- tutorial
Prefacio a la primera parte
Modelar turbinas de vapor es una tarea diaria para cientos de personas en nuestro país. en lugar de una palabra modelo es costumbre decir característica de flujo. Las características de consumo de las turbinas de vapor se utilizan para resolver problemas como el cálculo del consumo específico de combustible estándar para la electricidad y el calor producidos por CHP; optimización de la operación CHPP; planificación y mantenimiento de modos CHP.
He desarrollado nueva característica de flujo turbina de vapor
es la característica de flujo linealizado de la turbina de vapor. La característica de flujo desarrollada es conveniente y efectiva para resolver estos problemas. Sin embargo, hasta la fecha, se ha descrito sólo en dos articulos cientificos:
- Optimización de la operación CHP en las condiciones del mercado mayorista de electricidad y energía en Rusia;
- Métodos Computacionales para la Determinación de Consumos Específicos de Combustible Equivalente de Centrales Térmicas para Suministro de Electricidad y Energía Térmica en Modo de Generación Combinada.
Y ahora en mi blog quisiera:
- en primer lugar, responder a las principales preguntas sobre la nueva característica de flujo en un lenguaje sencillo y accesible (ver Característica de flujo linealizado de una turbina de vapor. Parte 1. Preguntas básicas);
- en segundo lugar, proporcionar un ejemplo de construcción de una nueva característica de consumo, que ayudará a comprender tanto el método de construcción como las propiedades de la característica (ver más abajo);
- en tercer lugar, refutar dos afirmaciones bien conocidas sobre los modos de funcionamiento de una turbina de vapor (ver Característica de flujo linealizado de una turbina de vapor. Parte 3. Desmentir los mitos sobre el funcionamiento de una turbina de vapor).
1. Datos iniciales
Los datos iniciales para construir una característica de flujo linealizada pueden ser
- valores actuales potencias Q 0 , N, Q p, Q t medidas durante el funcionamiento de la turbina de vapor,
- nomogramas q t brutos de documentación normativa y técnica.
En los casos en que los valores reales de Q 0 , N, Q p, Q t no estén disponibles, es posible procesar nomogramas q t brutos. Estos, a su vez, se derivaron de las mediciones. Obtenga más información sobre las pruebas de turbinas en Gorshtein V.M. y etc. Métodos para optimizar los modos del sistema de potencia.
2. Algoritmo para construir una característica de flujo linealizada
El algoritmo de construcción consta de tres pasos.
- Traducción de nomogramas o resultados de medición a forma tabular.
- Linealización de las características de flujo de una turbina de vapor.
- Determinación de los límites del rango de control de la turbina de vapor.
Cuando se trabaja con nomogramas q t brutos, el primer paso se realiza rápidamente. Tal trabajo se llama digitalización(digitalización). Digitalizar 9 nomogramas para el ejemplo actual me llevó unos 40 minutos.
El segundo y tercer paso requieren la aplicación de paquetes matemáticos. Me encanta y he estado usando MATLAB durante muchos años. Mi ejemplo de construcción de una característica de flujo linealizado está hecho en él. Se puede descargar un ejemplo del enlace, ejecutar y comprender de forma independiente el método de construcción de una característica de flujo linealizado.
La característica de flujo para la turbina considerada se construyó para los siguientes valores fijos de los parámetros de modo:
- operación de una sola etapa,
- presión de vapor de media presión = 13 kgf/cm2,
- presion de vapor baja presión= 1 kgf/cm2.
1) Nomogramas de consumo especifico q t bruto para la generación de electricidad (los puntos rojos marcados están digitalizados - transferidos a la tabla):
- PT80_qt_Qm_eq_0_digit.png,
- PT80_qt_Qm_eq_100_dígito.png,
- PT80_qt_Qm_eq_120_dígito.png,
- PT80_qt_Qm_eq_140_dígito.png,
- PT80_qt_Qm_eq_150_dígito.png,
- PT80_qt_Qm_eq_20_dígito.png,
- PT80_qt_Qm_eq_40_digit.png,
- PT80_qt_Qm_eq_60_digit.png,
- PT80_qt_Qm_eq_80_dígito.png.
2) resultado de la digitalización(cada archivo csv tiene un archivo png correspondiente):
- 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) Guión de MATLAB con cálculos y trazado de gráficos:
- PT_80_linear_characteristic_curve.m
4) El resultado de digitalizar nomogramas y el resultado de construir una característica de flujo linealizada en forma tabular:
- PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx.
Paso 1. Traducción de nomogramas o resultados de medición a una forma tabular
1. Tratamiento de datos iniciales
Los datos iniciales para nuestro ejemplo son nomogramas q t brutos.
Para transferencia a vista digital muchos nomogramas necesarios herramienta especial. He usado la aplicación web muchas veces para este propósito. La aplicación es simple, conveniente, pero no tiene la flexibilidad suficiente para automatizar el proceso. Parte del trabajo tiene que hacerse a mano.
En este paso, es importante digitalizar los puntos extremos de los nomogramas que establecen los límites del rango de control de la turbina de vapor.
El trabajo consistía en marcar los puntos de la característica de consumo en cada archivo png utilizando la aplicación, descargar el csv resultante y recopilar todos los datos en una tabla. El resultado de la digitalización se encuentra en el archivo PT-80-linear-characteristic-curve.xlsx, hoja "PT-80", tabla "Datos iniciales".
2. Reducción de unidades de medida a unidades de potencia
$$pantalla$$\begin(ecuación) Q_0 = \frac (q_T \cdot N) (1000) + Q_P + Q_T \qquad (1) \end(ecuación)$$pantalla$$
y llevamos todos los valores iniciales a MW. Los cálculos se realizaron utilizando MS Excel.
La tabla resultante "Datos iniciales (unidades de potencia)" es el resultado del primer paso del algoritmo.
Paso 2. Linealización de la característica de flujo de la turbina de vapor
1. Comprobación del trabajo de MATLAB
En este paso, debe instalar y abrir MATLAB versión 7.3 o superior (esto es versión antigua, actual 8.0). En MATLAB, abra el archivo PT_80_linear_characteristic_curve.m, ejecútelo y asegúrese de que funciona. Todo funciona correctamente si, como resultado de ejecutar el script en línea de comando verá el siguiente mensaje:
Los valores se leen del archivo PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx en 1 segundo = 37
Si tiene algún error, descubra por su cuenta cómo solucionarlo.
2. Cálculos
Todos los cálculos se implementan en el archivo PT_80_linear_characteristic_curve.m. Considerémoslo por partes.
1) Especifique el nombre del archivo de origen, la hoja, el rango de celdas que contiene la tabla "Datos iniciales (unidades de capacidad)" obtenida en el paso anterior.
XLSFileName = "PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx"; XLSSheetName = "PT-80"; XLSRango="F3:I334";
2) Consideramos los datos iniciales en MATLAB.
sourceData = xlsread(XLSFileName, XLSSheetName, XLSRango); N = datos de origen (:, 1); Qm = datosfuente(:,2); Ql = datosfuente(:,3); Q0 = datosfuente(:,4); fprintf("Valores leídos del archivo %s en %1.0f segundos\n", XLSFileName, toc);
Usamos la variable Qm para el caudal de vapor de media presión Q p, índice metro desde medio- promedio; de manera similar, usamos la variable Ql para el caudal de vapor de baja presión Q n , el índice yo desde bajo- corto.
3) Definamos los coeficientes α i .
Recuerde la fórmula general para la característica de caudal
$$pantalla$$\begin(ecuación) Q_0 = f(N, Q_P, Q_T) \qquad (2) \end(ecuación)$$pantalla$$
y especificar variables independientes (x_digit) y dependientes (y_digit).
x_dígito = ; % electricidad N, vapor industrial Qp, vapor de calefacción Qt, vector unitario y_digit = Q0; % consumo de vapor vivo Q0
Si no entiende por qué hay un vector unitario (última columna) en la matriz x_digit, lea los materiales sobre regresión lineal. Sobre el tema del análisis de regresión, recomiendo el libro Draper N., Smith H. Análisis de regresión aplicado. Nueva York: Wiley, In press, 1981. 693 p. (disponible en ruso).
Ecuación característica de flujo linealizado de turbina de vapor
$$display$$\begin(ecuación) Q_0 = \alpha_N \cdot N + \alpha_P \cdot Q_P + \alpha_T \cdot Q_T + \alpha_0 \qquad (3) \end(ecuación)$$display$$
es un modelo de regresión lineal múltiple. Los coeficientes α i se determinarán utilizando "el gran bien de la civilización"- el método de los mínimos cuadrados. Por separado, observo que el método de los mínimos cuadrados fue desarrollado por Gauss en 1795.
En MATLAB, esto se hace en una línea.
A = regreso (y_digit, x_digit); fprintf("Coeficientes: a(N) = %4.3f, a(Qp) = %4.3f, a(Qt) = %4.3f, a0 = %4.3f\n",... A);
La variable A contiene los coeficientes deseados (ver mensaje en la línea de comando de MATLAB).
Por lo tanto, la característica de flujo linealizado resultante de la turbina de vapor PT-80 tiene la forma
$$display$$\begin(ecuación) Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.621 \cdot Q_P + 0.255 \cdot Q_T + 33.874 \qquad (4) \end(ecuación)$$display$$
4) Estimemos el error de linealización de la característica de flujo obtenida.
y_modelo = x_dígito * A; err = abs(modelo_y - dígito_y) ./ dígito_y; fprintf("Error medio = %1.3f, (%4.2f%%)\n\n", mean(err), mean(err)*100);
El error de linealización es 0.57%(ver mensaje en la línea de comandos de MATLAB).
Para evaluar la conveniencia de utilizar la característica de flujo linealizado de una turbina de vapor, resolvemos el problema de calcular el flujo de vapor presión alta Q 0 en valores conocidos cargas N, Q p, Q t.
Sea N = 82,3 MW, Q p = 55,5 MW, Q t = 62,4 MW, entonces
$$display$$\begin(ecuación) Q_0 = 2.317 \cdot 82.3 + 0.621 \cdot 55.5 + 0.255 \cdot 62.4 + 33.874 = 274.9 \qquad (5) \end(ecuación)$$ display$$
Permítanme recordarles que el error de cálculo promedio es de 0,57%.
Volvamos a la pregunta, ¿por qué la característica de flujo linealizado de una turbina de vapor es fundamentalmente más conveniente que los nomogramas del caudal específico q t bruto para la generación de energía? Para comprender la diferencia fundamental en la práctica, resuelva dos problemas.
- Calcule Q 0 con la precisión especificada usando los nomogramas y sus ojos.
- Automatice el proceso de cálculo de Q 0 utilizando nomogramas.
Obviamente, en el primer problema, determinar los valores de q t brutos a simple vista está plagado de errores graves.
La segunda tarea es engorrosa de automatizar. En la medida en los valores de q son groseramente no lineales, entonces para dicha automatización el número de puntos digitalizados es diez veces mayor que en el ejemplo actual. Una digitalización no es suficiente, también es necesario implementar un algoritmo interpolación(encontrar valores entre puntos) valores brutos no lineales.
Paso 3. Determinación de los límites del rango de control de la turbina de vapor
1. Cálculos
Para calcular el rango de ajuste, usamos otro "Bendición de la Civilización"- por el método de casco convexo, casco convexo.
