Разделы сайта
Выбор редакции:
- Лицо зимы поэтические цитаты для детей
- Урок русского языка "мягкий знак после шипящих у существительных"
- Щедрое дерево (притча) Как придумать счастливый конец сказки щедрое дерево
- План-конспект урока по окружающему миру на тему "Когда наступит лето?
- Восточная Азия: страны, население, язык, религия, история Являясь противником лженаучных теорий деления человеческих рас на низшие и высшие, он доказал справед
- Классификация категорий годности к военной службе
- Неправильный прикус и армия Неправильный прикус не берут в армию
- К чему снится умершая мама живой: толкования сонников
- Под какими знаками зодиака рождаются в апреле
- К чему снится шторм на море волны
Реклама
По эксплуатации паровой турбины. По эксплуатации паровой турбины Схема конденсатора турбины пт 80 |
Предисловие к первой частиМоделирование паровых турбин — повседневная задача сотен людей в нашей стране. Вместо слова модель
принято говорить расходная характеристика
. Расходные характеристики паровых турбин используют при решении таких задач, как вычисление удельного расхода условного топлива на электроэнергию и тепло, производимые ТЭЦ; оптимизация работы ТЭЦ; планирование и ведение режимов ТЭЦ. Мною разработана новая расходная характеристика паровой турбины
— линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Разработанная расходная характеристика удобна и эффективна в решении указанных задач. Однако на текущий момент она описана лишь в двух научных работах:
И сейчас в своем блоге мне бы хотелось:
1. Исходные данныеИсходными данными для построения линеаризованной расходной характеристики могут быть
В тех случаях, когда фактические значения Q 0 , N, Q п, Q т недоступны, можно обработать номограммы q т брутто. Они, в свою очередь, были получены на основании измерений. Подробнее об испытаниях турбин читайте в Горнштейн В.М. и др. Методы оптимизации режимов энергосистем
. 2. Алгоритм построения линеаризованной расходной характеристикиАлгоритм построения состоит из трех шагов.
При работе с номограммами q т брутто первый шаг осуществляется быстро. Такую работу называют оцифровкой
(digitizing). Оцифровка 9 номограмм для текущего примера заняла у меня около 40 минут. Второй и третий шаг требуют применения математических пакетов. Я люблю и много лет использую MATLAB. Мой пример построения линеаризованной расходной характеристики выполнен именно в нем. Пример можно скачать по ссылке , запустить и самостоятельно разобраться в методе построения линеаризованной расходной характеристики. Расходная характеристика для рассматриваемой турбины строилась для следующих фиксированных значений параметров режима:
1) Номограммы удельного расхода q т брутто
на выработку электроэнергии (отмеченные красные точки оцифрованы — перенесены в таблицу):
2) Результат оцифровки
(каждому файлу csv соответствует файл png):
3) Скрипт MATLAB
с расчетами и построением графиков:
4) Результат оцифровки номограмм и результат построения линеаризованной расходной характеристики
в табличном виде:
Шаг 1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид1. Обработка исходных данныхИсходными данными для нашего примера являются номограммы q т брутто. Для перевода в цифровой вид множества номограмм нужен специальный инструмент. Я многократно использовала web-приложение для этих целей. Приложение просто, удобно, однако не имеет достаточной гибкости для автоматизации процесса. Часть работы приходится делать вручную. На данном шаге важно оцифровать крайние точки номограмм, которые задают границы регулировочного диапазона работы паровой турбины
. Работа состояла в том, чтобы в каждом файле png при помощи приложения отметить точки расходной характеристики, скачать полученный csv и собрать все данные в одной таблице. Результат оцифровки можно найти в файле PT-80-linear-characteristic-curve.xlsx, лист «PT-80», таблица «Исходные данные». 2. Приведение единиц измерения к единицам мощности$$display$$\begin{equation} Q_0 = \frac {q_T \cdot N} {1000} + Q_П + Q_Т \qquad (1) \end{equation}$$display$$ и приводим все исходные величины к МВт. Расчеты реализованы средствами MS Excel. Полученная таблица «Исходные данные (ед. мощности)» является результатом первого шага алгоритма. Шаг 2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины1. Проверка работы MATLABНа данном шаге требуется установить и открыть MATLAB версии не ниже 7.3 (это старая версия, текущая 8.0). В MATLAB открыть файл PT_80_linear_characteristic_curve.m, запустить его и убедиться в работоспособности. Все работает корректно, если по итогам запуска скрипта в командной строке вы увидели следующее сообщение: Значения считаны из файла PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx за 1 сек Коэффициенты: a(N) = 2.317, a(Qп) = 0.621, a(Qт) = 0.255, a0 = 33.874 Средняя ошибка = 0.006, (0.57%) Число граничных точек регулировочного диапазона = 37 Если у вас возникли ошибки, то разберитесь самостоятельно, как их исправить. 2. ВычисленияВсе вычисления реализованы в файле PT_80_linear_characteristic_curve.m. Рассмотрим его по частям. 1) Укажем название исходного файла, лист, диапазон ячеек, содержащий полученную на предыдущем шаге таблицу «Исходные данные (ед. мощности)». XLSFileName = "PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx"; XLSSheetName = "PT-80"; XLSRange = "F3:I334"; 2) Считаем исходные данные в MATLAB. sourceData = xlsread(XLSFileName, XLSSheetName, XLSRange); N = sourceData(:,1); Qm = sourceData(:,2); Ql = sourceData(:,3); Q0 = sourceData(:,4); fprintf("Значения считаны из файла %s за %1.0f сек\n", XLSFileName, toc); Используем переменную Qm для расхода пара среднего давления Q п, индекс m
