ПАРОТУРБІННА УСТАНОВКА К-500-240-2
ПОТУЖНІСТЬ 500 МВт
Конденсаційна одновальна парова турбіна К-500-240-2 (рис. 1) без регульованих відборів пари, з проміжним перегрівом, номінальною потужністю 500 МВт, з частотою обертання ротора 3000 об/хв призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струму Т00. Турбіна працює в блоці з котлом, має регенеративний пристрій для підігріву живильної води.
Турбіна розрахована до роботи за наступних номінальних параметрах(Табл.1)
Турбіна має дев'ять нерегульованих відборів пари для регенеративного підігріву поживної води до температури 265°.
Відбори пари з турбіни на регенерацію та турбоприводи наведено у таблиці 2.
Витрата відпрацьованої пари в конденсатор 965 т/год.
|
Потребитель |
Параметри в камері відбору |
Кількість пари, що відбирається, т/год |
||
|
Тиск, МПа (кгс/см2) абс. |
Температура, °С |
|||
|
Деаератор |
||||
|
Свіжа пара перед автоматичними стопорними клапанами ЦВД: |
||
|
тиск, кгс/см 2 абс. |
||
|
температура, °С |
||
|
Пара на виході з ЦВД при номінальному режимі: |
||
|
тиск, кгс/см2 абс. |
||
|
температура, С |
||
|
Пара після проміжного перегріву перед стопорними клапанами ЦСД: |
||
|
тиск, кгс/см2 абс. |
||
|
температура, °С |
||
|
Основні параметри конденсаторної групи: |
||
|
витрата охолодної води, м 3 /год |
||
|
температура охолоджуючої води, |
||
|
розрахунковий тиск, кгс/см2 абс. |
||
Основний СП живиться парою з VII відбору з тиском 0,156 МПа (1,6 кгс/см2) у кількості 22 т/год (максимально 32 т/год) абс.
Два головні поживні насоси мають парові турбоприводи, пара на які відбирається з ЦСД з тиском на номінальному режимі 1,18 МПа (11,2 кгс/см 2) абс. та температурою 374°С у кількості 98 т/год.
Допускається тривала робота турбіни при відхиленнях від номінальних параметрів у межах: одночасному відхиленні тиску 23-24 МПа (235-245 кгс/см 2) абс. та температури 530-545° С; температури пари після проміжного перегріву 530-545 ° С (перед стопорними клапанами ЦСД); при підвищенні температури води, що охолоджує, на вході в конденсатори до 33° С.
При температурі свіжої пари перед автоматичними стопорними клапанами в інтервалі 545-550 ° С, а також температурі пари після промперегріву перед стопорними клапанами ЦСД в інтервалі 545-550 ° С дозволяється робота турбіни протягом не більше 30 хв, причому загальна тривалість роботи при цих температурах пара має перевищувати 200 год на рік.
Не допускається робота турбіни на вихлоп в атмосферу та робота за тимчасовою незакінченою схемою.
Допускається тривала робота турбіни на ковзному тиску свіжої пари в робочому діапазоні навантажень від 30 до 100% від номінальної при повністю або частково відкритих клапанах регулюючих ЦВД.
Не допускається тривала робота турбіни при навантаженні нижче 150000 кВт за номінальних параметрів свіжої пари з відхиленнями, що не виходять за межі, зазначені вище.
Турбоагрегат забезпечений валоповоротним пристроєм, що обертає валопровід з частотою 4 об/хв, і гідропідйомом роторів.
Промивання турбіни проводиться при пуску з холодного стану насиченою парою, що подається в ЦВС і ЦСД, а також при зниженому навантаженні без зупинки блоку на певному режимі, узгодженому із заводом.
Лопатковий апарат турбіни розрахований і налаштований працювати при частоті в мережі від 49 до 50,5 Гц. В аварійних ситуаціях допускається короткочасна робота турбіни у разі підвищення частоти до 51 Гц і зниження до 46 Гц протягом часу, зазначеного в технічних умовах.
Допускається пуск та подальше навантаження турбіни після зупинки будь-якої тривалості. Передбачається автоматизований пуск турбіни на ковзних параметрах пари з холодного та неохолілого стану.
Конденсатори турбіни обладнані водо- та пароприймальними пристроями. Водоприймальні пристрої розраховані на прийом при пуску турбіни 5000 т/год води тиском 1,9 МПа (20 кгс/см 2 ) абс., при температурі до 200 ° С з котла та розпалювальних розширювачів. Пароприймальні пристрої розраховані прийом з БРОУ при скиданнях навантаження до 900 т/год пара при тиску до 0,97 МПа (10 кгс/см 2 ) абс. і температурі 200 ° С. Прийом пари і води в конденсатори припиняється при тиску в конденсаторах вище 0,03 МПА (0,3 кгс/см 2) абс.
Тривалість пусків турбіни з різних теплових станів (від поштовху до номінального навантаження) орієнтовно дорівнює: холодного стану – 6-7 год; через 48-55 год простою - 3 год 30 хв - 4 год; через 24-32 год простою - 2 год; через 6-8 год простою - 1ч; через 2-4 год простою - 30 хв.
Для скорочення часу прогріву турбіни та поліпшення умов пуску передбачено паровий обігрів фланців та шпильок горизонтального роз'єму ЦВД та ЦСД.
Конструкція турбіни.Турбіна (див. рис. 1) є одновальним чотирициліндровим агрегатом, що складається з ЦВС; ЦСД та двох ЦНД.
Свіжа пара з котла двома трубопроводами підводиться до двох коробок стопорних клапанів, встановлених симетрично щодо поздовжньої осі турбіни.
Кожна коробка стопорного клапана зблокована з двома коробками регулюючих клапанів, від яких пара по чотирьох труб підводиться до ЦВД.
ЦВД має внутрішній корпус, у патрубки якого вварені соплові коробки. Через сопловий апарат пара надходить у ЦВД, що регулює ступінь, а потім у дев'ять ступенів тиску. ЦСД однопотоковий, має 11 ступенів тиску. З вихлопних патрубків ЦСД пара по чотирьох труб підводиться до трьох циліндрів низького тиску.
ЦНД двопотокові, по п'ять ступенів у кожному потоці.
Довжина робочої лопатки останнього ступеня дорівнює 1050 мм, середній діаметр робочого колеса цього ступеня 2550 мм. Робочі лопатки останнього ступеня мають периферійний бандаж. Кожен ЦНД приєднаний до свого конденсатора.
Ротори ЧВД та ЧСД-цільноковані, ротори ЦНД-зварено-кувані. Всі ротори мають жорсткі сполучні муфти та по дві опори. Кожен ЦНД має свій фікспункт.
Розрахункові значення критичних частот обертання валопроводу турбіни з генератором ТГВ-500 наведено нижче.
Турбіна має парові лабіринтові ущільнення. З крайніх відсіків ущільнень паро-повітряна суміш відсмоктується ежектором через вакуумний охолоджувач.Схема живлення кінцевих ущільнень ЦВД дозволяє подавати гарячу пару від стороннього джерела при пусках турбіни з неохолілого стану.
Система автоматичного регулювання.Турбіна забезпечена системою автоматичного регулювання з гідравлічними зв'язками та беззолотниковими пристроями захисту. Нерівномірність регулювання частоти обертання ротора турбіни становить 4,5±0,5% номінальної частоти обертання.
На рис. 2 представлена схема регулювання турбіни К-500-240-2.
У системі регулювання турбіни передбачено ЕГП, що забезпечує зменшення закидання частоти обертання при відключенні генератора від мережі.
Регулятор швидкості керує положенням регулюючих клапанів ЦВД та ЦСД, він забезпечений обмежувачем потужності та механізмом управління.
Механізм керування та обмежувач потужності можуть приводитися в дію як вручну, так і дистанційно за допомогою реверсивних електродвигунів постійного струму. Обмежувач потужності обладнаний дистанційним покажчиком положення.
Як робоча рідина в системі регулювання застосовується конденсат, що надходить з напірної лінії конденсатних насосів.
Для захисту від розгону турбіна має здвоєний регулятор безпеки, який спрацьовує при досягненні частоти обертання в межах 11-12% понад номінальний.
Виконавчий механізм автомата безпеки викликає закриття всіх стопорних та регулюючих клапанів.
Система змазкипризначена для забезпечення мастилом (синтетична вогнестійка олія ОМТІ або мінеральна олія) підшипників турбіни, генератора та групи поживних насосів.
У баку місткістю 52 м3 (до верхнього рівня) встановлено: сітчасті фільтри для очищення олії від механічних домішок; повітроохолоджувачі для поліпшення деаерації олії (зміст повітря за повітроохолоджувачем не повинен перевищувати 1,5%).
Для подачі олії в систему передбачено два (один резервний) електронасос змінного струму. Встановлено два аварійні електронасоси: один постійного, інший змінного струму.
Масло охолоджується в чотирьох маслоохолоджувачах типу МБ-190-250 (один резервний), що живляться водою з циркуляційної системи. Витрата охолодної води на кожен працюючий маслоохолоджувач дорівнює 500 м 3 ч. Турбіна забезпечена двома реле тиску мастила, які забезпечують автоматичне відключення турбіни та валоповоротного пристрою при падінні тиску в напірному маслопроводі мастила, а також включення резервних насосів системи мастила.
