Los diez primeros discos del rotor. baja presión forjados junto con el eje, se montan los otros tres discos.
Los rotores HP y LPC están conectados rígidamente con la ayuda de bridas forjadas integralmente con los rotores. Los rotores del LPC y del generador tipo TVF-120-2 están conectados por un acoplamiento rígido.
La distribución de vapor de la turbina es por boquilla. El vapor fresco se suministra a una caja de boquillas independiente, en la que se encuentra un obturador automático, desde donde el vapor fluye a través de tuberías de derivación a las válvulas de control de la turbina.
A la salida del HPC parte del vapor se destina a extracción de producción controlada, el resto al LPC.
Las extracciones de calentamiento se realizan desde las cámaras LPC correspondientes.
El punto de fijación de la turbina está ubicado en el marco de la turbina en el lado del generador y la unidad se expande hacia el cojinete delantero.
Para reducir el tiempo de calentamiento y mejorar las condiciones de arranque, se proporciona calentamiento con vapor de bridas y espárragos y suministro de vapor vivo al sello frontal HPC.
La turbina está equipada con un dispositivo de bloqueo que hace girar el eje de la unidad con una frecuencia de 0,0067.
El aparato de palas de la turbina está diseñado y configurado para funcionar a una frecuencia de red de 50 Hz, que corresponde a la rotación del rotor 50. Se permite el funcionamiento continuo de la turbina a una frecuencia de red de 49 a 50,5 Hz.
La altura de la cimentación de la unidad de turbina desde el nivel del piso de la sala de condensación hasta el nivel del piso de la sala de máquinas es de 8 m.
2.1 Descripción del diagrama térmico principal de la turbina PT–80/100–130/13
El dispositivo de condensación incluye un grupo de condensación, un dispositivo de eliminación de aire, condensado y bombas de circulacion, eyector sistema de circulación, filtros de agua, tuberías con los accesorios necesarios.
El grupo condensador consiste en un solo condensador con un haz incorporado superficie comúnárea de enfriamiento de 3000 m² y está diseñado para condensar el vapor que ingresa, crear un vacío en el tubo de escape de la turbina y almacenar el condensado, así como para usar el calor del vapor que ingresa al condensador en modos de operación según el programa de calor para calentar el agua de reposición en el paquete incorporado.
El condensador tiene una cámara especial integrada en la parte de vapor, en la que está instalada la sección N° 1 de HDPE. El resto de los PND son instalados por un grupo separado.
La planta regenerativa está diseñada para calentar agua de alimentación vapor tomado de extracciones de turbinas no reguladas, y tiene cuatro etapas de HDPE, tres etapas de HPH y un desaireador. Todos los calentadores son de superficie.
HPH No. 5, 6 y 7: diseño vertical con atemperadores y enfriadores de drenaje incorporados. HPH se suministran con protección colectiva, compuesta por escape automático y revisar válvulas en la entrada y salida de agua, una válvula automática con electroimán, una tubería para encender y apagar los calentadores.
HPH y HDPE (excepto HDPE No. 1) están equipados con válvulas de control para la eliminación de condensados, controladas por reguladores electrónicos.
El drenaje de condensado de vapor de calefacción de los calentadores se conecta en cascada. El condensado se extrae del HDPE n.º 2 mediante una bomba de drenaje.
La instalación para calentar agua de red incluye dos calentadores de red, condensados y bombas de red. Cada calentador es un intercambiador de calor vapor-agua horizontal con una superficie de intercambio de calor de 1300 m², que está formado por tubos rectos de latón abocinados por ambos lados en placas tubulares.
3 elección equipo auxiliar esquema térmico de la estación
3.1 Equipo suministrado con la turbina
Porque condensador, eyector principal, baja y alta presión se entregan a la estación diseñada junto con la turbina, luego se utilizan para su instalación en la estación:
a) Condensador tipo 80-KTsST-1 en la cantidad de tres piezas, una para cada turbina;
b) El eyector principal tipo EP-3-700-1 en la cantidad de seis piezas, dos por cada turbina;
c) Calentadores de baja presión del tipo PN-130-16-10-II (PND N° 2) y PN-200-16-4-I (PND N° 3,4);
d) Calentadores de alta presión del tipo PV-450-230-25 (PVD No. 1), PV-450-230-35 (PVD No. 2) y PV-450-230-50 (PVD No. 3) .
Las características de los equipos anteriores se resumen en las tablas 2, 3, 4, 5.
Tabla 2 - características del condensador
Tabla 3 - características del eyector del condensador principal
DESCRIPCIÓN TÉCNICA
Descripción del objeto.
Nombre completo:“Curso de formación en automatización “Funcionamiento de turbina PT-80/100-130/13”.
Símbolo:
Año de emisión: 2007.
El curso de capacitación automatizado para la operación de la turbina PT-80/100-130/13 fue desarrollado para la capacitación del personal operativo que da servicio a las plantas de turbinas. de este tipo y es un medio de capacitación, preparación previa al examen y prueba de examen del personal de CHP.
AUK se compila sobre la base de la documentación reglamentaria y técnica utilizada en la operación de las turbinas PT-80/100-130/13. Contiene material textual y gráfico para el estudio interactivo y la evaluación de los estudiantes.
Este AUC describe el diseño y las características tecnológicas de los equipos principales y auxiliares de las turbinas de calefacción PT-80/100-130/13, a saber: válvulas principales de vapor, válvula de cierre, válvulas de control, entrada de vapor HPC, características de diseño de HPC, HPC, HPC, rotores de turbina, cojinetes, dispositivo de bloqueo, sistema de sellado, unidad condensadora, regeneración de baja presión, bombas de alimentación, regeneración de alta presión, planta combinada de calor y energía, sistema de aceite de turbina, etc.
Se consideran los modos de operación de arranque, normal, emergencia y parada de una planta de turbinas, así como los principales criterios de confiabilidad para calentar y enfriar tuberías de vapor, bloques de válvulas y cilindros de turbinas.
Sistema considerado regulación automática turbinas, sistema de protección, bloqueo y señalización.
Se ha determinado el procedimiento de admisión a inspección, ensayo, reparación de equipos, normas de seguridad y seguridad contra explosiones e incendios.
La composición de las AUC:
El Curso de Entrenamiento Automatizado (AUC) es herramienta de software diseñado para la formación inicial y la posterior evaluación de los conocimientos del personal centrales eléctricas y redes electricas. En primer lugar, para la formación del personal operativo y operativo-reparador.
La base de las AUC es la producción operativa y descripciones de trabajo, materiales reglamentarios, datos de los fabricantes de equipos.
ABC incluye:
— sección de información teórica general;
— una sección que trata del diseño y operación de un tipo particular de equipo;
- sección de autoexamen del aprendiz;
- bloque del examinador.
Además de los textos, AUC contiene el material gráfico necesario (diagramas, dibujos, fotografías).
Contenido de la información de AUK.
1. El material del texto se basa en las instrucciones de funcionamiento, turbina PT-80/100-130/13, instrucciones de fábrica, otros materiales reglamentarios y técnicos e incluye las siguientes secciones:
1.1. Funcionamiento de la unidad de turbina PT-80/100-130/13.
1.1.1. Información general sobre la turbina.
1.1.2. Sistema de aceite.
1.1.3. Sistema de regulación y protección.
1.1.4. dispositivo de condensación
1.1.5. Planta regenerativa.
1.1.6. Instalación para calentar agua de red.
1.1.7. Preparación de la turbina para su funcionamiento.
Preparación e inclusión en el trabajo. sistema de aceite y WPU.
Preparación e inclusión en la operación del sistema de control y protección de la turbina.
Pruebas de protección.
1.1.8. Preparación e inclusión en el funcionamiento del dispositivo condensador.
1.1.9. Preparación y puesta en marcha de la planta regenerativa.
1.1.10. Preparación de instalación para calentar agua de red.
1.1.11. Preparación de la turbina para la puesta en marcha.
1.1.12. Instrucciones generales a seguir al arrancar la turbina desde cualquier estado.
1.1.13. Arranque en frío de turbinas.
1.1.14. Arrancar la turbina desde un estado caliente.
1.1.15. Modo de funcionamiento y cambio de parámetros.
1.1.16. modo de condensación.
