И Н С Т Р У К Ц И Я

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Инструкцию должны знать:

1. начальник котлотурбинного цеха-2,

2. заместители начальника котлотурбинного цеха по эксплуатации-2,

3. старший начальник смены станции-2,

4. начальник смены станции-2,

5. начальник смены турбинного отделения котлотурбинного цеха-2,

6. машинист ЦТЩУ паровыми турбинами VI разряда,

7. машинист-обходчик по турбинному оборудованию V разряда;

8. машинист-обходчик по турбинному оборудованию IV разряда.

Г. Петропавловск – Камчатский

ОАО Энергетики и Электрификации “ Камчатскэнерго ”.

Филиал "Камчатские ТЭЦ" .

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер филиала ОАО "Камчатскэнерго" КТЭЦ

Болотенюк Ю.Н.

“ “ 20 г.

И Н С Т Р У К Ц И Я

По эксплуатации паровой турбины

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Срок действия инструкции:

с «____» ____________ 20 г.

по «____»____________ 20 г.

Петропавловск – Камчатский

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

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

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

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

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

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

Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,

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

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

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

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

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

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

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

7. Техническая характеристика и описание конденсационной установки…. 34

8. Описание и техническая характеристика регенеративной установки…… 37

Описание и техническая характеристика установки для

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приложения

22.1. График пуска турбины из холодного состояния (температура металла

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

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

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

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

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

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

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

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

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

22.6. Ориентировочные графики пуска турбины на номинальных

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

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

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

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

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

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

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

Перечень сокращений и условных обозначений:

АЗВ - автоматический затвор высокого давления;

ВПУ - валоповоротное устройство;

ГМН - главный масляный насос;

ГПЗ - главная паровая задвижка;

КОС - клапан обратный с сервомотором;

КЭН - конденсатный электронасос;

МУТ - механизм управления турбиной;

ОМ - ограничитель мощности;

ПВД - подогреватели высокого давления;

ПНД - подогреватели низкого давления;

ПМН - пусковой масляный электронасос;

ПН - охладитель пара уплотнений;

ПС - охладитель пара уплотнений с эжектором;

ПСГ-1 - сетевой подогреватель нижнего отбора;

ПСГ-2 - то же, верхнего отбора;

ПЭН - питательный электронасос;

РВД - ротор высокого давления;

РК - регулирующие клапаны;

РНД - ротор низкого давления;

РТ - ротор турбоагрегата;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

РМН - резервный масляный насос;

АМН - аварийный масляный насос;

РПДС - реле падения давления масла в системе смазки;

Рпр - давление пара в камере производственного отбора;

Р - давление в камере нижнего теплофикационного отбора;

Р - то же, верхнего теплофикационного отбора;

Дпо - расход пара в производственный отбор;

Д - расход суммарный на ПСГ-1,2;

КАЗ - клапан автоматического затвора;

МНУВ - маслонасос уплотнения вала генератора;

НОГ - насос охлаждения генератора;

САР - система автоматического регулирования;

ЭГП - электрогидравлический преобразователь;

КИС - клапан исполнительный соленоидный;

ТО - теплофикационный отбор;

ПО - производственный отбор;

МО - маслоохладитель;

РПД - регулятор перепада давления;

ПСМ - передвижной сепаратор масла;

ЗГ - затвор гидравлический;

БД - бак демпферный;

ИМ - инжектор масляный;

РС - регулятор скорости;

РД - регулятор давления.

1.1.1. По мощности турбины:

Максимальная мощность турбины при полностью включенной

регенерации и определенных сочетаниях производственного и

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

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

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

Максимальная мощность турбины на конденсационном режиме при отключенных

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

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

Минимальная мощность турбины на конденсационном режиме при

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

Минимальная мощность турбоагрегата при которой включаются в

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

1.1.2. По частоте вращения ротора турбины:

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

Номинальная частота вращения ротора турбины валоповоротным

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

Предельное отклонение частоты вращения ротора турбины при

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

3360 об/мин

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

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

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

1.1.3. По расходу перегретого пара на турбину:

Номинальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном режиме

с полностью включенной системой регенерации (при номинальной мощности

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

Максимальный расход пара на турбину при включенных в работу системе

регенерации, регулируемых производственном и теплофикационных отборах

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

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

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

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

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

Максимальный расход пара на турбину при работе ее на конденсационном

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

1.1.4. По абсолютному давлению перегретого пара перед АЗВ:

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

Допустимое снижение абсолютного давления перегретого пара

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

Допустимое повышение абсолютного давления перегретого пара

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

Максимальное отклонение абсолютного давления перегретого пара перед АЗВ

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

1.1.5. По температуре перегретого пара перед АЗВ:

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

Допустимое снижение температуры перегретого пара

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

Допустимое повышение температуры перегретого пара перед

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

Максимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

работе турбины и продолжительности каждого отклонения не более 30

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

Минимальное отклонение температуры перегретого пара перед АЗВ при

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

1.1.6. По абсолютному давлению пара в регулирующих ступенях турбины:

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

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

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

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

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

Максимальное абсолютное давление пара в регулирующей ступени ЦВД

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

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

Максимальное абсолютное давление пара в камере перегрузочного

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

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

Максимальное абсолютное давление пара в камере регулирующей

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

1.1.7. По абсолютному давлению пара в регулируемых отборах турбины:

Допустимое повышение абсолютного давления пара в

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

Допустимое снижение абсолютного давления пара в

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

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

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

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

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в регулируемом

верхнем теплофикационном отборе при котором срабатывает

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

Максимальное отклонение абсолютного давления пара в

регулируемом верхнем теплофикационном отборе при котором

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

Допустимое повышение абсолютного давления пара в регулируемом

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

Допустимое снижение абсолютного давления пара в регулируемом

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

Предельно допустимое снижение перепада давлений между камерой

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

1.1.8. По расходу пара в регулируемые отборы турбины:

Номинальный расход пара в регулируемый производственный

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

Максимальный расход пара в регулируемый производственный…

номинальной мощности турбины и отключенном

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

Максимальный расход пара в регулируемый производственный

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

сниженной до 70 МВт мощности турбины и отключенном

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

Номинальный расход пара в регулируемый верхний

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

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

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при сниженной до 76 МВт мощности

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

Максимальный расход пара в регулируемый верхний

теплофикационный отбор при номинальной мощности турбины

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

Максимальный расход пара в ПСГ-2 при абсолютном давлении

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

Максимальный расход пара в ПСГ-1 при абсолютном давлении

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

1.1.9. По температуре пара в отборах турбины:

Номинальная температура пара в регулируемом производственном

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

Допустимое повышение температуры пара в регулируемом

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

Допустимое снижение температуры пара в регулируемом

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

1.1.10. По тепловому состоянию турбины:

Максимальная скорость повышения температуры металла

…..………………………………..15 0 С/мин.

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

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

Предельно допустимая разность температур металла

перепускных труб от АЗВ к регулирующим клапанам ЦВД

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

Предельно допустимая разность температур металла верха

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

Предельно допустимая разность температур металла в

поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

разъема цилиндров без включения системы обогрева

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

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

в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизонтального

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

Предельно допустимая разность температур металла между верхним

и нижним (правым и левым) фланцами ЦВД при включенном

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

Предельно допустимая положительная разность температур металла

между фланцами и шпильками ЦВД при включенном обогреве

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

Предельно допустимая отрицательная разность температур металла

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

Предельно допустимая разность температур металла по толщине

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

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

Максимально допустимая температура вкладышей опорных

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

1.1.11. По механическому состоянию турбины:

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

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

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

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

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

Предельно допустимое максимальное значение искривления

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

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

Предельно допустимый осевой сдвиг ротора турбины в

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

1.1.12. По вибрационному состоянию турбоагрегата:

Максимально допустимая виброскорость подшипников турбоагрегата

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

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

Максимально допустимая продолжительность работы турбоагрегата

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

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

Аварийное внезапное одновременное повышение виброскорости двух

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

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

1.1.13. По расходу, давлению и температуре циркуляционной воды:

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

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

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

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

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

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

Минимальная температура циркуляционной воды на входе в

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

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

Максимальное давление циркуляционной воды в трубной системе

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

Максимальное абсолютное давление воды в трубной системе

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

Номинальное гидравлическое сопротивление конденсатора при

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

Максимальная разность температур циркуляционной воды между

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

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

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

Максимальный расход пара в конденсатор на всех режимах

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

Минимальный расход пара через ЧНД турбины в конденсатор

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

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

Максимально допустимая температура химобессоленной воды,

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

Абсолютное давление пара в выхлопной части ЦНД при котором

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

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

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

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

Аварийное снижение вакуума в конденсаторе при котором

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

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

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины перед

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

Допустимый вакуум в конденсаторе при пуске турбины в конце

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

1.1.16. По давлению и температуре пара уплотнений турбины:

Минимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

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

Максимальное абсолютное давление пара на уплотнения турбины

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

Минимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины

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

Максимальное абсолютное давление пара за уплотнениями турбины…

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

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

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

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

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

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Номинальное избыточное давление масла в системе смазки

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

на уровне оси вала турбоагрегата при котором срабатывает

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

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

Избыточное давление масла в системе смазки подшипников на уровне

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

Аварийное избыточное давление масла в системе смазки подшипников

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

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

Максимально допустимая температура масла на смазку подшипников

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

Максимально допустимая температура масла на сливе из

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

Аварийная температура масла на сливе из подшипников

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

1.1.18. По давлению масла в системе регулирования турбины:

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

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

Избыточное давление масла в системе регулирования турбины

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

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

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

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

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

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

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

Максимальный перепад между давлением масла на входе и давлением

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

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

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

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

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

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

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

1.2. Технические данные турбины.

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

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

1.6 Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:

· Увеличение частоты вращения выше 3360 об/мин.

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

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

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

· Резкого снижения температуры свежего п

Российская ФедерацияРД

Нормативные характеристики конденсаторов турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

При составлении "Нормативных характеристик" приняты следующие основные обозначения:

Расход пара в конденсатор (паровая нагрузка конденсатора), т/ч;

Нормативное давление пара в конденсаторе, кгс/см*;

Фактическое давление пара в конденсаторе, кгс/см;

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С;

Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С;

Температура насыщения, соответствующая давлению пара в конденсаторе, °С;

Гидравлическое сопротивление конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе), мм вод.ст.;

Нормативный температурный напор конденсатора, °С;

Фактический температурный напор конденсатора, °С;

Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С;

Номинальный расчетный расход oxлаждающей воды в конденсатор, м/ч;

Расход охлаждающей воды в конденсатор, м/ч;

Полная поверхность охлаждения конденсатора, м;

Поверхность охлаждения конденсатора при отключенном по воде встроенном пучке конденсатора, м.

Нормативные характеристики включают следующие основные зависимости:

1) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор (паровой нагрузки конденсатора) и начальной температуры охлаждающей воды при номинальном расходе охлаждающей воды:

2) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при номинальном расходе охлаждающей воды:

3) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,6-0,7 номинального:

4) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,6-0,7 - номинального:

5) температурного напора конденсатора (°С) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,44-0,5 номинального;

6) давления пара в конденсаторе (кгс/см) от расхода пара в конденсатор и начальной температуры охлаждающей воды при расходе охлаждающей воды 0,44-0,5 номинального:

7) гидравлического сопротивления конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе) от расхода охлаждающей воды при эксплуатационно чистой поверхности охлаждения конденсатора;

8) поправки к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара.