Система контролю та управліннятурбіною забезпечує: контроль параметрів роботи; реєстрацію найважливіших параметрів; технологічну, попереджувальну та аварійну сигналізації; автоматичне управління функціональними групами технологічно пов'язаних механізмів та запірно-регулюючих органів, що дублюється дистанційним управлінням з блочного щита; автоматичну стабілізацію низки параметрів, підтримання заданих значень яких потребує оперативного втручання у процесі нормальної експлуатації;
автоматичний захист турбіни та допоміжного обладнання. Управління установкою централізоване та ведеться із приміщення блочного щита управління.
Система контролю та управління виконується на базі електричних приладів та апаратури.
Конденсаційний пристрійскладається з двох конденсаторів, воздухоудаляющего пристрою, конденсатних насосів 1 і 2-го підйому, циркуляційних насосів та водяних фільтрів.
У конденсаторну групу входять два конденсатори з центральним відсмоктуванням повітря. Конденсатори – однопотокові, двоходові.
Повітрявидулюючий пристрій має: два основні пароструминні ежектори, пусковий пароструминний ежектор циркуляційної системи та водоструминний пусковий ежектор.
Турбоагрегат обслуговується двома групами конденсатних насосів: двома конденсатними насосами 1-го підйому, що подають конденсат від конденсаторів на знесолюючу установку, і двома конденсатними насосами 2-го підйому, що подають конденсат через регенеративні підігрівачі в деаератор і в систему.
У роботі постійно є один насос кожної групи, другий насос є резервним.
Охолодна вода подається в конденсатор циркуляційними насосами.
Для зриву вакууму передбачається засувка Ду 150 мм із електроприводом. Управління засувкою здійснюється дистанційно з щита керування та "по" блокуванням три спрацьовування загальноблочних захистів турбіни.
Регенеративне встановленняпризначена для підігріву поживної води парою, що відбирається з проміжних ступенів турбіни, і складається з п'яти ПНД, деаератора та трьох ПВД. Принципова теплова схема установки наведено на рис.3.
Схема передбачає встановлення двох поживних насосів із конденсаційними турбоприводами.
ПНД № 1, 2, 3, 4 та 5 поверхневого типу, вертикальні, зварної конструкції. ПНД № 3 та 4 мають вбудовані пароохолоджувачі. Злив конденсату гріючої пари каскадний, конденсат з ПНД № 5 зливається в ПНД № 4, звідти зливним насосом подається в лінію основного конденсату між ПНД № 5 і 4. Конденсат з ПНД № 3 зливається в ПНД № 2, звідки зливається конденсату між ПНД № 3 та 2.
У ПНД № 4 встановлюється один насос, у ПНД № 2 – два зливні насоси, один з яких є резервним.
З ПНД № 1 конденсат скидається через сифон у конденсатор.
Для підігріву після деаератора поживної води встановлено дві групи ПВД. Три ПВД здійснюють послідовний підігрів живильної води після деаератора.
Кожен ПВД забезпечений охолоджувачем гріючої пари підігрівача перегріву пари, регулюючим клапаном відведення конденсату з підігрівача та зрівняльною судиною для приєднання датчика регулятора рівня з сигналізуючим приладом.
Груповий захисний пристрій ПВД складається з впускного клапана, зворотного клапана, трубопроводів пуску та відключення.
Злив конденсату з каскадний підігрівачів.
При відключенні ПВД допускається тривала робота турбіни потужністю до 500 МВт.
Курсова робота
Тепловий розрахунок турбіни К-500-240
Вступ
Вихідні дані
1. Короткий опис конструкції турбіни
Тепловий розрахунок турбоустановки
1 Побудова процесу розширення пари в h-s діаграмі
2.2 Розрахунок системи регенеративного підігріву живильної води
Вибір числа щаблів заданого циліндра, розбивка перепадів ентальпії пари по сходах
1 Розподіл теплоперепадів по сходах циліндра парової турбіни
4. Оцінка потужності турбіни за заданою витратою пари
Детальний тепловий та газодинамічний розрахунок заданого ступеня
6. Обґрунтування вибору профілів НА та РК з атласу
6.1 Розрахунок соплової решітки
2 Розрахунок сопл, що звужуються
3 Розрахунок робочої решітки
4 Відносний лопатковий ККД ступеня
7. Обгрунтування міцності елементів
7.1 Розрахунок робочої лопатки останнього ступеня відсіку на вигин та розтягування
2 Побудова вібраційної діаграми робочої лопатки останнього ступеня
3 Визначення критичної частоти ротора
Висновок
Список літератури
додаток
Вступ
Для турбін типу Р за розрахункову витрату пари приймається витрата пари на турбіну при режимі номінальної потужності.
Тепловий розрахунок турбіни виконується з метою визначення основних розмірів та характеристик проточної частини: числа та діаметрів ступенів, висот їх соплових та робочих грат та типів профілів, к.п.д. ступенів, окремих циліндрів та турбіни в цілому.
Тепловий розрахунок турбіни виконується на задану потужність, задані початкові та кінцеві параметри пари, число оборотів; при проектуванні турбіни з регульованими відборами пари, крім того, на заданий тиск і величину відборів.
Метою курсового проекту є набуття практичних навичок виконання конструкторських та перевірочних розрахунків турбін, що працюють як на парі, так і на газах будь-якого складу.
циліндр робоча лопатка пар турбіна
Вихідні дані
Вихідні дані:
Прототип турбіни К-500-240;
Номінальне електричне навантаження N е =530 МВт; Початкові параметри: P 0= 23,5 МПа, t 0=520°С, η 0i =0,87;
Кінцевий тиск: Р До =5,5 кПа; Температура живильної води за останнім підігрівачем t пв = 260 ° С; Частота обертання ротора турбіни n=3000 об/хв. 1. Короткий опис конструкції турбіни
Парова турбіна К-500-240 - це чотирициліндрова конденсаційна турбіна з проміжним перегрівом пари, чотирма вихлопами в конденсатор та розвиненою системою регенеративного підігріву живильної води. Можливі нерегульовані відбори пари на власні потреби станції. Таблиця 1 Параметри турбіни Параметри турбіниК-500-240Потужність номінальна/максимальна, МВт525/535Початкові параметри парадування, МПа23,5температура,0С02 , °С12Витрата охолоджуючої води через конденсатор, м 3/ч51 480 2. Тепловий розрахунок турбоустановки
2.1 Побудова процесу розширення пари в h-s діаграмі
Крапка 0: визначається за заданими параметрами пари = 23,5 МПа та =0,995. По h-s діаграмі визначаються інші параметри 0. Крапка 0: відрізок 0-0 відповідає процесу дроселювання на стопорно-регулюючих клапанах При цьому втрата тиску приймається у розмірі 2%. Ентальпія при дроселюванні не змінюється, тобто h0 = h0 = 3258,9 кДж / кг. По тиску та ентальпії будується точка 0 та визначаються її параметри. Крапка А:відрізок 0-А відповідає процесу ізоентропійного розширення пари ЦВД до тиску =3,72 МПа. hA = 2809,24 кДж/кг. Крапка 3:відрізок 0-3 відповідає реальному процесу розширення пари в ЦВС з урахуванням внутрішніх втрат енергії у проточній частині. Оцінюючи приймаємо величину внутрішнього відносного ККД ЦВД у вигляді 87 %. h3 = h0 - h0iЦВД (h0 - hA) = 3258,9-0.87 (3258,9-2809,24) = 2875,55 кДж/кг 3,89 МПа. Крапка С:відповідає стану пари після сепаратора. Ступінь сухості після сепаратора приймається XC = 0,99. Крапка D:відповідає стану пари після СПП і визначається за заданими параметрами пари після промперегріву tD = 520 250 0C. Втрата тиску на СПП та в ресивері від СПП до ЦСНД приймається у розмірі 8%. 0,92 = 0,92 3,89 = 3,58 МПа. Крапка N:відрізок D-N відповідає процесу ізоентропного розширення пари ЦСД і ЦНД до кінцевого тиску = 0,0055 0,05 МПа, = 2199,56 кДж/кг. Крапка До:відрізок D-K відповідає реальному процесу розширення пари в ЦСД та ЦНД турбіни з урахуванням внутрішніх втрат. Оцінюючи приймаємо величину внутрішнього відносного ККД в ЦСД і ЦНД у вигляді 87%. H0iЦНД (-) = 3493,85 - 0.87. (3493,85 - 2199,56) = 2367,82 кДж / кг 0,0055 МПа. Після побудови процесу розширення відкладаються точки, що відповідають стану пари в нерегульованих відборах турбіни. Крапки знаходяться на перетині лінії процесу розширення та ізобар, що відповідають тискам у відборах. Тиск у відборах ЧВД прийнято за принципом рівномірного поділу процесу розширення на число щаблів: 14,1 МПа; = 8,64 МПа; = 4,94 МПа. Тиск у відборах ЧСД і ЦНД прийнято за принципом нерівномірного поділу процесу розширення від менших перепадів на ступінь до великих зі збільшенням номера ступеня (нижче наводяться розмірності для 7 щаблів): P4 = 4,72 МПа; P5 = 0,74 МПа; P6 = 0,26 МПа; P7 = 0,123 МПа Таблиця 2 Зведена таблиця параметрів пари у процесі розширення Точка процесу Тиск, p, МПа Температура, t, 0C Ступінь сухості, x Питомий об'єм, v, м 3/кГЕнтальпія, h, кДж/кг0 0 1 2 3 A З DNK 4 5 6 723,5 23,03 14,1 8,64 3,89 3,89 6,76 3,8 0,0055 0,0055 4,72 0,84 0,26 0, 123520 518,12 442,6 398,7 269,76 253,11 349,3 510 73,2 73,2 421,7 223,9 167,3 119,70,995 0,994 0,929 0,902 0,874 0,873 0,990 - 0,823 0,874 - 0,977 0,939 0,9120,0127 0,013 0,0195 0,0936 0,0556 0,054 0,1751 0,0937 18,387 19,522 0,3586 1,1410 2,5650 6,3 8 2818,3 3021,37 3493,85 2637,18 2637,18 3553,91 2891,83 2800,69 2714,72 Рис. 1. Процес розширення пари в h-s діаграмі 2.2 Розрахунок системи регенеративного підігріву живильної води
Температура живильної води: t пв = 260 ° С Кінцевий тиск: Р До = 5,5 кПа та температура дорівнює .