En MATLAB, esto se hace de la siguiente manera.
indexCH = convhull(N, Qm, Ql, "simplificar", verdadero); índice = único (índice CH); rangoreg = ; regRangeQ0 = * A; fprintf("Número de puntos de borde del rango de ajuste = %d\n\n", size(index,1));
El método convhull() define puntos límite del rango de ajuste, dado por los valores de las variables N, Qm, Ql. La variable indexCH contiene los vértices de los triángulos construidos usando la triangulación de Delaunay. La variable regRange contiene los puntos límite del rango de ajuste; variable regRangeQ0: tasas de flujo de vapor a alta presión para los puntos límite del rango de control.
El resultado del cálculo se puede encontrar en el archivo PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx, hoja "PT-80-result", tabla "Límites del rango de ajuste".
Se construye la característica de flujo linealizado. Es una fórmula y 37 puntos que definen los límites (cáscara) del rango de ajuste en la tabla correspondiente.
2. Verificación
Al automatizar los procesos de cálculo de Q 0, es necesario verificar si un cierto punto con los valores N, Q p, Q t está dentro del rango de control o fuera de él (el modo no es técnicamente realizable). En MATLAB, esto se puede hacer de la siguiente manera.
Establecemos los valores de N, Q n, Q t, que queremos comprobar.
n=75; q m = 120; ql = 50;
Verificamos.
in1 = inpolygon(n, qm, regRange(:,1),regRange(:,2)); in2 = inpolygon(qm, ql, regRange(:,2),regRange(:,3)); en = en1 && en2; if in fprintf("Punto N = %3.2f MW, Qp = %3.2f MW, Qt = %3.2f MW está dentro del rango de control\n", n, qm, ql); else fprintf("El punto N = %3.2f MW, Qp = %3.2f MW, Qt = %3.2f MW está fuera del rango de control (técnicamente inalcanzable)\n", n, qm, ql); fin
La verificación se lleva a cabo en dos pasos:
- la variable in1 muestra si los valores N, Q p entraron en la proyección del caparazón en los ejes N, Q p;
- de manera similar, la variable in2 muestra si los valores Q p, Q t caen dentro de la proyección del caparazón en los ejes Q p, Q t.
Si ambas variables son iguales a 1 (verdadero), entonces el punto deseado está dentro del caparazón que especifica el rango de control de la turbina de vapor.
Ilustración de la característica de flujo linealizado resultante de una turbina de vapor
La mayoría "la generosidad de la civilización" obtuvimos en términos de ilustrar los resultados de los cálculos.
Primero hay que decir que el espacio en el que construimos grafos, es decir, el espacio con ejes x - N, y - Q t, z - Q 0, w - Q p, se llama espacio de régimen(ver Optimización de la operación CHP en las condiciones del mercado mayorista de electricidad y energía en Rusia
). Cada punto de este espacio determina un determinado modo de funcionamiento de la turbina de vapor. el modo puede ser
- técnicamente factible si el punto está dentro de la carcasa que define el rango de ajuste,
- técnicamente irrealizable si el punto está fuera de este caparazón.
Si hablamos del modo de operación de condensación de la turbina de vapor (Q p \u003d 0, Q t \u003d 0), entonces característica de flujo linealizado representa segmento de línea. Si hablamos de una turbina tipo T, entonces la característica de flujo linealizado es polígono plano en el espacio de modo 3D con ejes x - N, y - Q t, z - Q 0, que es fácil de visualizar. Para una turbina tipo PT, la visualización es la más difícil, ya que la característica de flujo linealizado de dicha turbina es polígono plano en cuatro dimensiones(para obtener explicaciones y ejemplos, consulte Optimización de la operación de plantas CHP en las condiciones del mercado mayorista de electricidad y capacidad de Rusia, sección Linealización de flujo de turbina).
1. Ilustración de la característica de flujo linealizado obtenido de una turbina de vapor
Construyamos los valores de la tabla "Datos iniciales (unidades de potencia)" en el espacio de régimen.
Arroz. 3. Puntos iniciales de las características de flujo en el espacio de régimen con ejes x - N, y - Q t, z - Q 0
Como no podemos construir una dependencia en el espacio de cuatro dimensiones, aún no hemos alcanzado tal bendición de la civilización, operamos con los valores de Q p de la siguiente manera: los excluimos (Fig. 3), los arreglamos (Fig. . 4) (ver el código de trazado en MATLAB).
Fijamos el valor de Q p = 40 MW y construimos los puntos iniciales y una característica de flujo linealizada.
Arroz. 4. Puntos de referencia de la característica de caudal (puntos azules), característica de caudal linealizada (polígono plano verde)
Volvamos a la fórmula de la característica de flujo linealizada (4) que obtuvimos. Si arreglamos Q p \u003d 40 MW MW, entonces la fórmula se verá así
$$display$$\begin(ecuación) Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.255 \cdot Q_T + 58.714 \qquad (6) \end(ecuación)$$display$$
Este modelo define un polígono plano en espacio tridimensional con ejes x - N, y - Q t, z - Q 0 por analogía con una turbina tipo T (la vemos en la Fig. 4).
Hace muchos años, al desarrollar los nomogramas q t brutos, cometieron un error fundamental en la etapa de análisis de los datos iniciales. En lugar de aplicar el método de mínimos cuadrados y construir una característica de flujo linealizado de una turbina de vapor, por alguna razón desconocida, se hizo un cálculo primitivo:
$$pantalla$$\begin(ecuación) Q_0(N) = Q_e = Q_0 - Q_T - Q_P \qquad (7) \end(ecuación)$$pantalla$$
Restó del caudal de vapor de alta presión Q 0 costos de vapor Q t, Q p y atribuyó la diferencia resultante Q 0 (N) \u003d Q e a la generación de energía. El valor resultante Q 0 (N) \u003d Q e se dividió por N y se convirtió en kcal / kWh, obteniendo un consumo específico q t bruto. Este cálculo no cumple con las leyes de la termodinámica.
Estimados lectores, ¿tal vez usted es el que conoce la razón desconocida? ¡Compártelo!
2. Ilustración del rango de control de la turbina de vapor
Miremos el caparazón del rango de ajuste en el espacio de modo. Los puntos de partida para su construcción se muestran en la fig. 5. Estos son los mismos puntos que vemos en la fig. 3, pero el parámetro Q 0 ahora está excluido.
Arroz. 5. Puntos iniciales de la característica de flujo en el espacio de régimen con ejes x - N, y - Q p, z - Q t
El conjunto de puntos de la fig. 5 es convexo. Usando la función convexhull(), hemos determinado los puntos que definen la capa exterior de este conjunto.
triangulación de Delaunay(un conjunto de triángulos conectados) nos permite construir una capa del rango de ajuste. Los vértices de los triángulos son los valores límite del rango de control de la turbina de vapor PT-80 que estamos considerando.
Arroz. 6. La carcasa del rango de ajuste, representada por muchos triángulos.
Cuando verificamos que cierto punto se encuentre dentro del rango de ajuste, verificamos si este punto se encuentra dentro o fuera del caparazón resultante.
Todos los gráficos presentados anteriormente se crearon con herramientas de MATLAB (consulte PT_80_linear_characteristic_curve.m).
Tareas de perspectiva relacionadas con el análisis del funcionamiento de una turbina de vapor utilizando una característica de flujo linealizado
Si está haciendo un diploma o una disertación, puedo ofrecerle varias tareas, cuya novedad científica puede probar fácilmente a todo el mundo. Además, harás un excelente y útil trabajo.
Tarea 1
Muestre cómo cambia un polígono plano con un cambio en la presión de vapor de baja presión Qt.
Tarea 2
Muestre cómo cambia el polígono plano a medida que cambia la presión en el condensador.
Tarea 3
Compruebe si los coeficientes de la característica de flujo linealizado se pueden representar como funciones opciones adicionales modo, a saber:
$$display$$\begin(ecuación) \alpha_N = f(p_(0),...); \\ \alpha_P = f(p_(P),...); \\ \alpha_T = f(p_(T),...); \\ \alpha_0 = f(p_(2),...). \end(ecuación)$$mostrar$$
Aquí p 0 es la presión de vapor de alta presión, p p es la presión de vapor de media presión, p t es la presión de vapor de baja presión, p 2 es la presión de vapor de escape en el condensador, todas las unidades de medida son kgf / cm2.
Justifica el resultado.
Enlaces
Chuchueva I.A., Inkina N.E. Optimización de la operación CHP en las condiciones del mercado mayorista de electricidad y energía en Rusia // Ciencia y educación: edición científica de MSTU im. NORDESTE. Bauman. 2015. Nº 8. S. 195-238.
- Sección 1. Formulación significativa del problema de optimizar la operación de CHPP en Rusia
- Sección 2. Linealización de la característica de flujo de la turbina
I N S T R U K T I A
PT-80/100-130/13 LMZ.
Las instrucciones deben ser conocidas:
1. jefe del taller de calderas y turbinas-2,
2. Subjefes del Taller de Turbinas de Calderas para la Operación-2,
3. supervisor senior de turno de la estación-2,
4. supervisor de turno de estación-2,
5. supervisor de turno del departamento de turbinas del taller de calderas-turbinas-2,
6. Ingeniero del TsTSCHU con turbinas a vapor de categoría VI,
7. ingeniero-oruga para equipos de turbinas de la 5ª categoría;
8. Maquinista sobre orugas para equipos de turbinas de IV categoría.
Petropávlovsk-Kamchatski
JSC Energía y Electrificación "Kamchatskenergo".
Sucursal "Kamchatskiye TPP".
APROBAR:
Ingeniero jefe de la rama de KTET "Kamchatskenergo" de OAO
Bolotenyuk Yu.N.
“ “ 20 años
I N S T R U K T I A
Manual de operación de turbinas de vapor.
PT-80/100-130/13 LMZ.