Турбины T-50-130 ТМЗ и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ оборудованы конденсаторами, у которых около 15% охлаждающей поверхности может использоваться для подогрева подпиточной или обратной сетевой воды (встроенные пучки). Предусмотрена возможность охлаждения встроенных пучков циркуляционной водой. Поэтому в "Нормативных характеристиках" для турбин типа Т-50-130 ТМЗ и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ приведены также зависимости по пп.1-6 для конденсаторов с отключенными встроенными пучками (с сокращенной примерно на 15% поверхностью охлаждения конденсаторов) при расходах охлаждающей воды 0,6-0,7 и 0,44-0,5.

Для турбины ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ приведены также характеристики конденсатора с отключенным встроенным пучком при расходе охлаждающей воды 0,78 номинального.

3. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ И СОСТОЯНИЕМ КОНДЕНСАТОРА

Основными критериями оценки работы конденсационной установки, характеризующими состояние оборудования, при заданной паровой нагрузке конденсатора, являются давление пара в конденсаторе и отвечающий этим условиям температурный напор конденсатора.

Эксплуатационный контроль за работой конденсационной установки и состоянием конденсатора осуществляется сопоставлением измеренного в условиях эксплуатации фактического давления пара в конденсаторе с определенным для тех же условий (той же паровой нагрузки конденсатора, расхода и температуры охлаждающей воды) нормативным давлением пара в конденсаторе, а также сравнением фактического температурного напора конденсатора с нормативным.

Сравнительный анализ данных измерений и нормативных показателей работы установки позволяет обнаружить изменения в работе конденсационной установки и установить вероятные причины их.

Особенностью турбин с регулируемым отбором пара является длительная их работа, с малыми расходами пара в конденсатор. При режиме с теплофикационными отборами контроль зa температурным напором в конденсаторе не дает надежного ответа о степени загрязнения конденсатора. Поэтому контроль за работой конденсационной установки целесообразно проводить при расходах пара в конденсатор не менее 50% и при отключенной рециркуляции конденсата; это повысит точность определения давления пара и температурного напора конденсатора.

Кроме этих основных величин, для эксплуатационного контроля и для анализа работы конденсационной установки необходимо достаточно надежно определять также и ряд других параметров, от которых зависит давление отработавшего пара и температурный напор, а именно: температуру входящей и выходящей воды, паровую нагрузку конденсатора, расход охлаждающей воды и др.

Влияние присосов воздуха в воздухоудаляющих устройствах, работающих в пределах рабочей характеристики, на и незначительно, тогда как ухудшение воздушной плотности и увеличение присосов воздуха, превышающих рабочую производительность эжекторов, оказывают существенное влияние на работу конденсационной установки.

Поэтому контроль за воздушной плотностью вакуумной системы турбоустановок и поддержанием присосов воздуха на уровне норм ПТЭ является одной из основных задач при эксплуатации конденсационных установок.

Предлагаемые Нормативные характеристики построены для значений присосов воздуха, не превышающих норм ПТЭ.

Ниже приводятся основные параметры, которые необходимо измерять при эксплуатационном контроле за состоянием конденсатора, и некоторые рекомендации для организации измерений и методы определения основных контролируемых величин.

3.1. Давление отработавшего пара

Для получения представительных данных о давлении отработавшего пара в конденсаторе в условиях эксплуатации измерение должно производиться в точках, указанных в Нормативных характеристиках для каждого типа конденсатора.

Давление отработавшего пара должно измеряться жидкостными ртутными приборами с точностью не менее 1 мм рт.ст. (одностекольными чашечными вакуумметрами, баровакуумметрическими трубками).

При определении давления в конденсаторе к показаниям приборов необходимо вводить соответствующие поправки: на температуру столба ртути, на шкалу, на капиллярность (для одностекольных приборов).

Давление в конденсаторе (кгс/см) при измерении вакуума определяется по формуле

Где - барометрическое давление (с поправками), мм рт.ст.;

Разрежение, определенное по вакуумметру (с поправками), мм рт.ст.

Давление в конденсаторе (кгс/см) при измерении баровакуумметрической трубкой определяется как

Где - давление в конденсаторе, определенное по прибору, мм рт.ст.

Барометрическое давление необходимо измерять ртутным инспекторским барометром с введением всех необходимых по паспорту прибора поправок. Допускается также использовать данные ближайшей метеостанции с учетом разности высот расположения объектов.

При измерении давления отработавшего пара прокладку импульсных линий и установку приборов необходимо производить с соблюдением следующих правил монтажа приборов под вакуумом:

• внутренний диаметр импульсных трубок должен быть не менее 10-12 мм;
• импульсные линии должны иметь общий уклон в сторону конденсатора не менее 1:10;
• герметичность импульсных линий должна быть проверена опрессовкой водой;
• запрещается применять запорные устройства, имеющие сальники и резьбовые соединения;
• измерительные устройства к импульсным линиям должны присоединяться с помощью толстостенной вакуумной резины.

3.2. Температурный напор

Температурный напор (°С) определяется как разность между температурой насыщения отработавшего пара и температурой охлаждающей воды на выходе из конденсатора

При этом температура насыщения определяется по измеренному давлению отработавшего пара в конденсаторе.

Контроль за работой конденсационных установок теплофикационных турбин должен производиться при конденсационном режиме турбины с выключенным регулятором давления в производственном и теплофикационном отборах.

Паровая нагрузка (расход пара в конденсатор) определяется по давлению в камере одного из отборов, значение которого является контрольным.

Расход пара (т/ч) в конденсатор при конденсационном режиме равен:

Где - расходный коэффициент, числовое значение которого приведено в технических данных конденсатора для каждого типа турбин;

Давление пара в контрольной ступени (камере отбора), кгс/см.

При необходимости эксплуатационного контроля за работой конденсатора при теплофикационном режиме турбины расход пара определяется приближенно расчетным путем по расходам пара в одну из промежуточных ступеней турбины и расходам пара в теплофикационный отбор и на регенеративные подогреватели низкого давления.