Початкові параметри: P 0= 23,5 МПа, t 0=530°С, η 0i =0,87.
Підігрів живильної води в одному ПВД: Приймаю нагрів у деаераторі і температура живильної води на вході в деаєратор: Підігрів води в одному ПНД: Температура в конденсаторі: Вибираємо конденсатний насос за заводськими даними. Його тиск становить 3,96 МПа. Знаходимо тиск на виході із конденсатного насоса. Знаходимо нагрівання води в конденсатному насосі: У додаткових підігрівачах приймаємо Прийнявши втрати в підігрівачах низького тиску визначаємо тиск за ПНД: Знаходимо температуру основного конденсату на вході в деаератор, попередньо прийнявши .
За умови, що нагрівання в ПНД рівномірне знаходимо температуру за кожним ПНД. На К-500-240/3000 використовується живильний насос ПТ-3750-75 з параметрами: напір МПа; ККД 80% згідно з ГОСТ 24464-80. Знаходимо тиску на виході та виході ПН. Знайдемо нагрів у живильному насосі. Знайдемо температуру живильної води в точці .
Визначимо температури після кожного ПВД. Прийнявши втрати в ПВД 0,7 МПа, знайдемо тиск за кожним ПВД: Приймаємо недогрівання до температури насичення для ПНД - 4 0З, для ПВД - 6 0З і знаходимо температури дренажів, і знаходимо тиск пари, що гріє, в підігрівачах: 3. Вибір числа щаблів заданого циліндра, розбивка перепадів ентальпії пари по сходах
3.1 Розподіл теплоперепадів по щаблях циліндра парової турбіни
Тепловий розрахунок регулюючого ступеня:
Розрахунок першої ділянки: Визначаємо теплоперепад ЦВД: кДж/кг де - залежність та,. м/кг; м/с. де - Залежність тиску в кінці ділянки, кДж/кг Визначаємо дійсний теплоперепад ЦВД: кДж/кг Розрахунок другої ділянки: Визначаємо теплоперепад ЦСД: Визначаємо внутрішній відносний ККД: де - Залежність від і, % Визначаємо об'ємну витрату пари: Відношення тиску на вході в ділянку тиску на виході з ділянки: де - Залежність тиску в кінці ділянки, . Відносну величину втрат із вихідною швидкістю: Залежність тиску кінці кінці. Визначаємо дійсний теплоперепад ЦСД: кДж/кг Розрахунок третьої ділянки: Визначаємо теплоперепад ЦНД: Визначаємо внутрішній відносний ККД: Залежність від, %. Визначаємо об'ємну витрату пари: Відношення тисків на вході в ділянку до тиску на виході з дільниці: Залежність тиску кінці кінці, . Відносна величина втрат із вихідною швидкістю: де - Залежність тиску в кінці ділянки, кДж / кг. Залежність наведеної теоретичної вологості, % Визначаємо наведену теоретичну кінцеву вологість: Визначаємо кінцеву вологість у теоретичному процесі: Визначаємо перепад нижче лінії сухої насиченої пари (X=1) в області вологої пари: кДж/кг Визначаємо середній тиск: (+)/2=(0,2+0,0055)/2=0,1 МПа Визначаємо дійсний теплоперепад ЦНД: Визначаємо тепло-перепад турбіни, що корисно-використовується. кДж/кг Визначаємо уточнену витрату пари на турбіну: Тепловий розрахунок нерегульованих ступенів ЦВД: Визначаємо середній діаметр щаблі: де - ступінь реакції ступеня приймається в межах, % Ефективний кут виходу потоку із соплової решітки: для одновінкового ступеня, . Коефіцієнт швидкості решітки, . Реактивна ізоентропійна швидкість пари, порахована по перепаду ступеня: Окружна швидкість обертання диска по середньому діаметру ступеня: Залежність від. Середній діаметр ступеня: 4. Оцінка потужності турбіни за заданою витратою пари
Виходячи з технічного завдання: N е =530 МВт - номінальне електричне навантаження; Р 0=23,5 МПа - тиск пари на вході в турбіну; t 0=530 З 0- температура пари на вході в турбіну; η 0=0,87;
P до =5,5 кПа – тиск пари на виході з турбіни. Температура живильної води за останнім підігрівачем t пв = 260 ° С; Частота обертання ротора турбіни n=3000 об/хв. Тиск пари перед соплами першого регулюючого ступеня: Тиск пари за останнім щаблем турбіни: Тиск за ЦВС на виході пари в промперегрів: Тиск пари на виході в ЦСД поле промперегріву: Розташований теплоперепад ЦВД: Витрата пари на турбіну за попередньо заданим ККД: Задаємося теплоперепадом регулюючого ступеня ЦВД: кДж/кг Внутрішній відносний ККД регулюючого ступеня: Корисно використовуваний тепловий перепад у регулюючому ступені: КДж/кг м/кг (по Н-S діаграмі). Тиск за регулюючим щаблем: 5. Детальний тепловий та газодинамічний розрахунок заданого ступеня
Розрахунок першого відсіку: Визначається діаметр першого нерегульованого ступеня: де - для двовінкового ступеня, мм. Відношення швидкостей: де-ступінь реакції робочої ґрати першого ступеня приймається в межах, с.30 Коефіцієнт швидкості соплової решітки, . Розташований тепловий перепад першого нерегульованого ступеня за параметрами гальмування перед ступенем: кДж/кг Тепловий перепад у сопловій решітці: кДж/кг Висота соплової решітки: де-питомий обсяг пари в кінці ізоентропійного розширення в соплах, м/кг (H-S діаграмі). Теоретична швидкість закінчення пари з соплової решітки: де -Коефіцієнт витрати соплової решітки,; Ступінь парціальності ступеня, . Ефективний кут виходу потоку із соплової решітки приймається в межах, . Висота робочої ґрати першого ступеня: де - внутрішній перекрив, мм. Зовнішній перекрив, мм. Кореневий діаметр ступеня: Цей діаметр приймається постійним для відсіку: де -ізоентропійний тепловий перепад першого відсіку; кДж/кг (по H-S діаграмі). кДж/кг Розташований тепловий перепад за статичними параметрами пари перед ступенем, прийнятий для всіх щаблів відсіку, крім першої (для першої перепад за параметрами гальмування і за статичними параметрами рівні) підраховується за формулою: кДж/кг Коефіцієнт повернення тепла: Для процесу в області перегрітої пари: Нев'язка: кДж/кг Поправка до теплового перепаду: перший ступінь: кДж/кг інші щаблі: кДж/кг Коригований тепловий перепад за статичними параметрами пари: перший ступінь: кДж/кг інші щаблі: кДж/кг Добуток висоти на діаметр. Висота лопатки робочої решітки будь-якого ступеня кожного відсіку: Діаметр ступеня: Висота соплової решітки. Таблиця 3 Зведена таблиця високого тиску Найменування величинПозначенняРозмірністьФормула, спосіб визначення№ ступеня1234Скорект. теплоперепад ступеня за статичними параметрамикДж/кг44,1 41,64Питомий обсяг пари за робочими ґратами м /кгІз Н-S діаграми0,02350,0270,030,034Виробництво висоти робочої лопатки на діаметр щаблі м 0,03640,04360,0480,055 Висота робочої решітки м 0,0420,0480,0520,0582 Висота соплової решітки м 0,0390,0450,0490,0542Діаметр щаблі м 0,930,9360,940,9462
Розрахунок другого відсіку: Тепловий перепад за параметрами гальмування ступеня другого відсіку: 2. Тепловий перепад будь-якого ступеня крім першого: кДж/кг 3. Тепловий перепад на соплову решітку першого ступеня: кДж/кг 4. Фіктивна швидкість: 5. Окружна швидкість на середньому діаметрі робочих лопаток 1-го ступеня: 6. Середній діаметр ступеня другого відсіку: 7. Висота соплової решітки 7ступені: де -питомий обсяг пари в кінці ізоентропійного розширення в соплах, м/кг (H-S діаграмі) Коефіцієнт витрати соплової ґрат, . де - Ступінь парціальності ступеня, . Ефективний кут виходу потоку із соплової решітки приймається в межах, . 8. Висота робочої решітки першого ступеня: де-внутрішній перекриш: мм. Зовнішній перекрив, мм. Кореневий діаметр ступеня: Цей діаметр приймається постійним для відсіку: Число ступенів відсіку: де -ізоентропійний тепловий перепад відсіку, кДж/кг (по H-S діаграмі). кДж/кг Орієнтовне число щаблів відсіку (циліндра): Вироби висоти на діаметр: Значення питомих обсягів і по H-S діаграмі після розподілу перепаду, що припадає на відсік, по сходах. Висота лопатки робочої решітки будь-якого ступеня кожного відсіку: 13. Діаметр ступеня: 14. Висота соплової решітки. Таблиця 4 Зведена таблиця високого тиску Найменування величинПозначенняРозмірністьФормула, спосіб визначення№ ступеня12345Скорект. теплоперепад ступеня за статичними параметрамикДж/кг34,8 6. Обґрунтування вибору профілів НА та РК з атласу
6.1 Розрахунок соплової решітки
Визначення типу соплової решітки: Наявний тепловий перепад соплової решітки: кДж/кг Теоретична швидкість пари на виході з соплової ґрат при ізоентропійному розширенні: Число Маха для теоретичного процесу в соплах: Швидкість звуку на виході з соплової решітки при ізоентропійному закінченні: де - Тиск за соплами (по Н-S діаграмі), мПа; Теоретичний питомий обсяг за соплами (Н-S діаграмі), м/кг; Показник, для перегрітої пари. При застосовують профілі грат з каналами, що звужуються. 6.2 Розрахунок сопл, що звужуються
