Вес турбины пт 80 100 130 13. По эксплуатации паровой турбины. Деаэратор добавочной воды

Tutorial

Предисловие к первой части

Моделирование паровых турбин — повседневная задача сотен людей в нашей стране. Вместо слова модель принято говорить расходная характеристика . Расходные характеристики паровых турбин используют при решении таких задач, как вычисление удельного расхода условного топлива на электроэнергию и тепло, производимые ТЭЦ; оптимизация работы ТЭЦ; планирование и ведение режимов ТЭЦ.

Мною разработана новая расходная характеристика паровой турбины — линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Разработанная расходная характеристика удобна и эффективна в решении указанных задач. Однако на текущий момент она описана лишь в двух научных работах:

Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России ;
Вычислительные методы определения удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки .

И сейчас в своем блоге мне бы хотелось:

во-первых, простым и доступным языком ответить на основные вопросы о новой расходной характеристике (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 1. Основные вопросы);
во-вторых, предоставить пример построения новой расходной характеристики, который поможет разобраться и в методе построения, и в свойствах характеристики (см. ниже);
в-третьих, опровергнуть два известных утверждения относительно режимов работы паровой турбины (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 3. Развенчиваем мифы о работе паровой турбины).

1. Исходные данные

Исходными данными для построения линеаризованной расходной характеристики могут быть

фактические значения мощностей Q 0 , N, Q п, Q т измеренные в процессе функционирования паровой турбины,
номограммы q т брутто из нормативно-технической документации.

Конечно, фактические мгновенные значения Q 0 , N, Q п, Q т являются идеальными исходными данными. Сбор таких данных трудоемок.

В тех случаях, когда фактические значения Q 0 , N, Q п, Q т недоступны, можно обработать номограммы q т брутто. Они, в свою очередь, были получены на основании измерений. Подробнее об испытаниях турбин читайте в Горнштейн В.М. и др. Методы оптимизации режимов энергосистем .

2. Алгоритм построения линеаризованной расходной характеристики

Алгоритм построения состоит из трех шагов.

Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид.
Линеаризация расходной характеристики паровой турбины.
Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины.

При работе с номограммами q т брутто первый шаг осуществляется быстро. Такую работу называют оцифровкой (digitizing). Оцифровка 9 номограмм для текущего примера заняла у меня около 40 минут.

Второй и третий шаг требуют применения математических пакетов. Я люблю и много лет использую MATLAB. Мой пример построения линеаризованной расходной характеристики выполнен именно в нем. Пример можно скачать по ссылке , запустить и самостоятельно разобраться в методе построения линеаризованной расходной характеристики.

Расходная характеристика для рассматриваемой турбины строилась для следующих фиксированных значений параметров режима:

одноступенчатый режим работы,
давление пара среднего давления = 13 кгс/см2,
давление пара низкого давления = 1 кгс/см2.

1) Номограммы удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии (отмеченные красные точки оцифрованы — перенесены в таблицу):

PT80_qt_Qm_eq_0_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_100_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_120_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_140_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_150_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_20_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_40_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_60_digit.png,
PT80_qt_Qm_eq_80_digit.png.

2) Результат оцифровки (каждому файлу csv соответствует файл png):

PT-80_Qm_eq_0.csv,
PT-80_Qm_eq_100.csv,
PT-80_Qm_eq_120.csv,
PT-80_Qm_eq_140.csv,
PT-80_Qm_eq_150.csv,
PT-80_Qm_eq_20.csv,
PT-80_Qm_eq_40.csv,
PT-80_Qm_eq_60.csv,
PT-80_Qm_eq_80.csv.

3) Скрипт MATLAB с расчетами и построением графиков:

PT_80_linear_characteristic_curve.m

4) Результат оцифровки номограмм и результат построения линеаризованной расходной характеристики в табличном виде:

PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx.

Шаг 1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид

1. Обработка исходных данных

Исходными данными для нашего примера являются номограммы q т брутто.

Для перевода в цифровой вид множества номограмм нужен специальный инструмент. Я многократно использовала web-приложение для этих целей. Приложение просто, удобно, однако не имеет достаточной гибкости для автоматизации процесса. Часть работы приходится делать вручную.

На данном шаге важно оцифровать крайние точки номограмм, которые задают границы регулировочного диапазона работы паровой турбины .

Работа состояла в том, чтобы в каждом файле png при помощи приложения отметить точки расходной характеристики, скачать полученный csv и собрать все данные в одной таблице. Результат оцифровки можно найти в файле PT-80-linear-characteristic-curve.xlsx, лист «PT-80», таблица «Исходные данные».

2. Приведение единиц измерения к единицам мощности

$$display$$\begin{equation} Q_0 = \frac {q_T \cdot N} {1000} + Q_П + Q_Т \qquad (1) \end{equation}$$display$$

и приводим все исходные величины к МВт. Расчеты реализованы средствами MS Excel.

Полученная таблица «Исходные данные (ед. мощности)» является результатом первого шага алгоритма.

Шаг 2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины

1. Проверка работы MATLAB

На данном шаге требуется установить и открыть MATLAB версии не ниже 7.3 (это старая версия, текущая 8.0). В MATLAB открыть файл PT_80_linear_characteristic_curve.m, запустить его и убедиться в работоспособности. Все работает корректно, если по итогам запуска скрипта в командной строке вы увидели следующее сообщение:

Значения считаны из файла PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx за 1 сек Коэффициенты: a(N) = 2.317, a(Qп) = 0.621, a(Qт) = 0.255, a0 = 33.874 Средняя ошибка = 0.006, (0.57%) Число граничных точек регулировочного диапазона = 37

Если у вас возникли ошибки, то разберитесь самостоятельно, как их исправить.

2. Вычисления

Все вычисления реализованы в файле PT_80_linear_characteristic_curve.m. Рассмотрим его по частям.

1) Укажем название исходного файла, лист, диапазон ячеек, содержащий полученную на предыдущем шаге таблицу «Исходные данные (ед. мощности)».

XLSFileName = "PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx"; XLSSheetName = "PT-80"; XLSRange = "F3:I334";

2) Считаем исходные данные в MATLAB.

sourceData = xlsread(XLSFileName, XLSSheetName, XLSRange); N = sourceData(:,1); Qm = sourceData(:,2); Ql = sourceData(:,3); Q0 = sourceData(:,4); fprintf("Значения считаны из файла %s за %1.0f сек\n", XLSFileName, toc);

Используем переменную Qm для расхода пара среднего давления Q п, индекс m от middle — средний; аналогично используем переменную Ql для расхода пара низкого давления Q n , индекс l от low — низкий.

3) Определим коэффициенты α i .

Вспомним общую формулу расходной характеристики

$$display$$\begin{equation} Q_0 = f(N, Q_П, Q_Т) \qquad (2) \end{equation}$$display$$

и укажем независимые (x_digit) и зависимые (y_digit) переменные.

x_digit = ; % электроэнергия N, промышленный пар Qп, теплофикационный пар Qт, единичный вектор y_digit = Q0; % расход острого пара Q0

Если вам непонятно, зачем в матрице x_digit единичный вектор (последний столбец), то читайте материалы по линейной регрессии. На тему регрессионного анализа рекомендую книгу Draper N., Smith H. Applied regression analysis . New York: Wiley, In press, 1981. 693 p. (есть на русском языке).

Уравнение линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

$$display$$\begin{equation} Q_0 = \alpha_N \cdot N + \alpha_П \cdot Q_П + \alpha_Т \cdot Q_Т + \alpha_0 \qquad (3) \end{equation}$$display$$

является моделью множественной линейной регрессии. Коэффициенты α i определим при помощи «большого блага цивилизации» — метода наименьших квадратов. Отдельно отмечу, что метод наименьших квадратов разработан Гауссом в 1795 году.

