I N S T R U C T I O N

PT-80/100-130/13 LMZ.

Powinieneś znać instrukcje:

1. kierownik warsztatu kotłowo-turbinowego-2,

2. Zastępca Kierownika Zakładu Turbin Kotłowych ds. Eksploatacji-2,

3. starszy kierownik zmiany stanowiska-2,

4. kierownik zmiany na stanowisku-2,

5. kierownik zmiany wydziału turbin kotłowni-turbin-2,

6. operator sterowni centralnej turbin parowych kategorii VI,

7. operator-inspektor urządzeń turbinowych kategorii V;

8. Operator urządzeń turbinowych IV stopnia.

Pietropawłowsk Kamczacki

JSC Energia i Elektryfikacja „Kamchatskenergo”.

Oddział „Kamczatka CHPP”.

POTWIERDZAM:

Główny inżynier oddziału KTET OJSC „Kamchatskenergo”.

Bołotenuk Yu.N.

“ “ 20

I N S T R U C T I O N

Instrukcja obsługi turbiny parowej

PT-80/100-130/13 LMZ.

Okres 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. Turbinę należy zatrzymać awaryjnie i ręcznie przerwać podciśnienie............ 22

1.6. Turbinę należy natychmiast zatrzymać............................ 22

W tym czasie turbina musi zostać rozładowana i zatrzymana

ustala główny inżynier elektrowni……………………………..……..… 23

1.8. Dopuszczalna jest długotrwała praca turbiny przy mocy znamionowej…………………... 23

2. Krótki opis konstrukcji turbiny…………………………………..… 23

3. Układ zasilania olejem zespołu turbiny…………………………………..…. 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 charakterystyka techniczna instalacji regeneracyjnej… 37

Opis i parametry techniczne instalacji

podgrzewanie wody sieciowej ……………………………………………………...… 42

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

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

10.2. Przygotowanie do uruchomienia instalacji olejowej……………………………………….46

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

10.4. Przygotowanie i uruchomienie agregatu regeneracyjno-kondensacyjnego……………………………49

10,5. Przygotowanie do uruchomienia instalacji ogrzewania wody sieciowej…………………54

10.6. Rozgrzewka rurociągu parowego do zakładu przerobu gazu………………………………………………………………………………….....55

11. Uruchomienie zespołu turbinowego………………………………………………………..… 55

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

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

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

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

11,5. Specyfika uruchamiania turbiny przy wykorzystaniu parametrów ślizgowych pary świeżej………………….…..67

12. Włączenie wyciągu pary produkcyjnej……………………………... 67

13. Wyłączenie ekstrakcji pary produkcyjnej…………………………….… 69

14. Włączenie wyciągu pary kogeneracyjnej……………………………..…. 69

15. Wyłączenie wydobycia pary kogeneracyjnej……………………….…... 71

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

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

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

16.3 Konserwacja agregatu regeneracyjnego………………………………………………………………….….76

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

16.5 Konserwacja generatora………………………………………………………………………………79

16.6 Konserwacja instalacji grzewczej wody sieciowej………………………………….……80

17. Zatrzymanie turbiny…………………………………………………………… 81

17.1 Ogólne instrukcje dotyczące zatrzymywania turbiny……………………………………………………….……81

17.2 Wyłączenie turbiny jako rezerwa oraz na naprawy bez chłodzenia…………………..…82

17.3 Wyłączenie turbiny w celu naprawy z chłodzeniem………………………………………………………...84

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

19. Środki zapobiegające i eliminujące awarie turbin… 88

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

19.2. Przypadki awaryjnego zatrzymania turbiny………………………………………………………...90

19.3. Działania wykonywane przez zabezpieczenia technologiczne turbiny……………………………91

19.4. Działania personelu w przypadku 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

Wysokie ciśnienie w strefie wlotu pary jest mniejsze niż 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 ujęcia pary 340 ˚С)………………………………………………………………………………..…111

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

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

22,5. Harmonogram rozruchu turbiny po przestoju 1-2 godzin (temperatura metalu

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

22.6. Przybliżone harmonogramy rozruchu turbin przy wartości nominalnej

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

22,7. Przekrój podłużny turbiny………………………………………………………..….…115

22.8. Obwód sterowania turbiną………………………………………………………..….116

22.9. Schemat cieplny zespołu turbinowego…………………………………………………………….….118

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

POSTANOWIENIA OGÓLNE.

Do napędu bezpośredniego TVF-110 przeznaczona jest turbina parowa typu PT-80/100-130/13 LMZ z produkcyjnym i dwustopniowym odsysaniem pary w kogeneracji, o mocy znamionowej 80 MW i maksymalnej 100 MW (w określonej kombinacji wyciągów kontrolowanych). -2E Generator prądu przemiennego U3 o mocy 110 MW, osadzony na wspólnym fundamencie z turbiną.

Lista skrótów i symboli:

AZV - automatyczny zawór wysokiego ciśnienia;

VPU - urządzenie do obracania wału;

GMN - główna pompa olejowa;

GPZ - główny zawór pary;

KOS - zawór zwrotny z siłownikiem;

KEN - elektryczna pompa kondensatu;

MUT - mechanizm sterujący turbiną;

OM - ogranicznik mocy;

HPH – nagrzewnice wysokociśnieniowe;

LPH – nagrzewnice niskociśnieniowe;

PMN - pompa oleju rozruchowego;

PN - uszczelka chłodnicy parowej;

PS - chłodnica parowa z uszczelką z wyrzutnikiem;

PSG-1 - grzejnik sieciowy dolnego wyciągu;

PSG-2 - ten sam, górny wybór;

PEN - elektryczna pompa odżywki;

HPR - wirnik wysokociśnieniowy;

RK - zawory sterujące;

RND - wirnik niskociśnieniowy;

RT - wirnik turbiny;

HPC - cylinder wysokociśnieniowy;

LPC - cylinder niskociśnieniowy;

RMN - rezerwowa pompa olejowa;

AMN - awaryjna pompa olejowa;

RPDS - przekaźnik spadku ciśnienia oleju w układzie smarowania;

Ppr to ciśnienie pary w produkcyjnej komorze pobierania próbek;

P to ciśnienie w dolnej komorze grzewczej;

R - ten sam, górny wyciąg grzewczy;

Dpo - zużycie pary do ekstrakcji produkcyjnej;

D - całkowite natężenie przepływu dla PSG-1,2;

KAZ - automatyczna zasuwa;

MNUV - pompa olejowa z uszczelnieniem wału generatora;

NOG - pompa chłodząca generator;

ACS – automatyczny system sterowania;

EGP - konwerter elektrohydrauliczny;

KIS - elektrozawór wykonawczy;

TO - ekstrakcja cieplna;

PO - wybór produkcji;

MO - chłodnica oleju;

RPD - regulator różnicy ciśnień;

PSM - mobilny separator oleju;

ZG - przesłona hydrauliczna;

BD - zbiornik przepustnicy;

IM - wtryskiwacz oleju;

RS - regulator prędkości;

RD - regulator ciśnienia.

1.1.1. Według mocy turbiny:

Maksymalna moc turbiny przy pełnym włączeniu

regeneracja i pewne kombinacje produkcji i

ekstrakcja cieplna…………………………………………………………………...100 MW

Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PVD-5, 6, 7 ………………………………………………………………………………... 76 MW

Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PND-2, 3, 4 ……………………………………………………………………...71 MW

Maksymalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy wyłączonej

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

które wchodzą w zakres działania HPV-5,6,7………………………………………………………..10 MW

Minimalna moc turbiny w trybie kondensacyjnym przy

który włącza pompę spustową PND-2…………………………………………….20 MW

Minimalna moc zespołu turbinowego, przy której jest on włączany

obsługa regulowanych wyciągów turbinowych…………………………………………………………… 30 MW

1.1.2. W oparciu o prędkość wirnika turbiny:

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

Nominalna prędkość obrotowa wirnika turbiny

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

Maksymalne odchylenie prędkości obrotowej wirnika turbiny przy

w którym zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie………………………………….………..…..3300 obr/min

3360 obr./min

Krytyczna prędkość obrotowa wirnika turbogeneratora………………………………….1500 obr/min

Krytyczna prędkość obrotowa wirnika turbiny niskociśnieniowej………………….……1600 obr/min

Krytyczna prędkość obrotowa wirnika turbiny wysokiego ciśnienia……………………….….1800 obr/min

1.1.3. W zależności od przepływu pary przegrzanej do turbiny:

Nominalny przepływ pary na turbinę podczas pracy w trybie kondensacyjnym

przy całkowicie włączonym układzie regeneracji (przy mocy znamionowej

turbozespół o mocy 80 MW) ………………………………………………………………………………………305 t/godz.

Maksymalny przepływ pary na turbinę, gdy system jest włączony

regeneracja, produkcja regulowana i ekstrakcja ciepła

i zamknięty zawór regulacyjny nr 5 …..……………………………………………………………..415 t/godz.

Maksymalny przepływ pary na turbinę………………….…………………..………………470 t/godz

tryb z wyłączonym PVD-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 t/godz.

Maksymalny przepływ pary na turbinę podczas pracy w trybie kondensacji

tryb z wyłączonym LPG-2, 3, 4 ……………………………………………………...………………..260t/godz.

Maksymalny przepływ pary na turbinę podczas pracy w trybie kondensacji

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

1.1.4. Według ciśnienia bezwzględnego pary przegrzanej przed CBA:

Nominalne ciśnienie bezwzględne pary przegrzanej przed rdzeniem…………………..……….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. Na podstawie temperatury pary przegrzanej przed CBA:

Nominalna temperatura pary przegrzanej przed rdzeniem..……………………………..…..555 0 C

Dopuszczalne obniżenie temperatury pary przegrzanej

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

Dopuszczalny wzrost temperatury pary przegrzanej przed

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

Maksymalne odchylenie temperatury pary przegrzanej przed rdzeniem przy

pracy turbiny, a czas trwania każdego odchylenia nie przekracza 30

minuty………………….………………..…………………………………………………….………565 0 C

Minimalna odchyłka temperatury pary przegrzanej przed CBA o godz

w którym zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie…………………………………………………...425 0 C

1.1.6. Według bezwzględnego ciśnienia pary w stopniach regulacji turbiny:

z natężeniem przepływu pary przegrzanej do turbiny do 415 t/h. ..……………………………………...98,8 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w stopniu kontrolnym HPC

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

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w stopniu kontrolnym HPC

gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym LPG-2, 3, 4 ………….…62 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w stopniu kontrolnym HPC

gdy turbina pracuje w trybie kondensacyjnym przy wyłączonym PND-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 natężeniach przepływu pary przegrzanej do turbiny

ponad 415 t/godz.………………………………………………………………………………83 kgf/cm 2

Maksymalne absolutne ciśnienie pary w komorze sterującej

Stopnie LPC (za 18. stopniem) ……………………………..……………………………………..13,5 kgf/cm 2

1.1.7. Według bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanych ekstraktach turbinowych:

Dopuszczalny wzrost bezwzględnego ciśnienia pary w

kontrolowany dobór produkcji…………………………………………………16 kgf/cm 2

Dopuszczalne obniżenie bezwzględnego ciśnienia pary w

kontrolowany dobór produkcji…………………………………………………10 kgf/cm 2

Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w regulowanym wyciągu produkcyjnym, przy którym uruchamiają się zawory bezpieczeństwa ………………………………………………………………………………. 0,19,5 kgf/cm2

wybór górnego ogrzewania……………………………………………………….…..2,5 kgf/cm 2

górna ekstrakcja ciepła………………………………………………………..……..0,5 kgf/cm 2

Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w trybie regulowanym

wybór górnego ogrzewania, przy którym jest ono uruchamiane

zawór bezpieczeństwa…………………………………………………………………………………..……3,4 kgf/cm 2

Maksymalne odchylenie bezwzględnego ciśnienia pary w

kontrolowana górna ekstrakcja ogrzewania, w której

zespół turbiny jest wyłączony przez zabezpieczenie………………………………………..…………………...3,5 kgf/cm 2

