І Н С Т Р У К Ц І Я

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Інструкцію повинні знати:

1. начальник котлотурбінного цеху-2,

2. заступники начальника котлотурбінного цеху з експлуатації-2,

3. старший начальник зміни станції-2,

4. начальник зміни станції-2,

5. начальник зміни турбінного відділення котлотурбінного цеху-2,

6. машиніст ЦТЩУ паровими турбінами VI розряду,

7. машиніст-обхідник з турбінного обладнання V розряду;

8. машиніст-обхідник з турбінного обладнання IV розряду.

М. Петропавлівськ-Камчатський

ВАТ Енергетики та Електрифікації "Камчатськенерго".

Філія "Камчатські ТЕЦ".

ЗАТВЕРДЖУЮ:

Головний інженерфілії ВАТ "Камчатськенерго" КТЕЦ

Болотенюк Ю.М.

“ “ 20 р.

І Н С Т Р У К Ц І Я

По експлуатації парової турбіни

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

Термін дії інструкції:

з "____" ____________ 20 р.

по «____»____________ 20 р.

Петропавловськ – Камчатський

1. Загальні положення…………………………………………………………………… 6

1.1. Критерії безпечної екплуатації парової турбіни ПТ80/100-130/13………………. 7

1.2. Технічні дані турбіни……………………………………………………………...….. 13

1.4. Захисту турбіни………………………………………………………………….……………… 18

1.5. Турбіна має бути аварійно зупинена зі зривом вакууму вручну…………...... 22

1.6. Турбіна повинна бути негайно зупинена…………………………………………...… 22

Турбіна повинна бути розвантажена та зупинена в період,

визначений головним інженером електростанції……………………………..……..… 23

1.8. Допускається тривала робота турбіни з номінальною потужністю…………………... 23

2. Короткий описконструкції турбіни…………………………………..… 23

3. Система маслопостачання турбоагрегата…………………………………..…. 25

4. Система ущільнення валу генератора……………………………………....… 26

5. Система регулювання турбіни…………………………………………...…. 30

6. Технічні дані та опис генератора……………………………….... 31

7. Технічна характеристика та опис конденсаційної установки…. 34

8. Опис та технічна характеристикарегенеративної установки. 37

Опис та технічна характеристика установки для

підігріву мережевої води……………………………………………………...… 42

10. Підготовка турбоагрегату до пуску………………………………………….… 44

10.1. Загальні положення……………………………………………………………………………...….44

10.2. Підготовка до включення в роботу масляної системи…………………………………...…….46

10.3. Підготовка системи регулювання до пуску……………………………………………..…….49

10.4. Підготовка та пуск регенеративної та конденсаційної установки……………………………49

10.5. Підготовка до включення в роботу установки для підігріву мережевої води……………….....54

10.6. Прогрів паропроводу до ГПЗ………………………………………………………………….....55

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

11.1. Загальні вказівки………………………………………………………………………………….55

11.2. Пуск турбіни з холодного стану………………………………………………………...61

11.3. Пуск турбіни з неостывшего стану………………………………………………….…..64

11.4. Пуск турбіни з гарячого стану…………………………………………………………..65

11.5. Особливості пуску турбіни на ковзних параметрах свіжої пари………………….…..67

12. Включення виробничого відбору пара………………………………... 67

13. Відключення виробничого відбору пара…………………………….… 69

14. Включення теплофікаційного відбору пари……………………………..…. 69

15. Відключення теплофікаційного відбору пари………………………….…... 71

16. Обслуговування турбіни під час нормальної роботи………………….… 72

16.1 Загальні положення……………………………………………………………………………….72

16.2 Обслуговування конденсаційної установки…………………………………………………..74

16.3 Обслуговування регенеративної установки………………………………………………….….76

16.4 Обслуговування системи маслопостачання……………………………………………………...87

16.5 Обслуговування генератора………………………………………………………………………79

16.6 Обслуговування установки для підігріву мережевої води………………………………….……80

17. Зупинка турбіни………………………………………………………………… 81

17.1 Загальні вказівки щодо зупинки турбіни…………………………………………………….……81

17.2 Зупинка турбіни в резерв, а також для ремонту без розхолодження……………………..…82