В MATLAB это делается одной строчкой.

A = regress(y_digit, x_digit); fprintf("Коэффициенты: a(N) = %4.3f, a(Qп) = %4.3f, a(Qт) = %4.3f, a0 = %4.3f\n",... A);

Переменная A содержит искомые коэффициенты (см. сообщение в командной строке MATLAB).

Таким образом, полученная линеаризованная расходная характеристика паровой турбины ПТ-80 имеет вид

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.621 \cdot Q_П + 0.255 \cdot Q_Т + 33.874 \qquad (4) \end{equation}$$display$$

4) Оценим ошибку линеаризации полученной расходной характеристики.

y_model = x_digit * A; err = abs(y_model - y_digit) ./ y_digit; fprintf("Средняя ошибка = %1.3f, (%4.2f%%)\n\n", mean(err), mean(err)*100);

Ошибка линеаризации равна 0,57% (см. сообщение в командной строке MATLAB).

Для оценки удобства использования линеаризованной расходной характеристики паровой турбины решим задачу вычисления расхода пара высокого давления Q 0 при известных значениях нагрузки N, Q п, Q т.

Пусть N = 82.3 МВт, Q п = 55.5 МВт, Q т = 62.4 МВт, тогда

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot 82,3 + 0.621 \cdot 55,5 + 0.255 \cdot 62,4 + 33.874 = 274,9 \qquad (5) \end{equation}$$display$$

Напомню, что средняя ошибка вычислений составляет 0,57%.

Вернемся к вопросу, чем линеаризованная расходная характеристика паровой турбины принципиально удобнее номограмм удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии? Чтобы понять принципиальную разницу на практике, решите две задачи.

Вычислите величину Q 0 с указанной точностью с использованием номограмм и ваших глаз.
Автоматизируйте процесс расчета Q 0 с использованием номограмм.

Очевидно, что в первой задаче определение значений q т брутто на глаз чревато грубыми ошибками.

Вторая задача громоздка для автоматизации. Поскольку значения q т брутто нелинейны , то для такой автоматизации число оцифрованных точек в десятки раз больше, чем в текущем примере. Одной оцифровки недостаточно, также необходимо реализовать алгоритм интерполяции (нахождения значений между точками) нелинейных значений брутто.

Шаг 3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины

1. Вычисления

Для вычисления регулировочного диапазона воспользуемся другим «благом цивилизации» — методом выпуклой оболочки, convex hull.

В MATLAB это делается следующим образом.

indexCH = convhull(N, Qm, Ql, "simplify", true); index = unique(indexCH); regRange = ; regRangeQ0 = * A; fprintf("Число граничных точек регулировочного диапазона = %d\n\n", size(index,1));

Метод convhull() определяет граничные точки регулировочного диапазона , заданного значениями переменных N, Qm, Ql. Переменная indexCH содержит вершины треугольников, построенных при помощи триангуляции Делоне. Переменная regRange содержит граничные точки регулировочного диапазона; переменная regRangeQ0 — значения расхода пара высокого давления для граничных точек регулировочного диапазона.

Результат вычислений можно найти в файле PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx, лист «PT-80-result», таблица «Границы регулировочного диапазона».

Линеаризованная расходная характеристика построена. Она представляет собой формулу и 37 точек, задающих границы (оболочку) регулировочного диапазона в соответствующей таблице.

2. Проверка

При автоматизации процессов расчета Q 0 необходимо проверять, находится ли некоторая точка со значениями N, Q п, Q т внутри регулировочного диапазона или за его пределами (режим технически не реализуем). В MATLAB это можно делать следующим образом.

Задаем значения N, Q п, Q т, которые мы хотим проверить.

n = 75; qm = 120; ql = 50;

Проверяем.

in1 = inpolygon(n, qm, regRange(:,1),regRange(:,2)); in2 = inpolygon(qm, ql, regRange(:,2),regRange(:,3)); in = in1 && in2; if in fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится внутри регулировочного диапазона\n", n, qm, ql); else fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится снаружи регулировочного диапазона (технически недостижима)\n", n, qm, ql); end

Проверка осуществляется в два шага:

переменная in1 показывает, попали ли значения N, Q п внутрь проекции оболочки на оси N, Q п;
аналогично переменная in2 показывает, попали ли значения Q п, Q т внутрь проекции оболочки на оси Q п, Q т.

Если обе переменные равны 1 (true), то искомая точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон работы паровой турбины.

Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Наиболее «щедрые блага цивилизации» нам достались в части иллюстрации результатов расчетов.

Предварительно нужно сказать, что пространство, в котором мы строим графики, т. е. пространство с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , w – Q п, называем режимным пространством (см. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России

). Каждая точка этого пространства определяет некоторый режим работы паровой турбины. Режим может быть

технически реализуемым, если точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон,
технически не реализуемым, если точка находится за пределами этой оболочки.

Если говорить о конденсационном режиме работы паровой турбины (Q п = 0, Q т = 0), то линеаризованная расходная характеристика представляет собой отрезок прямой . Если говорить о турбине Т-типа, то линеаризованная расходная характеристика представляет собой плоский многоугольник в трехмерном режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , который легко визуализировать. Для турбины ПТ-типа визуализация наиболее сложная, поскольку линеаризованная расходная характеристика такой турбины представляет плоский многоугольник в четырехмерном пространстве (пояснения и примеры см. в Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России, раздел Линеаризация расходной характеристики турбины ).

1. Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Построим значения таблицы «Исходные данные (ед. мощности)» в режимном пространстве.

Рис. 3. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0

Поскольку построить зависимость в четырехмерном пространстве мы не можем, до такого блага цивилизации еще не дошли, оперируем значениями Q п следующим образом: исключаем их (рис. 3), зафиксируем (рис. 4) (см. код построения графиков в MATLAB).

Зафиксируем значение Q п = 40 МВт и построим исходные точки и линеаризованную расходную характеристику.

Рис. 4. Исходные точки расходной характеристики (синие точки), линеаризованная расходная характеристика (зеленый плоский многоугольник)

Вернемся к полученной нами формуле линеаризованной расходной характеристики (4). Если зафиксировать Q п = 40 МВт МВт, то формула будет иметь вид

$$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.255 \cdot Q_Т + 58.714 \qquad (6) \end{equation}$$display$$

Данная модель задает плоский многоугольник в трехмерном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 по аналогии с турбиной Т-типа (его мы и видим на рис. 4).

Много лет назад, когда разрабатывали номограммы q т брутто, на этапе анализа исходных данных совершили принципиальную ошибку. Вместо применения метода наименьших квадратов и построения линеаризованной расходной характеристики паровой турбины по неведомой причине сделали примитивный расчет:

$$display$$\begin{equation} Q_0(N) = Q_э = Q_0 - Q_Т - Q_П \qquad (7) \end{equation}$$display$$

Вычли из расхода пара высокого давления Q 0 расходы паров Q т, Q п и отнесли полученную разницу Q 0 (N) = Q э на выработку электроэнергии. Полученную величину Q 0 (N) = Q э поделили на N и перевели в ккал/кВт·ч, получив удельный расход q т брутто. Данный расчет не соответствует законам термодинамики.

Дорогие читатели, может, именно вы знаете неведомую причину? Поделитесь ею!

2. Иллюстрация регулировочного диапазона паровой турбины

Посмотрим оболочку регулировочного диапазона в режимном пространстве. Исходные точки для его построения представлены на рис. 5. Это те же самые точки, которые мы видим на рис. 3, однако теперь исключен параметр Q 0 .

Рис. 5. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q п, z – Q т

Множество точек на рис. 5 является выпуклым. Применив функцию convexhull(), мы определили точки, которые задают внешнюю оболочку этого множества.

Триангуляция Делоне (набор связанных треугольников) позволяет нам построить оболочку регулировочного диапазона. Вершины треугольников являются граничными значениями регулировочного диапазона рассматриваемой нами паровой турбины ПТ-80.