1.1.17. Modo con selecciones para producción y calentamiento.
1.1.18. Restablecimiento y sobrecarga de carga.
1.1.19. Parada de turbina y reinicio del sistema.
1.1.20. Examen condición técnica y mantenimiento. Horarios de control de protección.
1.1.21. Mantenimiento sistemas de lubricación y VPU.
1.1.22. Mantenimiento de la planta condensadora y regenerativa.
1.1.23. Mantenimiento de la instalación de agua caliente de la red.
1.1.24. Precauciones de seguridad al dar servicio a un turbogenerador.
1.1.25. Seguridad contra incendios al dar servicio a las unidades de turbina.
1.1.26. El procedimiento para probar válvulas de seguridad.
1.1.27. Aplicación (protección).
2. El material gráfico en este AUC se presenta como parte de 15 figuras y diagramas:
2.1. Sección longitudinal de la turbina PT-80/100-130-13 (CVP).
2.2. Sección longitudinal de la turbina PT-80/100-130-13 (TsSND).
2.3. Esquema de tuberías de extracción de vapor.
2.4. Esquema de oleoductos de un turbogenerador.
2.5. Esquema de suministro y succión de vapor de sellos.
2.6. Calentador de prensaestopas PS-50.
2.7. Características del calentador de prensaestopas PS-50.
2.8. Esquema del condensado principal del turbogenerador.
2.9. Esquema de tuberías de agua de la red.
2.10. Esquema de tuberías para succión de mezcla vapor-aire.
2.11. Esquema de protección PVD.
2.12. Esquema de la tubería de vapor principal de la unidad de turbina.
2.13. Esquema de drenaje de la unidad de turbina.
2.14. Esquema del sistema de gas-oil del generador TVF-120-2.
2.15. Características energéticas de la unidad de tubería tipo PT-80/100-130/13 LMZ.
comprobacion de conocimientos
Después de estudiar el texto y el material gráfico, el estudiante puede ejecutar el programa autochequeo conocimiento. El programa es una prueba que comprueba el grado de asimilación del material de la instrucción. En caso de una respuesta errónea, se muestra al operador un mensaje de error y una cita del texto de la instrucción que contiene la respuesta correcta. El número total de preguntas en este curso es de 300.
Examen
Después de pasar curso de entrenamiento y autocontrol de los conocimientos que el estudiante aprueba prueba de examen. Incluye 10 preguntas seleccionadas automáticamente al azar de entre las preguntas previstas para la autoevaluación. Durante el examen, se le pide al examinado que responda estas preguntas sin indicaciones y la oportunidad de consultar el libro de texto. No se muestran mensajes de error hasta el final de la prueba. Una vez finalizado el examen, el estudiante recibe un protocolo que contiene las preguntas propuestas, las respuestas elegidas por el examinador y comentarios sobre las respuestas erróneas. La calificación del examen se establece automáticamente. El protocolo de prueba se almacena en el disco duro de la computadora. Es posible imprimirlo en una impresora.
Enviar su buen trabajo en la base de conocimiento es simple. Utilice el siguiente formulario
Los estudiantes, estudiantes de posgrado, jóvenes científicos que utilizan la base de conocimientos en sus estudios y trabajos le estarán muy agradecidos.
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anotación
En esto Papel a plazo el cálculo del esquema térmico básico de la central en base a la cogeneración turbina de vapor
PT-80/100-130/13 a temperatura ambiente, se calculan el sistema de calefacción regenerativa y calentadores de red, así como los indicadores de eficiencia térmica de la planta de turbina y la unidad de potencia.
El anexo muestra un diagrama térmico esquemático basado en la planta de turbinas PT-80/100-130/13, un gráfico de temperaturas del agua de la red y una carga de calefacción, diagrama h-s de expansión de vapor en la turbina, un diagrama de modos de la PT -80/100-130/13 planta de turbina, vista general del calentador de alta presión PV-350-230-50, especificación vista general PV-350-230-50, sección longitudinal de la planta de turbinas PT-80/100-130/13, especificación de la vista general de los equipos auxiliares incluidos en el esquema TPP.
La obra está compuesta en 45 hojas e incluye 6 cuadros y 17 ilustraciones. En el trabajo se utilizaron 5 fuentes literarias.
- Introducción
- Revisión de literatura científica y técnica (Tecnologías para la generación de energía eléctrica y térmica)
- 1. Descripción del diagrama térmico principal de la planta de turbinas PT-80/100-130/13
- 2. Cálculo del diagrama térmico principal de la planta de turbinas PT-80/100-130/13 en el modo de carga incrementada
- 2.1 Datos iniciales para el cálculo
- 2.2
- 2.3 Cálculo de los parámetros del proceso de expansión de vapor en los compartimientos de la turbina enh- Sdiagrama
- 2.4
- 2.5
- 2.6
- 2.6.1 Instalación de calefacción de red (caldera)
- 2.6.2 Calentadores regenerativos de alta presión y planta de alimentación (bomba)
- 2.6.3 Desaireador de agua de alimentación
- 2.6.4 Calentador de agua cruda
- 2.6.5
- 2.6.6 desaireador agua adicional
- 2.6.7
- 2.6.8 Condensador
- 2.7
- 2.8 Balance de energía de la unidad de turbina PT-80/100-130/13
- 2.9
- 2.10
- Conclusión
- Bibliografía
- Introducción
- Para plantas grandes de todas las industrias con alto consumo de calor, el sistema óptimo de suministro de energía es de un distrito o CHP industrial.
- El proceso de generación de electricidad en las plantas CHP se caracteriza por una mayor eficiencia térmica y un mayor rendimiento energético en comparación con las plantas de energía de condensación. Esto se explica por el hecho de que en ella se aprovecha el calor residual de la turbina, que se desvía a una fuente fría (un receptor de calor de un consumidor externo).
- En el trabajo, el cálculo del esquema térmico básico de la central en base a la producción. turbina de cogeneración PT-80/100-130/13, operando en el modo de diseño a temperatura del aire exterior.
- La tarea de calcular el esquema térmico es determinar los parámetros, costos y direcciones del flujo del fluido de trabajo en unidades y unidades, así como el flujo total de vapor, energía eléctrica e indicadores de eficiencia térmica de la estación.
- 1. Descripción del diagrama térmico principal de la planta de turbinas PT-80/100-130/13
La unidad de potencia eléctrica de 80 MW está compuesta por una caldera de tambor de alta presión E-320/140, una turbina PT-80/100-130/13, un generador y equipos auxiliares.
La unidad de potencia tiene siete selecciones. Es posible llevar a cabo un calentamiento en dos etapas del agua de la red en la planta de turbinas. Hay una caldera principal y de pico, así como una PVC, que se enciende si las calderas no pueden proporcionar el calentamiento requerido del agua de la red.
Vapor fresco de la caldera con una presión de 12,8 MPa y una temperatura de 555 0 Entra en la turbina HPC y, después de salir, se envía a la turbina HPC y luego a la HPC. Habiendo trabajado, el vapor fluye desde el LPC al condensador.
La unidad de potencia para la regeneración tiene tres calentadores de alta presión (HPH) y cuatro calentadores de baja presión (LPH). Los calentadores están numerados desde la cola de la unidad de turbina. El condensado del vapor de calentamiento HPH-7 cae en cascada en HPH-6, en HPH-5 y luego en el desaireador (6 atm). El drenaje de condensados de LPH4, LPH3 y LPH2 también se realiza en cascada en LPH1. Luego, desde el LPH1, el condensado del vapor de calefacción se envía al CM1 (ver PRT2).
El condensado principal y el agua de alimentación se calientan secuencialmente en PE, SH y PS, en cuatro calentadores de baja presión (LPH), en un desaireador de 0,6 MPa y en tres calentadores de alta presión (HPV). El vapor se suministra a estos calentadores desde tres extracciones de vapor de turbina ajustables y cuatro no reguladas.
El bloque para calentar agua en la red de calefacción tiene una planta de calderas, que consta de calentadores de red inferior (PSG-1) y superior (PSG-2), alimentados respectivamente con vapor de las selecciones 6 y 7, y PVK. El condensado de los calentadores de red superior e inferior se suministra mediante bombas de drenaje a los mezcladores SM1 entre LPH1 y LPH2 y SM2 entre los calentadores LPH2 y LPH3.
La temperatura de calentamiento del agua de alimentación se encuentra dentro de (235-247) 0 С y depende de la presión inicial del vapor fresco, la cantidad de subcalentamiento en HPH7.
La primera extracción de vapor (de HPC) se usa para calentar el agua de alimentación en HPH-7, la segunda extracción de vapor (de HPC) - a HPH-6, la tercera (de HPC) - a HPH-5, D6ata, para producción; el cuarto (de CSD) - en LPH-4, el quinto (de CSD) - en LPH-3, el sexto (de CSD) - en LPH-2, desgasificador (1,2 atm), en PSG2, en PSV; el séptimo (de CND) - en PND-1 y PSG1.
Para compensar las pérdidas, el régimen prevé la toma de agua bruta. El agua cruda se calienta en el calentador de agua cruda (RWS) a una temperatura de 35 o C, luego, después del tratamiento químico, ingresa al desaireador 1.2 ata. Para garantizar el calentamiento y la desaireación del agua adicional, se utiliza el calor del vapor de la sexta extracción.
El vapor de las varillas de sellado en una cantidad de D pcs = 0.003D 0 va al desaireador (6 atm). El vapor de las cámaras de sellado extremas se dirige al SH, desde las cámaras de sellado intermedias al PS.
Purga de caldera - dos etapas. El vapor del expansor de la 1ª etapa va al desaireador (6 atm), del expansor de la 2ª etapa al desaireador (1,2 atm). El agua del expansor de la 2ª etapa se suministra a la red principal de agua para reponer parcialmente las pérdidas de la red.