от middle
— средний; аналогично используем переменную Ql для расхода пара низкого давления Q n , индекс l
от low
— низкий. 3) Определим коэффициенты α i . Вспомним общую формулу расходной характеристики $$display$$\begin{equation} Q_0 = f(N, Q_П, Q_Т) \qquad (2) \end{equation}$$display$$ и укажем независимые (x_digit) и зависимые (y_digit) переменные. x_digit = ; % электроэнергия N, промышленный пар Qп, теплофикационный пар Qт, единичный вектор y_digit = Q0; % расход острого пара Q0 Если вам непонятно, зачем в матрице x_digit единичный вектор (последний столбец), то читайте материалы по линейной регрессии. На тему регрессионного анализа рекомендую книгу Draper N., Smith H. Applied regression analysis
. New York: Wiley, In press, 1981. 693 p. (есть на русском языке). Уравнение линеаризованной расходной характеристики паровой турбины $$display$$\begin{equation} Q_0 = \alpha_N \cdot N + \alpha_П \cdot Q_П + \alpha_Т \cdot Q_Т + \alpha_0 \qquad (3) \end{equation}$$display$$ является моделью множественной линейной регрессии. Коэффициенты α i определим при помощи «большого блага цивилизации»
— метода наименьших квадратов. Отдельно отмечу, что метод наименьших квадратов разработан Гауссом в 1795 году. В MATLAB это делается одной строчкой. A = regress(y_digit, x_digit); fprintf("Коэффициенты: a(N) = %4.3f, a(Qп) = %4.3f, a(Qт) = %4.3f, a0 = %4.3f\n",... A); Переменная A содержит искомые коэффициенты (см. сообщение в командной строке MATLAB). Таким образом, полученная линеаризованная расходная характеристика паровой турбины ПТ-80 имеет вид $$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.621 \cdot Q_П + 0.255 \cdot Q_Т + 33.874 \qquad (4) \end{equation}$$display$$ 4) Оценим ошибку линеаризации полученной расходной характеристики. y_model = x_digit * A; err = abs(y_model - y_digit) ./ y_digit; fprintf("Средняя ошибка = %1.3f, (%4.2f%%)\n\n", mean(err), mean(err)*100); Ошибка линеаризации равна 0,57%
(см. сообщение в командной строке MATLAB). Для оценки удобства использования линеаризованной расходной характеристики паровой турбины решим задачу вычисления расхода пара высокого давления Q 0 при известных значениях нагрузки N, Q п, Q т. Пусть N = 82.3 МВт, Q п = 55.5 МВт, Q т = 62.4 МВт, тогда $$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot 82,3 + 0.621 \cdot 55,5 + 0.255 \cdot 62,4 + 33.874 = 274,9 \qquad (5) \end{equation}$$display$$ Напомню, что средняя ошибка вычислений составляет 0,57%. Вернемся к вопросу, чем линеаризованная расходная характеристика паровой турбины принципиально удобнее номограмм удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии? Чтобы понять принципиальную разницу на практике, решите две задачи.
Очевидно, что в первой задаче определение значений q т брутто на глаз чревато грубыми ошибками. Вторая задача громоздка для автоматизации. Поскольку значения q т брутто нелинейны
, то для такой автоматизации число оцифрованных точек в десятки раз больше, чем в текущем примере. Одной оцифровки недостаточно, также необходимо реализовать алгоритм интерполяции
(нахождения значений между точками) нелинейных значений брутто. Шаг 3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины1. ВычисленияДля вычисления регулировочного диапазона воспользуемся другим «благом цивилизации»
— методом выпуклой оболочки, convex hull. В MATLAB это делается следующим образом. indexCH = convhull(N, Qm, Ql, "simplify", true); index = unique(indexCH); regRange = ; regRangeQ0 = * A; fprintf("Число граничных точек регулировочного диапазона = %d\n\n", size(index,1)); Метод convhull() определяет граничные точки регулировочного диапазона
, заданного значениями переменных N, Qm, Ql. Переменная indexCH содержит вершины треугольников, построенных при помощи триангуляции Делоне. Переменная regRange содержит граничные точки регулировочного диапазона; переменная regRangeQ0 — значения расхода пара высокого давления для граничных точек регулировочного диапазона. Результат вычислений можно найти в файле PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx, лист «PT-80-result», таблица «Границы регулировочного диапазона». Линеаризованная расходная характеристика построена. Она представляет собой формулу и 37 точек, задающих границы (оболочку) регулировочного диапазона в соответствующей таблице. 2. ПроверкаПри автоматизации процессов расчета Q 0 необходимо проверять, находится ли некоторая точка со значениями N, Q п, Q т внутри регулировочного диапазона или за его пределами (режим технически не реализуем). В MATLAB это можно делать следующим образом. Задаем значения N, Q п, Q т, которые мы хотим проверить. n = 75; qm = 120; ql = 50; Проверяем. in1 = inpolygon(n, qm, regRange(:,1),regRange(:,2)); in2 = inpolygon(qm, ql, regRange(:,2),regRange(:,3)); in = in1 && in2; if in fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится внутри регулировочного диапазона\n", n, qm, ql); else fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт находится снаружи регулировочного диапазона (технически недостижима)\n", n, qm, ql); end Проверка осуществляется в два шага:
Если обе переменные равны 1 (true), то искомая точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон работы паровой турбины. Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбиныНаиболее «щедрые блага цивилизации»