Рис. 6. Оболочка регулировочного диапазона, представленная множеством треугольников

Когда мы делали проверку некоторой точки на предмет попадания внутрь регулировочного диапазона, то мы проверяли, лежит ли эта точка внутри или снаружи полученной оболочки.

Все представленные выше графики построены средствами MATLAB (см. PT_80_linear_characteristic_curve.m).

Перспективные задачи, связанные с анализом работы паровой турбины при помощи линеаризованной расходной характеристики

Если вы делаете диплом или диссертацию, то могу предложить вам несколько задач, научную новизну которых вы легко сможете доказать всему миру. Кроме того, вы сделаете отличную и полезную работу.

Задача 1

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления пара низкого давления Q т.

Задача 2

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления в конденсаторе.

Задача 3

Проверьте, можно ли представить коэффициенты линеаризованной расходной характеристики в виде функций дополнительных параметров режима, а именно:

$$display$$\begin{equation} \alpha_N = f(p_{0},...); \\ \alpha_П = f(p_{П},...); \\ \alpha_Т = f(p_{Т},...); \\ \alpha_0 = f(p_{2},...). \end{equation}$$display$$

Здесь p 0 — давление пара высокого давления, p п — давление пара среднего давления, p т — давление пара низкого давления, p 2 — давление отработанного пара в конденсаторе, все единицы измерения кгс/см2.

Обоснуйте результат.

Ссылки

Чучуева И.А., Инкина Н.Е. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2015. № 8. С. 195-238.

Раздел 1. Содержательная постановка задачи оптимизации работы ТЭЦ в России
Раздел 2. Линеаризация расходной характеристики турбины

Добавить метки

И Н С Т Р У К Ц И Я

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Инструкцию должны знать:

1. начальник котлотурбинного цеха-2,

2. заместители начальника котлотурбинного цеха по эксплуатации-2,

3. старший начальник смены станции-2,

4. начальник смены станции-2,

5. начальник смены турбинного отделения котлотурбинного цеха-2,

6. машинист ЦТЩУ паровыми турбинами VI разряда,

7. машинист-обходчик по турбинному оборудованию V разряда;

8. машинист-обходчик по турбинному оборудованию IV разряда.

Г. Петропавловск – Камчатский

ОАО Энергетики и Электрификации “ Камчатскэнерго ”.

Филиал "Камчатские ТЭЦ" .

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер филиала ОАО "Камчатскэнерго" КТЭЦ

Болотенюк Ю.Н.

“ “ 20 г.

И Н С Т Р У К Ц И Я

По эксплуатации паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Срок действия инструкции:

с «____» ____________ 20 г.

по «____»____________ 20 г.

Петропавловск – Камчатский

1. Общие положения…………………………………………………………………… 6

1.1. Критерии безопасной экплуатации паровой турбины ПТ80/100-130/13………………. 7

1.2. Технические данные турбины……………………………………………………………...….. 13

1.4. Защиты турбины………………………………………………………………….……………… 18

1.5. Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную…………...... 22

1.6. Турбина должна быть немедленно остановлена…………………………………………...… 22

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,

определенный главным инженером электростанции……………………………..……..… 23

1.8. Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью…………………... 23

2. Краткое описание конструкции турбины…………………………………..… 23

3. Система маслоснабжения турбоагрегата…………………………………..…. 25

4. Система уплотнения вала генератора……………………………………....… 26

5. Система регулирования турбины…………………………………………...…. 30

6. Технические данные и описание генератора……………………………….... 31

7. Техническая характеристика и описание конденсационной установки…. 34

8. Описание и техническая характеристика регенеративной установки…… 37

Описание и техническая характеристика установки для

подогрева сетевой воды……………………………………………………...… 42

10. Подготовка турбоагрегата к пуску………………………………………….… 44

10.1. Общие положения……………………………………………………………………………...….44

10.2. Подготовка к включению в работу масляной системы…………………………………...…….46

10.3. Подготовка системы регулирования к пуску……………………………………………..…….49

10.4. Подготовка и пуск регенеративной и конденсационной установки……………………………49

10.5. Подготовка к включению в работу установки для подогрева сетевой воды……………….....54

10.6. Прогрев паропровода до ГПЗ………………………………………………………………….....55

11. Пуск турбоагрегата…………………………………………………………..… 55

11.1. Общие указания………………………………………………………………………………….55

11.2. Пуск турбины из холодного состояния………………………………………………………...61

11.3. Пуск турбины из неостывшего состояния………………………………………………….…..64

11.4. Пуск турбины из горячего состояния…………………………………………………………..65

11.5. Особенности пуска турбины на скользящих параметрах свежего пара………………….…..67

12. Включение производственного отбора пара………………………………... 67

13. Отключение производственного отбора пара…………………………….… 69

14. Включение теплофикационного отбора пара……………………………..…. 69

15. Отключение теплофикационного отбора пара………………………….…... 71

16. Обслуживание турбины во время нормальной работы………………….… 72

16.1 Общие положения……………………………………………………………………………….72

16.2 Обслуживание конденсационной установки…………………………………………………..74

16.3 Обслуживание регенеративной установки………………………………………………….….76

16.4 Обслуживание системы маслоснабжения……………………………………………………...87

16.5 Обслуживание генератора………………………………………………………………………79

16.6 Обслуживание установки для подогрева сетевой воды………………………………….……80

17. Останов турбины………………………………………………………………… 81

17.1 Общие указания по останову турбины…………………………………………………….……81

17.2 Останов турбины в резерв, а также для ремонта без расхолаживания……………………..…82

17.3 Останов турбины в ремонт с расхолаживанием………………………………………………...84

18. Требования по технике безопасности…………………………………….…… 86

19. Мероприятия по предупреждению и ликвидации аварий на турбине…… 88

19.1. Общие указания……………………………………………………………………………………88

19.2. Случаи аварийного останова турбины………………………………………………………...…90

19.3. Действия, выполняемые технологическими защитами турбины………………………………91

19.4. Действия персонала при аварийном положении на турбине……………………………..…….92

20. Правила допуска к ремонту оборудования……………………………….… 107

21. Порядок допуска к испытаниям турбины………………………………….. 108

Приложения

22.1. График пуска турбины из холодного состояния (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска менее 150 ˚С)……………………………………………………..… 109

22.2. График пуска турбины после простоя 48 часов (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 300 ˚С)………………………………………………………………..110

22.3. График пуска турбины после простоя 24 часа (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 340 ˚С)……………………………………………………………..…111

22.4. График пуска турбины после простоя 6-8 часов (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 420 ˚С)……………………………………………………………….112

22.5. График пуска турбины после простоя 1-2 часа (температура металла

ЦВД в зоне паровпуска 440 ˚С)……………………………………………………..…………113

22.6. Ориентировочные графики пуска турбины на номинальных

параметрах свежего пара…………………………………………………………………….…114

22.7. Продольный разрез турбины……………………………………………………………..….…115

22.8. Схема регулирования турбины……………………………………………………………..….116

22.9. Тепловая схема турбоустановки…………………………………………………………….….118

23. Дополнения и изменения…………………………………………………...…. 119

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Турбина паровая типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ с производственным и 2-ступенчатым теплофикационным отбором пара, номинальной мощностью 80 мВт и максимальной 100 МВт (в определенном сочетании регулируемых отборов) предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110-2Е У3 мощностью 110 МВт, смонтированного на общем фундаменте с турбиной.