Dopuszczalny wzrost bezwzględnego ciśnienia pary w układzie regulowanym

dolna ekstrakcja cieplna……………………………………………………….……1 kgf/cm 2

Dopuszczalne obniżenie bezwzględnego ciśnienia pary w układzie regulowanym

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

Maksymalne dopuszczalne zmniejszenie różnicy ciśnień pomiędzy komorą

dolny wyciąg ciepła i skraplacz turbinowy……………………….… do 0,15 kgf/cm 2

1.1.8. Według dopływu pary do kontrolowanych wyciągów turbinowych:

Nominalny przepływ pary w produkcji regulowanej

selekcja………………………………………………………………………………….……185 t/godz

Maksymalny przepływ pary w kontrolowanej produkcji…

moc znamionowa turbiny i wyłączona

ekstrakcja cieplna…………………………………………………………….………245 t/godz

Maksymalny przepływ pary w kontrolowanej produkcji

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

moc turbiny zmniejszono do 70 MW i wyłączono

ekstrakcja cieplna…………………………………………………………………..……300 t/godz

Nominalny przepływ pary w regulowanej górze

ekstrakcja cieplna…………………………………………………………………………………...132 t/godz

i niepełnosprawny dobór produkcji……………………………………………………150 t/godz

Maksymalny przepływ pary w regulowanym blacie

ciepłownictwo o mocy obniżonej do 76 MW

turbina i wyłączona produkcja odciągowa……………………………………………………….……220 t/godz

Maksymalny przepływ pary w regulowanym blacie

ekstrakcja ciepła przy mocy znamionowej turbiny

i zmniejszone do 40 t/godz. zużycie pary w wyborze produkcji……………………………200 t/godz.

Maksymalny przepływ pary w PSG-2 przy ciśnieniu bezwzględnym

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

Maksymalny przepływ pary w PSG-1 przy ciśnieniu bezwzględnym

w dolnym wyciągu grzewczym 1 kgf/cm2 ………………………………………………….220 t/godz.

1.1.9. Na podstawie temperatury pary na wylocie turbiny:

Nominalna temperatura pary w produkcji regulowanej

selekcja po OU-1, 2 (3,4) ……………………………………………………………………………………..280 0 C

Dopuszczalny wzrost temperatury pary w trybie kontrolowanym

wybór produkcji po OU-1, 2 (3,4) ………………………………………………………………...285 0 C

Dopuszczalne obniżenie temperatury pary w trybie kontrolowanym

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

1.1.10. Według stanu cieplnego turbiny:

Maksymalna szybkość wzrostu temperatury metalu

…..……………………………..15 0 S/min.

przewody obejściowe od ABC do zaworów sterujących HPC

przy temperaturach pary przegrzanej poniżej 450 stopni C.…………………………………….………25 0 C

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu

przewody obejściowe od ABC do zaworów sterujących HPC

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

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur wierzchniego metalu

i dnem HPC (LPC) w strefie wlotu pary ……………….…………………………………………..50 0 C

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu w

przekrój (szerokość) kołnierzy poziomych

złącze zasobnika bez włączania instalacji grzewczej

Kołnierze i kołki HPC..……………………………….…………………………………80 0 C

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

w przekroju (szerokości) kołnierzy poziomych

Złącze HPC z nagrzewaniem kołnierzy i kołków w dniu…………………………….……-25 0 C

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur metalu pomiędzy cholewką

oraz dolne (prawe i lewe) kołnierze HPC, gdy

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

Maksymalna dopuszczalna dodatnia różnica temperatur metalu

pomiędzy kołnierzami i kołkami HPC, gdy ogrzewanie jest włączone

kołnierze i kołki…………………………………………………………….……………………….20 0 C

Maksymalna dopuszczalna ujemna różnica temperatur metalu

pomiędzy kołnierzami i kołkami HPC, gdy ogrzewanie kołnierzy i kołków jest włączone …………………………………………………………………………………… ……………………..…..- 20 0 C

Maksymalna dopuszczalna różnica temperatur grubości metalu

ścianki cylindra, mierzone w obszarze stopnia kontrolnego cylindra wysokociśnieniowego….………………………….35 0 C

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

Maksymalna dopuszczalna temperatura wkładek nośnych

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

1.1.11. W zależności od stanu mechanicznego turbiny:

Maksymalne dopuszczalne skrócenie węża wysokociśnieniowego w stosunku do centralnego ciśnienia żylnego….……………………………….-2 mm

Maksymalne dopuszczalne wydłużenie węża wysokociśnieniowego w stosunku do centralnego ciśnienia żylnego ….…………………………………….+3 mm

Maksymalne dopuszczalne skrócenie RND względem LPC ….…………………..………-2,5 mm

Maksymalne dopuszczalne wydłużenie RND względem LPC …….……………………..…….+3 mm

Maksymalna dopuszczalna krzywizna wirnika turbiny…………….…………………………..0,2 mm

Maksymalna dopuszczalna maksymalna wartość krzywizny

wał zespołu turbiny przy przechodzeniu krytycznych prędkości obrotowych…………………..0,25 mm

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

Maksymalne dopuszczalne przemieszczenie osiowe wirnika turbiny w

strona jednostki sterującej ……………………………………………………………….…………………….1,7 mm

1.1.12. Według stanu wibracyjnego zespołu turbiny:

Maksymalna dopuszczalna prędkość drgań łożysk zespołu turbiny

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

gdy prędkość drgań łożysk wzrasta o więcej niż 4,5 mm/s……………………………30 dni

Maksymalny dopuszczalny czas pracy zespołu turbinowego

gdy prędkość drgań łożysk wzrasta o więcej niż 7,1 mm/s……….……………………7 dni

Awaryjne zwiększenie prędkości drgań którejkolwiek z podpór wirnika ………….…………………11,2 mm/sek

Awaryjne nagłe jednoczesne zwiększenie prędkości wibracji o dwa

podpory jednego wirnika lub podpory sąsiednie, lub dwa elementy wibracyjne

jedną podporę od dowolnej wartości początkowej……………………………………………...o 1 mm lub więcej

1.1.13. Według natężenia przepływu, ciśnienia i temperatury wody obiegowej:

Całkowite zużycie wody chłodzącej dla zespołu turbinowego……….………………………….8300 m 3 /godz

Maksymalny przepływ wody chłodzącej przez skraplacz….…………………………..8000 m 3 /godz

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

Maksymalny przepływ wody przez wbudowany zespół skraplacza……….………………1500 m 3 /godz

Minimalny przepływ wody przez wbudowany zespół skraplacza………………………..300 m 3 /godz

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

Minimalna temperatura wody obiegowej na wlocie

skraplacz w okresach ujemnych temperatur powietrza na zewnątrz………...……………….8 0 C

Minimalne ciśnienie wody obiegowej, przy którym pracuje AVR pomp obiegowych TsN-1,2,3,4………………………………………………………………………… ……..0,4 kgf/cm 2

Maksymalne ciśnienie wody obiegowej w systemie rur

lewa i prawa połowa kondensatora………………………………….……….……….2,5 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie wody w systemie rur

wbudowana wiązka kondensatorów………………………………………………………………….8 kgf/cm 2

Nominalny opór hydrauliczny skraplacza przy

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

Maksymalna różnica temperatur wody obiegowej pomiędzy

jego wejście do kondensatora i jego wyjście …………………………………………………………..10 0 C

1.1.14. W zależności od natężenia przepływu, ciśnienia i temperatury pary oraz wody odsolonej chemicznie do skraplacza:

Maksymalne natężenie przepływu wody odsolonej chemicznie do skraplacza wynosi ………………..…………………..100 t/godz.

Maksymalny przepływ pary do skraplacza we wszystkich trybach

praca…………………………………………………………….………220 t/godz.

Minimalny przepływ pary przez turbinę turbiny niskociśnieniowej do skraplacza

z zamkniętą przeponą obrotową……………………………………………………….……10 t/godz.

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

Maksymalna dopuszczalna temperatura wody odsolonej chemicznie,

wejście do skraplacza …………………………………………………………….………100 0 C

Bezwzględne ciśnienie pary w części wydechowej pompy niskociśnieniowej, przy którym

atmosferyczne zawory membranowe są aktywowane…………………………………..……..1,2 kgf/cm 2

1.1.15. Na podstawie ciśnienia bezwzględnego (próżni) w skraplaczu turbiny:

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

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

Awaryjna redukcja podciśnienia w skraplaczu, w którym

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

wrzucając do niego gorące strumienie….………………………………………………………….….-0,55 kgf/cm 2

Dopuszczalne podciśnienie w skraplaczu przy wcześniejszym uruchomieniu turbiny

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

Dopuszczalne podciśnienie w skraplaczu przy rozruchu turbiny na końcu

wytrzymałość obrotowa jego wirnika z częstotliwością 1000 obr/min …………….…………………..…….-0,95 kgf/cm 2

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

Minimalne bezwzględne ciśnienie pary na uszczelnieniach turbiny

za regulatorem ciśnienia……………………………………………………………...……….1,1 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary na uszczelnieniach turbiny

za regulatorem ciśnienia………………………………………………………………………………….1,2 kgf/cm 2

Minimalne bezwzględne ciśnienie pary za uszczelnieniami turbiny

do regulatora utrzymania ciśnienia….…………………………………………………….….1,3 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary za uszczelnieniami turbiny...