Figura 1. Diagrama esquemático de una central térmica basada en TU PT-80/100-130/13
2. Cálculo del diagrama térmico principal de una planta de turbinasVie-80/100-130/13 en modo de carga alta
El cálculo del esquema térmico básico de la planta de turbinas se basa en el caudal de vapor dado para la turbina. Como resultado del cálculo, determine:
? potencia eléctrica de la unidad de turbina - W mi;
? rendimiento energético de la planta de turbinas y cogeneración en su conjunto:
b. coeficiente acción útil CHP para la producción de electricidad;
en. factor de eficiencia de CHPP para la producción y suministro de calor para calefacción;
d) consumo específico de combustible de referencia para la generación de electricidad;
e) Consumo específico de combustible de referencia para la producción y suministro de energía térmica.
2.1 Datos iniciales para el cálculo
Presión de vapor vivo -
Temperatura del vapor fresco -
Presión en el condensador - P a = 0.00226 MPa
Parámetros de selección de producción de vapor:
consumo de vapor -
donación - ,
reverso - .
Consumo de vapor fresco para la turbina -
Los valores de eficiencia de los elementos del circuito térmico se dan en la Tabla 2.1.
Mesa 2.1. Factor de eficiencia de los elementos del esquema térmico.
|
Elemento del circuito térmico |
Eficiencia |
||
|
Designacion |
Sentido |
||
|
Expansor de purga continua |
|||
|
Calefactor de red inferior |
|||
|
Calentador de red superior |
|||
|
Sistema de calentamiento regenerativo: |
|||
|
Bomba de alimentación |
|||
|
Desaireador de agua de alimentación |
|||
|
enfriador de purga |
|||
|
Calentador de agua purificada |
|||
|
Desaireador de agua condensada |
|||
|
grifos |
|||
|
Calentador de sello |
|||
|
eyector de sellos |
|||
|
Tuberías |
|||
|
Generador |
|||
2.2 Cálculo de presiones en extracciones de turbina
Carga térmica El CHPP está determinado por las necesidades del consumidor de producción de vapor y el suministro de calor a un consumidor externo para calefacción, ventilación y suministro de agua caliente.
Para calcular las características de la eficiencia térmica de una planta CHP con una turbina industrial de calor y electricidad en un modo de carga incrementada (por debajo de -5ºС), es necesario determinar la presión del vapor en las purgas de la turbina. Esta presión se establece en función de los requisitos del usuario industrial y gráfico de temperatura agua de red.
En este trabajo de curso se adopta una extracción de vapor constante para las necesidades tecnológicas (industriales) de un consumidor externo, que es igual a la presión, que corresponde a la operación nominal de la turbina, por lo tanto, la presión en las extracciones de turbina no regulada No .1 y No. 2 es:
Los parámetros del vapor en las extracciones de turbinas en modo nominal se conocen a partir de sus principales parámetros. especificaciones.
Es necesario determinar el valor de presión real (es decir, para un modo dado) en la extracción de calor. Para hacer esto, se realiza la siguiente secuencia de acciones:
1. De acuerdo con el valor dado y el gráfico de temperatura seleccionado (dado) de la red de calefacción, determinamos la temperatura del agua de la red detrás de los calentadores de red a una temperatura exterior dada t nar
t sol = t S.O + b CHP ( t PD - t OS)
t BC \u003d 55.6 + 0.6 (106.5 - 55.6) \u003d 86.14 0 C
2. De acuerdo con el valor aceptado de subenfriamiento del agua y el valor t BC encontramos la temperatura de saturación en el calentador de red:
= t sol + y
86.14 + 4.3 \u003d 90.44 0 C
Luego, de acuerdo con las tablas de saturación de agua y vapor, determinamos la presión del vapor en el calentador de la red. R BC = 0,07136 MPa.
3. La carga de calor en el calentador de red inferior alcanza el 60% de la carga total en la sala de calderas
t NS = t OS + 0.6 ( t VS - t OS)
tNS \u003d 55.6 + 0.6 (86.14 - 55.6) \u003d 73.924 0 C
De acuerdo con las tablas de saturación de agua y vapor, determinamos la presión de vapor en el calentador de red. R HC \u003d 0.04411 MPa.
4. Determinamos la presión del vapor en las extracciones de cogeneración (reguladas) No. 6, No. 7 de la turbina, teniendo en cuenta las pérdidas de carga aceptadas por tuberías:
donde se aceptan pérdidas en tuberías y sistemas de control de la turbina:; ;
5. Según el valor de la presión de vapor ( R 6 ) en la extracción de calentamiento N° 6 de la turbina, especificamos la presión de vapor en las extracciones de turbina no reguladas entre la extracción industrial N° 3 y la extracción de calentamiento controlado N° 6 (según la ecuación de Flugel-Stodola):
dónde D 0 , D, R 60 , R 6 - caudal y presión de vapor en la extracción de la turbina en modo nominal y calculado, respectivamente.
2.3 Cálculo de parámetrosproceso de expansión de vapor en los compartimentos de la turbina enh- Sdiagrama
De acuerdo con el método que se describe a continuación y los valores de presiones en las extracciones que se encuentran en el párrafo anterior, construimos un diagrama del proceso de expansión del vapor en la trayectoria del flujo de la turbina en t litera=- 15 є DE.
Punto de intersección en h, s- el diagrama isobar con isoterma determina la entalpía del vapor fresco (punto 0 ).
La pérdida de presión de vapor vivo en las válvulas de cierre y control y en la ruta de vapor de arranque con las válvulas completamente abiertas es de aproximadamente 3%. Por lo tanto, la presión del vapor frente a la primera etapa de la turbina es:
Sobre el h, s- el diagrama muestra el punto de intersección de la isobara con el nivel de entalpía del vapor fresco (punto 0 /).
Para el cálculo de los parámetros de vapor a la salida de cada compartimiento de la turbina, contamos con los valores de la eficiencia relativa interna de los compartimientos.
Tabla 2.2. Rendimiento relativo interno de la turbina por compartimentos
Desde el punto obtenido (punto 0 /) se dibuja una línea verticalmente hacia abajo (a lo largo de la isentropía) hasta la intersección con la isobara de presión en la selección No. 3. La entalpía del punto de intersección es igual a.
La entalpía del vapor en la cámara de la tercera selección regenerativa en el proceso de expansión real es igual a:
Similar a h, s- el diagrama contiene puntos correspondientes al estado del vapor en la cámara de las selecciones sexta y séptima.
Después de construir el proceso de expansión de vapor en h, S- el diagrama muestra isobaras de extracciones no reguladas para calentadores regenerativos R 1 , R 2 ,R 4 ,R 5 y se establecen las entalpías de vapor en estas extracciones.
construida sobre h, s- en el diagrama, los puntos están conectados por una línea, que refleja el proceso de expansión del vapor en la trayectoria del flujo de la turbina. El gráfico del proceso de expansión del vapor se muestra en la Figura A.1. (Apéndice A).
Según lo construido h, s- el diagrama determina la temperatura del vapor en la selección correspondiente de la turbina por los valores de su presión y entalpía. Todos los parámetros se dan en la tabla 2.3.
2.4 Cálculo de parámetros termodinámicos en calentadores
La presión en los calentadores regenerativos es menor que la presión en las cámaras de extracción por la cantidad de pérdida de presión debido a la resistencia hidráulica de las tuberías de extracción, las válvulas de seguridad y de cierre.
1. Calculamos la presión de vapor de agua saturada en calentadores regenerativos. Las pérdidas de presión en la tubería desde la extracción de la turbina hasta el calentador correspondiente se toman iguales a:
La presión del vapor de agua saturado en los desaireadores de agua de alimentación y condensación se conoce por sus características técnicas y es igual, respectivamente, a
2. Según la tabla de propiedades del agua y el vapor en estado de saturación, según las presiones de saturación encontradas, determinamos las temperaturas y entalpías del condensado de vapor de calefacción.
3. Aceptamos subenfriamiento de agua:
En calentadores regenerativos de alta presión - 2єDE
En calentadores regenerativos de baja presión - 5єDE,
En desaireadores - 0є DE ,
por lo tanto, la temperatura del agua a la salida de estos calentadores es:
, є DE
4. Se determina la presión del agua aguas abajo de los respectivos calentadores resistencia hidráulica Tracto y modo de funcionamiento de las bombas. Los valores de estas presiones se aceptan y se dan en la Tabla 2.3.
5. De acuerdo con las tablas para agua y vapor sobrecalentado, determinamos la entalpía del agua después de los calentadores (por los valores y):
6. El calentamiento del agua en el calentador se define como la diferencia entre las entalpías del agua a la entrada y salida del calentador:
, kJ/kg;
kJ/kg;
kJ/kg;
kJ/kg;
kJ/kg
kJ/kg;
kJ/kg;
kJ/kg;
kJ/kg,
donde es la entalpía del condensado a la salida del calentador del sello. En este trabajo, este valor se toma igual a.