17.3 Зупинка турбіни в ремонт з розхолодженням………………………………………………...84

18. Вимоги з техніки безпеки…………………………………….…… 86

19. Заходи щодо попередження та ліквідації аварій на турбіні…… 88

19.1. Загальні вказівки……………………………………………………………………………………88

19.2. Випадки аварійного зупину турбіни………………………………………………………...…90

19.3. Дії, що виконуються технологічними захистами турбіни………………………………91

19.4. Дії персоналу при аварійному становищі на турбіні……………………………..…….92

20. Правила допуску до ремонту оборудования……………………………….… 107

21. Порядок допуску до випробувань турбіни………………………………….. 108

Програми

22.1. Графік запуску турбіни з холодного стану (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска менше 150 ˚С)……………………………………………………..… 109

22.2. Графік пуску турбіни після простою 48 годин (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 300 ˚С)………………………………………………………………..110

22.3. Графік пуску турбіни після простою 24 години (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 340 ˚С)……………………………………………………………..…111

22.4. Графік пуску турбіни після простою 6-8 годин (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 420 ˚С)……………………………………………………………….112

22.5. Графік пуску турбіни після простою 1-2 години (температура металу

ЦВД у зоні паровпуска 440 ˚С)……………………………………………………..…………113

22.6. Орієнтовні графіки запуску турбіни на номінальних

параметрах свіжої пари…………………………………………………………………….…114

22.7. Поздовжній розріз турбіни……………………………………………………………..….…115

22.8. Схема регулювання турбіни……………………………………………………………..….116

22.9. Теплова схематурбоустановки…………………………………………………………….….118

23. Доповнення та зміни…………………………………………………...…. 119

ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ.

Турбіна парова типу ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ з виробничим та 2-ступінчастим теплофікаційним відбором пари, номінальною потужністю 80 мВт та максимальною 100 МВт (у певному поєднанні регульованих відборів) призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струмуТВФ-110-2Е У3 потужністю 110 МВт змонтованого на загальному фундаменті з турбіною.

Перелік скорочень та умовних позначень:

АЗВ – автоматичний затвор високого тиску;

ВПУ - валоповоротний пристрій;

ГМН – головний масляний насос;

ГПЗ – головна парова засувка;

КОС - клапан зворотний із сервомотором;

КЕН – конденсатний електронасос;

МУТ – механізм управління турбіною;

ОМ – обмежувач потужності;

ПВД – підігрівачі високого тиску;

ПНД – підігрівачі низького тиску;

ПМН - пусковий масляний електронасос;

ПН – охолоджувач пари ущільнень;

ПС – охолоджувач пари ущільнень з ежектором;

ПСГ-1 – мережевий підігрівач нижнього відбору;

ПСГ-2 - те саме, верхнього відбору;

ПЕН – живильний електронасос;

РВД – ротор високого тиску;

РК – регулюючі клапани;

РНД – ротор низького тиску;

РТ – ротор турбоагрегату;

ЦВД – циліндр високого тиску;

ЦНД – циліндр низького тиску;

РМН – резервний масляний насос;

АМН – аварійний масляний насос;

РПДС - реле падіння тиску олії у системі мастила;

Рпр - тиск пари у камері виробничого відбору;

Р – тиск у камері нижнього теплофікаційного відбору;

Р - те саме, верхнього теплофікаційного відбору;

Дпо - витрата пари у виробничий добір;

Д - витрата сумарна на ПХГ-1,2;

КАЗ – клапан автоматичного затвора;

МНУВ - маслонасос ущільнення валу генератора;

НОГ – насос охолодження генератора;

САР – система автоматичного регулювання;

ЕГП – електрогідравлічний перетворювач;

КІС – клапан виконавчий соленоїдний;

ТО – теплофікаційний відбір;

ПЗ - виробничий відбір;

МО - маслоохолоджувач;

РПД – регулятор перепаду тиску;

ПСМ – пересувний сепаратор олії;

ЗГ - гідравлічний затвор;

БД – бак демпферний;

ІМ – інжектор масляний;

РС – регулятор швидкості;

РД – регулятор тиску.