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

Minimalne bezwzględne ciśnienie pary w drugich komorach uszczelnienia…………………...1,03 kgf/cm 2

Maksymalne bezwzględne ciśnienie pary w komorach drugiego uszczelnienia ……………………..1,05 kgf/cm 2

Nominalna temperatura pary na uszczelkach………………………………………………….150 0 C

1.1.17. Na podstawie ciśnienia i temperatury oleju do smarowania łożysk zespołu turbiny:

Nominalne nadciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

turbiny, aż olej ostygnie.…………………………………………………………………..……..3 kgf/cm 2

Nominalne nadciśnienie oleju w układzie smarowania

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

na poziomie osi wału zespołu turbiny, na której następuje jego wyzwolenie

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

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

na poziomie osi wału zespołu turbiny, przy której załączane są obroty ………………………………….0,7 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

na poziomie osi wału zespołu turbiny, przy której włączany jest AMS……………………………..….0,6 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk jest na poziomie

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

Awaryjne nadmierne ciśnienie oleju w układzie smarowania łożysk

na poziomie osi wału turbiny, przy której następuje wyłączenie zespołu turbiny przez zabezpieczenie …………………………………………………………………………………… …….…………..0 ,3 kgf/cm 2

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

Maksymalna dopuszczalna temperatura oleju do smarowania łożysk

zespół turbinowy …………………………………………………………………………………….…45 0 C

Maksymalna dopuszczalna temperatura oleju na wylocie

łożyska zespołu turbiny…………………………………………………………………......65 0 C

Awaryjna temperatura oleju w miejscu spustu łożyska

zespół turbinowy……………………………………………………………………………….………75 0 C

1.1.18. Na podstawie ciśnienia oleju w układzie sterowania turbiny:

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny spowodowane przez PMP…………………………………………………………………………………..…………. .…18 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny wywołane przez pompę hydrauliczną………………………………………………………………………………………..… …..20 kgf/cm2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie sterowania turbiny

Przy czym obowiązuje zakaz zamykania zaworu pod ciśnieniem i wyłączania PMP….……….17,5 kgf/cm 2

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

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora, przy którym ATS załącza rezerwowy prąd przemienny MNUV…………………………………………………………………8 kgf/cm 2

Nadmierne ciśnienie oleju w układzie uszczelnienia wału turbogeneratora, przy którym uruchamia się ATS

zapasowy prąd stały MNUV……………………………………………………………..7 kgf/cm 2

Dopuszczalna minimalna różnica pomiędzy ciśnieniem oleju na uszczelnieniach wału a ciśnieniem wodoru w obudowie turbogeneratora………………………..0,4 kgf/cm 2

Dopuszczalna maksymalna różnica pomiędzy ciśnieniem oleju na uszczelnieniach wału a ciśnieniem wodoru w obudowie turbogeneratora……………………….….....0,8 kgf/cm 2

Maksymalna różnica pomiędzy ciśnieniem wlotowym oleju a ciśnieniem

olej na wyjściu MFG, przy którym konieczne jest przełączenie na zapasowy filtr oleju generatora………………………………………………………………………… ………………….1 kgf/cm 2

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

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

1.1.20. Na podstawie temperatury i natężenia przepływu wody zasilającej przez grupę turbin HPH:

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

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

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

1.2.Dane techniczne turbiny.

Moc znamionowa turbiny	80 MW
Maksymalna moc turbiny przy w pełni włączonej regeneracji dla określonych kombinacji produkcji i ekstrakcji ciepła, określona przez diagram trybów	100 MW
Automatyczny zawór odcinający ciśnienie absolutnej świeżej pary	130 kgf/cm²
Temperatura pary przed zaworem odcinającym	555°C
Bezwzględne ciśnienie skraplacza	0,035 kgf/cm²
Maksymalny przepływ pary przez turbinę podczas pracy ze wszystkimi ekstraktami i dowolną ich kombinacją	470 t/godz
Maksymalny przepływ pary do skraplacza	220 t/godz
Woda chłodząca wpływa do skraplacza o temperaturze projektowej na wlocie skraplacza wynoszącej 20°C	8000 m3/godz
Bezwzględne ciśnienie pary kontrolowanej ekstrakcji produkcyjnej	13±3 kgf/cm²
Bezwzględne ciśnienie pary regulowanego górnego wyciągu grzewczego	0,5 – 2,5 kgf/cm²
Bezwzględne ciśnienie pary regulowanego dolnego wyciągu ciepłowniczego z jednostopniowym schematem podgrzewania wody sieciowej	0,3 – 1 kgf/cm²
Temperatura wody zasilającej po HPH	249°C
Specyficzne zużycie pary (gwarantowane przez LMZ)	5,6 kg/kWh

Uwaga: Uruchomienie zespołu turbinowego zatrzymanego na skutek wzrostu (zmiany) drgań dopuszczalne jest wyłącznie po szczegółowej analizie przyczyn drgań i za zgodą głównego inżyniera elektrowni, sporządzoną przez niego osobiście w dzienniku ruchu elektrowni. kierownik zmiany stacji.

1.6 Turbinę należy natychmiast zatrzymać w następujących przypadkach:

· Zwiększenie prędkości obrotowej powyżej 3360 obr/min.

· Wykrywanie pęknięcia lub pęknięcia na niezałączalnych odcinkach rurociągów naftowych, torach parowo-wodnych i węzłach dystrybucji pary.

· Pojawienie się wstrząsów hydraulicznych w przewodach pary świeżej lub w turbinie.

· Awaryjna redukcja podciśnienia do -0,75 kgf/cm² lub aktywacja zaworów atmosferycznych.

Gwałtowny spadek temperatury świeżej żywności

OPIS TECHNICZNY

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

Zautomatyzowany kurs szkoleniowy z zakresu obsługi turbiny PT-80/100-130/13 został opracowany w celu szkolenia personelu eksploatacyjnego obsługującego tego typu zespoły turbinowe i stanowi środek szkolenia, przygotowania przed egzaminem oraz egzaminu testowego mocy cieplnej personel zakładu.
AUK opracowano na podstawie dokumentacji regulacyjnej i technicznej stosowanej w eksploatacji turbin PT-80/100-130/13. Zawiera materiały tekstowe i graficzne do interaktywnego uczenia się i testowania uczniów.
W tym AUK opisano konstrukcję i charakterystykę technologiczną głównego i pomocniczego wyposażenia turbin grzewczych PT-80/100-130/13, a mianowicie: główne zawory parowe, zawór odcinający, zawory sterujące, wlot pary do HPC, cechy konstrukcyjne HPC , CSD, LPC, wirniki turbin, łożyska, urządzenie obracające, układ uszczelniający, agregat skraplający, regeneracja niskociśnieniowa, pompy zasilające, regeneracja wysokociśnieniowa, zespół grzewczy, układ olejowy turbiny itp.
Rozważono tryby pracy: rozruchu, normalnego, awaryjnego i zatrzymania zespołu turbinowego, a także główne kryteria niezawodności rurociągów pary grzewczej i chłodzącej, bloków zaworowych i cylindrów turbiny.
Rozważany jest układ automatycznego sterowania turbiną, układ zabezpieczeń, blokady i alarmy.
Ustalono tryb dopuszczenia do przeglądu, badania i naprawy urządzeń, zasady bezpieczeństwa oraz zasady bezpieczeństwa przeciwwybuchowego i przeciwpożarowego.

Skład AUC:

Zautomatyzowany kurs szkoleniowy (ATC) to narzędzie programowe przeznaczone do wstępnego szkolenia i późniejszego sprawdzania wiedzy personelu w elektrowniach i sieciach elektrycznych. Przede wszystkim do szkolenia personelu operacyjnego i konserwacyjnego.
Podstawą AUC są aktualne opisy produkcji i stanowisk pracy, materiały regulacyjne oraz dane od producentów sprzętu.
AUC obejmuje:
— część ogólnych informacji teoretycznych;
— część omawiającą konstrukcję i zasady działania określonego typu sprzętu;
— sekcja samotestowania uczniów;
- blokada egzaminatora.
Oprócz tekstów AUK zawiera niezbędny materiał graficzny (schematy, rysunki, fotografie).

Treść informacyjna AUC.

1. Materiał tekstowy opracowano na podstawie instrukcji obsługi, turbiny PT-80/100-130/13, instrukcji fabrycznych, innych materiałów regulacyjnych i technicznych i obejmuje następujące sekcje:

1.1. Eksploatacja zespołu turbinowego 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. Instalacja regeneracyjna.
1.1.6. Instalacja do ogrzewania wody sieciowej.
1.1.7. Przygotowanie turbiny do pracy.
Przygotowanie i uruchomienie układu olejowego i VPU.
Przygotowanie i uruchomienie układu sterowania i zabezpieczeń turbiny.
Testowanie zabezpieczeń.
1.1.8. Przygotowanie i uruchomienie urządzenia skraplającego.
1.1.9. Przygotowanie i uruchomienie instalacji regeneracyjnej.
1.1.10. Przygotowanie instalacji do podgrzewania wody sieciowej.
1.1.11. Przygotowanie turbiny do uruchomienia.
1.1.12. Ogólne instrukcje, których należy przestrzegać podczas uruchamiania turbiny z dowolnego stanu.
1.1.13. Rozruch turbiny ze stanu zimnego.
1.1.14. Rozruch turbiny ze stanu gorącego.
1.1.15. Tryb pracy i zmiana parametrów.
1.1.16. Tryb kondensacji.
1.1.17. Tryb z możliwością wyboru produkcji i ogrzewania.
1.1.18. Załadunek i załadunek.
1.1.19. Zatrzymanie turbiny i przywrócenie układu do stanu pierwotnego.
1.1.20. Sprawdzanie stanu technicznego i konserwacji. Czas kontroli bezpieczeństwa.
1.1.21. Konserwacja układu smarowania i VPU.
1.1.22. Konserwacja instalacji kondensacyjnej i regeneracyjnej.
1.1.23. Konserwacja instalacji grzewczej wody sieciowej.
1.1.24. Środki bezpieczeństwa podczas serwisowania turbogeneratora.
1.1.25. Bezpieczeństwo przeciwpożarowe przy obsłudze zespołów turbinowych.
1.1.26. Procedura badania zaworów bezpieczeństwa.
1.1.27. Zastosowanie (ochrona).

2. Materiał graficzny niniejszego AUC przedstawiono na 15 rysunkach i schematach:
2.1. Przekrój podłużny turbiny PT-80/100-130-13 (HPC).
2.2. Przekrój podłużny turbiny PT-80/100-130-13 (TSSND).
2.3. Schemat rurociągów odprowadzających parę.
2.4. Schemat rurociągów naftowych turbogeneratora.
2.5. Schemat dopływu i odsysania pary z uszczelek.
2.6. Podgrzewacz dławnicy PS-50.
2.7. Charakterystyka podgrzewacza dławnicy PS-50.
2.8. Schemat głównego kondensatu turbogeneratora.
2.9. Schemat sieci wodociągowych.
2.10. Schemat rurociągu zasysania mieszaniny parowo-powietrznej.
2.11. Schemat ochrony PVD.
2.12. Schemat głównego rurociągu parowego zespołu turbinowego.
2.13. Schemat drenażu zespołu turbiny.
2.14. Schemat układu olejowo-gazowego generatora TVF-120-2.
2.15. Charakterystyka energetyczna zespołu węży PT-80/100-130/13 LMZ.

Sprawdzenie wiedzy

Po zapoznaniu się z materiałem tekstowym i graficznym student może uruchomić program do samodzielnego sprawdzania. Program jest testem sprawdzającym stopień przyswojenia materiału instruktażowego. W przypadku błędnej odpowiedzi operator otrzymuje komunikat o błędzie oraz cytat z tekstu instrukcji zawierający poprawną odpowiedź. Całkowita liczba pytań w tym kursie wynosi 300.

Egzamin

Po ukończeniu szkolenia i sprawdzeniu wiedzy student przystępuje do egzaminu. Zawiera 10 pytań wybranych automatycznie i losowo spośród pytań przewidzianych do autotestu. W trakcie egzaminu zdający proszony jest o udzielenie odpowiedzi na te pytania bez podpowiedzi i możliwości odniesienia się do podręcznika. Do zakończenia testów nie są wyświetlane żadne komunikaty o błędach. Po zakończeniu egzaminu student otrzymuje protokół, w którym zawarte są proponowane pytania, wybrane przez zdającego opcje odpowiedzi oraz uwagi dotyczące błędnych odpowiedzi. Egzamin jest oceniany automatycznie. Protokół badania zapisywany jest na dysku twardym komputera. Istnieje możliwość wydrukowania go na drukarce.

