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 жесткой муфтой.

Парораспределение турбины – сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей сопловой 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.

Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

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.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод агрегат с частотой 0,0067.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует вращению ротора 50.Допускаеться длительная работа турбины при частоте сети от 49 до 50,5 Гц.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ–80/100–130/13

Конденсационное устройство включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м² и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разряжения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.

Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД №1. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели – поверхностного типа.

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 (кроме ПНД №1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

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

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 1300 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

3 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

Т.к. конденсатор, основной эжектор, подогреватели низкого и высокого давления поставляются на проектируемую станцию вместе с турбиной, то для установки на станции применяются:

а) Конденсатор типа 80–КЦСТ–1 в количестве трёх штук, по одному на каждую турбину;

б) Основной эжектор типа ЭП–3–700–1 в количестве шести штук, по два на каждую турбину;

в) Подогреватели низкого давления типа ПН–130–16–10–II (ПНД №2) и ПН–200–16–4–I (ПНД №3,4);

г) Подогреватели высокого давления типа ПВ–450–230–25 (ПВД №1), ПВ–450–230–35 (ПВД №2) и ПВ–450–230–50 (ПВД № 3).

Характеристики приведенного оборудования сведены в таблицы 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 – характеристики конденсатора

Таблица 3 – характеристики основного эжектора конденсатора

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

? электрическую мощность турбоагрегата - W э;

? энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:

б. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;

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

г. удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

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

2.1 Исходные данные для расчета

Давление свежего пара -

Температура свежего пара -

Давление в конденсаторе - P к =0,00226 МПа

Параметры пара производственного отбора:

расход пара -

подающей - ,

обратной - .

Расход свежего пара на турбину -

Значения КПД элементов тепловой схемы приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. КПД элементов тепловой схемы

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

2.2 Расчет давлений в отборах турбины

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

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

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

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

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

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

t ВС = t О.С + б ТЭЦ (t П.С - t О.С)

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

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

= t ВС + и

86,14 + 4,3 = 90,44 0 С

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

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

t НС = t О.С + 0,6 (t В.С - t О.С)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2.2. Внутренние относительные КПД турбины по отсекам

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

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

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

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

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

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

2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

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

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

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

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

3. Принимаем недогрев воды:

В регенеративных подогревателях высокого давления - 2є С

В регенеративных подогревателях низкого давления - 5є С ,

В деаэраторах - 0є С ,

следовательно, температура воды на выходе из этих подогревателей равна:

, є С

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

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

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

, кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ,

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

7. Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе:

2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке

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

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

Таблица 2.3. Параметры пара и воды в турбоустановке

p, Мпа

t, 0 С

h, кДж/кг

p", Мпа

t" H , 0 С

h B H , кДж/кг

0 С

p B , МПа

t П , 0 С

h B П , кДж/кг

кДж/кг

Таблица 2.4. Параметры пара и воды в охладителях дренажа

2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

Расчет выполняется в следующем порядке:

1. Расход пара на турбину при расчетном режиме.

2.Утечки пара через уплотнения

Принимаем, тогда

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

где - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

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

5. Выход пара из расширителя продувки

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

6.Выход продувочной воды из расширителя

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

где - коэффициент возврата конденсата от

производственных потребителей, принимаем;

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

Балансовые уравнения составляются последовательно для каждого элемента тепловой схемы.

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

2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная )

Таблица 2.5. Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

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

Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.

1.Расход сетевой воды для рассчитываемого режима

2.Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель

из табл.2.1.

3.Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

ПВД 7

Уравнение теплового баланса ПВД7

Расход греющего пара на ПВД7

ПВД 6

Уравнение теплового баланса ПВД6

Расход греющего пара на ПВД6

тепло, отводимое из дренажа ОД2

Питательный насос (ПН)

Давление после ПН

Давление в насосе в ПН

Перепад давления

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

Р ПН.

КПД питательного насоса

Подогрев воды в ПН

Энтальпия после ПН

Где - из таблицы 2.3;

Уравнение теплового баланса ПВД5

Расход греющего пара на ПВД5

2.6.3 Деаэратор питательной воды

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем

(при Р = 12, 9 МПа и t = 55 6 0 С ) :

Выпар из деаэратора:

D вып =0,02 D ПВ =0.02

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

Уравнение материального баланса деаэратора:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

После подстановки в это уравнение выражения D КД получаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

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

D Д = 4,529.

Поток конденсата на входе в деаэратор:

D КД = 111,82 - 4,529= 107,288.

