Turbiny parowe pt. 80 100. Eksploatacja turbiny parowej. Pietropawłowsk - Kamczacki

19.10.2019

Przeczytaj także

Niezwykłe prezenty noworoczne, które możesz zrobić własnymi rękami

Przegląd recenzji na temat psychicznego rytuału Arina Evdokimova dla spełnienia pragnienia

Tatiana: dzień anioła, imieniny

Marilyn Kerro - biografia i życie osobiste estońskiej wiedźmy

Co to znaczy widzieć karaluchy we śnie - interpretacja dla kobiet

I N S T R U K T I A

PT-80/100-130/13 LMZ.

Instrukcje muszą być znane:

1. kierownik kotłowni i turbinowni-2,

2. Zastępcy Kierowników Zakładu Turbin Kotłowych do Operacji-2,

3. starszy kierownik zmiany stacji 2,

4. kierownik zmiany stacji-2,

5. kierownik zmianowy wydziału turbin kotłowni-turbinowni-2,

6. Inżynier TsTSCHU z turbinami parowymi kategorii VI,

7. inżynier-crawler dla wyposażenia turbinowego 5 kategorii;

8. inżynier-crawler dla wyposażenia turbinowego IV kategorii.

Pietropawłowsk Kamczacki

JSC Energia i Elektryfikacja „Kamczatskenergo”.

Oddział „TPP Kamczackie”.

ZATWIERDZIĆ:

Główny inżynier oddziału OAO „Kamczackinergo” KTET

Bolotenyuk Yu.N.

“ “ 20 lat

I N S T R U K T I A

Instrukcja obsługi turbiny parowej

PT-80/100-130/13 LMZ.

Data ważności instrukcji:

z „____” ____________ 20

przez „____” ____________ 20

Pietropawłowsk - Kamczacki

1. Postanowienia ogólne………………………………………………………………………… 6

1.1. Kryteria bezpiecznej eksploatacji turbiny parowej PT80/100-130/13………………. 7

1.2. Dane techniczne turbiny………………………………………………………………….. 13

1.4. Ochrona turbiny……………………………………………………………………….……………… 18

1.5. Turbina musi być awaryjnie wyłączona z ręczną awarią podciśnienia…………...... 22

1.6. Turbina musi zostać natychmiast zatrzymana………………………………………………...… 22

Turbina musi być rozładowana i zatrzymana w okresie

ustalone przez głównego inżyniera elektrowni……………………………..……..… 23

1.8. Dopuszcza się ciągłą pracę turbiny z mocą znamionową…………………... 23

2. Krótki opis projektu turbiny…………………………………………..… 23

3. Układ zasilania olejem zespołu turbinowego…………………………………..…. 25

4. Układ uszczelnienia wału generatora……………………………………..… 26

5. Układ sterowania turbiną…………………………………………...…. 30

6. Dane techniczne i opis generatora……………………………….... 31

7. Charakterystyka techniczna i opis agregatu skraplającego…. 34

8. Opis i parametry techniczne zakładu regeneracyjnego…… 37

Opis i parametry techniczne instalacji dla

ogrzewanie wody sieciowej………………………………………………………...… 42

10. Przygotowanie turbozespołu do rozruchu……………………………………………….… 44

10.1. Postanowienia ogólne………………………………………………………………………………...….44

10.2. Przygotowanie do uruchomienia układu olejowego…………………………………...…….46

10.3. Przygotowanie układu sterowania do rozruchu………………………………………………..…….49

10.4. Przygotowanie i uruchomienie jednostki regeneracyjno-kondensacyjnej………………………………49

10.5. Przygotowanie do włączenia do eksploatacji instalacji do ogrzewania wody sieciowej………………….. 54

10.6. Rozgrzewanie rurociągu parowego do GPP……………………………………………………………………….....55

11. Rozruch turbozespołu…………………………………………………………………..… 55

11.1. Instrukcje ogólne……………………………………………………………………………………….55

11.2. Rozruch turbiny ze stanu zimnego………………………………………………………………...61

11.3. Rozruch turbiny ze stanu ciepłego………………………………………………………….…..64

11.4. Rozruch turbiny ze stanu gorącego………………………………………………………………..65

11.5. Cechy rozruchu turbiny na parametry ślizgowe pary świeżej………………….…..67

12. Włączenie odciągu pary produkcyjnej………………………………... 67

13. Wyłączenie wydobycia pary produkcyjnej………………………………….… 69

14. Włączenie odciągu pary grzewczej…………………………………..…. 69

15. Wyłączenie odciągu pary grzewczej………………………….…... 71

16. Konserwacja turbiny podczas normalnej pracy……………………….… 72

16.1 Postanowienia ogólne……………………………………………………………………………………….72

16.2 Konserwacja agregatu skraplającego………………………………………………………..74

16.3 Utrzymanie zakładu regeneracyjnego………………………………………………………….….76

16.4 Konserwacja układu zasilania olejem…………………………………………………………...87

16.5 Konserwacja generatora ............................................. .............................. 79

16.6 Konserwacja instalacji wody sieciowej c.o.………………………………………….……80

17. Wyłączenie turbiny………………………………………………………………………… 81

17.1 Ogólne instrukcje zatrzymania turbiny……………………………………………………….……81

17.2 Wyłączenie turbiny w rezerwie, jak również na naprawy bez schłodzenia…………………………..…82

17.3 Wyłączenie turbiny w celu naprawy z chłodzeniem………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………

18. Wymagania bezpieczeństwa………………………………………….…… 86

19. Środki zapobiegania i eliminowania wypadków przy turbinie ...... 88

19.1. Instrukcje ogólne…………………………………………………………………………………………88

19.2. Przypadki awaryjnego wyłączenia turbiny………………………………………………………………...…90

19.3. Czynności wykonywane przez technologiczne zabezpieczenie turbiny………………………………………91

19.4. Działania personelu w sytuacji awaryjnej na turbinie………………………………..…….92

20. Zasady dopuszczenia do naprawy sprzętu……………………………….… 107

21. Procedura dopuszczenia do prób turbiny……………………………………….. 108

Aplikacje

22.1. Harmonogram rozruchu turbiny ze stanu zimnego (temperatura metalu

HPC w strefie wlotu pary poniżej 150 ˚С)………………………………………………………………..… 109

22.2. Harmonogram rozruchu turbiny po 48 godzinach bezczynności (temperatura metalu

HPC w strefie wlotu pary 300 ˚С)………………………………………………………………………..110

22.3. Harmonogram rozruchu turbiny po 24 godzinach bezczynności (temperatura metalu

HPC w strefie wlotu pary 340 ˚С)………………………………………………………………………..…111

22.4. Harmonogram rozruchu turbiny po 6-8 godzinach przestoju (temperatura metalu)

HPC w strefie wlotu pary 420 ˚С)……………………………………………………………………….112

22.5. Harmonogram rozruchu turbiny po 1-2 godzinach przestoju (temperatura metalu)

HPC w strefie wlotu pary 440 ˚С)…………………………………………………………..…………113

22.6. Przybliżone harmonogramy rozruchu turbiny przy nominalnej

parametry pary świeżej……………………………………………………………………….…114

22.7. Przekrój podłużny turbiny………………………………………………………………..….…115

22.8. Schemat sterowania turbiną…………………………………………………………..….116

22.9. Schemat cieplny instalacji turbinowej……………………………………………………………….….118

23. Uzupełnienia i zmiany………………………………………………………...…. 119

POSTANOWIENIA OGÓLNE.