Перечень сокращений и условных обозначений:

АЗВ - автоматический затвор высокого давления;

ВПУ - валоповоротное устройство;

ГМН - главный масляный насос;

ГПЗ - главная паровая задвижка;

КОС - клапан обратный с сервомотором;

КЭН - конденсатный электронасос;

МУТ - механизм управления турбиной;

ОМ - ограничитель мощности;

ПВД - подогреватели высокого давления;

ПНД - подогреватели низкого давления;

ПМН - пусковой масляный электронасос;

ПН - охладитель пара уплотнений;

ПС - охладитель пара уплотнений с эжектором;

ПСГ-1 - сетевой подогреватель нижнего отбора;

ПСГ-2 - то же, верхнего отбора;

ПЭН - питательный электронасос;

РВД - ротор высокого давления;

РК - регулирующие клапаны;

РНД - ротор низкого давления;

РТ - ротор турбоагрегата;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

РМН - резервный масляный насос;

АМН - аварийный масляный насос;

РПДС - реле падения давления масла в системе смазки;

Рпр - давление пара в камере производственного отбора;

Р - давление в камере нижнего теплофикационного отбора;

Р - то же, верхнего теплофикационного отбора;

Дпо - расход пара в производственный отбор;

Д - расход суммарный на ПСГ-1,2;

КАЗ - клапан автоматического затвора;

МНУВ - маслонасос уплотнения вала генератора;

НОГ - насос охлаждения генератора;

САР - система автоматического регулирования;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

КИС - клапан исполнительный соленоидный;

ТО - теплофикационный отбор;

ПО - производственный отбор;

МО - маслоохладитель;

РПД - регулятор перепада давления;

ПСМ - передвижной сепаратор масла;

ЗГ - затвор гидравлический;

БД - бак демпферный;

ИМ - инжектор масляный;

РС - регулятор скорости;

РД - регулятор давления.

1.1.1. По мощности турбины:

Максимальная мощность турбины при полностью включенной

регенерации и определенных сочетаниях производственного и

теплофикационного отборов …………………………………………………………………...100 МВт

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПВД-5, 6, 7 ……………………………………………………………………... 76 МВт

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных ПНД-2, 3, 4 ……………………………………………………………………....71МВт

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных

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

которой включаются в работу ПВД-5,6,7………………………………………………………..10 МВт

Минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при

которой включается в работу сливной насос ПНД-2…………………………………………….20 МВт

Минимальная мощность турбоагрегата при которой включаются в

работу регулируемые отборы турбины…………………………………………………………… 30 МВт

1.1.2. По частоте вращения ротора турбины:

Номинальная частота вращения ротора турбины ……………………………………………..3000 об/мин

Номинальная частота вращения ротора турбины валоповоротным

устройством ……………………………………………………………………………..………..3,4 об/мин

Предельное отклонение частоты вращения ротора турбины при

котором турбоагрегат отключается защитой…………………………………….………..…..3300 об/мин

3360 об/мин

Критическая частота вращения ротора турбогенератора …………………………………….1500 об/мин

Критическая частота вращения ротора низкого давления турбины…………………….……1600 об/мин

Критическая частота вращения ротора высокого давления турбины…………………….….1800 об/мин

1.1.3. По расходу перегретого пара на турбину:

Номинальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном режиме

с полностью включенной системой регенерации (при номинальной мощности

турбоагрегата, равной 80 МВт) ………………………………………………………………305 т/час

Максимальный расход пара на турбину при включенных в работу системе

регенерации, регулируемых производственном и теплофикационных отборах

и закрытом регулирующем клапане №5 …..…………………………………………………..415 т/час

Максимальный расход пара на турбину …………………….…………………..………………470 т/час

режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 т/час

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………………………………………...………………..260т/час

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 и ПВД-5, 6, 7………………………………………..…230т/час

1.1.4. По абсолютному давлению перегретого пара перед АЗВ:

Номинальное абсолютное давление перегретого пара перед АЗВ…………………..……….130 кгс/см 2

Допустимое снижение абсолютного давления перегретого пара

перед АЗВ при работе турбины…….……………………………………………………………125 кгс/см 2

Допустимое повышение абсолютного давления перегретого пара

перед АЗВ при работе турбины.…………………………………………………………………135 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления перегретого пара перед АЗВ

при работе турбины и при продолжительности каждого отклонения не более 30 мин……..140 кгс/см 2

1.1.5. По температуре перегретого пара перед АЗВ:

Номинальная температура перегретого пара перед АЗВ..…………………………………..…..555 0 С

Допустимое снижение температуры перегретого пара

перед АЗВ при работе турбины..………………………………………………………….……… 545 0 С

Допустимое повышение температуры перегретого пара перед

АЗВ при работе турбины………………………………………………………………………….. 560 0 С

Максимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

работе турбины и продолжительности каждого отклонения не более 30

минут………………….………………..…………………………………………………….………565 0 С

Минимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

котором турбоагрегат отключается защитой……………………………………………………...425 0 С

1.1.6. По абсолютному давлению пара в регулирующих ступенях турбины:

при расходах перегретого пара на турбину до 415 т/час. ..……………………………………...98,8 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПВД-5, 6, 7….……….…64 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4 ………….…62 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

при работе турбины на конденсационном режиме с отключенными ПНД-2, 3, 4

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

Максимальное абсолютное давление пара в камере перегрузочного

клапана ЦВД (за 4-ступенью) при расходах перегретого пара на турбину

более 415 т/час ………………………………………………………………………………………83 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара в камере регулирующей

ступени ЦНД (за 18 ступенью) ……………………………..……………………………………..13,5 кгс/см 2

1.1.7. По абсолютному давлению пара в регулируемых отборах турбины:

Допустимое повышение абсолютного давления пара в

регулируемом производственном отборе …………………………………………………………16 кгс/см 2

Допустимое снижение абсолютного давления пара в

регулируемом производственном отборе …………………………………………………………10 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом производственном отборе при котором срабатывают предохранительные клапаны ……………………………………………………………………..19,5 кгс/см 2

верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….…..2,5 кгс/см 2

верхнем теплофикационном отборе ………………………………………………………..……..0,5 кгс/см 2

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом

верхнем теплофикационном отборе при котором срабатывает

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

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в

регулируемом верхнем теплофикационном отборе при котором

турбоагрегат отключается защитой…………………………………………..…………………...3,5 кгс/см 2

Допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом

нижнем теплофикационном отборе ………………………………………………………….……1 кгс/см 2

Допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом

нижнем теплофикационном отборе …………………………………………………………….…0,3 кгс/см 2

Предельно допустимое снижение перепада давлений между камерой

нижнего теплофикационного отбора и конденсатором турбины………………………….… до 0,15 кгс/см 2

1.1.8. По расходу пара в регулируемые отборы турбины:

Номинальный расход пара в регулируемый производственный

отбор ………………………………………………………………………………………….……185 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый производственный…

номинальной мощности турбины и отключенном

теплофикационном отборе ……………………………………………………………….………245 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый производственный

отбор при абсолютном давлении в нем, равном 13 кгс/см 2 ,

сниженной до 70 МВт мощности турбины и отключенном

теплофикационном отборе …………………………………………………………………..……300 т/час

Номинальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор ………………………………………………………………………...132 т/час

и отключенном производственном отборе ………………………………………………………150 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при сниженной до 76 МВт мощности

турбины и отключенном производственном отборе ……………………………………….……220 т/час

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины

и сниженном до 40 т/час расходе пара в производственный отбор ……………………………200 т/час

Максимальный расход пара в ПСГ-2 при абсолютном давлении

в верхнем теплофикационном отборе 1,2 кгс/см 2 …………………………………………….…145 т/час

Максимальный расход пара в ПСГ-1 при абсолютном давлении

в нижнем теплофикационном отборе 1 кгс/см 2 ………………………………………………….220 т/час

1.1.9. По температуре пара в отборах турбины:

Номинальная температура пара в регулируемом производственном

отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………………………………..280 0 С

Допустимое повышение температуры пара в регулируемом

производственном отборе после ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………....285 0 С

Допустимое снижение температуры пара в регулируемом

производственном отборе после ОУ-1,2 (3,4) ………………………………………………….…275 0 С

1.1.10. По тепловому состоянию турбины:

Максимальная скорость повышения температуры металла

…..………………………………..15 0 С/мин.