2.6.4 Подогреватель сырой воды

Энтальпия дренажа h ПСВ =140

.

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

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

до давления 1 ата.

= + (-)

направляется в атмосферный деаэратор.

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

D КВ = + D П.О.В + D ОК + D ОВ;

Расход химически очищенной воды:

D ОВ = (D П - D ОК) + + D УТ.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

конденсат турбоустановка материальный

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

q ОП = 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

где: h энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

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

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

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

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

= 27,493 отсюда:

= 21,162 кДж / кг.

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

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ:

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

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

.

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

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

Таким образом,

D КВ = D

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

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

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

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

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

D КВ = 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД 4

Уравнение теплового баланса ПНД4

.

Расход греющего пара на ПНД4

,

где

ПНД3 и смеситель СМ2

Объединенное уравнение теплового баланса:

где поток конденсата на выходе ПНД2:

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

подставим D К2 в объединенное уравнение теплового баланса:

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

турбины.

ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:

1.

2.

3.

подставим в уравнение 2

Получаем:

кг/с;

D П6 = 1,253 кг/с;

D П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Уравнение материального баланса конденсатора

.

2.7 Проверка расчета по материальному балансу

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

Расход отработавшего пара в конденсатор:

,

где - расход пара из камеры отбора турбины с номером.

Расходы пара из отборов приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6. Расходы пара по отборам турбины

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

Суммарный расход пара из отборов турбины

Поток пара в конденсатор после турбины:

Погрешность по балансу пара и конденсата

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

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

Определим мощность отсеков турбины и полную ее мощность:

N i =

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

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

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

отсек 0-1:

D 01 ОТС = D 0 = 130,5 кг/с,

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

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

- отсек 1-2:

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

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

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

- отсек 2-3:

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

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

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

- отсек 3-4:

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

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

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

- отсек 4-5:

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

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

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

- отсек 5-6:

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

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

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

- отсек 6-7:

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

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

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

- отсек 7-К:

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

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

N 7к ОТС =6,388 . 59,459 = 0,38 МВ т.

3.5.1 Суммарная мощность отсеков турбины

3.5.2 Электрическая мощность турбоагрегата определяется по формуле:

N Э =N i

где механический и электрический КПД генератора,

N Э =83,46 . 0,99 . 0,98=80,97МВт.

2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку

, МВт

.

2. Расход теплоты на отопление

,

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

3. Общий расход теплоты на производственных потребителей

,

.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей

, МВт

.

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

,

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

,

.

7. Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

,

2.10 Энергетические показатели ТЭЦ

Параметры свежего пара на выходе парогенератора.

- давление Р ПГ = 12,9МПа;

- КПД парогенератора брутто з ПГ = 0,92;

- температура t ПГ = 556 о С;

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

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

.

1. Тепловая нагрузка парогенераторной установки

, МВт

2. Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

,

.

3. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

,

.

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

,

.

ПВК при t Н =- 15 0 С работает,

5. Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

,

.

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

,

.

7. Расход теплоты топлива на станцию

,

.

8. Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)

,

9. Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

,

.

10. Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто)

,

.

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

11. Удельный расход условного топлива "нетто"

,

.

12. Расход условного топлива

кг/с

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

кг/с

14. Расход условного топлива на выработку электроэнергии

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

Заключение

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

Расходы пара в отборах турбины

Расходы греющего пара на сетевые подогреватели

Отпуск тепла на отопление турбоустановкой

Q Т = 72,22МВт;

Отпуск тепла турбоустановкой на производственные потребители

Q П = 141,36 МВт;

Общий расход теплоты на внешних потребителей

Q ТП = 231,58 МВт;

Мощность на клеммах генератора

N э =80,97 МВт;

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

b Э У = 162,27г/кВт/ч

Удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии

b Т У = 40,427 кг/ГДж

Полный КПД ТЭЦ «брутто»

Полный КПД ТЭЦ «нетто»

Удельный расход условного топлива на станцию "нетто"

Список литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Д - деаэратор питательной воды;

ДН - дренажный насос;

К - конденсатор,котел;

КН - конденсатный насос;

ОЭ - охладитель дренажа;

ПрТС - принципиальная тепловая схема;

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

ПВК - пиковый водогрейный котёл;

ПГ - парогенератор;

ПЕ - пароперегреватель (первичный);

ПН - питательный насос;

ПС - подогреватель сальниковый;

ПСГ - сетевой подогреватель горизонтальный;

ПСВ - подогреватель сырой воды;

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

ПХОВ - подогреватель химически очищенной воды;

