И Н С Т Р У К Ц И Я

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Инструкцию должны знать:

1. начальник котлотурбинного цеха-2,

2. заместители начальника котлотурбинного цеха по эксплуатации-2,

3. старший начальник смены станции-2,

4. начальник смены станции-2,

5. начальник смены турбинного отделения котлотурбинного цеха-2,

6. машинист ЦТЩУ паровыми турбинами VI разряда,

7. машинист-обходчик по турбинному оборудованию V разряда;

8. машинист-обходчик по турбинному оборудованию IV разряда.

Г. Петропавловск – Камчатский

ОАО Энергетики и Электрификации “ Камчатскэнерго ”.

Филиал "Камчатские ТЭЦ" .

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер филиала ОАО "Камчатскэнерго" КТЭЦ

Болотенюк Ю.Н.

“ “ 20 г.

И Н С Т Р У К Ц И Я

По эксплуатации паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Срок действия инструкции:

с «____» ____________ 20 г.

по «____»____________ 20 г.

Петропавловск – Камчатский

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

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

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

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

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

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

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,

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

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

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

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

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

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

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

7. Техническая характеристика и описание конденсационной установки…. 34

8. Описание и техническая характеристика регенеративной установки…… 37

Описание и техническая характеристика установки для

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приложения

22.1. График пуска турбины из холодного состояния (температура металла

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

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

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

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

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

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

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

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

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

22.6. Ориентировочные графики пуска турбины на номинальных

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

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

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

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

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

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

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

Перечень сокращений и условных обозначений:

АЗВ - автоматический затвор высокого давления;

ВПУ - валоповоротное устройство;

ГМН - главный масляный насос;

ГПЗ - главная паровая задвижка;

КОС - клапан обратный с сервомотором;

КЭН - конденсатный электронасос;

МУТ - механизм управления турбиной;

ОМ - ограничитель мощности;

ПВД - подогреватели высокого давления;

ПНД - подогреватели низкого давления;

ПМН - пусковой масляный электронасос;

ПН - охладитель пара уплотнений;

ПС - охладитель пара уплотнений с эжектором;

ПСГ-1 - сетевой подогреватель нижнего отбора;

ПСГ-2 - то же, верхнего отбора;

ПЭН - питательный электронасос;

РВД - ротор высокого давления;

РК - регулирующие клапаны;

РНД - ротор низкого давления;

РТ - ротор турбоагрегата;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

РМН - резервный масляный насос;

АМН - аварийный масляный насос;

РПДС - реле падения давления масла в системе смазки;

Рпр - давление пара в камере производственного отбора;

Р - давление в камере нижнего теплофикационного отбора;

Р - то же, верхнего теплофикационного отбора;

Дпо - расход пара в производственный отбор;

Д - расход суммарный на ПСГ-1,2;

КАЗ - клапан автоматического затвора;

МНУВ - маслонасос уплотнения вала генератора;

НОГ - насос охлаждения генератора;

САР - система автоматического регулирования;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

КИС - клапан исполнительный соленоидный;

ТО - теплофикационный отбор;

ПО - производственный отбор;

МО - маслоохладитель;

РПД - регулятор перепада давления;

ПСМ - передвижной сепаратор масла;

ЗГ - затвор гидравлический;

БД - бак демпферный;

ИМ - инжектор масляный;

РС - регулятор скорости;

РД - регулятор давления.

1.1.1. По мощности турбины:

Максимальная мощность турбины при полностью включенной

регенерации и определенных сочетаниях производственного и

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

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

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

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных

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

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

Минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при

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

Минимальная мощность турбоагрегата при которой включаются в

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

1.1.2. По частоте вращения ротора турбины:

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

Номинальная частота вращения ротора турбины валоповоротным

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

Предельное отклонение частоты вращения ротора турбины при

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

3360 об/мин

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

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

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

1.1.3. По расходу перегретого пара на турбину:

Номинальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном режиме

с полностью включенной системой регенерации (при номинальной мощности

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

Максимальный расход пара на турбину при включенных в работу системе

регенерации, регулируемых производственном и теплофикационных отборах

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

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

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

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

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

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

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

1.1.4. По абсолютному давлению перегретого пара перед АЗВ:

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

Допустимое снижение абсолютного давления перегретого пара

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

Допустимое повышение абсолютного давления перегретого пара

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

Максимальное отклонение абсолютного давления перегретого пара перед АЗВ

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

1.1.5. По температуре перегретого пара перед АЗВ:

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

Допустимое снижение температуры перегретого пара

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

Допустимое повышение температуры перегретого пара перед

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

Максимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

работе турбины и продолжительности каждого отклонения не более 30

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

Минимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

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

1.1.6. По абсолютному давлению пара в регулирующих ступенях турбины:

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

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

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

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

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

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

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

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

Максимальное абсолютное давление пара в камере перегрузочного

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

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

Максимальное абсолютное давление пара в камере регулирующей

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

1.1.7. По абсолютному давлению пара в регулируемых отборах турбины:

Допустимое повышение абсолютного давления пара в

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

Допустимое снижение абсолютного давления пара в

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

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

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

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

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом

верхнем теплофикационном отборе при котором срабатывает

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

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в

регулируемом верхнем теплофикационном отборе при котором

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

Допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом

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

Допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом

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

Предельно допустимое снижение перепада давлений между камерой

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

1.1.8. По расходу пара в регулируемые отборы турбины:

Номинальный расход пара в регулируемый производственный

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

Максимальный расход пара в регулируемый производственный…

номинальной мощности турбины и отключенном

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

Максимальный расход пара в регулируемый производственный

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

сниженной до 70 МВт мощности турбины и отключенном

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

Номинальный расход пара в регулируемый верхний

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

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

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при сниженной до 76 МВт мощности

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

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины

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

Максимальный расход пара в ПСГ-2 при абсолютном давлении

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

Максимальный расход пара в ПСГ-1 при абсолютном давлении

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

1.1.9. По температуре пара в отборах турбины:

Номинальная температура пара в регулируемом производственном

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

Допустимое повышение температуры пара в регулируемом

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

Допустимое снижение температуры пара в регулируемом

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

1.1.10. По тепловому состоянию турбины:

Максимальная скорость повышения температуры металла

…..………………………………..15 0 С/мин.

