Парова турбіна ПТ 80 130 коротка характеристика. По експлуатації парової турбіни. Питома витрата умовного палива на виробництво електроенергії

ТЕХНІЧНИЙ ОПИС

Опис об'єкту.
Повне найменування:"Автоматизований навчальний курс "Експлуатація турбіни ПТ-80/100-130/13".
Умовне позначення:
Рік випуску: 2007.

Автоматизований навчальний курс з експлуатації турбіни ПТ-80/100-130/13 розроблений для підготовки оперативного персоналу, який обслуговує турбоустановки даного типу та є засобом навчання, передекзаменаційної підготовки та екзаменаційного тестування персоналу ТЕЦ.
АУК складено на основі нормативно-технічної документації, що використовується під час експлуатації турбін ПТ-80/100-130/13. У ньому міститься текстовий та графічний матеріал для інтерактивного вивчення та тестування учнів.
В даному АУК описуються конструктивні та технологічні характеристики основного і допоміжного обладнаннятеплофікаційних турбін ПТ-80/100-130/13, а саме: головні парові засувки, стопорний клапан, регулюючі клапани, паровпуск ЦВД, особливості конструкції ЦВД, ЦСД, ЦНД, ротори турбіни, підшипники, валоповоротний пристрій, система ущільнень, конденсаційна установка, регенерація низького тиску, живильні насоси, регенерація високого тиску, теплофікаційна установка, масляна система турбіни та ін.
Розглядаються пускові, штатні, аварійні та зупинні режими роботи турбоустановки, а також основні критерії надійності при прогріванні та розхолодженні паропроводів, блоків клапанів та циліндрів турбіни.
Розглянуто систему автоматичного регулювання турбіни, систему захисту, блокування та сигналізацію.
Визначено порядок допуску до огляду, випробувань, ремонту обладнання, правил техніки безпеки та вибухопожежобезпеки.

Склад АУКа:

Автоматизований навчальний курс (АУК) є програмним засобом, призначеним для початкового навчання та подальшої перевірки знань персоналу електричних станцій та електричних мереж. Насамперед, для навчання оперативного та оперативно-ремонтного персоналу.
Основу АУКа складають діючі виробничі та посадові інструкції, нормативні матеріали, дані заводів-виробників обладнання
АУК включає:
- Розділ загальнотеоретичної інформації;
— розділ, у якому розглядаються конструкція та правила експлуатації конкретного типу обладнання;
- Розділ самоперевірки учня;
- Блок екзаменатора.
АУК крім текстів містить необхідний графічний матеріал (схеми, малюнки, фотографії).

Інформаційний зміст АУК.

1. Текстовий матеріал складений на основі інструкцій з експлуатації, турбіни ПТ-80/100-130/13, заводських інструкцій, інших нормативно-технічних матеріалів і включає наступні розділи:

1.1. Експлуатація турбоагрегату ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Загальні відомостіпро турбіну.
1.1.2. Олійна система.
1.1.3. Система регулювання та захисту.
1.1.4. Конденсаційний пристрій.
1.1.5. Регенеративне встановлення.
1.1.6. Установка для обігріву мережної води.
1.1.7. Підготовка турбіни до роботи.
Підготовка та включення в роботу масляної системи та ВПУ.
Підготовка та включення в роботу системи регулювання та захисту турбіни.
Опробування захисту.
1.1.8. Підготовка та включення в роботу конденсаційного пристрою.
1.1.9. Підготовка та включення в роботу регенеративної установки.
1.1.10. Підготовка установки для обігріву мережної води.
1.1.11. Підготовка турбіни до запуску.
1.1.12. Загальні вказівки, які мають виконуватися під час запуску турбіни з будь-якого стану.
1.1.13. Пуск турбіни із холодного стану.
1.1.14. Пуск турбіни із гарячого стану.
1.1.15. Режим роботи та зміна параметрів.
1.1.16. Конденсаційний режим.
1.1.17. Режим з відборами на виробництво та опалення.
1.1.18. Скидання та накидання навантаження.
1.1.19. Зупинка турбіни та приведення системи у вихідний стан.
1.1.20. Перевірка технічного стану та технічне обслуговування. Терміни перевірки захисту.
1.1.21. Технічне обслуговуваннясистеми мастила та ВПУ.
1.1.22. Технічне обслуговування конденсаційної та регенеративної установки.
1.1.23. Технічне обслуговування установки для обігріву мережної води.
1.1.24. Техніка безпеки під час обслуговування турбогененратора.
1.1.25. Пожежна безпекапід час обслуговування турбоагрегатів.
1.1.26. Порядок випробування запобіжних клапанів.
1.1.27. Додаток (захист).

2. Графічний матеріал у даному АУК представлений у складі 15 малюнків і схем:
2.1. Поздовжній розріз турбіни ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Поздовжній розріз турбіни ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводів відборів пари.
2.4. Схема маслопроводів турбогенератора.
2.5. Схема подачі та відсмоктування пари з ущільнень.
2.6. Сальниковий підігрівач ПС-50
2.7. Характеристика сальникового підігрівача ПС-50
2.8. Схема основного конденсату турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводів мережі.
2.10. Схема трубопроводів відсмоктування пароповітряної суміші.
2.11. Схема захисту ПВД.
2.12. Схема головного паропроводу турбоагрегату.
2.13. Схема дренажів турбоагрегату.
2.14. Схема газомасляної системи генератора ТВФ-120-2.
2.15. Енергетична характеристика тубоагрегату типу ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Перевірка знань

Після вивчення текстового та графічного матеріалу, учень може запустити програму самостійної перевірки знань. Програма є тестом, що перевіряє ступінь засвоєння матеріалу інструкції. У разі помилкової відповіді оператору виводиться повідомлення про помилку та цитату з тексту інструкції, що містить правильну відповідь. Загальна кількість питань щодо даного курсу становить 300.

Іспит

Після проходження навчального курсу та самоконтролю знань учень здає екзаменаційний тест. До нього входять 10 питань, обраних автоматично випадковим чином із питань, передбачених для самоперевірки. У ході іспиту екзаменувальному пропонується відповісти на ці питання без підказок та можливості звернутися до підручника. Жодних повідомлень про помилки до закінчення тестування не виводиться. Після закінчення іспиту учень отримує протокол, в якому викладені запропоновані питання, обрані варіанти відповідей, що екзаменуються, і коментарі до помилкових відповідей. Оцінка за іспит виставляється автоматично. Протокол тестування зберігається на жорсткому диску комп'ютера. Є можливість друку на принтері.

  • Tutorial

Передмова до першої частини

Моделювання парових турбін – повсякденне завдання сотень людей у ​​нашій країні. Замість слова Модельзаведено говорити видаткова характеристика. Витратні характеристики парових турбін використовують при вирішенні таких завдань, як обчислення питомої витрати умовного паливана електроенергію та тепло, що виробляються ТЕЦ; оптимізація роботи ТЕЦ; планування та ведення режимів ТЕЦ.


Мною розроблено нова видаткова характеристика парової турбіни - Лінеаризована видаткова характеристика парової турбіни. Розроблена витратна характеристика зручна та ефективна у вирішенні зазначених завдань. Однак на даний момент вона описана лише у двох наукових працях:

  1. Оптимізація роботи ТЕЦ в умовах оптового ринку електроенергії та потужності Росії;
  2. Обчислювальні методи визначення питомих витрат умовного палива ТЕЦ на відпущену електричну та теплову енергію в режимі комбінованого вироблення.

І зараз у своєму блозі мені хотілося б:

  • по-перше, простою та доступною мовою відповісти на основні питання про нову видаткову характеристику (див. Лінеаризована видаткова характеристика парової турбіни. Частина 1. Основні питання);
  • по-друге, надати приклад побудови нової витратної характеристики, який допоможе розібратися і методі побудови, і властивостях характеристики (див. нижче);
  • по-третє, спростувати два відомих твердження щодо режимів роботи парової турбіни (див. Лінеаризована витратна характеристика парової турбіни. Частина 3. Розвінчуємо міфи про роботу парової турбіни).

1. Вихідні дані

Вихідними даними для побудови лінеаризованої витратної характеристики можуть бути

  1. фактичні значення потужностей Q 0 , N, Q п, Q т виміряні у процесі функціонування парової турбіни,
  2. номограми q т брутто із нормативно-технічної документації.
Звісно, ​​фактичні миттєві значення Q 0 , N, Q п, Q т є ідеальними вихідними даними. Збір таких даних трудомісткий.

У випадках, коли фактичні значення Q 0 , N, Q п, Q т недоступні, можна обробити номограми q т брутто. Вони, своєю чергою, було отримано виходячи з вимірів. Докладніше про випробування турбін читайте у Горнштейн В.М. та ін. Методи оптимізації режимів енергосистем.

2. Алгоритм побудови лінеаризованої витратної характеристики

Алгоритм побудови складається із трьох кроків.

  1. Переклад номограм чи результатів вимірів у табличний вигляд.
  2. Лінеаризація витратної характеристики парової турбіни.
  3. Визначення меж регулювального діапазону роботи парової турбіни.

Під час роботи з номограмами q т брутто перший крок здійснюється швидко. Таку роботу називають оцифровкою(digitizing). Оцифрування 9 номограм для поточного прикладу зайняло у мене близько 40 хвилин.


Другий та третій крок вимагають застосування математичних пакетів. Я люблю і багато років використовую MATLAB. Мій приклад побудови лінеаризованої витратної характеристики виконано саме у ньому. Приклад можна завантажити за посиланням, запустити і самостійно розібратися у методі побудови лінеаризованої витратної характеристики.


Витратна характеристика для турбіни, що розглядається, будувалася для наступних фіксованих значень параметрів режиму:

  • одноступінчастий режим роботи,
  • тиск пари середнього тиску = 13 кгс/см2,
  • тиск пари низького тиску = 1 кгс/см2.

1) Номограми питомої витрати q т бруттона вироблення електроенергії (зазначені червоні точки оцифровані - перенесені до таблиці):

  • 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(кожному файлу CSV відповідає 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 MATLABз розрахунками та побудовою графіків:

  • PT_80_linear_characteristic_curve.m

4) Результат оцифрування номограм та результат побудови лінеаризованої витратної характеристикиу табличному вигляді:

  • PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx.

Крок 1. Переведення номограм або результатів вимірювань у табличний вигляд

1. Обробка вихідних даних

Вихідними даними для прикладу є номограми q т брутто.


Для переведення в цифровий вигляд множини номограм потрібен спеціальний інструмент. Я багаторазово використовувала web-додаток для цих цілей. Програма проста, зручна, однак не має достатньої гнучкості для автоматизації процесу. Частину роботи доводиться робити вручну.


На цьому етапі важливо оцифрувати крайні точки номограм, які задають межі регулювального діапазону роботи парової турбіни.