1.1.1. За потужністю турбіни:

Максимальна потужність турбіни при повністю увімкненій

регенерації та певних поєднаннях виробничого та

теплофікаційного відбору …………………………………………………………………...100 МВт

Максимальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при відключених ПВД-5, 6, 7 ……………………………………………………………………... 76 МВт

Максимальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при відключених ПНД-2, 3, 4 …………………………………………………………………….....71МВт

Максимальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при вимкнених

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

якої входять у роботу ПВД-5,6,7………………………………………………………..10 МВт

Мінімальна потужність турбіни на конденсаційному режимі при

якої входить у роботу зливний насос ПНД-2…………………………………………….20 МВт

Мінімальна потужність турбоагрегату при якій включаються в

роботу регульовані відбори турбіни…………………………………………………………… 30 МВт

1.1.2. За частотою обертання ротора турбіни:

Номінальна частота обертання ротора турбіни ……………………………………………..3000 об/хв

Номінальна частота обертання ротора турбіни валоповоротним

пристроєм ……………………………………………………………………………..………..3,4 об/хв

Граничне відхиленнячастоти обертання ротора турбіни при

якому турбоагрегат відключається захистом…………………………………….………..…..3300 об/хв

3360 про/хв

Критична частота обертання ротора турбогенератора …………………………………….1500 об/хв

Критична частота обертання ротора низького тиску турбіни…………………….……1600 об/хв

Критична частота обертання ротора високого тиску турбіни…………………….….1800 об/хв

1.1.3. За витратою перегрітої пари на турбіну:

Номінальна витрата пари на турбіну під час роботи її на конденсаційному режимі

з повністю включеною системою регенерації (при номінальній потужності

турбоагрегату, що дорівнює 80 МВт) ………………………………………………………………305 т/год

Максимальна витрата пари на турбіну при включених у роботу системі

регенерації, що регулюються виробничим та теплофікаційним відбором

і закритому регулювальному клапані №5 …..…………………………………………………..415 т/год

Максимальна витрата пари на турбіну …………………….…………………..………………470 т/год

режимі з відключеними ПВД-5, 6, 7 …………………………………………………………..270 т/год

Максимальна витрата пари на турбіну при роботі її на конденсаційному

режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4 ………………………………………...………………..260т/год

Максимальна витрата пари на турбіну при роботі її на конденсаційному

режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4 та ПВД-5, 6, 7………………………………………..…230т/год

1.1.4. По абсолютному тиску перегрітої пари перед АЗВ:

Номінальний абсолютний тиск перегрітої пари перед АЗВ…………………..……….130 кгс/см 2

Допустиме зниження абсолютного тиску перегрітої пари

перед АЗВ під час роботи турбіни…….……………………………………………………………125 кгс/см 2

Допустиме підвищення абсолютного тиску перегрітої пари

перед АЗВ під час роботи турбіни.…………………………………………………………………135 кгс/см 2

Максимальне відхилення абсолютного тиску перегрітої пари перед АЗВ

при роботі турбіни та при тривалості кожного відхилення не більше 30 хв……..140 кгс/см 2

1.1.5. За температурою перегрітої пари перед АЗВ:

Номінальна температура перегрітої пари перед АЗВ..…………………………………..…..555 0 З

Допустиме зниження температури перегрітої пари

перед АЗВ під час роботи турбіни..………………………………………………………….……… 545 0 З

Допустиме підвищення температури перегрітої пари перед

АЗВ при роботі турбіни………………………………………………………………………….. 560 0 С

Максимальне відхилення температури перегрітої пари перед АЗВ при

роботі турбіни та тривалості кожного відхилення не більше 30

хвилин………………….………………..…………………………………………………….………565 0 З

Мінімальне відхилення температури перегрітої пари перед АЗВ при

якому турбоагрегат відключається захистом……………………………………………………...425 0 З

1.1.6. По абсолютному тиску пари в регулюючих щаблях турбіни:

при витратах перегрітої пари на турбіну до 415 т/годину. ..……………………………………...98,8 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в регулюючому ступені ЦВД

при роботі турбіни на конденсаційному режимі з відключеними ПВД-5, 6, 7….……….…64 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в регулюючому ступені ЦВД

при роботі турбіни на конденсаційному режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4 ………….…62 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в регулюючому ступені ЦВД

при роботі турбіни на конденсаційному режимі з відключеними ПНД-2, 3, 4

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

Максимальний абсолютний тиск пари в камері перевантажувальної

клапана ЦВД (за 4-ступенем) при витратах перегрітої пари на турбіну

більше 415 т/год ………………………………………………………………………………………83 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари в камері регулюючої

ступеня ЦНД (за 18 ступенем) ……………………………..……………………………………..13,5 кгс/см 2

1.1.7. За абсолютним тиском пари в регульованих відборах турбіни:

Допустиме підвищення абсолютного тиску пари в

регульованому виробничому відборі …………………………………………………………16 кгс/см 2

Допустиме зниження абсолютного тиску пари в

регульованому виробничому відборі …………………………………………………………10 кгс/см 2

Максимальне відхилення абсолютного тиску пари в регульованому виробничому відборі, при якому спрацьовують запобіжні клапани……………………………………………………………………..19,5 кгс/см 2

верхньому теплофікаційному відборі ………………………………………………………….…..2,5 кгс/см 2

верхньому теплофікаційному відборі ………………………………………………………..……..0,5 кгс/см 2

Максимальне відхилення абсолютного тиску пари в регульованому

верхньому теплофікаційному відборі при якому спрацьовує

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

Максимальне відхилення абсолютного тиску пари

регульованому верхньому теплофікаційному відборі при якому

турбоагрегат відключається захистом…………………………………………..…………………...3,5 кгс/см 2

Допустиме підвищення абсолютного тиску пари в регульованому

нижньому теплофікаційному відборі ………………………………………………………….……1 кгс/см 2

Допустиме зниження абсолютного тиску пари в регульованому

нижньому теплофікаційному відборі …………………………………………………………….…0,3 кгс/см 2

Гранично допустиме зниження перепаду тиску між камерою

нижнього теплофікаційного відбору та конденсатором турбіни………………………….… до 0,15 кгс/см 2

1.1.8. За витратою пари в регульовані відбори турбіни:

Номінальна витрата пари в регульований виробничий

відбір ………………………………………………………………………………………….……185 т/год

Максимальна витрата пари в регульовану виробничу…

номінальної потужності турбіни та відключеному

теплофікаційному відборі ……………………………………………………………….………245 т/год

Максимальна витрата пари в регульований виробничий

відбір при абсолютному тиску в ньому, що дорівнює 13 кгс/см 2 ,

зниженою до 70 МВт потужності турбіни та відключеному

теплофікаційному відборі …………………………………………………………………..……300 т/год

Номінальна витрата пари в регульований верхній

теплофікаційний відбір ………………………………………………………………………...132 т/год

та відключеному виробничому відборі ………………………………………………………150 т/год

Максимальна витрата пари в регульований верхній

теплофікаційний відбір за зниженої до 76 МВт потужності

турбіни та відключеному виробничому відборі ……………………………………….……220 т/год

Максимальна витрата пари в регульований верхній

теплофікаційний відбір при номінальній потужності турбіни

та зниженому до 40 т/год витраті пари у виробничий відбір ……………………………200 т/год

Максимальна витрата пари в ПСГ-2 при абсолютному тиску

у верхньому теплофікаційному відборі 1,2 кгс/см 2 …………………………………………….…145 т/год

Максимальна витрата пари в ПСГ-1 при абсолютному тиску

в нижньому теплофікаційному відборі 1 кгс/см 2 ………………………………………………….220 т/год

1.1.9. За температурою пари у відборах турбіни:

Номінальна температура пари в регульованому виробничому

відборі після ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………………………………..280 0 З

Допустиме підвищення температури пари в регульованому

виробничому відборі після ОУ-1, 2 (3,4) …………………………………………………....285 0 З

Допустиме зниження температури пари в регульованому

виробничому відборі після ОУ-1,2 (3,4) ………………………………………………….…275 0 З

1.1.10. за теплового станутурбіни:

Максимальна швидкість підвищення температури металу

…..………………………………..15 0 З/хв.