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

при температурах перегретого пара ниже 450 град.С.…………………………………….………25 0 С

Предельно допустимая разность температур металла

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

при температуре перегретого пара выше 450 град.С.……………………………………….…….20 0 С

Предельно допустимая разность температур металла верха

и низа ЦВД (ЦНД) в зоне паровпуска ………………….…………………………………………..50 0 С

Предельно допустимая разность температур металла в

поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

разъема цилиндров без включения системы обогрева

фланцев и шпилек ЦВД..………………………………….…………………………………………80 0 С

разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек …………………………………..…50 0 С

в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

разъема ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ……………………………….……-25 0 С

Предельно допустимая разность температур металла между верхним

и нижним (правым и левым) фланцами ЦВД при включенном

обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………….…………………....10 0 С

Предельно допустимая положительная разность температур металла

между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве

фланцев и шпилек …………………………………………………………….…………………….20 0 С

Предельно допустимая отрицательная разность температур металла

между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве фланцев и шпилек ………………………………………………………………………………………..…..-20 0 С

Предельно допустимая разность температур металла по толщине

стенки цилиндра, измеренная в зоне регулирующей ступени ЦВД ….………………………….35 0 С

подшипников и упорного подшипника турбины …………………………………….……...…..90 0 C

Максимально допустимая температура вкладышей опорных

подшипников генератора …………………………………………………….…………..………..80 0 C

1.1.11. По механическому состоянию турбины:

Предельно допустимое укорочение РВД относительно ЦВД….……………………………….-2 мм

Предельно допустимое удлинение РВД относительно ЦВД ….……………………………….+3 мм

Предельно допустимое укорочение РНД относительно ЦНД ….……………………..………-2,5 мм

Предельно допустимое удлинение РНД относительно ЦНД …….……………………..…….+3 мм

Предельно допустимое искривление ротора турбины …………….…………………………..0,2 мм

Предельно допустимое максимальное значение искривления

вала турбоагрегата при прохождении критических частот вращения ………………………..0,25 мм

сторону генератора ……………………………………………………….…………………..…1,2 мм

Предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в

сторону блока регулирования …………………………………………….…………………….1,7 мм

1.1.12. По вибрационному состоянию турбоагрегата:

Максимально допустимая виброскорость подшипников турбоагрегата

на всех режимах (кроме критических частот вращения) ……………….…………………….4,5 мм/сек

при увеличении виброскорости подшипников более 4,5 мм/сек ……………………………30 суток

Максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата

при увеличении виброскорости подшипников более 7,1 мм/сек ……….……………………7 cуток

Аварийное повышение виброскорости любой из опор ротора ………….……………………11,2 мм/сек

Аварийное внезапное одновременное повышение виброскорости двух

опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации

одной опоры от любого начального значения………………………………………………... на 1мм и более

1.1.13. По расходу, давлению и температуре циркуляционной воды:

Суммарный расход охлаждающей воды на турбоагрегат ………….………………………….8300 м 3 /час

Максимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ….…………………………..8000 м 3 /час

Минимальный расход охлаждающей воды через конденсатор ……………….……………..2000 м 3 /час

Максимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ……….………………1500 м 3 /час

Минимальный расход воды через встроенный пучок конденсатора ………………………..300 м 3 /час

Максимальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор….…………………………………………………………………………………..33 0 С

Минимальная температура циркуляционной воды на входе в

конденсатор в период минусовых температур наружного воздуха ………...……………….8 0 С

Минимальное давление циркуляционной воды при котором работает АВР циркуляционных насосов ЦН-1,2,3,4…………………………………………………………..0,4 кгс/см 2

Максимальное давление циркуляционной воды в трубной системе

левой и правой половин конденсатора ……………………………………….……….……….2,5 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление воды в трубной системе

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

Номинальное гидравлическое сопротивление конденсатора при

чистых трубках и расходе циркуляционной воды 6500 м 3 /час………………………..……...3,8 м. вод. ст.

Максимальная разность температур циркуляционной воды между

входом ее в конденсатор и выходом из него …………………………………………………..10 0 С

1.1.14. По расходу, давлению и температуре пара и химобессоленной воды в конденсатор:

Максимальный расход химобессоленной воды в конденсатор ………………..……………..100 т/час.

Максимальный расход пара в конденсатор на всех режимах

эксплуатации …………………………………………………………………………….………220 т/час.

Минимальный расход пара через ЧНД турбины в конденсатор

при закрытой поворотной диафрагме …………………………………………………….……10 т/час.

Максимально допустимая температура выхлопной части ЦНД ……………………….……..70 0 С

Максимально допустимая температура химобессоленной воды,

поступающей в конденсатор …………………………………………………………….………100 0 С

Абсолютное давление пара в выхлопной части ЦНД при котором

срабатывают атмосферные клапана-диафрагмы ………………………………………..……..1,2 кгс/см 2

1.1.15. По абсолютному давлению (вакууму) в конденсаторе турбины:

Номинальное абсолютное давление в конденсаторе……………………………….………………0,035 кгс/см 2

Допустимое снижение вакуума в конденсаторе при котором срабатывает предупредительная сигнализация………………. ………………………..………...-0,91 кгс/см 2

Аварийное снижение вакуума в конденсаторе при котором

Турбоагрегат отключается защитой…………… ………………………………………………....-0,75 кгс/см 2

сбросом в него горячих потоков ….…………………………………………………………….….-0,55 кгс/см 2

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед

толчком вала турбоагрегата …………………………………………………………………..……-0,75 кгс/см 2

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины в конце

выдержки вращения ее ротора с частотой 1000 об/мин …………….……………………..…….-0,95 кгс/см 2

1.1.16. По давлению и температуре пара уплотнений турбины:

Минимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

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

Максимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

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

Минимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины

до регулятора поддержания давления …….…………………………………………………….….1,3кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины…

до регулятора поддержания давления …………………………………………………………..….1,5 кгс/см 2

Минимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………...1,03 кгс/см 2

Максимальное абсолютное давление пара во вторых камерах уплотнений ……………………..1,05 кгс/см 2

Номинальная температура пара на уплотнения …………………………………………………….150 0 C

1.1.17. По давлению и температуре масла на смазку подшипников турбоагрегата:

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки

подшипников на уровне оси вала турбоагрегата…………...……………………………………….1кгс/см 2

на уровне оси вала турбоагрегата при котором срабатывает

предупредительная сигнализация …………………………………………………………..………..0,8 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается РМН ………………………………….0,7 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

на уровне оси вала турбоагрегата при котором включается АМН ……………………………..….0,6 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников на уровне

оси вала турбоагрегата при котором ВПУ отключается защитой …… ………………………..…0,3 кгс/см 2

Аварийное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

на уровне оси вала турбины при котором турбоагрегат отключается защитой …………………………………………………………………………………….…………..0,3 кгс/см 2

Номинальная температура масла на смазку подшипников турбоагрегата ………………………..40 0 С

Максимально допустимая температура масла на смазку подшипников

турбоагрегата ……………………………………………………………………………………….…45 0 С

Максимально допустимая температура масла на сливе из

подшипников турбоагрегата ………………………………………………………………………....65 0 С

Аварийная температура масла на сливе из подшипников

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

1.1.18. По давлению масла в системе регулирования турбины:

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ПМН…………………………………………………………………..……………..…18 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины, создаваемое ГМН……………………………………………………………………………..……..20 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины

При котором идет запрет на закрытие задвижки на напоре и на отключение ПМН….……….17,5 кгс/см 2