7. El calor cedido por el vapor de calefacción al agua del calentador:
2.5 Parámetros de vapor y agua en la planta de turbinas
Para facilitar los cálculos posteriores, los parámetros de vapor y agua en la planta de turbinas, calculados anteriormente, se resumen en la Tabla 2.3.
Los datos sobre los parámetros de vapor y agua en los enfriadores de drenaje se dan en la Tabla 2.4.
Tabla 2.3. Parámetros de vapor y agua en la planta de turbinas
|
pag, MPa |
yo, 0 DE |
h, kJ/kg |
p", MPa |
t" H, 0 DE |
h B H, kJ/kg |
0 DE |
pags BMPa |
t PAGS, 0 DE |
h B PAGS, kJ/kg |
kJ/kg |
||
Tabla 2.4. Parámetros de vapor y agua en enfriadores de drenaje
2.6 Determinación de caudales de vapor y condensado en los elementos del esquema térmico
El cálculo se realiza en el siguiente orden:
1. Flujo de vapor a la turbina en el modo de diseño.
2. Fugas de vapor a través de los sellos
Aceptar, entonces
4. Consumo de agua de alimentación por caldera (incluida la purga)
¿Dónde está la cantidad de agua de la caldera que entra en la purga continua?
D etc.=(b etc./100) ·D pág.=(1,5/100) 131,15=1,968kg/s
5. Salida de vapor del expansor de purga
¿Dónde está la proporción de vapor liberado del agua de purga en el expansor de purga continua?
6. Salida de agua de purga del expansor
7. Consumo de agua adicional de la planta de tratamiento químico de agua (CWT)
de donde es el coeficiente de retorno de condensado
consumidores de producción, aceptamos;
El cálculo de las tasas de flujo de vapor en calentadores regenerativos y de red en el desaireador y el condensador, así como las tasas de flujo de condensado a través de calentadores y mezcladores, se basa en las ecuaciones de los balances de materia y calor.
Las ecuaciones de equilibrio se compilan secuencialmente para cada elemento del esquema térmico.
La primera etapa en el cálculo del esquema térmico de una planta de turbinas es la elaboración de balances térmicos para los calentadores de la red y la determinación de los caudales de vapor para cada uno de ellos en base a la carga térmica dada de la turbina y el gráfico de temperatura. Después de eso, se compilan los balances de calor de los calentadores regenerativos de alta presión, los desaireadores y los calentadores de baja presión.
2.6.1 Instalación de calefacción de red (sala de calderas))
Tabla 2.5. Parámetros de vapor y agua en una planta de calefacción de red.
|
Índice |
Calentador inferior |
Calentador superior |
|
|
Calentamiento de vapor Presión de selección P, MPa |
|||
|
Presión en el calentador Р?, MPa |
|||
|
Temperatura del vapor t, ºС |
|||
|
Salida de calor qns, qvs, kJ/kg |
|||
|
Condensado de vapor de calefacción Temperatura de saturación tn, єС |
|||
|
Entalpía de saturación h?, kJ/kg |
|||
|
agua de red Subcalentamiento en el calentador Ins, Ivs, єС |
|||
|
Temperatura de entrada tс, tns, єС |
|||
|
Entalpía de entrada, kJ/kg |
|||
|
Temperatura de salida tns, tvs, єС |
|||
|
Entalpía de salida, kJ/kg |
|||
|
Calentamiento en el calentador fns, fvs, kJ/kg |
Los parámetros de instalación se definen en la siguiente secuencia.
1. Consumo de agua de red para el modo calculado
2. Balance de calor del calentador de red inferior
Flujo de vapor de calefacción al calentador de red inferior
de la Tabla 2.1.
3. Balance de calor del calentador de red superior
Flujo de vapor de calefacción al calentador de red superior
Calentadores regenerativos de alta temperatura planta de presión y alimentación (bomba)
PEBD 7
La ecuacion balance de calor PVD7
Consumo de vapor de calefacción para PVD7
PEBD 6
Ecuación de balance de calor para HPH6
Consumo de vapor de calefacción para PVD6
calor extraído del drenaje OD2
Bomba de alimentación (PN)
Presión después de PN
Presión en la bomba en PN
Caída de presión
El volumen específico de agua en PN v PN - determinado a partir de las tablas por valor
R Lun.
Eficiencia de la bomba de alimentación
Calentamiento de agua en Mon
Entalpía después de PN
Donde - de la tabla 2.3;
Ecuación de balance de calor HPH5
Consumo de vapor de calefacción para PVD5
2.6.3 Desaireador de agua de alimentación
Se acepta el caudal de vapor de los sellos de los vástagos de válvula en el DPV
Entalpía de vapor de sellos de vástago de válvula
(a P = 12,9 MPa y t=556 0 DE) :
Evaporación del desaireador:
D tema=0,02 D fotovoltaica=0.02
La parte de vapor (en fracciones del vapor del desaireador que va al PE, los sellos de las cámaras de sellado central y final
Ecuación de balance de materiales del desaireador:
.
Ecuación de balance de calor del desaireador
Después de sustituir en esta ecuación la expresión D CD obtenemos:
Consumo de vapor de calefacción desde la extracción de la tercera turbina hasta el DPV
de ahí el consumo de vapor de calefacción de la turbina de extracción N° 3 al DPV:
D D = 4,529.
Flujo de condensado en la entrada del desaireador:
D KD \u003d 111,82 - 4,529 \u003d 107,288.
2.6.4 Calentador de agua cruda
Entalpía de drenaje h PSV=140
.
2.6.5 Expansor de purga de dos etapas
2ª etapa: expansión de agua hirviendo a 6 atm en cantidad
hasta una presión de 1 atm.
= + (-)
enviado al desaireador atmosférico.
2.6.6 Desaireador de agua adicional
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Ecuación del balance de materia del purgador de condensados de retorno y agua adicional DKV.
D KV = + D Punto de vista + D Aceptar + D VO;
Consumo de agua tratada químicamente:
D OB = ( D PAGS - D bien) + + D UTAH.
Balance térmico del enfriador de agua de purga
condensado de turbina de material
dónde q OP = h h calor suministrado al agua adicional en el OP.
q OP \u003d 670.5- 160 \u003d 510.5 kJ / kg,
dónde: h entalpía del agua de purga a la salida del OP.
Aceptamos el retorno de condensado de los consumidores de calor industrial?k = 0.5 (50%), entonces:
D Aceptar = ?k* D P = 0,5 51,89 = 25,694 kg/s;
D HR = (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 kg/s.
El calentamiento de agua adicional en el OP se determina a partir de la ecuación de balance de calor del OP:
= 27.493 de aquí:
= 21,162 kJ/kg.
Después del enfriador de purga (BP), el agua adicional ingresa al tratamiento químico de agua y luego al calentador de agua tratada químicamente.
Balance térmico del calentador de agua purificada químicamente POV:
dónde q 6 - la cantidad de calor transferido en el calentador por el vapor de la turbina de extracción No. 6;
Calentamiento de agua en POV. Aceptar h HR = 140 kJ/kg, entonces
.
La tasa de flujo de vapor para SOW se determina a partir del balance de calor del calentador de agua tratado químicamente:
D POV 2175.34 = 27.493 230.4 de donde D POV = 2,897 kg/s.
De este modo,
D KV = D
Ecuación de balance de calor para desaireador de agua tratada químicamente:
D h 6 + D punto de vista h+ D OK h+ D VO hD AF h
D 2566,944+ 2,897 391,6+ 25,694 376,77 + 27,493 370,4= (D+ 56,084) * 391,6
De aquí D\u003d 0,761 kg / s: consumo de vapor de calefacción en el DKV y extracción No. 6 de la turbina.
El caudal de condensado a la salida de la DKV:
D KV \u003d 0.761 + 56.084 \u003d 56.846 kg / s.
2.6.7 Calentadores regenerativos de baja presión
PEAD 4
Ecuación de balance de calor para HDPE4
.
Consumo de vapor de calefacción para LPH4
,
dónde
HDPE y mezcladorCM2
Ecuación de balance de calor combinado:
donde está el flujo de condensado en la salida de LPH2:
D K6 = D KD- D AF -D Sol - D PSV = 107,288 -56,846 - 8,937 - 2,897 = 38,609
sustituto D K2 en la ecuación de balance de calor combinado:
D\u003d 0.544 kg / s - consumo de vapor de calefacción en LPH3 de la selección No. 5
turbinas
PND2, mezclador CM1, PND1
Temperatura para PS:
Se compilan 1 ecuación de material y 2 ecuaciones de balance de calor:
1.
2.
3.
sustituir en la ecuacion 2
Obtenemos:
kg/s;
D P6 = 1,253 kg/s;
D P7 = 2,758 kg/s.
2.6.8 Condensador
Ecuación de balance de materiales del capacitor
.
2.7 Comprobación del cálculo del balance de materia
La verificación de la corrección de tener en cuenta en los cálculos de todos los flujos del esquema térmico se lleva a cabo comparando los balances de materiales para vapor y condensado en el condensador de la turbina.