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

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

Предельно допустимая разность температур металла

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

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

Предельно допустимая разность температур металла верха

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

Предельно допустимая разность температур металла в

поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

разъема цилиндров без включения системы обогрева

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

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

в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

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

Предельно допустимая разность температур металла между верхним

и нижним (правым и левым) фланцами ЦВД при включенном

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

Предельно допустимая положительная разность температур металла

между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве

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

Предельно допустимая отрицательная разность температур металла

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

Предельно допустимая разность температур металла по толщине

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

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

Максимально допустимая температура вкладышей опорных

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

1.1.11. По механическому состоянию турбины:

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

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

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

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

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

Предельно допустимое максимальное значение искривления

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

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

Предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в

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

1.1.12. По вибрационному состоянию турбоагрегата:

Максимально допустимая виброскорость подшипников турбоагрегата

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

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

Максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата

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

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

Аварийное внезапное одновременное повышение виброскорости двух

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

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

1.1.13. По расходу, давлению и температуре циркуляционной воды:

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

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

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

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

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

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

Минимальная температура циркуляционной воды на входе в

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

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

Максимальное давление циркуляционной воды в трубной системе

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

Максимальное абсолютное давление воды в трубной системе

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

Номинальное гидравлическое сопротивление конденсатора при

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

Максимальная разность температур циркуляционной воды между

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

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

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

Максимальный расход пара в конденсатор на всех режимах

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

Минимальный расход пара через ЧНД турбины в конденсатор

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

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

Максимально допустимая температура химобессоленной воды,

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

Абсолютное давление пара в выхлопной части ЦНД при котором

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

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

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

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

Аварийное снижение вакуума в конденсаторе при котором

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

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

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед

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

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины в конце

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

1.1.16. По давлению и температуре пара уплотнений турбины:

Минимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

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

Максимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

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

Минимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины

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

Максимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины…

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

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

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

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

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

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки

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

на уровне оси вала турбоагрегата при котором срабатывает

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

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников на уровне

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

Аварийное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

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

Максимально допустимая температура масла на смазку подшипников

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

Максимально допустимая температура масла на сливе из

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

Аварийная температура масла на сливе из подшипников

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

1.1.18. По давлению масла в системе регулирования турбины:

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

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

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины

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

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

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

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

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

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

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

Максимальный перепад между давлением масла на входе и давлением

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

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

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

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

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

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

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

1.2. Технические данные турбины.

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

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

1.6 Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:

· Увеличение частоты вращения выше 3360 об/мин.

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

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

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

· Резкого снижения температуры свежего п

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

Описание объекта.
Полное наименование: «Автоматизированный обучающий курс «Эксплуатация турбины ПТ-80/100-130/13».
Условное обозначение:
Год выпуска: 2007.

Автоматизированный учебный курс по эксплуатации турбины ПТ-80/100-130/13 разработан для подготовки оперативного персонала, обслуживающего турбоустановки данного типа и является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования персонала ТЭЦ.
АУК составлен на основе нормативно-технической документации, используемой при эксплуатации турбин ПТ-80/100-130/13. В нем содержится текстовый и графический материал для интерактивного изучения и тестирования обучаемых.
В данном АУКе описываются конструктивные и технологические характеристики основного и вспомогательного оборудования теплофикационных турбин ПТ-80/100-130/13, а именно: главные паровые задвижки, стопорный клапан, регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД, особенности конструкции ЦВД, ЦСД, ЦНД, роторы турбины, подшипники, валоповоротное устройство, система уплотнений, конденсационная установка, регенерация низкого давления, питательные насосы, регенерация высокого давления, теплофикационная установка, масляная система турбины и т.д.
Рассматриваются пусковые, штатные, аварийные и остановочные режимы работы турбоустановки, а также основные критерии надежности при прогреве и расхолаживании паропроводов, блоков клапанов и цилиндров турбины.
Рассмотрена система автоматического регулирования турбины, система защит, блокировок и сигнализации.
Определен порядок допуска к осмотру, испытаниям, ремонту оборудования, правила техники безопасности и взрывопожаробезопасности.

Состав АУКа:

Автоматизированный учебный курс (АУК) является программным средством, предназначенным для первоначального обучения и последующей проверки знаний персонала электрических станций и электрических сетей. Прежде всего, для обучения оперативного и оперативно-ремонтного персонала.
Основу АУКа составляют действующие производственные и должностные инструкции, нормативные материалы, данные заводов-производителей оборудования.
АУК включает в себя:
— раздел общетеоретической информации;
— раздел, в котором рассматриваются конструкция и правила эксплуатации конкретного типа оборудования;
— раздел самопроверки обучаемого;
— блок экзаменатора.
АУК помимо текстов, содержит необходимый графический материал (схемы, рисунки, фотографии).

Информационное содержание АУК.

1. Текстовый материал составлен на основе инструкций по эксплуатации, турбины ПТ-80/100-130/13, заводских инструкций, других нормативно-технических материалов и включает в себя следующие разделы:

1.1. Эксплуатация турбоагрегата ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Общие сведения о турбине.
1.1.2. Масляная система.
1.1.3. Система регулирования и защиты.
1.1.4. Конденсационное устройство.
1.1.5. Регенеративная установка.
1.1.6. Установка для подогрева сетевой воды.
1.1.7. Подготовка турбины к работе.
Подготовка и включение в работу масляной системы и ВПУ.
Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины.
Опробование защит.
1.1.8. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства.
1.1.9. Подготовка и включение в работу регенеративной установки.
1.1.10. Подготовка установки для подогрева сетевой воды.
1.1.11. Подготовка турбины к пуску.
1.1.12. Общие указания, которые должны выполняться при пуске турбины из любого состояния.
1.1.13. Пуск турбины из холодного состояния.
1.1.14. Пуск турбины из горячего состояния.
1.1.15. Режим работы и изменение параметров.
1.1.16. Конденсационный режим.
1.1.17. Режим с отборами на производство и отопление.
1.1.18. Сброс и наброс нагрузки.
1.1.19. Останов турбины и приведение системы в исходное состояние.
1.1.20. Проверка технического состояния и техническое обслуживание. Сроки проверки защит.
1.1.21. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ.
1.1.22. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установки.
1.1.23. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.
1.1.24. Техника безопасности при обслуживании турбогененратора.
1.1.25. Пожарная безопасность при обслуживании турбоагрегатов.
1.1.26. Порядок опробования предохранительных клапанов.
1.1.27. Приложение (защиты).