1.1.19. По давлению, уровню, расходу и температуре масла в системе уплотнения вала турбогенератора:

Избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается резервный МНУВ переменного тока………………………………………………………………8 кгс/см 2

Избыточное давление масла в системе уплотнения вала турбогенератора при котором по АВР в работу включается

резервный МНУВ постоянного тока………………………………………………………………..7 кгс/см 2

Допустимый минимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………………..0,4 кгс/см 2

Допустимый максимальный перепад между давлением масла на уплотнениях вала и давлением водорода в корпусе турбогенератора…………………….….....0,8 кгс/см 2

Максимальный перепад между давлением масла на входе и давлением

масла на выходе МФГ при котором необходимо перейти на резервный масляный фильтр генератора………………………………………………………………………….1кгс/см 2

Номинальная температура масла на выходе с МОГ………………………………………………..40 0 С

Допустимое повышение температуры масла на выходе с МОГ……………………….…….…….45 0 С

1.1.20. По температуре и расходу питательной воды через группу ПВД турбины:

Номинальная температура питательной воды на входе в группу ПВД ….……………………….164 0 С

Максимальная температура питательной воды на выходе с группы ПВД при номинальной мощности турбоагрегата…………………………………………………………..…249 0 С

Максимальный расход питательной воды через трубную систему ПВД …………………...…...550 т/час

1.2. Технические данные турбины.

Номинальная мощность турбины	80 МВт
Максимальная мощность турбины при полностью включенной регенерации при определенных сочетаниях производственного и теплофикационного отборов, определяемых диаграммой режимов	100 МВт
Абсолютное давление свежего пара автоматическими стопорным клапаном	130 кгс/см²
Температура пара перед стопорным клапаном	555 °С
Абсолютное давление в конденсаторе	0,035 кгс/см²
Максимальный расход пара через турбину при работе со всеми отборами и с любым их сочетанием	470 т/ч
Максимальный пропуск пара в конденсатор	220 т/ч
Расход охлаждающей воды в конденсатор при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 °С	8000 м³/ч
Абсолютное давление пара регулируемого производственного отбора	13±3 кгс/см²
Абсолютное давление пара регулируемого верхнего теплофикационного отбора	0,5 – 2,5 кгс/см²
Абсолютное давление пара регулируемого нижнего теплофикационного отбора при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды	0,3 – 1 кгс/см²
Температура питательной воды после ПВД	249 °С
Удельный расход пара (гарантированный ПОТ ЛМЗ)	5,6 кг/кВтч

Примечание: Пуск турбоагрегата, остановленного из-за повышения (изменения) вибрации, разрешается только после детального анализа причин возникновения вибрации и при наличии разрешения главного инженера электростанции, сделанного им собственноручно в оперативном журнале начальника смены станции.

1.6 Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:

· Увеличение частоты вращения выше 3360 об/мин.

· Обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов, пароводяного тракта, узлах парораспределения.

· Появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине.

· Аварийного снижения вакуума до -0,75 кгс/см² или срабатывании атмосферных клапанов.

· Резкого снижения температуры свежего п

Удельный расход теплоты при двухступенчатом подогреве сетевой воды.

Условия : G к3-4 = Gвх ЧСД + 5 т/ч; t к - см. рис. ; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; t 1в ≈ 20 °С; W @ 8000 м3/ч; Δi ПЭН = 7 ккал/кг

Рис. 10, а , б , в , г

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q G

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) на отклонение давления свежего пара от номинального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)

α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %

б ) на отклонение температуры свежего пара от номинальной на ± 5 °С

в ) на отклонение расхода питательной воды от номинального на ± 10 % G 0

г ) на отклонение температуры питательной воды от номинальной на ± 10 °С

Рис. 11, а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q т) РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) на отключение группы ПВД

б ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального

в ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального

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

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

Условия : G пит = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); t пит - см. рис. ; t к - см. рис.

Условия : G пит = G 0; t пит - см. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); i п = 715 ккал/кг; t к - см. рис.

Примечание. Z = 0 - регулирующая диафрагма закрыта. Z = макс - регулирующая диафрагма полностью открыта.

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

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ЧСНД И ДАВЛЕНИЕ ПАРА В ВЕРХНЕМ И НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ОТБОРАХ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при Gвх ЧСД ≤ 221,5 т/ч; Р п = Gвх ЧСД/17 - при Gвх ЧСД > 221,5 т/ч; i п = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); t к - см. рис. , ; τ2 = f (P ВТО) - см. рис. ; Q т = 0 Гкал/(кВт · ч)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ НА МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

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

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 ° С.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; Q т = 0

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 °С; Q т = 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОЕ ДАВЛЕНИЕ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Рис. 41, а , б

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ПОДОГРЕВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) минимально возможное давление в верхнем Т -отборе и расчетная температура обратной сетевой воды

б ) поправка на температуру обратной сетевой воды

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ВЕРХНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение давления свежего пара от номинального на ±1 МПа (10 кгс/см2): к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение температуры свежего пара от номинальной на ±10 °С:

к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ РАСХОДУ ТЕПЛОТЫ (Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.

На отклонение давления в П -отборе от номинального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):

к полному расходу теплоты

к расходу свежего пара

Рис. 49 а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

УДЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) паром производственного отбора

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηэм = 0,975.

б ) паром верхнего и нижнего теплофикационных отборов

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °C; Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηэм = 0,975

в ) паром нижнего теплофикационного отбора

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηэм = 0,975

Рис. 50 а , б , в

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К УДЕЛЬНЫМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ВЫРАБОТКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДАВЛЕНИЕ В РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРАХ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а ) на давление в производственном отборе

б ) на давление в верхнем теплофикационном отборе

в ) на давление в нижнем теплофикационном отборе

Приложение

1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типовая энергетическая характеристика составлена на основании отчетов о тепловых испытаниях двух турбоагрегатов: на Кишиневской ТЭЦ-2 (работа выполнена Южтехэнерго) и на ТЭЦ-21 Мосэнерго (работа выполнена МГП ПО «Союзтехэнерго»). Характеристика отражает среднюю экономичность турбоагрегата, прошедшего капитальный ремонт и работающего по тепловой схеме, представленной на рис. ; при следующих параметрах и условиях, принятых за номинальные:

Давление и температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины - 13 (130 кгс/см2)* и 555 °С;

* В тексте и на графиках - абсолютное давление.

Давление в регулируемом производственном отборе - 13 (13 кгс/см2) с естественным повышением при расходах на входе в ЧСД более 221,5 т/ч;

Давление в верхнем теплофикационном отборе - 0,12 (1,2 кгс/см2) при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды;

Давление в нижнем теплофикационном отборе - 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступенчатой схеме подогреве сетевой воды;

Давление в регулируемом производственном отборе, верхнем и нижнем теплофикационных отборах при конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления - рис. и ;

Давление отработавшего пара:

а) для характеристики конденсационного режима и работы с отборами при одноступенчатом и двухступенчатом подогреве сетевой воды при постоянном давлении - 5 кПа (0,05 кгс/см2);

б) для характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора при t 1в = 20 °С и W = 8000 м3/ч;

Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, деаэратор 0,6 (6 кгс/см2) питается паром производственного отбора;

Расход питательной воды равен расходу свежего пара, возврат 100 % конденсата производственного отбора при t = 100 °С осуществлен в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);

Температура питательной воды и основного конденсата за подогревателями соответствует зависимостям приведенным на рис. , , , , ;

Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 7 ккал/кг;

Электромеханический КПД турбоагрегата принят по данным испытания однотипного турбоагрегата, проведенного Донтехэнерго;

Пределы регулирования давления в отборах:

а) производственном - 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 кгс/см2);

б) верхнем теплофикационном при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);

а) нижнем теплофикационном при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,03 - 0,10 (0,3 - 1,0 кгс/см2).