Робота полягала в тому, щоб у кожному файлі png за допомогою програми відзначити точки витратної характеристики, завантажити отриманий CSV і зібрати всі дані в одній таблиці. Результат оцифровки можна знайти у файлі PT-80-linear-characteristic-curve.xlsx, аркуш "PT-80", таблиця "Вихідні дані".

2. Приведення одиниць виміру до одиниць потужності

$$display$$\begin(equation) Q_0 = \frac (q_T \cdot N) (1000) + Q_П + Q_Т \qquad (1) \end(equation)$$display$$


і наводимо всі вихідні величини до МВт. Розрахунки реалізовані засобами MS Excel.

Отримана таблиця "Вихідні дані (од. потужності)" є результатом першого кроку алгоритму.

Крок 2. Лінеаризація витратної характеристики парової турбіни

1. Перевірка роботи MATLAB

На цьому кроці потрібно встановити та відкрити MATLAB версії не нижче 7.3 (це стара версія, поточна 8.0). У MATLAB відкрити файл PT_80_linear_characteristic_curve.m, запустити його та переконатися у працездатності. Все працює коректно, якщо за підсумками запуску скрипту командному рядкуви побачили таке повідомлення:


Значення зчитані з файлу PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx за 1 сек. = 37

Якщо у вас виникли помилки, розберіться самостійно, як їх виправити.

2. Обчислення

Усі обчислення реалізовані у файлі PT_80_linear_characteristic_curve.m. Розглянемо його частинами.


1) Вкажемо назву вихідного файлу, лист, діапазон осередків, що містить отриману на попередньому етапі таблицю «Вихідні дані (од. потужності)».


XLSFileName = "PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx"; XLSSheetName = "PT-80"; XLSRange = "F3: I334";

2) Вважаємо вихідні дані у MATLAB.


sourceData = xlsread(XLSFileName, XLSSheetName, XLSRange); N = sourceData(:,1); Qm = sourceData(:,2); Ql = sourceData(:,3); Q0 = sourceData(:,4); fprintf("Значення зчитані з файлу %s за %1.0f сек\n", XLSFileName, toc);

Використовуємо змінну Qm для витрати пари середнього тиску Q п, індекс mвід middle- Середній; аналогічно використовуємо змінну Ql для витрати пари низького тиску Q n індекс lвід low- Низький.


3) Визначимо коефіцієнти α i.


Згадаймо загальну формулу витратної характеристики

$$display$$\begin(equation) Q_0 = f(N, Q_П, Q_Т) \qquad (2) \end(equation)$$display$$

і вкажемо незалежні (x_digit) та залежні (y_digit) змінні.


x_digit =; % електроенергія N, промислова пара Qп, теплофікаційна пара Qт, одиничний вектор y_digit = Q0; % витрата гострої пари Q0

Якщо вам незрозуміло, навіщо в матриці x_digit одиничний вектор (останній стовпець), читайте матеріали з лінійної регресії. На тему регрессионного аналізу рекомендую книгу Draper N., Smith H. Applied regression analysis. New York: Wiley, In press, 1981. 693 p. (є російською).


Рівняння лінеаризованої витратної характеристики парової турбіни


$$display$$\begin(equation) Q_0 = \alpha_N \cdot N + \alpha_П \cdot Q_П + \alpha_Т \cdot Q_Т + \alpha_0 \qquad (3) \end(equation)$$display$$

є моделлю множинної лінійної регресії. Коефіцієнти α i визначимо за допомогою «великого блага цивілізації»- методу найменших квадратів. Окремо зазначу, що метод найменших квадратів розроблений Гаусом у 1795 році.


У MATLAB це робиться одним рядком.


A = regress (y_digit, x_digit); fprintf("Коефіцієнти: a(N) = %4.3f, a(Qп) = %4.3f, a(Qт) = %4.3f, a0 = %4.3f\n",... A);

Змінна A містить шукані коефіцієнти (див. повідомлення у командному рядку MATLAB).


Таким чином, отримана лінеаризована витратна характеристика парової турбіни ПТ-80 має вигляд.


$$display$$\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) Оцінимо помилку лінеаризації отриманої витратної характеристики.


y_model = x_digit*A; err = abs(y_model - y_digit)./y_digit; fprintf("Середня помилка = %1.3f, (%4.2f%%)\n\n", mean(err), mean(err)*100);

Помилка лінеаризації дорівнює 0,57%(Див. повідомлення в командному рядку MATLAB).


Для оцінки зручності використання лінеаризованої витратної характеристики парової турбіни вирішимо задачу обчислення витрати пари високого тиску Q 0 при відомих значенняхнавантаження N, Q п, Q т.


Нехай N = 82.3 МВт, Q п = 55.5 МВт, Q т = 62.4 МВт, тоді


$$display$$\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)$$ display$$


Нагадаю, що середня помилка обчислень становить 0,57%.


Повернемося до питання, чим лінеаризована видаткова характеристика парової турбіни принципово зручніша за номограми питомої витрати q т брутто на вироблення електроенергії? Щоб зрозуміти принципову різницю на практиці, розв'яжіть дві задачі.

  1. Обчисліть величину Q 0 із зазначеною точністю з використанням номограм та ваших очей.
  2. Автоматизуйте процес розрахунку Q0 з використанням номограм.

Очевидно, що в першому завданні визначення значень q т брутто на око загрожує грубими помилками.


Друге завдання громіздке для автоматизації. Оскільки значення q т брутто нелінійні, то для такої автоматизації число оцифрованих точок у десятки разів більше, ніж у прикладі. Однієї оцифровки недостатньо, також необхідно реалізувати алгоритм інтерполяції(знаходження значень між точками) нелінійних значень брутто.

Крок 3. Визначення меж регулювального діапазону роботи парової турбіни

1. Обчислення

Для обчислення регулювального діапазону скористаємося іншим «благом цивілізації»- методом опуклої оболонки, convex hull.


У MATLAB це робиться в такий спосіб.


indexCH = convhull(N, Qm, Ql, "simplify", true); index = unique(indexCH); regRange =; regRangeQ0 = * A; fprintf("Число граничних точок регулювального діапазону = %d\n\n", size(index,1));

Метод convhull() визначає граничні точки регулювального діапазону, Заданого значеннями змінних N, Qm, Ql. Змінна indexCH містить вершини трикутників, побудованих за допомогою тріангуляції Делоне. Змінна regRange містить граничні точки регулювального діапазону; змінна regRangeQ0 - значення витрати пари високого тиску для граничних точок регулювального діапазону.


Результат обчислень можна знайти у файлі PT_80_linear_characteristic_curve.xlsx, аркуш «PT-80-result», таблиця «Кордони регулювального діапазону».


Лінеаризовану видаткову характеристику побудовано. Вона є формулою і 37 точок, що задають межі (оболонку) регулювального діапазону у відповідній таблиці.

2. Перевірка

При автоматизації процесів розрахунку Q 0 необхідно перевіряти, чи знаходиться деяка точка зі значеннями N, Q п, Q т усередині регулювального діапазону або за його межами (режим технічно не реалізуємо). У MATLAB це можна робити в такий спосіб.


Задаємо значення N, Q п, Q т, які хочемо перевірити.


n = 75; qm = 120; ql = 50;

Перевіряємо.


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 знаходиться всередині регулювального діапазону\n", n, qm, ql); else fprintf("Точка N = %3.2f МВт, Qп = %3.2f МВт, Qт = %3.2f МВт знаходиться зовні регулювального діапазону (технічно недосяжна)\n", n, qm, ql); end

Перевірка здійснюється за два кроки:

  • змінна in1 показує, чи потрапили значення N, Q п всередину проекції оболонки на осі N, Q п;
  • аналогічно змінна in2 показує, чи потрапили значення Q п, Q т всередину проекції оболонки на осі Q п, Q т.

Якщо обидві змінні рівні 1 (true), то точка, що шукається, знаходиться всередині оболонки, що задає регулювальний діапазон роботи парової турбіни.

Ілюстрація отриманої лінеаризованої витратної характеристики парової турбіни

Найбільш «щедрі блага цивілізації»нам дісталися у частині ілюстрації результатів розрахунків.


Попередньо слід сказати, що простір, в якому ми будуємо графіки, тобто простір з осями x – N, y – Q т, z – Q 0 , w – Q п, називаємо режимним простором(Див. Оптимізація роботи ТЕЦ в умовах оптового ринку електроенергії та потужності Росії

). Кожна точка цього простору визначає певний режим роботи парової турбіни. Режим може бути

  • технічно реалізованим, якщо точка знаходиться всередині оболонки, що задає регулювальний діапазон,
  • технічно не реалізується, якщо точка знаходиться за межами цієї оболонки.

Якщо говорити про конденсаційний режим роботи парової турбіни (Q п = 0, Q т = 0), то лінеаризована видаткова характеристикаявляє собою відрізок прямий. Якщо говорити про турбіну Т-типу, то лінеаризована видаткова характеристика є плоский багатокутник у тривимірному режимному просторіз осями x – N, y – Q т, z – Q 0 який легко візуалізувати. Для турбіни ПТ-типу візуалізація найбільш складна, оскільки лінеаризована витратна характеристика такої турбіни є плоский багатокутник у чотиривимірному просторі(Пояснення та приклади див. в Оптимізація роботи ТЕЦ в умовах оптового ринку електроенергії та потужності Росії, розділ Лінеаризація витратної характеристики турбіни).

1. Ілюстрація отриманої лінеаризованої витратної характеристики парової турбіни

Побудуємо значення таблиці "Вихідні дані (од. потужності)" в режимному просторі.



Рис. 3. Вихідні точки витратної характеристики в режимному просторі з осями x – N, y – Q т, z – Q 0


Оскільки побудувати залежність у чотиривимірному просторі ми не можемо, до такого блага цивілізації ще не дійшли, оперуємо значеннями Q п наступним чином: виключаємо їх (рис. 3), зафіксуємо (рис. 4) (див. код побудови графіків у MATLAB).


Зафіксуємо значення Q п = 40 МВт і побудуємо вихідні точки та лінеаризовану витратну характеристику.




Рис. 4. Вихідні точки витратної характеристики (сині точки), лінеаризована витратна характеристика (зелений плоский багатокутник)


Повернемося до отриманої формули лінеаризованої витратної характеристики (4). Якщо зафіксувати Q п = 40 МВт МВт, то формула матиме вигляд


$$display$$\begin(equation) Q_0 = 2.317 \cdot N + 0.255 \cdot Q_Т + 58.714 \qquad (6) \end(equation)$$display$$


Ця модель задає плоский багатокутник у тривимірному просторі з осями x – N, y – Q т, z – Q 0 за аналогією з турбіною Т-типу (його ми бачимо на рис. 4).


Багато років тому, коли розробляли номограми q т брутто, на етапі аналізу вихідних даних припустилися принципової помилки. Замість застосування методу найменших квадратів та побудови лінеаризованої видаткової характеристики парової турбіни з невідомої причини зробили примітивний розрахунок:


$$display$$\begin(equation) Q_0(N) = Q_е = Q_0 - Q_Т - Q_П \qquad (7) \end(equation)$$display$$


Вирахували з витрати пари високого тиску Q 0 витрати парів Q т, Q п і віднесли отриману різницю Q 0 (N) = Q е на вироблення електроенергії. Отриману величину Q 0 (N) = Q е поділили на N і перевели в ккал/кВт · год, отримавши питому витрату q т брутто. Цей розрахунок відповідає законам термодинаміки.