Для турбины T-50-130 ТМЗ расход пара (т/ч) в конденсатор при теплофикационном режиме составляет:

• при одноступенчатом подогреве сетевой воды

• при двухступенчатом подогреве сетевой воды

Где и - расходы пара соответственно через 23-ю (при одноступенчатом) и 21-ю (при двухступенчатом подогреве сетевой воды) ступени, т/ч;

Расход сетевой воды, м/ч;

; - нагрев сетевой воды соответственно в горизонтальном и вертикальном сетевых подогревателях, °С; определяется как разность температур сетевой воды после и до соответствующего подогревателя.

Расход пара через 23-ю ступень определяется по рис.I-15, б, в зависимости от расхода свежего пара на турбину и давления пара в нижнем теплофикационном отборе .

Расход пара через 21-ю ступень определяется по рис.I-15, а, в зависимости от расхода свежего пара на турбину и давлению пара в верхнем теплофикационном отборе .

Для турбин типа ПТ расход пара (т/ч) в конденсатор при теплофикационном режиме составляет:

• для турбин ПТ-60-130/13 ЛМЗ

• для турбин ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Где - расход пара на выходе из ЧСД, т/ч. Определяется по рис.II-9 в зависимости от давления пара в теплофикационном отборе и в V отборе (для турбин ПТ-60-130/13) и по рис.III-17 в зависимости от давления пара в теплофикационном отборе и в IV отборе (для турбин ПТ-80/100-130/13);

Нагрев воды в сетевых подогревателях, °С. Определяется по разности температур сетевой воды после и до подогревателей.

Давление, принятое за контрольное, необходимо измерять пружинными приборами класса точности 0,6, периодически и тщательно проверенными. Для определения истинного значения давления в контрольных ступенях к показаниям прибора необходимо ввести соответствующие поправки (на высоту установки приборов, поправку по паспорту и т.д.).

Расходы свежего пара на турбину и сетевой воды, необходимые для определения расхода пара в конденсатор, измеряются штатными расходомерами с введением поправок на отклонение рабочих параметров среды от расчетных.

Температура сетевой воды измеряется ртутными лабораторными термометрами с ценой деления 0,1 °С.

3.4. Температура охлаждающей воды

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор измеряется на каждом напорном водоводе в одной точке. Температура воды на выходе из конденсатора должна измеряться не менее чем в трех точках в одном поперечном сечении каждого сливного водовода на расстоянии 5-6 м от выходного фланца конденсатора и определяться как средняя по показаниям термометров во всех точках.

Температура охлаждающей воды должна измеряться ртутными лабораторными термометрами с ценой деления 0,1 °С, установленными в термометрических гильзах длиной не менее 300 мм.

3.5. Гидравлическое сопротивление

Контроль за загрязнением трубных досок и трубок конденсатора осуществляется по гидравлическому сопротивлению конденсатора по охлаждающей воде, для чего измеряется перепад давлений между напорными и сливными патрубками конденсаторов ртутным двухстекольным U-образным дифманометром, устанавливаемым на отметке ниже точек измерения давления. Импульсные линии от напорного и сливного патрубков конденсаторов должны быть заполнены водой.

Гидравлическое сопротивление (мм вод.ст.) конденсатора определяется по формуле

Где - перепад, измеренный по прибору (с поправкой на температуру столба ртути), мм рт.ст.

При измерении гидравлического сопротивления одновременно определяется и расход охлаждающей воды в конденсатор для возможности сравнения с гидравлическим сопротивлением по Нормативным характеристикам.

3.6. Расход охлаждающей воды

Расход охлаждающей воды на конденсатор определяется по тепловому балансу конденсатора или непосредственным измерением сегментными диафрагмами, устанавливаемыми на напорных подводящих водоводах. Расход охлаждающей воды (м/ч) по тепловому балансу конденсатора определяется по формуле

Где - разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата, ккал/кг;

Теплоемкость охлаждающей воды, ккал/кг·°С, равная 1;

Плотность воды, кг/м, равная 1.

При составлении Нормативных характеристик принималась равной 535 или 550 ккал/кг в зависимости от режима работы турбины.

3.7. Воздушная плотность вакуумной системы

Воздушная плотность вакуумной системы контролируется по количеству воздуха на выхлопе пароструйного эжектора.

4. ОЦЕНКА СНИЖЕНИЯ МОЩНОСТИ ТУРБОУСТАНОВКИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ С ПОНИЖЕННЫМ ПО СРАВНЕНИЮ С НОРМАТИВНЫМ ВАКУУМОМ

Отклонение давления в конденсаторе паровой турбины от нормативного приводит при заданном расходе тепла на турбоустановку к снижению развиваемой турбиной мощности.

Изменение мощности при отличии абсолютного давления в конденсаторе турбины от нормативного его значения определяется по полученным экспериментальным путем поправочным кривым. На графиках поправок, включенных в данные Нормативные характеристики конденсаторов, показано изменение мощности для различных значений расхода пара в ЧНД турбины. Для данного режима турбоагрегата определяется и по соответствующей кривой снимается значение изменения мощности при изменении давления в конденсаторе от до .

Это значение изменения мощности и служит основой для определения превышения удельного расхода тепла или удельного расхода топлива, установленных при данной нагрузке для турбины.

Для турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ расход пара в ЧНД для определения недовыработки мощности турбины из-за повышения давления в конденсаторе может быть принят равным расходу пара в конденсатор.

I. НОРМАТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К2-3000-2 ТУРБИНЫ Т-50-130 ТМЗ

1. Технические данные конденсатора

Площадь поверхности охлаждения:

без встроенного пучка
Диаметр трубок:
наружный
внутренний
Количество трубок
Число ходов вода
Число потоков
Воздухоудаляющее устройство - два пароструйных эжектора ЭП-3-2

• при конденсационном режиме - по давлению пара в IV отборе:

2.3. Разность теплосодержаний отработавшего пара и конденсата () принимать:

Рис.I-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =3000 м

Рис.I-2. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =3000 м

Рис.I-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =3000 м

Рис.I-4. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =3000 м

Рис.I-5. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =3000 м

Рис.I-6. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =3000 м

Рис.I-7. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =2555 м

Рис.I-8. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =2555 м

Рис.I-9. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =2555 м

Рис.I-10. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

7000 м/ч; =2555 м

Рис.I-11. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

5000 м/ч; =2555 м

Рис.I-12. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

3500 м/ч; =2555 м

Рис.I-13. Зависимость гидравлического сопротивления от расхода охлаждающей воды в конденсатор:

1 - полная поверхность конденсатора; 2 - с отключенным встроенным пучком

Рис.I-14. Поправка к мощности турбины Т-50-130 ТМЗ на отклонение давление пара в конденсаторе (по данным "Типовой энергетической характеристики турбоагрегата Т-50-130 ТМЗ" . М.: СПО Союзтехэнерго, 1979)

Рис.l-15. Зависимость расхода пара через турбину Т-50-130 ТМЗ от расхода свежего пара и давления в верхнем теплофикационном отборе (при двухступенчатом подогреве сетевой воды) и давления в нижнем теплофикационном отборе (при одноступенчатом подогреве сетевой воды):

а - расход пара через 21-ю ступень; б - расход пара через 23-ю ступень

II. НОРМАТИВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА 60КЦС ТУРБИНЫ ПТ-60-130/13 ЛМЗ

1. Технические данные

Полная площадь поверхности охлаждения
Номинальный расход пара в конденсатор
Расчетное количество охлаждающей воды
Активная длина конденсаторных трубок Диаметр трубок:
наружный
внутренний
Количество трубок
Число ходов воды
Число потоков

Воздухоудаляющее устройство - два пароструйных эжектора ЭП-3-700

2. Указания по определению некоторых параметров конденсационной установки

2.1. Давление отработавшего пара в конденсаторе определять как среднее значение по двум измерениям.

Расположение точек измерения давления пара в горловине конденсатора показано на схеме. Точки измерения давления расположены в горизонтальной плоскости, проходящей на 1 м выше плоскости соединения конденсатора с переходным патрубком.

2.2. Расход пара в конденсатор определять:

• при конденсационном режиме - по давлению пара в V отборе;

• при теплофикационном режиме - в соответствии с указаниями разд.3.

2.3. Разность теплосодержания отработавшего пара и конденсата () принимать:

• для конденсационного режима 535 ккал/кг;
• для теплофикационного режима 550 ккал/кг.

Рис.II-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-2. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-4. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-5. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

Рис.II-6. Зависимость абсолютного давления от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды.

Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0 С 555

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,049-0,245

нижнем 0,029-0,098

Давление производственного отбора 1,28

Температура воды, 0 С

питательной 249

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

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 должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:

первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления,

вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,

третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.

Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть отправляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-80/100-130/13

МОЩНОСТЬЮ 80 МВт

Паровая конденсационная турбина ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофи­кационными) номинальной мощностью 80 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора пере­менного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2 при работе в блоке с котельным агрегатом.

Турбина имеет регенеративное устройство для подогрева питательной воды, сетевые подогревате­ли для ступенчатого подогрева сетевой воды и должна работать совместно с конденсационной установкой (рис. 2).

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах, которые представленны в табл.1.

Турбина имеет регулируемые отборы пара: про­изводственный с давлением 13±3 кгс/см 2 абс.; два теплофикационных отбора (для подогрева сетевой воды): верхний с давлением 0,5-2,5 кгс/см 2 абс.; нижний-0,3-1 кгс/см 2 абс.

Регулирование давления осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, уста­новленной в камере нижнего теплофикационного отбора.

Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах, в нижнем - при включенном одном нижнем теплофи­кационном отборе.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД, кото­рые питаются паром из отборов турбины (регули­руемых и нерегулируемых).

Данные о регенеративных отборах приведены в табл. 2 и соответствуют параметрам по всем по­казателям.

Таблица 1 Таблица 2

Подогреватель	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, кгс/см 2 абс.	Температура, С
ПВД № 6
Деаэратор
ПНД № 2
ПНД № 1

Питательная вода, поступающая из деаэратора в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158° С.

При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч, температу­ре охлаждающей воды 20° С, полностью включен­ной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара, при ра­боте турбоустановки по схеме с деаэратором 6 кгс/см 2 абс. со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величи­ны регулируемых отборов: номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт; производственный отбор 185 т/ч при давлении 13 кгс/см 2 абс.; суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч при давлениях: в верхнем отборе 1 кгс/см 2 абс. и в нижнем отборе 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальная величина производственного от­бора при давлении в камере отбора 13 кгс/см 2 абс. составляет 300 т/ч; при этой величине производст­венного отбора и отсутствии теплофикационных отборов мощность турбины составит 70 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутст­вии теплофикационных отборов максимальный производственный отбор составит около 245 т/ч; максимальная суммарная величина теплофика­ционных отборов равна 200 т/ч; при этой величине отбора и отсутствии производственного отбора мощность составит около 76 МВт; при номиналь­ной мощности 80 МВт и отсутствии производствен­ного отбора максимальные теплофикационные от­боры составят 150 т/ч. Кроме того, номинальная мощность 80 МВт может быть достигнута при мак­симальном теплофикационном отборе 200 т/ч и производственном отборе 40 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при следующих отклонениях основных параметров от номинальных: давления свежего пара 125- 135 кгс/см 2 абс.; температуры свежего пара 545- 560° С; повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С и расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч; одновременном уменьшении величины производственного и тепло­фикационных отборов пара до нуля.

При повышении давления свежего пара до 140 кгс/см 2 абс. и температуры до 565° С допуска­ется работа турбины в течение не более 30 мин, а общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Длительная работа турбины с максимальной мощностью 100 МВт при определенных сочетаниях производственного и теплофикационных отборов зависит от величины отборов и определяется диа­граммой режимов.