2. Графический материал в данном АУКе представлен в составе 15 рисунков и схем:
2.1. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводов отборов пара.
2.4. Схема маслопроводов турбогенератора.
2.5. Схема подачи и отсоса пара с уплотнений.
2.6. Сальниковый подогреватель ПС-50.
2.7. Характеристика сальникового подогревателя ПС-50.
2.8. Схема основного конденсата турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводов сетевой воды.
2.10. Схема трубопроводов отсоса паровоздушной смеси.
2.11. Схема защиты ПВД.
2.12. Схема главного паропровода турбоагрегата.
2.13. Схема дренажей турбоагрегата.
2.14. Схема газомасляной системы генератора ТВФ-120-2.
2.15. Энергетическая характеристика тубоагрегата типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Проверка знаний

После изучения текстового и графического материала, обучаемый может запустить программу самостоятельной проверки знаний. Программа представляет собой тест, проверяющий степень усвоения материала инструкции. В случае ошибочного ответа оператору выводится сообщение об ошибке и цитата из текста инструкции, содержащая правильный ответ. Общее количество вопросов по данному курсу составляет 300.

Экзамен

После прохождения учебного курса и самоконтроля знаний обучаемый сдает экзаменационный тест. В него входят 10 вопросов, выбранных автоматически случайным образом из числа вопросов, предусмотренных для самопроверки. В ходе экзамена экзаменующемуся предлагается ответить на эти вопросы без подсказок и возможности обратиться к учебнику. Никаких сообщений об ошибках до окончания тестирования не выводится. После окончания экзамена обучаемый получает протокол, в котором изложены предложенные вопросы, выбранные экзаменующимся варианты ответов и комментарии к ошибочным ответам. Оценка за экзамен выставляется автоматически. Протокол тестирования сохраняется на жестком диске компьютера. Имеется возможность его печати на принтере.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данной курсовой работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 при температуре окружающей среды, рассчитана система регенеративного подогрева и сетевых подогревателей, а также показатели тепловой экономичности турбоустановки и энергоблока.

В приложении приведены принципиальная тепловая схема на базе турбоустановки ПТ-80/100-130/13, график температур сетевой воды и теплофикационной нагрузки, h-s диаграмма расширения пара в турбине, диаграмма режимов турбоустановки ПТ-80/100-130/13, общий вид подогревателя высокого давления ПВ-350-230-50, спецификация общего вида ПВ-350-230-50, продольный разрез турбоустановки ПТ-80/100-130/13, спецификация общего вида вспомогательного оборудования, входящего в схему ТЭС.

Работа составлена на 45-х листах и включает в себя, 6 таблиц и 17 иллюстраций. В работе было использовано 5 литературных источников.

• Введение
• Обзор научно-технической литературы(Технологии генерации электрической и тепловой энергии)
• 1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13
• 2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки
• 2.1 Исходные данные для расчета
• 2.2
• 2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h - S диаграмме
• 2.4
• 2.5
• 2.6
• 2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная)
• 2.6.2 Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)
• 2.6.3 Деаэратор питательной воды
• 2.6.4 Подогреватель сырой воды
• 2.6.5
• 2.6.6 Деаэратор добавочной воды
• 2.6.7
• 2.6.8 Конденсатор
• 2.7
• 2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ- 80/100-130/13
• 2.9
• 2.10
• Заключение
• Список литературы
• Введение
• Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.
• Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.
• В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха.
• Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.
• 1. Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ- 80/100-130/13

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования.

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 Споступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.

Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247) 0 С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.

Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) - в ПВД-6, третий (из ЦВД) - в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) - в ПНД-4, пятый (из ЧСД) - в ПНД-3, шестой (из ЧСД) - в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) - в ПНД-1 и в ПСГ1.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 о С, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.

Пар из штоков уплотнений в количестве D шт = 0,003D 0 идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения - в ПС.

Продувка котла - двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13

2. Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ- 80/100-130/13 на режиме повышенной нагрузки

Расчет принципиальной тепловой схемы турбоустановки производится исходя из заданного расхода пара на турбину. В результате расчета определяют:

? электрическую мощность турбоагрегата - W э;

? энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:

б. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;

в. коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление;

г. удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;

д. удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии.

2.1 Исходные данные для расчета

Давление свежего пара -

Температура свежего пара -

Давление в конденсаторе - P к =0,00226 МПа

Параметры пара производственного отбора:

расход пара -

подающей - ,

обратной - .

Расход свежего пара на турбину -

Значения КПД элементов тепловой схемы приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. КПД элементов тепловой схемы

Элемент тепловой схемы	Коэффициент полезного действия
	Обозначение	Значение
Расширитель непрерывной продувки
Нижний сетевой подогреватель
Верхний сетевой подогреватель
Система регенеративного подогрева:
Питательный насос
Деаэратор питательной воды
Охладитель продувки
Подогреватель очищенной воды
Деаэратор конденсационной воды
Смесители
Подогреватель уплотнений
Эжектор уплотнений
Трубопроводы
Генератор

2.2 Расчет давлений в отборах турбины

Тепловая нагрузка ТЭЦ определяется потребностями производственного потребителя пара и отпуском теплоты внешнему потребителю на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Для расчета характеристик тепловой эффективности ТЭЦ промышленно-теплофикационной турбиной на режиме повышенной нагрузки (ниже -5єС) необходимо определить давление пара в отборах турбины. Это давление устанавливается исходя из требований промышленного потребителя и температурного графика сетевой воды.

В данной курсовой работе принят постоянный отбор пара на технологические (производственные) нужды внешнего потребителя, который равен с давлением, что соответствует номинальному режиму работы турбоустановки, следовательно, давление в нерегулируемых отборах турбины №1 и №2 равно: ,

Параметры пара в отборах турбины при номинальном режиме известны из ее основных технических характеристик.