Дорогі читачі, може саме ви знаєте невідому причину? Поділіться нею!

2. Ілюстрація регулювального діапазону парової турбіни

Подивимося оболонку регулювального діапазону у режимному просторі. Вихідні точки щодо його побудови представлені на рис. 5. Це ті самі точки, які ми бачимо на рис. 3, однак тепер виключено параметр Q0.




Рис. 5. Вихідні точки витратної характеристики в режимному просторі з осями x – N, y – Q п, z – Q т


Безліч точок на рис. 5 є опуклим. Застосувавши функцію convexhull(), ми визначили точки, які задають зовнішню оболонку цієї множини.


Тріангуляція Делоне(Набір пов'язаних трикутників) дозволяє нам побудувати оболонку регулювального діапазону. Вершини трикутників є граничними значеннями регулювального діапазону парової турбіни ПТ-80, що розглядається нами.




Рис. 6. Оболонка регулювального діапазону, представлена ​​безліччю трикутників


Коли ми робили перевірку деякої точки щодо попадання всередину регулювального діапазону, то ми перевіряли, чи лежить ця точка всередині або зовні отриманої оболонки.


Усі представлені вище графіки побудовані засобами MATLAB (див. PT_80_linear_characteristic_curve.m).

Перспективні завдання, пов'язані з аналізом роботи парової турбіни за допомогою лінеаризованої витратної характеристики

Якщо ви робите диплом чи дисертацію, то можу запропонувати вам кілька завдань, наукову новизну яких легко зможете довести всьому світу. Крім того, ви зробите чудову та корисну роботу.

Завдання 1

Покажіть, як зміниться плоский багатокутник при зміні тиску пари низького тиску Q т.

Завдання 2

Покажіть, як зміниться плаский багатокутник при зміні тиску в конденсаторі.

Завдання 3

Перевірте, чи можна уявити коефіцієнти лінеаризованої витратної характеристики у вигляді функцій додаткових параметріврежиму, а саме:


$$display$$\begin(equation) \alpha_N = f(p_(0),...); \\alpha_П = f(p_(П),...); \\alpha_Т = f(p_(Т),...); \\ alpha_0 = f(p_(2),...). \end(equation)$$display$$

Тут p 0 - тиск пари високого тиску, p п - тиск пари середнього тиску, p т - тиск пари низького тиску, p 2 - тиск відпрацьованої пари в конденсаторі, всі одиниці вимірювання кгс/см2.


Обґрунтуйте результат.

Посилання

Чучуєва І.А., Інкіна Н.Є. Оптимізація роботи ТЕЦ в умовах оптового ринку електроенергії та потужності Росії // Наука та освіта: наукове видання МДТУ ім. н.е. Баумана. 2015. № 8. С. 195-238.

  • Розділ 1. Змістовна постановка задачі оптимізації роботи ТЕЦ у Росії
  • Розділ 2. Лінеаризація витратної характеристики турбіни
Додати теги

Комплексна модернізація парової турбіни ПТ-80/100-130/13

Метою модернізації є збільшення електричної та теплофікаційної потужності турбіни з підвищенням економічності турбоустановки. Модернізація в обсязі основної опції полягає в установці стільникових надбандажних ущільнень ЦВД та заміні проточної частини середнього тиску з виготовленням нового ротора НД з метою збільшення пропускної спроможності ЧСД до 383 т/год. При цьому зберігається діапазон регулювання тиску у виробничому відборі, максимальна витрата пари в конденсатор не змінюється.
Замінні вузли при модернізації турбоагрегату в обсязі основної опції:

  • Установка стільникових надбандажних ущільнень 1-17 ступенів ЦВД;
  • Напрямний апарат ЦСНД;
  • Сідла РК ЧСД більшого пропускного перерізу з доопрацюванням парових коробок верхньої половини корпусу ЧСД під установку нових кришок;
  • Регулюючі клапани ЦД та кулачково-розподільний пристрій;
  • Діафрагми 19-27 ступенів ЦСНД, укомплектовані надбандажними стільниковими ущільненнями та кільцями ущільнювачів з витими пружинами;
  • Ротор СНД із встановленими новими робочими лопатками 18-27 ступенів ЦСНД із цільнофрезерованими бандажами;
  • Обойми діафрагм №1, 2, 3;
  • Обойма передніх кінцевих ущільнень та кільця ущільнювачів з витими пружинами;
  • Насадні диски 28, 29, 30 ступенів зберігаються відповідно до існуючою конструкцією, що дозволяє скоротити витрати на модернізацію (за умови використання старих насадних дисків).
Крім того, в обсязі основної опції передбачається встановлення в козирки діафрагм стільникових надбандажних ущільнень 1-17 ступенів ЦВД із приварюванням ущільнюючих вусів на бандажі робочих лопаток.

В результаті модернізації за основною опцією досягається таке:

  1. Збільшення максимальної електричної потужності турбіни до 110 МВт та потужності теплофікаційного відбору до 168,1 Гкал/год, за рахунок скорочення промислового відбору.
  2. Забезпечення надійної та маневреної роботи турбоустановки на всіх експлуатаційних режимах роботи, у тому числі за мінімально можливих тисків у промисловому та теплофікаційному відборах.
  3. Підвищення показників економічності турбоустановки;
  4. Забезпечення стабільності досягнутих техніко-економічних показників упродовж міжремонтного періоду.

Ефект від модернізації в обсязі основної пропозиції:

Режими турбоагрегату Електрична потужність, МВт Витрата пари на теплофікацію, т/год. Витрата пари на виробництво, т/год

Конденсаційний

Номінальний

Максимальної потужності

З максимальним
теплофікаційним відбором

Збільшення ККД ЧСД

Збільшення ККД ЦВД

Додаткові пропозиції (опції) щодо модернізації

  • Модернізація обойми регулюючого ступеня ЦВД із встановленням надбандажних стільникових ущільнень
  • Установка діафрагм останніх ступенів із тангенціальним навалом
  • Високогерметичні ущільнення штоків регулюючих клапанів ЦВД

Ефект від модернізації за додатковими опціями

№
п/п

Найменування

Ефект

Модернізація обойми регулюючого ступеня ЦВД із встановленням надбандажних стільникових ущільнень

Збільшення потужності на 0,21-0,24 МВт
- Підвищення ККД ЦВС на 0,3-0,4%
- Підвищення надійності роботи


зупинки турбін

Установка діафрагм останніх ступенів із тангенціальним навалом

Конденсаційний режим:
- Збільшення потужності на 0,76 МВт
- підвищення ККД ЦСНД 2,1%

Ущільнення поворотної діафрагми

Підвищення економічності турбоустановки під час роботи в режимі з повністю закритою поворотною діафрагмою 7 Гкал/год

Заміна надбандажних ущільнень ЦВД та ЦСД на стільникові

Підвищення ККД циліндрів (ЦВД на 1,2-1,4%, ЦСНД на 1%);
- Збільшення потужності (ЦВД на 0,6-0,9 МВт, ЦСНД на 0,2 МВт);
- Поліпшення надійності роботи турбоагрегатів;
- забезпечення стабільності досягнутих техніко-економічних
показників протягом міжремонтного періоду;
- Забезпечення надійної, без зниження економічності роботи
надбандажних ущільнень ЦВС та ЦСД на перехідних режимах,
в т.ч. при аварійних зупинках турбін.

Заміна регулюючих клапанів ЦВД

Збільшення потужності на 0,02-0,11 МВт
- Підвищення ККД ЦВС на 0,12%
- Підвищення надійності роботи

Установка стільникових кінцевих ущільнень ЦНД

Усунення присосів повітря через кінцеві ущільнення
- підвищення надійності роботи турбіни
- підвищення економічності турбіни
- стабільність досягнутих техніко-економічних показників
протягом усього міжремонтного періоду
- надійна, без зниження економічності робота кінцевих
ущільнень ЦНД у перехідних режимах, зокрема. при аварійних
зупинки турбін

Питома витрататеплоти при двоступінчастому підігріві мережної води.

Умови: Gк3-4 = GвхЧСД + 5 т/год; tдо - див. рис. ; t 1в ≈ 20 ° С; W@ 8000 м3/год

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; t 1в ≈ 20 ° С; W@ 8000 м3/год; Δ iПЕН = 7 ккал/кг

Рис. 10, а, б, в, г

ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО ( Q 0) І ПІДДІЛЬНОМУ ( qG

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а) на відхилення тиску свіжого пара від номінального на ± 0,5 МПа (5 кгс/см2)

α q т = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %

б) на відхилення температури свіжого пара від номінальною на ± 5 °С

в) на відхилення витрати поживною води від номінального на ± 10 % G 0

г) на відхилення температури поживною води від номінальною на ± 10 °С

Рис. 11, а, б, в

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПОПРАВКИ ДО ПОВНОГО ( Q 0) І ПІДДІЛЬНОМУ ( qт) ВИТРАТАХ ТЕПЛОТИ І ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ( G 0) ПРИ КОНДЕНСАЦІЙНОМУ РЕЖИМІ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а) на відключення групи ПВД

б) на відхилення тиску відпрацював пара від номінального

в) на відхилення тиску відпрацював пара від номінального

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Gпіт = G 0

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С

Умови: Gпіт = G 0; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2); tпіт – див. рис. ; tдо - див. рис.

Умови: Gпіт = G 0; tпіт – див. рис. ; Р 9 = 0,6 МПа (6 кгс/см2)

Умови: Рп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); iп = 715 ккал/кг; tдо - див. рис.

Примітка. Z= 0 – регулююча діафрагма закрита. Z= макс - регулююча діафрагма повністю відкрита.

Умови: Рвто = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2)

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ВНУТРІШНЯ ПОТУЖНІСТЬ ЧСНД І ТИСК ПАРУ У ВЕРХНОМУ І НИЖньому ТЕПЛОФІКАЦІЙНИХ ВІДБОРАХ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Рп = 1,3 МПа (13 кгс/см2) при GвхЧСД ≤ 221,5 т/год; Рп = GвхЧСД/17 - при GвхЧСД > 221,5 т/год; iп = 715 ккал/кг; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); tдо - див. рис. , ; τ2 = f(PСОТ) – див. рис. ; Qт = 0 Гкал/(кВт · год)

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ВПЛИВ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОГО Навантаження

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 1,3 (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; РНТО = 0,06 (0,6 кгс/см2); Р 2 @ 4 кПа (0,04 кгс/см2)

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° З; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РНТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° З; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0; τ2 = 52 ° З.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ДІАГРАМА РЕЖИМІВ ПРИ РЕЖИМІ ТІЛЬКИ З ВИРОБНИЧИМ ВІДБОРОМ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° З; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ та РНТО = f(GвхЧСД) - див. рис. 30; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПІДДІЛЬНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РНТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0; Qт = 0

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПІДДІЛЬНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0; τ2 = 52 °С; Qт = 0.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПИТАНИЙ ВИТРАТА ТЕПЛОТИ ПРИ РЕЖИМІ ТІЛЬКИ З ВИРОБНИЧИМ ВІДБОРОМ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° С; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); РСОТ та РНТО = f(GвхЧСД) – див. рис. ; Р 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2); Gпіт = G 0.