Нагрев сетевой воды в теплофикационной установке при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды, определяемый заводскими расчетными зависимостями τ2р = f (P ВТО) и τ1 = f (Q т, P ВТО) составляет 44 - 48 °С для максимальных теплофикационных нагрузок при давлениях P ВТО = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).

Положенные в основу настоящей Типовой энергетической характеристика данные испытания обработаны с использованием «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969). По условиям ПОТ ЛМЗ - возвращаемый конденсат производственного отбора вводится при температуре 100 °С в линию основного конденсата после ПНД № 2. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что он вводится при той же температуре непосредственно в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2). По условиям ПОТ ЛМЗ при двухступенчатом подогреве сетевой воды и режимах с расходом пара на входе в ЧСД более 240 т/ч (максимальная электрическая нагрузка при малом производственном отборе) ПНД № 4 полностью отключается. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что при расходе на входе в ЧСД свыше 190 т/ч часть конденсата направляется в обвод ПНД № 4 с таким расчетом, чтобы температура его перед деаэратором не превышала 150 °С. Это требуется для обеспечения хорошей деаэрации конденсата.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ

В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование:

Генератор ТВФ-120-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением;

Двухходовой конденсатор 80 КЦС-1 общей поверхностью 3000 м2, из них 765 м2 приходится на долю встроенного пучка;

Четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1, встроенный в конденсатор, ПНД № 2 - ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 и 4 - ПН-200-16-7-1;

Один деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);

Три подогревателя высокого давления: ПВД № 5 - ПВ-425-230-23-1, ПВД № 6 - ПВ-425-230-35-1, ПВД № 7 - ПВ-500-230-50;

Два циркуляционных насоса 24НДН подачей 5000 м3/ч и давлением 26 м вод. ст. с электродвигателями по 500 кВт каждый;

Три конденсатных насоса КН 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (количество находящихся в работе насосов зависит от расхода пара в конденсатор);

Два основных трехступенчатых эжектора ЭП-3-701 и один пусковой ЭП1-1100-1 (постоянно в работе один основной эжектор);

Два подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСГ-1300-3-8-10 поверхностью 1300 м2 каждый, рассчитанные на пропуск 2300 м3/ч сетевой воды;

Четыре конденсатных насоса подогревателей сетевой воды КН-КС 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (по два насоса у каждого ПСГ);

Один сетевой насос I подъема СЭ-5000-70-6 с электродвигателем 500 кВт;

Один сетевой насос II подъема СЭ-5000-160 с электродвигателем 1600 кВт.

3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

При конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора выражается уравнениями:

При постоянном давлении в конденсаторе

P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);

Q 0 = 15,6 + 2,04N т;

G 0 = 6,6 + 3,72N т + 0,11(N т - 69,2);

При постоянном расходе (W = 8000 м3/ч) и температуре (t 1в = 20 °С) охлаждающей воды

Q 0 = 13,2 + 2,10N т;

G 0 = 3,6 + 3,80N т + 0,15(N т - 68,4).

Приведенные уравнения действительны в пределах изменения мощности от 40 до 80 МВт.

Расходы теплоты и свежего пара при конденсационном режиме для заданной мощности определяются по приведенным зависимостям с последующим введением необходимых поправок по соответствующим графикам. Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от номинальных (для которых составлена Типовая характеристика) и служат для пересчета данных характеристики на эксплуатационные условия. При обратном пересчете знаки поправок меняются на обратные.

Поправки корректируют расходы теплоты и свежего пара при неизменной мощности. При отклонении нескольких параметров от номинальных значений поправки алгебраически суммируются.

4. РЕЖИМ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ

При включенных регулируемых отборах турбоагрегат может работать при одноступенчатой и двухступенчатой схемах подогрева сетевой воды. Возможна также работа без теплофикационного отбора с одним производственным. Соответствующие типовые диаграммы режимов по расходу пара и зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора даны на рис. - , а удельные выработки электроэнергии на тепловом потреблении на рис. - .

Диаграммы режимов рассчитаны по схеме, применяемой ПОТ ЛМЗ, и изображены на двух полях. Верхнее поле является диаграммой режимов (Гкал/ч) турбины с одним производственным отбором при Q т = 0.

При включении теплофикационной нагрузки и прочих неизменных условиях происходит разгрузка либо только 28 - 30-й ступеней (при включенном одном нижнем сетевом подогревателе), либо 26 - 30-й ступеней (при включенных двух сетевых подогревателях) и снижение мощности турбины.

Значение снижения мощности зависит от теплофикационной нагрузки и определяется

ΔN Qт = KQ т,

где K - определенное при испытаниях удельное изменение мощности турбины ΔN Qт/ΔQ т, равное 0,160 МВт/(Гкал · ч) при одноступенчатом подогреве, и 0,183 МВт/(Гкал · ч) при двухступенчатом подогреве сетевой воды (рис. 31 и 32).

Отсюда следует, что расход свежего пара при заданной мощности N т и двух (производственном и теплофикационном) отборах будет по верхнему полю соответствовать некоторой фиктивной мощности N фт и одному производственному отбору

N фт = N т + ΔN Qт.

Наклонные прямые нижнего поля диаграммы позволяют определить графически по заданной мощности турбины и теплофикационной нагрузке значение N фт, а по нему и производственному отбору расход свежего пара.

Значения удельных расходов теплоты и удельных выработок электроэнергии на тепловом потреблении подсчитаны по данным, взятым из расчета диаграмм режимов.

В основе графиков зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора лежат те же соображения, что и в основе диаграммы режимов ПОТ ЛМЗ.

График такого типа предложен турбинным цехом МГП ПО «Союзтехэнерго» («Промышленная энергетика», 1978, № 2). Он предпочтительнее системы графиков q т = f (N т, Q т) при различных Q п = const, поскольку пользование им удобнее. Графики удельного расхода теплоты по соображениям непринципиального характера выполнены без нижнего поля; методика пользования ими пояснена примерами.

Данных, характеризующих режим при трехступенчатом подогреве сетевой воды, типовая характеристика не содержит, поскольку такой режим на установках данного типа в период проведения испытаний нигде не был освоен.

Влияние отклонений параметров от принятых при расчете Типовой характеристики за номинальные учитывается двояко:

а) параметров, не влияющих на теплопотребление в котле и отпуск теплоты потребителю при неизменных массовых расходах G 0, G п и G т, - внесением поправок к заданной мощности N т(N т + KQ т).

Соответственно этой исправленной мощности по рис. - определяются расход свежего пара, удельный расход теплоты и полный расход теплоты;

б) поправки на P 0, t 0 и P п вносятся к найденным после внесения указанных выше поправок к расходу свежего пара и полному расходу теплоты, после чего подсчитывается расход свежего пара и расход теплоты (полный и удельный) для заданных условий.

Данные для поправочных кривых на давление свежего пара рассчитаны с использованием результатов испытания; все прочие поправочные кривые составлены на основе данных ПОТ ЛМЗ.

5. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ, РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА И УДЕЛЬНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ВЫРАБОТОК

Пример 1. Конденсационный режим с отключенными регуляторами давления в отборах.

Дано: N т = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); G пит = 0,93G 0; Δt пит = t пит - t нпит = -7 °С.

Требуется определить полный и удельный расходы теплоты брутто и расход свежего пара при заданных условиях.

Последовательность и результаты приведены в табл. .