перепускних труб від АЗВ до регулюючих клапанів ЦВД

при температурах перегрітої пари нижче 450 град.С.…………………………………….………25 0 З

Гранично допустима різниця температур металу

перепускних труб від АЗВ до регулюючих клапанів ЦВД

при температурі перегрітої пари вище 450 град.С.……………………………………….…….20 0 З

Гранично допустима різниця температур металу верху

і низу ЦВС (ЦНД) у зоні паровпуска ………………….…………………………………………..50 0 З

Гранично допустима різниця температур металу

поперечному перерізі (по ширині) фланців горизонтального

роз'єм циліндрів без включення системи обігріву

фланців і шпильок ЦВС..………………………………….…………………………………………80 0 З

роз'єму ЦВД при включеному обігріві фланців і шпильок …………………………………..…50 0 З

у поперечному перерізі (по ширині) фланців горизонтального

роз'єму ЦВД при включеному обігріві фланців і шпильок ……………………………….……-25 0 С

Гранично допустима різниця температур металу між верхнім

та нижнім (правим та лівим) фланцями ЦВС при включеному

обігрів фланців і шпильок ………………………………………………….…………………....10 0 З

Гранично допустима позитивна різниця температур металу

між фланцями та шпильками ЦВД при включеному обігріві

фланців і шпильок …………………………………………………………….…………………….20 0 З

Гранично допустима негативна різниця температур металу

між фланцями і шпильками ЦВД при включеному обігріві фланців і шпильок ………………………………………………………………………………………..…..- 20 0 С

Гранично допустима різниця температур металу за товщиною

стінки циліндра, виміряна в зоні регулюючого ступеня ЦВД ….………………………….35 0 З

підшипників і завзятого підшипника турбіни …………………………………….……...…..90 0 C

Максимально допустима температура вкладишів опорних

підшипників генератора …………………………………………………….…………..………..80 0 C

1.1.11. За механічним станом турбіни:

Гранично допустиме скорочення РВС щодо ЦВС….……………………………….-2 мм

Гранично допустиме подовження РВС щодо ЦВС ….……………………………….+3 мм

Гранично допустиме вкорочення РНД щодо ЦНД ….……………………..………-2,5 мм

Гранично допустиме подовження РНД щодо ЦНД …….……………………..…….+3 мм

Гранично допустиме викривлення ротора турбіни …………….…………………………..0,2 мм

Гранично допустиме максимальне значеннявикривлення

валу турбоагрегату при проходженні критичних частот обертання ………………………..0,25 мм

бік генератора ……………………………………………………….…………………..…1,2 мм

Гранично допустимий осьовий зсув ротора турбіни

бік блоку регулювання …………………………………………….…………………….1,7 мм

1.1.12. За вібраційним станом турбоагрегату:

Максимально допустима віброшвидкість підшипників турбоагрегату

на всіх режимах (крім критичних частот обертання) ……………….…………………….4,5 мм/сек

зі збільшенням віброшвидкості підшипників понад 4,5 мм/сек ……………………………30 діб

Максимально допустима тривалість роботи турбоагрегату

зі збільшенням віброшвидкості підшипників більше 7,1 мм/сек ……….……………………7 суток

Аварійне підвищення віброшвидкості будь-якої з опор ротора ………….……………………11,2 мм/сек

Аварійне раптове одночасне підвищення віброшвидкості двох

опор одного ротора, або суміжних опор, або двох компонентів вібрації

однієї опори від будь-якого початкового значення………………………………………………... на 1мм і більше

1.1.13. По витраті, тиску та температурі циркуляційної води:

Сумарна витрата охолодної води на турбоагрегат ………….………………………….8300 м 3 /година

Максимальна витрата охолодної води через конденсатор ….…………………………..8000 м 3 /год

Мінімальна витратаохолоджувальної води через конденсатор ……………….……………..2000 м 3 /год

Максимальна витрата води через вбудований пучок конденсатора ……….………………1500 м 3 /год

Мінімальна витрата води через вбудований пучок конденсатора ………………………..300 м 3 /год

Максимальна температура охолоджуючої води на вході в конденсатор….…………………………………………………………………………………..33 0 З

Мінімальна температура циркуляційної води на вході

конденсатор у період мінусових температурзовнішнього повітря ………...……………….8 0 З

Мінімальний тиск циркуляційної води, при якому працює АВР циркуляційних насосівЦН-1,2,3,4…………………………………………………………..0,4 кгс/см 2

Максимальний тиск циркуляційної води у трубній системі

лівої та правої половин конденсатора ……………………………………….……….……….2,5 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск води у трубній системі

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

Номінальний гідравлічний опір конденсатора при

чистих трубках та витраті циркуляційної води 6500 м 3 /годину………………………..……...3,8 м. вод. ст.

Максимальна різниця температур циркуляційної води між

входом її в конденсатор і виходом з нього …………………………………………………..10 0 З

1.1.14. За витратою, тиском і температурою пари та хімобезсоленої води в конденсатор:

Максимальна витрата хімобезсоленої води в конденсатор ………………..……………..100 т/год.

Максимальна витрата пари в конденсатор на всіх режимах

експлуатації …………………………………………………………………………….………220 т/год.