ПЭ - охладитель эжектора;

Р - расширитель;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

СМ - смеситель;

СХ - сальниковый холодильник;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЭГ - электрогенератор;

Приложение А

Приложение Б

Диаграмма режимов ПТ-80/100

Приложение В

Отопительные графики качественного регулирования отпуска тепла по среднесуточной температуре наружного воздуха

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

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

курсовая работа , добавлен 19.03.2012


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

курсовая работа , добавлен 05.12.2012


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

дипломная работа , добавлен 02.09.2010


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

курсовая работа , добавлен 17.09.2012


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

курсовая работа , добавлен 10.06.2010


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

курсовая работа , добавлен 25.12.2012


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

курсовая работа , добавлен 16.07.2013


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

курсовая работа , добавлен 14.12.2010


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

курсовая работа , добавлен 19.03.2014


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

	Задание на курсовой проект	3
1.	Исходные справочные данные	4
2.	Расчет бойлерной установки	6
3.	Построение процесса расширения пара в турбине	8
4.	Баланс пара и питательной воды	9
5.	Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС	11
6.	Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС	15
7.	Энергетическое уравнение мощности и его решение	23
8.	Проверка расчёта	24
9.	Определение энергетических показателей	25
10.	Выбор вспомогательного оборудования	26
	Список литературы	27

Задание по курсовому проекту
Студенту: Онучину Д.М .

Тема проекта: Расчёт тепловой схемы ПТУ ПТ-80/100-130/13
Данные проекта

Р 0 =130 кг/см 2 ;

;

;

Q т =220 МВт;

;

.

Давление в нерегулируемых отборах – из справочных данных.

Подготовка добавочной воды – от атмосферного деаэратора «Д-1,2».
Объём расчётной части

1. 
   Проектный расчёт ПТУ в системе СИ на номинальную мощность.
2. 
   Определение энергетических показателей работы ПТУ.
3. 
   Выбор вспомогательного оборудования ПТУ.

1. Исходные справочные данные
Основные показатели турбины ПТ-80/100-130.

Таблица1.

Параметр	Величина	Размерность
Номинальная мощность	80	МВт
Максимальная мощность	100	МВт
Начальное давление	23,5	МПа
Начальная температура	540	С
Давление на выходе из ЦВД	4,07	МПа
Температура на выходе из ЦВД	300	С
Температура перегретого пара	540	С
Расход охлаждающей воды	28000	м 3 /ч
Температура охлаждающей воды	20	С
Давление в конденсаторе	0,0044	МПа

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара , предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе, в подогревателях высокого давления и для питания приводной турбины главного питательного насоса. Отработавший пар из турбопривода возвращается в турбину.
Таблица2.

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

Турбина имеет два отопительных отбора пара верхний и нижний, предназначенный для одно и двухступенчатого подогрева сетевой воды. Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления:

Верхний 0,5-2,5 кг/см 2 ;

Нижний 0,3-1 кг/см 2 .

2. Расчет бойлерной установки

ВБ – верхний бойлер;

НБ – нижний бойлер;

Обр – обратная сетевая вода.

Д ВБ, Д НБ -расход пара на верхний и нижний бойлер соответственно.

Температурный график: t пр / t o бр =130 / 70 C;

Т пр = 130 0 С (403 К);

Т обр = 70 0 С (343 К).

Определение параметров пара в теплофикационных отборах

Примем равномерный подогрев на ВСП и НСП;

Принимаем величину недогрева в сетевых подогревателях
.

Принимаем потери давления в трубопроводах
.

Давление верхнего и нижнего отборов из турбины для ВСП и НСП:

бар;

бар.
h ВБ =418,77 кДж/кг

h НБ =355,82 кДж/кг

D ВБ (h 5 - h ВБ /)=К 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)=25,34кг/с

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

3. Построение процесса расширения пара в турбине
Примем потерю давления в устройствах парораспределения цилиндров:

;

;

;

В таком случае давления на входе в цилиндры (за регулирующими клапанами) составят:

Процесс в h,s-диаграмме изображён на рис. 2.

4. Баланс пара и питательной воды.

• 
  Принимаем, что на концевые уплотнения (D КУ) и на паровые эжектора (D ЭП) идёт пар высшего потенциала.
• 
  Отработавший пар концевых уплотнений и из эжекторов направляется в сальниковый подогреватель. Принимаем подогрев конденсата в нем:

• 
  Отработавший пар в охладителях эжекторов направляется в подогреватель эжекторов (ЭП). Подогрев в нем:

• 
  Принимаем расход пара на турбину (D) известной величиной.
• 
  Внутристанционные потери рабочего тела: D УТ =0,02D.
• 
  Расход пара на концевые уплотнения примем 0,5%: D КУ =0,005D.
• 
  Расход пара на основные эжектора примем 0,3%: D ЭЖ =0,003D.