Не допускается работа турбины: при давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см 2 абс. и в камере теплофика­ционного отбора выше 2,5 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере регулирующего ко­леса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см 2 абс.; при включенных регуляторах давления и дав­лениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см 2 абс., и в камере нижнего теплофикацион­ного отбора ниже 0,3 кгс/см 2 абс.; на выхлоп в атмосферу; температуре выхлопной части турбины выше 70° С; по временной незаконченной схеме установки; при включенном верхнем теплофикационном от­боре с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины.

Лопаточный агрегат турбины рассчитан на ра­боту при частоте сети 50 Гц (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49-50,5 Гц, кратковременная работа при минимальной частоте 48,5 Гц, пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и горячего состояний.

Ориентировочная продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки): из холодного состояния-5 ч; через 48 ч простоя-3 ч. 40 мин; через 24 ч простоя-2 ч 30 мин; через 6-8 ч про­стоя - 1 ч 15 мин.

Допускается работа турбины на холостом ходу после сброса нагрузки не более 15 мин, при усло­вии охлаждения конденсатора циркуляционной водой и полностью открытой поворотной диа­фрагме.

Гарантийные расходы тепла. В табл. 3 приве­дены гарантийные удельные расходы тепла. Удель­ный расход пара гарантируется с допуском 1 % сверх допуска на точность испытаний.

Таблица 3

Мощность на клеммах генератора, МВт	Производственный отбор		Теплофикационный отбор		Температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, ПСГ 1, °С	КПД генератора, %	Температура подогрева питательной воды, °С	Удельный расход тепла, ккал/кВтч
	Давление, кгс/см 2 абс.		Давление, кгс/см 2 абс.	Количество отбираемого пара, т/ч

* Регуляторы давления в отборах выключены .

Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Про­точная часть ЦВД имеет одновенечную регули­рующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей: первая (до верхнего теплофикационного отбора) имеет регулирующую ступень и семь ступеней дав­ления, вторая (между теплофикационными отбо­рами) имеет две ступени давления и третья имеет регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления цельнокованый. Пер­вые десять дисков ротора низкого давления откова­ны заодно с валом, остальные три диска - насад­ные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ-120-2 соединяются посредством жесткой муф­ты.

Критические числа оборотов валопровода тур­бины и генератора в минуту: 1 580; 2214; 2470; 4650 соответствуют I, II, III и IV тонам поперечных колебаний.

Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар посту­пает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регули­руемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Теплофикационные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД. По выходе из по­следних ступеней ЦНД турбины отработанный пар попадает в конденсатор поверхностного типа.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар при давлении 1,03-1,05 кгс/см 2 абс. температуре около 140°С из коллектора, питаемо­го паром из уравнительной линии деаэратора (6 кгс/см 2 абс.) или парового пространства бака.

Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором в вакуумный охла­дитель.

Фикспункт турбины расположен на раме турби­ны со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на перед­нее уплотнение ЦВД.

Регулирование и защита. Турбина снабжена гидравлической системой регулирования (рис. 3);

1- ограничитель мощности; 2-блок золотни­ков регулятора скорости; 3-дистанционное управ­ление; 4-сервомотор автоматического затвора; 5-регулятор частоты вращения; 6-регулятор безопасности; 7-золотники регулятора безопасно­сти; 8-дистанционный указатель положения сер­вомотора; 9-сервомотор ЧВД; 10-сервомотор ЧСД; 11-сервомотор ЧНД; 12-электрогидрав­лический преобразователь (ЭГП); 13-суммирую­щие золотники; 14-аварийный электронасос; 15-резервный электронасос смазки; 16-пуско­вой электронасос системы регулирования (пере­менного тока);

I -напорная линия 20 кгс/см 2 абс.; II -линия к золотнику сервомотора ЦВД; III -линия к зо­лотнику сервомотора Ч"СД; IV-линия к золотник у сервомотора ЧНД; V-линия всасывания цент­робежного главного насоса; VI-линия смазки до маслоохладителей; VII-линия к автоматиче­скому затвору; VIII-линия от суммирующих зо­лотников к регулятору скорости; IX-линия до­полнительной защиты; Х- прочие линии.

Рабочей жидкостью в системе является мине­ральное масло.

Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов перед ЧСД и поворотной диафрагмы перепуска пара в ЧНД производится сервомоторами, которые управляют­ся регулятором частоты вращения и регуляторами давления отборов.

Регулятор предназначен для поддержания ча­стоты вращения турбогенератора с неравномер­ностью около 4%. Он снабжен механизмом управ­ления, который используется для: зарядки золотников регулятора безопасности и открытия автоматического затвора свежего пара; изменения частоты вращения турбогенератора, причем обеспечивается возможность синхрониза­ции генератора при любой аварийной частоте в системе; поддержания заданной нагрузки генератора при параллельной работе генератора; поддержания нормальной частоты при одиноч­ной работе генератора; повышения частоты вращения при испытании бойков регулятора безопасности.

Механизм управления может приводиться в действие как вручную-непосредственно у турби­ны, так и дистанционно-со щита управления.

Регуляторы давления сильфонной конструкции предназначены для автоматического поддержания давления пара в камерах регулируемых отборов с неравномерностью около 2 кгс/см 2 для производст­венного отбора и около 0,4 кгс/см 2 для теплофика­ционного отбора.

В системе регулирования имеется электрогид­равлический преобразователь (ЭГП), на закрытие и открытие регулирующих клапанов которого воз­действуют технологическая защита и противоаварийная автоматика энергосистемы.

Для защиты от недопустимого возрастания ча­стоты вращения турбина снабжена регулятором безопасности, два центробежных бойка которого мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-13% сверх номинальной, чем вызывается закрытие автоматического затвора свежего пара, регулирующих клапанов и поворот­ной диафрагмы. Кроме того, имеется дополнитель­ная защита на блоке золотников регулятора скоро­сти, срабатывающая при повышении частоты на 11,5%.