Flujo de vapor de escape al condensador:
,
donde está el caudal de vapor de la cámara de extracción de la turbina con el número.
Los caudales de vapor de las extracciones se dan en la Tabla 2.6.
Tabla 2.6. Consumo de vapor para extracciones de turbina
|
Nº de selección |
Designacion |
Consumo de vapor, kg/s |
|
|
D 1 =D P1 |
|||
|
D 2 =D P2 |
|||
|
D 3 =D P3+D D+D PAGS |
|||
|
D 4 =D P4 |
|||
|
D 5 = D NS + D P5 |
|||
|
D 6 =D P6+D Sol++D PSV |
|||
|
D 7 =D P7+D HC |
Caudal total de vapor de las extracciones de turbinas
Flujo de vapor al condensador después de la turbina:
Error de balance de vapor y condensado
Dado que el error en el balance de vapor y condensado no excede el valor permitido, todos los flujos del esquema térmico se tienen en cuenta correctamente.
2.8 Balance de energía de la unidad de turbina Vie- 80/100-130/13
Determinemos la potencia de los compartimentos de la turbina y su potencia total:
norte i=
dónde norte i OTS - potencia del compartimiento de la turbina, norte i UTS = D i UTS H i UTS,
H i UTS = H i UTS- H i +1 HTS - caída de calor en el compartimiento, kJ/kg,
D i OTS - paso de vapor a través del compartimento, kg/s.
compartimento 0-1:
D 01 UTS = D 0 = 130,5 kg/s,
H 01 UTS = H 0 UTS- H 1 UTS = 34 8 7 - 3233,4 = 253,6 kJ/kg,
norte 01 UTS = 130,5 . 253,6 = 33,095 MVt.
- compartimento 1-2:
D 12 UTS = D 01 -D 1 = 130,5 - 8,631 = 121,869 kg/s,
H 12 UTS = H 1 UTS- H 2 UTS = 3233,4 - 3118,2 = 11 5,2 kJ/kg,
norte 12 UTS = 121,869 . 11 5,2 = 14,039 MVt.
- compartimento 2-3:
D 23 UTS = re 12 -D 2 = 121,869 - 8,929 = 112,94 kg/s,
H 23 UTS = H 2 UTS- H 3 UTS = 3118,2 - 2981,4 = 136,8 kJ/kg,
norte 23 UTS = 112,94 . 136,8 = 15,45 MVt.
- compartimento 3-4:
D 34 UTS = D 23 -D 3 = 112,94 - 61,166 = 51,774 kg/s,
H 34 UTS = H 3 UTS- H 4 UTS = 2981,4 - 2790,384 = 191,016 kJ/kg,
norte 34 UTS = 51,774 . 191,016 = 9,889 MVt.
- compartimento 4-5:
D 45 UTS = D 34 -D 4 = 51,774 - 8,358 = 43,416 kg/s,
H 45 UTS = H 4 UTS- H 5 UTS = 2790,384 - 2608,104 = 182,28 kJ/kg,
norte 45 UTS = 43,416 . 182,28 = 7,913 MVt.
- compartimento 5-6:
D 56 UTS = D 45 -D 5 = 43,416 - 9,481 = 33, 935 kg/s,
H 56 UTS = H 5 UTS- H 6 UTS = 2608,104 - 2566,944 = 41,16 kJ/kg,
norte 45 UTS = 33, 935 . 41,16 = 1,397 MVt.
- compartimento 6-7:
D 67 UTS = D 56 -D 6 = 33, 935 - 13,848 = 20,087 kg/s,
H 67 UTS = H 6 UTS- H 7 UTS = 2566,944 - 2502,392 = 64,552 kJ/kg,
norte 67 UTS = 20,087 . 66,525 = 1, 297 MVt.
- compartimento 7-K:
D 7k UTS = D 67 -D 7 = 20,087 - 13,699 = 6,388 kg/s,
H 7k UTS = H 7 UTS- H a UTS = 2502,392 - 2442,933 = 59,459 kJ/kg,
norte 7k UTS = 6,388 . 59,459 = 0,38 MVt.
3.5.1 Potencia total de los compartimientos de turbinas
3.5.2 La potencia eléctrica del conjunto turbina viene determinada por la fórmula:
norte mi = norte i
donde es la eficiencia mecánica y eléctrica del generador,
norte E \u003d 83.46. 0.99. 0,98=80,97MW.
2.9 Indicadores de eficiencia térmica de turbinas
Consumo total de calor para la planta de turbinas
, megavatios
.
2. Consumo de calor para calefacción
,
dónde h T- coeficiente teniendo en cuenta las pérdidas de calor en el sistema de calefacción.
3. Consumo total de calor para consumidores industriales
,
.
4. Consumo total de calor para consumidores externos
, megavatios
.
5. Consumo de calor para la planta de turbinas para la producción de electricidad
,
6. Eficiencia de la planta de turbinas para la producción de electricidad (excluyendo el consumo propio de electricidad)
,
.
7. Consumo de calor específico para la generación de electricidad
,
2.10 Indicadores energéticos de cogeneración
Parámetros de vapor fresco a la salida del generador de vapor.
- presión P PG = 12,9 MPa;
- Eficiencia bruta del generador de vapor de SG = 0,92;
- temperatura t SG = 556 о С;
- h PG = 3488 kJ/kg en el indicado R PG y t PG.
Rendimiento del generador de vapor, tomado de las características de la caldera E-320/140
.
1. Carga térmica del grupo electrógeno de vapor
, megavatios
2. Eficiencia de tuberías (transporte de calor)
,
.
3. Eficiencia de cogeneración para la producción de electricidad
,
.
4. Eficiencia de la CHPP para la producción y suministro de calor para calefacción, teniendo en cuenta el PVK
,
.
PVC en t H=- 15 0 DE obras,
5. Consumo específico de combustible de referencia para la generación de electricidad
,
.
6. Consumo específico de combustible de referencia para la producción y suministro de energía térmica
,
.
7. Consumo de calor de combustible por estación
,
.
8. Eficiencia total de la unidad de potencia (bruta)
,
9. Consumo de calor específico por unidad de potencia CHP
,
.
10. Eficiencia de la unidad de potencia (neta)
,
.
donde E S.N - propio consumo específico de electricidad, E S.N = 0,03.
11. Consumo específico de combustible de referencia "neto"
,
.
12. Consumo de combustible de referencia
kg/s
13. Consumo de combustible de referencia para la generación de calor suministrado a consumidores externos
kg/s
14. Consumo de combustible de referencia para la generación de electricidad
V E U \u003d V U -V T U \u003d 13.214-8.757 \u003d 4.457 kg / s
Conclusión
Como resultado del cálculo del esquema térmico de la central eléctrica basado en la turbina de producción de calor y electricidad PT-80/100-130/13, operando en el modo de carga incrementada a temperatura ambiente, los siguientes valores de Se obtuvieron los principales parámetros que caracterizan la central eléctrica de este tipo:
Consumo de vapor en extracciones de turbina
Consumo de vapor de calefacción para calentadores de red.
Salida de calor para calefacción por una planta de turbina
q T= 72,22 MW;
Salida de calor de una planta de turbinas a consumidores industriales
q PAGS= 141,36 MW;
Consumo total calor para consumidores externos
q TP= 231,58 MW;
Potencia en los terminales del generador
norte oh=80,97 MW;
Eficiencia CHP para la generación de electricidad
Eficiencia de CHPP para la producción y suministro de calor para calefacción
Consumo específico de combustible para la generación de electricidad
b mi A= 162,27 g/kw/hora
Consumo específico de combustible para la producción y suministro de energía térmica
b T A= 40.427 kg/GJ
Eficiencia CHP total bruta
Eficiencia total de cogeneración "neta"
Consumo específico de combustible de referencia por estación "neto"
Bibliografía
1. Ryzhkin V. Ya. Centrales térmicas: un libro de texto para universidades - 2ª ed., Revisada. - M.: Energía, 1976.-447p.
2. Alexandrov A.A., Grigoriev B.A. Tablas de propiedades termofísicas del agua y el vapor: Manual. - M.: Ed. MPEI, 1999. - 168s.
3. Poleshchuk I.Z. Elaboración y cálculo de esquemas térmicos básicos de central térmica. Pautas a proyecto de curso en la disciplina "TPP y NPP", / Estado de Ufa. aviación tech.un - t. - Ufá, 2003.
4. Norma de la empresa (STP UGATU 002-98). Requisitos para la construcción, presentación, diseño.-Ufa.: 1998.
5. Boyko E.A. Centrales termotubulares en TPP: Guía de ayuda- IPC KSTU, 2006. -152s
6. . Centrales térmicas y nucleares: Manual / Bajo la dirección general. miembro correspondiente RAS AV Klimenko y V. M. Zorín. - 3ra ed. - M.: Izd MPEI, 2003. - 648s.: il. - (Ingeniería de energía térmica e ingeniería térmica; Libro 3).