Необходимо определить действительное (т.е. для заданного режима) значение давления в теплофикационном отборе. Для этого выполняется следующая последовательность действий:

1. По заданной величине и выбранному (заданному) температурному графику теплосети определяем температуру сетевой воды за сетевыми подогревателями при данной температуре наружного воздуха t НАР

t ВС = t О.С + б ТЭЦ (t П.С - t О.С)

t ВС = 55,6+ 0,6 (106,5 - 55,6)=86,14 0 С

2. По принятой величине недогрева воды и и значению t ВС находим температуру насыщения в сетевом подогревателе:

= t ВС + и

86,14 + 4,3 = 90,44 0 С

Затем по таблицам насыщения для воды и водяного пара определяем давление пара в сетевом подогревателе Р ВС =0,07136 МПа.

3. Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель достигает 60% от всей нагрузки на бойлерную

t НС = t О.С + 0,6 (t В.С - t О.С)

t НС = 55,6+ 0,6 (86,14 - 55,6)=73,924 0 С

По таблицам насыщения для воды и водяного пара определяем давление пара в сетевом подогревателе Р Н С =0,04411 МПа.

4. Определяем давление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётом принятых потерь давления по трубопроводам:

где потери в трубопроводах и системах регулирования турбины принимаем:; ;

5. По значению давления пара (Р 6 ) в теплофикационном отборе №6 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между промышленным отбором №3 и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнению Флюгеля - Стодолы):

где D 0 , D , Р 60 , Р 6 - расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.

2.3 Расчет параметров процесса расширения пара в отсеках турбины в h - S диаграмме

По описанной ниже методике и найденным в предыдущем пункте значениям давлений в отборах построим диаграмму процесса расширения пара в проточной части турбины при t нар =- 15 є С.

Точка пересечения на h , s - диаграмме изобары с изотермой определяет энтальпию свежего пара (точка 0 ).

Потери давления свежего пара в стопорном и регулирующим клапанах и тракте паров пуска при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому давление пара перед первой ступенью турбины равно:

На h , s - диаграмме отмечается точка пересечения изобары с уровнем энтальпии свежего пара (точка 0 /).

Для расчета параметров пара на выходе каждого отсека турбины мы располагаем величинами внутренних относительных КПД отсеков.

Таблица 2.2. Внутренние относительные КПД турбины по отсекам

Из полученной точки (точка 0 /) вертикально вниз (по изоэнтропе) проводится линия до пересечения с изобарой давления в отборе №3 . Энтальпия точки пересечения равна.

Энтальпия пара в камере третьего регенеративного отбора в реальном процессе расширения равна:

Аналогично на h,s - диаграмме находятся точки, соответствующие состоянию пара в камере шестого и седьмого отборов.

После построения процесса расширения пара в h , S - диаграмме на него наносятся изобары нерегулируемых отборов на регенеративные подогреватели Р 1 , Р 2 , Р 4 , Р 5 и устанавливаются энтальпии пара в этих отборах.

Построенные на h,s - диаграмме точки соединяются линией, которая отражает процесс расширения пара в проточной части турбины. График процесса расширения пара приведен на рис.А.1. (Приложение А).

По построенной h,s - диаграмме определяем температуру пара в соответствующем отборе турбины по значениям его давления и энтальпии. Все параметры приведены в таблице 2.3.

2.4 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

Давление в регенеративных подогревателях меньше давления в камерах отборов на величину потерь давления из-за гидравлического сопротивления трубопроводов отбора, предохранительной и запорной арматуры.

1. Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления по трубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаются равными:

Давление насыщенного водяного пара в деаэраторах питательной и конденсационной воды известно из их технических характеристик и равно соответственно,

2. По таблице свойств воды и пара в состоянии насыщения , по найденным давлениям насыщения определяем температуры и энтальпии конденсата греющего пара.

3. Принимаем недогрев воды:

В регенеративных подогревателях высокого давления - 2є С

В регенеративных подогревателях низкого давления - 5є С ,

В деаэраторах - 0є С ,

следовательно, температура воды на выходе из этих подогревателей равна:

, є С

4. Давление воды за соответствующими подогревателями определяется гидравлическим сопротивлением тракта и режимом работы насосов. Значения этих давлений принимаются и приведены в таблице 2.3.

5. По таблицам для воды и перегретого пара , определяем энтальпию воды после подогревателей (по значениям и):

6. Подогрев воды в подогревателе определяется как разность энтальпий воды на входе и выходе из подогревателя:

, кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ;

кДж/кг ,

где - энтальпия конденсата на выходе из подогревателя уплотнений. В данной работе эта величина принимается равной.

7. Тепло, отдаваемое греющим паром воде в подогревателе:

2.5 Параметры пара и воды в турбоустановке

Для удобства дальнейшего расчета параметры пара и воды в турбоустановке, рассчитанные выше, сведены в таблице 2.3.

Данные о параметрах пара и воды в охладителях дренажа приведены в таблице 2.4.

Таблица 2.3. Параметры пара и воды в турбоустановке

p, Мпа

t, 0 С

h, кДж/кг

p", Мпа

t" H , 0 С

h B H , кДж/кг

0 С

p B , МПа

t П , 0 С

h B П , кДж/кг

кДж/кг

Таблица 2.4. Параметры пара и воды в охладителях дренажа

2.6 Определение расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

Расчет выполняется в следующем порядке:

1. Расход пара на турбину при расчетном режиме.

2.Утечки пара через уплотнения

Принимаем, тогда

4. Расход питательной воды на котел (с учетом продувки)

где - количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку

D пр =(б пр /100)· D пг =(1,5/100)·131,15=1,968 кг/с

5. Выход пара из расширителя продувки

где - доля пара, выделяющегося из продувочной воды в расширителе непрерывной продувки

6.Выход продувочной воды из расширителя

7.Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ХВО)

где - коэффициент возврата конденсата от

производственных потребителей, принимаем;

Расчет расходов пара в регенеративные и сетевые подогреватели в деаэратор и конденсатор, а также расходов конденсата через подогреватели и смесители основывается на уравнениях материальных и тепловых балансов.

Балансовые уравнения составляются последовательно для каждого элемента тепловой схемы.

Первым этапом расчета тепловой схемы турбоустановки является составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расходов пара на каждый из них на основании заданной тепловой нагрузки турбины и температурного графика. После этого составляются тепловые балансы регенеративных подогревателей высокого давления, деаэраторов и подогревателей низкого давления.