нам достались в части иллюстрации результатов расчетов. Предварительно нужно сказать, что пространство, в котором мы строим графики, т. е. пространство с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , w – Q п, называем режимным пространством (см. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России ). Каждая точка этого пространства определяет некоторый режим работы паровой турбины. Режим может быть
Если говорить о конденсационном режиме работы паровой турбины (Q п = 0, Q т = 0), то линеаризованная расходная характеристика
представляет собой отрезок прямой
. Если говорить о турбине Т-типа, то линеаризованная расходная характеристика представляет собой плоский многоугольник в трехмерном режимном пространстве
с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , который легко визуализировать. Для турбины ПТ-типа визуализация наиболее сложная, поскольку линеаризованная расходная характеристика такой турбины представляет плоский многоугольник в четырехмерном пространстве
(пояснения и примеры см. в Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России, раздел Линеаризация расходной характеристики турбины
). 1. Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбиныПостроим значения таблицы «Исходные данные (ед. мощности)» в режимном пространстве. Рис. 3. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 Поскольку построить зависимость в четырехмерном пространстве мы не можем, до такого блага цивилизации еще не дошли, оперируем значениями Q п следующим образом: исключаем их (рис. 3), зафиксируем (рис. 4) (см. код построения графиков в MATLAB). Зафиксируем значение Q п = 40 МВт и построим исходные точки и линеаризованную расходную характеристику. Рис. 4. Исходные точки расходной характеристики (синие точки), линеаризованная расходная характеристика (зеленый плоский многоугольник) Вернемся к полученной нами формуле линеаризованной расходной характеристики (4). Если зафиксировать Q п = 40 МВт МВт, то формула будет иметь вид $$display$$\begin{equation} Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.255 \cdot Q_Т + 58.714 \qquad (6) \end{equation}$$display$$ Данная модель задает плоский многоугольник в трехмерном пространстве с осями x – N, y – Q т, z – Q 0 по аналогии с турбиной Т-типа (его мы и видим на рис. 4). Много лет назад, когда разрабатывали номограммы q т брутто, на этапе анализа исходных данных совершили принципиальную ошибку. Вместо применения метода наименьших квадратов и построения линеаризованной расходной характеристики паровой турбины по неведомой причине сделали примитивный расчет: $$display$$\begin{equation} Q_0(N) = Q_э = Q_0 - Q_Т - Q_П \qquad (7) \end{equation}$$display$$ Вычли из расхода пара высокого давления Q 0 расходы паров Q т, Q п и отнесли полученную разницу Q 0 (N) = Q э на выработку электроэнергии. Полученную величину Q 0 (N) = Q э поделили на N и перевели в ккал/кВт·ч, получив удельный расход q т брутто. Данный расчет не соответствует законам термодинамики. Дорогие читатели, может, именно вы знаете неведомую причину? Поделитесь ею! 2. Иллюстрация регулировочного диапазона паровой турбиныПосмотрим оболочку регулировочного диапазона в режимном пространстве. Исходные точки для его построения представлены на рис. 5. Это те же самые точки, которые мы видим на рис. 3, однако теперь исключен параметр Q 0 . Рис. 5. Исходные точки расходной характеристики в режимном пространстве с осями x – N, y – Q п, z – Q т Множество точек на рис. 5 является выпуклым. Применив функцию convexhull(), мы определили точки, которые задают внешнюю оболочку этого множества. Триангуляция Делоне
(набор связанных треугольников) позволяет нам построить оболочку регулировочного диапазона. Вершины треугольников являются граничными значениями регулировочного диапазона рассматриваемой нами паровой турбины ПТ-80. Рис. 6. Оболочка регулировочного диапазона, представленная множеством треугольников Когда мы делали проверку некоторой точки на предмет попадания внутрь регулировочного диапазона, то мы проверяли, лежит ли эта точка внутри или снаружи полученной оболочки. Все представленные выше графики построены средствами MATLAB (см. PT_80_linear_characteristic_curve.m). Перспективные задачи, связанные с анализом работы паровой турбины при помощи линеаризованной расходной характеристикиЕсли вы делаете диплом или диссертацию, то могу предложить вам несколько задач, научную новизну которых вы легко сможете доказать всему миру. Кроме того, вы сделаете отличную и полезную работу. Задача 1Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления пара низкого давления Q т. Задача 2Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления в конденсаторе. Задача 3Проверьте, можно ли представить коэффициенты линеаризованной расходной характеристики в виде функций дополнительных параметров режима, а именно: $$display$$\begin{equation} \alpha_N = f(p_{0},...); \\ \alpha_П = f(p_{П},...); \\ \alpha_Т = f(p_{Т},...); \\ \alpha_0 = f(p_{2},...). \end{equation}$$display$$ Здесь p 0 — давление пара высокого давления, p п — давление пара среднего давления, p т — давление пара низкого давления, p 2 — давление отработанного пара в конденсаторе, все единицы измерения кгс/см2. Обоснуйте результат. СсылкиЧучуева И.А., Инкина Н.Е. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России // Наука и образование: научное издание МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2015. № 8. С. 195-238.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную нижеСтуденты, 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.