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

МІНІМАЛЬНО МОЖЛИВИЙ ТИСК У НИЖНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ ВІДБОРІ ПРИ ОДНОСТУПЧАТКОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

Рис. 41, а, б

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ДВУХСТУПЕНЧАТИЙ ПІДІГРІВ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ЗА ДАНИМИ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а) мінімально можливе тиск в верхньому Т-відборі і розрахункова температура зворотній мережевий води

б) поправка на температуру зворотній мережевий води

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПОПРАВКА ДО ПОТУЖНОСТІ НА ВІДКЛОНЕННЯ ТИСКУ У НИЖНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ ВІДБОРІ ВІД НОМІНАЛЬНОГО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ЗА ДАНИМИ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПОПРАВКА ДО ПОТУЖНОСТІ НА ВІДКЛОНЕННЯ ТИСКУ У ВЕРХНЬОМУ ТЕПЛОФІКАЦІЙНОМУ ВІДБОРІ ВІД НОМІНАЛЬНОГО ПРИ ДВОХСТУПЕНЧАТОМУ ПІДІГРІВІ МЕРЕЖОВОЇ ВОДИ (ЗА ДАНИМИ ПОТ ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

Поправка на тиск відпрацьованої пари (за даними піт ЛМЗ)

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На підставі даних ПОТ ЛМЗ.

На відхилення тиску свіжого пара від номінального на ±1 МПа (10 кгс/см2): до повному витрати теплоти

до витрати свіжого пара

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

Q 0) І ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ ( G 0) ПРИ РЕЖИМАХ З РЕГУЛЮВАНИМИ ВІДБОРАМИ1

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На підставі даних ПОТ ЛМЗ.

На відхилення температури свіжого пара від номінальною на ±10 °С:

до повному витрати теплоти

до витрати свіжого пара

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

ПОПРАВКИ ДО ПОВНОЇ ВИТРАТИ ТЕПЛОТИ ( Q 0) І ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРУ ( G 0) ПРИ РЕЖИМАХ З РЕГУЛЮВАНИМИ ВІДБОРАМИ1

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

1 На підставі даних ПОТ ЛМЗ.

На відхилення тиску в П-відборі від номінального на ± 1 МПа (1 кгс/см2):

до повному витрати теплоти

до витрати свіжого пара

Рис. 49 а, б, в

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

УДІЛЬНІ ТЕПЛОФІКАЦІЙНІ ВИРОБКИ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а) пором виробничого відбору

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C; Pп = 1,3 МПа (13 кгс/см2); ηем = 0,975.

б) пором верхнього і нижнього теплофікаційних відборів

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C; РСОТ = 0,12 МПа (1,2 кгс/см2); ηем = 0,975

в) пором нижнього теплофікаційного відбору

Умови: Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 ° C; РНТО = 0,09 МПа (0,9 кгс/см2); ηем = 0,975

Рис. 50 а, б, в

ТИПОВА ЕНЕРГЕТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТУ

Поправки до питомих теплових виробів електроенергії на тиск у регульованих відборах

Тип
ПТ-80/100-130/13
ЛМЗ

а) на тиск в виробничому відборі

б) на тиск в верхньому теплофікаційному відборі

в) на тиск в нижньому теплофікаційному відборі

додаток

1. УМОВИ СКЛАДАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНОЇ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типова енергетична характеристика складена на підставі звітів про теплові випробування двох турбоагрегатів: на Кишинівській ТЕЦ-2 (роботу виконано Южтехенерго) та на ТЕЦ-21 Мосенерго (роботу виконано МДП ВО «Союзтехенерго»). Характеристика відображає середню економічність турбоагрегату, що пройшов капітальний ремонтта працюючого за тепловою схемою, представленою на рис. ; за наступних параметрів та умов, прийнятих за номінальні:

Тиск та температура свіжої пари перед стопорним клапаном турбіни - 13 (130 кгс/см2)* та 555 °С;

* У тексті та на графіках - абсолютний тиск.

Тиск у регульованому виробничому відборі - 13 (13 кгс/см2) із природним підвищенням при витратах на вході до ЧСД понад 221,5 т/год;

Тиск у верхньому теплофікаційному відборі – 0,12 (1,2 кгс/см2) при двоступінчастій схемі підігріву мережевої води;

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі - 0,09 (0,9 кгс/см2) при одноступінчастою схемоюпідігрів мережної води;

Тиск у регульованому виробничому відборі, верхньому та нижньому теплофікаційних відборах при конденсаційному режимі з відключеними регуляторами тиску – рис. та ;

Тиск відпрацьованої пари:

а) для характеристики конденсаційного режиму та роботи з відборами при одноступінчастому та двоступінчастому підігріві мережевої води при постійному тиску - 5 кПа (0,05 кгс/см2);

б) для характеристики конденсаційного режиму при постійній витраті та температурі охолоджуючої води - відповідно до теплової характеристики конденсатора при t 1в= 20 °С та W= 8000 м3/год;

Система регенерації високого та низького тиску включена повністю, деаератор 0,6 (6 кгс/см2) живиться парою виробничого відбору;

Витрата поживної водидорівнює витраті свіжої пари, повернення 100% конденсату виробничого відбору при t= 100 °С здійснено деаератор 0,6 (6 кгс/см2);

Температура живильної води та основного конденсату за підігрівачами відповідає залежностям, наведеним на рис. , , , , ;

Приріст ентальпії поживної води в насосі - 7 ккал/кг;

Електромеханічний ККД турбоагрегату прийнято за даними випробування однотипного турбоагрегату, проведеного Донтехенерго;

Межі регулювання тиску у відборах:

а) виробничому – 1,3±0,3 (13±3 кгс/см2);

б) верхньому теплофікаційному при двоступінчастій схемі підігріву мережевої води - 0,05 - 0,25 (0,5 - 2,5 кгс/см2);

а) нижньому теплофікаційному при одноступінчастій схемі підігріву мережевої води – 0,03 – 0,10 (0,3 – 1,0 кгс/см2).

Нагрів мережної води в теплофікаційній установці при двоступінчастій схемі підігріву мережної води, що визначається заводськими розрахунковими залежностями τ2р = f(PСОТ) та τ1 = f(Qт, PСОТ становить 44 - 48 °С для максимальних теплофікаційних навантажень при тиску PСОТ = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 кгс/см2).

Покладені в основу цієї Типової енергетичної характеристики дані випробування оброблені з використанням «Таблиць теплофізичних властивостей води та водяної пари» (М.: Видавництво стандартів, 1969). За умовами ПОТ ЛМЗ - конденсат, що повертається, виробничого відбору вводиться при температурі 100 °С в лінію основного конденсату після ПНД № 2. При складанні Типової енергетичної характеристики прийнято, що він вводиться при тій же температурі безпосередньо в деаератор 0,6 (6 кгс/см2) . За умовами ПОТ ЛМЗ при двоступінчастому підігріві мережевої води та режимах з витратою пари на вході в ЧСД понад 240 т/год (максимальне електричне навантаження за малого виробничого відбору) ПНД № 4 повністю відключається. При складанні Типової енергетичної характеристики прийнято, що при витраті на вході в ЧСД понад 190 т/год частина конденсату прямує в обвід ПНД № 4 з таким розрахунком, щоб температура перед деаератором не перевищувала 150 °С. Це потрібно для забезпечення гарної деаерації конденсату.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЛАДНАННЯ, ЩО ВХОДИТЬ У СКЛАД ТУРБОУСТАНОВКИ

До складу турбоагрегату поряд з турбіною входить таке обладнання:

Генератор ТВФ-120-2 заводу «Електросила» із водневим охолодженням;

Двоходовий конденсатор 80 КЦС-1 загальною поверхнею 3000 м2, їх 765 м2 посідає частку вбудованого пучка;

Чотири підігрівачі низького тиску: ПНД № 1, вбудований у конденсатор, ПНД № 2 – ПН-130-16-9-11, ПНД № 3 та 4 – ПН-200-16-7-1;

Один деаератор 0,6 (6 кгс/см2);

Три підігрівачі високого тиску: ПВД №5 – ПВ-425-230-23-1, ПВД №6 – ПВ-425-230-35-1, ПВД №7 – ПВ-500-230-50;

Два циркуляційні насоси 24НДН подачею 5000 м3/ч і тиском 26 м вод. ст. з електродвигунами по 500 кВт;

Три конденсатні насоси КН 80/155 з приводом від електродвигунів потужністю 75 кВт кожен (кількість насосів, що знаходяться в роботі, залежить від витрати пари в конденсатор);

Два основні триступінчасті ежектори ЕП-3-701 та один пусковий ЕП1-1100-1 (постійно в роботі один основний ежектор);

Два підігрівачі мережної води (верхній та нижній) ПСГ-1300-3-8-10 поверхнею 1300 м2 кожен, розраховані на перепустку 2300 м3/год мережної води;

Чотири конденсатні насоси підігрівачів мережевої води КН-КС 80/155 з приводом від електродвигунів потужністю 75 кВт кожен (по два насоси у кожного ПСГ);

Один мережевий насос I підйому СЕ-5000-70-6 з електродвигуном 500 кВт;

Один мережевий насос II підйому СЕ-5000-160 з електродвигуном 1600 кВт.

3. КОНДЕНСАЦІЙНИЙ РЕЖИМ

При конденсаційному режимі з відключеними регуляторами тиску повна витрата теплоти брутто та витрата свіжої пари залежно від потужності на висновках генератора виражається рівняннями:

При постійному тиску в конденсаторі

P 2 = 5 кПа (0,05 кгс/см2);

Q 0 = 15,6 + 2,04Nт;

G 0 = 6,6 + 3,72Nт + 0,11 ( Nт – 69,2);

При постійній витраті ( W= 8000 м3/год) та температурі ( t 1в= 20 °С) охолоджувальної води

Q 0 = 13,2 + 2,10Nт;

G 0 = 3,6 + 3,80Nт + 0,15 ( Nт – 68,4).

Наведені рівняння дійсні у межах зміни потужності від 40 до 80 МВт.

Витрати теплоти та свіжої пари при конденсаційному режимі для заданої потужності визначаються за наведеними залежностями з подальшим введенням необхідних поправок за відповідними графіками. Ці поправки враховують відмінність експлуатаційних умов від номінальних (для яких складено Типова характеристика) та служать для перерахунку даних характеристики на експлуатаційні умови. При зворотному перерахунку знаки змін змінюються на зворотні.