Turbina parowa typu PT-80/100-130/13 LMZ z przemysłowym i dwustopniowym odciągiem pary grzewczej o mocy znamionowej 80 MW i maksymalnej 100 MW (w określonej kombinacji odciągów regulowanych) przeznaczona jest do bezpośredniego napędu TVF-110 -2E alternator U3 o mocy 110 MW, montowany na wspólnym fundamencie z turbiną.

Lista skrótów i symboli:

AZV - automatyczna przesłona wysokiego ciśnienia;

VPU - urządzenie blokujące;

GMN - główna pompa olejowa;

GPZ - główny zawór parowy;

KOS - zawór zwrotny z siłownikiem;

KEN - elektryczna pompa kondensatu;

MUT - mechanizm sterowania turbiną;

OM - ogranicznik mocy;

PVD - nagrzewnice wysokociśnieniowe;

HDPE - nagrzewnice niskociśnieniowe;

PMN - elektryczna pompa oleju rozruchowego;

PN - uszczelnienie chłodnicy pary;

PS - uszczelnienie chłodnicy oparów z wyrzutnikiem;

PSG-1 - grzejnik sieciowy niższego wyboru;

PSG-2 - ten sam, najlepszy wybór;

PEN - odżywcza pompa elektryczna;

RVD - wirnik wysokiego ciśnienia;

RK - zawory sterujące;

RND - wirnik niskociśnieniowy;

RT - wirnik turbiny;

HPC - butla wysokociśnieniowa;

LPC - butla niskiego ciśnienia;

RMN - rezerwowa pompa olejowa;

AMN - awaryjna pompa olejowa;

RPDS - przełącznik spadku ciśnienia oleju w układzie smarowania;

Рpr - ciśnienie pary w komorze selekcji produkcji;

P - ciśnienie w komorze dolnego wyciągu grzewczego;

P - ten sam, górny wybór grzania;

Dpo - zużycie pary w doborze produkcyjnym;

D - całkowite zużycie dla PSG-1.2;

KAZ - automatyczny zawór żaluzjowy;

MNUV - pompa olejowa uszczelnienia wału generatora;

NOG - pompa chłodzenia generatora;

SAR - automatyczny system sterowania;

EGP - przetwornik elektrohydrauliczny;

KIS - elektrozawór wykonawczy;

To - wybór ogrzewania;

ON - wybór produkcji;

MO - chłodnica oleju;

RPD - regulator różnicy ciśnień;

PSM - mobilny separator oleju;

ЗГ - żaluzja hydrauliczna;

BD - zbiornik przepustnicy;

IM - wtryskiwacz oleju;

RS - regulator prędkości;

RD - regulator ciśnienia.

1.1.1. Moc turbiny:

Maksymalna moc turbiny przy pełnej mocy

regeneracja i niektóre kombinacje produkcji i

pobór ciepła …………………………………………………………………...100 MW

Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym z wyłączonymi HPH-5, 6, 7

Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym z LPH-2, 3, 4 off …………………………………………………………………………....71MW

Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym z

LPH-2, 3, 4 i PVD-5, 6, 7 ………………………………………………………………………………….68 MW

które są objęte eksploatacją PVD-5,6,7………………………………………………………..10 MW

Minimalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy

przy której pompa spustowa PND-2 jest włączona ……………………………………………….20 MW

Minimalna moc zespołu turbiny, przy której zawarte są w

eksploatacja regulowanych odciągów turbin ……………………………………………………………………… 30 MW

1.1.2. Zgodnie z częstotliwością obrotów wirnika turbiny:

Znamionowa prędkość wirnika turbiny ……………………………………………..3000 obr/min

Znamionowa prędkość obrotowa wirnika turbiny

urządzenie ………………………………………………………………………………..………..3,4 obr/min

Maksymalna odchyłka prędkości wirnika turbiny przy

którego turbozespół jest wyłączany przez zabezpieczenie………………………………………...…..3300 obr/min

3360 obr/min

Prędkość krytyczna wirnika turbogeneratora ………………………………….1500 obr/min

Prędkość krytyczna wirnika turbiny niskiego ciśnienia…………………….……1600 obr/min

Prędkość krytyczna wirnika wysokociśnieniowego turbiny……………………….….1800 obr/min

1.1.3. Zgodnie z przepływem pary przegrzanej do turbiny:

Nominalny przepływ pary do turbiny podczas pracy w trybie kondensacyjnym

z w pełni aktywowanym systemem regeneracji (przy mocy znamionowej)

turbozespół 80 MW) ………………………………………………………………………305 t/h

Maksymalny przepływ pary do turbiny przy włączonym układzie

regeneracja, kontrolowana produkcja i ekstrakcja ciepła

i zamkniętym zaworem regulacyjnym nr 5 …..………………………………………………………..415 t/h

Maksymalne zużycie pary na turbinę …………………….…………………..………………470 t/h

tryb z niepełnosprawnych HPH-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 t/h

Maksymalny przepływ pary do turbiny podczas jej pracy na kondensacji

tryb z wyłączonym LPH-2, 3, 4 …………………………………………………………………..260t/h

Maksymalny przepływ pary do turbiny podczas jej pracy na kondensacji

tryb z wyłączonymi LPH-2, 3, 4 i PVD-5, 6, 7………………………………………..…230t/h

1.1.4. Zgodnie z bezwzględnym ciśnieniem pary przegrzanej przed CBA:

Nominalne ciśnienie bezwzględne pary przegrzanej przed CBA………………………………..130 kgf/cm 2

Dopuszczalne obniżenie ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej

przed CBA podczas pracy turbiny………………………………………………………………………………125 kgf/cm 2

Dopuszczalny wzrost ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej

przed CBA podczas pracy turbiny………………………………………………………………135 kgf/cm 2

Maksymalne odchylenie ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej przed CBA

podczas pracy turbiny i przy czasie trwania każdego odchylenia nie dłuższym niż 30 minut……..140 kgf/cm 2

1.1.5. Według temperatury pary przegrzanej przed CBA:

Nominalna temperatura pary przegrzanej przed CBA..…………………………………..…..555 0 С

Dopuszczalny spadek temperatury pary przegrzanej

przed CBA podczas pracy turbiny..………………………………………………………………..……… 545 0 С

Dopuszczalny wzrost temperatury pary przegrzanej przed

CBA podczas pracy turbiny……………………………………………………………………………….. 560 0 С

Maksymalne odchylenie temperatury pary przegrzanej przed CBA przy

praca turbiny i czas trwania każdego odchylenia nie przekracza 30

minuty……………………….………………..………………………………………………………….………565 0 С

Minimalne odchylenie temperatury pary przegrzanej przed CBA w

którego turbozespół jest wyłączony przez zabezpieczenie………………………………………………………...425 0 С