Розрахунок сопл, що звужуються, при докритичному закінченні: Визначаємо вихідний переріз сопл, що звужують: де - коефіцієнт витрати соплової решітки. Кількість пари, що витікає через переднє кінцеве ущільнення турбіни: Добуток ступеня парціальності ступеня на висоту соплової решітки: Оптимальний ступінь парціальності (для одновінкового ступеня): Висота соплової решітки: Втрата енергії в соплах: кДж/кг де - Коефіцієнт швидкості соплової решітки, . Тип ґрат: С-90-12А. За характеристикою вибраних грат приймаємо відносний крок: Крок ґрат: мм де - залежно від обраної решітки, . Вихідна ширина каналу соплової решітки: Кількість каналів: 6.3 Розрахунок робочої решітки
Тепловий перепад, що використовується в соплах, відкладається від точки Н-S діаграмі. Тепловий перепад, що використовується на лопатках: кДж/кг Вхідна швидкість у робочу решітку першого вінця: Побудова вхідного трикутника швидкостей: де - відносна швидкість в робочу решітку першого вінця Теоретична відносна швидкість на виході з робочої решітки: Число Маху: де для перегрітої пари; Тиск за робочою решіткою (по H-S діаграмі), мПа. Питома кількість за робочою решіткою (по H-S діаграмі), м/с. Вихідна площа робочої ґрати за рівнянням нерозривності: мсм2 мм2 де -Коефіцієнт витрати робочої решітки, . Висота робочої лопатки (постійної висоти): де -величина перекрівлі, мм; Величина перекришу, мм; тип профілю робочої ґрати Р-23-14А, див. Відносний крок, . Крок ґрат: Кількість каналів: Кут виходу пари з робочої решітки: Дійсна відносна швидкість виходу пари з робочої решітки: де - швидкісний коефіцієнт. Абсолютна швидкість пари на виході, м/с. Кут виходу потоку в абсолютному русі (визначається з вихідного трикутника швидкостей). 6.4 Відносний лопатковий ККД ступеня
За втрати енергії в проточній частині: Втрата енергії у робочих ґратах: кДж/кг Втрата енергії з вихідною швидкістю: кДж/кг За проекціями швидкостей: Відносна втрата від парціального підведення пари: де - Відносна величина втрат від вентиляції; Відносна величина втрат на кінці дуг соплових сегментів; Ступінь парціальності:; Частка кола зайнята кожухом. Відносна величина втрат на тертя: Рис. 2. Трикутники швидкостей 1-го ступеня ЦВД Рис. 3. Трикутники швидкостей 11-го ступеня ЦВД Напрямний апарат першого ступеня: З розрахунку трикутників швидкостей проводиться вибір профілів лопаток для направляючого і робочого апарату. Для направляючого апарату у вихідний кут α1=14° вибирається дозвуковий профіль С-9015А. Рис. 4. Профіль лопаток для направляючого та робочого апарату 1=0,150 м-коду. Для забезпечення α1=14 ° кут установки профілю α y = 54 °. Хорда профілю: Робочі грати першого ступеня: Для робочих ґрат по вихідному кутку β2= 23° вибирається профіль Р-3525А. Рис. 5. Профіль Р-3525А Ширина робочої ґрати вибирається за прототипом: 2=0,0676 м-коду. Для забезпечення β2= 23° кут установки профілю дорівнює β y = 71 °. Відносний крок ґрат t=0,62 Хорда профілю: Напрямний апарат 11 ступені: Для направляючого апарату у вихідний кут α1=14 ° вибирається дозвуковий профіль С-9015А. Рис. 6. Профіль лопаток для направляючого та робочого апарату Ширина напрямного апарату вибирається за прототипом: 1=0,142 м-коду. Для забезпечення α1=14° кут установки профілю α y = 54 °. Відносний крок ґрат t=0,62 Хорда профілю: 7. Обгрунтування міцності елементів
7.1 Розрахунок робочої лопатки останнього ступеня відсіку на вигин та розтягування
При розрахунку на міцність пера робочої лопатки мають бути враховані такі сили: Проводиться розрахунок розтягуючих і згинальних напруг у найбільш напруженому - кореневому перерізі лопатки. Напруга розтягу в кореневому перерізі лопатки постійного профілю визначається як: де – щільність матеріалу лопатки; Кутова швидкість обертання; 0,13 м – довжина лопатки; Середній радіус лопатки: де -периферійний радіус Коефіцієнт розвантаження Визначимо коефіцієнт запасу межі плинності. Для виготовлення лопаток обрано сталь 20Х13, на якій межа плинності при температурі, що дорівнює =480 МПа. Таким чином, запас за міцністю складає: Згинальний момент у кореневому перерізі: де- аеродинамічна навантаження в окружному та осьовому напрямках: де - проекції абсолютних швидкостей пари на відповідні осі Тиск до і після робочої решітки останнього ступеня Питомий обсяг на виході з останнього ступеня (ЦВД) 0,149 м3/кг; Крок робочої ґрати; Максимальна згинальна напруга (розтягування) в кореневому перерізі кромки: де - мінімальний момент інерції перерізу профілю: де- хорда профілю; Максимальна товщина профілю; Максимальний прогин середньої лінії профілю 7.2 Побудова вібраційної діаграми робочої лопатки останнього ступеня
Частота власних коливань консольної лопатки постійного перерізу: де – перша власна частота; Друга власна частота; Довжина лопатки, 0,13; r - щільність матеріалу; Характеристичний коефіцієнт першої частоти; Характеристичний коефіцієнт другої частоти; Модуль пружності матеріалу; Мінімальний момент інерції перерізу профілю; Площа поперечного перерізу, . Динамічна частота обертання визначається формулою: де – власна частота лопатки з урахуванням обертання; Статична власна частота (при нерухомому роторі); Частота обертання ротора; В - коефіцієнт, що залежить від геометрії лопатки (від віялості). Рис. 7. Вібраційна діаграма робочої лопатки останнього ступеня 7.3 Визначення критичної частоти ротора
Розрахунок критичної частоти обертання ротора:
де D = 916 мм; L = 4,12 м; V = 2,71 м 3;
r = 7,82× 103 кг/м 3.
G = V ×r× g = 2,71 × 7,82× 103 × 9,81 = 208 169 Н. Висновок
Турбіна – унікальний двигун, тому області її застосування різноманітні: від потужних силових установок теплових та атомних електростанцій до малопотужних турбін міні-ТЕЦ, силових транспортних установок та турбонадувних агрегатів дизельних двигунів внутрішнього згоряння. Парова турбіна є двигуном, в якомупотенційна енергія перегрітої пари перетворюється на кінетичну енергію і потім в механічну енергію обертання ротора. В даному курсовому проекті здійснено тепловий розрахунок турбіни К-500-240. Метою курсового проекту є набуття практичних навичок виконання конструкторських та перевірочних розрахунків турбін, що працюють як на парі, так і на газах будь-якого складу. Список літератури
1. Рівкін С.Л., Александров А.А. Теплофізичні властивості води та водяної пари - М.: Енергія, 1980. - 424 с. Рівняння до розрахунку на ЕОМ теплофізичних властивостей води та водяної пари: Експлуатаційний циркуляр № Ц-06-84(т) / За ред. Рівкіна С.Л. - М: Головтехуправління з експлуатації енергосистем, 1984р. – 8 с. Рівкін С.Л. Термодинамічні властивості повітря та продуктів згоряння палив. - 2-ге вид., перероб. - М: Енергоатоміздат, 1984. - 104 с. Зубарєв В.М., Козлов А.Д., Кузнєцов В.М. Теплофізичні властивості технічно важливих газів за високих температур і тисків: Довідник. - М: Енергоатоміздат, 1989. - 232 с. ГОСТ 7.32-91. Звіт про науково-дослідну роботу. ГОСТ 7.1-84. Бібліографічний опис документа. Теплові та атомні електричні станції: Довідник / За заг. ред. В.А. Григор'єва, В.М. Зоріна. - 2-ге вид., перероб. – М.:, 1989. – 608 с. Парові та газові турбіни: Підручник для вузів / За ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролів. - М: Енергоатоміздат, 1985. - 352 с. Трояновський Б.М. Варіанти проточної частини парових турбін// Електричні станції. – 2003. – № 2. – С. 18-22. Парова турбіна К-160-130 ХТГЗ/За ред. С.П. Соболєва. - М: Енергія, 1980. - 192 с. Мошкарін А.В., Полежаєв О.В., Полежаєв А.В. Оптимальні теплові схеми блоків на супернадкритичні тиски пари: Тези доповідей міжнародної наук.-техн. конференц. Стан та перспективи розвитку електротехнології (Х Бернардовські читання). - Іваново: ІДЕУ. – 2001. – Т. II. – С. 86. Вихров Ю.В. Про науково-технічний прогрес у світовій теплоенергетиці. - Енергетик. – 2002. – № 2. – С. 28-32. додаток
Теплова схема турбіни K-500-240:
Поздовжній розріз турбіни К-500-240:
Вступ 3
1. Коротка характеристика турбоустановки 4
2. Теплова схема установки 7
3.Допоміжне обладнання турбоустановки 9
3.1. Конденсатор 9
3.2. Підігрівач низького тиску (ПНД) 11
3.3. Підігрівач високого тиску (ПВД) 14
3.4. Деаератор 15
4. Паливне господарство 17
4.1 Загальна схема та обладнання паливного господарства
електростанції на мазуті 17
4.2. Характеристика палива 18
Висновок 20
Література 21
Вступ
Цілями даного курсового проекту є розширення та закріплення знань за спеціальними курсами засвоєння принципів підвищення ефективності ТЕС, а також методів розрахунку теплових схем ПТУ, їх окремих елементів та аналізу впливу технічних рішень, прийнятих при виборі теплової схеми та режимних факторів на техніко-економічні показники установок.