Fecha de vencimiento de la instrucción:
con "____" ____________ 20
por "____" ____________ 20
Petropávlovsk - Kamchatski
1. Disposiciones generales………………………………………………………………………… 6
1.1. Criterios para el funcionamiento seguro de una turbina de vapor PT80/100-130/13………………. 7
1.2. Datos técnicos de la turbina………………………………………………………………...…….. 13
1.4. Protección de turbinas………………………………………………………………………….……………… 18
1.5. La turbina debe apagarse de emergencia con falla de vacío manual ………………. 22
1.6. La turbina debe pararse inmediatamente…………………………………………...… 22
La turbina debe descargarse y detenerse dentro del período
determinado por el ingeniero jefe de la central eléctrica…………………………..……..… 23
1.8. Se permite el funcionamiento continuo de la turbina con potencia nominal……………………... 23
2. Breve descripción diseño de turbinas………………………………..… 23
3. Sistema de suministro de aceite de la unidad de turbina………………………………..…. 25
4. Sistema de sellado del eje del generador……………………………………....… 26
5. Sistema de control de turbinas…………………………………………...…. 30
6. Datos técnicos y descripción del generador……………………………….... 31
7. Características técnicas y descripción de la unidad condensadora…. 34
8. Descripción y especificaciones técnicas planta regenerativa…… 37
Descripción y características técnicas de la instalación para
calentamiento de agua de red…………………………………………………………...… 42
10. Preparación del grupo turbina para la puesta en marcha………………………………………….… 44
10.1. Disposiciones Generales………………………………………………………………………………...….44
10.2. Preparativos para poner en funcionamiento el sistema de aceite………………………………...…….46
10.3. Preparación del sistema de control para la puesta en marcha………………………………………………..…….49
10.4. Preparación y puesta en marcha de la unidad regenerativa y condensadora…………………………49
10.5. Preparación para la incorporación a la explotación de la instalación de calefacción de agua de red………………..... 54
10.6. Calentando la tubería de vapor a la GPP .................................................................................................... ..... 55
11. Puesta en marcha del grupo turbina………………………………………………………………..… 55
11.1. Instrucciones generales………………………………………………………………………………………….55
11.2. Arranque de la turbina desde un estado frío…………………………………………………………...61
11.3. Arranque de la turbina desde un estado caliente…………………………………………………….…..64
11.4. Arranque de la turbina desde un estado caliente…………………………………………………………..65
11.5. Características del arranque de turbinas sobre parámetros deslizantes de vapor vivo…………………….…..67
12. Encendido de la extracción de vapor de producción………………………………... 67
13. Parada de extracción de vapor de producción……………………………….… 69
14. Encendido de la extracción de vapor de calefacción…………………………..…. 69
15. Parada de extracción de vapor de calefacción………………………….…... 71
16. Mantenimiento de la turbina durante el funcionamiento normal………………….… 72
16.1 Disposiciones Generales………………………………………………………………………………………….72
16.2 Mantenimiento de la unidad condensadora……………………………………………………..74
16.3 Mantenimiento de la planta regenerativa…………………………………………………….….76
16.4 Mantenimiento del sistema de suministro de aceite……………………………………………………...87
16.5 Mantenimiento del generador .................................................. ............................. 79
16.6 Mantenimiento de la instalación de agua de red de calefacción…………………………………….……80
17. Parada de turbina………………………………………………………………………… 81
17.1 Instrucciones generales para parar la turbina………………………………………………………….……81
17.2 Parada de la turbina en reserva, así como para reparaciones sin enfriamiento……………………..…82
17.3 Paro de turbina para reparación con enfriamiento………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………
18. Requisitos de seguridad…………………………………….…… 86
19. Medidas para prevenir y eliminar accidentes en la turbina ...... 88
19.1. Instrucciones generales………………………………………………………………………………………………88
19.2. Casos de parada de emergencia de la turbina…………………………………………………………...…90
19.3. Acciones realizadas por la protección tecnológica de la turbina…………………………………………91
19.4. Actuaciones del personal en caso de emergencia en la turbina………………………………..…….92
20. Normas de admisión a reparación de equipos……………………………….… 107
21. El procedimiento de admisión a las pruebas de turbinas……………………………….. 108
Aplicaciones
22.1. Horario de arranque de la turbina desde un estado frío (temperatura del metal
HPC en la zona de entrada de vapor inferior a 150 ˚С)……………………………………………………..… 109
22.2. Horario de arranque de la turbina después de 48 horas de inactividad (temperatura del metal
HPC en la zona de entrada de vapor 300 ˚С)…………………………………………………………………………..110
22.3. Horario de arranque de la turbina después de 24 horas de inactividad (temperatura del metal
HPC en la zona de entrada de vapor 340 ˚С)……………………………………………………………………..…111
22.4. Horario de arranque de la turbina después de 6 a 8 horas de inactividad (temperatura del metal
HPC en la zona de entrada de vapor 420 ˚С)………………………………………………………………………….112
22.5. Horario de arranque de la turbina después de 1-2 horas de inactividad (temperatura del metal
HPC en la zona de entrada de vapor 440 ˚С)……………………………………………………..…………113
22.6. Cronogramas aproximados de puesta en marcha de la turbina en régimen nominal
parámetros de vapor fresco………………………………………………………………………….…114
22.7. Sección longitudinal de la turbina………………………………………………………………..….…115
22.8. Esquema de control de turbinas………………………………………………………………..….116
22.9. esquema térmico unidades de turbina……………………………………………………………….….118
23. Adiciones y cambios………………………………………………...…. 119
PROVISIONES GENERALES.
Turbina de vapor tipo PT-80/100-130/13 LMZ con extracción de vapor de calefacción industrial y de 2 etapas, potencia nominal 80 MW y máximo 100 MW (en una determinada combinación de extracciones ajustables) está diseñada para accionamiento directo del TVF-110 -Alternador 2E U3 con una capacidad de 110 MW, montado sobre una base común con una turbina.
Lista de abreviaturas y simbolos:
AZV - obturador automático de alta presión;
VPU - dispositivo de bloqueo;
GMN - bomba de aceite principal;
GPZ - válvula de vapor principal;
KOS - válvula de retención con servomotor;
KEN - electrobomba de condensados;
MUT - mecanismo de control de turbina;
OM - limitador de potencia;
PVD - calentadores de alta presión;
HDPE - calentadores de baja presión;
PMN - bomba eléctrica de aceite de arranque;
PN - sello enfriador de vapor;
PS - enfriador de vapor de sello con eyector;
PSG-1 - calentador de red de la selección inferior;
PSG-2: la misma selección superior;
PEN - bomba eléctrica nutritiva;
RVD - rotor de alta presión;
RK - válvulas de control;
RND - rotor de baja presión;
RT - rotor de turbina;
HPC - cilindro de alta presión;
LPC - cilindro de baja presión;
RMN - bomba de aceite de reserva;
AMN - bomba de aceite de emergencia;
RPDS - interruptor de caída de presión de aceite en el sistema de lubricación;
Рpr - presión de vapor en la cámara de selección de producción;
P - presión en la cámara de extracción de calefacción inferior;
P - la misma selección de calentamiento superior;
Dpo - consumo de vapor en la selección de producción;
D - consumo total para PSG-1.2;
KAZ - válvula de obturación automática;
MNUV - bomba de aceite del sello del eje del generador;
NOG - bomba de enfriamiento del generador;
SAR - sistema regulación automática;
EGP - convertidor electrohidráulico;
KIS - electroválvula ejecutiva;
A - selección de calefacción;
ON - selección de producción;
MO - enfriador de aceite;
RPD - regulador de presión diferencial;
PSM - separador de aceite móvil;
ЗГ - obturador hidráulico;
BD - tanque amortiguador;
IM - inyector de aceite;
RS - controlador de velocidad;
RD - regulador de presión.
1.1.1. Potencia de turbina:
Máxima potencia de la turbina a plena potencia
regeneración y ciertas combinaciones de producción y
extracción de calor ……………………………………………………………………...100 MW
Máxima potencia de turbina en modo condensación con HPH-5, 6, 7 off
Potencia máxima de la turbina en el modo de condensación con LPH-2, 3, 4 off …………………………………………………………………………....71MW
La potencia máxima de la turbina en modo condensación con
LPH-2, 3, 4 y PVD-5, 6, 7 ………………………………………………………………………………….68 MW
que se incluyen en la operación de PVD-5,6,7…………………………………………………………..10 MW
La potencia mínima de la turbina en modo condensación a
que se enciende la bomba de drenaje PND-2……………………………………………….20 MW
La potencia mínima de la unidad de turbina a la que se incluyen en
funcionamiento de extracciones turbina regulables……………………………………………………………… 30 MW
1.1.2. Según la frecuencia de giro del rotor de la turbina:
Velocidad nominal del rotor de la turbina ……………………………………………..3000 rpm
Velocidad nominal de la barra del rotor de la turbina
dispositivo …………………………………………………………………………………..…………..3.4 rpm
Desviación límite velocidad del rotor de la turbina en
cual la unidad de turbina es apagada por la protección…………………………………….…………..…..3300 rpm
3360 rpm
La velocidad crítica del rotor del turbogenerador …………………………………….1500 rpm
Velocidad crítica del rotor de turbina de baja presión…………………….……1600 rpm
La velocidad crítica del rotor de alta presión de la turbina…………………….….1800 rpm
1.1.3. Según el flujo de vapor sobrecalentado a la turbina:
Flujo de vapor nominal a la turbina cuando opera en modo de condensación
con un sistema de regeneración totalmente activado (a potencia nominal
unidad de turbina igual a 80 MW) …………………………………………………………………305 t/h
Caudal máximo de vapor a la turbina con el sistema encendido
regeneración, producción controlada y extracción de calor
y válvula de control cerrada N° 5 …..……………………………………………………..415 t/h
Consumo máximo de vapor por turbina ………………….……………………..………………470 t/h
modo con desactivado HPH-5, 6, 7 ……………………………………………………………..270 t/h
El flujo máximo de vapor a la turbina durante su operación en el condensador
modo con deshabilitado LPH-2, 3, 4 …………………………………………………………………..260t/h
El flujo máximo de vapor a la turbina durante su operación en el condensador
modo con deshabilitado LPH-2, 3, 4 y PVD-5, 6, 7…………………………………………..…230t/h
1.1.4. Según la presión absoluta del vapor sobrecalentado frente al CBA:
Presión absoluta nominal del vapor sobrecalentado antes de CBA……………………..………….130 kgf/cm 2
Reducción permitida presión absoluta de vapor sobrecalentado
antes de CBA durante la operación de la turbina……………………………………………………………………125 kgf/cm 2
Aumento permisible de la presión absoluta del vapor sobrecalentado
antes de CBA durante la operación de la turbina.……………………………………………………………………135 kgf/cm 2
La desviación máxima de la presión absoluta del vapor sobrecalentado antes del CBA
durante el funcionamiento de la turbina y con una duración de cada desviación no superior a 30 minutos……..140 kgf/cm 2
1.1.5. Según la temperatura del vapor sobrecalentado frente al CBA:
Temperatura nominal del vapor sobrecalentado antes de CBA..……………………………………..…..555 0 С
Descenso admisible de la temperatura del vapor sobrecalentado
antes de CBA durante la operación de la turbina..……………………………………………………………….……… 545 0 С
Aumento permisible de la temperatura del vapor sobrecalentado antes
CBA durante el funcionamiento de la turbina……………………………………………………………………………….. 560 0 С
La desviación máxima de la temperatura del vapor sobrecalentado frente al CBA en
funcionamiento de la turbina y la duración de cada desviación no sea superior a 30
minutos…………………….………………..…………………………………………………….………565 0 C
La desviación mínima de la temperatura del vapor sobrecalentado frente al CBA en
que la unidad de turbina es apagada por la protección……………………………………………………...425 0 С