Поправки коригують витрати теплоти та свіжої пари при постійній потужності. При відхиленні кількох параметрів від номінальних значень виправлення алгебраїчно підсумовуються.

4. РЕЖИМ З РЕГУЛЮВАНИМИ ВІДБОРАМИ

При включених регульованих відборах турбоагрегат може працювати за одноступінчастою та двоступінчастою схемами підігріву мережевої води. Можлива робота без теплофікаційного відбору з одним виробничим. Відповідні типові діаграми режимів витрати пара і залежності питомої витрати теплоти від потужності і виробничого відбору дано на рис. - , а питомі виробітки електроенергії на тепловому споживанні на рис. - .

Діаграми режимів розраховані за схемою, застосовуваною ПОТ ЛМЗ, і зображені двох полях. Верхнє поле є діаграмою режимів (Гкал/год) турбіни з одним виробничим відбором при Qт = 0.

При включенні теплофікаційного навантаження та інших постійних умовах відбувається розвантаження або тільки 28 - 30-й ступенів (при включеному одному нижньому мережному підігрівачі), або 26 - 30-му ступенів (при включених двох мережних підігрівачах) і зниження потужності турбіни.

Значення зниження потужності залежить від теплофікаційного навантаження та визначається

Δ N Qт = KQт,

де K- визначена при випробуваннях питома зміна потужності турбіни Δ N Qт/Δ Qт, що дорівнює 0,160 МВт/(Гкал · год) при одноступінчастому підігріві, та 0,183 МВт/(Гкал · год) при двоступінчастому підігріві мережевої води (рис. 31 та 32).

Звідси випливає, що витрата свіжої пари за заданої потужності Nт і двох (виробничому та теплофікаційному) відборах буде по верхньому полювідповідати певній фіктивній потужності Nфт та одному виробничому відбору

Nфт = Nт + Δ N Qт.

Похилі прямі нижнього поля діаграми дозволяють визначити графічно за заданою потужністю турбіни та теплофікаційним навантаженням значення Nфт, а по ньому та виробничому відбору витрата свіжої пари.

Значення питомих витрат теплоти та питомих виробок електроенергії на тепловому споживанні підраховані за даними, взятими з розрахунку діаграм режимів.

В основі графіків залежності питомої витрати теплоти від потужності та виробничого відбору лежать ті ж міркування, що і в основі діаграми режимів ПОТ ЛМЗ.

Графік такого типу запропонований турбінним цехом МДП ВО «Союзтехенерго» («Промислова енергетика», 1978 № 2). Він краще системи графіків qт = f(Nт, Qт) за різних Qп = const, оскільки користування ним зручніше. Графіки питомої витрати теплоти з міркувань непринципового характеру виконані без нижнього поля; методику користування ними пояснено прикладами.

Даних, що характеризують режим при триступеневому підігріві мережевої води, типова характеристикане містить, оскільки такий режим на установках даного типу під час проведення випробувань ніде не був освоєний.

Вплив відхилень параметрів від прийнятих під час розрахунку Типовий характеристики за номінальні враховується двояко:

а) параметрів, що не впливають на теплоспоживання в котлі та відпуск теплоти споживачеві за незмінних масових витрат G 0, Gп і Gт - внесенням поправок до заданої потужності Nт( Nт + KQт).

Відповідно до цієї виправленої потужності за рис. - визначаються витрата свіжої пари, питома витрата теплоти та повна витрата теплоти;

б) поправки на P 0, t 0 та Pп вносяться до знайдених після внесення зазначених вище поправок до витрати свіжої пари та повної витрати теплоти, після чого підраховується витрата свіжої пари та витрата теплоти (повна та питома) для заданих умов.

Дані для кривих поправок на тиск свіжої пари розраховані з використанням результатів випробування; всі інші поправочні криві складені на основі даних ПОТ ЛМЗ.

5. ПРИКЛАДИ ВИЗНАЧЕННЯ ПІДДІЛЬНОЇ ВИТРАТИ ТЕПЛОТИ, ВИТРАТИ СВІЖОЇ ПАРИ ТА ПОДІЛЬНИХ ТЕПЛОФІКАЦІЙНИХ ВИРОБОК

Приклад 1. Конденсаційний режим із відключеними регуляторами тиску у відборах.

Дано: Nт = 70 МВт; P 0 = 12,5 (125 кгс/см2); t 0 = 550 ° С; Р 2 = 8 кПа (0,08 кгс/см2); Gпіт = 0,93 G 0; Δ tпіт = tпіт - tнпіт = -7 °С.

Потрібно визначити повний та питомий витрати теплоти брутто та витрати свіжої пари за заданих умов.

Послідовність та результати наведені в табл. .

Таблиця П1

Позначення

Спосіб визначення

Отримане значення

Витрата свіжої пари за номінальних умов, т/год

Температури свіжої пари

Витрати поживної води

Сумарна поправка до питомої витрати теплоти, %

Питома витрата теплоти за заданих умов, ккал/(кВт · год)

Повна витрата теплоти за заданих умов, Гкал/год

Q 0 = qт Nт10-3

Поправки до витрати пари на відхилення умов від номінальних, %:

Тиск свіжої пари

Температури свіжої пари

Тиск відпрацьованої пари

Витрати поживної води

Температури живильної води

Сумарна поправка до витрати свіжої пари, %

Витрата свіжої пари за заданих умов, т/год

Таблиця П2

Позначення

Спосіб визначення

Отримане значення

Недовиробка у ЧСНД за рахунок теплофікаційного відбору, МВт

Δ N Qт = 0,160 Qт

Приблизна фіктивна потужність, МВт

Nтф" = Nт + Δ N Qт

Приблизна витрата на вході до ЧСД, т/год

GЧСДвх"

1,46 (14,6)*

Мінімально можливий тиск у теплофікаційному відборі, (кгс/см2)

РНТОмін

0,057 (0,57)*

Поправка до потужності для приведення до тиску РНТО = 0,06 (0,6 кгс/см2), МВт

Δ NРНТО

Уточнена фіктивна потужність, МВт

Nтф = Nтф" + Δ NРНТО

Уточнена витрата на вході до ЧСД, т/год

GЧСДвх

а) τ2р = f(PСОТ) = 60 °С

б) ∆τ2 = 70 - 60 = +10 °С та GЧСДвх"

Поправка до потужності для приведення до тиску Р 2 = 2 кПа (0,02 кгс/см2), МВт

* При внесенні поправки до потужності на тиск у верхньому теплофікаційному відборі РСОТ, відмінне від 0,12 (1,2 кгс/см2), результат буде відповідати температурі зворотної води, що відповідає заданому тиску по кривій τ2р = f(PСОТ) на рис. , тобто. 60 °С.

** У разі помітної відмінності GЧСДвх" від GЧСДвх усі значення у пп. 4 - 11 слід перевірити за уточненим GЧСДвх.

Розрахунок питомих теплофікаційних виробок проводиться аналогічно наведеному у прикладі. Вироблення теплофікаційного відбору та поправка до неї на фактичний тиск РСОТ визначається за рис. , бі , б.

Приклад 4: Режим без теплофікаційного відбору.

Дано: Nт = 80 МВт; Qп = 120 Гкал/год; Qт = 0; Р 0 = 12,8 (128 кгс/см2); t 0 = 550 ° С; Р 7,65

Тиск у верхньому теплофікаційному відборі (кгс/см2)*

РСОТ

Рис. по GЧСДвх"

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі (кгс/см2)*

РНТО

Рис. по GЧСДвх"

* Тиск у відборах ЧСНД і температура конденсату по ПНД можуть бути визначені за графіками конденсаційного режиму залежно від GЧСДвх, за співвідношенням GЧСДвх/ G 0 = 0,83.

6. УМОВИ ОЗНАЧЕННЯ

Найменування

Позначення

Потужність, МВт:

електрична на виводах генератора

Nт, Nтф

внутрішня частина високого тиску

N iЧВД

внутрішня частина середнього та низького тиску

N iЧСНД

сумарні втрати турбоагрегату

Σ∆ Nпіт

електромеханічний ККД

Циліндр (або частина) високого тиску

Циліндр низького (або частина середнього та низького) тиску

ЦСД (ЧСНД)

Витрата пари, т/год:

на турбіну

на виробництво

на теплофікацію

на регенерацію

GПВД, GПНД, Gд

через останній ступінь ЧВД

GЧВДскв

на вході до ЧСД

GЧСДвх

на вході до ЧНД

GЧНДвх

у конденсатор

Витрата поживної води, т/год

Витрата конденсату, що повертається, виробничого відбору, т/год.

Витрата охолодної води через конденсатор, м3/год

Витрата теплоти на турбоустановку, Гкал/год

Витрата теплоти на виробництво, Гкал/год

Абсолютний тиск, (кгс/см2):

перед стопорним клапаном

за регулюючими та перевантажувальними клапанами

PI-IVкл, Pпров

в камері регулюючого ступеня

Pр.ст

у камерах нерегульованих відборів

PI-VIIп

у камері виробничого відбору

у камері верхнього теплофікаційного відбору

у камері нижнього теплофікаційного відбору

у конденсаторі, кПа (кгс/см2)

Температура (°С), ентальпія, ккал/кг:

свіжої пари перед стопорним клапаном

t 0, i 0

пара в камері виробничого відбору

конденсату за ПНД

tдо, tк1, tк2, tк3, tк4

виробничого відбору, що повертається конденсату

поживної води за ПВД

tпит5, tпит6, tпит7

живильної води за встановленням

tпіт, iпіт

мережної води при вході в установку та виході з неї

охолоджуючої води при вході в конденсатор та виході з нього

t 1в, t 2в

Підвищення ентальпії живильної води у насосі

∆iПЕН

Питома витрата теплоти брутто на вироблення електроенергії, ккал/(кВт · год)

qт, qтф

Питоме теплофікаційне вироблення електроенергії, кВт · год/Гкал:

пором виробничого відбору

парою теплофікаційного відбору

Коефіцієнти для перерахунку до системи СІ:

1 т/год – 0,278 кг/с; 1 кгс/см2 – 0,0981 МПа або 98,1 кПа; 1 ккал/кг – 4,18168 кДж/кг

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Анотація

У цій курсової роботиздійснено розрахунок принципової теплової схеми електростанції на базі теплофікаційної парової турбіни

ПТ-80/100-130/13 за температури довкілля, розрахована система регенеративного підігріву та мережевих підігрівачів, а також показники теплової економічності турбоустановки та енергоблоку

У додатку наведено принципову теплову схему на базі турбоустановки ПТ-80/100-130/13, графік температур мережевої води та теплофікаційного навантаження, h-s діаграма розширення пари в турбіні, діаграма режимів турбоустановки ПТ-80/100-130/13 високого тиску ПВ-350-230-50, специфікація загального виду ПВ-350-230-50, поздовжній розріз турбоустановки ПТ-80/100-130/13, специфікація загального виду допоміжного обладнання, що входить до схеми ТЕС.