Wyślij swoją dobrą pracę do bazy wiedzy jest prosta. Skorzystaj z poniższego formularza

Studenci, doktoranci, młodzi naukowcy, którzy wykorzystują bazę wiedzy w swoich studiach i pracy, będą Państwu bardzo wdzięczni.

Wysłany dnia http://www.allbest.ru/

adnotacja

W ramach zajęć obliczono podstawowy schemat cieplny elektrowni opartej na ciepłowniczej turbinie parowej

PT-80/100-130/13 w temperaturze otoczenia, obliczono system ogrzewania regeneracyjnego i grzejniki sieciowe, a także wskaźniki sprawności cieplnej turbozespołu i bloku energetycznego.

W załączniku przedstawiono podstawowy diagram cieplny na podstawie turbozespołu PT-80/100-130/13, wykres temperatur wody sieciowej i obciążenia sieci ciepłowniczej, wykres h-s rozprężania pary w turbinie, wykres tryby pracy zespołu turbinowego PT-80/100-130/13, widok ogólny podgrzewacza wysokiego ciśnienia PV-350-230-50, widok ogólny specyfikacji PV-350-230-50, przekrój podłużny zespołu turbinowego PT- 80/100-130/13, widok ogólny specyfikacji urządzeń pomocniczych objętych projektem elektrowni cieplnej.

Praca ujęta jest na 45 arkuszach i zawiera 6 tabel oraz 17 ilustracji. W pracy wykorzystano 5 źródeł literackich.

• Wstęp
• Przegląd literatury naukowo-technicznej (Technologie wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej)
• 1. Opis schematu obwodu cieplnego zespołu turbinowego PT-80/100-130/13
• 2. Obliczenie podstawowego schematu cieplnego zespołu turbinowego PT-80/100-130/13 w trybie dużego obciążenia
• 2.1 Wstępne dane do obliczeń
• 2.2
• 2.3 Obliczanie parametrów procesu rozprężania pary w przedziałach turbin wH- Sdiagram
• 2.4
• 2.5
• 2.6
• 2.6.1 Sieciowa instalacja grzewcza (kotłownia)
• 2.6.2 Wysokociśnieniowe nagrzewnice regeneracyjne i zespół zasilający (pompa)
• 2.6.3 Odgazowywacz wody zasilającej
• 2.6.4 Podgrzewacz wody surowej
• 2.6.5
• 2.6.6 Odgazowywacz wody uzupełniającej
• 2.6.7
• 2.6.8 Kondensator
• 2.7
• 2.8 Bilans energetyczny zespołu turbinowego PT-80/100-130/13
• 2.9
• 2.10
• Wniosek
• Bibliografia
• Wstęp
• W przypadku dużych fabryk wszystkich gałęzi przemysłu o dużym zużyciu ciepła optymalnym systemem zasilania jest sieć ciepłownicza okręgowa lub przemysłowa.
• Proces wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach charakteryzuje się zwiększoną sprawnością cieplną i wyższą wydajnością energetyczną w porównaniu do elektrowni kondensacyjnych. Wyjaśnia to fakt, że wykorzystuje się w niej ciepło odpadowe turbiny, odprowadzone do źródła zimna (odbiornika ciepła u odbiorcy zewnętrznego).
• W pracy obliczono podstawowy schemat cieplny elektrowni opartej na produkcyjnej turbinie ciepłowniczej PT-80/100-130/13, pracującej w trybie projektowym przy temperaturze powietrza zewnętrznego.
• Zadaniem obliczenia obwodu cieplnego jest określenie parametrów, natężenia przepływu i kierunków przepływu płynu roboczego w jednostkach i elementach, a także całkowitego zużycia pary, mocy elektrycznej i wskaźników sprawności cieplnej stacji.
• 1. Opis podstawowego schematu cieplnego instalacji turbiny PT80/100-130/13

Blok energetyczny o mocy elektrycznej 80 MW składa się z wysokociśnieniowego kotła bębnowego E-320/140, turbiny PT-80/100-130/13, generatora i urządzeń pomocniczych.

Jednostka napędowa posiada siedem wyciągów. W zespole turbinowym istnieje możliwość dwustopniowego podgrzewania wody sieciowej. Istnieje kocioł główny i szczytowy, a także PCV, który włącza się, jeśli kocioł nie jest w stanie zapewnić wymaganego ogrzewania wody sieciowej.

Świeża para z kotła o ciśnieniu 12,8 MPa i temperaturze 555°C wchodzi do komory wysokiego ciśnienia turbiny i po przepracowaniu kierowana jest do komory ciśnieniowej turbiny, a następnie do pompy niskiego ciśnienia. Po odpowietrzeniu para wchodzi do skraplacza z jednostki niskociśnieniowej.

Zespół napędowy do regeneracji posiada trzy nagrzewnice wysokociśnieniowe (HPH) i cztery nagrzewnice niskociśnieniowe (LPH). Numeracja grzejników pochodzi z ogona zespołu turbinowego. Kondensat pary grzewczej PVD-7 jest kierowany kaskadowo do PVD-6, do PVD-5, a następnie do odgazowywacza (6 ata). Odprowadzenie kondensatu z PND4, PND3 i PND2 odbywa się także kaskadowo w PND1. Następnie z PND1 kondensat pary grzewczej przesyłany jest do SM1 (patrz PrTS2).

Główny kondensat i woda zasilająca podgrzewane są sekwencyjnie w PE, SH i PS, w czterech podgrzewaczach niskociśnieniowych (LPH), w odgazowywaczu 0,6 MPa i w trzech podgrzewaczach wysokociśnieniowych (HPH). Para do tych nagrzewnic dostarczana jest z trzech regulowanych i czterech nieregulowanych wyciągów turbinowych.

Na bloku do podgrzewania wody w sieci ciepłowniczej znajduje się instalacja kotłowa, składająca się z podgrzewaczy sieciowych dolnego (PSG-1) i górnego (PSG-2), zasilanych parą odpowiednio z 6. i 7. ciągu oraz PCV. Kondensat z górnych i dolnych podgrzewaczy sieciowych jest dostarczany pompami spustowymi do mieszaczy SM1 pomiędzy LPH1 i LPH2 oraz SM2 pomiędzy podgrzewaczami LPH2 i LPH3.

Temperatura podgrzewania wody zasilającej mieści się w przedziale (235-247) 0 C i zależy od ciśnienia początkowego pary świeżej oraz stopnia dogrzania w HPH7.

Pierwsza ekstrakcja parą (z HPC) polega na podgrzaniu wody zasilającej w HPH-7, druga ekstrakcja (z HPC) - do HPH-6, trzecia (z HPC) - do HPH-5, D6ata, do produkcji; czwarty (z ChSD) - w PND-4, piąty (z ChSD) - w PND-3, szósty (z ChSD) - w PND-2, odgazowywacz (1,2 ata), w PSG2, w PSV; siódmy (z ChND) - w PND-1 i PSG1.

Aby zrekompensować straty, program przewiduje pobór wody surowej. Woda surowa podgrzewana jest w podgrzewaczu wody surowej (RWH) do temperatury 35 o C, następnie po obróbce chemicznej trafia do odgazowywacza 1,2 ata. Aby zapewnić podgrzanie i odpowietrzenie dodatkowej wody, wykorzystuje się ciepło pary z szóstego ekstrakcji.

Para z prętów uszczelniających w ilości D szt = 0,003D 0 trafia do odgazowywacza (6 ata). Para z zewnętrznych komór uszczelek kierowana jest do SH, z środkowych komór uszczelek – do PS.

Oczyszczanie kotła jest dwuetapowe. Para z ekspandera I stopnia trafia do odgazowywacza (6 ata), z ekspandera II stopnia do odgazowywacza (1,2 ata). Woda z ekspandera II stopnia doprowadzana jest do sieci wodociągowej w celu częściowego uzupełnienia strat sieciowych.

Rysunek 1. Schemat cieplny elektrowni cieplnej na podstawie specyfikacji technicznych PT-80/100-130/13

2. Obliczanie podstawowego schematu cieplnego instalacji turbinowejPT-80/100-130/13 w trybie dużego obciążenia

Obliczenia podstawowego schematu cieplnego instalacji turbinowej dokonuje się na podstawie zadanego przepływu pary do turbiny. W wyniku obliczeń ustala się:

? moc elektryczna zespołu turbinowego - W mi;

? wskaźniki energetyczne zespołu turbinowego i elektrociepłowni jako całości:

B. współczynnik efektywności elektrowni cieplnych do produkcji energii elektrycznej;

V. współczynnik efektywności elektrowni cieplnych w zakresie wytwarzania i dostarczania ciepła do ogrzewania;

d. specyficzne zużycie równoważnego paliwa do produkcji energii elektrycznej;

e. specyficzne zużycie równoważnego paliwa do produkcji i dostarczania energii cieplnej.

2.1 Wstępne dane do obliczeń

Ciśnienie pary świeżej -

Temperatura pary świeżej -

Ciśnienie w skraplaczu - P do =0,00226 MPa

Parametry pary produkcyjnej:

zużycie pary -

porcja - ,

odwracać - .

Zużycie pary świeżej na turbinę -

Wartości sprawności elementów obwodu termicznego podano w tabeli 2.1.

Tabela 2.1. Sprawność elementów obwodu cieplnego

Element obwodu termicznego	Efektywność
	Przeznaczenie	Oznaczający
Ekspander odsalający ciągły
Dolny grzejnik sieciowy
Górny grzejnik sieciowy
Regeneracyjny system ogrzewania:
Pompa zasilająca
Odgazowywacz wody zasilającej
Przeczyść chłodnicę
Oczyszczony podgrzewacz wody
Odgazowywacz wody kondensacyjnej
Krany
Uszczelnij grzejnik
Wyrzutnik uszczelnienia
Rurociągi
Generator

2.2 Obliczanie ciśnień na wylotach turbiny

Obciążenie cieplne elektrociepłowni zależy od potrzeb przemysłowego odbiorcy pary oraz dostaw ciepła do odbiorców zewnętrznych na potrzeby ogrzewania, wentylacji i zaopatrzenia w ciepłą wodę.

Do obliczenia charakterystyk sprawności cieplnej elektrowni cieplnej z przemysłową turbiną ciepłowniczą przy dużym obciążeniu (poniżej -5°C) konieczne jest określenie ciśnienia pary na wylotach turbiny. Ciśnienie to ustala się na podstawie wymagań odbiorcy przemysłowego i harmonogramu temperatur wody sieciowej.

W pracy tej przyjmuje się stały pobór pary na potrzeby technologiczne (produkcyjne) odbiorcy zewnętrznego, równy ciśnieniu, które odpowiada nominalnemu trybowi pracy zespołu turbinowego, zatem ciśnienie w nieuregulowanym wyciągi turbin nr 1 i nr 2 wynosi:

Parametry pary w spalinach turbiny w trybie nominalnym są znane z jej głównych charakterystyk technicznych.