1.1.6. Según la presión absoluta de vapor en las etapas de control de la turbina:
a caudales de vapor sobrecalentado para la turbina hasta 415 t/h. ..……………………………………...98,8 kgf/cm2
Presión de vapor absoluta máxima en la etapa de control HPC
cuando la turbina está operando en el modo de condensación con deshabilitado HPH-5, 6, 7….………….…64 kgf/cm 2
Presión de vapor absoluta máxima en la etapa de control HPC
cuando la turbina está operando en modo de condensación con LPH-2, 3, 4 apagado ………….…62 kgf/cm 2
Presión de vapor absoluta máxima en la etapa de control HPC
cuando la turbina está operando en modo de condensación con LPH-2, 3, 4 apagados
y PVD-5, 6,7…………………………………………………………………………..………….……… .....55 kgf/cm 2
La máxima presión absoluta de vapor en la cámara de recarga
Válvula HPC (detrás de la de 4 etapas) a tasas de flujo de vapor sobrecalentado a la turbina
más de 415 t/h ……………………………………………………………………………………………………………………… 83 kgf/ cm 2
Máxima presión absoluta de vapor en la cámara de control
Etapas LPC (detrás de la etapa 18) ……………………………..……………………………………..13.5 kgf / cm 2
1.1.7. Según la presión absoluta del vapor en las extracciones controladas de turbinas:
Aumento permisible de la presión absoluta del vapor en
selección de producción controlada ……………………………………………………… 16 kgf / cm 2
Reducción admisible de la presión absoluta del vapor en
selección de producción controlada …………………………………………………………… 10 kgf / cm 2
La desviación máxima de la presión absoluta de vapor en la extracción de producción controlada a la que válvulas de seguridad………………………………………………………………………..19.5 kgf/cm2
extracción calentamiento superior ……………………………………………………….…..2,5 kgf/cm 2
extracción calentamiento superior ………………………………………………………..……..0.5 kgf/cm 2
La desviación máxima de la presión absoluta de vapor en el regulado
extracción de calefacción superior en la que trabaja
válvula de seguridad……………………………………………………………………..……3,4 kgf/cm2
La desviación máxima de la presión absoluta del vapor en
extracción de calor superior controlada, en la que
el grupo turbina es apagado por la protección………………………………………………..……………………...3,5 kgf/cm 2
Aumento permisible en la presión absoluta del vapor en el regulado
extracción calor inferior …………………………………………………………….…… 1 kgf / cm 2
Reducción permisible en la presión absoluta de vapor en el regulado
extracción calor inferior ………………………………………………………………….…0,3 kgf/cm 2
Caída de presión máxima permitida entre la cámara
extracción calefacción inferior y condensador turbina………………………….… hasta 0,15 kgf/cm 2
1.1.8. Según el caudal de vapor en las extracciones controladas de turbinas:
Caudal de vapor nominal en una producción regulable
selección …………………………………………………………………………………………….……185 t/h
Máximo caudal de vapor en una producción regulable…
potencia nominal de la turbina y desconectada
extracción de calor ………………………………………………………………….…………245 t/h
El máximo caudal de vapor en una producción regulable
selección a una presión absoluta en él igual a 13 kgf / cm 2,
potencia de la turbina reducida a 70 MW y apagada
extracción de calor ………………………………………………………………………..……300 t/h
Caudal de vapor nominal en tapa regulable
extracción de calor …………………………………………………………………………...132 t/h
y muestreo de producción desconectada ……………………………………………………………………………………………… 150 t/h
Máximo caudal de vapor en tapa regulable
extracción de calor con potencia reducida a 76 MW
turbina y extracción de producción desconectada ……………………………………….……220 t/h
Máximo caudal de vapor en tapa regulable
extracción de calor a la potencia nominal de la turbina
y reducido a 40 t/h el consumo de vapor en extracción de producción………………………………200 t/h
Consumo máximo de vapor en PSG-2 a presión absoluta
en la extracción calor superior 1,2 kgf/cm 2 ……………………………………………….…145 t/h
Consumo máximo de vapor en PSG-1 a presión absoluta
en la extracción de calor inferior 1 kgf/cm 2 …………………………………………………….220 t/h
1.1.9. Según la temperatura del vapor en las extracciones de turbina:
Temperatura nominal del vapor en una producción controlada
selección después de OU-1, 2 (3.4) ……………………………………………………………………………..280 0 С
Aumento permisible de la temperatura del vapor en
selección de producción después de OU-1, 2 (3.4) …………………………………………………....285 0 С
Descenso admisible de la temperatura del vapor en
selección de producción después de OU-1.2 (3.4) ………………………………………………….…275 0 С
1.1.10. Por estado térmico turbinas:
Tasa máxima de aumento de la temperatura del metal
…..………………………………..15 0 S/min.
tuberías de derivación de AZV a válvulas de control HPC
a temperaturas de vapor sobrecalentado por debajo de 450 grados C.…………………………………….………25 0 С
Diferencia de temperatura máxima permitida del metal
tuberías de derivación de AZV a válvulas de control HPC
a una temperatura de vapor sobrecalentado superior a 450 grados C.………………………………………….…….20 0 C
Diferencia de temperatura máxima permitida del metal superior
y fondo HPC (LPC) en la zona de entrada de vapor ………………….…………………………………………..50 0 С
La máxima diferencia de temperatura permisible del metal en
sección transversal (ancho) de alas horizontales
conector del cilindro sin encender el sistema de calefacción
bridas y espárragos del HPC.
Conector HPC con calentamiento de bridas y espárragos en ……………………………………..…50 0 С
en la sección transversal (en ancho) de las alas de la horizontal
Conector HPC con calentamiento de bridas y espárragos en ……………………………….……-25 0 С
La máxima diferencia de temperatura permisible del metal entre la parte superior
y bridas HPC inferiores (derecha e izquierda) cuando
calentamiento de bridas y espárragos ………………………………………………….……………………....10 0 С
Diferencia de temperatura positiva máxima permitida del metal
entre bridas y espárragos HPC con calefacción encendida
bridas y espárragos ………………………………………………………………….…………………….20 0 С
Diferencia de temperatura de metal negativa máxima permitida
entre bridas y espárragos HPC con calentamiento de bridas y espárragos en ……………………………………………………………………………………………..…. .- 20 0 C
La diferencia de temperatura máxima permitida del metal en espesor.
pared del cilindro, medido en el área de la etapa de control HPC ….………………………….35 0 С
cojinetes y cojinete de empuje de la turbina ………………………………….……...…..90 0 C
Máximo temperatura permitida revestimientos de apoyo
cojinetes del generador ………………………………………………….…………..…………..80 0 C
1.1.11. Según el estado mecánico de la turbina:
Acortamiento máximo permitido de la manguera de alta presión en relación con la cabeza de alta presión….……………………………….-2 mm
Alargamiento máximo permitido de la manguera de alta presión en relación con el cilindro de alta presión ….……………………………….+3 mm
Acortamiento máximo admisible del RND relativo al LPC ….……………………..………-2,5 mm
Alargamiento máximo admisible del RND relativo al LPC …….……………………..…….+3 mm
Distorsión máxima admisible del rotor de la turbina …………….…………………………..0,2 mm
El máximo valor máximo permitido de curvatura
eje de la unidad de turbina durante el paso de velocidades críticas ………………………..0.25 mm
lado del generador …………………………………………………….……………………..…1,2 mm
Desplazamiento axial máximo permisible del rotor de la turbina en
lado de la centralita …………………………………………….…………………….1,7 mm
1.1.12. Según el estado de vibración de la unidad de turbina:
La velocidad de vibración máxima permitida de los cojinetes de la unidad de turbina
en todos los modos (excepto velocidades críticas) ……………….…………………….4,5 mm/s
con un aumento de la velocidad de vibración de los rodamientos superior a 4,5 mm/s
La duración máxima permitida de operación de la unidad de turbina.
con un aumento de la velocidad de vibración de los rodamientos superior a 7,1 mm/s ……….…………………… 7 días
Aumento de emergencia de la velocidad de vibración de cualquiera de los soportes del rotor ………….……………………11,2 mm/s
Aumento repentino simultáneo de emergencia en la velocidad de vibración de dos
soportes de un solo rotor, o soportes adyacentes, o dos componentes de vibración
un apoyo de cualquier valor inicial………………………………………………... por 1 mm o más
1.1.13. Según el caudal, la presión y la temperatura del agua en circulación:
Consumo total de agua de refrigeración del grupo turbina ………….………………………….8300 m 3 /hora
Caudal máximo de agua de refrigeración a través del condensador ….…………………………..8000 m 3 /hora
Caudal mínimo agua de enfriamiento a través del condensador ……………….………………..2000 m 3 / hora
Caudal máximo de agua a través del conjunto condensador incorporado ……….………………1500 m 3 / hora
Caudal mínimo de agua a través del haz condensador incorporado ………………………..300 m 3 / hora
Temperatura máxima del agua de refrigeración a la entrada del condensador….…………………………………………………………………………………………..33 0 C
La temperatura mínima del agua circulante en la entrada a
condensador durante temperaturas exteriores bajo cero ………...……………….8 0 С
Presión mínima agua circulante en la que opera el AVR bombas de circulacion TsN-1,2,3,4………………………………………………………………..0,4 kgf/cm2
Presión máxima del agua en circulación en el sistema de tuberías
mitades izquierda y derecha del condensador ……………………………………….………….………….2.5 kgf / cm 2
Presión de agua absoluta máxima en el sistema de tuberías
haz condensador incorporado.…………………………………………………………………….8 kgf/cm 2
Resistencia hidráulica nominal del condensador a
tuberías limpias y un caudal de agua circulante de 6500 m 3 /hora…………………………..……...3,8 m de agua. Arte.
Diferencia máxima de temperatura del agua en circulación entre
su entrada en el capacitor y su salida ……………………………………………………..10 0 С
1.1.14. Según el caudal, la presión y la temperatura del vapor y del agua desalada químicamente al condensador:
Consumo máximo de agua químicamente desalada en el condensador ………………..………………..100 t/h.
Máximo flujo de vapor al condensador en todos los modos
operación …………………………………………………………………………….…………220 t/h.
Flujo de vapor mínimo a través de la turbina LPC al condensador
con diafragma rotativo cerrado …………………………………………………….……10 t/h.
La temperatura máxima permitida de la parte de escape del LPC ……………………….……..70 0 С
La temperatura máxima permisible del agua químicamente desmineralizada,
entrando al condensador ……………………………………………………………….………100 0 С
La presión de vapor absoluta en la parte de escape del LPC a la que
válvulas atmosféricas-diafragmas trabajo…………………………………………..……..1.2 kgf/cm 2
1.1.15. Por presión absoluta (vacío) en el condensador de la turbina:
Presión absoluta nominal en el condensador……………………………….………………0.035 kgf/cm 2
Disminución permisible del vacío en el condensador en el que se dispara una alarma de advertencia………………. ………………………..…………...-0,91 kgf/cm2
Reducción de emergencia del vacío en el condensador en el que
El grupo turbina es apagado por la protección………………………………………………………………....-0,75 kgf/cm 2
descarga de corrientes calientes en el mismo ….……………………………………………………………….….-0.55 kgf/cm 2
Vacío permisible en el condensador al arrancar la turbina antes
empuje del eje de la unidad de turbina ……………………………………………………………………..……-0.75 kgf/cm 2
Vacío permisible en el condensador al arrancar la turbina al final
velocidad de obturación de giro de su rotor con una frecuencia de 1000 rpm …………….……………………..…….-0,95 kgf/cm 2
1.1.16. Según la presión del vapor y la temperatura de los sellos de la turbina:
Presión de vapor absoluta mínima en los sellos de la turbina
detrás del regulador de presión …………………………………………………………………………………….1.1 kgf / cm 2
Presión de vapor absoluta máxima en los sellos de la turbina
detrás del regulador de presión……………………………………………………………………………….1.2 kgf/cm 2
Presión de vapor absoluta mínima detrás de los sellos de la turbina
al regulador de mantenimiento de presión ……………………………………………………………….….1.3kgf/cm2
Presión de vapor absoluta máxima detrás de los sellos de la turbina...