Виробництво електроенергії нашій країні здійснюється тепловими електричними станціями - великими промисловими підприємствами, у яких невпорядкована форма енергії - теплота - перетворюється на впорядковану форму - електричний струм. Невід'ємним елементом потужної сучасної електричної станції є паротурбінний агрегат сукупність парової турбіни і електричного генератора, що наводиться.
Теплові електричні станції, які, крім електроенергії, у великій кількості відпускають теплоту, наприклад, для потреб промислового виробництва, опалення будівель, називаються теплоелектроцентралями (ТЕЦ). Понад 60% електроенергії на ТЕЦ виробляється з урахуванням теплового споживання. Режим роботи на тепловому споживанні забезпечує менші втрати у холодному джерелі. Завдяки використанню відпрацьованої теплоти ТЕЦ забезпечує велику економію палива.
1.Коротка характеристика турбоустановки К-500-240.
Конденсаційна пароватурбіна К-500-240 ЛМЗ виробничого об'єднання турбобудування «Ленінградський металевий завод завод» (ПТ ЛМЗ) номінальною потужністю 525 МВт, з початковим тиском пари 23,5 МПа призначена для приводу генератора змінного струму типу ТВВ-500-2ЕУ для роботи в блоці із прямоточним котлом. Номінальні параметри турбіни наведено у табл. 1.1.
Таблиця 1.1. Номінальні значення основних параметрів турбіни К-300-240
Турбіна має вісім нерегульованих відборів пари, призначених для підігріву поживної води (основного конденсату) в чотирьох ПНД, деаераторі і трьох ПВД до температури 276 ° С (при номінальному навантаженні турбіни і живленні приводної турбіни головного поживного насоса парою з відборів турб.
Дані про відбори пари на регенерацію та турбопривод наведено у табл.1.2.
Таблиця 1.2. Характеристика доборів.
Наведені дані відповідають режиму роботи при номінальній витраті пари через стопорні клапани номінальної потужності 525 МВт, номінальних початкових параметрах пари і пари проміжного перегріву, номінальній температурі охолоджуючої води 12 °С і витраті її 51 480 m3/год, витрати на кількості 35 т/год з відбору за 23-й (34-й) щаблями ЦСД та підживлення циклу знесоленої водою 33 т/год.
При максимальній витраті, включених відборах пари на власні потреби за ЦСД та інших відборах, крім системи регенерації, без підживлення в конденсатор, номінальних параметрах пари і поминальних витратах і температурі води, що охолоджує, може бути отримана потужність 535 МВт.
Турбіна є одновальним чотирициліндровим агрегатом, що складається з 1ЦВД+1ЦСД + 2ЦНД. Пара з котла підводиться двома паропроводами до двох стопорних клапанів. Кожен з них блокований з двома регулюючими клапанами, від яких пара по чотирьох трубах надходить до ЦВД. У внутрішній корпус ЦВД вварені чотири соплові коробки патрубків. Паропідвідні штуцери мають зварні з'єднання із зовнішнім корпусом циліндра і рухливі - з горловинами соплових коробок.
Пройшовши сопловий апарат, пара надходить у лівий потік, що складається з регулюючого ступеня і п'яти щаблів тиску, повертає на 180° і перепускається в правий потік, що складається з шести щаблів тиску, і далі відводиться на проміжний перегрів по двох паропроводах. Після проміжного перегріву пар по двох трубах підводиться до двох стопорних клапанів ЦСД, встановлених по обидва боки циліндра, і від них до чотирьох коробок регулюючих клапанів, що знаходяться безпосередньо на циліндрі.
Двопотоковий ЦСД має по 11 ступенів у кожному потоці, причому перші ступені кожного потоку розміщені в загальному внутрішньому корпусі. З вихлопних патрубків ЦСД пара по двох труб підводиться до двох ЦНД.
ЦНД - двопотокові, мають по п'ять щаблів у кожному потоці. Впуск пари проводиться в середню частину циліндра, що складається із зовнішньої та внутрішньої частин. Вихлопні патрубки ЦНД приварюються до поздовжнього конденсатора.
Ротори ВД та СД – цільноковані, ротори ІД – з насадними дисками, з висотою робочих лопаток останніх ступенів 960 мм. Середній діаметр цього ступеня -2480 мм. Ротори мають жорсткі сполучні муфти та лежать на двох опорах.
Фікспункт водопроводу (упорний підшипник) розташований між ЦВС та ЦСД.
Турбіна має парові лабіринтові ущільнення. У передостанні від сіки кінцевих ущільнень ЦНД подається пара з тиском 0,101-0,103 МПа з колектора, тиск у якому регулятором підтримується рівним 0,107-0,117 МПа Кінцеві ущільнення ЦВД та ЦСД працюють за принципом самоущільнення. Відсмоктувачі з передостанніх відсіків зведені до загального колектора, в якому регулятором «до себе» підтримується тиск 0,118-0.127 МПа.
З кінцевих камінних камер ущільнень всіх циліндрів пароповітряна суміш відсмоктується ежектором через вакуумний охолоджувач. Схема живлення кінцевих ущільнень ЦВД та ЦСД дозволяє подавати гарячу пару від стороннього джерела при пусках турбіни з неохолілого стану.
Лопатковий апарат турбіни розрахований і налаштований працювати при частоті в мережі 50 Гц, що відповідає частоті обертання ротора турбоагрегата 50 с -1 . Допускається тривала робота турбіни при відхиленнях частоти мережі 49,0-50.5 Гц.
2. Теплова схема установки.
Принципова теплова схема (ПТС) електростанції визначає основне зміст технологічного процесу вироблення електричної та теплової енергії. Вона включає основне і допоміжне теплове енергетичне обладнання, що бере участь у здійсненні цього процесу і що входить до складу пароводяного тракту.
Пройшовши робочі циліндри турбіни, пара надходить у конденсаторну установку, що включає в себе конденсаторну групу, повітроудалюючий пристрій, конденсатні і циркуляційні насоси, ежектор циркуляційної системи, водяні фільтри.
Конденсаторна група складається з одного конденсатора з вбудованим пучком загальною площею поверхні 15400 м2 і призначена для конденсації поступаючої в нього пари, створення розрідження у вихлопному патрубку турбіни та збереження конденсату З метою зменшення термічних напруг і запобігання розстиковкивальних конденсаторів.
Повітрявидалюючий пристрій призначений для забезпечення нормального процесу теплообміну в конденсаторі та інших вакуумних апаратах, а також для швидкого набору вакууму при пуску турбоустановки і включає два основних водоструминних ежектори, два водоструминні ежектори циркуляційної системи для видалення повітря з верхніх частин водяної камери водоструминний ежектор для видалення повітря із сальникового підігрівача ПС-115.
Для відведення конденсату з конденсатозбірників конденсатора і подачі його в блокову знесолюючу установку турбоустановка має три конденсатні насоси 1-го ступеня, а для подачі конденсату в деаератор – три конденсатні насоси, які приводяться в дію електродвигунами змінного струму.
Циркуляційні насоси призначені для подачі охолоджуючої води в конденсатор і маслоохолоджувачі турбіни, а також в газоохолоджувачі генератора
Регенеративна установка призначена для підігріву поживною водою паром, що відбирається з нерегульованих відборів турбіни, і має підігрівач замкненого контуру газоохолоджувачів генератора, охолоджувач пари лабіринтових хуплотнень, чотири ПНД, деаератор і три ПВД.
ПНД – камерні, вертикальні, поверхневого типу являють собою конструкцію, що складається з водяної камери, корпусу та трубної системи
ПНД3 має вбудований охолоджувач конденсату пари, що гріє, а ПНД4виконаний з вбудованим охолоджувачем пари, кожен забезпечений регулюючим клапаном відведення конденсату з підігрівача, керованим електронним регулятором. ПНД2 обладнаний двома регулюючими клапанами, один з яких встановлюється на напірній лінії зливних насосів з ПНД, інший – на лінії відведення конденсату в конденсатор, обидва управляються одним електронним регулятором.
У турбіні є відбори на підігрівачі мережної води покриття теплофікаційних потреб.
Малюнок 2.1. Принципова теплова схема
турбоустановки К-500-240.
3. Допоміжне обладнання турбоустановки
Теплова схема установки багато в чому визначається схемою регенеративного підігріву живильної води. Такий підігрів води парою, що частково відпрацював у турбіні і відводиться від неї через регенеративні відбори до підігрівачів, забезпечує підвищення термічного ККД циклу та покращення загальної економічності установки. У систему регенеративного підігріву поживної води входять підігрівачі, що обігріваються парою, що підводяться від турбіни, деаератор, деякі допоміжні теплообмінники (сальникові підігрівачі, що використовують теплоту пари з ущільнень, конденсатори пари випарників, ежекторів і т. д.), а також живильної води, зливні).