Należy określić rzeczywistą (tj. dla danego trybu) wartość ciśnienia w ekstrakcji grzewczej. Aby to zrobić, wykonaj następującą sekwencję działań:

1. Na podstawie podanej wartości oraz wybranego (określonego) harmonogramu temperatur sieci ciepłowniczej wyznaczamy temperaturę wody sieciowej za grzejnikami sieciowymi przy danej temperaturze powietrza zewnętrznego T NAR

T BC = T OS + b CHP ( T P.S. - T OS)

T BC = 55,6 + 0,6 (106,5 - 55,6) = 86,14 0 C

2. Zgodnie z przyjętą wartością i wartością przegrzania wody T BC znajdujemy temperaturę nasycenia w grzejniku sieciowym:

= T Słońce + i

86,14 + 4,3 = 90,44 0 C

Następnie korzystając z tablic nasycenia wody i pary wodnej wyznaczamy ciśnienie pary w podgrzewaczu sieciowym R BC = 0,07136 MPa.

3. Obciążenie cieplne dolnego podgrzewacza sieciowego osiąga 60% całkowitego obciążenia kotłowni

T NS = T OS + 0,6 ( T VS - T OS)

t NS = 55,6+ 0,6 (86,14 - 55,6) = 73,924 0 C

Korzystając z tablic nasycenia wody i pary wodnej wyznaczamy ciśnienie pary w podgrzewaczu sieciowym R NC = 0,04411 MPa.

4. Ciśnienie pary wyznaczamy w ciągach grzewczych (regulowanych) nr 6, nr 7 turbiny, biorąc pod uwagę przyjęte straty ciśnienia na rurociągach:

gdzie uwzględniamy straty w rurociągach i układach sterowania turbin:; ;

5. Według wartości ciśnienia pary ( R 6 ) na wylocie ciepłowniczym nr 6 turbiny wyjaśniamy ciśnienie pary na nieregulowanych wylotach turbiny pomiędzy wylotem przemysłowym nr 3 a regulowanym wylotem ciepłowniczym nr 6 (zgodnie z równaniem Flügela-Stodoli):

Gdzie D 0 , D, R 60 , R 6 - przepływ pary i ciśnienie na wylocie turbiny odpowiednio w trybie nominalnym i obliczonym.

2.3 Obliczanie parametrówproces rozprężania pary w przedziałach turbin wH- Sdiagram

Stosując opisaną poniżej metodę oraz wartości ciśnienia w ekstraktach podane w poprzednim akapicie skonstruujemy diagram procesu rozprężania pary w części przepływowej turbiny przy T nar=- 15 є Z.

Punkt przecięcia o godz H, S- wykres izobarowy z izotermą określa entalpię pary świeżej (pkt 0 ).

Strata ciśnienia pary świeżej w zaworach odcinających i sterujących oraz na drodze pary rozruchowej przy całkowicie otwartych zaworach wynosi około 3%. Zatem ciśnienie pary przed pierwszym stopniem turbiny wynosi:

NA H, S- na wykresie zaznaczono punkt przecięcia izobary z poziomem entalpii pary świeżej (punkt 0 /).

Aby obliczyć parametry pary na wylocie każdego przedziału turbiny, dysponujemy wartościami wewnętrznej sprawności względnej przedziałów.

Tabela 2.2. Wewnętrzna względna wydajność turbiny według przedziału

Z powstałego punktu (punkt 0 /) rysowana jest linia pionowo w dół (wzdłuż izentropy) aż do przecięcia się z izobarą ciśnienia w wyborze nr 3. Entalpia punktu przecięcia jest równa.

Entalpia pary w trzeciej komorze selekcyjnej regeneracyjnej w procesie rzeczywistego rozprężania wynosi:

Podobnie na h, s- na wykresie znajdują się punkty odpowiadające stanowi pary w komorze szóstej i siódmej ekstrakcji.

Po skonstruowaniu procesu rozprężania pary w H, S- na wykresie naniesiono izobary nieregulowanego poboru do grzejników regeneracyjnych R 1 , R 2 ,R 4 ,R 5 i ustalono entalpie pary w tych selekcjach.

Zbudowany na h, s- na schemacie punkty są połączone linią, która odzwierciedla proces rozprężania pary w części przepływowej turbiny. Wykres procesu rozprężania pary przedstawiono na rys. A.1. (Załącznik A).

Według zbudowanego h, s- korzystając z wykresu wyznaczamy temperaturę pary na wylocie odpowiedniej turbiny na podstawie wartości jej ciśnienia i entalpii. Wszystkie parametry przedstawiono w tabeli 2.3.

2.4 Obliczanie parametrów termodynamicznych grzejników

Ciśnienie w nagrzewnicach regeneracyjnych jest mniejsze od ciśnienia w komorach ekstrakcyjnych o wielkość straty ciśnienia na skutek oporów hydraulicznych rurociągów ekstrakcyjnych, zaworów bezpieczeństwa i odcinających.

1. Oblicz ciśnienie pary wodnej nasyconej w podgrzewaczach regeneracyjnych. Zakłada się, że strata ciśnienia w rurociągu od wylotu turbiny do odpowiedniego podgrzewacza jest równa:

Ciśnienie pary wodnej nasyconej w odgazowywaczach wody zasilającej i kondensacyjnej jest znane z ich charakterystyk technicznych i wynosi odpowiednio:

2. Korzystając z tabeli właściwości wody i pary w stanie nasycenia, wykorzystując znalezione ciśnienia nasycenia, wyznaczamy temperaturę i entalpię kondensatu pary grzewczej.

3. Akceptujemy dogrzanie wody:

W wysokociśnieniowych nagrzewnicach regeneracyjnych - 2єZ

W niskociśnieniowych grzejnikach regeneracyjnych - 5єZ,

W odgazowywaczach - 0є Z ,

dlatego temperatura wody opuszczającej te grzejniki wynosi:

, є Z

4. Ciśnienie wody za odpowiednimi grzejnikami zależy od oporu hydraulicznego ścieżki i trybu pracy pomp. Wartości tych ciśnień przyjęto i przedstawiono w tabeli 2.3.

5. Korzystając z tablic dla wody i pary przegrzanej wyznaczamy entalpię wody za podgrzewaczami (na podstawie wartości i):

6. Nagrzewanie wody w podgrzewaczu definiuje się jako różnicę entalpii wody na wlocie i wylocie podgrzewacza:

, kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg

kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg,

gdzie jest entalpia kondensatu na wylocie podgrzewacza uszczelnienia. W tej pracy przyjmuje się, że wartość ta jest równa.

7. Ciepło oddawane w wyniku podgrzania pary do wody w podgrzewaczu:

2.5 Parametry pary i wody w zespole turbinowym

Dla wygody dalszych obliczeń obliczone powyżej parametry pary i wody w zespole turbinowym zestawiono w tabeli 2.3.

Dane dotyczące parametrów pary i wody w chłodnicach spustowych podano w tabeli 2.4.

Tabela 2.3. Parametry pary i wody w zespole turbinowym

p, MPa

T, 0 Z

h, kJ/kg

p”, MPa

T" H, 0 Z

H B H, kJ/kg

0 Z

P B, MPa

T P, 0 Z

H B P, kJ/kg

kJ/kg

Tabela 2.4. Parametry pary i wody w chłodnicach spustowych

2.6 Wyznaczanie natężenia przepływu pary i kondensatu w elementach obiegu cieplnego

Obliczenia przeprowadza się w następującej kolejności:

1. Zużycie pary na turbinę w trybie projektowym.

2. Para wycieka przez uszczelki

Akceptujemy zatem

4. Zużycie wody zasilającej na kocioł (łącznie z odmulaniem)

gdzie jest ilość wody kotłowej kierowanej do ciągłego odsalania

D itp=(ur itp/100) ·D str=(1,5/100)·131,15=1,968kg/s

5. Wylot pary z ekspandera czyszczącego

gdzie oznacza udział pary uwalnianej z wody płuczącej w ekspanderze ciągłego oczyszczania

6.Wyjście wody płuczącej z ekspandera

7.Pobór dodatkowej wody z chemicznej stacji uzdatniania wody (CWW)

skąd pochodzi współczynnik powrotu kondensatu

konsumenci przemysłowi, akceptujemy;

Obliczenia przepływów pary do nagrzewnic regeneracyjnych i sieciowych w odgazowywaczu i skraplaczu oraz przepływów kondensatu przez nagrzewnice i mieszalniki opierają się na równaniach bilansu materiałowego i cieplnego.

Równania bilansowe są zestawiane sekwencyjnie dla każdego elementu obwodu termicznego.

Pierwszym etapem obliczeń schematu cieplnego instalacji turbinowej jest sporządzenie bilansów cieplnych podgrzewaczy sieciowych i określenie zużycia pary dla każdego z nich na podstawie zadanego obciążenia cieplnego turbiny i harmonogramu temperatur. Następnie sporządzane są bilanse cieplne wysokociśnieniowych grzejników regeneracyjnych, odgazowywaczy i grzejników niskociśnieniowych.

2.6.1 Sieciowa instalacja grzewcza (kotłownia))

Tabela 2.5. Parametry pary i wody w sieciowej instalacji ciepłowniczej

Indeks	Dolna grzałka	Górna grzałka
Ogrzewanie parą Ciśnienie doboru P, MPa
Ciśnienie w podgrzewaczu P?, MPa
Temperatura pary t,єС
Wydzielone ciepło qns, qsu, kJ/kg
Kondensat pary grzewczej Temperatura nasycenia tн,єС
Entalpia przy nasyceniu h?, kJ/kg
Woda sieciowa Niedogrzanie grzejnika Ins, Ivs, єС
Temperatura na wlocie tос, tнс, єС
Entalpia na wlocie, kJ/kg
Temperatura na wylocie tns,ts, єС
Entalpia wyjściowa, kJ/kg
Ogrzewanie w podgrzewaczu fns, fvs, kJ/kg

Parametry instalacji określa się w następującej kolejności.

1.Zużycie wody sieciowej dla trybu obliczeniowego

2. Bilans cieplny dolnego podgrzewacza sieciowego

Zużycie pary grzewczej dla dolnego podgrzewacza sieciowego

z tabeli 2.1.

3. Bilans cieplny górnego podgrzewacza sieciowego

Zużycie pary grzewczej dla górnego podgrzewacza sieciowego

Regeneracyjne nagrzewnice wysokociśnieniowe instalacja ciśnieniowa i zasilająca (pompa)

PVD 7

Równanie bilansu cieplnego dla PVD7

Zużycie pary grzewczej przy HPH7

PVD 6

Równanie bilansu cieplnego dla PVD6

Zużycie pary grzewczej przy PVD6

ciepło usunięte z drenu OD2

Pompa zasilająca (PN)

Ciśnienie po PN

Ciśnienie pompy w PN

Spadek ciśnienia

Objętość właściwa wody w PN v PN - określona z tabel według wartości

R pon.

Wydajność pompy zasilającej

Ogrzewanie wody w PN

Entalpia po PN

Gdzie - z tabeli 2.3;

Równanie bilansu cieplnego dla PVD5

Zużycie pary grzewczej przy HPH5

2.6.3 Odgazowywacz wody zasilającej

Zakłada się, że przepływ pary z uszczelnień trzonków zaworów w DPV wynosi:

Przyjmuje się entalpię pary wydobywającej się z uszczelnień trzonków zaworów

(Na P = 12,9 MPa I t = 556 0 Z) :

Odparowanie z odgazowywacza:

D wydanie=0,02 D PV=0.02

Udział pary (we frakcjach pary z odgazowywacza kierowanej do PE, uszczelnienia komory uszczelnienia środkowego i końcowego

Równanie bilansu materiałowego odgazowywacza:

.