al regulador de mantenimiento de presión ………………………………………………………………..….1,5 kgf/cm 2
La presión de vapor absoluta mínima en las cámaras del segundo sello …………………………………………………………………………… 1,03 kgf/cm2
Presión máxima absoluta de vapor en las cámaras del segundo sello ……………………..1.05 kgf/cm2
Temperatura nominal de vapor para sellos …………………………………………………….150 0 C
1.1.17. Según la presión y temperatura del aceite de lubricación de los rodamientos del grupo turbina:
Exceso de presión nominal de aceite en el sistema de lubricación de cojinetes
turbinas a enfriador de aceite.……………………………………………………………………..……..3 kgf/cm 2
Sobrepresión nominal de aceite en el sistema de lubricación
cojinetes a nivel del eje del eje de la unidad de turbina…………...………………………………………….1kgf/cm 2
al nivel del eje del eje de la unidad de turbina en el que el
alarma de advertencia ……………………………………………………………..…………..0.8 kgf/cm 2
Excesiva presión de aceite en el sistema de lubricación de cojinetes
al nivel del eje del eje de la unidad de turbina en el que se enciende el RMN …………………………………….0.7 kgf / cm 2
Excesiva presión de aceite en el sistema de lubricación de cojinetes
al nivel del eje del eje de la unidad de turbina en la que se enciende el AMN ……………………………..….0.6 kgf / cm 2
Excesiva presión de aceite en el sistema de lubricación de rodamientos al nivel
eje del eje de la unidad de turbina en el que la TLU se apaga por protección ………………………………..…0.3 kgf/cm 2
Exceso de presión de aceite de emergencia en el sistema de lubricación de cojinetes
al nivel del eje del eje de la turbina en el que la unidad de turbina es desconectada por la protección ………………………………………………………………………………… ….…………..0 .3 kgf / cm 2
Temperatura nominal del aceite para la lubricación de los cojinetes de la unidad de turbina ………………………..40 0 С
Temperatura de aceite máxima permitida para la lubricación de rodamientos
grupo turbina ………………………………………………………………………………………….…45 0 С
La temperatura máxima permitida del aceite en el drenaje de
cojinetes de la unidad de turbina ………………………………………………………………………....65 0 С
Temperatura del aceite de emergencia en el drenaje de los cojinetes
unidad de turbina …………………………………………………………………………………….………75 0 C
1.1.18. Por presión de aceite en el sistema de control de la turbina:
Exceso de presión de aceite en el sistema de control de la turbina creado por PMN……………………………………………………………………..………………..…18 kgf/ cm 2
Exceso de presión de aceite en el sistema de control de la turbina creado por HMN……………………………………………………………………………………..……..20 kgf/cm 2
Presión de aceite excesiva en el sistema de control de la turbina
En el que hay una prohibición de cerrar la válvula a presión y apagar el PMN .... ... ... ... .17.5 kgf / cm 2
1.1.19. Por presión, nivel, caudal y temperatura del aceite en el sistema de cierre del eje del turbogenerador:
Exceso de presión de aceite en el sistema de estanqueidad del eje del turbogenerador en el que se pone en funcionamiento el AVR para trabajar con el respaldo de la corriente alterna ................. .................................................... .8 kgf/cm2
Presión de aceite excesiva en el sistema de sellado del eje del turbogenerador en el que se pone en funcionamiento el AVR
respaldo MNUV CC…………………………………………………………………………..7 kgf/cm 2
Diferencia mínima permisible entre la presión de aceite en los sellos del eje y la presión de hidrógeno en la carcasa del turbogenerador………………………………..0.4 kgf/cm2
Diferencia máxima permisible entre la presión de aceite en los sellos del eje y la presión de hidrógeno en la carcasa del turbogenerador…………………….….....0,8 kgf/cm2
Diferencia máxima entre la presión del aceite de entrada y la presión
aceite a la salida del MFG, en el que es necesario cambiar al filtro de aceite de reserva del generador………………………………………………………………………… …….1kgf/cm2
Temperatura nominal del aceite a la salida de MOG………………………………………………..40 0 С
Aumento permisible de la temperatura del aceite a la salida de MOG………………………….…….…….45 0 С
1.1.20. Por temperatura y caudal agua de alimentación a través del grupo de turbinas HPH:
Temperatura nominal del agua de alimentación a la entrada del grupo HPH ….………………………….164 0 С
La temperatura máxima del agua de alimentación a la salida del grupo HPH a la potencia nominal de la unidad de turbina…………………………………………………………..…249 0 С
Caudal máximo de agua de alimentación a través del sistema de tuberías HPH …………………...…...550 t/h
1.2.Datos técnicos de la turbina.
| Potencia nominal de la turbina | 80 megavatios |
| La potencia máxima de la turbina con regeneración completamente encendida para ciertas combinaciones de producción y extracción de calor, determinada por el diagrama de régimen. | 100 megavatios |
| Presión absoluta de vapor vivo por válvula de cierre automático | 130 kgf/cm² |
| Temperatura del vapor antes de la válvula de cierre | 555 °C |
| Presión absoluta en el condensador. | 0,035 kgf/cm² |
| Máximo flujo de vapor a través de la turbina al operar con todas las extracciones y con cualquier combinación de ellas | 470 t/h |
| Máximo flujo de vapor al condensador | 220 t/h |
| Flujo de agua de refrigeración al condensador a una temperatura de diseño en la entrada del condensador de 20 °С | 8000 m³/hora |
| Presión de vapor absoluta de extracción de producción controlada | 13±3 kgf/cm² |
| Presión de vapor absoluta de extracción de calor superior controlada | 0,5 - 2,5 kgf/cm² |
| Presión absoluta de vapor de extracción de calefacción inferior controlada con esquema de una etapa para calefacción de agua de red | 0,3 - 1 kgf/cm² |
| Temperatura del agua de alimentación después de HPH | 249 °C |
| Consumo específico de vapor (garantizado por POT LMZ) | 5,6 kg/kWh |
Nota: La puesta en marcha de un conjunto de turbina detenido debido a un aumento (cambio) en la vibración se permite solo después de un análisis detallado de las causas de la vibración y con el permiso del ingeniero jefe de la planta de energía, realizado por él personalmente en el registro operativo del supervisor de turno de la estación.
1.6 La turbina debe detenerse inmediatamente en los siguientes casos:
· Aumentar la velocidad por encima de 3360 rpm.
· Detección de ruptura o fisura en tramos no conmutables de oleoductos, vías de vapor y agua, y unidades de distribución de vapor.
· Ocurrencia de choques hidráulicos en tuberías de vapor vivo o en la turbina.
· Reducción de emergencia del vacío a -0,75 kgf/cm² o actuación de válvulas atmosféricas.
Una fuerte disminución en la temperatura del agua dulce.
Consumo de calor específico en el calentamiento de dos etapas del agua de la red.
Condiciones: GRAMO k3-4 = Ginebra VAN + 5 t/h; t a - ver fig. ; t 1en ≈ 20 °C; W@ 8000 m3/hora
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C; t 1en ≈ 20 °C; W@ 8000 m3/hora; Δ i PEN = 7 kcal/kg
|
Arroz. diez, un, b, en, GRAMO |
ENMIENDAS AL PLENO ( q 0) Y ESPECÍFICOS ( qGRAMO |
Tipo |
un) sobre el desviación presión fresco par desde nominal sobre el ± 0,5 MPa (5 kgf/cm2)
α q t = ± 0,05 %; α GRAMO 0 = ± 0,25 %
b) sobre el desviación temperatura fresco par desde nominal sobre el ± 5 °C
en) sobre el desviación gastos nutricional agua desde nominal sobre el ± 10 % GRAMO 0
GRAMO) sobre el desviación temperatura nutricional agua desde nominal sobre el ± 10 °C
|
Arroz. once, un, b, en |
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO ENMIENDAS AL PLENO ( q 0) Y ESPECÍFICOS ( q r) CONSUMO DE CALOR Y CONSUMO DE VAPOR FRESCO ( GRAMO 0) EN MODO CONDENSACIÓN |
Tipo |
un) sobre el apagar grupos LDPE
b) sobre el desviación presión gastó par desde nominal
en) sobre el desviación presión gastó par desde nominal
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C; GRAMO hoyo = GRAMO 0
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C
Condiciones: GRAMO hoyo = GRAMO 0; R 9 = 0,6 MPa (6 kgf/cm2); t hoyo - ver fig. ; t a - ver fig.
Condiciones: GRAMO hoyo = GRAMO 0; t hoyo - ver fig. ; R 9 = 0,6 MPa (6 kgf/cm2)
Condiciones: R n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); i n = 715 kcal/kg; t a - ver fig.
Nota. Z= 0 - el diafragma de control está cerrado. Z= max - diafragma de control completamente abierto.
Condiciones: R wto = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2)
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CAPACIDAD INTERNA DE CHSND Y PRESIÓN DE VAPOR EN LAS SALIDAS DE CALOR SUPERIOR E INFERIOR |
Tipo |
Condiciones: R n \u003d 1.3 MPa (13 kgf / cm2) en Ginebra VAN ≤ 221,5 t/h; R norte = Ginebra HR/17 - en Ginebra VAN > 221,5 t/h; i n = 715 kcal/kg; R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); t a - ver fig. , ; τ2 = F(PAG OMC) - ver fig. ; q t = 0 Gcal/(kW·h)
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO INFLUENCIA DE LA CARGA TÉRMICA EN LA POTENCIA DE LA TURBINA CON CALEFACCIÓN DE UNA ETAPA DEL AGUA DE LA RED |
Tipo |
Condiciones: R 0 \u003d 1.3 (130 kgf / cm2); t 0 = 555 °C; R NTO = 0,06 (0,6 kgf/cm2); R 2 a 4 kPa (0,04 kgf/cm2)
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO ESQUEMA DE MODOS CON CALEFACCIÓN DE AGUA DE RED EN ETAPA ÚNICA |
Tipo |
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 ° CON; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R NTO = 0,09 MPa (0,9 kgf/cm2); R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); GRAMO hoyo = GRAMO 0.
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO ESQUEMA DE MODOS CON CALEFACCIÓN DE AGUA DE RED EN DOS ETAPAS |
Tipo |
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 ° CON; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R OMC = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); GRAMO hoyo = GRAMO 0; τ2 = 52 ° CON.
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO EN MODO SOLO CON SELECCIÓN INDUSTRIAL |
Tipo |
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 ° CON; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R OMC y R ONT = F(Ginebra HORA) - ver figura treinta; R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); GRAMO hoyo = GRAMO 0
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CONSUMO DE CALOR ESPECÍFICO PARA CALEFACCIÓN DE AGUA DE RED EN UNA ETAPA |
Tipo |
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R NTO = 0,09 MPa (0,9 kgf/cm2); R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); GRAMO hoyo = GRAMO 0; q t = 0
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR DURANTE EL CALENTAMIENTO EN DOS ETAPAS DEL AGUA DE LA RED |
Tipo |
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R OMC = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); GRAMO hoyo = GRAMO 0; τ2 = 52 °C; q t = 0.
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR BAJO EL MODO SÓLO CON SELECCIÓN DE PRODUCCIÓN |
Tipo |
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R OMC y R ONT = F(Ginebra HR) - ver fig. ; R 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2); GRAMO hoyo = GRAMO 0.