1.1.6. Zgodnie z bezwzględnym ciśnieniem pary w stopniach kontrolnych turbiny:

przy przepływach pary przegrzanej dla turbiny do 415 t/h. ..…………………………………………...98,8 kgf / cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary na etapie kontroli HPC

gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym z wyłączonym HPH-5, 6, 7….……….…64 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary na etapie kontroli HPC

gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym z LPH-2, 3, 4 off ………….…62 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary na etapie kontroli HPC

gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym z wyłączonymi LPH-2, 3, 4

i PVD-5, 6.7………………………………………………………………………..……….……… .....55 kgf / cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w komorze tankowania

Zawór HPC (za 4-stopniowym) przy natężeniu przepływu pary przegrzanej do turbiny

powyżej 415 t/h …………………………………………………………………………………………………………………83 kgf/ cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w komorze kontrolnej

Etapy LPC (za 18. etapem) …………………………………..………………………………………………..13,5 kgf/cm2

1.1.7. Zgodnie z bezwzględnym ciśnieniem pary w kontrolowanych odciągach turbiny:

Dopuszczalny wzrost bezwzględnego ciśnienia pary w

kontrolowana selekcja produkcji ………………………………………………………… 16 kgf / cm 2

Dopuszczalna redukcja bezwzględnego ciśnienia pary w

kontrolowana selekcja produkcji …………………………………………………………… 10 kgf/cm 2

Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w kontrolowanym doborze produkcji, przy którym uruchamiane są zawory bezpieczeństwa ………………………………………………………………………..19,5 kgf / cm 2

górny wyciąg grzewczy ………………………………………………………….…..2,5 kgf/cm 2

górny wyciąg grzewczy ………………………………………………………..……..0,5 kgf/cm 2

Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanym

górny wyciąg grzewczy przy którym pracuje

zawór bezpieczeństwa………………………………………………………………..……3,4 kgf/cm2

Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w

kontrolowany górny wyciąg grzewczy, w którym

turbozespół jest wyłączany przez zabezpieczenie………………………………………………..………………………...3,5 kgf/cm 2

Dopuszczalny wzrost bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanym

dolny pobór ciepła ………………………………………………………….…… 1 kgf / cm 2

Dopuszczalne obniżenie bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanym

dolna ekstrakcja ogrzewania ……………………………………………………………….…0,3 kgf/cm 2

Maksymalny dopuszczalny spadek ciśnienia między komorą

odciąg dolny i skraplacz turbiny………………………….… do 0,15 kgf/cm 2

1.1.8. Zgodnie z przepływem pary w kontrolowanych odciągach turbiny:

Nominalny przepływ pary w regulowanej produkcji

selekcja ………………………………………………………………………………………….……185 t/h

Maksymalny przepływ pary w regulowanej produkcji…

moc znamionowa turbiny i odłączona

pobór ciepła ……………………………………………………………………….………245 t/h

Maksymalny przepływ pary w regulowanej produkcji

selekcja przy ciśnieniu bezwzględnym w nim równym 13 kgf / cm 2,

moc turbiny zmniejszona do 70 MW i wyłączona

pobór ciepła …………………………………………………………………..……300 t/h

Nominalny przepływ pary w regulowanej górze

pobór ciepła ………………………………………………………………………...132 t/h

i odłączone pobieranie próbek produkcji ………………………………………………………………………………………………150 t/h

Maksymalny przepływ pary w regulowanej górze

pobór ciepła przy mocy zredukowanej do 76 MW

wydobycie turbinowe i odłączone ………………………………….……220 t/h

Maksymalny przepływ pary w regulowanej górze

odprowadzanie ciepła przy znamionowej mocy turbiny

i zredukowane do 40 t/h zużycie pary przy ekstrakcji produkcyjnej ……………………………200 t/h

Maksymalne zużycie pary w PSG-2 przy ciśnieniu bezwzględnym

w górnym wyciągu grzewczym 1,2 kgf/cm 2 ………………………………………………….…145 t/h

Maksymalne zużycie pary w PSG-1 przy ciśnieniu bezwzględnym

w dolnym poborze ogrzewania 1 kgf/cm 2 ………………………………………………….220 t/h

1.1.9. Według temperatury pary w ekstrakcjach turbiny:

Nominalna temperatura pary w produkcji kontrolowanej

wybór po OU-1, 2 (3.4) …………………………………………………………………………..280 0 С

Dopuszczalny wzrost temperatury pary w kontrolowanym

wybór produkcji po OU-1, 2 (3.4) ………………………………………………….....285 0 С

Dopuszczalny spadek temperatury pary w kontrolowanym

wybór produkcji po OU-1.2 (3.4) ………………………………………………….…275 0 С

1.1.10. Według stanu cieplnego turbiny:

Maksymalna szybkość wzrostu temperatury metalu

…..………………………………..15 0 S/min.

rury obejściowe od AZV do zaworów sterujących HPC

w temperaturach pary przegrzanej poniżej 450 stopni C.……………………………………………….…25 0 С

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu

rury obejściowe od AZV do zaworów sterujących HPC

w temperaturze pary przegrzanej powyżej 450 stopni C.……………………………………….…….20 0 С

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur górnego metalu

i dolny HPC (LPC) w strefie wlotu pary ………………….………………………………………………..50 0 С

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu w

przekrój (szerokość) kołnierzy poziomych

przyłącze butli bez włączania instalacji grzewczej

kołnierze i kołki HPC.

Złącze HPC z podgrzewaniem kołnierzy i kołków na …………………………………..…50 0 С

w przekroju (w szerokości) kołnierzy poziomych

Łącznik HPC z podgrzewaniem kołnierzy i kołków na ………………………….……-25 0 С

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu między cholewką

i dolne (prawy i lewy) kołnierze HPC, gdy

nagrzewanie kołnierzy i kołków ………………………………………………….………………………....10 0 С

Maksymalna dopuszczalna dodatnia różnica temperatur metalu

między kołnierzami a kołkami HPC przy włączonym ogrzewaniu

kołnierze i kołki …………………………………………………………….………………………….20 0 С

Maksymalna dopuszczalna ujemna różnica temperatur metalu

między kołnierzami a kołkami HPC z nagrzewaniem kołnierzy i kołków w dniu …………………………………………………………………………………..…. .- 20 0 С

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu w grubości

ściana cylindra, mierzona w obszarze etapu kontroli HPC ….……………………………….35 0 С

łożyska i łożysko oporowe turbiny …………………………………….……...…..90 0 C

Maksymalna dopuszczalna temperatura panewek łożysk

łożyska generatora ………………………………………………….…………..………..80 0 C

1.1.11. Według stanu mechanicznego turbiny:

Maksymalne dopuszczalne skrócenie węża wysokociśnieniowego w stosunku do głowicy wysokociśnieniowej….……………………………….-2 mm

Maksymalne dopuszczalne wydłużenie węża wysokiego ciśnienia w stosunku do butli wysokiego ciśnienia ….……………………………….+3 mm