2.6.1 Сетевая подогревательная установка (бойлерная )

Таблица 2.5. Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке

Показатель	Нижний подогреватель	Верхний подогреватель
Греющий пар Давление в отборе Р, МПа
Давление в подогревателе Р?, МПа
Температура пара t,єС
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг
Конденсат греющего пара Температура насыщения tн,єС
Энтальпия при насыщении h?, кДж/кг
Сетевая вода Недогрев в подогревателе Инс, Ивс,єС
Температура на входе tос, tнс, єС
Энтальпия на входе, кДж/кг
Температура на выходе tнс,tвс, єС
Энтальпия на выходе, кДж/кг
Подогрев в подогревателе фнс, фвс, кДж/кг

Определение параметров установки выполняется в следующей последовательности.

1.Расход сетевой воды для рассчитываемого режима

2.Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель

из табл.2.1.

3.Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя

Расход греющего пара на верхний сетевой подогреватель

Регенеративные подогреватели высокого давления и питательная установка (насос)

ПВД 7

Уравнение теплового баланса ПВД7

Расход греющего пара на ПВД7

ПВД 6

Уравнение теплового баланса ПВД6

Расход греющего пара на ПВД6

тепло, отводимое из дренажа ОД2

Питательный насос (ПН)

Давление после ПН

Давление в насосе в ПН

Перепад давления

Удельный объем воды в ПН v ПН - определяем из таблиц по значению

Р ПН.

КПД питательного насоса

Подогрев воды в ПН

Энтальпия после ПН

Где - из таблицы 2.3;

Уравнение теплового баланса ПВД5

Расход греющего пара на ПВД5

2.6.3 Деаэратор питательной воды

Расход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаем

Энтальпия пара из уплотнений штоков клапанов принимаем

(при Р = 12, 9 МПа и t = 55 6 0 С ) :

Выпар из деаэратора:

D вып =0,02 D ПВ =0.02

Доля пара (в долях от выпара из деаэратора, идущего на ПЭ, уплотнения средних и концевых камер уплотнения

Уравнение материального баланса деаэратора:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора

После подстановки в это уравнение выражения D КД получаем:

Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВ

отсюда расход греющего пара из отбора №3 турбины на ДПВ:

D Д = 4,529.

Поток конденсата на входе в деаэратор:

D КД = 111,82 - 4,529= 107,288.

2.6.4 Подогреватель сырой воды

Энтальпия дренажа h ПСВ =140

.

2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки

2 - ая ступень: расширение воды, кипящей при 6 ата в количестве

до давления 1 ата.

= + (-)

направляется в атмосферный деаэратор.

2.6.6 Деаэратор добавочной воды

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уравнение материального баланса деаэратора обратного конденсата и добавочной воды ДКВ.

D КВ = + D П.О.В + D ОК + D ОВ;

Расход химически очищенной воды:

D ОВ = (D П - D ОК) + + D УТ.

Тепловой баланс охладителя продувочной воды ОП

конденсат турбоустановка материальный

где q ОП = h h теплота, подводимая к добавочной воде в ОП.

q ОП = 670,5- 160 = 510,5 кДж / кг,

где: h энтальпия продувочной воды на выходе из ОП.

Принимаем возврат конденсата от производственных потребителей теплоты?к = 0,5 (50%), тогда:

D ОК = ?к*D П = 0,5 51,89 = 25,694 кг / с;

D ОВ = (51,89 - 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг / с.

Подогрев добавочной воды в ОП определим из уравнения теплового баланса ОП:

= 27,493 отсюда:

= 21,162 кДж / кг.

После охладителя продувки (ОП) добавочной воды поступает на химводоочистку, а затем в подогреватель химически очищенной воды.

Тепловой баланс подогревателя химически очищенной воды ПОВ:

где q 6 - количество теплоты, переданной в подогревателе паром из отбора №6 турбины;

подогрев воды в ПОВ. Принимаем h ОВ = 140 кДж / кг, тогда

.

Расход пара на ПОВ определим из теплового баланса подогревателя химически очищенной воды:

D ПОВ 2175,34= 27,493 230,4 откуда D ПОВ = 2,897кг / с.

Таким образом,

D КВ = D

Уравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:

D h 6 + D ПОВ h + D ОК h + D ОВ h D КВ h

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

Отсюда D = 0,761 кг / с - расход греющего пара на ДКВ и отбора №6 турбины.

Поток конденсата на выходе из ДКВ:

D КВ = 0,761+56,084 = 56,846 кг / с.

2.6.7 Регенеративные подогреватели низкого давления

ПНД 4

Уравнение теплового баланса ПНД4

.

Расход греющего пара на ПНД4

,

где

ПНД3 и смеситель СМ2

Объединенное уравнение теплового баланса:

где поток конденсата на выходе ПНД2:

D К6 = D КД - D КВ - D ВС - D ПСВ =107,288 -56,846 - 8,937 - 2,897 = 38,609

подставим D К2 в объединенное уравнение теплового баланса:

D = 0,544кг/с - расход греющего пара на ПНД3 из отбора №5

турбины.

ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:

1.

2.

3.

подставим в уравнение 2

Получаем:

кг/с;

D П6 = 1,253 кг/с;

D П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Уравнение материального баланса конденсатора

.

2.7 Проверка расчета по материальному балансу

Проверка правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе турбоустановки.

Расход отработавшего пара в конденсатор:

,

где - расход пара из камеры отбора турбины с номером.

Расходы пара из отборов приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6. Расходы пара по отборам турбины

№ отбора	Обозначение	Расход пара, кг/с
	D 1 =D П1
	D 2 =D П2
	D 3 =D П3 +D Д +D П
	D 4 =D П4
	D 5 = D НС + D П5
	D 6 =D П6 +D ВС ++D ПСВ
	D 7 =D П7 +D HC

Суммарный расход пара из отборов турбины

Поток пара в конденсатор после турбины:

Погрешность по балансу пара и конденсата

Так как погрешность по балансу пара и конденсата не превышает допустимую, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

2.8 Энергетический баланс турбоагрегата ПТ- 80/100-130/13

Определим мощность отсеков турбины и полную ее мощность:

N i =

где N i ОТС - мощность отсека турбины, N i ОТС = D i ОТС H i ОТС,

H i ОТС = H i ОТС - H i +1 ОТС - теплоперепад в отсеке, кДж/кг,

D i ОТС - пропуск пара через отсек, кг/с.