Równanie bilansu cieplnego odgazowywacza

Po podstawieniu wyrażenia do tego równania D Płyta którą otrzymujemy:

Przepływ pary grzewczej z ekstrakcji trzeciej turbiny do DPV

stąd zużycie pary grzewczej z wylotu turbiny nr 3 do DPV:

D D = 4,529.

Przepływ kondensatu na wlocie do odgazowywacza:

D CD = 111,82 - 4,529 = 107,288.

2.6.4 Podgrzewacz wody surowej

Entalpia drenażu H PSV=140

.

2.6.5 Dwustopniowy ekspander czyszczący

II etap: rozprężanie wody wrzącej w ilości 6 ata

do ciśnienia 1 ata.

= + (-)

przesłany do odgazowywacza atmosferycznego.

2.6.6 Odgazowywacz wody uzupełniającej

Wysłany dnia http://www.allbest.ru/

Równanie bilansu materiałowego odgazowywacza kondensatu powrotnego i wody dodatkowej DKV.

D KV = + D POV + D OK + D OB;

Zużycie wody oczyszczonej chemicznie:

D OB = ( D P - D OK) + + D UT.

Bilans cieplny chłodnicy wody płuczącej OP

materiał turbiny kondensatu

Gdzie Q OP = H H ciepło dostarczane do dodatkowej wody w OP.

Q OP = 670,5-160 = 510,5 kJ/kg,

Gdzie: H entalpia wody płuczącej na wyjściu z OP.

Akceptujemy zwrot kondensatu od odbiorców ciepła przemysłowego?k = 0,5 (50%), wówczas:

D OK = ?k* D P = 0,5 51,89 = 25,694 kg/s;

D RH = (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 kg/s.

Ogrzanie dodatkowej wody w PO określimy na podstawie równania bilansu cieplnego PO:

= 27,493 stąd:

= 21,162 kJ/kg.

Za chłodnicą odmulającą (BC) dodatkowa woda trafia do chemicznego uzdatniania wody, a następnie do chemicznie oczyszczonego podgrzewacza wody.

Bilans cieplny podgrzewacza wody oczyszczonej chemicznie POV:

Gdzie Q 6 - ilość ciepła przekazanego do podgrzewacza przez parę z wylotu turbiny nr 6;

podgrzewanie wody w POV. Akceptujemy H RH = 140 kJ/kg zatem

.

Zużycie pary dla podgrzewacza wody określimy na podstawie bilansu cieplnego podgrzewacza wody oczyszczonej chemicznie:

D POV 2175,34= 27,493 230,4 skąd D POV = 2,897 kg/s.

Zatem,

D KV = D

Równanie bilansu cieplnego dla odgazowywacza wody oczyszczonej chemicznie:

D H 6 + D POW H+ D OK H+ D OB HD HF H

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

Stąd D= 0,761 kg/s - zużycie pary grzewczej na KSP i wylocie turbiny nr 6.

Przepływ kondensatu na wylocie DKV:

D KV = 0,761+56,084 = 56,846 kg/s.

2.6.7 Niskociśnieniowe nagrzewnice regeneracyjne

HDPE 4

Równanie bilansu cieplnego PND4

.

Zużycie pary grzewczej przy PND4

,

Gdzie

HDPE3 i mikserSM2

Ujednolicone równanie bilansu cieplnego:

gdzie jest przepływ kondensatu na wyjściu HDPE2:

D K6 = D KD - D HF - D Słońce - D PSV = 107,288 -56,846 - 8,937 - 2,897 = 38,609

zamieńmy D K2 do równania połączonego bilansu cieplnego:

D= 0,544 kg/s - zużycie pary grzewczej na LPH3 z ekstrakcji nr 5

turbiny.

PND2, mieszalnik SM1, PND1

Temperatura za PS:

Zestawia się 1 równanie materiału i 2 równania bilansów cieplnych:

1.

2.

3.

podstaw do równania 2

Otrzymujemy:

kg/s;

D P6 = 1,253 kg/s;

D P7 = 2,758 kg/s.

2.6.8 Kondensator

Równanie bilansu materiałowego kondensatora

.

2.7 Sprawdzenie kalkulacji bilansu materiałowego

Sprawdzenie poprawności uwzględnienia w obliczeniach wszystkich przepływów obiegu cieplnego odbywa się poprzez porównanie bilansów materiałowych pary i kondensatu w skraplaczu zespołu turbinowego.

Przepływ pary wylotowej do skraplacza:

,

gdzie jest przepływ pary z komory ekstrakcyjnej turbiny o numerze.

Zużycie pary z ekstrakcji podano w tabeli 2.6.

Tabela 2.6. Zużycie pary przez ekstrakcje turbinowe

Wybór nr.	Przeznaczenie	Zużycie pary, kg/s
	D 1 =D P1
	D 2 =D P2
	D 3 =D P3+D D+D P
	D 4 =D P4
	D 5 = D NS + D P5
	D 6 =D P6+D Słońce++D PSV
	D 7 =D P7+D HC

Całkowity przepływ pary z wyciągów turbinowych

Przepływ pary do skraplacza za turbiną:

Błąd bilansu pary i kondensatu

Ponieważ błąd równowagi pary i kondensatu nie przekracza dopuszczalnego limitu, dlatego wszystkie przepływy obwodu termicznego są prawidłowo uwzględniane.

2.8 Bilans energetyczny zespołu turbinowego PT- 80/100-130/13

Wyznaczmy moc przedziałów turbiny i jej moc całkowitą:

N I=

Gdzie N I OTC – moc przedziału turbiny, N I OTS = D I OTS H I OTS,

H I OTS = H I OTS- H I +1 TTC – spadek ciepła w komorze, kJ/kg,

D I OTS - przepływ pary przez komorę, kg/s.

przedział 0-1:

D 01 OTS = D 0 = 130,5 kg/s,

H 01 OTS = H 0 OTS- H 1 OTS = 34 8 7 - 3233,4 = 253,6 kJ/kg,

N 01 OTS = 130,5 . 253,6 = 33,095 SNT.

- przedział 1-2:

D 12 OTS = D 01 - D 1 = 130,5 - 8,631 = 121,869 kg/s,

H 12 OTS = H 1 OTS- H 2 OTS = 3233,4 - 3118,2 = 11 5,2 kJ/kg,

N 12 OTS = 121,869 . 11 5,2 = 14,039 SNT.

- przedział 2-3:

D 23 OTS =D 12 - D 2 = 121,869 - 8,929 = 112,94 kg/s,

H 23 OTS = H 2 OTS- H 3 OTS = 3118,2 - 2981,4 = 136,8 kJ/kg,

N 23 OTS = 112,94 . 136,8 = 15,45 SNT.

- przedział 3-4:

D 34 OTS = D 23 - D 3 = 112,94 - 61,166 = 51,774 kg/s,

H 34 OTS = H 3 OTS- H 4 OTS = 2981,4 - 2790,384 = 191,016 kJ/kg,

N 34 OTS = 51,774 . 191,016 = 9,889 SNT.

- przedział 4-5:

D 45 OTS = D 34 - D 4 = 51,774 - 8,358 = 43,416 kg/s,

H 45 OTS = H 4 OTS- H 5 OTS = 2790,384 - 2608,104 = 182,28 kJ/kg,

N 45 OTS = 43,416 . 182,28 = 7,913 SNT.

- przedział 5-6:

D 56 OTS = D 45 - D 5 = 43,416 - 9,481 = 33, 935 kg/s,

H 56 OTS = H 5 OTS- H 6 OTS = 2608,104 - 2566,944 = 41,16 kJ/kg,

N 45 OTS = 33, 935 . 41,16 = 1,397 SNT.

- przedział 6-7:

D 67 OTS = D 56 - D 6 = 33, 935 - 13,848 = 20,087 kg/s,

H 67 OTS = H 6 OTS- H 7 OTS = 2566,944 - 2502,392 = 64,552 kJ/kg,

N 67 OTS = 20,087 . 66,525 = 1, 297 SNT.

- przedział 7-K:

D 7 tys OTS = D 67 - D 7 = 20,087 - 13,699 = 6,388 kg/s,

H 7 tys OTS = H 7 OTS- H Do OTS = 2502,392 - 2442,933 = 59,459 kJ/kg,

N 7 tys OTS = 6,388 . 59,459 = 0,38 SNT.

3.5.1 Całkowita moc przedziałów turbin

3.5.2 Moc elektryczną zespołu turbinowego określa się ze wzoru:

N mi = N I

gdzie jest sprawność mechaniczna i elektryczna generatora,

N E = 83,46. 0,99. 0,98=80,97 MW.

2.9 Wskaźniki sprawności cieplnej zespołu turbinowego

Całkowite zużycie ciepła dla zespołu turbinowego

, MW

.

2. Zużycie ciepła na ogrzewanie

,

Gdzie H T- współczynnik uwzględniający straty ciepła w systemie grzewczym.

3. Całkowite zużycie ciepła przez odbiorców przemysłowych

,

.

4. Całkowite zużycie ciepła dla odbiorców zewnętrznych

, MW

.

5. Zużycie ciepła dla instalacji turbinowej do produkcji energii elektrycznej

,

6. Sprawność instalacji turbinowej do produkcji energii elektrycznej (bez uwzględnienia własnego zużycia energii elektrycznej)

,

.

7. Jednostkowe zużycie ciepła do produkcji energii elektrycznej

,

2.10 Wskaźniki energetyczne elektrowni cieplnych

Parametry pary świeżej na wylocie wytwornicy pary.

- ciśnienie P PG = 12,9 MPa;

- sprawność brutto wytwornicy pary z wytwornicą pary = 0,92;

- temperatura t PG = 556 o C;

- H PG = 3488 kJ/kg przy określonym R P.G. i T PG.

Sprawność generatora pary zaczerpnięta z charakterystyki kotła E-320/140

.

1. Obciążenie cieplne wytwornicy pary

, MW

2. Sprawność rurociągów (transport ciepła)

,

.

3. Sprawność elektrowni cieplnych do produkcji energii elektrycznej

,

.

4. Sprawność elektrociepłowni w zakresie wytwarzania i dostarczania ciepła do celów grzewczych z uwzględnieniem PCW

,

.

PVK o godz T N=- 15 0 Z Pracuje,

5. Jednostkowe zużycie paliwa równoważnego do produkcji energii elektrycznej

,

.

6. Jednostkowe zużycie paliwa równoważnego do produkcji i dostarczania energii cieplnej

,

.

7. Zużycie ciepła paliwa na stację

,

.

8. Sprawność całkowita bloku energetycznego (brutto)

,

9. Jednostkowe zużycie ciepła na blok energetyczny elektrowni cieplnej

,

.

10. Sprawność bloku energetycznego (netto)

,

.

gdzie E S.N to jego własne jednostkowe zużycie energii elektrycznej, E S.N =0,03.

11. Jednostkowe zużycie paliwa równoważnego „netto”

,

.