Комплектуюче теплообмінне обладнання енергоблоку представлено у таблиці 3.1.
Таблиця 3.1 - Комплектуюче теплообмінне обладнання
3.1. Конденсатор
Конденсатор – це пристрій, призначений передачі тепла відпрацьованого пари турбіни охолоджуючої воді. Величина механічної енергії, яку можна отримати з 1 кг пари, залежить від початкових параметрів та тиску наприкінці розширення. При цьому величина тиску в кінці розширення впливає на працездатність одиниці маси пари більше початкових параметрів. Розширення пари в турбіні можна вести тільки до тиску в середовище, в яке він потім надходить. Так, наприклад, розширення газу в газовій турбіні можливе лише до атмосферного тиску. Звідси друге призначення конденсатора: підтримувати найменше значення тиску кінці розширення. Розрідження або вакуум в конденсаторі підтримується в основному за рахунок конденсації пари, що надходить в нього.
Рисунок 3.1 – Поверхневий конденсатор
Поверхневий конденсатор складається із сталевого зварного або клепаного корпусу 4, до якого з торців кріпляться трубні дошки 5. У трубних дошках зміцнюються (найчастіше розвальцюванням) тонкі латунні трубки. Трубки розташовуються пучками в такий спосіб, щоб забезпечити найменший опір проходу пари. Між окремими пучками часто влаштовуються перегородки для збору і зливу конденсату 15 повз нижчих пучків, щоб зайвий конденсат не знижував теплосприйняття нижчих пучків. Трубний пучок є основним конструктивним елементом конденсатора. Трубний пучок компонують з урахуванням того, що в області близькій до входу пари в пучок, відбувається масова конденсація пари при дуже малому відносному вмісті повітря, а в зоні відсмоктування пароповітряної суміші ежектором конденсація йде значно слабкіше і конденсат, що випадає, сильно переохолоджений. Для того, щоб унеможливити попадання струменів конденсату, що утворився в зоні масової конденсації в зону підвищеного парціального тиску повітря, трубний пучок розбивають на частини: основний пучок і пучок охолоджувача повітря. Головним завданням основного пучка є забезпечення масової конденсації пари при малому гідравлічному опорі, оскільки чим нижче гідравлічний опір пучка, тим нижче буде тиск у горловині конденсатора.
Короткий опис
Основні частини парової конденсаційної турбіни К-500-240 ЛМЗ, призначення, принцип дії цих елементів. Принципи підвищення ефективності ТЕС. Розгляд методів розрахунку теплових схем ПТУ, окремих елементів. Аналіз впливу технічних рішень, прийнятих під час виборів теплової схеми та режимних факторів на техніко-економічні показники установок.
Зміст
Вступ 3
1. Коротка характеристика турбоустановки 4
2. Теплова схема установки 7
3.Допоміжне обладнання турбоустановки 9
3.1. Конденсатор 9
3.2. Підігрівач низького тиску (ПНД) 11
3.3. Підігрівач високого тиску (ПВД) 14
3.4. Деаератор 15
4. Паливне господарство 17
4.1 Загальна схема та обладнання паливного господарства
електростанції на мазуті 17
4.2. Характеристика палива 18
Висновок 20
Література 21
ЗАТВЕРДЖЕНО Головним технічним управлінням з експлуатації енергосистем 02.07.85р.
Заступник начальника Д.Я. ШАМАРАКІВ
|
Найменування |
Типовий графік |
За витратою пари |
За витратою теплоти |
|||||
|
Одиниця виміру |
Значення |
Одиниця виміру |
Значення |
|||||
|
1.1. Годинна витрата холостого ходу |
||||||||
|
1.2. Додаткова питома витрата (приріст) |
т/(МВт · год) |
Гкал/(МВт · год) |
||||||
|
1.3. Умови характеристики: |
||||||||
|
а) тиск свіжої пари та пари по сходах |
Рис. 6, 7а, 7б |
МПа (кгс/м2) |
МПа (кгс/см 2) |
|||||
|
б) ступінь сухості свіжої пари |
||||||||
|
кПа (кгс/см 2) |
кПа (кгс/см 2) |
|||||||
|
ж) витрата живильної води |
G п.в = D 0- 40 т/год |
G п.в = D 0- 40 т/год |
||||||
|
2. Характеристика при постійних витратах і температурі охолоджуючої води (для конденсатора К-10120 ХТГЗ): W = 4? 20720 = 82880 т/год; tв 1 ном= 12 °C та параметри п. 1.3 |
||||||||
|
2.1. Годинна витрата холостого ходу |
||||||||
|
2.2. Додаткова питома витрата (приріст) |
т/(МВт · год) |
Гкал/(МВт · год) |
||||||
|
Таблиця 2 |
ЗВЕДЕННЯ НОРМ ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИХ ПОКАЗНИКІВ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
||||||
|
Найменування |
Типовий графік |
За витратою пари |
За витратою теплоти |
|||||||||
|
Одиниця виміру |
До зламу |
Після зламу |
Одиниця виміру |
До зламу |
Після зламу |
|||||||
|
1. Характеристика при постійному тиску (вакуумі) у конденсаторі |
||||||||||||
|
1.1. Додаткова питома витрата (приріст) |
кг/(кВт · год) |
Гкал/(МВт · год) |
||||||||||
|
1.2. Злам характеристики |
||||||||||||
|
1.3. Умови характеристики: |
||||||||||||
|
а) тиск свіжої пари та по сходах |
МПа (кгс/см 2) |
МПа (кгс/см 2) |
||||||||||
|
б) температура свіжої пари |
||||||||||||
|
в) температура пари після промперегрівання |
||||||||||||
|
г) втрата тиску в тракті промперегріву |
% Р 1 ЦСД |
% Р 1 ЦСД |
||||||||||
|
д) тиск відпрацьованої пари |
кПа (кгс/см 2) |
кПа (кгс/см 2) |
||||||||||
|
е) температура поживної води та основного конденсату |
||||||||||||
|
ж) витрата живильної води |
G п.в = D 0 |
G п.в = D 0 |
||||||||||
|
2. Характеристика при постійній витраті та температурі охолоджувальної води (для конденсатора К-11520-2ХТГЗ W = 51480 т/год; tв1ном= 12 °С і параметри п. 1.3 (а, б, в, г, е, ж) |
||||||||||||
|
2.1. Додаткова питома витрата (приріст) |
кг/(кВт · год) |
Гкал/(МВт · год) |
||||||||||
|
2.2. Злам характеристики |
||||||||||||
|
3. Поправки до питомої витрати теплоти відхилення параметрів від номінальних значень, %: |
||||||||||||
|
на ±1 МПа (10 кгс/см 2) свіжої пари |
||||||||||||
|
на ±10 °C свіжої пари |
||||||||||||
|
на ±10 °C температури пари промперегріву |
||||||||||||
|
на зміну втрати тиску в тракті промперегріву |
||||||||||||
|
на зміну тиску в конденсаторі |
||||||||||||
|
Таблиця 3 |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА НЕТТО ТУРБОАГРЕГАТА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|||||
|
УМОВИ ХАРАКТЕРИСТИКИ: 1. Параметри та теплова схема - рис. 1 2. Тиск циркуляційних насосів – 120 кПа (12 м вод. ст.) |
|||||||
|
Потужність на виводах генератора, МВт |
|||||||
|
Внутрішня потужність турбоприводу живильного насоса, МВт |
|||||||
|
Потужність, що витрачається на власні потреби турбоагрегату, МВт |
|||||||
|
у тому числі на циркуляційні насоси |
|||||||
|
Витрата теплоти турбоагрегатом брутто, Гкал/год |
|||||||
|
Потужність нетто турбоагрегату, МВт |
|||||||
|
Витрата теплоти на власні потреби, Гкал/год |
|||||||
|
Витрата теплоти на вироблення електроенергії, включаючи витрати теплоти на власні потреби, Гкал/год |
|||||||
|
Рівняння витрати теплоти за потужністю нетто, |
|||||||
|
Поправки (%) до повної та питомої витрат теплоти нетто на зміну тиску циркуляційних насосів |
|||||||
|
Тиск насосів, кПа (м вод. ст.) |
Потужність нетто, МВт |
||||
|
Таблиця 4 |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
Тип К-500-240-2 ХТГЗ |
|||||||||||||||
|
Основні заводські дані турбоагрегату |
|||||||||||||||||
|
D ппт/год |
P 0 КПа (кгс/см 2) |
Поверхня двох конденсаторів, м 2 |
|||||||||||||||
|
Порівняння результатів випробувань із гарантійними даними (при номінальних P 0 , t 0 , , , W, F) |
|||||||||||||||||
|
Показник |
|||||||||||||||||
|
Витрата свіжої пари |
по гарантії |
||||||||||||||||
|
з випробувань |
|||||||||||||||||
|
Температура живильної води |
по гарантії |
||||||||||||||||
|
з випробувань |
|||||||||||||||||
|
Втрата тиску в тракті промперегріву |
по гарантії |
||||||||||||||||
|
з випробувань |
|||||||||||||||||
|
Внутрішній відносний ККД турбоприводу живильного насоса |
по гарантії |
||||||||||||||||
|
з випробувань |
|||||||||||||||||
|
Питома витрата теплоти |
ккал/(кВт · год) |
по гарантії |
|||||||||||||||
|
з випробувань |
|||||||||||||||||
|
Питома витрата теплоти, наведена до гарантійних умов |
ккал/(кВт · год) |
||||||||||||||||
|
Відхилення питомої витрати теплоти від гарантійного |
ккал/(кВт · год) |
||||||||||||||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПРИНЦИПІАЛЬНА ТЕПЛОВА СХЕМА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА І ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 хтгз |
||||||||||||||||||
|
Умови характеристики |
|||||||||||||||||||
|
P 0 МПа (кгс/см2) |
D Pпп |
P 2 кПа (кгс/см 2) |
D NПОТМВт |
Gп.в = D 0 |
Gвпр = 0 |
tп.в |
tо.к |
Генератор |
Теплова схема |
||||||||||
|
МПа (кгс/см 2) |