Робота складена на 45-х аркушах і включає 6 таблиць і 17 ілюстрацій. У роботі використано 5 літературних джерел.

  • Вступ
  • Огляд науково-технічної літератури (Технології генерації електричної та теплової енергії)
  • 1. Опис принципової теплової схеми турбоустановки ПТ-80/100-130/13
  • 2. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановки ПТ-80/100-130/13 на режимі підвищеного навантаження
    • 2.1 Вихідні дані для розрахунку
    • 2.2
    • 2.3 Розрахунок параметрів процесу розширення пари у відсіках турбіниh- Sдіаграмі
    • 2.4
    • 2.5
    • 2.6
      • 2.6.1 Підігрівальна мережна установка (бойлерна)
      • 2.6.2 Регенеративні підігрівачі високого тиску та живильна установка (насос)
      • 2.6.3 Деаератор живильної води
      • 2.6.4 Підігрівач сирої води
      • 2.6.5
      • 2.6.6 Деаератор додаткової води
      • 2.6.7
      • 2.6.8 Конденсатор
    • 2.7
    • 2.8 Енергетичний баланс турбоагрегату ПТ-80/100-130/13
    • 2.9
    • 2.10
  • Висновок
  • Список літератури
  • Вступ
  • Для великих заводів усіх галузей промисловості, що мають велике теплоспоживання, оптимальною є система енергопостачання від районної чи промислової ТЕЦ.
  • Процес виробництва електроенергії на ТЕЦ характеризується підвищеною тепловою економічністю та вищими енергетичними показниками порівняно з конденсаційними електростанціями. Це пояснюється тим, що тепло турбіни, що відпрацювало, відведене в холодне джерело (приймача тепла у зовнішнього споживача), використовується в ньому.
  • У роботі здійснено розрахунок принципової теплової схеми електростанції на базі виробничої теплофікаційної турбіни ПТ-80/100-130/13, що працює на розрахунковому режимі за зовнішньої температури повітря.
  • Завданням розрахунку теплової схеми є визначення параметрів, витрат та напрямків потоків робочого тіла в агрегатах та вузлах, а також загальної витрати пари, електричної потужності та показників теплової економічності станції.
  • 1. Опис принципової теплової схеми турбоустановки ПТ-80/100-130/13

Енергоблок електричної потужністю 80 МВт складається з барабанного котла високого тиску Е-320/140, турбіни ПТ-80/100-130/13, генератора та допоміжного обладнання.

Енергоблок має сім відборів. У турбоустановці можна здійснювати двоступінчастий обігрів мережевої води. Є основний і піковий бойлера, а також ПВК, який включається, якщо бойлери не можуть забезпечити необхідного нагрівання мережної води.

Свіжа пара з котла з тиском 12,8 МПа та температурою 555 0 Надходить у ЦВД турбіни і, відпрацювавши, прямує до ЧСД турбіни, а потім до ЧНД. Відпрацювавши пару надходить із ЧНД в конденсатор.

В енергоблоці для регенерації передбачені три підігрівачі високого тиску (ПВД) та чотири низького (ПНД). Нумерація підігрівачів йде з хвоста турбоагрегату. Конденсат гріючої пари ПВД-7 каскадно зливається в ПВД-6, ПВД-5 і потім в деаератор (6 ата). Злив конденсату з ПНД4, ПНД3 та ПНД2 також здійснюється каскадно у ПНД1. Потім з ПНД1 конденсат пари, що гріє, направляється в СМ1(див. ПрТС2).

Основний конденсат і поживна вода підігріваються послідовно в ПЕ, СХ та ПС, у чотирьох підігрівачах низького тиску (ПНД), у деаераторі 0,6 МПа та у трьох підігрівачах високого тиску (ПВД). Відпуск пари на ці підігрівачі здійснюється з трьох регульованих та чотирьох нерегульованих відборів пари турбіни.

На блоці для підігріву води в тепломережі є бойлерна установка, що складається з нижнього (ПСГ-1) і верхнього (ПСГ-2) мережевих підігрівачів, що живляться відповідно парою з 6-го та 7-го відбору, та ПВК. Конденсат з верхнього та нижнього мережевих підігрівачів подається зливними насосами в змішувачі СМ1 між ПНД1 та ПНД2 та СМ2 між підігрівачами ПНД2 та ПНД3.

Температура підігріву поживної води лежить в межах (235-247) 0 С і залежить від початкового тиску свіжої пари, величини недогріву в ПВД7.

Перший відбір пари (з ЦВД) йде на нагрівання поживної води в ПВД-7, другий відбір (з ЦВД) - у ПВД-6, третій (з ЦВД) - у ПВД-5, Д6ата, на виробництво; четвертий (з ЧСД) – у ПНД-4, п'ятий (з ЧСД) – у ПНД-3, шостий (з ЧСД) – у ПНД-2, деаератор (1,2 ата), у ПСГ2, у ПСВ; сьомий (з ЧНД) – у ПНД-1 та у ПСГ1.

Для поповнення втрат у схемі передбачено забір сирої води. Сира вода підігрівається в підігрівачі сирої води (ПСВ) до температури 35 про З, потім, пройшовши хімічну очистку, надходить у деаератор 1,2 ата. Для забезпечення підігріву та деаерації додаткової води використовується теплота пари із шостого відбору.

Пара зі штоків ущільнень у кількості D шт = 0,003D 0 йде в деаератор (6 ата). Пара з крайніх камер ущільнень прямує в СХ, із середніх камер ущільнення - ПС.

Продування котла - двоступінчасте. Пара з розширювача 1-го ступеня йде в деаератор (6 ата), з розширювача 2-го ступеня в деаератор (1,2 ата). Вода з розширювача другого ступеня подається в магістраль мережевої води, для часткового поповнення втрат мережі.

Малюнок 1. Принципова теплова схема ТЕЦ з урахуванням ТУ ПТ-80/100-130/13

2. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановкиПТ-80/100-130/13 на режимі підвищеного навантаження

Розрахунок важливої ​​теплової схеми турбоустановки проводиться виходячи із заданої витрати пари на турбіну. В результаті розрахунку визначають:

? електричну потужність турбоагрегату - Wе.;

? енергетичні показники турбоустановки та ТЕЦ загалом:

б. коефіцієнт корисної дії ТЕЦ із виробництва електроенергії;

в. коефіцієнт корисної дії ТЕЦ з виробництва та відпуску теплоти на опалення;

р. питома витрата умовного палива на виробництво електроенергії;

д. питома витрата умовного палива на виробництво та відпуск теплової енергії.

2.1 Вихідні дані для розрахунку

Тиск свіжої пари -

Температура свіжої пари

Тиск у конденсаторі - P до =0,00226 МПа

Параметри пари виробничого відбору:

витрата пари -

подає - ,

зворотний - .

Витрата свіжої пари на турбіну

Значення ККД елементів теплової схеми наведено у таблиці 2.1.

Таблиця 2.1. ККД елементів теплової схеми

Елемент теплової схеми

Коефіцієнт корисної дії

Позначення

Значення

Розширювач безперервного продування

Нижній мережевий підігрівач

Верхній мережевий підігрівач

Система регенеративного підігріву:

Поживний насос

Деаератор живильної води

Охолоджувач продування

Підігрівач очищеної води

Деаератор конденсаційної води

Змішувачі

Підігрівач ущільнень

Ежектор ущільнень

Трубопроводи

Генератор

2.2 Розрахунок тисків у відборах турбіни

Теплове навантаженняТЕЦ визначається потребами виробничого споживача пари та відпусткою теплоти зовнішньому споживачеві на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання.

Для розрахунку характеристик теплової ефективності ТЕЦ промислово-теплофікаційною турбіною на режимі підвищеного навантаження (нижче -5єС) необхідно визначити тиск пари у відборах турбіни. Цей тиск встановлюється виходячи з вимог промислового споживача та температурного графікамережної води.

У цій роботі прийнятий постійний відбір пари на технологічні (виробничі) потреби зовнішнього споживача, який дорівнює з тиском, що відповідає номінальному режиму роботи турбоустановки, отже, тиск у нерегульованих відборах турбіни №1 і №2 дорівнює: ,

Параметри пари у відборах турбіни за номінального режиму відомі з її основних технічних характеристик.

Необхідно визначити дійсне (тобто для заданого режиму) значення тиску теплофікаційному відборі. Для цього виконується наступна послідовність дій:

1. За заданою величиною та обраним (заданим) температурним графіком тепломережі визначаємо температуру мережної води за мережевими підігрівачами при даній температурі зовнішнього повітря tНАР

tНД = tО.С + б ТЕЦ ( tП.С. tО.С)

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

2. За прийнятою величиною недогріву води та значенням tВС знаходимо температуру насичення в мережевому підігрівачі:

= tНД + і

86,14 + 4,3 = 90,44 0 З

Потім за таблицями насичення для води та водяної пари визначаємо тиск пари в мережевому підігрівачі РНД =0,07136 МПа.

3. Теплове навантаження на нижній мережевий підігрівач досягає 60% від усього навантаження на бойлерне

tНС = tО.С + 0,6 ( tВ.С - tО.С)

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

За таблицями насичення для води та водяної пари визначаємо тиск пари в мережевому підігрівачі РН З = 0,04411 МПа.

4. Визначаємо тиск пари в теплофікаційних (регульованих) відборах №6, №7 турбіни з урахуванням прийнятих втрат тиску трубопроводами:

де втрати у трубопроводах та системах регулювання турбіни приймаємо:; ;

5. За значенням тиску пари ( Р 6 ) у теплофікаційному відборі №6 турбіни уточнюємо тиск пари в нерегульованих відборах турбіни між промисловим відбором №3 та регульованим теплофікаційним відбором №6 (за рівнянням Флюгеля - Стодоли):

де D 0 , D, Р 60 , Р 6 - витрата і тиск пари у відборі турбіни на номінальному режимі, що розраховується, відповідно.

2.3 Розрахунок параметрівпроцесу розширення пари у відсіках турбіниh- Sдіаграмі

За описаною нижче методикою і знайденим у попередньому пункті значенням тисків у відборах побудуємо діаграму процесу розширення пари в проточній частині турбіни t нар=- 15 є З.

Точка перетину на h, s- діаграмі ізобарми з ізотермою визначає ентальпію свіжої пари (точка 0 ).

Втрата тиску свіжої пари в стопорному та регулювальному клапанах і тракті парів пуску при повністю відкритих клапанах становить приблизно 3%. Тому тиск пари перед першим ступенем турбіни дорівнює:

На h, s- діаграмі відзначається точка перетину ізобари з рівнем ентальпії свіжої пари (точка 0/).

Для розрахунку параметрів пари на виході кожного відсіку турбіни ми маємо величини внутрішніх відносних ККД відсіків.