12. Równoważne zużycie paliwa

kg/s

13. Zużycie paliwa równoważnego do wytworzenia ciepła dostarczanego odbiorcom zewnętrznym

kg/s

14. Zużycie paliwa równoważnego do produkcji energii elektrycznej

V E U = V U -V T U =13,214-8,757=4,457 kg/s

Wniosek

W wyniku obliczenia schematu cieplnego elektrowni opartej na produkcyjnej turbinie ciepłowniczej PT-80/100-130/13, pracującej w trybie dużego obciążenia w temperaturze otoczenia, ustalono następujące wartości głównych parametrów charakteryzujących elektrownię: tego typu uzyskano:

Natężenia przepływu pary w wyciągach turbinowych

Zużycie pary grzewczej dla nagrzewnic sieciowych

Dostawa ciepła do ogrzewania za pomocą zespołu turbinowego

Q T= 72,22 MW;

Dostawa ciepła z zespołu turbinowego do odbiorców przemysłowych

Q P= 141,36 MW;

Całkowite zużycie ciepła dla odbiorców zewnętrznych

Q TP= 231,58 MW;

Moc terminala generatora

N uh=80,97 MW;

Efektywność CHP do produkcji energii elektrycznej

Efektywność elektrowni cieplnych w zakresie produkcji i dostarczania ciepła do celów grzewczych

Jednostkowe zużycie paliwa do produkcji energii elektrycznej

B mi U= 162,27 g/kW/h

Jednostkowe zużycie paliwa na produkcję i dostarczanie energii cieplnej

B T U= 40,427 kg/GJ

Sprawność całkowita elektrociepłowni „brutto”

Sprawność całkowita elektrociepłowni „netto”

Specyficzne zużycie równoważnego paliwa na stację „netto”

Bibliografia

1. Ryzhkin V.Ya. Elektrownie cieplne: Podręcznik dla uniwersytetów - wyd. 2, poprawione. - M.: Energia, 1976.-447 s.

2. Aleksandrow A.A., Grigoriew B.A. Tablice właściwości termofizycznych wody i pary wodnej: Podręcznik. - M.: Wydawnictwo. MPEI, 1999. - 168 s.

3. Poleszczuk I.Z. Sporządzanie i obliczanie podstawowych schematów cieplnych elektrowni cieplnych. Wytyczne do projektu kursu w dyscyplinie „Elektrownie cieplne i elektrownie jądrowe”, / Stan Ufa. lotnictwo politechnika - t. - Ufa, 2003.

4. Standard korporacyjny (STP UGATU 002-98). Wymagania dotyczące konstrukcji, prezentacji, projektowania - Ufa.: 1998.

5. Bojko E.A. Elektrownie parowo-rurowe elektrowni cieplnych: Podręcznik referencyjny – IPC KSTU, 2006. -152s

6. . Elektrociepłownie i elektrownie jądrowe: Katalog/Pod redakcją generalną. Członek korespondent RAS AV Klimenko i V.M. Zorina. - wyd. 3. - M.: Wydawnictwo MPEI, 2003. - 648 s.: il. - (Energetyka cieplna i ciepłownictwo; Księga 3).

7. . Turbiny elektrowni cieplnych i jądrowych: Podręcznik dla uniwersytetów / wyd. A.G., Kostyuka, V.V. Frolowa. - wyd. 2, poprawione. i dodatkowe - M.: Wydawnictwo MPEI, 2001. - 488 s.

8. Obliczanie obwodów cieplnych elektrowni parowych: Elektroniczna publikacja edukacyjna / Poleshchuk I.Z. – Państwowa Wyższa Szkoła Zawodowa UGATU, 2005.

Symbole elektrowni, urządzeń i ich elementów (m.intekst, obrazy, indeksy)

D - odgazowywacz wody zasilającej;

DN - pompa drenażowa;

K - skraplacz, kocioł;

KN - pompa kondensatu;

OE - chłodnica drenażowa;

PrTS - podstawowy schemat termiczny;

LDPE, HDPE - grzejnik regeneracyjny (wysokie, niskie ciśnienie);

PVK - kocioł szczytowy do podgrzewania wody;

PG - wytwornica pary;

PE - przegrzewacz pary (pierwotny);

PN - pompa zasilająca;

PS - podgrzewacz dławnicy;

PSG - grzejnik sieciowy poziomy;

PSV - podgrzewacz wody surowej;

PT - turbina parowa; turbina grzewcza z odciągiem pary przemysłowej i grzewczej;

PHOV – podgrzewacz wody oczyszczonej chemicznie;

PE - chłodnica eżektorowa;

R - ekspander;

CHPP – elektrociepłownia;

SM - mikser;

CX - lodówka z dławnicą;

HPC - cylinder wysokociśnieniowy;

LPC - cylinder niskociśnieniowy;

EG - generator elektryczny;

załącznik A

Załącznik B

Schemat trybów PT-80/100

Załącznik B

Harmonogramy grzewcze do kontroli jakości wakacjiciepło w oparciu o średnią dzienną temperaturę powietrza zewnętrznego

Opublikowano na Allbest.ru

...

Podobne dokumenty

Obliczanie podstawowego schematu cieplnego, konstrukcja procesu rozprężania pary w przedziałach turbiny. Obliczenia regeneracyjnego systemu podgrzewania wody zasilającej. Określenie przepływu kondensatu, pracy turbiny i pompy. Całkowite straty w łopatce i wydajność wewnętrzna.

praca na kursie, dodano 19.03.2012


Przedstawienie procesu rozprężania pary w turbinie na wykresie H-S. Wyznaczanie parametrów i natężenia przepływu pary i wody w elektrowni. Sporządzanie podstawowych bilansów cieplnych elementów i urządzeń obiegu cieplnego. Wstępne oszacowanie przepływu pary do turbiny.

praca na kursie, dodano 12.05.2012


Analiza metod prowadzenia obliczeń weryfikacyjnych obwodu cieplnego elektrowni opartej na turbinie ciepłowniczej. Opis budowy i działania kondensatora KG-6200-2. Opis podstawowego schematu cieplnego ciepłowni opartej na zespole turbinowym typu T-100-130.

praca magisterska, dodana 09.02.2010


Schemat termiczny jednostki napędowej. Parametry pary w ekstraktach turbinowych. Konstruowanie procesu na diagramie hs. Tabela podsumowująca parametry pary i wody. Sporządzanie podstawowych bilansów cieplnych elementów i urządzeń obiegu cieplnego. Obliczenia instalacji odgazowywacza i sieci.

praca na kursie, dodano 17.09.2012


Konstrukcja procesu rozprężania pary na wykresie h-s. Obliczenia instalacji grzejników sieciowych. Proces rozprężania pary w turbinie napędowej pompy zasilającej. Wyznaczanie przepływu pary na turbinę. Obliczanie sprawności cieplnej elektrowni cieplnych i dobór rurociągów.

praca na kursie, dodano 06.10.2010


Wybór i uzasadnienie podstawowego schematu cieplnego urządzenia. Sporządzenie bilansu głównych przepływów pary i wody. Główne cechy turbiny. Budowa procesu rozprężania pary w turbinie na schemacie hs. Obliczanie powierzchni grzewczych kotła odzysknicowego.

praca na kursie, dodano 25.12.2012


Obliczenia turbiny parowej, parametry głównych elementów schematu ideowego instalacji turbiny parowej oraz wstępna konstrukcja procesu termicznego rozprężania pary w turbinie na wykresie h-s. Wskaźniki ekonomiczne turbiny parowej z regeneracją.

praca na kursie, dodano 16.07.2013


Opracowanie projektowego diagramu cieplnego specyfikacji technicznych elektrowni jądrowej. Określenie parametrów cieczy roboczej, natężenia przepływu pary na spalinach zespołu turbinowego, wskaźników mocy wewnętrznej i sprawności cieplnej całego bloku. Moc pomp zasilających kondensat.

praca na kursie, dodano 14.12.2010


Proces rozprężania pary w turbinie. Określanie zużycia pary świeżej i wody zasilającej. Obliczanie elementów obwodu cieplnego. Rozwiązywanie macierzy metodą Cramera. Kod programu i wyjście wyników obliczeń maszyny. Wskaźniki techniczno-ekonomiczne bloku energetycznego.

praca na kursie, dodano 19.03.2014


Studium projektu turbiny K-500-240 i obliczenia cieplne instalacji turbinowej elektrowni. Dobór liczby stopni cylindrów turbiny i rozbicie różnic entalpii pary na jej etapach. Wyznaczanie mocy turbiny i obliczanie łopatki roboczej pod kątem zginania i rozciągania.

Wstęp

W przypadku dużych fabryk wszystkich gałęzi przemysłu o dużym zużyciu ciepła optymalnym systemem zasilania jest sieć ciepłownicza okręgowa lub przemysłowa.

Proces wytwarzania energii elektrycznej w elektrociepłowniach charakteryzuje się zwiększoną sprawnością cieplną i wyższą wydajnością energetyczną w porównaniu do elektrowni kondensacyjnych. Wyjaśnia to fakt, że wykorzystuje się w niej ciepło odpadowe turbiny, odprowadzone do źródła zimna (odbiornika ciepła u odbiorcy zewnętrznego).

W pracy obliczono podstawowy schemat cieplny elektrowni opartej na produkcyjnej turbinie ciepłowniczej PT-80/100-130/13, pracującej w trybie projektowym przy temperaturze powietrza zewnętrznego.

Zadaniem obliczenia obwodu cieplnego jest określenie parametrów, natężenia przepływu i kierunków przepływu płynu roboczego w jednostkach i elementach, a także całkowitego zużycia pary, mocy elektrycznej i wskaźników sprawności cieplnej stacji.

Opis schematu obwodu cieplnego zespołu turbinowego PT-80/100-130/13

Blok energetyczny o mocy elektrycznej 80 MW składa się z wysokociśnieniowego kotła bębnowego E-320/140, turbiny PT-80/100-130/13, generatora i urządzeń pomocniczych.

Jednostka napędowa posiada siedem wyciągów. W zespole turbinowym istnieje możliwość dwustopniowego podgrzewania wody sieciowej. Istnieje kocioł główny i szczytowy, a także PCV, który włącza się, jeśli kocioł nie jest w stanie zapewnić wymaganego ogrzewania wody sieciowej.

Świeża para z kotła o ciśnieniu 12,8 MPa i temperaturze 555 0 C wchodzi do komory wysokiego ciśnienia turbiny i po przepracowaniu kierowana jest do komory ciśnieniowej turbiny, a następnie do pompy niskiego ciśnienia. Po odpowietrzeniu para wchodzi do skraplacza z jednostki niskociśnieniowej.

Zespół napędowy do regeneracji posiada trzy nagrzewnice wysokociśnieniowe (HPH) i cztery nagrzewnice niskociśnieniowe (LPH). Numeracja grzejników pochodzi z ogona zespołu turbinowego. Kondensat pary grzewczej PVD-7 jest kierowany kaskadowo do PVD-6, do PVD-5, a następnie do odgazowywacza (6 ata). Odprowadzenie kondensatu z PND4, PND3 i PND2 odbywa się także kaskadowo w PND1. Następnie z PND1 kondensat pary grzewczej przesyłany jest do SM1 (patrz PrTS2).

Główny kondensat i woda zasilająca podgrzewane są sekwencyjnie w PE, SH i PS, w czterech podgrzewaczach niskociśnieniowych (LPH), w odgazowywaczu 0,6 MPa i w trzech podgrzewaczach wysokociśnieniowych (HPH). Para do tych nagrzewnic dostarczana jest z trzech regulowanych i czterech nieregulowanych wyciągów turbinowych.