7. . Turbinas de Centrales Térmicas y Nucleares: Libro de Texto para Escuelas Secundarias / Ed. A.G., Kostyuk, V.V. Frolova. - 2ª ed., revisada. y adicional - M.: Izd MPEI, 2001. - 488 p.
8. Cálculo de circuitos térmicos de plantas de turbinas de vapor: Edición electrónica educativa / Poleshchuk I.Z. - GOU VPO UGATU, 2005.
Convenciones plantas de energía, equipos y sus elementos (incluidostexto, figuras, índices)
D - desgasificador de agua de alimentación;
DN - bomba de drenaje;
K - condensador, caldera;
KN - bomba de condensado;
OE - enfriador de drenaje;
PrTS - diagrama térmico básico;
PVD, HDPE - calentador regenerativo (alta, baja presión);
PVK - caldera de agua caliente máxima;
SG - generador de vapor;
PE - sobrecalentador (primario);
PN - bomba de alimentación;
PS - calentador de prensaestopas;
PSG - calentador de red horizontal;
PSV - calentador de agua cruda;
PT - turbina de vapor; turbina de calefacción con extracción de vapor industrial y de calefacción;
PHOV - calentador de agua químicamente purificado;
PE - enfriador de eyector;
P - expansor;
CHPP - planta combinada de calor y electricidad;
CM - mezclador;
СХ - enfriador de caja de relleno;
HPC - cilindro de alta presión;
LPC - cilindro de baja presión;
EG - generador eléctrico;
Anexo A
Anexo B
Diagrama de modo PT-80/100
Anexo B
Horarios de calentamiento para la regulación de la calidad de la liberacióncalor según la temperatura exterior media diaria
Alojado en Allbest.ru
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Modernización integral de la turbina de vapor PT-80/100-130/13
El propósito de la modernización es aumentar la potencia eléctrica y de calefacción de la turbina con un aumento en la eficiencia de la planta de turbinas. La modernización en el alcance de la opción principal consiste en la instalación de sellos tipo nido de abeja del HPC y el reemplazo de la ruta de flujo de media presión con la fabricación de un nuevo rotor LP para aumentar banda ancha VAN hasta 383 t/h. Al mismo tiempo, se mantiene el rango de regulación de presión en la selección de producción, flujo máximo el vapor en el condensador no cambia.
Unidades reemplazables al actualizar la unidad de turbina en el alcance de la opción básica:
- Instalación de sellos de cubierta de nido de abeja 1-17 etapas HPC;
- Aparato de guía TsSND;
- Sillas de montar RK ChSD con un área de flujo más grande con refinamiento cajas de vapor la mitad superior de la carcasa del CSD para la instalación de nuevas cubiertas;
- Válvulas de control SD y dispositivo de distribución de levas;
- Diafragmas de 19 a 27 etapas de TsSND, equipados con sellos de nido de abeja y anillos de sellado con resortes torcidos;
- Rotor SND con palas de trabajo nuevas instaladas de 18-27 etapas de TsSND con vendajes fresados integralmente;
- Soportes de diafragma No. 1, 2, 3;
- Jaula del sello del extremo delantero y juntas tóricas con resortes helicoidales;
- Los discos adjuntos 28, 29, 30 pasos se almacenan de acuerdo con estructura existente, lo que le permite reducir el costo de la actualización (siempre que se utilicen discos adjuntos antiguos).
Como resultado de la modernización según la opción principal, se logra lo siguiente:
- Incrementar la potencia eléctrica máxima de la turbina hasta 110 MW y la potencia de extracción de calor hasta 168,1 Gcal/h debido a la reducción de la extracción industrial.
- Garantizar un funcionamiento fiable y maniobrable de la planta de turbinas en todo condiciones de operación trabajo, incluyendo como mínimo posibles presiones en selecciones industriales y de calefacción.
- Aumentar la eficiencia de la planta de turbinas;
- Asegurar la estabilidad de los indicadores técnicos y económicos alcanzados durante el período de revisión.
El efecto de la modernización en el alcance de la oferta principal:
| Modos de unidad de turbina | Potencia eléctrica, MW | Consumo de vapor para calefacción, t/h | Consumo de vapor para producción, t/h |
condensación | |||
Nominal | |||
máximo poder | |||
con máximo | |||
Aumentar la eficiencia del CHSD | |||
Aumento de la eficiencia de la HPC | |||
Ofertas adicionales (opciones) para la modernización
- Modernización de la carcasa de la etapa de control de HPC con la instalación de sellos de nido de abeja over-shroud
- Instalación de diafragmas de las últimas etapas con un volumen tangencial
- Sellos altamente herméticos para vástagos de válvulas de control HPC
El efecto de la modernización por opciones adicionales.
№ | Nombre | Efecto |
Modernización de la carcasa de la etapa de control de HPC con la instalación de sellos de nido de abeja over-shroud | Aumento de potencia en 0,21-0,24 MW |
|
Instalación de diafragmas de las últimas etapas con un volumen tangencial | Modo de condensación: |
|
Sello de diafragma rotatorio | Aumento de la eficiencia de la planta de turbinas cuando opera en el modo con un diafragma rotativo completamente cerrado 7 Gcal/h |
|
Reemplazo de sellos de cubierta de HPC y HPC por los de nido de abeja | Aumentar la eficiencia de los cilindros (cilindro de alta presión en un 1,2-1,4 %, TsSND en un 1 %); |
|
Sustitución de válvulas de control HPC | Aumento de potencia en 0,02-0,11 MW |
|
Instalación de sellos finales de panal LPC | Eliminación de la succión de aire a través de los sellos finales |
PLANTA DE TURBINAS DE VAPOR PT-80/100-130/13
POTENCIA 80MW
Turbina de condensación de vapor PT-80/100-130/13 (Fig. 1) con extracción de vapor controlada (calefacción industrial y de dos etapas) con una potencia nominal de 80 MW, con una velocidad de rotación de 3000 rpm está diseñada para accionar directamente un generador de corriente alterna con una capacidad de 120 MW de tipo TVF-120-2 cuando se trabaja en un bloque con una unidad de caldera.
La turbina tiene un dispositivo regenerativo para calentar el agua de alimentación, calentadores de red para el calentamiento escalonado del agua de la red y debe trabajar junto con una unidad de condensación (Fig. 2).
La turbina está diseñada para operar con los siguientes parámetros principales, que se presentan en la Tabla 1.
La turbina dispone de extracciones de vapor regulables: producción con una presión de 13 ± 3 kgf/cm 2 abs.; dos extracciones de calefacción (para agua de red de calefacción): superior con una presión de 0,5-2,5 kgf/cm 2 abs.; inferior - 0.3-1 kgf / cm 2 abs.
La regulación de la presión se realiza con la ayuda de un diafragma regulador instalado en la cámara de extracción de calefacción inferior.
La presión regulada en las extracciones de calefacción se mantiene: en la selección superior cuando se activan dos extracciones de calefacción, en la inferior - cuando se activa una extracción de calefacción inferior.
El agua de alimentación se calienta secuencialmente en HPH, desaireador y HPH, los cuales son alimentados con vapor de las extracciones de turbinas (reguladas y no reguladas).
Los datos sobre las selecciones regenerativas se dan en la Tabla. 2 y corresponden a los parámetros en todos los aspectos.
Tabla 1 Tabla 2
|
Calentador |
Parámetros de vapor en la cámara de selección |
Cantidad seleccionado vapor, t/h |
|
|
Presión, kgf/cm 2 abs. |
Temperatura, С |
||
|
PEBD nº 6 |
|||
|
desaireador |
|||
|
PND No. 2 |
|||
|
PND No. 1 |
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El agua de alimentación proveniente del desaireador al sistema regenerativo de la planta de turbinas tiene una temperatura de 158°C.
Con parámetros nominales de vapor vivo, caudal de agua de refrigeración de 8000 m 3 h, temperatura del agua de refrigeración de 20 °C, regeneración totalmente activada, la cantidad de agua calentada en el HPH igual al 100% del caudal de vapor, cuando la planta de turbinas está funcionando según el esquema con un desgasificador de 6 kgf/cm 2 abs. con calentamiento escalonado del agua de la red, con pleno aprovechamiento del caudal de la turbina y caudal mínimo de vapor al condensador, se pueden tomar los siguientes valores de extracciones controladas: valores nominales de extracciones reguladas a una potencia de 80 MW; selección de producción 185 t/ha una presión de 13 kgf/cm 2 abs.; extracción de calor total 132 t/ha presiones: en la selección superior 1 kgf/cm 2 abs. y en la selección inferior 0,35 kgf/cm2 abs.; el valor máximo de selección de producción a una presión en la cámara de selección de 13 kgf/cm 2 abs. es de 300 t/h; con este valor de extracción de producción y la ausencia de extracción de calor, la potencia de la turbina será de 70 MW; con una potencia nominal de 80 MW y sin extracción de calor, la producción máxima de extracción será de unas 245 t/h; el valor total máximo de extracción de calor es de 200 t/h; con este valor de extracción y la ausencia de extracción de producción, la capacidad será de unos 76 MW; con una potencia nominal de 80 MW y sin extracción de producción, la extracción máxima de calor será de 150 t/h. Además, se puede conseguir una potencia nominal de 80 MW con una extracción máxima de calor de 200 t/h y una extracción de producción de 40 t/h.