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
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
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
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 водыРасход пара из уплотнений штоков клапанов в ДПВ принимаемЭнтальпия 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 =0.02Доля пара (в долях от выпара из деаэратора, идущего на ПЭ, уплотнения средних и концевых камер уплотненияУравнение материального баланса деаэратора:.Уравнение теплового баланса деаэратораПосле подстановки в это уравнение выражения D КД получаем:Расход греющего пара из третьего отбора турбины на ДПВотсюда 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 водыЭнтальпия дренажа h ПСВ =140.2.6.5 Двухступенчатый расширитель продувки2 - ая ступень: расширение воды, кипящей при 6 ата в количестведо давления 1 ата.= + (-)направляется в атмосферный деаэратор.2.6.6 Деаэратор добавочной водыРазмещено 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 ОПконденсат турбоустановка материальныйгде 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 = DУравнение теплового баланса деаэратора химически очищенной воды:D h 6 + D ПОВ h + D ОК h + D ОВ h D КВ hD 2566,944+ 2,897 391,6+ 25,694 376,77 + 27,493 370,4= (D + 56,084) * 391,6Отсюда 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 давленияПНД 4Уравнение теплового баланса ПНД4.Расход греющего пара на ПНД4,гдеПНД3 и смеситель СМ2Объединенное 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 = 38,609подставим D К2 в объединенное уравнение теплового баланса:D = 0,544кг/с - расход греющего пара на ПНД3 из отбора №5турбины.ПНД2 ,смеситель СМ1, ПНД1Температура за ПС:Составляются 1 уравнение материального и 2 уравнения теплового балансов:1.2.3.подставим в уравнение 2Получаем:кг/с;D П6 = 1,253 кг/с;D П7 = 2,758 кг/с.2.6.8 КонденсаторУравнение материального баланса конденсатора.2.7 Проверка расчета по материальному балансуПроверка 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
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- 80/100-130/13Определим 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 турбины3.5.2 Электрическая мощность турбоагрегата определяется по формуле:N Э =N iгде механический и электрический КПД генератора,N Э =83,46 . 0,99 . 0,98=80,97МВт.2.9 Показатели тепловой экономичности турбоустановкиПолный 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 ТЭЦПараметры 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, МВт2. 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 топливакг/с13. Расход условного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителямкг/с14. Расход условного топлива на выработку электроэнергииВ Э У =В У -В Т У =13,214-8,757=4,457 кг/сЗаключениеВ 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 АПриложение БДиаграмма режимов ПТ-80/100Приложение ВОтопительные графики качественного регулирования отпуска тепла по среднесуточной температуре наружного воздухаРазмещено на Allbest.ru...Подобные документыРасчет 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. |
Комплексная модернизация паровой турбины ПТ-80/100-130/13Целью модернизации является увеличение электрической и теплофикационной мощности турбины с повышением экономичности турбоустановки. Модернизация в объеме основной опции заключается в установке сотовых надбандажных уплотнений ЦВД и замене проточной части среднего давления с изготовлением нового ротора НД с целью увеличения пропускной способности ЧСД до 383 т/ч. При этом сохраняется диапазон регулирования давления в производственном отборе, максимальный расход пара в конденсатор не изменяется.
В результате модернизации по основной опции достигается следующее:
Эффект от модернизации в объеме основного предложения:
Дополнительные предложения (опции) по модернизации
Эффект от модернизации по дополнительным опциям
|
Рис. 10, а , б , в , г |
ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q G |
Тип
|
а ) на отклонение давления свежего пара от номинального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)
α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %
б ) на отклонение температуры свежего пара от номинальной на ± 5 °С
в ) на отклонение расхода питательной воды от номинального на ± 10 % G 0
г ) на отклонение температуры питательной воды от номинальной на ± 10 °С
Рис. 11, а , б , в |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ (Q 0) И УДЕЛЬНОМУ (q т) РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ |
Тип
|
а ) на отключение группы ПВД
б ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального
в ) на отклонение давления отработавшего пара от номинального
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; G пит = G 0
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С
Условия : G пит = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); t пит - см. рис. ; t к - см. рис.
Условия : G пит = G 0; t пит - см. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)
Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); i п = 715 ккал/кг; t к - см. рис.
Примечание. Z = 0 - регулирующая диафрагма закрыта. Z = макс - регулирующая диафрагма полностью открыта.
Условия : Р вто = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2)
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ЧСНД И ДАВЛЕНИЕ ПАРА В ВЕРХНЕМ И НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ОТБОРАХ |
Тип
|
Условия : Р п = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при Gвх ЧСД ≤ 221,5 т/ч; Р п = Gвх ЧСД/17 - при Gвх ЧСД > 221,5 т/ч; i п = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); t к - см. рис. , ; τ2 = f (P ВТО) - см. рис. ; Q т = 0 Гкал/(кВт · ч)
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ НА МОЩНОСТЬ ТУРБИНЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 1,3 (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; Р НТО = 0,06 (0,6 кгс/см2); Р 2 @ 4 кПа (0,04 кгс/см2)
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 ° С.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; Q т = 0
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0; τ2 = 52 °С; Q т = 0.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛОТЫ ПРИ РЕЖИМЕ ТОЛЬКО С ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ОТБОРОМ |
Тип
|
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); Р ВТО и Р НТО = f (Gвх ЧСД) - см. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); G пит = G 0.
