета
• 2.2
• 2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h - S диаграмме
• 2.4
• 2.5
• 2.6
• 2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная)
• 2.6.2 Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)
• 2.6.3 Деаэратор питательной воды
• 2.6.4 Подогреватель сырой воды
• 2.6.5
• 2.6.6 Деаэратор добавочной воды
• 2.6.7
• 2.6.8 Конденсатор
• 2.7
• 2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ- 80/100-130/13
• 2.9
• 2.10
• Заключение
• Список литературы
• Введение
• Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.
• Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.
• В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха.
• Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.
• 1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ- 80/100-130/13

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования.

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 Споступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

? электрическую мощность турбоагрегата - W э;

? энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:

б. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;

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

г. удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

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

2.1 Исходные данные для расчета

Давление свежего пара -

Температура свежего пара -

Давление в конденсаторе - P к =0,00226 МПа

Параметры пара производственного отбора:

расход пара -

подающей - ,

обратной - .

Расход свежего пара на турбину -

Значения КПД элементов тепловой схемы приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. КПД элементов тепловой схемы

2.2 Расчет давлений в отборах турбины

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

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

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

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

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

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

t ВС = t О.С + б ТЭЦ (t П.С - t О.С)

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

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

= t ВС + и

86,14 + 4,3 = 90,44 0 С

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

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

t НС = t О.С + 0,6 (t В.С - t О.С)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.2. Внутренние относительные КПД турбины по отсекам

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

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

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

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

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

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

2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

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

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

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

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

3. Принимаем недогрев воды:

В регенеративных подогревателях высокого давления - 2є С

В регенеративных подогревателях низкого давления - 5є С ,

В деаэраторах - 0є С ,

следовательно, температура воды на выходе из этих подогревателей равна:

, є С

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

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

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

, кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ,

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

7. Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе:

2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке

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

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

Таблица 2.3. Параметры пара и воды в турбоустановке

Таблица 2.4. Параметры пара и воды в охладителях дренажа

2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

Расчет выполняется в следующем порядке:

1. Расход пара на турбину при расчетном режиме.

2.Утечки пара через уплотнения

Принимаем, тогда

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

где - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

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

5. Выход пара из расширителя продувки

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

6.Выход продувочной воды из расширителя

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

где - коэффициент возврата конденсата от

производственных потребителей, принимаем;

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

Балансовые уравнения составляются последовательно для каждого элемента тепловой схемы.

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

2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная )

Таблица 2.5. Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.

1.Расход сетевой воды для рассчитываемого режима

2.Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель

из табл.2.1.

3.Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

ПВД 7

Уравнение теплового баланса ПВД7

Расход греющего пара на ПВД7

ПВД 6

Уравнение теплового баланса ПВД6

Расход греющего пара на ПВД6

тепло, отводимое из дренажа ОД2

Питательный насос (ПН)

Давление после ПН

Давление в насосе в ПН

Перепад давления

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

Р ПН.

КПД питательного насоса

Подогрев воды в ПН

Энтальпия после ПН

Где - из таблицы 2.3;

Уравнение теплового баланса ПВД5

Расход греющего пара на ПВД5

2.6.3 Деаэратор питательной воды

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем

(при Р = 12, 9 МПа и t = 55 6 0 С ) :

Выпар из деаэратора:

D вып =0,02 D ПВ =0.02

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

Уравнение материального баланса деаэратора:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

После подстановки в это уравнение выражения D КД получаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

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

D Д = 4,529.

Поток конденсата на входе в деаэратор:

D КД = 111,82 - 4,529= 107,288.

2.6.4 Подогреватель сырой воды

Энтальпия дренажа h ПСВ =140

.

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

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

до давления 1 ата.

= + (-)

направляется в атмосферный деаэратор.

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

D КВ = + D П.О.В + D ОК + D ОВ;

Расход химически очищенной воды:

D ОВ = (D П - D ОК) + + D УТ.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

конденсат турбоустановка материальный

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

q ОП = 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

где: h энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

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

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

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

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

= 27,493 отсюда:

= 21,162 кДж / кг.

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

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ:

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

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

.

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

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

Таким образом,

D КВ = D

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

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

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

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

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

D КВ = 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД 4

Уравнение теплового баланса ПНД4

.

Расход греющего пара на ПНД4

,

где

ПНД3 и смеситель СМ2

Объединенное уравнение теплового баланса:

где поток конденсата на выходе ПНД2:

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

подставим D К2 в объединенное уравнение теплового баланса:

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

турбины.

ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:

1.

2.

3.

подставим в уравнение 2

Получаем:

кг/с;

D П6 = 1,253 кг/с;

D П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Уравнение материального баланса конденсатора

.

2.7 Проверка расчета по материальному балансу

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

Расход отработавшего пара в конденсатор:

,

где - расход пара из камеры отбора турбины с номером.

Расходы пара из отборов приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6. Расходы пара по отборам турбины

Суммарный расход пара из отборов турбины

Поток пара в конденсатор после турбины:

Погрешность по балансу пара и конденсата

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

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

Определим мощность отсеков турбины и полную ее мощность:

N i =

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

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

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

отсек 0-1:

D 01 ОТС = D 0 = 130,5 кг/с,

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

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

- отсек 1-2:

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

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

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

- отсек 2-3:

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

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

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

- отсек 3-4:

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

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

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

- отсек 4-5:

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

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

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

- отсек 5-6:

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

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

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

- отсек 6-7:

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

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

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

- отсек 7-К:

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

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

N 7к ОТС =6,388 . 59,459 = 0,38 МВ т.

3.5.1 Суммарная мощность отсеков турбины

3.5.2 Электрическая мощность турбоагрегата определяется по формуле:

N Э =N i

где механический и электрический КПД генератора,

N Э =83,46 . 0,99 . 0,98=80,97МВт.

2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку

, МВт

.

2. Расход теплоты на отопление

,

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

3. Общий расход теплоты на производственных потребителей

,

.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей

, МВт

.

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

,

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

,

.

7. Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

,

2.10 Энергетические показатели ТЭЦ

Параметры свежего пара на выходе парогенератора.

- давление Р ПГ = 12,9МПа;

- КПД парогенератора брутто з ПГ = 0,92;

- температура t ПГ = 556 о С;

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

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

.

1. Тепловая нагрузка парогенераторной установки

, МВт

2. Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

,

.

3. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

,

.

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

,

.

ПВК при t Н =- 15 0 С работает,

5. Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

,

.

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

,

.

7. Расход теплоты топлива на станцию

,

.

8. Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)

,

9. Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

,

.

10. Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто)

,

.

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

11. Удельный расход условного топлива "нетто"

,

.

12. Расход условного топлива

кг/с

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

кг/с

14. Расход условного топлива на выработку электроэнергии

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

Заключение

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

Расходы пара в отборах турбины

Расходы греющего пара на сетевые подогреватели

Отпуск тепла на отопление турбоустановкой

Q Т = 72,22МВт;

Отпуск тепла турбоустановкой на производственные потребители

Q П = 141,36 МВт;

Общий расход теплоты на внешних потребителей

Q ТП = 231,58 МВт;

Мощность на клеммах генератора

N э =80,97 МВт;

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

b Э У = 162,27г/кВт/ч

Удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии

b Т У = 40,427 кг/ГДж

Полный КПД ТЭЦ «брутто»

Полный КПД ТЭЦ «нетто»

Удельный расход условного топлива на станцию "нетто"

Список литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Д - деаэратор питательной воды;

ДН - дренажный насос;

К - конденсатор,котел;

КН - конденсатный насос;

ОЭ - охладитель дренажа;

ПрТС - принципиальная тепловая схема;

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

ПВК - пиковый водогрейный котёл;

ПГ - парогенератор;

ПЕ - пароперегреватель (первичный);

ПН - питательный насос;

ПС - подогреватель сальниковый;

ПСГ - сетевой подогреватель горизонтальный;

ПСВ - подогреватель сырой воды;

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

ПХОВ - подогреватель химически очищенной воды;

ПЭ - охладитель эжектора;

Р - расширитель;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

СМ - смеситель;

СХ - сальниковый холодильник;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЭГ - электрогенератор;

Приложение А

Приложение Б

Диаграмма режимов ПТ-80/100

Приложение В

Отопительные графики качественного регулирования отпуска тепла по среднесуточной температуре наружного воздуха

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

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

курсовая работа , добавлен 19.03.2012


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

курсовая работа , добавлен 05.12.2012


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

дипломная работа , добавлен 02.09.2010


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

курсовая работа , добавлен 17.09.2012


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

курсовая работа , добавлен 10.06.2010


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

курсовая работа , добавлен 25.12.2012


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

курсовая работа , добавлен 16.07.2013


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

курсовая работа , добавлен 14.12.2010


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

курсовая работа , добавлен 19.03.2014


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

Введение

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

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

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

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

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

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования.