Maksymalne dopuszczalne skrócenie RND w stosunku do LPC ….……………………..………-2,5 mm

Maksymalne dopuszczalne wydłużenie RND w stosunku do LPC …….……………………..…….+3 mm

Maksymalne dopuszczalne odkształcenie wirnika turbiny …………….………………………………..0,2 mm

Maksymalna dopuszczalna maksymalna wartość krzywizny

wał zespołu turbiny podczas przejścia prędkości krytycznych ………………………..0,25 mm

strona generatora ………………………………………………….…………………..…1,2 mm

Maksymalne dopuszczalne przesunięcie osiowe wirnika turbiny in

bok centrali …………………………………………….…………………….1,7 mm

1.1.12. Zgodnie ze stanem drgań zespołu turbiny:

Maksymalna dopuszczalna prędkość drgań łożysk zespołu turbiny

we wszystkich trybach (z wyjątkiem prędkości krytycznych) ………….………………………….4,5 mm/s

ze wzrostem prędkości drgań łożysk ponad 4,5 mm/s

Maksymalny dopuszczalny czas pracy turbozespołu

przy wzroście prędkości drgań łożysk powyżej 7,1 mm/s ……….…………………… 7 dni

Awaryjny wzrost prędkości drgań dowolnej z podpór wirnika ………….…………………………11,2 mm/s

Awaryjne nagłe jednoczesne zwiększenie prędkości drgań o dwa

pojedyncze podpory wirnika lub sąsiednie podpory lub dwa elementy wibracyjne

jedna podpora od dowolnej wartości początkowej………………………………………………... o 1 mm lub więcej

1.1.13. W zależności od natężenia przepływu, ciśnienia i temperatury wody obiegowej:

Całkowite zużycie wody chłodzącej turbozespół ………….……………………………….8300 m 3 /godz

Maksymalne natężenie przepływu wody chłodzącej przez skraplacz ….…………………………..8000 m 3 /godz

Minimalny przepływ wody chłodzącej przez skraplacz ………….…………………..2000 m 3 /godz

Maksymalny przepływ wody przez wbudowaną wiązkę skraplacza ……….………………1500 m 3 / godz.

Minimalny przepływ wody przez wbudowaną wiązkę skraplacza ………………………..300 m 3 / godz.

Maksymalna temperatura wody chłodzącej na wlocie do skraplacza….………………………………………………………………………………………………..33 0 С

Minimalna temperatura wody obiegowej na wlocie do

skraplacz podczas ujemnych temperatur zewnętrznych ……………………….8 0 С

Minimalne ciśnienie wody obiegowej, przy którym pracuje SZR pomp obiegowych TsN-1,2,3,4………………………………………………………………..0.4 kgf/cm 2

Maksymalne ciśnienie wody obiegowej w instalacji rurowej

lewa i prawa połówka skraplacza ………………………………………….……….……….2,5 kgf / cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie wody w systemie rur

wbudowana belka skraplacza.……………………………………………………………………….8 kgf / cm 2

Nominalny opór hydrauliczny skraplacza przy

czyste rury i przepływ wody obiegowej 6500 m3/godz.………………………..……...3,8 m. wody. Sztuka.

Maksymalna różnica temperatur wody obiegowej pomiędzy

jego wejście do kondensatora i wyjście z niego …………………………………………………..10 0 С

1.1.14. Zgodnie z natężeniem przepływu, ciśnieniem i temperaturą pary i chemicznie odsolonej wody do skraplacza:

Maksymalne zużycie wody chemicznie odsolonej w skraplaczu ………………..……………..100 t/h.

Maksymalny przepływ pary do skraplacza we wszystkich trybach

eksploatacja …………………………………………………………………………….………220 t/h.

Minimalny przepływ pary przez turbinę LPC do skraplacza

z zamkniętą membraną obrotową ………………………………………………….……10 t/h.

Maksymalna dopuszczalna temperatura części wydechowej LPC ………………….……..70 0 С

Maksymalna dopuszczalna temperatura wody chemicznie zdemineralizowanej,

wejście do skraplacza ………………………………………………………………….…100 0 С

Bezwzględne ciśnienie pary w części wydechowej LPC, przy której

praca zaworów atmosferycznych-membran ………………………………………..…….1,2 kgf/cm 2

1.1.15. Przy ciśnieniu bezwzględnym (podciśnieniu) w skraplaczu turbiny:

Nominalne ciśnienie bezwzględne w skraplaczu………………………………………………………0,035 kgf/cm 2

Dopuszczalny spadek podciśnienia w skraplaczu, przy którym uruchamiany jest alarm ostrzegawczy………………. ………………………..………...-0,91 kgf/cm 2

Awaryjna redukcja próżni w skraplaczu, przy której

Zespół turbiny jest wyłączany przez zabezpieczenie…………………………………………………………………..-0,75 kgf/cm 2

odprowadzanie do niego gorących strumieni ….……………………………………………………………………….….-0,55 kgf / cm 2

Dopuszczalne podciśnienie w skraplaczu przy wcześniejszym uruchomieniu turbiny

Pchnięcie wału zespołu turbiny …………………………………………………………………..……-0,75 kgf/cm 2

Dopuszczalne podciśnienie w skraplaczu przy rozruchu turbiny na końcu

prędkość migawki obrotu jej wirnika z częstotliwością 1000 obr/min …………….……………………..…….-0,95 kgf/cm 2

1.1.16. W zależności od ciśnienia pary i temperatury uszczelnień turbiny:

Minimalne bezwzględne ciśnienie pary na uszczelnieniach turbiny

za reduktorem ciśnienia ……………………………………………………………………………………… 1,1 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary na uszczelnieniach turbiny

za reduktorem ciśnienia …………………………………………………………………………………1,2 kgf/cm 2

Minimalne bezwzględne ciśnienie pary za uszczelkami turbiny

do regulatora utrzymywania ciśnienia …….……………………………………………………….….1.3kgf/cm2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary za uszczelkami turbiny…

do regulatora utrzymania ciśnienia ……………………………………………………………..….1,5 kgf/cm 2

Minimalna bezwzględna prężność par w drugich komorach uszczelnienia ……………………………………………………………………… 1,03 kgf/cm2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w drugich komorach uszczelnienia ……………………..1,05 kgf/cm2

Nominalna temperatura pary dla uszczelek ………………………………………………….150 0 C

1.1.17. W zależności od ciśnienia i temperatury oleju do smarowania łożysk zespołu turbiny:

Znamionowe nadciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

turbiny do chłodnicy oleju.………………………………………………………………………..……..3 kgf/cm 2

Znamionowe nadciśnienie oleju w układzie smarowania

łożyska na poziomie osi wału zespołu turbiny…………...……………………………………………….1kgf/cm 2

na poziomie osi wału zespołu turbiny, na której

alarm ostrzegawczy …………………………………………………………..………..0,8 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

na poziomie osi wału zespołu turbiny, przy której włącza się RMN ………………………………….0,7 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

na poziomie osi wału turbozespołu, przy którym włącza się AMN …………………………………..…0,6 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk na poziomie

oś wału zespołu turbiny, przy której TLU jest wyłączane przez zabezpieczenie …… ………………………..…0,3 kgf/cm 2

Awaryjne nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

na poziomie osi wału turbiny, przy której zespół turbiny jest wyłączany przez zabezpieczenie ………………………………………………………………………………… ….…………..0,3 kgf / cm 2

Nominalna temperatura oleju do smarowania łożysk zespołu turbiny ………………………..40 0 С