Мінімальна витрата пари через ЧНД турбіни в конденсатор

при закритій поворотній діафрагмі …………………………………………………….……10 т/год.

Максимально допустима температура вихлопної частини ЦНД ……………………….……..70 0 З

Максимально допустима температура хімобезсоленої води,

що надходить у конденсатор …………………………………………………………….………100 0 З

Абсолютний тиск пари у вихлопній частині ЦНД при якому

спрацьовують атмосферні клапана-діафрагми ………………………………………..……..1,2 кгс/см 2

1.1.15. За абсолютним тиском (вакуумом) в конденсаторі турбіни:

Номінальний абсолютний тиск у конденсаторі……………………………….………………0,035 кгс/см 2

Допустиме зниження вакууму в конденсаторі при якому спрацьовує попереджувальна сигналізація………………. ………………………..………...-0,91 кгс/см 2

Аварійне зниження вакууму в конденсаторі при якому

Турбоагрегат відключається захистом…………… ………………………………………………....-0,75 кгс/см 2

скиданням у нього гарячих потоків ….…………………………………………………………….….-0,55 кгс/см 2

Допустимий вакуум у конденсаторі при пуску турбіни перед

поштовхом валу турбоагрегату …………………………………………………………………..……-0,75 кгс/см 2

Допустимий вакуум у конденсаторі при пуску турбіни в кінці

витримки обертання її ротора з частотою 1000 об/хв …………….……………………..…….-0,95 кгс/см 2

1.1.16. За тиском і температурою пари ущільнень турбіни:

Мінімальний абсолютний тиск пари на ущільнення турбіни

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

Максимальний абсолютний тиск пари на ущільнення турбіни

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

Мінімальний абсолютний тиск пари за ущільненнями турбіни

до регулятора підтримки тиску …….…………………………………………………….….1,3кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари за ущільненнями турбіни.

до регулятора підтримки тиску …………………………………………………………..….1,5 кгс/см 2

Мінімальний абсолютний тиск пари у других камерах ущільнень ……………………...1,03 кгс/см 2

Максимальний абсолютний тиск пари у других камерах ущільнень ……………………..1,05 кгс/см 2

Номінальна температура пари на ущільнення …………………………………………………….150 0 C

1.1.17. За тиском і температурою олії на мастило підшипників турбоагрегату:

Номінальний надлишковий тиск олії в системі мастила підшипників

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

Номінальний надлишковий тиск олії в системі мастила

підшипників на рівні осі валу турбоагрегата…………...……………………………………….1кгс/см 2

на рівні осі валу турбоагрегату при якому спрацьовує

попереджувальна сигналізація …………………………………………………………..………..0,8 кгс/см 2

Надлишковий тисколії в системі змащення підшипників

на рівні осі валу турбоагрегату при якому включається РМН ………………………………….0,7 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі мастила підшипників

на рівні осі валу турбоагрегату при якому включається АМН ……………………………..….0,6 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі мастила підшипників на рівні

осі валу турбоагрегату при якому ВПУ відключається захистом …… ………………………..…0,3 кгс/см 2

Аварійний надлишковий тиск олії в системі змащення підшипників

на рівні осі валу турбіни при якому турбоагрегат відключається захистом …………………………………………………………………………………….…………..0 ,3 кгс/см2

Номінальна температура масла на мастило підшипників турбоагрегату ………………………..40 0 З

Максимально допустима температура олії на мастило підшипників

турбоагрегата ……………………………………………………………………………………….…45 0 З

Максимально допустима температура масла на сливі

підшипників турбоагрегату ………………………………………………………………………....65 0 З

Аварійна температура олії на сливі з підшипників

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

1.1.18. По тиску олії в системі регулювання турбіни:

Надлишковий тиск масла в системі регулювання турбіни, створюване ПМН…………………………………………………………………..……………..…18 кгс/см 2

Надлишковий тиск масла в системі регулювання турбіни, створюване ГМН……………………………………………………………………………..……..20 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі регулювання турбіни

При якому йде заборона закриття засувки на натиску і відключення ПМН….……….17,5 кгс/см 2

1.1.19. За тиском, рівнем, витратою та температурою масла в системі ущільнення валу турбогенератора:

Надлишковий тиск масла в системі ущільнення валу турбогенератора при якому по АВР в роботу включається резервний МНУВ змінного струму………………………………………………………………8 кгс/см 2