Турбина снабжена электромагнитным выклю­чателем, при срабатывании которого закрываются автоматический затвор, регулирующие клапаны и поворотная диафрагма ЧНД.

Воздействие на электромагнитный выключатель осуществляют: реле осевого сдвига при перемеще­нии ротора в осевом направлении на величину,

превышающую предельно допустимую; вакуум-реле при недопустимом падении вакуума в конден­саторе до 470 мм рт. ст. (при снижении вакуума до 650 мм рт. ст. вакуум-реле подает предупреди­тельный сигнал); потенциометры температуры све­жего пара при недопустимом понижении темпера­туры свежего пара без выдержки времени; ключ для дистанционного отключения турбины на щите управления; реле падения давления в системе смазки с выдержкой времени 3 с с одновременной подачей аварийного сигнала.

Турбина снабжена ограничителем мощности, используемым в особых случаях для ограничения открытия регулирующих клапанов.

Обратные клапаны предназначены для предот­вращения разгона турбины обратным потоком пара и установлены на трубопроводах (регулируемых и нерегулируемых) отборов пара. Клапаны закры­ваются противотоком пара и от автоматики.

Турбоагрегат оборудован электронными регу­ляторами с исполнительными механизмами для поддержания: заданного давления пара в коллекторе конце­вых уплотнений путем воздействия на клапан пода­чи пара из уравнительной линии деаэраторов 6 кгс/см 2 или из парового пространства бака; уровня в конденсатосборнике конденсатора с максимальным отклонением от заданного ±200 мм, (этим же регулятором включается рециркуляция конденсата при малых расходах пара в конденса­торе) ; уровня конденсата греющего пара во всех подо­гревателях системы регенерации, кроме ПНД № 1.

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами: для совместного отключения всех ПВД с одно­временным включением обводной линии и подачей сигнала (устройство срабатывает в случае аварий­ного повышения уровня конденсата вследствие повреждений или нарушений плотности трубной системы в одном из ПВД до первого предела); атмосферными клапанами-диафрагмами, кото­рые установлены на выхлопных патрубках ЦНД и открываются при повышении давления в патруб­ках до 1,2 кгс/см 2 абс.

Система смазки предназначена для питания маслом Т-22 ГОСТ 32-74 системы регулирования и системы смазки подшипников.

В систему смазки до маслоохладителей масло подается при помощи двух инжекторов, включен­ных последовательно.

Для обслуживания турбогенератора в период его пуска предусматривается пусковой масляный электронасос с частотой вращения 1 500 об/мин.

Турбина снабжена одним резервным насосом с электродвигателем переменного тока и одним аварийным насосом с электродвигателем постоян­ного тока.

При снижении давления смазки до соответству­ющих значений автоматически от реле давления смазки (РДС) включаются резервный и аварийный насосы. РДС периодически испытывается во время работы турбины.

При давлении ниже допустимого турбина и валоповоротное устройство отключаются от сигнала РДС на электромагнитный выключатель.

Рабочая емкость бака сварной конструкции со­ставляет 14 м 3 .

Для очистки масла от механических примесей в баке установлены фильтры. Конструкция бака позволяет производить быструю безопасную сме­ну фильтров. Имеется фильтр тонкой очистки мас­ла от механических примесей, обеспечивающий по­стоянную фильтрацию части расхода масла, потребляемого системами регулирования и смазки.

Для охлаждения масла предусматриваются два маслоохладителя (поверхностные вертикальные), предназначенных для работы на пресной охлажда­ющей воде из циркуляционной системы при темпе­ратуре, не превышающей 33° С.

Конденсационное устройство, предназначенное для обслуживания турбоустановки, состоит из конденсатора, основных и пусковых эжекторов, конденсатных и циркуляционных насосов и водя­ных фильтров.

Поверхностный двухходовой конденсатор с об­щей поверхностью охлаждения 3 000 м 2 предназна­чен для работы на пресной охлаждающей воде. В нем предусмотрен отдельный встроенный пучок по­догрева подпиточной или сетевой воды, поверхность нагрева которого составляет около 20% от всей поверхности конденсатора.

С конденсатором поставляется уравнительный сосуд для присоединения датчика электронного ре­гулятора уровня, воздействующего на регулирую­щий и рециркуляционный клапаны, установленные на трубопроводе основного конденсата. Конденса­тор имеет встроенную в паровую часть специаль­ную камеру, в которой устанавливается секция ПНД № 1.

Воздухоудаляющее устройство состоит из двух основных трехступенчатых эжекторов (один ре­зервный), предназначенных для отсоса воздуха и обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах теп­лообмена и одного пускового эжектора для быст­рого поднятия вакуума в конденсаторе до 500- 600 мм рт. ст.

В конденсационном устройстве устанавливают­ся два конденсатных насоса (один резервный) вертикального типа для откачки конденсата, подачи его в деаэратор через охладители эжектора, охла­дители уплотнений и ПНД. Охлаждающая вода для конденсатора и газоохладителей генератора подается циркуляционными насосами.

Для механической очистки охлаждающей воды, поступающей к маслоохладителям и газоохлади­телям агрегата, устанавливаются фильтры с по­воротными сетками для промывки на ходу.

Пусковой эжектор циркуляционной системы предназначен для заполнения системы водой перед пуском турбоустановки, а также для удаления воз­духа при скоплении его в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и в верхних водяных камерах маслоохладителей.

Для срыва вакуума используется электрозадвижка на трубопроводе отсоса воздуха из конден­сатора, установленная у пускового эжектора.

Регенеративное устройство предназначено для подогрева питательной воды (конденсата турбины) паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Установка состоит из поверхностного кон­денсатора рабочего пара, основного эжектора, по­верхностных охладителей пара из лабиринтовых уп­лотнений, поверхностных ПНД, после которых кон­денсат турбины направляется в деаэратор поверх­ностных ПВД для подогрева питательной воды пос­ле деаэратора в количестве около 105% от макси­мального расхода пара турбиной.