Maksymalna dopuszczalna temperatura oleju do smarowania łożysk

turbozespół ……………………………………………………………………………………….…45 0 С

Maksymalna dopuszczalna temperatura oleju na odpływie od

Łożyska zespołu turbiny …………………………………………………………………………...65 0 С

Awaryjna temperatura oleju na odpływie z łożysk

turbozespół ………………………………………………………………………………….…75 0 C

1.1.18. Według ciśnienia oleju w układzie sterowania turbiny:

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny wytworzone przez PMN……………………………………………………………………..………..…18 kgf/ cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny wytworzonego przez HMN………………………………………………………………………………..……..20 kgf/ cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiną

Przy którym obowiązuje zakaz zamykania zaworu pod ciśnieniem i wyłączania PMN .... ... ... ... .17,5 kgf/cm2

1.1.19. Według ciśnienia, poziomu, przepływu i temperatury oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora:

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie uszczelniającym wałka turbogeneratora, w którym załączany jest AVR do pracy z podtrzymaniem prądem przemiennym ..................... .................................................. 8 kgf / cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora, przy którym następuje uruchomienie AVR

zapasowy MNUV DC…………………………………………………………………..7 kgf/cm 2

Dopuszczalna minimalna różnica między ciśnieniem oleju na uszczelnieniach wału a ciśnieniem wodoru w obudowie turbogeneratora………………………………..0,4 kgf/cm2

Dopuszczalna maksymalna różnica między ciśnieniem oleju na uszczelnieniach wału a ciśnieniem wodoru w obudowie turbogeneratora…………………….….....0,8 kgf/cm2

Maksymalna różnica między ciśnieniem oleju wlotowego a ciśnieniem

olej na wylocie z MFG, przy którym należy przełączyć na rezerwowy filtr oleju generatora……………………………………………………………………… …….1kgf / cm2

Nominalna temperatura oleju na wylocie z MOG………………………………………………..40 0 С

Dopuszczalny wzrost temperatury oleju na wylocie z MOG……………………….…….…….45 0 С

1.1.20. W zależności od temperatury i natężenia przepływu wody zasilającej przez grupę HPH turbiny:

Nominalna temperatura wody zasilającej na wlocie do grupy HPH ….……………………….164 0 С

Maksymalna temperatura wody zasilającej na wylocie grupy HPH przy mocy znamionowej turbozespołu…………………………………………………………………..…249 0 С

Maksymalny przepływ wody zasilającej przez system rur HPH …………………...…...550 t/h

1.2.Dane techniczne turbiny.

Moc znamionowa turbiny	80 MW
Maksymalna moc turbiny z regeneracją w pełni włączoną dla określonych kombinacji produkcji i odbioru ciepła, określona przez wykres reżimu	100 MW
Bezwzględne ciśnienie pary świeżej dzięki automatycznemu zaworowi odcinającemu	130 kgf/cm²
Temperatura pary przed zaworem odcinającym	555 °С
Ciśnienie bezwzględne w skraplaczu	0,035 kgf/cm²
Maksymalny przepływ pary przez turbinę podczas pracy ze wszystkimi odciągami i dowolną ich kombinacją	470 t/h
Maksymalny przepływ pary do skraplacza	220 t/h
Przepływ wody chłodzącej do skraplacza o temperaturze projektowej na wlocie do skraplacza 20 °С	8000 m³/h
Bezwzględna prężność par kontrolowanej ekstrakcji produkcyjnej	13±3 kgf/cm²
Ciśnienie pary bezwzględnej kontrolowanego odciągu ciepła od góry	0,5 - 2,5 kgf / cm²
Bezwzględne ciśnienie pary o regulowanym dolnym wyciągu grzewczym z jednostopniowym schematem dla wody sieciowej grzewczej	0,3 - 1 kgf / cm²
Temperatura wody zasilającej po HPH	249 °С
Specyficzne zużycie pary (gwarantowane przez POT LMZ)	5,6 kg/kWh

Uwaga: Rozruch turbozespołu zatrzymany z powodu wzrostu (zmiany) drgań jest dozwolony tylko po szczegółowej analizie przyczyn drgań i za zgodą głównego inżyniera elektrowni, dokonaną przez niego osobiście w dziennik operacyjny kierownika zmiany stacji.

1.6 Turbinę należy natychmiast zatrzymać w następujących przypadkach:

· Zwiększenie prędkości powyżej 3360 obr/min.

· Wykrywanie szczeliny lub pęknięcia przelotowego w nieprzełączalnych odcinkach rurociągów naftowych, ścieżki parowo-wodnej, rozdzielnic parowych.

· Występowanie wstrząsów hydraulicznych w rurociągach pary świeżej lub w turbinie.

· Awaryjne zmniejszenie podciśnienia do -0,75 kgf/cm² lub uruchomienie zaworów atmosferycznych.

Gwałtowny spadek temperatury świeżej wody

OPIS TECHNICZNY

Opis obiektu.
Pełne imię i nazwisko:„Zautomatyzowane szkolenie „Obsługa turbiny PT-80/100-130/13”.
Symbol:
Rok emisji: 2007.

Zautomatyzowany kurs szkoleniowy z obsługi turbiny PT-80/100-130/13 został opracowany z myślą o przeszkoleniu personelu obsługującego tego typu instalacje turbinowe i jest środkiem do szkolenia, przygotowania do egzaminów i badań egzaminacyjnych personelu elektrociepłowni.
AUK jest opracowywany na podstawie dokumentacji regulacyjno-technicznej stosowanej w eksploatacji turbin PT-80/100-130/13. Zawiera materiał tekstowy i graficzny do interaktywnego studiowania i testowania uczniów.
Niniejsza AUC opisuje charakterystykę konstrukcyjną i technologiczną głównego i pomocniczego wyposażenia turbiny PT-80/100-130/13, a mianowicie: główne zawory parowe, zawór odcinający, zawory regulacyjne, wlot pary HPC, cechy konstrukcyjne HPC, HPC, HPC, wirniki turbin, łożyska, bariery, system uszczelniający, agregat skraplający, regeneracja niskociśnieniowa, pompy zasilające, regeneracja wysokociśnieniowa, elektrociepłownia, układ olejowy turbiny itp.
Uwzględniono tryby rozruchu, normalnego, awaryjnego i wyłączenia turbiny, a także główne kryteria niezawodności ogrzewania i chłodzenia rurociągów parowych, bloków zaworowych i cylindrów turbin.
Uwzględniono układ automatycznego sterowania turbiną, układ zabezpieczeń, blokowania i sygnalizacji.
Określono procedurę dopuszczenia do kontroli, badań, naprawy sprzętu, zasady bezpieczeństwa oraz bezpieczeństwo przeciwwybuchowe i przeciwpożarowe.

Skład AUC:

Zautomatyzowany kurs szkoleniowy (ATC) to narzędzie programowe przeznaczone do wstępnego szkolenia i późniejszego testowania wiedzy personelu elektrowni i sieci elektrycznych. Przede wszystkim do szkolenia personelu operacyjnego i operacyjno-naprawczego.
Podstawą AUC jest bieżąca produkcja i opisy stanowisk, materiały regulacyjne, dane od producentów sprzętu.
AUC obejmuje:
— sekcja ogólnych informacji teoretycznych;
— dział zajmujący się konstrukcją i działaniem określonego typu sprzętu;
- część samokontroli stażysty;
- blok egzaminatorski.
Oprócz tekstów AUC zawiera niezbędny materiał graficzny (schematy, rysunki, zdjęcia).