отсек 0-1:

D 01 ОТС = D 0 = 130,5 кг/с,

H 01 ОТС = H 0 ОТС - H 1 ОТС =34 8 7 - 3233,4 = 253,6 кДж/кг,

N 01 ОТС =130,5 . 253,6 = 33,095 МВ т.

- отсек 1-2:

D 12 ОТС = D 01 - D 1 = 130,5 - 8,631 = 121,869 кг/с,

H 12 ОТС = H 1 ОТС - H 2 ОТС = 3233,4 - 3118,2 = 11 5,2 кДж/кг,

N 12 ОТС =121,869 . 11 5,2 = 14,039 МВ т.

- отсек 2-3:

D 23 ОТС = D 12 - D 2 = 121,869 - 8,929 = 112,94 кг/с,

H 23 ОТС = H 2 ОТС - H 3 ОТС = 3118,2 - 2981,4 = 136,8 кДж/кг,

N 23 ОТС =112,94 . 136,8 = 15,45 МВ т.

- отсек 3-4:

D 34 ОТС = D 23 - D 3 = 112,94 - 61,166 = 51,774 кг/с,

H 34 ОТС = H 3 ОТС - H 4 ОТС = 2981,4 - 2790,384 = 191,016 кДж/кг,

N 34 ОТС =51,774 . 191,016 = 9,889 МВ т.

- отсек 4-5:

D 45 ОТС = D 34 - D 4 = 51,774 - 8,358 = 43,416 кг/с,

H 45 ОТС = H 4 ОТС - H 5 ОТС =2790,384 - 2608,104 = 182,28 кДж/кг,

N 45 ОТС =43,416 . 182,28 = 7,913 МВ т.

- отсек 5-6:

D 56 ОТС = D 45 - D 5 = 43,416 - 9,481 = 33, 935 кг/с,

H 56 ОТС = H 5 ОТС - H 6 ОТС =2608,104 - 2566,944 = 41,16 кДж/кг,

N 45 ОТС =33, 935 . 41,16 = 1,397 МВ т.

- отсек 6-7:

D 67 ОТС = D 56 - D 6 = 33, 935 - 13,848 = 20,087 кг/с,

H 67 ОТС = H 6 ОТС - H 7 ОТС =2566,944 - 2502,392 = 64,552 кДж/кг,

N 67 ОТС =20,087 . 66,525 = 1, 297 МВ т.

- отсек 7-К:

D 7к ОТС = D 67 - D 7 = 20,087 - 13,699 = 6,388 кг/с,

H 7к ОТС = H 7 ОТС - H к ОТС =2502,392 - 2442,933 = 59,459 кДж/кг,

N 7к ОТС =6,388 . 59,459 = 0,38 МВ т.

3.5.1 Суммарная мощность отсеков турбины

3.5.2 Электрическая мощность турбоагрегата определяется по формуле:

N Э =N i

где механический и электрический КПД генератора,

N Э =83,46 . 0,99 . 0,98=80,97МВт.

2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку

, МВт

.

2. Расход теплоты на отопление

,

где з Т - коэффициент, учитывающий потери теплоты в системе отопления.

3. Общий расход теплоты на производственных потребителей

,

.

4. Общий расход теплоты на внешних потребителей

, МВт

.

5. Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии

,

6. Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии)

,

.

7. Удельный расход теплоты на производство электроэнергии

,

2.10 Энергетические показатели ТЭЦ

Параметры свежего пара на выходе парогенератора.

- давление Р ПГ = 12,9МПа;

- КПД парогенератора брутто з ПГ = 0,92;

- температура t ПГ = 556 о С;

- h ПГ = 3488 кДж / кг при указанных Р ПГ и t ПГ.

КПД парогенератора, взят из характеристик котла Е-320/140

.

1. Тепловая нагрузка парогенераторной установки

, МВт

2. Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)

,

.

3. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии

,

.

4. Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление с учетом ПВК

,

.

ПВК при t Н =- 15 0 С работает,

5. Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

,

.

6. Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии

,

.

7. Расход теплоты топлива на станцию

,

.

8. Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто)

,

9. Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ

,

.

10. Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто)

,

.

где Э С.Н - собственный удельный расход электроэнергии, Э С.Н =0,03.

11. Удельный расход условного топлива "нетто"

,

.

12. Расход условного топлива

кг/с

13. Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям

кг/с

14. Расход условного топлива на выработку электроэнергии

В Э У =В У -В Т У =13,214-8,757=4,457 кг/с

Заключение

В результате расчёта тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на режиме повышенной нагрузки при температуре окружающей среды воздуха получены следующие значения основных параметров, характеризующие электростанцию такого типа:

Расходы пара в отборах турбины

Расходы греющего пара на сетевые подогреватели

Отпуск тепла на отопление турбоустановкой

Q Т = 72,22МВт;

Отпуск тепла турбоустановкой на производственные потребители

Q П = 141,36 МВт;

Общий расход теплоты на внешних потребителей

Q ТП = 231,58 МВт;

Мощность на клеммах генератора

N э =80,97 МВт;

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии

КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

b Э У = 162,27г/кВт/ч

Удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии

b Т У = 40,427 кг/ГДж

Полный КПД ТЭЦ «брутто»

Полный КПД ТЭЦ «нетто»

Удельный расход условного топлива на станцию "нетто"

Список литературы

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1976.-447с.

2. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. - М.: Изд. МЭИ, 1999. - 168с.

3. Полещук И.З. Составление и расчет принципиальных тепловых схем ТЭЦ. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “ТЭС и АЭС”, /Уфимский гос. авиац. тех.ун - т. - Уфа, 2003.

4. Стандарт предприятия (СТП УГАТУ 002-98). Требования к построению, изложению, оформлению.-Уфа.:1998.

5. Бойко Е.А. Паротрубинные энергетические установки ТЭС: Справочное пособие - ИПЦ КГТУ, 2006. -152с

6. . Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/Под общей ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и В.М. Зорина. - 3-е изд. - М.: Изд МЭИ, 2003. - 648с.: ил. - (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн. 3).

7. . Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов/ Под ред. А.Г, Костюка, В.В. Фролова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд МЭИ, 2001. - 488 с.

8. Расчет тепловых схем паротурбинных установок: Учебное электронное издание/Полещук И.З.. - ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

Условные обозначения энергетических установок, оборудования и их элементов (в т ексте, на рисунках, в индексах)

Д - деаэратор питательной воды;

ДН - дренажный насос;

К - конденсатор,котел;

КН - конденсатный насос;

ОЭ - охладитель дренажа;

ПрТС - принципиальная тепловая схема;

ПВД, ПНД - подогреватель регенеративный (высокого, низкого давления);

ПВК - пиковый водогрейный котёл;

ПГ - парогенератор;

ПЕ - пароперегреватель (первичный);

ПН - питательный насос;

ПС - подогреватель сальниковый;

ПСГ - сетевой подогреватель горизонтальный;

ПСВ - подогреватель сырой воды;

ПТ - паровая турбина; теплофикационная турбина с промышленным и отопительным отборами пара;

ПХОВ - подогреватель химически очищенной воды;

ПЭ - охладитель эжектора;

Р - расширитель;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

СМ - смеситель;

СХ - сальниковый холодильник;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЭГ - электрогенератор;

Приложение А

Приложение Б

Диаграмма режимов ПТ-80/100

Приложение В

Отопительные графики качественного регулирования отпуска тепла по среднесуточной температуре наружного воздуха

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.

курсовая работа , добавлен 19.03.2012


Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.

курсовая работа , добавлен 05.12.2012


Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.

дипломная работа , добавлен 02.09.2010


Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.

курсовая работа , добавлен 17.09.2012


Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.

курсовая работа , добавлен 10.06.2010


Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.

курсовая работа , добавлен 25.12.2012


Расчет паровой турбины, параметры основных элементов принципиальной схемы паротурбинной установки и предварительное построение теплового процесса расширения пара в турбине в h-s-диаграмме. Экономические показатели паротурбинной установки с регенерацией.

курсовая работа , добавлен 16.07.2013


Составление расчетной тепловой схемы ТУ АЭС. Определение параметров рабочего тела, расходов пара в отборах турбоагрегата, внутренней мощности и показателей тепловой экономичности и блока в целом. Мощность насосов конденсатно-питательного тракта.

курсовая работа , добавлен 14.12.2010


Процесс расширения пара в турбине. Определение расходов острого пара и питательной воды. Расчет элементов тепловой схемы. Решение матрицы методом Крамера. Код программы и вывод результатов машинных вычислений. Технико-экономические показатели энергоблока.

курсовая работа , добавлен 19.03.2014


Изучение конструкции турбины К-500-240 и тепловой расчет турбоустановки электростанции. Выбор числа ступеней цилиндра турбины и разбивка перепадов энтальпии пара по её ступеням. Определение мощности турбины и расчет рабочей лопатки на изгиб и растяжение.

Введение

Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.

Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.

В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха.

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.

Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования.

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 С поступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.

Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247) 0 С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.

Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) - в ПВД-6, третий (из ЦВД) - в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) - в ПНД-4, пятый (из ЧСД) - в ПНД-3, шестой (из ЧСД) - в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) - в ПНД-1 и в ПСГ1.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 о С, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.

Пар из штоков уплотнений в количестве D шт = 0,003D 0 идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения - в ПС.

Продувка котла - двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13

	Задание на курсовой проект	3
1.	Исходные справочные данные	4
2.	Расчет бойлерной установки	6
3.	Построение процесса расширения пара в турбине	8
4.	Баланс пара и питательной воды	9
5.	Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС	11
6.	Составление и решение уравнений тепловых балансов по участкам и элементам ПТС	15
7.	Энергетическое уравнение мощности и его решение	23
8.	Проверка расчёта	24
9.	Определение энергетических показателей	25
10.	Выбор вспомогательного оборудования	26
	Список литературы	27

Задание по курсовому проекту
Студенту: Онучину Д.М .

Тема проекта: Расчёт тепловой схемы ПТУ ПТ-80/100-130/13
Данные проекта

Р 0 =130 кг/см 2 ;

;

;

Q т =220 МВт;

;

.

Давление в нерегулируемых отборах – из справочных данных.

Подготовка добавочной воды – от атмосферного деаэратора «Д-1,2».
Объём расчётной части

1. 
   Проектный расчёт ПТУ в системе СИ на номинальную мощность.
2. 
   Определение энергетических показателей работы ПТУ.
3. 
   Выбор вспомогательного оборудования ПТУ.

1. Исходные справочные данные
Основные показатели турбины ПТ-80/100-130.

Таблица1.

Параметр	Величина	Размерность
Номинальная мощность	80	МВт
Максимальная мощность	100	МВт
Начальное давление	23,5	МПа
Начальная температура	540	С
Давление на выходе из ЦВД	4,07	МПа
Температура на выходе из ЦВД	300	С
Температура перегретого пара	540	С
Расход охлаждающей воды	28000	м 3 /ч
Температура охлаждающей воды	20	С
Давление в конденсаторе	0,0044	МПа

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара , предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе, в подогревателях высокого давления и для питания приводной турбины главного питательного насоса. Отработавший пар из турбопривода возвращается в турбину.
Таблица2.

	Отбор	Давление, МПа	Температура, 0 С
I	ПВД №7	4,41	420
II	ПВД №6	2,55	348
III	ПНД №5	1,27	265
	Деаэратор	1,27	265
IV	ПНД №4	0,39	160
V	ПНД №3	0,0981	-
VI	ПНД №2	0,033	-
VII	ПНД №1	0,003	-

Турбина имеет два отопительных отбора пара верхний и нижний, предназначенный для одно и двухступенчатого подогрева сетевой воды. Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления:

Верхний 0,5-2,5 кг/см 2 ;

Нижний 0,3-1 кг/см 2 .

2. Расчет бойлерной установки

ВБ – верхний бойлер;

НБ – нижний бойлер;

Обр – обратная сетевая вода.

Д ВБ, Д НБ -расход пара на верхний и нижний бойлер соответственно.

Температурный график: t пр / t o бр =130 / 70 C;

Т пр = 130 0 С (403 К);

Т обр = 70 0 С (343 К).