Таблиця 2.2. Внутрішні відносні ККД турбіни по відсіках

З отриманої точки (точка 0/) вертикально вниз (по изоэнтропе) проводиться лінія до перетину з ізобарою тиску відборі №3 . Ентальпія точки перетину дорівнює.

Ентальпія пари в камері третього регенеративного відбору в реальному процесі розширення дорівнює:

Аналогічно на h,s- діаграмі знаходяться точки, що відповідають стану пари в камері шостого та сьомого відборів.

Після побудови процесу розширення пари h, S- діаграмі на нього наносяться ізобари нерегульованих відборів на регенеративні підігрівачі Р 1 , Р 2 ,Р 4 ,Р 5 і встановлюються ентальпії пари у цих відборах.

Побудовані на h,s- діаграми точки з'єднуються лінією, яка відображає процес розширення пари у проточній частині турбіни. Графік процесу розширення пари наведено на рис.А.1. (Додаток А).

По побудованій h,s- діаграмі визначаємо температуру пари у відповідному відборі турбіни за значеннями її тиску та ентальпії. Усі параметри наведено у таблиці 2.3.

2.4 Розрахунок термодинамічних параметрів у підігрівачах

Тиск у регенеративних підігрівачах менше тиску в камерах відборів на величину втрат тиску через гідравлічний опір трубопроводів відбору, запобіжної та запірної арматури.

1. Розраховуємо тиск насиченої водяної пари в регенеративних підігрівачах. Втрати тиску трубопроводом від відбору турбіни до відповідного підігрівача приймаються рівними:

Тиск насиченої водяної пари в деаераторах поживної та конденсаційної води відомий з їх технічних характеристик і, відповідно,

2. По таблиці властивостей води і пари в стані насичення, за знайденим тиском насичення визначаємо температури та ентальпії конденсату пари, що гріє.

3. Приймаємо недогрівання води:

У регенеративних підігрівачах високого тиску 2єЗ

У регенеративних підігрівачах низького тиску 5єЗ,

У деаераторах - 0є З ,

отже, температура води на виході з цих підігрівачів дорівнює:

, є З

4. Тиск води за відповідними підігрівачами визначається гідравлічним опором тракту та режимом роботи насосів. Значення цих тисків приймаються та наведені у таблиці 2.3.

5. За таблицями для води та перегрітої пари, визначаємо ентальпію води після підігрівачів (за значеннями і):

6. Підігрів води в підігрівачі визначається як різниця ентальпій води на вході та виході з підігрівача:

, кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг;

кДж/кг,

де - ентальпія конденсату на виході з підігрівача ущільнень. У цьому роботі ця величина приймається рівної.

7. Тепло, що віддається гріючою парою воді в підігрівачі:

2.5 Параметри пари та води в турбоустановці

Для зручності подальшого розрахунку параметри пари та води в турбоустановці, розраховані вище, зведені у таблиці 2.3.

Дані про параметри пари та води в охолоджувачах дренажу наведено у таблиці 2.4.

Таблиця 2.3. Параметри пари та води в турбоустановці

p, Мпа

t, 0 З

h, кДж/кг

p", Мпа

t" H, 0 З

h B H, кДж/кг

0 З

p B, МПа

t П, 0 З

h B П, кДж/кг

кДж/кг

Таблиця 2.4. Параметри пари та води в охолоджувачах дренажу

2.6 Визначення витрат пари та конденсату в елементах теплової схеми

Розрахунок виконується у такому порядку:

1. Витрата пари на турбіну при розрахунковому режимі.

2.Виток пара через ущільнення

Приймаємо, тоді

4. Витрата поживної води на котел (з урахуванням продування)

де - кількість котлової води, що йде в безперервне продування

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

5. Вихід пари з розширювача продування

де - частка пари, що виділяється з продувної води в розширювачі безперервного продування

6.Вихід продувної води з розширювача

7.Витрата додаткової води з цеху хімічного водоочищення (ХВО)

де - коефіцієнт повернення конденсату від

виробничих споживачів, що приймаються;

Розрахунок витрат пари в регенеративні та мережеві підігрівачі в деаератор і конденсатор, а також витрат конденсату через підігрівачі та змішувачі ґрунтується на рівняннях матеріальних та теплових балансів.

Балансові рівняння складаються послідовно кожного елемента теплової схеми.

Першим етапом розрахунку теплової схеми турбоустановки є складання теплових балансів мережевих підігрівачів та визначення витрат пари на кожен з них на підставі заданого теплового навантаження турбіни та температурного графіка. Після цього складаються теплові баланси регенеративних підігрівачів високого тиску, деаераторів та підігрівачів низького тиску.

2.6.1 Підігрівальна мережна установка (бойлерна))

Таблиця 2.5. Параметри пари та води в мережній підігрівальній установці

Показник

Нижній підігрівач

Верхній підігрівач

Гріюча пара

Тиск у відборі Р, МПа

Тиск у підігрівачі Р?, МПа

Температура пари t,єС

Тепло, що віддається qнс, qвс, кДж/кг

Конденсат пари

Температура насичення tн,єС

Ентальпія при насиченні h?, кДж/кг

Мережева вода

Недогрівання в підігрівачі Інс, Івс, єС

Температура на вході tос, tнс, єС

Ентальпія на вході, кДж/кг

Температура на виході tнс, tвс, єС

Ентальпія на виході, кДж/кг

Підігрів у підігрівачі фнс, фвс, кДж/кг

Визначення установок виконується в наступній послідовності.

1.Витрата мережної води для режиму, що розраховується

2.Тепловий баланс нижнього мережевого підігрівача

Витрата гріючої пари на нижній мережевий підігрівач

з табл.2.1.

3.Тепловий баланс верхнього мережевого підігрівача

Витрата гріючої пари на верхній мережевий підігрівач

Регенеративні підігрівачі високого тиску та живильне встановлення (насос)

ПВД 7

Рівняння теплового балансу ПВД7

Витрата гріючої пари на ПВД7

ПВД 6

Рівняння теплового балансу ПВД6

Витрата гріючої пари на ПВД6

тепло, що відводиться з дренажу ОД2

Поживний насос (ПН)

Тиск після ПН

Тиск у насосі в ПН

Перепад тиску

Питома кількість води в ПН v ПН - визначаємо з таблиць за значенням

РПОНЕДІЛОК.

ККД живильного насосу

Підігрів води в ПН

Ентальпія після ПН

Де – з таблиці 2.3;

Рівняння теплового балансу ПВД5

Витрата гріючої пари на ПВД5

2.6.3 Деаератор живильної води

Витрата пари з ущільнень штоків клапанів у ДПВ приймаємо

Ентальпія пари з ущільнень штоків клапанів приймаємо

(при Р = 12,9 МПаі t = 556 0 З) :

Випар із деаератора:

D вип=0,02 D ПВ=0.02

Частка пари (у частках від випару з деаератора, що йде на ПЕ, ущільнення середніх та кінцевих камер ущільнення

Рівняння матеріального балансу деаератора:

.

Рівняння теплового балансу деаератора

Після підстановки до цього рівняння виразу DКД отримуємо:

Витрата пари, що гріє, з третього відбору турбіни на ДПВ.

звідси витрата пари, що гріє, з відбору №3 турбіни на ДПВ:

DД = 4,529.

Потік конденсату на вході в деаератор:

DКД = 111,82 - 4,529 = 107,288.

2.6.4 Підігрівач сирої води

Ентальпія дренажу h ПСВ=140

.

2.6.5 Двоступінчастий розширювач продування

2 - а ступінь: розширення води, що кипить при 6 ата в кількості

до тиску 1 ата.

= + (-)

прямує в атмосферний деаератор.

2.6.6 Деаератор додаткової води

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Рівняння матеріального балансу деаератора зворотного конденсату та додаткової води ДКВ.

DКВ = + DП.О.В + DОК + DОВ;

Витрата хімічно очищеної води:

DОВ = ( DП - DОК) + + DУТ.

Тепловий баланс охолоджувача продувальної води ВП

конденсат турбоустановка матеріальний

де qВП = h hтеплота, що підводиться до додаткової води в ОП.

qВП = 670,5-160 = 510,5 кДж/кг,

де: hентальпія продувної води на виході з ГП.

Приймаємо повернення конденсату від виробничих споживачів теплоти?к = 0,5 (50%), тоді:

DОК =? DП = 0,5 51,89 = 25,694 кг/с;

DОВ = (51,89 – 25,694) + 1,145 + 0,65 = 27,493 кг/с.

Підігрів додаткової води в ОП визначимо з рівняння теплового балансу ОП:

= 27,493 звідси:

= 21,162 кДж/кг.

Після охолоджувача продування (ВП) додаткової води надходить на хімводоочищення, а потім у підігрівач хімічно очищеної води.

Тепловий баланс підігрівача хімічно очищеної води ПОВ:

де q 6 - кількість теплоти, переданої в підігрівачі парою з відбору №6 турбіни;

підігрів води у ПОВ. Приймаємо hОВ = 140 кДж/кг, тоді

.

Витрата пари на ПВВ визначимо з теплового балансу підігрівача хімічно очищеної води:

DПОВ 2175,34 = 27,493 230,4 звідки DПОВ = 2,897 кг/с.

Таким чином,

DКВ = D

Рівняння теплового балансу деаератора хімічно очищеної води:

D h 6 + DПОВ h+ DОК h+ DОВ hDКВ h

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

Звідси D= 0,761 кг/с - витрата гріючої пари на ДКВ та відбору №6 турбіни.

Потік конденсату на виході із ДКВ:

DКВ = 0,761+56,084 = 56,846 кг/с.

2.6.7 Регенеративні підігрівачі низького тиску

ПНД 4

Рівняння теплового балансу ПНД4

.

Витрата гріючої пари на ПНД4

,

де

ПНД3 та змішувачСМ2

Об'єднане рівняння теплового балансу:

де потік конденсату на виході ПНД2:

DК6 = DКД - DКВ - DНД - DПСВ = 107,288 -56,846 - 8,937 - 2,897 = 38,609

підставимо DК2 в об'єднане рівняння теплового балансу:

D= 0,544кг/с - витрата пари, що гріє, на ПНД3 з відбору №5

турбіни.

ПНД2, змішувач СМ1, ПНД1

Температура за ПС:

Складаються 1 рівняння матеріального та 2 рівняння теплового балансів:

1.

2.

3.

підставимо в рівняння 2

Отримуємо:

кг/с;

D П6 = 1,253 кг/с;

D П7 = 2,758 кг/с.

2.6.8 Конденсатор

Рівняння матеріального балансу конденсатора

.

2.7 Перевірка розрахунку за матеріальним балансом

Перевірка правильності обліку у розрахунках всіх потоків теплової схеми здійснюється порівнянням матеріальних балансів по парі та конденсату у конденсаторі турбоустановки.

Витрата пари, що відпрацювала, в конденсатор:

,

де - Витрата пари з камери відбору турбіни з номером.

Витрати пари з відборів наведено у табл.2.6.