Treść informacyjna AUK.

1. Materiał tekstowy oparty jest na instrukcji obsługi, turbinie PT-80/100-130/13, instrukcjach fabrycznych, innych przepisach i materiałach technicznych i zawiera następujące rozdziały:

1.1. Eksploatacja turbozespołu PT-80/100-130/13.
1.1.1. Ogólne informacje o turbinie.
1.1.2. Układ olejowy.
1.1.3. System regulacji i ochrony.
1.1.4. urządzenie kondensacyjne.
1.1.5. Roślina regeneracyjna.
1.1.6. Instalacja do ogrzewania wody sieciowej.
1.1.7. Przygotowanie turbiny do pracy.
Przygotowanie i włączenie do pracy układu olejowego i VPU.
Przygotowanie i włączenie do eksploatacji układu sterowania i zabezpieczenia turbiny.
Testowanie ochrony.
1.1.8. Przygotowanie i włączenie do działania urządzenia kondensacyjnego.
1.1.9. Przygotowanie i uruchomienie instalacji regeneracyjnej.
1.1.10. Przygotowanie instalacji do ogrzewania wody sieciowej.
1.1.11. Przygotowanie turbiny do rozruchu.
1.1.12. Ogólne instrukcje, których należy przestrzegać podczas uruchamiania turbiny z dowolnego stanu.
1.1.13. Zimny rozruch turbiny.
1.1.14. Uruchamianie turbiny ze stanu gorącego.
1.1.15. Tryb pracy i zmiana parametrów.
1.1.16. tryb kondensacji.
1.1.17. Tryb z wyborem produkcji i ogrzewania.
1.1.18. Zresetuj i załaduj przepięcie.
1.1.19. Wyłączenie turbiny i reset systemu.
1.1.20. Sprawdzenie stanu technicznego i konserwacja. Czasy sprawdzania ochrony.
1.1.21. Konserwacja układu smarowania i VPU.
1.1.22. Konserwacja instalacji kondensacyjnej i regeneracyjnej.
1.1.23. Konserwacja instalacji ogrzewania wody sieciowej.
1.1.24. Środki ostrożności podczas serwisowania turbogeneratora.
1.1.25. Bezpieczeństwo pożarowe w konserwacji turbozespołów.
1.1.26. Procedura testowania zaworów bezpieczeństwa.
1.1.27. Aplikacja (ochrona).

2. Materiał graficzny w niniejszym AUC przedstawiony jest w ramach 15 rycin i wykresów:
2.1. Przekrój podłużny turbiny PT-80/100-130-13 (CVP).
2.2. Przekrój podłużny turbiny PT-80/100-130-13 (TsSND).
2.3. Schemat rurociągów odciągowych pary.
2.4. Schemat rurociągów naftowych turbogeneratora.
2.5. Schemat zasilania i zasysania pary z uszczelek.
2.6. Grzejnik dławnicy PS-50.
2.7. Charakterystyka grzałki dławnicy PS-50.
2.8. Schemat głównego kondensatu turbogeneratora.
2.9. Schemat wodociągów sieciowych.
2.10. Schemat rurociągów do zasysania mieszanki parowo-powietrznej.
2.11. Schemat ochrony PVD.
2.12. Schemat głównego rurociągu parowego turbozespołu.
2.13. Schemat odwodnienia turbozespołu.
2.14. Schemat układu gazowo-olejowego generatora TVF-120-2.
2.15. Charakterystyka energetyczna zespołu rurowego typu PT-80/100-130/13 LMZ.

Sprawdzenie wiedzy

Po zapoznaniu się z materiałem tekstowym i graficznym student potrafi uruchomić program do samodzielnego sprawdzania wiedzy. Program jest sprawdzianem sprawdzającym stopień przyswojenia materiału nauczania. W przypadku błędnej odpowiedzi operator otrzymuje komunikat o błędzie oraz cytat z tekstu instrukcji zawierającej poprawną odpowiedź. Całkowita liczba pytań w tym kursie to 300.

Egzamin

Po ukończeniu szkolenia i samokontroli wiedzy student przystępuje do testu egzaminacyjnego. Zawiera 10 pytań automatycznie wybieranych losowo spośród pytań przewidzianych do autotestu. Podczas egzaminu zdający proszony jest o udzielenie odpowiedzi na te pytania bez podpowiedzi i możliwości odwołania się do podręcznika. Do końca testowania nie są wyświetlane żadne komunikaty o błędach. Po zakończeniu egzaminu student otrzymuje protokół zawierający proponowane pytania, wybrane przez egzaminatora odpowiedzi oraz uwagi dotyczące błędnych odpowiedzi. Ocena egzaminu jest ustalana automatycznie. Protokół testu jest przechowywany na dysku twardym komputera. Istnieje możliwość wydrukowania go na drukarce.

Turbina parowa grzewcza PT-80/100-130/13 z odciągiem pary przemysłowej i grzewczej przeznaczona jest do bezpośredniego napędu generatora elektrycznego TVF-120-2 o prędkości obrotowej 50 obr/min i wydzielaniu ciepła dla potrzeb produkcyjnych i grzewczych.

Poniżej podano nominalne wartości głównych parametrów turbiny.

Moc, MW

nominalne 80

maksymalnie 100

Znamionowe parametry pary

ciśnienie, MPa 12,8

temperatura, 0 C 555

Zużycie odciągniętej pary na potrzeby produkcyjne, t/h

nominalna 185

maksymalnie 300

Granice zmiany ciśnienia pary w kontrolowanym odciągu ciepła, MPa

górna 0,049-0,245

niższa 0,029-0,098

Ciśnienie wyboru produkcji 1,28

Temperatura wody, 0 С

odżywcze 249

chłodzenie 20

Zużycie wody chłodzącej, t/h 8000

Turbina posiada następujące regulowane odciągi pary:

produkcja z ciśnieniem bezwzględnym (1,275 0,29) MPa i dwoma opcjami grzania - górna z ciśnieniem bezwzględnym w zakresie 0,049-0,245 MPa i dolna z ciśnieniem w zakresie 0,029-0,098 MPa. Ciśnienie wyciągu nagrzewnicy regulowane jest za pomocą jednej membrany sterującej zainstalowanej w górnej komorze wyciągowej nagrzewnicy. Regulowane ciśnienie w ekstrakcie grzejnym jest utrzymywane: w ekstrakcie górnym - gdy włączone są oba ekstrakty grzewcze, w ekstrakcie dolnym - gdy włączony jest jeden ekstrakt dolny. Woda sieciowa przez grzejniki sieciowe dolnego i górnego stopnia ogrzewania musi być przepuszczana sekwencyjnie i w równych ilościach. Należy kontrolować przepływ wody przechodzącej przez grzejniki sieciowe.

Turbina jest dwucylindrową jednostką jednowałową. Ścieżka przepływu HPC ma jednorzędowy stopień kontrolny i 16 stopni ciśnieniowych.