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОЕ ДАВЛЕНИЕ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ |
Тип
|
Рис. 41, а , б |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДВУХСТУПЕНЧАТЫЙ ПОДОГРЕВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
а ) минимально возможное давление в верхнем Т -отборе и расчетная температура обратной сетевой воды
б ) поправка на температуру обратной сетевой воды
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В НИЖНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ОТКЛОНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ВЕРХНЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ ОТБОРЕ ОТ НОМИНАЛЬНОГО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА (ПО ДАННЫМ ПОТ ЛМЗ) |
Тип
|
1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.
На отклонение давления свежего пара от номинального на ±1 МПа (10 кгс/см2): к полному расходу теплоты
к расходу свежего пара
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1 |
Тип
|
1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.
На отклонение температуры свежего пара от номинальной на ±10 °С:
к полному расходу теплоты
к расходу свежего пара
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ РАСХОДУ ТЕПЛОТЫ (Q 0) И РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА (G 0) ПРИ РЕЖИМАХ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ1 |
Тип
|
1 На основании данных ПОТ ЛМЗ.
На отклонение давления в П -отборе от номинального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):
к полному расходу теплоты
к расходу свежего пара
Рис. 49 а , б , в |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ |
Тип
|
а ) паром производственного отбора
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; P п = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηэм = 0,975.
б ) паром верхнего и нижнего теплофикационных отборов
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °C; Р ВТО = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηэм = 0,975
в ) паром нижнего теплофикационного отбора
Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C ; Р НТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηэм = 0,975
Рис. 50 а , б , в |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К УДЕЛЬНЫМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ВЫРАБОТКАМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДАВЛЕНИЕ В РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРАХ |
Тип
|
а ) на давление в производственном отборе
б ) на давление в верхнем теплофикационном отборе
в ) на давление в нижнем теплофикационном отборе
Приложение
1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Типовая энергетическая характеристика составлена на основании отчетов о тепловых испытаниях двух турбоагрегатов: на Кишиневской ТЭЦ-2 (работа выполнена Южтехэнерго) и на ТЭЦ-21 Мосэнерго (работа выполнена МГП ПО «Союзтехэнерго»). Характеристика отражает среднюю экономичность турбоагрегата, прошедшего капитальный ремонт и работающего по тепловой схеме, представленной на рис. ; при следующих параметрах и условиях, принятых за номинальные:
Давление и температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины - 13 (130 кгс/см2)* и 555 °С;
* В тексте и на графиках - абсолютное давление.
Давление в регулируемом производственном отборе - 13 (13 кгс/см2) с естественным повышением при расходах на входе в ЧСД более 221,5 т/ч;
Давление в верхнем теплофикационном отборе - 0,12 (1,2 кгс/см2) при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды;
Давление в нижнем теплофикационном отборе - 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступенчатой схеме подогреве сетевой воды;
Давление в регулируемом производственном отборе, верхнем и нижнем теплофикационных отборах при конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления - рис. и ;
Давление отработавшего пара:
а) для характеристики конденсационного режима и работы с отборами при одноступенчатом и двухступенчатом подогреве сетевой воды при постоянном давлении - 5 кПа (0,05 кгс/см2);
б) для характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора при t 1в = 20 °С и W = 8000 м3/ч;
Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, деаэратор 0,6 (6 кгс/см2) питается паром производственного отбора;
Расход питательной воды равен расходу свежего пара, возврат 100 % конденсата производственного отбора при t = 100 °С осуществлен в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);
Температура питательной воды и основного конденсата за подогревателями соответствует зависимостям приведенным на рис. , , , , ;
Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 7 ккал/кг;
Электромеханический КПД турбоагрегата принят по данным испытания однотипного турбоагрегата, проведенного Донтехэнерго;
Пределы регулирования давления в отборах:
а) производственном - 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 кгс/см2);
б) верхнем теплофикационном при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);
а) нижнем теплофикационном при одноступенчатой схеме подогрева сетевой воды - 0,03 - 0,10 (0,3 - 1,0 кгс/см2).
Нагрев сетевой воды в теплофикационной установке при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды, определяемый заводскими расчетными зависимостями τ2р = f (P ВТО) и τ1 = f (Q т, P ВТО) составляет 44 - 48 °С для максимальных теплофикационных нагрузок при давлениях P ВТО = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).
Положенные в основу настоящей Типовой энергетической характеристика данные испытания обработаны с использованием «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969). По условиям ПОТ ЛМЗ - возвращаемый конденсат производственного отбора вводится при температуре 100 °С в линию основного конденсата после ПНД № 2. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что он вводится при той же температуре непосредственно в деаэратор 0,6 (6 кгс/см2). По условиям ПОТ ЛМЗ при двухступенчатом подогреве сетевой воды и режимах с расходом пара на входе в ЧСД более 240 т/ч (максимальная электрическая нагрузка при малом производственном отборе) ПНД № 4 полностью отключается. При составлении Типовой энергетической характеристики принято, что при расходе на входе в ЧСД свыше 190 т/ч часть конденсата направляется в обвод ПНД № 4 с таким расчетом, чтобы температура его перед деаэратором не превышала 150 °С. Это требуется для обеспечения хорошей деаэрации конденсата.