Таблиця 2.6. Витрати пари по відборам турбіни

№ відбору

Позначення

Витрата пари, кг/с

D 1 =D П1

D 2 =D П2

D 3 =D П3+D Д+D П

D 4 =D П4

D 5 = D НС + D П5

D 6 =D П6+D НД++D ПСВ

D 7 =D П7+D HC

Сумарна витрата пари з відборів турбіни

Потік пари в конденсатор після турбіни:

Похибка по балансу пари та конденсату

Оскільки похибка по балансу пари і конденсату вбирається у допустиму, отже, все потоки теплової схеми враховані правильно.

2.8 Енергетичний баланс турбоагрегату ПТ- 80/100-130/13

Визначимо потужність відсіків турбіни та повну її потужність:

N i=

де N iОТС - потужність відсіку турбіни, N iОТС = D iОТС H iОТС,

H iОТС = H iОТС - H i +1 ОТС - теплоперепад у відсіку, кДж/кг,

D iОТС – пропуск пари через відсік, кг/с.

відсік 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 МВт.е.

- Відсік 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 МВт.е.

- Відсік 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 МВт.е.

- відсік 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 МВт.е.

- відсік 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 МВт.е.

- відсік 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 МВт.е.

- відсік 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 МВт.е.

- відсік 7-К:

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

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

N 7кОТС = 6,388 . 59,459 = 0,38 МВт.е.

3.5.1 Сумарна потужність відсіків турбіни

3.5.2 Електрична потужність турбоагрегату визначається за такою формулою:

NЕ = N i

де механічний та електричний ККД генератора,

NЕ = 83,46. 0,99. 0,98 = 80,97 МВт.

2.9 Показники теплової економічності турбоустановки

Повна витрата теплоти на турбоустановку

, МВт

.

2. Витрата теплоти на опалення

,

де з Т- Коефіцієнт, що враховує втрати теплоти в системі опалення.

3. Загальна витрата теплоти на виробничих споживачів

,

.

4. Загальна витрата теплоти на зовнішніх споживачів

, МВт

.

5. Витрата теплоти на турбінну установку з виробництва електроенергії

,

6. Коефіцієнт корисної дії турбоустановки з виробництва електроенергії (без урахування власної витрати електроенергії)

,

.

7. Питома витрата теплоти на виробництво електроенергії

,

2.10 Енергетичні показники ТЕЦ

Параметри свіжої пари на виході парогенератора.

- Тиск Р ПГ = 12,9 МПа;

- ККД парогенератора брутто з ПГ = 0,92;

- температура t ПГ = 556 про;

- hПГ = 3488 кДж/кг при вказаних РПГ та tПГ.

ККД парогенератора, взятий із характеристик котла Е-320/140

.

1. Теплове навантаження парогенераторної установки

, МВт

2. Коефіцієнт корисної дії трубопроводів (транспорту теплоти)

,

.

3. Коефіцієнт корисної дії ТЕЦ із виробництва електроенергії

,

.

4. Коефіцієнт корисної дії ТЕЦ з виробництва та відпуску теплоти на опалення з урахуванням ПВК

,

.

ПВК при t Н=- 15 0 Зпрацює,

5. Питома витрата умовного палива на виробництво електроенергії

,

.

6. Питома витрата умовного палива на виробництво та відпуск теплової енергії

,

.

7. Витрата теплоти палива на станцію

,

.

8. Повний коефіцієнт корисної дії енергоблоку (брутто)

,

9. Питома витрата теплоти на енергоблок ТЕЦ

,

.

10. Коефіцієнт корисної дії енергоблоку (нетто)

,

.

де Е С.Н - власна питома витрата електроенергії, Е С.Н = 0,03.

11. Питома витрата умовного палива "нетто"

,

.

12. Витрата умовного палива

кг/с

13. Витрати умовного палива на вироблення теплоти, відпущеної зовнішнім споживачам

кг/с

14. Витрата умовного палива на вироблення електроенергії

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

Висновок

В результаті розрахунку теплової схеми електростанції на базі виробничої теплофікаційної турбіни ПТ-80/100-130/13, що працює на режимі підвищеного навантаження при температурі навколишнього середовища повітря, отримані наступні значенняосновних параметрів, що характеризують електростанцію такого типу:

Витрати пари у відборах турбіни

Витрати гріючої пари на мережеві підігрівачі

Відпустка тепла на опалення турбоустановкою

Q Т= 72,22 МВт;

Відпустка тепла турбоустановкою на виробничі споживачі

Q П= 141,36 МВт;

Загальна витрата теплоти на зовнішніх споживачів

Q ТП= 231,58 МВт;

Потужність на клемах генератора

N е= 80,97 МВт;

ККД ТЕЦ з виробництва електроенергії

ККД ТЕЦ з виробництва та відпуску теплоти на опалення

Питома витрата палива на виробництво електроенергії

b Е У= 162,27 г/кВт/год

Питома витрата палива на виробництво та відпуск теплової енергії

b Т У= 40,427 кг/ГДж

Повний ККД ТЕЦ «Брутто»

Повний ККД ТЕЦ "нетто"

Питома витрата умовного палива на станцію нетто

Список літератури

1. Рижкін В.Я. Теплові електричні станції: Підручник для вузів – 2-ге вид., перероб. - М: Енергія, 1976.-447с.

2. Александров А.А., Григор'єв Б.А. Таблиці теплофізичних властивостей води та водяної пари: Довідник. - М: Вид. МЕІ, 1999. – 168с.

3. Полещук І.З. Складання та розрахунок важливих теплових схем ТЕЦ. Методичні вказівкидо курсового проекту з дисципліни "ТЕС та АЕС", /Уфімський держ. авіац. тех.ун – т. – Уфа, 2003.

4. Стандарт підприємства (СТП УГАТУ 002-98). Вимоги до побудови, викладу, оформлення.-Уфа:1998.

5. Бойко О.О. Паротрубінні енергетичні установки ТЕС: Довідковий посібник – ІСЦ КДТУ, 2006. -152с

6. . Теплові та атомні електричні станції: Довідник / За загальною ред. чл.-кор. РАН А.В. Клименко та В.М. Зоріна. - 3-тє вид. – М.: Вид МЕІ, 2003. – 648с.: іл. - (Теплоенергетика та теплотехніка; Кн. 3).

7. . Турбіни теплових та атомних електричних станцій: Підручник для вузів / За ред. О.Г, Костюка, В.В. Фролів. - 2-ге вид., перероб. та дод. - М: Вид МЕІ, 2001. - 488 с.

8. Розрахунок теплових схем паротурбінних установок: Навчальне електронне видання/Полещук І.З.. – ГОУ ВПО УГАТУ, 2005.

Умовні позначення енергетичних установок, обладнання та їх елементівексте, на малюнках, в індексах)

Д – деаератор поживної води;

ДН – дренажний насос;

К - конденсатор, котел;

КН – конденсатний насос;

ОЕ – охолоджувач дренажу;

ПрТС – принципова теплова схема;

ПВД, ПНД – підігрівач регенеративний (високого, низького тиску);

ПВК – піковий водогрійний котел;

ПГ – парогенератор;

ПЕ – пароперегрівач (первинний);

ПН – живильний насос;

ПС – підігрівник сальниковий;

ПСГ – мережевий підігрівач горизонтальний;

ПСВ – підігрівач сирої води;

ПТ – парова турбіна; теплофікаційна турбіна з промисловим та опалювальним відборами пари;

ПХІВ - підігрівач хімічно очищеної води;

ПЕ – охолоджувач ежектора;

Р – розширювач;

ТЕЦ – теплоелектроцентраль;

СМ – змішувач;

СХ – сальниковий холодильник;

ЦВД – циліндр високого тиску;

ЦНД – циліндр низького тиску;

ЕГ – електрогенератор;

Додаток А

Додаток Б

Діаграма режимів ПТ-80/100

Додаток

Опалювальні графіки якісного регулювання відпусткитепла за середньодобовою температурою зовнішнього повітря

Розміщено на Allbest.ru

...

Подібні документи

    Розрахунок важливої ​​теплової схеми, побудова процесу розширення пари у відсіках турбіни. Розрахунок системи регенеративного підігріву живильної води. Визначення витрати конденсату, роботи турбіни та насосів. Сумарні втрати на лопатку та внутрішній ККД.

    курсова робота , доданий 19.03.2012

    Побудова процесу розширення пари в турбіні у H-S діаграмі. Визначення параметрів та витрат пари та води на електростанції. Складання основних теплових балансів для вузлів та апаратів теплової схеми. Попередня оцінка витрати пари на турбіну.

    курсова робота , доданий 05.12.2012

    Аналіз методів проведення перевірочного розрахунку теплової схеми електростанції з урахуванням теплофікаційної турбіни. Опис конструкції та роботи конденсатора КГ-6200-2. Опис принципової теплової схеми теплоцентралі з урахуванням турбоустановки типу Т-100-130.

    дипломна робота, доданий 02.09.2010

    Теплова схема енергоблоку. Параметри пари у відборах турбіни. Побудова процесу у hs-діаграмі. Зведена таблиця параметрів пари та води. Складання основних теплових балансів для вузлів та апаратів теплової схеми. Розрахунок деаератора та мережевої установки.

    курсова робота , доданий 17.09.2012

    Побудова процесу розширення пари в h-s діаграмі. Розрахунок установки мережевих підігрівачів. Процес розширення пари у приводній турбіні живильного насоса. Визначення витрат пари на турбіну. Розрахунок теплової економічності ТЕС та вибір трубопроводів.

    курсова робота , доданий 10.06.2010

    Вибір та обґрунтування принципової теплової схеми блоку. Складання балансу основних потоків пари та води. Основні характеристики турбіни. Побудова процесу розширення пари в турбіні на hs-діаграмі. Розрахунок поверхонь нагрівання котла-утилізатора.

    курсова робота , доданий 25.12.2012

    Розрахунок парової турбіни, параметри основних елементів принципової схемипаротурбінної установки та попередня побудова теплового процесу розширення пари в турбіні в h-s-діаграмі. Економічні показникипаротурбінної установки із регенерацією.

    курсова робота , доданий 16.07.2013

    Упорядкування розрахункової теплової схеми ТУ АЕС. Визначення параметрів робочого тіла, витрат пари у відборах турбоагрегату, внутрішньої потужності та показників теплової економічності та блоку в цілому. Потужність насосів конденсатно-живильного тракту.

    курсова робота , доданий 14.12.2010

    Процес розширення пара в турбіні. Визначення витрат гострої пари та поживної води. Розрахунок елементів теплової схеми. Вирішення матриці методом Крамера. Код програми та виведення результатів машинних обчислень. Техніко-економічні показники енергоблоку.

    курсова робота , доданий 19.03.2014

    Вивчення конструкції турбіни К-500-240 та тепловий розрахунок турбоустановки електростанції. Вибір числа щаблів циліндра турбіни та розбивка перепадів ентальпії пари за її щаблями. Визначення потужності турбіни та розрахунок робочої лопатки на вигин та розтяг.

Завантаження...
Top