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO PRESIÓN MÍNIMA POSIBLE EN EL ESCAPE DE CALOR INFERIOR CON CALENTAMIENTO DE AGUA DE RED DE UNA ETAPA |
Tipo |
|
Arroz. 41, un, b |
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CALENTAMIENTO EN DOS ETAPAS DE AGUA DE RED (SEGÚN LMZ Sweat) |
Tipo |
un) mínimo posible presión en superior T-selección y estimado temperatura contrarrestar red agua
b) enmienda sobre el temperatura contrarrestar red agua
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CORRECCIÓN A LA POTENCIA POR LA DESVIACIÓN DE LA PRESIÓN EN EL ESCAPE DE CALOR INFERIOR DE LA NOMINAL EN CALEFACCIÓN DE UNA ETAPA DEL AGUA DE RED (SEGÚN DATOS DE LA LMZ) |
Tipo |
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CORRECCIÓN A LA POTENCIA POR LA DESVIACIÓN DE LA PRESIÓN EN EL ESCAPE DE CALOR SUPERIOR DEL CALENTAMIENTO NOMINAL EN DOS ETAPAS DEL AGUA DE LA RED (SEGÚN DATOS DE LMZ) |
Tipo |
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CORRECCIÓN POR PRESIÓN DE VAPOR DE ESCAPE (SEGÚN LMZ FET) |
Tipo |
1 Basado en datos POT LMZ.
Sobre el desviación presión fresco par desde nominal sobre el ±1 MPa (10 kgf/cm2): para lleno consumo calor
para consumo fresco par
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO q 0) Y CONSUMO DE VAPOR FRESCO ( GRAMO 0) EN MODOS CON SANGRADO REGULABLE1 |
Tipo |
1 Basado en datos POT LMZ.
Sobre el desviación temperatura fresco par desde nominal sobre el ±10 °C:
para lleno consumo calor
para consumo fresco par
|
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CORRECCIONES AL CONSUMO DE CALOR TOTAL ( q 0) Y CONSUMO DE VAPOR FRESCO ( GRAMO 0) EN MODOS CON SANGRADO REGULABLE1 |
Tipo |
1 Basado en datos POT LMZ.
Sobre el desviación presión en PAG-selección desde nominal sobre el ± 1 MPa (1 kgf/cm2):
para lleno consumo calor
para consumo fresco par
|
Arroz. 49 un, b, en |
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO CALOR ESPECÍFICO GENERACIONES DE ELECTRICIDAD |
Tipo |
un) transportar producción selección
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 ° C; PAG n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); ηem = 0,975.
b) transportar cima y más bajo cogeneración trozos escogidos
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 °C; R OMC = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); ηem = 0,975
en) transportar más bajo cogeneración selección
Condiciones: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); t 0 = 555 ° C; R NTO = 0,09 MPa (0,9 kgf/cm2); ηem = 0,975
|
Arroz. cincuenta un, b, en |
CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS TÍPICAS DE UNA UNIDAD TURBO MODIFICACIONES A LAS GENERACIONES DE ENERGÍA TÉRMICA ESPECÍFICAS PARA LA PRESIÓN EN LAS SALIDAS REGULADAS |
Tipo |
un) sobre el presión en producción selección
b) sobre el presión en superior cogeneración selección
en) sobre el presión en más bajo cogeneración selección
Apéndice
1. CONDICIONES PARA LA ELABORACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS
La característica de energía típica se compiló sobre la base de informes sobre pruebas térmicas de dos unidades de turbina: en Chisinau CHPP-2 (trabajo realizado por Yuzhtechenergo) y en CHPP-21 Mosenergo (trabajo realizado por MGP PO Soyuztechenergo). La característica refleja la eficiencia promedio de una unidad de turbina que ha pasado revisión y operando de acuerdo con el esquema térmico mostrado en la Fig. ; bajo los siguientes parámetros y condiciones tomados como nominales:
Presión y temperatura del vapor fresco frente a la válvula de cierre de la turbina - 13 (130 kgf/cm2)* y 555 °С;
* En texto y gráficos - presión absoluta.
Presión en extracción de producción controlada - 13 (13 kgf/cm2) con incremento natural a caudales a la entrada del CSD superior a 221,5 t/h;
Presión en la extracción de calor superior: 0,12 (1,2 kgf / cm2) con un esquema de dos etapas para calentar el agua de la red;
Presión en la extracción de calefacción inferior: 0,09 (0,9 kgf / cm2) con un esquema de una etapa para calentar agua de la red;
Presión en la extracción de producción controlada, extracción de calor superior e inferior en el modo de condensación con los reguladores de presión apagados - fig. y ;
Presión de vapor de escape:
a) caracterizar el modo de condensación y trabajar con selecciones durante el calentamiento de agua de la red en una y dos etapas a una presión constante: 5 kPa (0,05 kgf / cm2);
b) caracterizar el régimen de condensación en gasto constante y temperatura del agua de enfriamiento - de acuerdo con la característica térmica del condensador en t 1en= 20 °С y W= 8000 m3/hora;
El sistema de regeneración de alta y baja presión está completamente encendido, el desaireador 0,6 (6 kgf/cm2) se alimenta con vapor de extracción industrial;
El caudal de agua de alimentación es igual al caudal de vapor vivo, retorno del 100% del condensado de extracción de producción en t= 100 °С realizado en un desaireador 0,6 (6 kgf/cm2);
La temperatura del agua de alimentación y del condensado principal aguas abajo de los calentadores corresponde a las dependencias que se muestran en la Fig. , , , , ;
El aumento de la entalpía del agua de alimentación en la bomba de alimentación - 7 kcal/kg;
La eficiencia electromecánica de la unidad de turbina se adoptó de acuerdo con los datos de prueba del mismo tipo de unidad de turbina, realizada por Dontekhenergo;
Límites de regulación de presión en selecciones:
a) producción - 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 kgf/cm2);
b) la planta de calefacción superior con un esquema de dos etapas para calentar el agua de la red - 0.05 - 0.25 (0.5 - 2.5 kgf / cm2);
a) el sistema de calefacción inferior con un esquema de una sola etapa para calentar el agua de la red - 0.03 - 0.10 (0.3 - 1.0 kgf / cm2).
Calentamiento de agua de red en una planta de calefacción con un esquema de dos etapas para calentar agua de red, determinado por las dependencias de diseño de fábrica τ2р = F(PAG OMC) y τ1 = F(q yo, PAG OMC) es de 44 - 48 °C para cargas máximas de calentamiento a presiones PAG OMC = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 kgf/cm2).
Los datos de prueba que subyacen a esta característica de energía típica se procesaron utilizando las "Tablas de propiedades termofísicas del agua y el vapor" (Moscú: Publishing House of Standards, 1969). De acuerdo con los términos del POT LMZ, el condensado de retorno del retiro de producción se inyecta a una temperatura de 100 ° C en la línea principal de condensado después de LPH No. 2. Al compilar la característica de energía típica, se supone que se inyecta a la misma temperatura directamente en el desaireador 0,6 (6 kgf / cm2) . Según las condiciones del POT LMZ, con calentamiento de agua de red en dos etapas y modos con un caudal de vapor a la entrada del CSD superior a 240 t/h (máximo carga eléctrica con una pequeña selección de producción) LPH No. 4 está completamente apagado. Al compilar la característica de energía Típica, se asumió que con un caudal a la entrada del CSD de más de 190 t/h, parte del condensado se dirige al bypass LPH No. 4 de tal manera que su temperatura frente a del desaireador no supere los 150 °C. Esto es necesario para garantizar una buena desaireación del condensado.
2. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS INCLUIDOS EN LA PLANTA TURBO
La unidad de turbina, junto con la turbina, incluye el siguiente equipo:
Generador TVF-120-2 refrigerado por hidrógeno de la planta Elektrosila;
Condensador bidireccional 80 KTsS-1 con una superficie total de 3000 m2, de los cuales 765 m2 recaen sobre la viga empotrada;
Cuatro calentadores de baja presión: HDPE No. 1 integrado en el condensador, HDPE No. 2 - PN-130-16-9-11, HDPE No. 3 y 4 - PN-200-16-7-1;
Un desgasificador 0,6 (6 kgf/cm2);
Tres calentadores de alta presión: PVD N° 5 - PV-425-230-23-1, PVD N° 6 - PV-425-230-35-1, PVD N° 7 - PV-500-230-50;
Dos bombas de circulación 24NDN con un suministro de 5000 m3/h y una presión de 26 m de agua. Arte. con motores eléctricos de 500 kW cada uno;
Tres bombas de condensado KN 80/155 accionadas por motores eléctricos de 75 kW de potencia cada una (el número de bombas en funcionamiento depende del caudal de vapor al condensador);
Dos eyectores principales de tres etapas EP-3-701 y uno de arranque EP1-1100-1 (un eyector principal está constantemente en funcionamiento);
Dos calentadores de agua de red (superior e inferior) PSG-1300-3-8-10 con una superficie de 1300 m2 cada uno, diseñados para pasar 2300 m3/h de agua de red;
Cuatro bombas de condensado para calentadores de agua de red KN-KS 80/155 accionadas por motores eléctricos con una capacidad de 75 kW cada uno (dos bombas para cada PSG);
Una bomba de red de levantamiento SE-5000-70-6 con un motor eléctrico de 500 kW;
Una bomba de red II de elevación SE-5000-160 con motor eléctrico de 1600 kW.
3. MODO CONDENSACIÓN
En el modo de condensación con los reguladores de presión apagados, el consumo bruto total de calor y el consumo de vapor fresco, dependiendo de la potencia en las salidas del generador, se expresa mediante las ecuaciones:
A presión constante en el condensador.
PAG 2 \u003d 5 kPa (0,05 kgf / cm2);
q 0 = 15,6 + 2,04norte t;
GRAMO 0 = 6,6 + 3,72norte t + 0.11( norte t - 69,2);
A flujo constante ( W= 8000 m3/h) y temperatura ( t 1en= 20 °C) agua de refrigeración
q 0 = 13,2 + 2,10norte t;
GRAMO 0 = 3,6 + 3,80norte t + 0.15( norte t - 68,4).
Las ecuaciones anteriores son válidas dentro de la variación de potencia de 40 a 80 MW.
El consumo de calor y vapor fresco en el modo de condensación para una potencia dada está determinado por las dependencias dadas, seguidas de la introducción de las modificaciones necesarias de acuerdo con los gráficos correspondientes. Estas correcciones toman en cuenta la diferencia en las condiciones de operación de las nominales (para las cuales se compila la Característica de Tipo) y sirven para convertir estas características en condiciones de operación. Al recalcular, los signos de las correcciones se invierten.
Las correcciones corrigen el consumo de calor y vapor vivo a potencia constante. Cuando varios parámetros se desvían de los valores nominales, las correcciones se suman algebraicamente.
4. MODO CON SELECCIONES CONTROLADAS
Cuando las extracciones reguladas están habilitadas, la unidad de turbina puede operar con esquemas de una y dos etapas para calentar el agua de la red. También es posible trabajar sin extracción de calor con uno de producción. Los diagramas de régimen típicos correspondientes para el consumo de vapor y la dependencia del consumo de calor específico en la selección de potencia y producción se dan en la fig. - , y la generación de energía específica por consumo de calor en la Fig. - .
Los diagramas de modo se calculan según el esquema utilizado por POT LMZ y se muestran en dos campos. Margen superior es el diagrama modal (Gcal/h) de la turbina con una extracción de producción en q t = 0.