Na bloku do podgrzewania wody w sieci ciepłowniczej znajduje się instalacja kotłowa, składająca się z podgrzewaczy sieciowych dolnego (PSG-1) i górnego (PSG-2), zasilanych parą odpowiednio z 6. i 7. ciągu oraz PCV. Kondensat z górnych i dolnych podgrzewaczy sieciowych jest dostarczany pompami spustowymi do mieszaczy SM1 pomiędzy LPH1 i LPH2 oraz SM2 pomiędzy podgrzewaczami LPH2 i LPH3.

Temperatura podgrzewania wody zasilającej mieści się w przedziale (235-247) 0 C i zależy od ciśnienia początkowego pary świeżej oraz stopnia dogrzania w HPH7.

Pierwsza ekstrakcja parą (z HPC) polega na podgrzaniu wody zasilającej w HPH-7, druga ekstrakcja (z HPC) - do HPH-6, trzecia (z HPC) - do HPH-5, D6ata, do produkcji; czwarty (z ChSD) - w PND-4, piąty (z ChSD) - w PND-3, szósty (z ChSD) - w PND-2, odgazowywacz (1,2 ata), w PSG2, w PSV; siódmy (z ChND) - w PND-1 i PSG1.

Aby zrekompensować straty, program przewiduje pobór wody surowej. Woda surowa podgrzewana jest w podgrzewaczu wody surowej (RWH) do temperatury 35 o C, następnie po obróbce chemicznej trafia do odgazowywacza 1,2 ata. Aby zapewnić podgrzanie i odpowietrzenie dodatkowej wody, wykorzystuje się ciepło pary z szóstego ekstrakcji.

Para z prętów uszczelniających w ilości D szt = 0,003D 0 trafia do odgazowywacza (6 ata). Para z zewnętrznych komór uszczelek kierowana jest do SH, z środkowych komór uszczelek – do PS.

Oczyszczanie kotła jest dwuetapowe. Para z ekspandera I stopnia trafia do odgazowywacza (6 ata), z ekspandera II stopnia do odgazowywacza (1,2 ata). Woda z ekspandera II stopnia doprowadzana jest do sieci wodociągowej w celu częściowego uzupełnienia strat sieciowych.

Rysunek 1. Schemat cieplny elektrowni cieplnej na podstawie specyfikacji technicznych PT-80/100-130/13

	Zadanie projektu kursu	3
1.	Wstępne dane referencyjne	4
2.	Obliczenia instalacji kotła	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.	Sporządzanie i rozwiązywanie równań bilansu cieplnego przekrojów i elementów PTS	15
7.	Równanie mocy energii i jego rozwiązanie	23
8.	Sprawdzanie obliczeń	24
9.	Wyznaczanie wskaźników energetycznych	25
10.	Dobór wyposażenia pomocniczego	26
	Bibliografia	27

Zadanie projektu kursu
Do ucznia: Onuchin D.M..

Temat projektu: Obliczanie obwodu termicznego STU PT-80/100-130/13
Dane projektu

P 0 = 130 kg/cm 2 ;

;

;

Qt =220 MW;

;

.

Ciśnienie w ekstrakcjach nieuregulowanych – na podstawie danych referencyjnych.

Przygotowanie dodatkowej wody - z odgazowywacza atmosferycznego „D-1,2”.
Objętość części obliczeniowej

1. 
   Obliczenia projektowe STU w układzie SI dla mocy znamionowej.
2. 
   Wyznaczanie wskaźników efektywności energetycznej obiektów szkolenia technicznego.
3. 
   Dobór wyposażenia pomocniczego placówki szkolenia zawodowego.

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

Tabela 1.

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

Turbina posiada 8 nieregulowanych upustów pary przeznaczonych do podgrzewania wody zasilającej w podgrzewaczach niskociśnieniowych, odgazowywaczu, w podgrzewaczach wysokociśnieniowych oraz do zasilania turbiny napędowej głównej pompy zasilającej. Para wydechowa z napędu turbo powraca do turbiny.
Tabela 2.

	Wybór	Ciśnienie, MPa	Temperatura, 0 stopni C
I	PVD nr 7	4,41	420
II	PVD nr 6	2,55	348
III	HDPE nr 5	1,27	265
	Odgazowywacz	1,27	265
IV	HDPE nr 4	0,39	160
V	HDPE nr 3	0,0981	-
VI	HDPE nr 2	0,033	-
VII	HDPE nr 1	0,003	-

Turbina posiada dwa wyciągi pary grzewczej, górny i dolny, przeznaczone do jedno- i dwustopniowego podgrzewania wody sieciowej. Ekstrakty grzewcze mają następujące granice kontroli ciśnienia:

Górna 0,5-2,5 kg/cm 2 ;

Dolna 0,3-1 kg/cm2.

2. Obliczenia instalacji kotła

VB – kocioł górny;

Uwaga – kocioł dolny;

Powrót – powrót wody sieciowej.

D VB, D NB - zużycie pary odpowiednio dla górnego i dolnego kotła.

Wykres temperatury: t pr / t o br =130 / 70 C;

T pr = 130 0 C (403 K);

T arr = 70 0 C (343 K).

Wyznaczanie parametrów pary w ekstrakcjach ciepłowniczych

Załóżmy równomierne ogrzewanie na VSP i NSP;

Akceptujemy wartość przegrzania w grzejnikach sieciowych
.

Akceptujemy straty ciśnienia w rurociągach
.

Ciśnienie górnego i dolnego odciągu z turbiny dla VSP i NSP:

bar;

bar.
hWB =418,77 kJ/kg

hNB =355,82 kJ/kg

D WB (godz. 5 - godz. WB /)=K W NE (godz. WB - godz. 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 NE h OBR = KW NE h NB +(D WB +D NB) h NB / →

→ D NB =/(2492-384,88)=25,34 kg/s

D WB +D NB =D B =26,3+25,34=51,64 kg/s

3. Konstrukcja procesu rozprężania pary w turbinie
Załóżmy stratę ciśnienia w urządzeniach rozprowadzających parę cylindrów:

;

;

;

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

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

4. Bilans pary i wody zasilającej.

• 
  Zakładamy, że para o największym potencjale trafia do uszczelnień końcowych (D KU) i do eżektorów pary (D EP).
• 
  Zużyta para z uszczelnień końcowych i z eżektorów kierowana jest do podgrzewacza dławnicy. Akceptujemy podgrzewanie w nim kondensatu:

• 
  Para wylotowa z chłodnic eżektorowych kierowana jest do nagrzewnicy eżektorowej (EH). Ogrzewanie w nim:

• 
  Zakładamy, że przepływ pary do turbiny (D) ma znaną wartość.
• 
  Straty wewnątrzstacyjne płynu roboczego: D У =0,02D.
• 
  Załóżmy, że dla uszczelnień końcowych zużycie pary wynosi 0,5%: D KU =0,005D.
• 
  Załóżmy, że zużycie pary dla głównych eżektorów wynosi 0,3%: D EJ =0,003D.

Następnie:

• 
  Zużycie pary z kotła będzie wynosić:

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

• 
  Ponieważ Jeżeli kocioł jest kotłem bębnowym, należy uwzględnić przedmuch kotła.

Przedmuch wynosi 1,5%, tj.

D kont = 0,015D = 1,03D K = 0,0154D.

• 
  Ilość wody zasilającej dostarczanej do kotła:

D PV = D K + D kont. = 1,0434D

• 
  Ilość dodatkowej wody:

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

Straty kondensatu podczas produkcji:

(1-K pr)D pr =(1-0,6)∙75=30 kg/s.

Ciśnienie w korpusie kotła jest o około 20% większe od ciśnienia pary świeżej na turbinie (na skutek strat hydraulicznych), tj.

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

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

P RNP =1,1P d =1,1∙5,88=6,5 bar →

→
kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg;

D P.R.=β∙D cont =0,438∙0,0154D=0,0067D;

D VR =(1-β)D kontynuacja =(1-0,438)0,0154D=0,00865D.
D ext =D ut +(1-K pr)D pr +D v.r. =0,02D+30+0,00865D=0,02865D+30.

Określamy przepływ wody sieciowej przez podgrzewacze sieciowe:

Nieszczelności w instalacji grzewczej przyjmujemy jako 1% ilości wody obiegowej.

Zatem wymagana produktywność chemiczna. uzdatnianie wody:

5. Wyznaczanie parametrów pary, wody zasilającej i kondensatu w oparciu o elementy PTS.
Przyjmujemy stratę ciśnienia w rurociągach parowych od turbiny do podgrzewaczy układu regeneracyjnego w wysokości:

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

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

W miarę przepływu głównego kondensatu i wody zasilającej ze skraplacza do kotła ustalamy potrzebne nam parametry.

5.1. Pomijamy wzrost entalpii w pompie kondensatu. Wówczas parametry kondensatu przed ED wynoszą:

0,04 bara,
29°C,
121,41 kJ/kg.

5.2. Zakładamy, że nagrzanie głównego kondensatu w podgrzewaczu eżektorowym wynosi 5°C.

34°C; kJ/kg.

5.3. Przyjmujemy, że temperatura wody w podgrzewaczu dławnicowym (SP) wynosi 5°C.

39°C,
kJ/kg.

5.4. PND-1 – wyłączone.

Zasilany jest parą z selekcji VI.

69,12°C,
289,31 kJ/kg = h d2 (drenaż z HDPE-2).

°С,
4,19∙64,12=268,66 kJ/kg

Zasilany jest parą z selekcji V.

Ciśnienie pary grzewczej w korpusie nagrzewnicy:

96,7°C,
405,21 kJ/kg;

Parametry wody za podgrzewaczem:

°С,
4,19∙91,7=384,22 kJ/kg.

Wstępnie ustaliliśmy wzrost temperatury na skutek mieszania się przepływów przed LPH-3 na godz
, tj. mamy:

Zasilany jest parą z selekcji IV.

Ciśnienie pary grzewczej w korpusie nagrzewnicy:

140,12°С,
589,4 kJ/kg;

Parametry wody za podgrzewaczem:

°С,
4,19∙135,12=516,15 kJ/kg.

Parametry czynnika grzewczego w chłodnicy spustowej:

5.8. Odgazowywacz wody zasilającej.

Odgazowywacz wody zasilającej pracuje przy stałym ciśnieniu pary w obudowie

R D-6 =5,88 bar → t D-6 N =158 ˚С, h’ D-6 =667 kJ/kg, h” D-6 =2755,54 kJ/kg,

5.9. Pompa zasilająca.

Weźmy wydajność pompy
0,72.

Ciśnienie tłoczenia: MPa. °C, a parametry czynnika grzewczego w chłodnicy spustowej wynoszą:
Parametry pary w chłodnicy parowej:

°C;
2833,36 kJ/kg.

Ogrzewanie w OP-7 ustawiamy na 17,5°C. Wówczas temperatura wody za PVD-7 wynosi °C, a parametry czynnika grzewczego w chłodnicy drenażowej wynoszą:

°C;
1032,9 kJ/kg.

Ciśnienie wody zasilającej po PPH-7 wynosi:

Parametry wody za samym podgrzewaczem.