|||||||||||||||||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА І ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|||||||||||||||
|
Умови характеристики |
||||||||||||||||
|
P 0 МПа (кгс/см2) |
D Pпп |
P 2 МПа (кгс/см 2) |
D NПОТМВт |
G п.в = D 0 |
G впр = 0 |
Генератор |
Теплова схема |
|||||||||
|
МПа (кгс/см 2) |
||||||||||||||||
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ДІАГРАМА ПАРОПОЗНАЧЕННЯ ЦВД |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТИСК У ВІДБОРАХ, ЗА ЦВД, ПЕРЕД СТОПОРНИМИ КЛАПАНАМИ ЦСД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТИСК У ВІДБОРАХ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТИСК У ВІДБОРАХ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРА ТА ЕНТАЛЬПІЯ ЖИВИЛЬНОЇ ВОДИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРА ОСНОВНОГО КОНДЕНСАТУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВНУТРІШНІЙ ВІДНОСНИЙ ККД ЦВД І ЦСД |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВНУТРІШНЯ ПОТУЖНІСТЬ ТУРБОПРИВОДУ І ВИТРАТА ПАРА НА ПТН |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВНУТРІШНІЙ ВІДНОСНИЙ ККД, ТИСК ПАРА В КОНДЕНСАТОРІ ТУРБОПРИВОДУ І ТИСК НА СТОРОНІ НАГНІТАННЯ ЖИВЧОГО НАСОСУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПРИРОСТАННЯ ЕНТАЛЬПІЇ ЖИВИЛЬНОЇ ВОДИ У ЖИВЧОМУ НАСОСУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВТРАТИ ТИСКУ У ТРАКТІ ПРОМПЕРЕГРІВУ |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ЕНТАЛЬПІЇ СВІЖОЇ ПАРИ, ПАРА ПЕРЕД СТОПОРНИМИ КЛАПАНАМИ ЦСД І ЗА ЦВД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ПРОМПЕРЕГРІВ, В КОНДЕНСАТОР |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ПВД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ДЕАЕРАТОР |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ВИТРАТА ПАРА НА ПНД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРНІ НАПОРИ ПВД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРНІ НАПОРИ ПНД № 3, 4, 5 |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ТЕМПЕРАТУРНІ НАПОРИ ПНД № 1, 2 |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ЕЛЕКТРОМЕХАНІЧНИЙ ККД ТУРБОАГРЕГАТА, ВТРАТИ МЕХАНІЧНІ ТА ГЕНЕРАТОРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ К-11520-2 ХТГЗ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ К-11520-2 ХТГЗ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ Поправка до потужності на тиск відпрацьованої пари |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКА ДО ПОТУЖНОСТІ ОДНОГО ПТН НА ЗМІНУ ТИСКУ В КОНДЕНСАТОРІ ПРИВІДНОЇ ТУРБИНИ ОК-18ПУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 27, ж, з |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
з) на відключення групи ПВД
|
Рис. 27, і, до |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 27, н, про, п |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
д) на відключення дренажного насосу ДН №2
|
Рис. 27, р, с |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 хтгз |
1 - байпасування всіх ПНД; 2 - байпасування ПНД № 1, ПНД № 2 та ПНД № 3; 3 - байпасування ПНД №4, ПНД №5
|
Рис. 27, т, у |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 27, ф, х, ц |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКА ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
ф) на включення в роботу підігрівачів мережної води (конденсат пари, що відбирається, повертається в лінію основного конденсату за ПНД № 1)
|
Рис. 27, год, ш |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 хтгз |
ч) на зміну відносних втрат тиску в трубопроводах пари, що гріє, до ПВД
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 28, а б |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
а) на відхилення тиску свіжої пари від номінального
б) на відхилення температури свіжої пари від номінальної
|
Рис. 28, в, г |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 хтгз |
в) на відхилення температури пари промперегріву від номінальної
г) на зміну втрати тиску в тракті промперегріву
|
Рис. 28, д, е |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
д) на зміну нагрівання води в живильному турбонасосі
е) на відхилення нагріву поживної води у ПВД
|
Рис. 28, ж, з |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
ж) на відхилення нагріву основного конденсату в ПНД
з) на відключення групи ПВД
|
Рис. 28, і, до |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
і) на переведення харчування деаератора з IV на III відбір
к) на збільшення витрати пари IV відбору на ПТН
л) на відхилення температури охолоджувальної води на вході в конденсатор турбіни від номінальної
м) на відхилення тиску відпрацьованої пари в конденсаторі турбіни від номінального
|
Рис. 28, н, про, п |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 хтгз |
н) на зміну відносної витрати на упорскування у проміжний пароперегрівач котла
о) на відключення ПНД № 4 та ПНД № 5
д) на відключення дренажного насосу ДН №1
|
Рис. 28, р, с |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
р) на байпасування основним конденсатом ПНД
1 - байпасування всіх ПНД; 2 - байпасування ПНД № 1, ПНД № 2 та ПНД № 3; 3 - байпасування ПНД №4, ПНД №5
с) на відключення дренажних насосів ДН № 1, ДН № 2
|
Рис. 28, т, у |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 хтгз |
т) на відпустку пари з відборів понад потреби регенерації (повернення конденсату пари, що відбирається в конденсатор)
у) на відключення дренажного насосу ДН № 2
|
Рис. 28, ф, х, ц |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
ф) на включення в роботу підігрівачів мережної води (конденсат пари, що відбирається, повертається в лінію основного конденсату)
х) при роботі на ковзному тиску свіжої пари (відкриті I - VIII регулюючі клапани)
ц) при роботі на ковзному тиску свіжої пари (відкриті I - V регулюючі клапани)
|
Рис. 28, год, ш |
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 хтгз |
ч) зміну відносних втрат тиску (? Р/Р) у трубопроводах гріючої пари до ПВД
ш) на зміну відносної втрати тиску в трубопроводах пари, що гріє, до ПНД
|
ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО І ПОДІЛЬНОГО ВИТРАТУ ТЕПЛОТИ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
щ) зміну ККД ЦВД, ЦСД, ЦНД
додаток
1. УМОВИ СКЛАДАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНОЇ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Типова енергетична характеристика турбоагрегату К-500-240-2 ХТГЗ складена на базі теплових випробувань двох турбін, проведених підприємством Уралтехенерго на Троїцькій та Рефтинській ДРЕС. Характеристика відображає технічно досяжну економічність турбоагрегату, що працює за заводською розрахунковою тепловою схемою (рис. 1) та за наступних умов, прийнятих за номінальні:
Тиск свіжої пари перед стопорними клапанами ЦВД - 24 МПа (240 кгс/см);
Температура свіжої пари перед стопорними клапанами ЦВД – 540 °C;
Температура пари після промперегріву перед стопорними клапанами ЦСД – 540 °C;
Втрати тиску в тракті промперегріву на ділянці від вихлопу ЦВД до стопорних клапанів ЦСД по відношенню до тиску перед стопорними клапанами ЦСД – 9,9 % (рис. 14);
Тиск відпрацьованої пари: для характеристики при постійному тиску пари в конденсаторі - 3,5 кПа (0,035 кгс/см2); для характеристики при постійних витратах та температурі охолоджуючої води - відповідно до теплової характеристики конденсатора К-11520-2 при W = 51480 т/год і t 1 в= 12 °C (рис. 24, а);
Сумарна внутрішня потужність турбоприводу ПТН та тиск поживної води на стороні нагнітання - відповідно до рис. 11, 12;
Приріст ентальпії поживної води в поживному насосі – за рис. 13;
Упорскування в проміжний пароперегрівач відсутній;
Пара на ущільнення турбіни та на ежектори подається з деаератора в кількості 11,0 т/год;
Система регенерації високого та низького тиску включена повністю, на деаератор 0,7 МПа (7 кгс/см 2) подається пара II, IV відборів турбіни (залежно від навантаження);
Витрата поживної води дорівнює витраті свіжої пари;
Температура живильної води та основного конденсату відповідає залежностям, наведеним на рис. 8, 9;
Пара нерегульованих відборів турбіни використовується лише для потреб регенерації, живлення живильних турбонасосів; загальностанційні споживачі тепла відключені;
Електромеханічні втрати турбоагрегату прийнято за розрахунками заводу (рис. 23);
Номінальний cosj= 0,85.
Покладені основою цієї характеристики дані випробувань оброблені із застосуванням таблиць «Теплофізичних властивостей води та водяної пари» (М.: Видавництво стандартів, 1969).