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ
В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование:
Генератор ТВФ-120-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением;
Двухходовой конденсатор 80 КЦС-1 общей поверхностью 3000 м2, из них 765 м2 приходится на долю встроенного пучка;
Четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1, встроенный в конденсатор, ПНД № 2 - ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 и 4 - ПН-200-16-7-1;
Один деаэратор 0,6 (6 кгс/см2);
Три подогревателя высокого давления: ПВД № 5 - ПВ-425-230-23-1, ПВД № 6 - ПВ-425-230-35-1, ПВД № 7 - ПВ-500-230-50;
Два циркуляционных насоса 24НДН подачей 5000 м3/ч и давлением 26 м вод. ст. с электродвигателями по 500 кВт каждый;
Три конденсатных насоса КН 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (количество находящихся в работе насосов зависит от расхода пара в конденсатор);
Два основных трехступенчатых эжектора ЭП-3-701 и один пусковой ЭП1-1100-1 (постоянно в работе один основной эжектор);
Два подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСГ-1300-3-8-10 поверхностью 1300 м2 каждый, рассчитанные на пропуск 2300 м3/ч сетевой воды;
Четыре конденсатных насоса подогревателей сетевой воды КН-КС 80/155 с приводом от электродвигателей мощностью 75 кВт каждый (по два насоса у каждого ПСГ);
Один сетевой насос I подъема СЭ-5000-70-6 с электродвигателем 500 кВт;
Один сетевой насос II подъема СЭ-5000-160 с электродвигателем 1600 кВт.
3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ
При конденсационном режиме с отключенными регуляторами давления полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора выражается уравнениями:
При постоянном давлении в конденсаторе
P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);
Q 0 = 15,6 + 2,04N т;
G 0 = 6,6 + 3,72N т + 0,11(N т - 69,2);
При постоянном расходе (W = 8000 м3/ч) и температуре (t 1в = 20 °С) охлаждающей воды
Q 0 = 13,2 + 2,10N т;
G 0 = 3,6 + 3,80N т + 0,15(N т - 68,4).
Приведенные уравнения действительны в пределах изменения мощности от 40 до 80 МВт.
Расходы теплоты и свежего пара при конденсационном режиме для заданной мощности определяются по приведенным зависимостям с последующим введением необходимых поправок по соответствующим графикам. Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от номинальных (для которых составлена Типовая характеристика) и служат для пересчета данных характеристики на эксплуатационные условия. При обратном пересчете знаки поправок меняются на обратные.
Поправки корректируют расходы теплоты и свежего пара при неизменной мощности. При отклонении нескольких параметров от номинальных значений поправки алгебраически суммируются.
4. РЕЖИМ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ
При включенных регулируемых отборах турбоагрегат может работать при одноступенчатой и двухступенчатой схемах подогрева сетевой воды. Возможна также работа без теплофикационного отбора с одним производственным. Соответствующие типовые диаграммы режимов по расходу пара и зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора даны на рис. - , а удельные выработки электроэнергии на тепловом потреблении на рис. - .
Диаграммы режимов рассчитаны по схеме, применяемой ПОТ ЛМЗ, и изображены на двух полях. Верхнее поле является диаграммой режимов (Гкал/ч) турбины с одним производственным отбором при Q т = 0.
При включении теплофикационной нагрузки и прочих неизменных условиях происходит разгрузка либо только 28 - 30-й ступеней (при включенном одном нижнем сетевом подогревателе), либо 26 - 30-й ступеней (при включенных двух сетевых подогревателях) и снижение мощности турбины.
Значение снижения мощности зависит от теплофикационной нагрузки и определяется
ΔN Qт = KQ т,
где K - определенное при испытаниях удельное изменение мощности турбины ΔN Qт/ΔQ т, равное 0,160 МВт/(Гкал · ч) при одноступенчатом подогреве, и 0,183 МВт/(Гкал · ч) при двухступенчатом подогреве сетевой воды (рис. 31 и 32).
Отсюда следует, что расход свежего пара при заданной мощности N т и двух (производственном и теплофикационном) отборах будет по верхнему полю соответствовать некоторой фиктивной мощности N фт и одному производственному отбору
N фт = N т + ΔN Qт.
Наклонные прямые нижнего поля диаграммы позволяют определить графически по заданной мощности турбины и теплофикационной нагрузке значение N фт, а по нему и производственному отбору расход свежего пара.
Значения удельных расходов теплоты и удельных выработок электроэнергии на тепловом потреблении подсчитаны по данным, взятым из расчета диаграмм режимов.
В основе графиков зависимости удельного расхода теплоты от мощности и производственного отбора лежат те же соображения, что и в основе диаграммы режимов ПОТ ЛМЗ.