Надлишковий тиск олії в системі ущільнення валу турбогенератора при якому по АВР в роботу включається

резервний МНУВ постійного струму………………………………………………………………..7 кгс/см 2

Допустимий мінімальний перепад між тиском масла на ущільненнях валу та тиском водню в корпусі турбогенератора…………………………..0,4 кгс/см 2

Допустимий максимальний перепад між тиском масла на ущільненнях валу і тиском водню в корпусі турбогенератора…………………….….....0,8 кгс/см 2

Максимальний перепад між тиском масла на вході та тиском

масла на виході МФГ при якому необхідно перейти на резервний масляний фільтр генератора………………………………………………………………………….1кгс/см 2

Номінальна температура олії на виході з МОГ………………………………………………..40 0 З

Допустиме підвищення температури олії на виході з МОГ……………………….…….…….45 0 З

1.1.20. За температурою та витратою поживної водичерез групу ПВД турбіни:

Номінальна температура живильної води на вході до групи ПВД ​​….……………………….164 0 З

Максимальна температура поживної води на виході з групи ПВД ​​при номінальній потужності турбоагрегата…………………………………………………………..…249 0 С

Максимальна витрата поживної води через трубну систему ПВД …………………...…...550 т/год

1.2.Технічні дані турбіни.

Номінальна потужність турбіни	80 МВт
Максимальна потужність турбіни при повністю включеній регенерації при певних поєднаннях виробничого та теплофікаційного відборів, що визначаються діаграмою режимів	100 МВт
Абсолютний тиск свіжої пари автоматичним стопорним клапаном	130 кгс/см²
Температура пари перед стопорним клапаном	555 °С
Абсолютний тиск у конденсаторі	0,035 кгс/см²
Максимальна витрата пари через турбіну при роботі з усіма відборами та з будь-яким їх поєднанням	470 т/год
Максимальний пропуск пари в конденсатор	220 т/год
Витрата охолодної води в конденсатор при розрахунковій температурі на вході в конденсатор 20 °С	8000 м³/год
Абсолютний тиск пари регульованого виробничого відбору	13±3 кгс/см²
Абсолютний тиск пари регульованого верхнього теплофікаційного відбору	0,5 – 2,5 кгс/см²
Абсолютний тиск пари регульованого нижнього теплофікаційного відбору при одноступінчастою схемоюпідігріву мережної води	0,3 – 1 кгс/см²
Температура живильної води після ПВД	249 °С
Питома витрата пари (гарантована ПОТ ЛМЗ)	5,6 кг/кВтч

Примітка: Пуск турбоагрегату, зупиненого через підвищення (зміни) вібрації, дозволяється лише після детального аналізу причин виникнення вібрації та за наявності дозволу головного інженера електростанції, зробленого ним власноручно в оперативному журналі начальника зміни станції.

1.6 Турбіна має бути негайно зупинена у таких випадках:

· Збільшення частоти обертання вище 3360 об/хв.

· Виявленні розриву або наскрізної тріщини на ділянках маслопроводів, пароводяного тракту, вузлах паророзподілу, що не відключаються.

· Поява гідравлічних ударів у паропроводах свіжої пари або у турбіні.

· Аварійного зниження вакууму до -0,75 кгс/см2 або спрацьовування атмосферних клапанів.

· Різкого зниження температури свіжого п

Російська ФедераціяРД

Нормативні характеристики конденсаторів турбін Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

При складанні "Нормативних характеристик" прийнято такі основні позначення:

Витрата пари в конденсатор (парове навантаження конденсатора), т/год;

Нормативний тиск пари в конденсаторі, кгс/см*;

Фактичний тиск пари в конденсаторі, кгс/см;

Температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор, °С;

Температура води, що охолоджує, на виході з конденсатора, °С;

Температура насичення, що відповідає тиску пари в конденсаторі, °З;

Гідравлічний опір конденсатора (падіння тиску охолодної води в конденсаторі), мм вод.ст.;

Нормативний температурний тиск конденсатора, °С;

Фактичний температурний тиск конденсатора, °С;

Нагрів охолоджувальної води в конденсаторі, °З;

Номінальна розрахункова витрата оxоладжуючої води в конденсатор, м/год;

Витрата охолодної води в конденсатор, м/год;

Повна поверхня охолодження конденсатора, м;

Поверхня охолодження конденсатора при відключеному по воді вбудованому пучку конденсатора, м.м.