Таблица П1

Обозначение

Способ определения

Полученное значение

Расход свежего пара при номинальных условиях, т/ч

Температуры свежего пара

Расхода питательной воды

Суммарная поправка к удельному расходу теплоты, %

Удельный расход теплоты при заданных условиях, ккал/(кВт · ч)

Полный расход теплоты при заданных условиях, Гкал/ч

Q 0 = q тN т10-3

Поправки к расходу пара на отклонение условий от номинальных, %:

Давления свежего пара

Температуры свежего пара

Давления отработавшего пара

Расхода питательной воды

Температуры питательной воды

Суммарная поправка к расходу свежего пара, %

Расход свежего пара при заданных условиях, т/ч

Таблица П2

Обозначение

Способ определения

Полученное значение

Недовыработка в ЧСНД за счет теплофикационного отбора, МВт

ΔN Qт = 0,160Q т

Приблизительная фиктивная мощность, МВт

N тф" = N т + ΔN Qт

Приблизительный расход на входе в ЧСД, т/ч

G ЧСДвх"

1,46 (14,6)*

Минимально возможное давление в теплофикационном отборе, (кгс/см2)

Р НТОмин

0,057 (0,57)*

Поправка к мощности для приведения к давлению Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2), МВт

ΔN РНТО

Уточненная фиктивная мощность, МВт

N тф = N тф" + ΔN РНТО

Уточненный расход на входе в ЧСД, т/ч

G ЧСДвх

а) τ2р = f (P ВТО) = 60 °С

б) ∆τ2 = 70 - 60 = +10 °С и G ЧСДвх"

Поправка к мощности для приведения к давлению Р 2 = 2 кПа (0,02 кгс/см2), МВт

* При внесении поправки к мощности на давление в верхнем теплофикационном отборе Р ВТО, отличное от 0,12 (1,2 кгс/см2), результат будет отвечать температуре обратной воды, соответствующей заданному давлению по кривой τ2р = f (P ВТО) на рис. , т.е. 60 °С.

** В случае заметного отличия G ЧСДвх" от G ЧСДвх все значения в пп. 4 - 11 следует проверить по уточненному G ЧСДвх.

Расчет удельных теплофикационных выработок проводится аналогично приведенному в примере . Выработка теплофикационного отбора и поправка к ней на фактическое давление Р ВТО определяется по рис. , б и , б .

Пример 4. Режим без теплофикационного отбора.

Дано: N т = 80 МВт; Q п = 120 Гкал/ч; Q т = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 7,65

Давление в верхнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)*

Р ВТО

Рис. по G ЧСДвх"

Давление в нижнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)*

Р НТО

Рис. по G ЧСДвх"

* Давления в отборах ЧСНД и температура конденсата по ПНД могут быть определены по графикам конденсационного режима в зависимости от G ЧСДвх, при соотношении G ЧСДвх/G 0 = 0,83.

6. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Наименование

Обозначение

Мощность, МВт:

электрическая на выводах генератора

N т, N тф

внутренняя части высокого давления

N iЧВД

внутренняя части среднего и низкого давления

N iЧСНД

суммарные потери турбоагрегата

Σ∆N пот

электромеханический КПД

Цилиндр (или часть) высокого давления

Цилиндр низкого (или часть среднего и низкого) давления

ЦСД (ЧСНД)

Расход пара, т/ч:

на турбину

на производство

на теплофикацию

на регенерацию

G ПВД, G ПНД, G д

через последнюю ступень ЧВД

G ЧВДскв

на входе в ЧСД

G ЧСДвх

на входе в ЧНД

G ЧНДвх

в конденсатор

Расход питательной воды, т/ч

Расход возвращаемого конденсата производственного отбора, т/ч

Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч

Расход теплоты на турбоустановку, Гкал/ч

Расход теплоты на производство, Гкал/ч

Абсолютное давление, (кгс/см2):

перед стопорным клапаном

за регулирующими и перегрузочным клапанами

PI -IV кл, P пер

в камере регулирующей ступени

P р.ст

в камерах нерегулируемых отборов

PI -VII п

в камере производственного отбора

в камере верхнего теплофикационного отбора

в камере нижнего теплофикационного отбора

в конденсаторе, кПа (кгс/см2)

Температура (°С), энтальпия, ккал/кг:

свежего пара перед стопорным клапаном

t 0, i 0

пара в камере производственного отбора

конденсата за ПНД

t к, t к1, t к2, t к3, t к4

возвращаемого конденсата производственного отбора

питательной воды за ПВД

t пит5, t пит6, t пит7

питательной воды за установкой

t пит, i пит

сетевой воды при входе в установку и выходе из нее

охлаждающей воды при входе в конденсатор и выходе из него

t 1в, t 2в

Повышение энтальпии питательной воды в насосе

∆i ПЭН

Удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии, ккал/(кВт · ч)

q т, q тф

Удельная теплофикационная выработка электроэнергии, кВт ·ч/Гкал:

паром производственного отбора

паром теплофикационного отбора

Коэффициенты для пересчета в систему СИ:

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

	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

Проектный расчёт ПТУ в системе СИ на номинальную мощность.
Определение энергетических показателей работы ПТУ.
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;

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.

Турбина паровая типа ПТ-60-130/13 – конденсационная, с двумя регулируемыми отборами пара. Номинальная мощность 60 000 кВт (60 МВт) при 3000 об./мин. Турбина предназначена непосредственно для привода генератора переменного тока типа ТВФ-63-2 мощностью 63 000 кВт, с напряжением на клеммах генератора 10500 В, монтируемого на общем фундаменте с турбиной. Турбина снабжена регенеративным устройством - для подогрева питательной воды и должна работать с конденсационной установкой. При работе турбины без регулируемых отборов (чисто конденсационный режим) допускается нагрузка 60 МВт.

Турбина паровая типа ПТ-60-130/13 спроектирована на следующие параметры:

давление свежего пара перед автоматическим стопорным клапаном (АСК) 130 ата;
температура свежего пара перед АСК 555 ºС;
количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор (при расчетной темпера-туре на входе в конденсатор 20 ºС) 8000 м/ч;
ориентировочный максимальный расход пара при номинальных параметрах составляет 387 т/час.

Турбина имеет два регулируемых отбора пара: производственный с номинальным давлением 13 ата и теплофикационный с номинальным давлением 1,2 ата. Производственный и теплофикационный отбор имеют следующие пределы регулирования давления:

производственный 13+3 ата;
теплофикационный 0,7-2,5 ата.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Цилиндр низкого давления состоит из двух частей, из которых часть среднего давления имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, а часть низкого давления имеет регулирующую ступень и 3 ступени давления.

Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные четыре диска надсадные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой посредством гибкой муфты. Роторы ЦНД и генератора соединяются посредством жесткой муфты. nРВД = 1800 об/мин., nРНД = 1950 об/мин.

Цельнокованый ротор ЦВД турбины ПТ-60-130/13 имеет относительно длинный передний конец вала и лепестковую (безвтулочную) конструкцию лабиринтовых уплотнений. При такой конструкции ротора даже незначительные задевания вала за гребешки концевых или промежуточных уплотнений вызывают местный нагрев и упругий прогиб вала, следствием которого является вибрация турбины, сработка шипов ленточного бандажа, рабочих лопаток, увеличение радиальных зазоров в промежуточных и надбандажных уплотнениях. Обычно прогиб ротора появляется в зоне рабочих оборотов 800-1200 об/мин. во время пуска турбины или во время выбега роторов при ее останове.

Турбина снабжается валоповоротным устройством , вращающим ротор со скоростью 3,4 об/мин. Валоповоротное устройство приводится во вращение от электродвигателя с короткозамкнутым ротором.

Турбина имеет сопловое парораспределение . Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда пар по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам турбины. расположены в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра турбины. Минимальный пропуск пара в конденсаторе определяется диаграммой режимов.

Турбина снабжена промывочным устройством , допускающим промывку проточной части турбины на ходу, при соответственно сниженной нагрузке.

Для сокращения времени прогрева и улучшений условий пуска турбины, предусмотрен фланцев и шпилек ЦВД, а также подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД. Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой при пусках и остановах турбины, предусмотрено групповое дренирование через расширитель дренажей в конденсатор.