Cuando se enciende la carga de calefacción y otras condiciones no cambian, solo se descargan las etapas 28 a 30 (con un calentador de red inferior encendido) o las etapas 26 a 30 (con dos calentadores de red encendidos) y se reduce la potencia de la turbina.
El valor de la reducción de potencia depende de la carga de calefacción y se determina
Δ norte qt = KQ yo,
donde k- cambio específico en la potencia de la turbina determinado durante la prueba Δ norte Qt/Δ q t, igual a 0,160 MW / (Gcal h) con calentamiento de una etapa, y 0,183 MW / (Gcal h) con calentamiento de agua de red en dos etapas (Fig. 31 y 32).
De ello se deduce que el consumo de vapor vivo a una potencia dada norte t y dos extracciones (industrial y de calefacción) corresponderán a alguna potencia ficticia en el campo superior norte ft y una selección de producción
norte pies = norte t + Δ norte Qt.
Las rectas inclinadas del campo inferior del diagrama permiten determinar gráficamente el valor norte ft, y según ello y la selección de producción, el consumo de vapor fresco.
Los valores de consumo de calor específico y generación de energía específica para el consumo de calor se calcularon de acuerdo con los datos tomados del cálculo de los diagramas de régimen.
Los gráficos de la dependencia del consumo de calor específico de la selección de potencia y producción se basan en las mismas consideraciones que la base del diagrama de los modos POT LMZ.
Un cronograma de este tipo fue propuesto por el taller de turbinas de la MGP PO "Soyuztekhenergo" ("Energía industrial", 1978, No. 2). Es preferible al sistema de gráficos q t = F(norte yo, q t) en varios q n = const, ya que es más conveniente usarlo. Los gráficos del consumo de calor específico, por razones de naturaleza no principista, se realizan sin el campo inferior; el método para usarlos se explica con ejemplos.
Datos que caracterizan el modo con calentamiento en tres etapas del agua de la red, característica típica no contiene, ya que tal modo en las instalaciones de este tipo durante el período de prueba no se dominó en ninguna parte.
La influencia de las desviaciones de los parámetros de los aceptados en el cálculo de la característica Típica para los nominales se tiene en cuenta de dos formas:
a) parámetros que no afectan el consumo de calor en la caldera y el suministro de calor al consumidor a caudales másicos constantes GRAMO 0, GRAMO n y GRAMO t, - haciendo correcciones a la potencia especificada norte t( norte t+ KQ t).
Según esta potencia corregida según la fig. - se determinan el consumo de vapor fresco, el consumo de calor específico y el consumo de calor total;
b) enmiendas a PAG 0, t 0 y PAG n se suman a los encontrados después de hacer las correcciones anteriores a la tasa de flujo de vapor vivo y el flujo de calor total, después de lo cual se calcula la tasa de flujo de vapor vivo y el flujo de calor (total y específico) para las condiciones dadas.
Datos de las curvas de corrección de presión de vapor vivo calculadas utilizando los resultados de las pruebas; todas las demás curvas de corrección se basan en datos LMZ FOT.
5. EJEMPLOS DE DETERMINACIÓN DEL CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR, CONSUMO DE VAPOR FRESCO Y POTENCIAS ESPECÍFICAS DE CALOR
Ejemplo 1. Modo de condensación con reguladores de presión desconectados en las selecciones.
Dado: norte t = 70 megavatios; PAG 0 \u003d 12.5 (125 kgf / cm2); t 0 = 550 °C; R 2 \u003d 8 kPa (0,08 kgf / cm2); GRAMO hoyo = 0.93 GRAMO 0; Δ t hoyo = t foso - t npit \u003d -7 ° С.
Se requiere determinar el consumo de calor bruto total y específico y el consumo de vapor fresco en condiciones dadas.
La secuencia y los resultados se dan en la tabla. .
Tabla P1
|
Designacion |
Método de definición |
valor recibido |
Consumo de vapor fresco en condiciones nominales, t/h |
Temperaturas de vapor vivo |
Flujo de agua de alimentación |
Corrección total al consumo de calor específico, % |
Consumo de calor específico en determinadas condiciones, kcal/(kWh) |
|
Consumo total de calor en determinadas condiciones, Gcal/h |
q 0 = q t norte t10-3 |
Correcciones al consumo de vapor por desviación de las condiciones de los valores nominales, %: |
Presión de vapor vivo |
Temperaturas de vapor vivo |
Presión de vapor de escape |
Flujo de agua de alimentación |
Temperaturas del agua de alimentación |
Corrección total al consumo de vapor vivo, % |
Consumo de vapor vivo en determinadas condiciones, t/h |
|
Tabla P2
* Al corregir la potencia por presión en la extracción de calor superior R OMC diferente de 0,12 (1,2 kgf/cm2), el resultado corresponderá a la temperatura del agua de retorno correspondiente a la presión dada según la curva τ2р = F(PAG OMC) en la Fig. , es decir. 60 °C. ** En caso de una diferencia notable GRAMO CHSDin" de GRAMO FRRin todos los valores en los párrafos. 4 - 11 debe comprobarse con el especificado GRAMO FRRín. El cálculo de la generación de calor específico se realiza de forma similar a la del ejemplo. Desarrollo de la extracción de calor y corrección de la misma para la presión real. R La OMC está determinada por la fig. , b y , b. Ejemplo 4. Modo sin extracción de calor. Dado: norte t = 80 MW; q n = 120 Gcal/h; q t = 0; R 0 \u003d 12.8 (128 kgf / cm2); t 0 = 550 °C; $ 7.65 |
Presión en la extracción de calor superior, (kgf/cm2)* |
R OMC |
Arroz. sobre GRAMO CHSDin" |
Presión en la extracción de calor inferior, (kgf/cm2)* |
R ONT |
Arroz. sobre GRAMO CHSDin" |
* Las presiones en las selecciones del CSND y la temperatura del condensado según el LPH se pueden determinar a partir de las gráficas del régimen de condensación, dependiendo de GRAMO HRin, en la relación GRAMO HRin/ GRAMO 0 = 0,83.
6. SÍMBOLOS
|
Nombre |
Designacion |
Potencia, MW: |
eléctrico en los terminales del generador |
norte yo, norte t.f. |
alta presión interna |
norte iHVD |
media y baja presion interior |
norte iChSND |
pérdidas totales de la unidad de turbina |
Σ∆ norte sudor |
eficiencia electromecánica |
Cilindro de alta presión (o parte) |
Cilindro de baja (o parte de media y baja) presión |
TsSD (CSND) |
Consumo de vapor, t/h: |
a la turbina |
para producción |
Para calentar |
para la regeneración |
GRAMO PVD, GRAMO PEAD, GRAMO d |
a través de la última etapa del CVP |
GRAMO ChVDskv |
en la entrada del CHSD |
GRAMO HRin |
en la entrada de la CND |
GRAMO CHNDen |
en el condensador |
Consumo de agua de alimentación, t/h |
Consumo de condensado de retorno de extracción industrial, t/h |
Consumo de agua de refrigeración a través del condensador, m3/h |
Consumo de calor para la planta de turbinas, Gcal/h |
Consumo de calor para la producción, Gcal/h |
Presión absoluta, (kgf/cm2): |
delante de la válvula de retención |
detrás de las válvulas de control y sobrecarga |
Pi-IV clase, PAG carril |
en la cámara de control |
PAG primero |
en cámaras de muestreo no reguladas |
Pi-VII PAG |
en la cámara de selección de producción |
en la cámara de extracción de calor superior |
en la cámara de extracción de calor inferior |
en el condensador, kPa (kgf/cm2) |
Temperatura (°С), entalpía, kcal/kg: |
vapor fresco delante de la válvula de cierre |
t 0, i 0 |
vapor en la cámara de selección de producción |
condensado para HDPE |
t para, t k1, t k2, t k3, t k4 |
extracción de producción de condensado de retorno |
agua de alimentación para HPH |
t pozo5, t pozo6, t pit7 |
agua de alimentación aguas abajo |
t Pete, i Pete |
agua de red a la entrada de la instalación y salida de la misma |
agua de refrigeración que entra y sale del condensador |
t 1c, t 2v |
Aumento de la entalpía del agua de alimentación en la bomba |
∆i BOLÍGRAFO |
Consumo bruto específico de calor para la generación de electricidad, kcal/(kWh) |
q yo, q t.f. |
Generación de calor específico de electricidad, kWh/Gcal: |
transbordador de selección de producción |
vapor de extracción de vapor |
Coeficientes de conversión al sistema SI: |
|
1 t/h - 0,278 kg/s; 1 kgf/cm2 - 0,0981 MPa o 98,1 kPa; 1 kcal/kg - 4,18168 kJ/kg |
| Tarea para proyecto de curso | 3 |
|
| 1. | Datos de referencia iniciales | 4 |
| 2. | Cálculo de la planta de calderas. | 6 |
| 3. | Construcción del proceso de expansión de vapor en la turbina | 8 |
| 4. | Equilibrio de vapor y agua de alimentación | 9 |
| 5. | Determinación de parámetros de vapor, agua de alimentación y condensado por elementos PTS | 11 |
| 6. | Compilación y solución de ecuaciones de balance térmico para secciones y elementos de PTS | 15 |
| 7. | Ecuación de potencia de energía y su solución. | 23 |
| 8. | Comprobación de cálculo | 24 |
| 9. | Definición de indicadores energéticos | 25 |
| 10. | Elección equipo auxiliar | 26 |
| Bibliografía | 27 |
|
Tarea para un proyecto de curso
Alumno: Onuchin D. M..
Tema del proyecto: Cálculo del esquema térmico de PTU PT-80/100-130/13
Datos del proyecto
P 0 \u003d 130 kg / cm 2;
;
;
Qt \u003d 220 MW;
;
.
Presión en retiros no regulados - a partir de datos de referencia.
Preparación de agua adicional - del desaireador atmosférico "D-1.2".
El volumen de la parte de liquidación.
Cálculo de diseño de PTU en el sistema SI para potencia nominal.
Determinación de indicadores energéticos del trabajo de las escuelas de formación profesional.
La elección de equipos auxiliares para escuelas de formación profesional.
1. Datos de referencia iniciales
Los principales indicadores de la turbina PT-80/100-130.
Tabla 1.
| Parámetro | Valor | Dimensión |
| Potencia nominal | 80 | megavatios |
| Máximo poder | 100 | megavatios |
| Presión inicial | 23,5 | MPa |
| Temperatura inicial | 540 | Con |
| Presión a la salida del HPC | 4,07 | MPa |
| La temperatura a la salida del HPC | 300 | Con |
| Temperatura del vapor sobrecalentado | 540 | Con |
| Consumo de agua de refrigeración | 28000 | m 3 / hora |
| Temperatura del agua de refrigeración | 20 | Con |
| Presión del condensador | 0,0044 | MPa |
La turbina dispone de 8 extracciones de vapor no reguladas diseñadas para calentar el agua de alimentación en los calentadores de baja presión, el desaireador, en los calentadores de alta presión y para alimentar la turbina de accionamiento de la bomba de alimentación principal. El vapor de escape del motor turbo se devuelve a la turbina.