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 С поступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Теплофикационная паровая турбина ПТ-80/100-130/13 производственного объеди­нения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (НОГ ЛМЗ) с промышлен­ным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 80 МВт, максимальной 100 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 Гц и отпуска теп­ла для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать «Турбина паровая 1ГГ-80/100-130/13 ТУ 108-948-80».

Турбина ПТ-80/100-130/13 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсо­лютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолют­ным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 МПа.

Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного от­бора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отбо­ре — при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количест­ве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-80/100-130/13

При номинальных параметрах свежею пара, расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, температуре охлаждающей воды 20 °С, полностью включенной регенерации, количестве конденсата, подогреваемого в ПВД, равном 100% расхода пара через турби­ну, при работе турбоустановки с деаэратором 0,59 МПа, со ступенчатым подогревом се­тевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минималь­ном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:

— номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;

— производственный отбор — 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;

— суммарный отопительный отбор — 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных давлениях: в верхнем отборе — 0,088 МПа и в нижнем отборе — 0,034 МПа;

— максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере отбора 1,275 МПа составляет 300 т/ч. При этой величине производственного от­бора и отсутствии отопительных отборов мощность турбины составляет -70 МВт. При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии отопительных отборов максимальный про­изводственный отбор составит -250 т/ч;

— максимальная суммарная величина отопительных отборов равна 420 ГДж/ч (200 т/ч); при этой величине отопительных отборов и отсутствии производственного от­бора мощность турбины составляет около 75 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора максимальные отопительные отборы составят око­ло 250 ГДж/ч (-120 т/ч).

— максимальная мощность турбины при выключенных производственном и отопи­тельных отборах, при расходе охлаждающей воды 8000 м /ч с температурой 20 °С, пол­ностью включенной регенерации составит 80 МВт. Максимальная мощность турбины 100 МВт. получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диафрагмой режимов.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок

При охлаждении конденсатора сетевой водой турбина может работать по теплово­му графику. Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет -130 ГДж/ч при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80 °С.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при следую­щих отклонениях основных параметров от номинальных:

• при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свеже­го пара — давления от 12,25 до 13,23 МПа и температуры от 545 до 560 °С; при этом тем­пература охлаждающей воды должна быть не выше 20 °С;
• при повышении температуры охлаждающей воды при входе в конденсатор до 33 °С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;
• при одновременном уменьшении величин производственного и отопительных от­боров пара до нуля.
• при повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до 565 °С до­пускается работа турбины в течение не более получаса, причем общая продолжитель­ность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч/год.

Для данной турбинной установки ПТ-80/100-130/13 используеться подогреватель высокого давления №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 4,41 МПа, температуре 420 °С и расходом пара 7,22 кг/с. Параметры питательной воды при этом: давление 15,93МПа, температура 233 °С и расход 130 кг/с.

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-80/100-130/13

МОЩНОСТЬЮ 80 МВт

Паровая конденсационная турбина ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофи­кационными) номинальной мощностью 80 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора пере­менного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2 при работе в блоке с котельным агрегатом.

Турбина имеет регенеративное устройство для подогрева питательной воды, сетевые подогревате­ли для ступенчатого подогрева сетевой воды и должна работать совместно с конденсационной установкой (рис. 2).

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах, которые представленны в табл.1.

Турбина имеет регулируемые отборы пара: про­изводственный с давлением 13±3 кгс/см 2 абс.; два теплофикационных отбора (для подогрева сетевой воды): верхний с давлением 0,5-2,5 кгс/см 2 абс.; нижний-0,3-1 кгс/см 2 абс.

Регулирование давления осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, уста­новленной в камере нижнего теплофикационного отбора.

Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах, в нижнем - при включенном одном нижнем теплофи­кационном отборе.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД, кото­рые питаются паром из отборов турбины (регули­руемых и нерегулируемых).

Данные о регенеративных отборах приведены в табл. 2 и соответствуют параметрам по всем по­казателям.

Таблица 1 Таблица 2

Питательная вода, поступающая из деаэратора в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158° С.