График такого типа предложен турбинным цехом МГП ПО «Союзтехэнерго» («Промышленная энергетика», 1978, № 2). Он предпочтительнее системы графиков q т = f (N т, Q т) при различных Q п = const, поскольку пользование им удобнее. Графики удельного расхода теплоты по соображениям непринципиального характера выполнены без нижнего поля; методика пользования ими пояснена примерами.
Данных, характеризующих режим при трехступенчатом подогреве сетевой воды, типовая характеристика не содержит, поскольку такой режим на установках данного типа в период проведения испытаний нигде не был освоен.
Влияние отклонений параметров от принятых при расчете Типовой характеристики за номинальные учитывается двояко:
а) параметров, не влияющих на теплопотребление в котле и отпуск теплоты потребителю при неизменных массовых расходах G 0, G п и G т, - внесением поправок к заданной мощности N т(N т + KQ т).
Соответственно этой исправленной мощности по рис. - определяются расход свежего пара, удельный расход теплоты и полный расход теплоты;
б) поправки на P 0, t 0 и P п вносятся к найденным после внесения указанных выше поправок к расходу свежего пара и полному расходу теплоты, после чего подсчитывается расход свежего пара и расход теплоты (полный и удельный) для заданных условий.
Данные для поправочных кривых на давление свежего пара рассчитаны с использованием результатов испытания; все прочие поправочные кривые составлены на основе данных ПОТ ЛМЗ.
5. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ, РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА И УДЕЛЬНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ВЫРАБОТОК
Пример 1. Конденсационный режим с отключенными регуляторами давления в отборах.
Дано: N т = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); G пит = 0,93G 0; Δt пит = t пит - t нпит = -7 °С.
Требуется определить полный и удельный расходы теплоты брутто и расход свежего пара при заданных условиях.
Последовательность и результаты приведены в табл. .
Таблица П1
Обозначение |
Способ определения |
Полученное значение |
Расход свежего пара при номинальных условиях, т/ч |
Температуры свежего пара |
Расхода питательной воды |
Суммарная поправка к удельному расходу теплоты, % |
Удельный расход теплоты при заданных условиях, ккал/(кВт · ч) |
Полный расход теплоты при заданных условиях, Гкал/ч |
Q 0 = q тN т10-3 |
Поправки к расходу пара на отклонение условий от номинальных, %: |
Давления свежего пара |
Температуры свежего пара |
Давления отработавшего пара |
Расхода питательной воды |
Температуры питательной воды |
Суммарная поправка к расходу свежего пара, % |
Расход свежего пара при заданных условиях, т/ч |
Таблица П2
* При внесении поправки к мощности на давление в верхнем теплофикационном отборе Р ВТО, отличное от 0,12 (1,2 кгс/см2), результат будет отвечать температуре обратной воды, соответствующей заданному давлению по кривой τ2р = f (P ВТО) на рис. , т.е. 60 °С. ** В случае заметного отличия G ЧСДвх" от G ЧСДвх все значения в пп. 4 - 11 следует проверить по уточненному G ЧСДвх. Расчет удельных теплофикационных выработок проводится аналогично приведенному в примере . Выработка теплофикационного отбора и поправка к ней на фактическое давление Р ВТО определяется по рис. , б и , б . Пример 4. Режим без теплофикационного отбора. Дано: N т = 80 МВт; Q п = 120 Гкал/ч; Q т = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 °С; Р 7,65 |
Давление в верхнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)* |
Р ВТО |
Рис. по G ЧСДвх" |
Давление в нижнем теплофикационном отборе, (кгс/см2)* |
Р НТО |
Рис. по G ЧСДвх" |
* Давления в отборах ЧСНД и температура конденсата по ПНД могут быть определены по графикам конденсационного режима в зависимости от G ЧСДвх, при соотношении G ЧСДвх/G 0 = 0,83.
6. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Наименование |
Обозначение |
Мощность, МВт: |
электрическая на выводах генератора |
N т, N тф |
внутренняя части высокого давления |
N iЧВД |
внутренняя части среднего и низкого давления |
N iЧСНД |
суммарные потери турбоагрегата |
Σ∆N пот |
электромеханический КПД |
Цилиндр (или часть) высокого давления |
Цилиндр низкого (или часть среднего и низкого) давления |
ЦСД (ЧСНД) |
Расход пара, т/ч: |
на турбину |
на производство |
на теплофикацию |
на регенерацию |
G ПВД, G ПНД, G д |
через последнюю ступень ЧВД |
G ЧВДскв |
на входе в ЧСД |
G ЧСДвх |
на входе в ЧНД |
G ЧНДвх |
в конденсатор |
Расход питательной воды, т/ч |
Расход возвращаемого конденсата производственного отбора, т/ч |
Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч |
Расход теплоты на турбоустановку, Гкал/ч |
Расход теплоты на производство, Гкал/ч |
Абсолютное давление, (кгс/см2): |
перед стопорным клапаном |
за регулирующими и перегрузочным клапанами |
PI -IV кл, P пер |
в камере регулирующей ступени |
P р.ст |
в камерах нерегулируемых отборов |
PI -VII п |
в камере производственного отбора |
в камере верхнего теплофикационного отбора |
в камере нижнего теплофикационного отбора |
в конденсаторе, кПа (кгс/см2) |
Температура (°С), энтальпия, ккал/кг: |
свежего пара перед стопорным клапаном |
t 0, i 0 |
пара в камере производственного отбора |
конденсата за ПНД |
t к, t к1, t к2, t к3, t к4 |
возвращаемого конденсата производственного отбора |
питательной воды за ПВД |
t пит5, t пит6, t пит7 |
питательной воды за установкой |
t пит, i пит |
сетевой воды при входе в установку и выходе из нее |
охлаждающей воды при входе в конденсатор и выходе из него |
t 1в, t 2в |
Повышение энтальпии питательной воды в насосе |
∆i ПЭН |
Удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии, ккал/(кВт · ч) |
q т, q тф |
Удельная теплофикационная выработка электроэнергии, кВт ·ч/Гкал: |
паром производственного отбора |
паром теплофикационного отбора |
Коэффициенты для пересчета в систему СИ: |
1 т/ч - 0,278 кг/с; 1 кгс/см2 - 0,0981 МПа или 98,1 кПа; 1 ккал/кг - 4,18168 кДж/кг |
Теплофикационная паровая турбина ПТ-80/100-130/13 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (НОГ ЛМЗ) с промышленным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 80 МВт, максимальной 100 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 Гц и отпуска тепла для нужд производства и отопления.