ПНД № 1 встроен в конденсатор. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой. ПВД №№ 5, 6 и 7 - вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.

ПВД снабжаются групповой защитой, состоя­щей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД снабжены каждый, кроме ПНД № 1, регулирующим клапаном отвода конденсата, управляемым электронным "регулятором.

Слив конденсата греющего пара из подогрева­телей - каскадный. Из ПНД № 2 конденсат отка­чивается сливным насосом.

Конденсат из ПВД № 5 непосредственно направ­ляется в деаэратор 6 кгс/см 2 абс. или при недоста­точном давлении в подогревателе при малых нагруз­ках турбины автоматически переключается на слив в ПНД.

Характеристики основного оборудования реге­неративной установки приведены в табл. 4.

Для отсоса пара из крайних отсеков лабиринто­вых уплотнений турбины поставляется специальный вакуумный охладитель СП.

Отсос пара из промежуточных отсеков лабирин­товых уплотнений турбины производится в охлади­тель вертикального типа СО. Охладитель включен в регенеративную схему подогрева основного кон­денсата после ПНД № 1.

Конструкция охладителя аналогична конструк­ции подогревателей низкого давления.

Подогрев сетевой воды осуществляется в уста­новке, состоящей из двух сетевых подогревателей № 1 и 2 (ПСГ № 1 и 2), включенных по пару со­ответственно в нижний и верхний отопительные от­боры. Тип сетевых подогревателей-ПСГ-1300-3-8-1.

Наименование оборудования		Поверхность нагрева, м 2	Параметры рабочей среды		Давление, кгс/см 2 абс., при гидравлическом испытании в пространствах
			Расход воды, м 3 /ч	Сопротив-ление, м вод. ст.
	Встроен в конденсатор
ПНД №2	ПН-130-16-9-II
ПНД №3
ПНД №4
ПНД №5	ПВ-425-230-23-1
ПНД №6	ПВ-425-230-35-1
ПНД №7
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений	ПН-130-1-16-9-11
Охладитель пара из концевых камер уплотнений

• Tutorial

Предисловие к первой части

Моделирование 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:

1. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России ;
2. Вычислительные методы определения удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки .

И сейчас в своем блоге мне бы хотелось:

• во-первых, простым и доступным языком ответить на основные вопросы о новой расходной характеристике (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 1. Основные вопросы);
• во-вторых, предоставить пример построения новой расходной характеристики, который поможет разобраться и в методе построения, и в свойствах характеристики (см. ниже);
• в-третьих, опровергнуть два известных утверждения относительно режимов работы паровой турбины (см. Линеаризованная расходная характеристика паровой турбины. Часть 3. Развенчиваем мифы о работе паровой турбины).

1. Исходные данные

Исходными данными для построения линеаризованной расходной характеристики могут быть

1. фактические значения мощностей Q 0 , N, Q п, Q т измеренные в процессе функционирования паровой турбины,
2. номограммы q т брутто из нормативно-технической документации.

Конечно, фактические мгновенные значения Q 0 , N, Q п, Q т являются идеальными исходными данными. Сбор таких данных трудоемок.

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 характеристики

Алгоритм построения состоит из трех шагов.

1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид.
2. Линеаризация расходной характеристики паровой турбины.
3. Определение границ регулировочного диапазона работы паровой турбины.

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:

• одноступенчатый режим работы,
• давление пара среднего давления = 13 кгс/см2,
• давление пара низкого давления = 1 кгс/см2.

1) Номограммы удельного расхода q т брутто на выработку электроэнергии (отмеченные красные точки оцифрованы — перенесены в таблицу):

• PT80_qt_Qm_eq_0_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_100_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_120_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_140_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_150_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_20_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_40_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_60_digit.png,
• PT80_qt_Qm_eq_80_digit.png.

2) Результат оцифровки (каждому файлу csv соответствует файл png):

• PT-80_Qm_eq_0.csv,
• PT-80_Qm_eq_100.csv,
• PT-80_Qm_eq_120.csv,
• PT-80_Qm_eq_140.csv,
• PT-80_Qm_eq_150.csv,
• PT-80_Qm_eq_20.csv,
• PT-80_Qm_eq_40.csv,
• PT-80_Qm_eq_60.csv,
• PT-80_Qm_eq_80.csv.

3) Скрипт MATLAB с расчетами и построением графиков:

• PT_80_linear_characteristic_curve.m

4) Результат оцифровки номограмм и результат построения линеаризованной расходной характеристики в табличном виде:

• PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx.

Шаг 1. Перевод номограмм или результатов измерений в табличный вид

1. Обработка исходных данных

Исходными 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 турбины

1. Проверка работы MATLAB

На 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. Вычисления

Все 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.

1. Вычислите величину Q 0 с указанной точностью с использованием номограмм и ваших глаз.
2. Автоматизируйте процесс расчета Q 0 с использованием номограмм.

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 турбины

1. Вычисления

Для 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. Проверка

При 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:

• переменная in1 показывает, попали ли значения N, Q п внутрь проекции оболочки на оси N, Q п;
• аналогично переменная in2 показывает, попали ли значения Q п, Q т внутрь проекции оболочки на оси Q п, Q т.

Если обе переменные равны 1 (true), то искомая точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон работы паровой турбины.

Иллюстрация полученной линеаризованной расходной характеристики паровой турбины

Наиболее «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

• технически реализуемым, если точка находится внутри оболочки, задающей регулировочный диапазон,
• технически не реализуемым, если точка находится за пределами этой оболочки.

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 турбины

Построим 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 турбины

Посмотрим 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 характеристики

Если 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 1

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления пара низкого давления Q т.

Задача 2

Покажите, как изменится плоский многоугольник при изменении давления в конденсаторе.

Задача 3

Проверьте, 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.

Ссылки

Чучуева 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.

• Раздел 1. Содержательная постановка задачи оптимизации работы ТЭЦ в России
• Раздел 2. Линеаризация расходной характеристики турбины

Добавить метки