При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч, температу­ре охлаждающей воды 20° С, полностью включен­ной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара, при ра­боте турбоустановки по схеме с деаэратором 6 кгс/см 2 абс. со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величи­ны регулируемых отборов: номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт; производственный отбор 185 т/ч при давлении 13 кгс/см 2 абс.; суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч при давлениях: в верхнем отборе 1 кгс/см 2 абс. и в нижнем отборе 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальная величина производственного от­бора при давлении в камере отбора 13 кгс/см 2 абс. составляет 300 т/ч; при этой величине производст­венного отбора и отсутствии теплофикационных отборов мощность турбины составит 70 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутст­вии теплофикационных отборов максимальный производственный отбор составит около 245 т/ч; максимальная суммарная величина теплофика­ционных отборов равна 200 т/ч; при этой величине отбора и отсутствии производственного отбора мощность составит около 76 МВт; при номиналь­ной мощности 80 МВт и отсутствии производствен­ного отбора максимальные теплофикационные от­боры составят 150 т/ч. Кроме того, номинальная мощность 80 МВт может быть достигнута при мак­симальном теплофикационном отборе 200 т/ч и производственном отборе 40 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при следующих отклонениях основных параметров от номинальных: давления свежего пара 125- 135 кгс/см 2 абс.; температуры свежего пара 545- 560° С; повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С и расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч; одновременном уменьшении величины производственного и тепло­фикационных отборов пара до нуля.

При повышении давления свежего пара до 140 кгс/см 2 абс. и температуры до 565° С допуска­ется работа турбины в течение не более 30 мин, а общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Длительная работа турбины с максимальной мощностью 100 МВт при определенных сочетаниях производственного и теплофикационных отборов зависит от величины отборов и определяется диа­граммой режимов.

Не допускается работа турбины: при давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см 2 абс. и в камере теплофика­ционного отбора выше 2,5 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере регулирующего ко­леса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см 2 абс.; при включенных регуляторах давления и дав­лениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см 2 абс., и в камере нижнего теплофикацион­ного отбора ниже 0,3 кгс/см 2 абс.; на выхлоп в атмосферу; температуре выхлопной части турбины выше 70° С; по временной незаконченной схеме установки; при включенном верхнем теплофикационном от­боре с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины.

Лопаточный агрегат турбины рассчитан на ра­боту при частоте сети 50 Гц (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49-50,5 Гц, кратковременная работа при минимальной частоте 48,5 Гц, пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и горячего состояний.

Ориентировочная продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки): из холодного состояния-5 ч; через 48 ч простоя-3 ч. 40 мин; через 24 ч простоя-2 ч 30 мин; через 6-8 ч про­стоя - 1 ч 15 мин.

Допускается работа турбины на холостом ходу после сброса нагрузки не более 15 мин, при усло­вии охлаждения конденсатора циркуляционной водой и полностью открытой поворотной диа­фрагме.

Гарантийные расходы тепла. В табл. 3 приве­дены гарантийные удельные расходы тепла. Удель­ный расход пара гарантируется с допуском 1 % сверх допуска на точность испытаний.

Таблица 3

* Регуляторы давления в отборах выключены .

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

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая (до верхнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней дав­ления, вторая (между теплофикационными отбо­рами) имеет две ступени давления и третья имеет регулирующую ступень и две ступени давления.

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

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120-2 соединяются посредством жесткой муф­ты.

Критические числа оборотов валопровода тур­бины и генератора в минуту: 1 580; 2214; 2470; 4650 соответствуют I, II, III и IV тонам поперечных колебаний.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар посту­пает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регули­руемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Теплофикационные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД. По выходе из по­следних ступеней ЦНД турбины отработанный пар попадает в конденсатор поверхностного типа.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 1,03-1,05 кгс/см 2 абс. температуре около 140°С из коллектора, питаемо­го паром из уравнительной линии деаэратора (6 кгс/см 2 абс.) или парового пространства бака.

Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охла­дитель.

Фикспункт турбины расположен на раме турби­ны со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

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

Регулирование и защита. Турбина снабжена гидравлической системой регулирования (рис. 3);

1- ограничитель мощности; 2-блок золотни­ков регулятора скорости; 3-дистанционное управ­ление; 4-сервомотор автоматического затвора; 5-регулятор частоты вращения; 6-регулятор безопасности; 7-золотники регулятора безопасно­сти; 8-дистанционный указатель положения сер­вомотора; 9-сервомотор ЧВД; 10-сервомотор ЧСД; 11-сервомотор ЧНД; 12-электрогидрав­лический преобразователь (ЭГП); 13-суммирую­щие золотники; 14-аварийный электронасос; 15-резервный электронасос смазки; 16-пуско­вой электронасос системы регулирования (пере­менного тока);

I -напорная линия 20 кгс/см 2 абс.; II -линия к золотнику сервомотора ЦВД; III -линия к зо­лотнику сервомотора Ч"СД; IV-линия к золотник у сервомотора ЧНД; V-линия всасывания цент­робежного главного насоса; VI-линия смазки до маслоохладителей; VII-линия к автоматиче­скому затвору; VIII-линия от суммирующих зо­лотников к регулятору скорости; IX-линия до­полнительной защиты; Х- прочие линии.