Część przepływowa LPC składa się z trzech części:

pierwszy (do górnego wylotu ogrzewania) posiada stopień kontrolny i 7 stopni ciśnieniowych,

drugi (pomiędzy kurkami grzewczymi) dwa stopnie ciśnienia,

trzeci - etap kontrolny i dwa etapy ciśnieniowe.

Rotor wysokociśnieniowy jest jednoczęściowy kuty. Pierwszych dziesięć tarcz wirnika niskociśnieniowego jest kutych integralnie z wałem, pozostałe trzy tarcze są zamontowane.

Dystrybucja pary w turbinie odbywa się za pomocą dyszy. Na wyjściu z HPC część pary trafia do kontrolowanej ekstrakcji produkcyjnej, reszta trafia do LPC. Ekstrakcje grzewcze są przeprowadzane z odpowiednich komór LPC.

Aby skrócić czas nagrzewania i poprawić warunki rozruchu, zapewniono ogrzewanie parowe kołnierzy i kołków oraz dostarczanie świeżej pary do uszczelnienia przedniego HPC.

Turbina wyposażona jest w urządzenie blokujące, które obraca wał turbiny z częstotliwością 3,4 obr/min.

Aparat łopatkowy turbiny jest zaprojektowany do pracy przy częstotliwości sieciowej 50 Hz, co odpowiada prędkości wirnika turbiny wynoszącej 50 obr/min (3000 obr/min). Dopuszczalna jest długotrwała praca turbiny z odchyłką częstotliwości w sieci 49,0-50,5 Hz.

Pierwszych dziesięć tarcz wirnika niskociśnieniowego jest kutych integralnie z wałem, pozostałe trzy tarcze są zamontowane.

Wirniki HP i LPC są połączone sztywno za pomocą kołnierzy kutych integralnie z wirnikami. Wirniki LPC i generatora typu TVF-120-2 są połączone sztywnym sprzęgłem.

Dystrybucja pary w turbinie odbywa się za pomocą dyszy. Świeża para dostarczana jest do wolnostojącej skrzynki z dyszami, w której znajduje się automatyczna przesłona, skąd para przepływa rurami obejściowymi do zaworów sterujących turbiny.

Po opuszczeniu HPC część pary trafia do kontrolowanej ekstrakcji produkcyjnej, reszta trafia do LPC.

Ekstrakcje grzewcze są przeprowadzane z odpowiednich komór LPC.

Punkt mocowania turbiny znajduje się na ramie turbiny po stronie generatora, a zespół rozszerza się w kierunku przedniego łożyska.

Aby skrócić czas nagrzewania i poprawić warunki rozruchu, zapewniono ogrzewanie parowe kołnierzy i kołków oraz dostarczanie świeżej pary do uszczelnienia przedniego HPC.

Turbina wyposażona jest w urządzenie blokujące, które obraca wał bloku z częstotliwością 0,0067.

Aparat łopatkowy turbiny jest zaprojektowany i skonfigurowany do pracy przy częstotliwości sieciowej 50 Hz, która odpowiada obrotowi wirnika 50. Ciągła praca turbiny jest dozwolona przy częstotliwości sieciowej od 49 do 50,5 Hz.

Wysokość posadowienia zespołu turbiny od poziomu posadzki pomieszczenia kondensacji do poziomu posadzki maszynowni wynosi 8 m.

2.1 Opis zasadniczego schematu cieplnego turbiny PT–80/100–130/13

Urządzenie kondensacyjne obejmuje grupę skraplaczy, urządzenie do usuwania powietrza, pompy kondensatu i cyrkulacji, wyrzutnik układu cyrkulacyjnego, filtry wody, rurociągi z niezbędną armaturą.

Grupa skraplaczy składa się z jednego skraplacza z wbudowaną wiązką o łącznej powierzchni chłodniczej 3000 m² i ma za zadanie kondensować wchodzącą do niego parę, wytwarzać podciśnienie w rurze wydechowej turbiny i magazynować kondensat, a także wykorzystywać ciepło pary wchodzącej do skraplacza w trybach pracy zgodnie z harmonogramem grzewczym do podgrzewania wody uzupełniającej w wiązce wbudowanej.

Skraplacz posiada specjalną komorę wbudowaną w część parową, w której zamontowana jest sekcja HDPE nr 1. Pozostałe urządzenia PND są instalowane przez oddzielną grupę.

Instalacja regeneracyjna przeznaczona jest do podgrzewania wody zasilającej parą pobieraną z nieregulowanych ekstrakcji turbinowych i posiada cztery stopnie HDPE, trzy stopnie HPH i odgazowywacz. Wszystkie grzejniki są powierzchniowe.

HPH nr 5,6 i 7 - konstrukcja pionowa z wbudowanymi schładzaczami i chłodnicami spustowymi. HPH dostarczane są z zabezpieczeniem grupowym, składającym się z automatycznych zaworów wylotowych i zwrotnych na wlocie i wylocie wody, automatycznego zaworu z elektromagnesem, rurociągu do załączania i wyłączania grzałek.

HPH i HDPE (oprócz HDPE nr 1) są wyposażone w zawory sterujące do usuwania kondensatu, sterowane regulatorami elektronicznymi.

Spust kondensatu pary grzewczej z nagrzewnic jest kaskadowany. Kondensat jest wypompowywany z HDPE nr 2 za pomocą pompy spustowej.

W skład instalacji ogrzewania wody sieciowej wchodzą dwa podgrzewacze sieciowe, kondensat i pompy sieciowe. Każdy grzejnik jest poziomym wymiennikiem ciepła para-woda o powierzchni wymiany ciepła 1300 m², który tworzą proste mosiężne rury rozkloszowane obustronnie w dna sitowe.

3 Dobór wyposażenia pomocniczego schematu cieplnego stacji

3.1 Wyposażenie dostarczane z turbiną

Ponieważ na projektowaną stację wraz z turbiną dostarczane są skraplacz, eżektor główny, nagrzewnice nisko- i wysokociśnieniowe, następnie do montażu na stacji wykorzystywane są:

a) Skraplacz typu 80-KTsST-1 w ilości trzech sztuk, po jednej na każdą turbinę;

b) Główny wyrzutnik typu EP-3-700-1 w ilości sześciu sztuk, po dwa na każdą turbinę;

c) Nagrzewnice niskociśnieniowe typu PN-130-16-10-II (PND nr 2) i PN-200-16-4-I (PND nr 3,4);

d) Nagrzewnice wysokociśnieniowe typu PV-450-230-25 (PVD nr 1), PV-450-230-35 (PVD nr 2) i PV-450-230-50 (PVD nr 3) .

Charakterystyki powyższych urządzeń zestawiono w tabelach 2, 3, 4, 5.

Tabela 2 - charakterystyka kondensatora

Tabela 3 - charakterystyka głównego wyrzutnika skraplacza

	Przypisanie do projektu kursu	3
1.	Wstępne dane referencyjne	4
2.	Obliczanie kotłowni	6
3.	Budowa procesu rozprężania pary w turbinie	8
4.	Bilans pary i wody zasilającej	9
5.	Wyznaczanie parametrów pary, wody zasilającej i kondensatu za pomocą elementów PTS	11
6.	Opracowanie i rozwiązanie równań bilansu cieplnego dla przekrojów i elementów PTS	15
7.	Równanie mocy energii i jego rozwiązanie	23
8.	Kontrola obliczeń	24
9.	Definicja wskaźników energetycznych	25
10.	Wybór akcesoriów	26
	Bibliografia	27

Przypisanie do projektu kursu
Student: Onuchin D.M..