При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать «Турбина паровая 1ГГ-80/100-130/13 ТУ 108-948-80».
Турбина ПТ-80/100-130/13 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.
Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсолютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 МПа.
Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе — при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количестве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.
Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-80/100-130/13
Параметр | ПТ-8О/100-130/13 |
1. Мощность, МВт | |
номинальная | 80 |
максимальная | 100 |
2. Начальные параметры пара: | |
давление, МПа | 12.8 |
температура. °С | 555 | 284 (78.88) |
4. Расход отбираемого пара на производств. нужды, т/ч | |
номинальный | 185 |
максимальный | 300 |
5. Давление производственного отбора, МПа | 1.28 |
6. Максимальный расход свежего пара, т/ч | 470 |
7. Пределы изменения давления пара в регулируемых отопительных отборах пара, МПа | |
в верхнем | 0.049-0.245 |
в нижнем | 0.029-0.098 |
8. Температура воды, °С | |
питательной | 249 |
охлаждающей | 20 |
9. Расход охлаждающей воды, т/ч | 8000 |
10. Давление пара в конденсаторе, кПа | 2.84 |
При номинальных параметрах свежею пара, расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, температуре охлаждающей воды 20 °С, полностью включенной регенерации, количестве конденсата, подогреваемого в ПВД, равном 100% расхода пара через турбину, при работе турбоустановки с деаэратором 0,59 МПа, со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:
— номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;
— производственный отбор — 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;
— суммарный отопительный отбор — 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных давлениях: в верхнем отборе — 0,088 МПа и в нижнем отборе — 0,034 МПа;
— максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере отбора 1,275 МПа составляет 300 т/ч. При этой величине производственного отбора и отсутствии отопительных отборов мощность турбины составляет -70 МВт. При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии отопительных отборов максимальный производственный отбор составит -250 т/ч;
— максимальная суммарная величина отопительных отборов равна 420 ГДж/ч (200 т/ч); при этой величине отопительных отборов и отсутствии производственного отбора мощность турбины составляет около 75 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора максимальные отопительные отборы составят около 250 ГДж/ч (-120 т/ч).
— максимальная мощность турбины при выключенных производственном и отопительных отборах, при расходе охлаждающей воды 8000 м /ч с температурой 20 °С, полностью включенной регенерации составит 80 МВт. Максимальная мощность турбины 100 МВт. получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диафрагмой режимов.
Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок
При охлаждении конденсатора сетевой водой турбина может работать по тепловому графику. Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет -130 ГДж/ч при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80 °С.
Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при следующих отклонениях основных параметров от номинальных:
- при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свежего пара — давления от 12,25 до 13,23 МПа и температуры от 545 до 560 °С; при этом температура охлаждающей воды должна быть не выше 20 °С;
- при повышении температуры охлаждающей воды при входе в конденсатор до 33 °С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;
- при одновременном уменьшении величин производственного и отопительных отборов пара до нуля.
- при повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до 565 °С допускается работа турбины в течение не более получаса, причем общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч/год.
Для данной турбинной установки ПТ-80/100-130/13 используеться подогреватель высокого давления №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 4,41 МПа, температуре 420 °С и расходом пара 7,22 кг/с. Параметры питательной воды при этом: давление 15,93МПа, температура 233 °С и расход 130 кг/с.
Читайте: |
---|
Популярное:
Зодиак убийца. Кто он? Под какими знаками зодиака родилось больше всего серийных маньяков |
Новое
- Урок русского языка "мягкий знак после шипящих у существительных"
- Щедрое дерево (притча) Как придумать счастливый конец сказки щедрое дерево
- План-конспект урока по окружающему миру на тему "Когда наступит лето?
- Восточная Азия: страны, население, язык, религия, история Являясь противником лженаучных теорий деления человеческих рас на низшие и высшие, он доказал справед
- Классификация категорий годности к военной службе
- Неправильный прикус и армия Неправильный прикус не берут в армию
- К чему снится умершая мама живой: толкования сонников
- Под какими знаками зодиака рождаются в апреле
- К чему снится шторм на море волны
- Учет расчетов с бюджетом