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЛАДНАННЯ, ЩО ВХОДИТЬ У СКЛАД ТУРБОУСТАНОВКИ
До складу турбоустановки крім турбіни входить таке обладнання:
Генератор ТГВ-500 заводу «Електроважмаш»;
Три підігрівачі високого тиску - ПВД № 7 - 9 відповідно до типу ПВ-2300-380-17, ПВ-2300-380-44, ПВ-2300-380-61, пароохолоджувачі яких включені за схемою Рікара-Некольного;
Деаератор 0,7 МПа (7 кгс/см2);
П'ять підігрівачів низького тиску:
ПНД №4,5 типу ПН-900-27-7;
ПНД № 1, 2, 3 типу ПН-800-29-7;
Два поверхневі двопотокові конденсатори К-11520-2;
Два основні пароструминні ежектори ЕП-3-50/150;
Один ежектор ущільнень ЕУ-16-1;
Два поживні турбонасосні агрегати (ПТН), кожен з яких складається з поживного насоса ПТН-950-350 ЛМЗ, приводної турбіни ОК-18 ПУ Калузького турбінного заводу; предвключені (бустерні) насоси розташовані одному валу з живильним насосом (обидва ПТН постійно у роботі);
Два конденсатні насоси І ступеня КСВ-1600-90 з приводом від електродвигуна АВ-500-1000 (постійно в роботі один насос, один - у резерві);
Два конденсатні насоси II ступеня ЦН-1600-220 з приводом від електродвигуна АВ-1250-6000 (постійно в роботі один насос, один - у резерві);
Два зливні насоси ПНД № 2 КСВ-200-210 з приводом від електродвигуна АВ-113-4;
Один зливний насос ПНД №4 6Н-7?2а із приводом від електродвигуна МАЗб-41/2.
3. ХАРАКТЕРИСТИКА БРУТТО ТУРБОАГРЕГАТУ
Повна витрата теплоти брутто та витрата свіжої пари залежно від потужності на висновках генератора аналітично виражаються такими рівняннями:
при постійному тиску пари в конденсаторі:
Р 2 = 3,5 кПа (0,035 кгс/см2) (див. рис. 3)
Q 0 = 86,11 + 1,7309N Т+ 0,1514 · ( N Т- 457,1) Гкал/год;
D 0 = -6,37 + 2,9866N Т+ 0,6105 · ( N Т- 457,1) т/год;
при постійній витраті ( W= 51480 т/год) та температурі ( t 1 в= 12 °C) охолоджувальної води (мал. 2):
Q 0 = 67,46 + 1,7695NТ+ 0,1638 · ( NТ- 457,5) Гкал/год;
D 0 = -37,05 + 3,0493N Т+ 0,6469 · ( N Т- 457,5) т/год.
Характеристика справедлива під час роботи з власним збудником генератора. Працюючи з резервним збудником потужність турбоагрегата брутто визначається як різницю між потужністю на висновках генератора і потужністю, споживаної резервним збудником.
4. ПОПРАВКИ НА ВІДКЛОНЕННЯ УМОВ РОБОТИ
Витрата пари та теплоти для заданої в умовах експлуатації потужності визначається за відповідними залежностями характеристики з подальшим запровадженням необхідних поправок (рис. 27, 28). Ці зміни враховують відмінність експлуатаційних умов від умов характеристики. Поправки дано за постійної потужності на висновках генератора. Знак поправок відповідає переходу від умов характеристики до експлуатаційних. За наявності в умовах роботи турбоагрегату двох і більше відхилень від номінальних поправок алгебраїчно підсумовуються.
Користування кривими поправками пояснюється на наступному прикладі.
NТ= 500 МВт;
P 0 = 24,3 МПа (243 кгс/см2);
W=51480 т/год;
дренаж ПНД № 4 зливається каскадно у ПНД № 3.
Інші параметри - номінальні.
Визначити витрати свіжої пари, повну та питому витрати теплоти за заданих умов. Результати розрахунку зведено у наведену нижче таблицю.
|
Показник |
Позначення |
Одиниця виміру |
Спосіб визначення |
Отримане значення |
|
Витрата теплоти на турбоагрегат за номінальних умов |
||||
|
Витрата свіжої пари за номінальних умов |
||||
|
Питома витрата теплоти за номінальних умов Параметри та теплова схема установки – за рис. 1; Тиск, який розвивається циркуляційними насосами, - 120 кПа (12 м вод. ст.); Витрата циркуляційної води через конденсатор турбіни – 51480 т/год; ККД циркуляційного насоса – 85,2 %; Витрата теплоти на власні потреби турбоагрегату становить 0,96 Гкал/год (0,1 % витрати теплоти турбоагрегатом за номінальної потужності); Витрата електроенергії на власні потреби турбоагрегату враховує роботу насосів (циркуляційних, конденсатних, зливних ПНД, системи регулювання турбіни); Витрата електроенергії на інші механізми прийнято у розмірі 0,3 % номінальної потужності турбоагрегату. При визначенні потужності нетто з потужності на виводах генератора ( N Т) віднімається потужність, витрачена на власні потреби турбоагрегату:
При відхиленні тиску, що розвивається циркуляційними насосами, від прийнятого в якості номінального (120 кПа = 12 м вод. ст.), До витрати теплоти нетто, визначеному за рівнянням для заданої потужності нетто, вводиться поправка. Користування характеристикою нетто та поправками до витрати теплоти нетто на зміну тиску, що розвивається циркуляційними насосами, пояснюється на прикладі.
Н ц.н= 100 кПа (10 м вод. ст.). Визначити витрати теплоти нетто. 1. За рівнянням характеристики нетто визначається витрата теплоти нетто при Н ц.н= 120 кПа (12 м вод. ст.)
2. Визначається виправлення до витрати теплоти нетто
3. Шукана витрата теплоти нетто при Н ц.н= 100 кПа (10 м вод. ст.) та
Нормативні графічні залежності дійсні в діапазонах, наведених на відповідних графіках цієї Типової енергетичної характеристики. Примітка. Для переведення із системи МКГСС до системи СІ необхідно користуватися перекладними коефіцієнтами: 1 кгс/см2 = 98066,5 Па; 1мм вод. ст. = 9,81 Па; 1 кал = 4,1868 Дж; 1 ккал/кг = 4,1868 кДж/кг; 1 кВт · год = 3,6 МДж. |
визначається так:
Турбіна К-500-240-4 ЛМЗ конденсаційна, одновальна, з 8 нерегульованими відборами пари, з промперегрівом, номінальною потужністю 525 МВт, з частотою обертання 3000 об/хв. призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струму ТВВ-500-2 УЗ "Електросила" з напругою на клемах 24 кВ.
Турбіна розрахована для роботи на наступних основних параметрах:
тиск гострої пари перед стопорними клапанами ЦВД – 240 кгс/см²;
температура гострої пари перед стопорними клапанами - ЦВД-560 ° С;
тиск на вихлопі ЦВД за номінальної потужності 34,9 кгс/см², максимальний тиск - 41,7 кгс/см²;
температура пари на вихлопі ЦВД при номінальній потужності – 289 про С;
тиск пари перед стопорними клапанами ЦСД-32,4 кгс/см², максимальний тиск - 36,6 кгс/см²;
температура пари перед стопорними клапанами ЦСД після промперегріву - 560°С;
розрахунковий тиск у конденсаторі турбіни 0,035 кгс/см² при температурі охолоджувальної води на вході в конденсатор 12 про З витраті 73000 м 3 /год.
Принципова теплова схема турбіни К – 500 – 240 представлена малюнку 2.1.
Регенеративна система турбіни призначена для підігріву основного конденсату та поживної води парою з відборів турбіни. Система регенерації складається з чотирьох підігрівачів низького тиску (два з них типу, що змішує), деаератора і трьох підігрівачів високого тиску. Злив дренажу з підігрівачів високого тиску (ПВД) – каскадний (без використання дренажних насосів) деаератор; з підігрівачів низького тиску (ПНД) – каскадно у ПНД – 2.
Пара з проміжних ущільнень надходить у сальниковий холодильник (СХ), а з кінцевих ущільнень у сальниковий підігрівач (ПС), що сприяє додатковому підігріву основного конденсату. Для відшкодування втрат конденсату в конденсатозбірник йде підживлення хімічно очищеної води з ХВО.
У цій схемі встановлено живильний турбонасос (ПТН), приводом якого служить турбіна. Пара на турбопривід йде з третього відбору турбіни.
Турбіна К-500-240 п'ятициліндрова (один циліндр високого тиску, один середнього і три низького тиску).
2. Розрахунок принципової теплової схеми паротурбінної установки
2.1 Вихідні дані для розрахунку принципової теплової схеми турбоустановки К-800-240
Електрична потужність ;
Тиск свіжої пари, Р 0 = 23,5 МПа;
Температура свіжої пари, t 0 = 560 ° С;
Тиск на вихлопі ЦВД, Р ЦВД = 3,49 МПа;
Тиск пари перед стопорними клапанами ЦСД після проміжного перегріву Р ПП =3,24 МПа;
Температура пари перед стопорними клапанами ЦСД після проміжного перегріву, t ПП =560°С;
Тиск у конденсаторі турбіни Р к =0,0034 МПа при температурі охолоджувальної води на вході в конденсатор 12 про З витраті 73000 м 3 /год.
Таблиця 1. Значення ККД елементів теплової схеми
|
Найменування |
Значення |
|
ККД регенеративних підігрівачів високого тиску (ПВД) |
|
|
ККД регенеративних підігрівачів низького тиску (ПНД) |
|
|
ККД живильного насосу |
|
|
ККД деаератора живильної води |
|
|
ККД генератора - електромеханічний |
|
|
ККД трубопроводів |
|
|
Внутрішні відносні ККД турбіни по відсіках |
|
;
;
.Рисунок 1. Принципова теплова схема турбоустановки К-800-240
- Вконтакте 0
- Google+ 0
- ОК 0
- Facebook 0