Тогда:

• 
  Расход пара из котла составит:

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

• 
  Т.к. котёл барабанный, то необходимо учесть продувку котла.

Продувка составляет 1,5%, т.е.

D прод = 0,015D=1,03D К =0,0154D.

• 
  Количество питательной воды, подаваемой в котел:

D ПВ = D К +D прод =1,0434D

• 
  Количество добавочной воды:

D доб =D ут +(1-K пр)D пр +D в.р.

Потери конденсата на производство:

(1-K пр)D пр =(1-0,6)∙75=30 кг/с.

Давление в барабане котла примерно на 20% больше, чем давление свежего пара у турбины (засчет гидравлических потерь), т.е.

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

Давление в расширителе непрерывной продувки (РНП) примерно на 10% больше, чем в деаэраторе (Д-6), т.е.

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.р. =0,02D+30+0,00865D=0,02865D+30.

Определяем расход сетевой воды через сетевые подогреватели:

Принимаем утечки в системе теплоснабжения 1% от количества циркулирующей воды.

Таким образом необходимая производительность хим. водоочистки:

5. Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС.
Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:

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

Определение параметров зависит от конструкции подогревателей (см. рис. 3 ). В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные.

По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры.

5.1. Повышением энтальпии в конденсатном насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ЭП:

0,04 бар,
29°С,
121,41 кДж/кг.

5.2. Принимаем подогрев основного конденсата в эжекторном подогревателе равным 5°С.

34 °С; кДж/кг.

5.3. Подогрев воды в сальниковом подогревателе (СП) принимаем равным 5°С.

39 °С,
кДж/кг.

5.4. ПНД-1 – отключен.

Питается паром из VI отбора.

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

°С,
4,19∙64,12=268,66кДж/кг

Питается паром из V отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

96,7 °С,
405,21 кДж/кг;

Параметры воды за подогревателем:

°С,
4,19∙91,7=384,22 кДж/кг.

Предварительно задаемся повышением температуры за счет смешения потоков перед ПНД-3 на
, т.е. имеем:

Питается паром из IV отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

140,12°С,
589,4 кДж/кг;

Параметры воды за подогревателем:

°С,
4,19∙135,12=516,15 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

5.8. Деаэратор питательной воды.

Деаэратор питательной воды работает при постоянном давлении пара в корпусе

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. Питательный насос.

КПД насоса примем
0,72.

Давление нагнетания: МПа. °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:
Параметры пара в охладителе пара:

°С;
2833,36 кДж/кг.

Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 17,5 °С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С;
1032,9 кДж/кг.

Давление питательной воды после ПВД-7 равно:

Параметры воды за собственно подогревателем.

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

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

Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

верхнем 0,049-0,245

нижнем 0,029-0,098

Давление производственного отбора 1,28

Температура воды, 0 С

питательной 249

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:

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

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

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:

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

вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,

третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

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

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

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

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

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

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

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

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже:

Мощность, МВт

Номинальная 52,7

Максимальная 60

Начальные параметры пара

Давление, МПа 12,8

Температура, о С 555

Давление в выхлопном патрубке, МПа 1,3

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

Конструкция турбины:

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

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

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

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

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

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 110

максимальная 120

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

номинальная 732

максимальная 770

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,059-0,245

нижнем 0,049-0,196

Температура воды, 0 С

питательной 232

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 16000

Давление пара в конденсаторе, кПа 5,6

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

Давление в регулируемых отопительных отборах может изменяться в следующих пределах:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Параметр	ПТ-8О/100-130/13
1. Мощность, МВт
номинальная	80
максимальная	100
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа	12.8
температура. °С	555
284 (78.88)
4. Расход отбираемого пара на производств. нужды, т/ч
номинальный	185
максимальный	300
5. Давление производственного отбора, МПа	1.28
6. Максимальный расход свежего пара, т/ч	470
7. Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах пара, МПа
в верхнем	0.049-0.245
в нижнем	0.029-0.098
8. Температура воды, °С
питательной	249
охлаждающей	20
9. Расход охлаждающей воды, т/ч	8000
10. Давление пара в конденсаторе, кПа	2.84

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.