Рабочей жидкостью в системе является мине­ральное масло.

Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов перед ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляют­ся регулятором частоты вращения и регуляторами давления отборов.

Регулятор предназначен для поддержания ча­стоты вращения турбогенератора с неравномер­ностью около 4%. Он снабжен механизмом управ­ления, который используется для: зарядки золотников регулятора безопасности и открытия автоматического затвора свежего пара; изменения частоты вращения турбогенератора, причем обеспечивается возможность синхрониза­ции генератора при любой аварийной частоте в системе; поддержания заданной нагрузки генератора при параллельной работе генератора; поддержания нормальной частоты при одиноч­ной работе генератора; повышения частоты вращения при испытании бойков регулятора безопасности.

Механизм управления может приводиться в действие как вручную-непосредственно у турби­ны, так и дистанционно-со щита управления.

Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 2 кгс/см 2 для производст­венного отбора и около 0,4 кгс/см 2 для теплофика­ционного отбора.

В системе регулирования имеется электрогид­равлический преобразователь (ЭГП), на закрытие и открытие регулирующих клапанов которого воз­действуют технологическая защита и противоаварийная автоматика энергосистемы.

Для защиты от недопустимого возрастания ча­стоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-13% сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворот­ной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнитель­ная защита на блоке золотников регулятора скоро­сти, срабатывающая при повышении частоты на 11,5%.

Турбина снабжена электромагнитным выклю­чателем, при срабатывании которого закрываются автоматический затвор, регулирующие клапаны и поворотная диафрагма ЧНД.

Воздействие на электромагнитный выключатель осуществляют: реле осевого сдвига при перемеще­нии ротора в осевом направлении на величину,

превышающую предельно допустимую; вакуум-реле при недопустимом падении вакуума в конден­саторе до 470 мм рт. ст. (при снижении вакуума до 650 мм рт. ст. вакуум-реле подает предупреди­тельный сигнал); потенциометры температуры све­жего пара при недопустимом понижении темпера­туры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с с одновременной подачей аварийного сигнала.

Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.

Обратные клапаны предназначены для предот­вращения разгона турбины обратным потоком пара и установлены на трубопроводах (регулируемых и нерегулируемых) отборов пара. Клапаны закры­ваются противотоком пара и от автоматики.

Турбоагрегат оборудован электронными регу­ляторами с исполнительными механизмами для поддержания: заданного давления пара в коллекторе конце­вых уплотнений путем воздействия на клапан пода­чи пара из уравнительной линии деаэраторов 6 кгс/см 2 или из парового пространства бака; уровня в конденсатосборнике конденсатора с максимальным отклонением от заданного ±200 мм, (этим же регулятором включается рециркуляция конденсата при малых расходах пара в конденса­торе) ; уровня конденсата греющего пара во всех подо­гревателях системы регенерации, кроме ПНД № 1.

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами: для совместного отключения всех ПВД с одно­временным включением обводной линии и подачей сигнала (устройство срабатывает в случае аварий­ного повышения уровня конденсата вследствие повреждений или нарушений плотности трубной системы в одном из ПВД до первого предела); атмосферными клапанами-диафрагмами, кото­рые установлены на выхлопных патрубках ЦНД и открываются при повышении давления в патруб­ках до 1,2 кгс/см 2 абс.

Система смазки предназначена для питания маслом Т-22 ГОСТ 32-74 системы регулирования и системы смазки подшипников.

В систему смазки до маслоохладителей масло подается при помощи двух инжекторов, включен­ных последовательно.

Для обслуживания турбогенератора в период его пуска предусматривается пусковой масляный электронасос с частотой вращения 1 500 об/мин.

Турбина снабжена одним резервным насосом с электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоян­ного тока.

При снижении давления смазки до соответству­ющих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включаются резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.