Tabla 2.
| Selección | Presión, MPa | Temperatura, 0 C |
|
| yo | PEBD №7 | 4,41 | 420 |
| II | PVD №6 | 2,55 | 348 |
| tercero | DPN №5 | 1,27 | 265 |
| desaireador | 1,27 | 265 |
|
| IV | DPN №4 | 0,39 | 160 |
| V | DPN №3 | 0,0981 | - |
| VI | DPN №2 | 0,033 | - |
| VII | DPN №1 | 0,003 | - |
La turbina dispone de dos extracciones de vapor de calefacción, superior e inferior, diseñadas para el calentamiento de agua de red en una y dos etapas. Las extracciones de calefacción tienen los siguientes límites de regulación de presión:
Superior 0.5-2.5 kg / cm 2;
Inferior 0,3-1 kg/cm 2 .
2. Cálculo de la planta de calderas.
WB - caldera superior;
NB - caldera inferior;
Obr - red inversa de agua.
D WB, D NB: flujo de vapor a las calderas superior e inferior, respectivamente.
gráfico de temperatura: t pr / to br \u003d 130 / 70 C;
T pr \u003d 130 0 C (403 K);
Tarr \u003d 70 0 C (343 K).
Determinación de parámetros de vapor en extracciones de calor
Aceptamos calentamiento uniforme en VSP y NSP;
Aceptamos el valor del subcalentamiento en calentadores de red 
.
Aceptamos pérdidas de presión en tuberías 
.
La presión de las extracciones superior e inferior de la turbina para VSP y LSP:
bar; 
bar.
h WB = 418,77 kJ/kg
h NB \u003d 355.82 kJ / kg
D WB (h 5 - h WB /) \u003d K W SV (h WB - h NB) →
→ D WB =1.01∙870.18(418.77-355.82)/(2552.5-448.76)=26.3 kg/s
D NB h 6 + D WB h WB / + K W SV h OBR \u003d KW SV h NB + (D WB +D NB) h NB / →
→ D NB \u003d / (2492-384.88) \u003d 25.34 kg / s
D WB + D NB \u003d D B \u003d 26.3 + 25.34 \u003d 51.64 kg / s
3. Construcción del proceso de expansión de vapor en la turbina
Tomemos la pérdida de presión en los dispositivos de distribución de vapor de los cilindros:
;
;
;
En este caso, la presión a la entrada de los cilindros (detrás de las válvulas de control) será:
El proceso en el diagrama h,s se muestra en la fig. 2.
4. Equilibrio de vapor y agua de alimentación.
Suponemos que los sellos de los extremos (D KU) y los eyectores de vapor (D EP) reciben vapor de mayor potencial.
El vapor gastado de los sellos de los extremos y de los eyectores se dirige al calentador de la caja de relleno. Aceptamos calentamiento de condensado en él:
El vapor gastado en los enfriadores del eyector se dirige al calentador del eyector (EP). Calefacción en ella:
Aceptamos el flujo de vapor a la turbina (D) como un valor conocido.
Pérdidas intra-estación del fluido de trabajo: D UT =0.02D.
El consumo de vapor para los sellos finales será del 0,5%: D KU = 0,005D.
El consumo de vapor de los eyectores principales será del 0,3%: D EJ = 0,003D.
Entonces:
El consumo de vapor de la caldera será:
Porque caldera de tambor, es necesario tener en cuenta la purga de la caldera.
D producto \u003d 0.015D \u003d 1.03D K \u003d 0.0154D.
La cantidad de agua de alimentación suministrada a la caldera:
Cantidad de agua adicional:
Pérdidas de condensado para la producción:
(1-K pr) D pr \u003d (1-0.6) ∙ 75 \u003d 30 kg / s.
La presión en el tambor de la caldera es aproximadamente un 20% más alta que la presión del vapor fresco en la turbina (debido a pérdidas hidráulicas), es decir.
P qv =1.2P 0 =1.2∙12.8=15.36 MPa → 
kJ/kg.
Presión del expansor purga continua(RNP) es aproximadamente un 10% más que en el desaireador (D-6), es decir
P RNP \u003d 1.1P d \u003d 1.1 ∙ 5.88 \u003d 6.5 bar →
→
kJ/kg;
kJ/kg;
kJ/kg;
D PR \u003d β ∙ D prod \u003d 0.438 0.0154D \u003d 0.0067D;
D V. R. \u003d (1-β) D producto \u003d (1-0.438) 0.0154D \u003d 0.00865D.
D ext \u003d D ut + (1-K pr) D pr + D v.r. =0.02D+30+0.00865D=0.02865D+30.
Determinamos el consumo de agua de red a través de calentadores de red:
Aceptamos fugas en el sistema de suministro de calor del 1% de la cantidad de agua circulante.
Por lo tanto, el rendimiento requerido de chem. tratamiento de aguas:
5. Determinación de parámetros de vapor, agua de alimentación y condensado por elementos PTS.
Aceptamos la pérdida de presión en las tuberías de vapor desde la turbina hasta los calentadores del sistema regenerativo en la cantidad de:
| Yo selecciono | PVD-7 | 4% |
| II selección | PVD-6 | 5% |
| III selección | PVD-5 | 6% |
| IV selección | PVD-4 | 7% |
| selección V | PND-3 | 8% |
| VI selección | PND-2 | 9% |
| séptima selección | PND-1 | 10% |
La determinación de los parámetros depende del diseño de los calentadores ( ver figura 3). En el esquema calculado, todos los HDPE y LDPE son de superficie.
En el curso del condensado principal y el agua de alimentación del condensador a la caldera, determinamos los parámetros que necesitamos.
5.1. Despreciamos el aumento de entalpía en la bomba de condensado. Luego los parámetros del condensado antes del EP:
0,04 bares 
29°С, 
121,41 kJ/kg.
5.2. Tomamos el calentamiento del condensado principal en el calentador del eyector igual a 5°C.
34 °C; kJ/kg.
5.3. Se supone que el calentamiento del agua en el calentador de la caja de empaque (SH) es de 5 °C.
39 °C, 
kJ/kg.
5.4. PND-1 - deshabilitado.
Se alimenta de vapor de la selección VI.
69.12 °C, 
289,31 kJ / kg \u003d h d2 (drenaje de HDPE-2).
°С, 
4.19∙64.12=268.66kJ/kg
Se alimenta de vapor de la selección V.
Presión de vapor de calentamiento en el cuerpo del calentador:
96,7 °C, 
405,21 kJ/kg;
Parámetros del agua detrás del calentador:
°С, 
4,19∙91,7=384,22 kJ/kg.
Preliminarmente fijamos el aumento de temperatura debido a la mezcla de flujos frente a LPH-3 por 
, es decir. tenemos:
Se alimenta del vapor de la selección IV.
Presión de vapor de calentamiento en el cuerpo del calentador:
140.12°С, 
589,4 kJ/kg;
Parámetros del agua detrás del calentador:
°С, 
4,19∙135,12=516,15 kJ/kg.
Parámetros del medio de calefacción en el enfriador de drenaje:
5.8. Desaireador de agua de alimentación.
El desgasificador de agua de alimentación funciona a una presión de vapor constante en la carcasa
R D-6 \u003d 5.88 bar → t D-6 H \u003d 158 ˚C, h 'D-6 \u003d 667 kJ / kg, h ”D-6 \u003d 2755.54 kJ / kg,
5.9. Bomba de alimentación.
Tomemos la eficiencia de la bomba 
0,72.
Presión de descarga: MPa. °C, y los parámetros del medio de calentamiento en el enfriador de drenaje:
Parámetros de vapor en el enfriador de vapor:
ºC; 
2833,36 kJ/kg.
Configuramos el calentamiento en OP-7 igual a 17.5 ° С. Entonces, la temperatura del agua detrás del HPH-7 es igual a °С, y los parámetros del medio de calentamiento en el enfriador de drenaje son:
ºC; 
1032,9 kJ/kg.
La presión del agua de alimentación después de HPH-7 es:
Parámetros del agua detrás del propio calentador.
Tipo de turbina de vapor PT-60-130/13– condensación, con dos extracciones de vapor regulables. Potencia nominal 60.000 kW (60 MW) a 3.000 rpm. La turbina está diseñada para accionar directamente el tipo de alternador TVF-63-2 con una capacidad de 63.000 kW, con una tensión en los terminales del generador de 10.500 V, montado sobre una base común con una turbina. La turbina está equipada con un dispositivo regenerativo - para calentar el agua de alimentación y debe funcionar con unidad condensadora. Cuando la turbina está operando sin extracciones controladas (modo puramente condensante), se permite una carga de 60 MW.
Tipo de turbina de vapor PT-60-130/13 diseñado para los siguientes parámetros:
- presión de vapor fresco frente a la válvula de cierre automático (ASK) 130 atm;
- temperatura de vapor fresco frente a ASC 555 ºС;
- la cantidad de agua de enfriamiento que pasa a través del condensador (a la temperatura de diseño en la entrada del condensador 20 ºС) 8000 m/h;
- el consumo máximo de vapor estimado a parámetros nominales es de 387 t/h.
La turbina dispone de dos extracciones de vapor regulables: industrial con una presión nominal de 13 atm y cogeneración con una presión nominal de 1,2 atm. La producción y la extracción de calor tienen los siguientes límites de regulación de presión:
- producción 13+3 ATA;
- calentamiento 0.7-2.5 ata.
La turbina es una unidad de dos cilindros de un solo eje. cilindro de alta presion tiene una etapa de control de una sola corona y 16 etapas de presión. Cilindro de baja presión consta de dos partes, de las cuales la parte de media presión tiene una etapa de control y 8 etapas de presión, y la parte de baja presión tiene una etapa de control y 3 etapas de presión.
Todos los discos del rotor de alta presión están forjados integralmente con el eje. Los primeros diez discos del rotor de baja presión están forjados integralmente con el eje, los cuatro discos restantes sobresalen.
Los rotores HP y LPC están interconectados por medio de un acoplamiento flexible. Los rotores del cilindro de baja presión y el generador están conectados mediante un acoplamiento rígido. nRVD = 1800 rpm, nRPD = 1950 rpm.
Falsificado rotor turbina HPC PT-60-130/13 tiene un extremo frontal del eje relativamente largo y un diseño de pétalos (sin mangas) de sellos laberínticos. Con este diseño del rotor, incluso un ligero roce del eje por los festones de los sellos finales o intermedios provoca un calentamiento local y una deflexión elástica del eje, lo que da como resultado la vibración de la turbina, la actuación de las puntas del vendaje, las palas del rotor y un aumento en las holguras radiales en los sellos intermedios y envolventes. Por lo general, la desviación del rotor aparece en la zona de velocidad de funcionamiento de 800 a 1200 rpm. durante el arranque de la turbina o durante el run-out de los rotores cuando está parada.
La turbina se suministra dispositivo de giro, girando el rotor a una velocidad de 3,4 rpm. El dispositivo de giro es accionado por un motor eléctrico con rotor en jaula de ardilla.
turbina tiene 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. situado en cajas de vapor soldado en la parte delantera del cilindro de la turbina. El paso mínimo de vapor en el condensador está determinado por el diagrama de modo.
La turbina está equipada dispositivo de lavado, que permite lavar la ruta de flujo de la turbina sobre la marcha, con una carga correspondientemente reducida.
Para reducir el tiempo de calentamiento y mejorar las condiciones de arranque de la turbina, se proporcionan bridas y espárragos HPC, así como suministro de vapor vivo al sello frontal HPC. Para garantizar el correcto funcionamiento y control remoto sistema al arrancar y parar la turbina, el drenaje del grupo se proporciona a través de dilatador de drenaje en el condensador.