Temat projektu: Obliczanie schematu cieplnego PTU PT-80/100-130/13
Dane projektu

P 0 \u003d 130 kg / cm 2;

;

Q t \u003d 220 MW;

;

Presja w nieuregulowanych wypłatach – z danych referencyjnych.

Przygotowanie dodatkowej wody - z odgazowywacza atmosferycznego „D-1.2”.
Objętość części osadniczej

Obliczenia projektowe PTU w układzie SI dla mocy znamionowej.
Wyznaczanie wskaźników energetycznych pracy szkół zawodowych.
Dobór wyposażenia pomocniczego dla szkół zawodowych.

1. Wstępne dane referencyjne
Główne wskaźniki turbiny PT-80/100-130.

Tabela 1.

Parametr	Wartość	Wymiar
Moc znamionowa	80	MW
Maksymalna moc	100	MW
Ciśnienie początkowe	23,5	MPa
Temperatura początkowa	540	Z
Ciśnienie na wylocie HPC	4,07	MPa
Temperatura na wylocie HPC	300	Z
Temperatura pary przegrzanej	540	Z
Zużycie wody chłodzącej	28000	m 3 / godz
Temperatura wody chłodzącej	20	Z
Ciśnienie skraplacza	0,0044	MPa

Turbina posiada 8 nieregulowanych odciągów parowych przeznaczonych do podgrzewania wody zasilającej w nagrzewnicach niskociśnieniowych, odgazowywaczu, w nagrzewnicach wysokociśnieniowych oraz do zasilania turbiny napędowej głównej pompy zasilającej. Para spalinowa z turbonapędu jest zawracana do turbiny.
Tabela 2.

	Wybór	Ciśnienie, MPa	Temperatura, 0 С
I	LDPE №7	4,41	420
II	PVD №6	2,55	348
III	PND №5	1,27	265
	Odgazowywacz	1,27	265
IV	PND №4	0,39	160
V	PND №3	0,0981	-
VI	PND №2	0,033	-
VII	PND №1	0,003	-

Turbina posiada dwie odciągi pary grzewczej, górną i dolną, przeznaczone do jedno- i dwustopniowego podgrzewania wody sieciowej. Odciągi grzewcze mają następujące limity regulacji ciśnienia:

Górna 0,5-2,5 kg / cm 2;

Niższe 0,3-1 kg/cm2.

2. Obliczanie kotłowni

WB - kocioł górny;

NB - dolny kocioł;

Obr - odwrócona woda sieciowa.

D WB, D NB - przepływ pary odpowiednio do górnego i dolnego kotła.

Wykres temperatury: t pr / to o br \u003d 130/70 C;

T pr \u003d 130 0 C (403 K);

T arr \u003d 70 0 C (343 K).

Wyznaczanie parametrów pary w odciągach grzewczych

Akceptujemy równomierne ogrzewanie na VSP i NSP;

Akceptujemy wartość niedogrzania w nagrzewnicach sieciowych
.

Akceptujemy straty ciśnienia w rurociągach
.

Ciśnienie ekstrakcji górnej i dolnej z turbiny dla VSP i 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. Budowa procesu rozprężania pary w turbinie
Weźmy stratę ciśnienia w rozgałęźnikach pary cylindrów:

;

W takim przypadku ciśnienie na wlocie do cylindrów (za zaworami sterującymi) będzie wynosić:

Proces na wykresie h,s pokazano na ryc. 2.

4. Bilans pary wodnej i wody zasilającej.

Zakładamy, że uszczelnienia końcowe (D KU) i eżektory pary (D EP) otrzymują parę o wyższym potencjale.
Zużyta para z uszczelek końcowych iz eżektorów kierowana jest do grzałki dławnicy. Przyjmujemy w nim podgrzewanie kondensatu:

Zużyta para w chłodnicach eżektorowych kierowana jest do grzałki eżektorowej (EP). Ogrzewanie w nim:

Jako znaną wartość przyjmujemy przepływ pary do turbiny (D).
Straty wewnątrz stacji cieczy roboczej: D UT =0,02D.
Zużycie pary dla uszczelek końcowych wyniesie 0,5%: D KU = 0,005D.
Zużycie pary dla głównych eżektorów wyniesie 0,3%: D EJ = 0,003D.

Następnie:

Zużycie pary z kotła wyniesie:

D K \u003d D + D UT + D KU + D EJ \u003d (1 + 0,02 + 0,005 + 0,003) D \u003d 1,028D

Ponieważ kocioł walczakowy, należy uwzględnić wydmuch kotła.

Czystka wynosi 1,5%, tj.

D prod \u003d 0,015D \u003d 1,03D K \u003d 0,0154D.

Ilość wody zasilającej dostarczanej do kotła:

D PV \u003d D K + D prod \u003d 1,0434D

Ilość dodatkowej wody:

D ext \u003d D ut + (1-K pr) D pr + D v.r.

Straty kondensatu do produkcji:

(1-K pr) D pr \u003d (1-0,6) ∙ 75 \u003d 30 kg / s.

Ciśnienie w walczaku kotła jest o ok. 20% wyższe niż ciśnienie świeżej pary w turbinie (ze względu na straty hydrauliczne), tj.

p.w. =1,2P 0 =1,2∙12,8=15,36 MPa →
kJ/kg.

Ciśnienie w ekspanderze odsalania ciągłego (CRP) jest o około 10% wyższe niż w odgazowywaczu (D-6), tj.

P RNP \u003d 1,1P d \u003d 1,1 ∙ 5,88 \u003d 6,5 bara →

→
kJ/kg;

kJ/kg;

D P.R. \u003d β ∙ D prod \u003d 0,438 0,0154D \u003d 0,0067D;

D V.R. \u003d (1-β) D prod \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.

Zużycie wody sieciowej określamy przez grzejniki sieciowe:

Przyjmujemy nieszczelności w systemie zaopatrzenia w ciepło 1% ilości wody obiegowej.

Tak więc wymagana wydajność chem. uzdatnianie wody:

5. Wyznaczanie parametrów pary, wody zasilającej i kondensatu za pomocą elementów PTS.
Przyjmujemy straty ciśnienia w rurociągach parowych od turbiny do nagrzewnic układu regeneracyjnego w wysokości:

ja zaznaczam	PVD-7	4%
II wybór	PVD-6	5%
III wybór	PVD-5	6%
IV wybór	PVD-4	7%
V wybór	PND-3	8%
VI wybór	PN-2	9%
VII wybór	PND-1	10%

Określenie parametrów zależy od konstrukcji grzałek ( patrz rys. 3). W obliczonym schemacie wszystkie HDPE i LDPE są powierzchniowe.

W trakcie głównego kondensatu i wody zasilającej ze skraplacza do kotła określamy potrzebne nam parametry.

5.1. Zaniedbujemy wzrost entalpii w pompie kondensatu. Następnie parametry kondensatu przed EP:

0,04 bara
29°C,
121,41 kJ/kg.