Se permite el funcionamiento a largo plazo de la turbina con las siguientes desviaciones de los parámetros principales de los nominales: presión de vapor vivo 125-135 kgf/cm 2 abs.; temperatura del vapor vivo 545-560°C; aumentar la temperatura del agua de refrigeración en la entrada del condensador a 33°C y el caudal del agua de refrigeración es de 8000 m 3 h; disminución simultánea a cero del valor de las extracciones de vapor industrial y de calefacción.
Cuando la presión del vapor vivo se aumenta a 140 kgf/cm 2 abs. y temperaturas de hasta 565°C, se permite la operación de la turbina por no más de 30 minutos, y la duración total de la operación de la turbina en estos parámetros no debe exceder las 200 horas por año.
El funcionamiento a largo plazo de una turbina con una potencia máxima de 100 MW para determinadas combinaciones de extracciones de producción y calefacción depende de la magnitud de las extracciones y viene determinado por el diagrama de régimen.
No se permite el funcionamiento de la turbina: a una presión de vapor en la cámara de selección de producción superior a 16 kgf/cm 2 abs. y en la cámara de selección de calentamiento por encima de 2,5 kgf/cm2 abs.; a una presión de vapor en la cámara de la válvula de sobrecarga (detrás de la 4ª etapa) superior a 83 kgf/cm 2 abs.; a una presión de vapor en la cámara de la rueda de control LPC (detrás de la 18ª etapa) superior a 13,5 kgf/cm2 abs.; cuando los reguladores de presión están activados y las presiones en la cámara de extracción de producción están por debajo de 10 kgf/cm 2 abs., y en la cámara de extracción de calentamiento inferior por debajo de 0,3 kgf/cm 2 abs.; para escape a la atmósfera; la temperatura de la parte de escape de la turbina es superior a 70 ° C; de acuerdo con un esquema de instalación temporal sin terminar; con la extracción de calefacción superior conectada con la extracción de calefacción inferior desconectada.
La turbina está equipada con un dispositivo de bloqueo que hace girar el rotor de la turbina.
El conjunto de palas de la turbina está diseñado para funcionar a una frecuencia de red de 50 Hz (3000 rpm).
Se permite la operación a largo plazo de la turbina con desviaciones de frecuencia de la red dentro de 49-50,5 Hz, operación a corto plazo a una frecuencia mínima de 48,5 Hz, arranque de la turbina con parámetros de vapor deslizantes desde estados fríos y calientes.
Duración aproximada de los arranques de la turbina desde varios estados térmicos (de choque a carga nominal): desde un estado frío - 5 horas; después de 48 horas de inactividad - 3 horas 40 minutos; después de 24 horas de inactividad - 2 horas 30 minutos; después de 6-8 horas de inactividad - 1 hora y 15 minutos.
Se permite que la turbina funcione De marcha en vacío después de la desconexión de carga, no más de 15 minutos, siempre que el condensador se enfríe con agua en circulación y el diafragma giratorio esté completamente abierto.
Gastos de calefacción garantizados. En mesa. 3 muestra el consumo de calor específico garantizado. El consumo específico de vapor está garantizado con una tolerancia del 1% sobre la tolerancia de precisión del ensayo.
Tabla 3
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Potencia en terminales del generador, MW |
Selección de producción |
Selección de calefacción |
Temperatura del agua de red a la entrada del calentador de red, PSG 1, °С |
Eficiencia del generador, % |
Temperatura de calentamiento del agua de alimentación, °C |
Consumo de calor específico, kcal/kWh |
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Presión, kgf/cm 2 abs. |
Presión, kgf/cm 2 abs. |
Cantidad de vapor extraído, t/h |
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* Los reguladores de presión en las selecciones están apagados.
Diseño de turbinas. La turbina es una unidad de dos cilindros de un solo eje. La ruta de flujo HPC tiene una etapa de control de una sola fila y 16 etapas de presión.
La parte de flujo del LPC consta de tres partes: la primera (antes de la extracción de calentamiento superior) tiene una etapa de control y siete etapas de presión, la segunda (entre las extracciones de calentamiento) tiene dos etapas de presión y la tercera tiene una etapa de control y dos etapas de presión. etapas de presión.
El rotor de alta presión está forjado en una sola pieza. Los primeros diez discos del rotor de baja presión están forjados integralmente con el eje, los tres discos restantes están montados.
Los rotores HP y LPC están conectados rígidamente con la ayuda de bridas forjadas integralmente con los rotores. Los rotores del LPC y del generador tipo TVF-120-2 están conectados mediante un acoplamiento rígido.
Velocidades críticas del eje de la turbina y del generador por minuto: 1.580; 2214; 2470; 4650 corresponden a I, II, III y IV tonos de vibraciones transversales.
La turbina dispone de boquilla de distribución de vapor. El vapor fresco se suministra a una caja de vapor independiente, en la que se encuentra un obturador automático, desde donde el vapor fluye a través de tuberías de derivación a las válvulas de control de la turbina.
A la salida del HPC parte del vapor se destina a extracción de producción controlada, el resto al LPC.
Las extracciones de calentamiento se realizan desde las cámaras LPC correspondientes. Al salir de las últimas etapas del cilindro de baja presión de la turbina, el vapor de escape ingresa al condensador de superficie.
La turbina está equipada con sellos de laberinto de vapor. Se suministra vapor a los penúltimos compartimentos de los sellos a una presión de 1,03-1,05 kgf/cm 2 abs. a una temperatura de unos 140°C de un colector alimentado con vapor de la línea de ecualización del desaireador (6 kgf/cm 2 abs.) o del espacio de vapor del tanque.
Desde los compartimentos extremos de los sellos, la mezcla de vapor y aire es aspirada por un eyector hacia un enfriador de vacío.
El punto de fijación de la turbina está ubicado en el marco de la turbina en el lado del generador y la unidad se expande hacia el cojinete delantero.
Para reducir el tiempo de calentamiento y mejorar las condiciones de arranque, se proporciona calentamiento con vapor de bridas y espárragos y suministro de vapor vivo al sello frontal HPC.
regulación y protección. La turbina está equipada con un sistema de control hidráulico (Fig. 3);
1- limitador de potencia; 2 bloques de carretes del controlador de velocidad; 3-mando a distancia; servomotor de 4 persianas automáticas; controlador de 5 velocidades; 6-regulador de seguridad; 7 carretes del regulador de seguridad; indicador de posición del servo de 8 distancias; CFD de 9 servomotores; CSD de 10 servomotores; CND de 11 servomotores; 12-convertidor electrohidráulico (EGP); 13 carretes sumadores; 14-bomba eléctrica de emergencia; 15 bombas de lubricación eléctrica de respaldo; Bomba eléctrica de 16 arranques del sistema de control (corriente alterna);
yo- línea de presión 20 kgf/cm 2 abdominales.;II- línea a la bobina del servomotor HPC;tercero- línea a la bobina del servomotor CH "SD; IV-línea a la bobinaen el servomotor LPC; línea de succión en V de la bomba centrífuga principal; Lubricación VI-line para enfriadores de aceite; VII-línea a obturador automático; VIII-línea desde los carretes sumadores hasta el controlador de velocidad; IX línea de protección adicional; X - otras líneas.
El fluido de trabajo en el sistema es aceite mineral.
El desplazamiento de las válvulas de control de entrada de vapor vivo, las válvulas de control frente al CSD y el diafragma de derivación de vapor giratorio en el LPR se realiza mediante servomotores, que son controlados por el regulador de velocidad de rotación y los reguladores de presión de selección.
El regulador está diseñado para mantener la velocidad de rotación del turbogenerador con un desnivel del orden del 4%. Está equipado con un mecanismo de control que se utiliza para: cargar los carretes del regulador de seguridad y abrir el obturador automático de vapor fresco; cambios en la velocidad de rotación del turbogenerador, y es posible sincronizar el generador en cualquier frecuencia de emergencia en el sistema; mantener la carga especificada del generador durante la operación en paralelo del generador; manteniendo la frecuencia normal durante una sola operación del generador; aumentando la velocidad al probar los percutores del regulador de seguridad.
El mecanismo de control se puede accionar tanto manualmente, directamente en la turbina, como de forma remota, desde el panel de control.
Los reguladores de presión con diseño de fuelle están diseñados para mantenimiento automático presión de vapor en las cámaras de extracción controlada con un desnivel del orden de 2 kgf/cm 2 para extracción de producción y del orden de 0,4 kgf/cm 2 para extracción de calor.
El sistema de control cuenta con un convertidor electrohidráulico (EHP), cuyo cierre y apertura de las válvulas de control son afectados por protecciones tecnológicas y automáticos de emergencia del sistema de potencia.