Определение параметров пара в теплофикационных отборах

Примем равномерный подогрев на ВСП и НСП;

Принимаем величину недогрева в сетевых подогревателях
.

Принимаем потери давления в трубопроводах
.

Давление верхнего и нижнего отборов из турбины для ВСП и НСП:

бар;

бар.
h ВБ =418,77 кДж/кг

h НБ =355,82 кДж/кг

D ВБ (h 5 - h ВБ /)=К W СВ (h ВБ - h НБ) →

→ D ВБ =1,01∙870,18(418,77-355,82)/(2552,5-448,76)=26,3 кг/с

D НБ h 6 + D ВБ h ВБ / +К W СВ h ОБР = КW СВ h НБ +(D ВБ +D НБ) h НБ / →

→ D НБ =/(2492-384,88)=25,34кг/с

D ВБ +D НБ =D Б =26,3+25,34=51,64 кг/с

3. Построение процесса расширения пара в турбине
Примем потерю давления в устройствах парораспределения цилиндров:

;

;

;

В таком случае давления на входе в цилиндры (за регулирующими клапанами) составят:

Процесс в h,s-диаграмме изображён на рис. 2.

4. Баланс пара и питательной воды.

• 
  Принимаем, что на концевые уплотнения (D КУ) и на паровые эжектора (D ЭП) идёт пар высшего потенциала.
• 
  Отработавший пар концевых уплотнений и из эжекторов направляется в сальниковый подогреватель. Принимаем подогрев конденсата в нем:

• 
  Отработавший пар в охладителях эжекторов направляется в подогреватель эжекторов (ЭП). Подогрев в нем:

• 
  Принимаем расход пара на турбину (D) известной величиной.
• 
  Внутристанционные потери рабочего тела: D УТ =0,02D.
• 
  Расход пара на концевые уплотнения примем 0,5%: D КУ =0,005D.
• 
  Расход пара на основные эжектора примем 0,3%: D ЭЖ =0,003D.

Тогда:

• 
  Расход пара из котла составит:

D К = D + D УТ + D КУ + D ЭЖ =(1+0,02+0,005+0,003)D=1,028D

• 
  Т.к. котёл барабанный, то необходимо учесть продувку котла.

Продувка составляет 1,5%, т.е.

D прод = 0,015D=1,03D К =0,0154D.

• 
  Количество питательной воды, подаваемой в котел:

D ПВ = D К +D прод =1,0434D

• 
  Количество добавочной воды:

D доб =D ут +(1-K пр)D пр +D в.р.

Потери конденсата на производство:

(1-K пр)D пр =(1-0,6)∙75=30 кг/с.

Давление в барабане котла примерно на 20% больше, чем давление свежего пара у турбины (засчет гидравлических потерь), т.е.

P к.в. =1,2P 0 =1,2∙12,8=15,36 МПа →
кДж/кг.

Давление в расширителе непрерывной продувки (РНП) примерно на 10% больше, чем в деаэраторе (Д-6), т.е.

P РНП =1,1P д =1,1∙5,88=6,5 бар →

→
кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

D П.Р.=β∙D прод =0,438∙0,0154D=0,0067D;

D В.Р. =(1-β)D прод =(1-0,438)0,0154D=0,00865D.
D доб =D ут +(1-K пр)D пр +D в.р. =0,02D+30+0,00865D=0,02865D+30.

Определяем расход сетевой воды через сетевые подогреватели:

Принимаем утечки в системе теплоснабжения 1% от количества циркулирующей воды.

Таким образом необходимая производительность хим. водоочистки:

5. Определение параметров пара, питательной воды и конденсата по элементам ПТС.
Принимаем потерю давления в паропроводах от турбины до подогревателей регенеративной системы в размере:

I отбор	ПВД-7	4%
II отбор	ПВД-6	5%
III отбор	ПВД-5	6%
IV отбор	ПВД-4	7%
V отбор	ПНД-3	8%
VI отбор	ПНД-2	9%
VII отбор	ПНД-1	10%

Определение параметров зависит от конструкции подогревателей (см. рис. 3 ). В рассчитываемой схеме все ПНД и ПВД поверхностные.

По ходу основного конденсата и питательной воды от конденсатора до котла определяем необходимые нам параметры.

5.1. Повышением энтальпии в конденсатном насосе пренебрегаем. Тогда параметры конденсата перед ЭП:

0,04 бар,
29°С,
121,41 кДж/кг.

5.2. Принимаем подогрев основного конденсата в эжекторном подогревателе равным 5°С.

34 °С; кДж/кг.

5.3. Подогрев воды в сальниковом подогревателе (СП) принимаем равным 5°С.

39 °С,
кДж/кг.

5.4. ПНД-1 – отключен.

Питается паром из VI отбора.

69,12 °С,
289,31 кДж/кг = h д2 (дренаж из ПНД-2).

°С,
4,19∙64,12=268,66кДж/кг

Питается паром из V отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

96,7 °С,
405,21 кДж/кг;

Параметры воды за подогревателем:

°С,
4,19∙91,7=384,22 кДж/кг.

Предварительно задаемся повышением температуры за счет смешения потоков перед ПНД-3 на
, т.е. имеем:

Питается паром из IV отбора.

Давление греющего пара в корпусе подогревателя:

140,12°С,
589,4 кДж/кг;

Параметры воды за подогревателем:

°С,
4,19∙135,12=516,15 кДж/кг.

Параметры греющей среды в охладителе дренажа:

5.8. Деаэратор питательной воды.

Деаэратор питательной воды работает при постоянном давлении пара в корпусе

Р Д-6 =5,88 бар → t Д-6 Н =158 ˚С, h’ Д-6 =667 кДж/кг, h” Д-6 =2755,54 кДж/кг,

5.9. Питательный насос.

КПД насоса примем
0,72.

Давление нагнетания: МПа. °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:
Параметры пара в охладителе пара:

°С;
2833,36 кДж/кг.

Задаёмся подогревом в ОП-7 равным 17,5 °С. Тогда температура воды за ПВД-7 равна °С, а параметры греющей среды в охладителе дренажа:

°С;
1032,9 кДж/кг.

Давление питательной воды после ПВД-7 равно:

Параметры воды за собственно подогревателем.