При давлении ниже допустимого турбина и валоповоротное устройство отключаются от сигнала РДС на электромагнитный выключатель.

Рабочая емкость бака сварной конструкции со­ставляет 14 м 3 .

Для очистки масла от механических примесей в баке установлены фильтры. Конструкция бака позволяет производить быструю безопасную сме­ну фильтров. Имеется фильтр тонкой очистки мас­ла от механических примесей, обеспечивающий по­стоянную фильтрацию части расхода масла, потребляемого системами регулирования и смазки.

Для охлаждения масла предусматриваются два маслоохладителя (поверхностные вертикальные), предназначенных для работы на пресной охлажда­ющей воде из циркуляционной системы при темпе­ратуре, не превышающей 33° С.

Конденсационное устройство, предназначенное для обслуживания турбоустановки, состоит из конденсатора, основных и пусковых эжекторов, конденсатных и циркуляционных насосов и водя­ных фильтров.

Поверхностный двухходовой конденсатор с об­щей поверхностью охлаждения 3 000 м 2 предназна­чен для работы на пресной охлаждающей воде. В нем предусмотрен отдельный встроенный пучок по­догрева подпиточной или сетевой воды, поверхность нагрева которого составляет около 20% от всей поверхности конденсатора.

С конденсатором поставляется уравнительный сосуд для присоединения датчика электронного ре­гулятора уровня, воздействующего на регулирую­щий и рециркуляционный клапаны, установленные на трубопроводе основного конденсата. Конденса­тор имеет встроенную в паровую часть специаль­ную камеру, в которой устанавливается секция ПНД № 1.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов (один ре­зервный), предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теп­лообмена и одного пускового эжектора для быст­рого поднятия вакуума в конденсаторе до 500- 600 мм рт. ст.

В конденсационном устройстве устанавливают­ся два конденсатных насоса (один резервный) вертикального типа для откачки конденсата, подачи его в деаэратор через охладители эжектора, охла­дители уплотнений и ПНД. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.

Для механической очистки охлаждающей воды, поступающей к маслоохладителям и газоохлади­телям агрегата, устанавливаются фильтры с по­воротными сетками для промывки на ходу.

Пусковой эжектор циркуляционной системы предназначен для заполнения системы водой перед пуском турбоустановки, а также для удаления воз­духа при скоплении его в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и в верхних водяных камерах маслоохладителей.

Для срыва вакуума используется электрозадвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конден­сатора, установленная у пускового эжектора.

Регенеративное устройство предназначено для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Установка состоит из поверхностного кон­денсатора рабочего пара, основного эжектора, по­верхностных охладителей пара из лабиринтовых уп­лотнений, поверхностных ПНД, после которых кон­денсат турбины направляется в деаэратор поверх­ностных ПВД для подогрева питательной воды пос­ле деаэратора в количестве около 105% от макси­мального расхода пара турбиной.

ПНД № 1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой. ПВД №№ 5, 6 и 7 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.

ПВД снабжаются групповой защитой, состоя­щей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД снабжены каждый, кроме ПНД № 1, регулирующим клапаном отвода конденсата, управляемым электронным "регулятором.

Слив конденсата греющего пара из подогрева­телей - каскадный. Из ПНД № 2 конденсат отка­чивается сливным насосом.

Конденсат из ПВД № 5 непосредственно направ­ляется в деаэратор 6 кгс/см 2 абс. или при недоста­точном давлении в подогревателе при малых нагруз­ках турбины автоматически переключается на слив в ПНД.

Характеристики основного оборудования реге­неративной установки приведены в табл. 4.

Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринто­вых уплотнений турбины поставляется специальный вакуумный охладитель СП.

Отсос пара из промежуточных отсеков лабирин­товых уплотнений турбины производится в охлади­тель вертикального типа СО. Охладитель включен в регенеративную схему подогрева основного кон­денсата после ПНД № 1.

Конструкция охладителя аналогична конструк­ции подогревателей низкого давления.

Подогрев сетевой воды осуществляется в уста­новке, состоящей из двух сетевых подогревателей № 1 и 2 (ПСГ № 1 и 2), включенных по пару со­ответственно в нижний и верхний отопительные от­боры. Тип сетевых подогревателей-ПСГ-1300-3-8-1.

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

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,049-0,245

нижнем 0,029-0,098

Давление производственного отбора 1,28

Температура воды, 0 С

питательной 249

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:

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

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

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:

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

вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,

третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

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

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

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

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

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