Para protegerse contra un aumento inaceptable de la velocidad de rotación, la turbina está equipada con un regulador de seguridad, dos percutores centrífugos de los cuales se activan instantáneamente cuando la velocidad alcanza un 11-13% por encima de la nominal, lo que provoca el cierre del vapor fresco automático. obturador, válvulas de control y diafragma rotativo. Además, existe una protección adicional en el bloque de bobinas del regulador de velocidad, que se activa cuando la frecuencia sube un 11,5%.
La turbina está equipada con un interruptor electromagnético que, cuando se activa, cierra el obturador automático, las válvulas de control y el diafragma rotatorio del LPR.
El impacto en el interruptor electromagnético se lleva a cabo por: un relé de cambio axial cuando el rotor se mueve en la dirección axial en una cantidad
exceder el máximo permitido; relé de vacío en caso de caída de vacío inaceptable en el condensador hasta 470 mm Hg. Arte. (cuando el vacío cae a 650 mm Hg, el relé de vacío da una señal de advertencia); potenciómetros de temperatura del vapor vivo en caso de disminución inaceptable de la temperatura del vapor vivo sin retardo de tiempo; tecla para apagado remoto de la turbina en el panel de control; interruptor de caída de presión en el sistema de lubricación con un tiempo de retardo de 3 s con alarma simultánea.
La turbina está equipada con un limitador de potencia utilizado en ocasiones especiales para limitar la apertura de las válvulas de control.
Las válvulas de retención están diseñadas para evitar que la turbina sea acelerada por el flujo inverso del vapor y se instalan en tuberías (reguladas y no reguladas) de extracción de vapor. Las válvulas se cierran por contracorriente de vapor y por automatización.
La unidad de turbina está equipada con reguladores electrónicos con actuadores para mantener: la presión de vapor especificada en el colector del sello final actuando sobre la válvula de suministro de vapor desde la línea de ecualización de los desaireadores 6 kgf/cm 2 o desde el espacio de vapor del tanque; nivel en el colector de condensados con una desviación máxima del especificado ± 200 mm, (el mismo regulador activa la recirculación de condensados a bajos caudales de vapor en el condensador); nivel de condensado de vapor de calefacción en todos los calentadores del sistema de regeneración, excepto HDPE No. 1.
La unidad turbo está equipada dispositivos de protección: para el cierre conjunto de todos los HPH con activación simultánea de la línea de derivación y señalización (el dispositivo se activa en caso de un aumento de emergencia en el nivel de condensado debido a daños o violaciones de la densidad del sistema de tuberías en uno de los HPH para el primer límite); válvulas atmosféricas-diafragmas, que se instalan en los tubos de escape del LPC y se abren cuando la presión en los tubos sube a 1,2 kgf/cm 2 abs.
Sistema de lubricación está diseñado para suministrar aceite T-22 GOST 32-74 sistemas de control y sistemas de lubricación de cojinetes.
El aceite se suministra al sistema de lubricación hasta los enfriadores de aceite por medio de dos inyectores conectados en serie.
Para dar servicio al turbogenerador durante su arranque, se proporciona una electrobomba de aceite de arranque con una velocidad de rotación de 1.500 rpm.
La turbina está equipada con una bomba de reserva con motor AC y una bomba de emergencia con motor DC.
Cuando la presión de lubricación cae a los valores adecuados, las bombas de respaldo y emergencia se encienden automáticamente desde el interruptor de presión de lubricación (RDS). El RDS se prueba periódicamente durante el funcionamiento de la turbina.
A una presión por debajo de la permitida, la turbina y el dispositivo de giro se desconectan de la señal RDS al interruptor electromagnético.
La capacidad de trabajo del tanque de construcción soldada es de 14 m 3 .
Para limpiar el aceite de impurezas mecánicas Los filtros están instalados en el tanque. El diseño del tanque permite cambios de filtro rápidos y seguros. Existe un filtro de aceite fino de impurezas mecánicas, que proporciona una filtración continua de parte del consumo de aceite consumido por los sistemas de control y lubricación.
Para enfriar el aceite, se proporcionan dos enfriadores de aceite (verticales de superficie), diseñados para funcionar con agua de enfriamiento fresca del sistema de circulación a una temperatura que no exceda los 33 ° C.
dispositivo de condensación, destinado al servicio de la planta de turbinas, consta de un condensador, eyectores principal y de arranque, bombas de circulación y de condensado y filtros de agua.
El condensador de superficie de dos pasos con una superficie total de refrigeración de 3.000 m 2 está diseñado para funcionar con agua fresca de refrigeración. Tiene un paquete incorporado separado para calentar agua de reposición o de red, cuya superficie de calentamiento es aproximadamente el 20% de la superficie total del condensador.
Con el condensador se suministra un vaso de compensación para conectar un sensor electrónico de control de nivel que actúa sobre las válvulas de control y recirculación instaladas en la tubería principal de condensado. El condensador tiene una cámara especial integrada en la parte de vapor, en la que está instalada la sección N° 1 de HDPE.
El dispositivo de eliminación de aire consta de dos eyectores principales de tres etapas (uno de reserva), diseñados para aspirar aire y garantizar el proceso normal de intercambio de calor en el condensador y otros intercambiadores de calor al vacío, y un eyector de arranque para elevar rápidamente el vacío en el condensador. a 500-600 mmHg. Arte.
El dispositivo de condensación está equipado con dos bombas de condensado (una de reserva) de tipo vertical para bombear condensado y suministrarlo al desaireador a través de los enfriadores de eyector, enfriadores de sello y HDPE. El agua de refrigeración para los refrigeradores de gas del condensador y del generador se suministra mediante bombas de circulación.
Para la limpieza mecánica del agua de refrigeración suministrada a los enfriadores de aceite y enfriadores de gas de la unidad, se instalan filtros con pantallas rotativas para enjuagar sobre la marcha.
El eyector de arranque del sistema de circulación está diseñado para llenar de agua el sistema antes de arrancar la planta de turbinas, así como para eliminar el aire cuando se acumula en los puntos superiores de los conductos de drenaje de circulación y en las cámaras de agua superiores de los enfriadores de aceite.
Para romper el vacío, se utiliza una válvula eléctrica en la tubería de succión de aire del condensador, instalada en el eyector de arranque.
dispositivo regenerativo diseñado para calentar agua de alimentación (condensado de turbina) con vapor tomado de las etapas intermedias de la turbina. La planta consta de un condensador de vapor de trabajo de superficie, un eyector principal, enfriadores de vapor de superficie hechos de sellos laberínticos y enfriadores de presión de vapor de baja presión de superficie, después de lo cual el condensado de la turbina se envía al desaireador de alta presión para calentar el agua de alimentación después el desaireador en una cantidad de alrededor del 105% del caudal máximo de vapor de la turbina.
HDPE No. 1 está integrado en el capacitor. El resto de los PND son instalados por un grupo separado. HPH No. 5, 6 y 7: diseño vertical con atemperadores y enfriadores de drenaje incorporados.
Los HPH se suministran con protección de grupo, compuesta por válvulas automáticas de salida y antirretorno en la entrada y salida de agua, válvula automática con electroimán, tubería para arranque y apagado de los calentadores.
HPH y HDPE, excepto HDPE No. 1, están equipados con una válvula de control de drenaje de condensado controlada por un "regulador" electrónico.
Drenaje del condensado de vapor de calefacción de los calentadores - cascada. Desde HDPE No. 2, el condensado es bombeado por una bomba de drenaje.
El condensado de HPH No. 5 se envía directamente al desaireador 6 kgf/cm 2 abs. o en caso de presión insuficiente en el calentador a bajas cargas de turbina, cambia automáticamente a drenaje en el HDPE.
Las características de los equipos principales de la planta regenerativa se dan en la Tabla. cuatro
Se suministra un enfriador de vacío especial SP para aspirar el vapor de los compartimientos extremos de los sellos laberínticos de la turbina.
La aspiración de vapor de los compartimentos intermedios de los sellos laberínticos de la turbina se realiza en el enfriador vertical de CO. El enfriador está incluido en el circuito regenerativo para calentar el condensado principal después de LPH No. 1.
El diseño del enfriador es similar al de los calentadores de baja presión.
El calentamiento del agua de red se realiza en una instalación formada por dos calentadores de red nº 1 y 2 (PSG nº 1 y 2), conectados por vapor, respectivamente, a las extracciones de calefacción inferior y superior. Tipo de calentadores de red - PSG-1300-3-8-1.
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Identificación de equipos |
Superficie de calentamiento, m 2 |
Configuración del entorno de trabajo |
Presión, kgf/cm 2 abs., en prueba hidráulica en espacios |
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Consumo de agua, m 3 / h |
Resistencia, m de agua. Arte. |
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integrado en el condensador |
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DPN №2 |
PN-130-16-9-II |
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DPN №3 |
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DPN №4 |
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DPN №5 |
PV-425-230-23-1 |
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DPN №6 |
PV-425-230-35-1 |
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DPN №7 |
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Enfriador de vapor de cámaras de sellado intermedias |
PN-130-1-16-9-11 |
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Enfriador de vapor de las cámaras de los extremos del sello |
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