Нормативні характеристики включають такі основні залежності:

1) температурного напору конденсатора (°С) від витрати пари в конденсатор (парового навантаження конденсатора) та початкової температури охолоджувальної води при номінальній витраті охолоджуючої води:

2) тиску пари в конденсаторі (кгс/см) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при номінальній витраті охолоджуючої води:

3) температурного напору конденсатора (°С) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при витраті охолоджуючої води 0,6-0,7 номінального:

4) тиску пари в конденсаторі (кгс/см) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при витраті охолоджуючої води 0,6-0,7 - номінального:

5) температурного напору конденсатора (°С) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при витраті охолодної води 0,44-0,5 номінального;

6) тиску пари в конденсаторі (кгс/см) від витрати пари в конденсатор та початкової температури охолоджувальної води при витраті охолоджуючої води 0,44-0,5 номінального:

7) гідравлічного опору конденсатора (падіння тиску охолодної води в конденсаторі) від витрати охолодної води при експлуатаційно чистій поверхні охолодження конденсатора;

8) поправки до потужності турбіни на відхилення тиску пари, що відпрацювала.

Турбіни T-50-130 ТМЗ та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ обладнані конденсаторами, у яких близько 15% охолоджуючої поверхні може використовуватися для підігріву живильної або зворотної мережної води (вбудовані пучки). Передбачено можливість охолодження вбудованих пучків циркуляційною водою. Тому в "Нормативних характеристиках" для турбін типу Т-50-130 ТМЗ та ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ наведено також залежності за пп.1-6 для конденсаторів з відключеними вбудованими пучками (зі скороченою приблизно на 15% поверхнею охолодження конденсаторів) при витратах охолодної води 0,6-0,7 та 0,44-0,5.

Для турбіни ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ наведено також характеристики конденсатора з вимкненим вбудованим пучком при витраті охолодної води 0,78 номінального.

3. ЕКСПЛУАТАЦІЙНИЙ КОНТРОЛЬ ЗА РОБОТОЮ КОНДЕНСАЦІЙНОЇ УСТАНОВКИ І СТАНЕМ КОНДЕНСАТОРА

Основними критеріями оцінки роботи конденсаційної установки, що характеризують стан обладнання, при заданому паровому навантаженні конденсатора, є тиск пари в конденсаторі і температурний тиск конденсатора, що відповідає цим умовам.

Експлуатаційний контроль за роботою конденсаційної установки та станом конденсатора здійснюється зіставленням виміряної в умовах експлуатації фактичного тиску пари в конденсаторі з визначеним для тих самих умов (того ж парового навантаження конденсатора, витрати і температури охолоджуючої води) нормативним тиском пари в конденсаторі, а також порівнянням фактичної температурної напору конденсатора з нормативним.

Порівняльний аналіз даних вимірювань та нормативних показників роботи установки дозволяє виявити зміни у роботі конденсаційної установки та встановити ймовірні причини їх.

Особливістю турбін з регульованим відбором пари є тривала їхня робота, з малими витратами пари в конденсатор. При режимі з теплофікаційними відборами контроль за температурним тиском у конденсаторі не дає надійної відповіді про рівень забруднення конденсатора. Тому контроль за роботою конденсаційної установки доцільно проводити при витратах пари в конденсатор не менше 50% та при відключеній рециркуляції конденсату; це підвищить точність визначення тиску пари та температурного напору конденсатора.

Крім цих основних величин, для експлуатаційного контролю та для аналізу роботи конденсаційної установки необхідно досить надійно визначати також і ряд інших параметрів, від яких залежить тиск пари, що відпрацювала, і температурний напір, а саме: температуру вхідної та вихідної води, парове навантаження конденсатора, витрата охолоджуючої води та ін.

Вплив присосів повітря в приладах повітря, що працюють в межах робочої характеристики, на і незначно, тоді як погіршення повітряної щільності і збільшення присосів повітря, що перевищують робочу продуктивність ежекторів, істотно впливають на роботу конденсаційної установки.

Тому контроль за повітряною щільністю вакуумної системитурбоустановок та підтримкою присосів повітря на рівні норм ПТЕ є одним з основних завдань при експлуатації конденсаційних установок.

Нормативні характеристики побудовані для значень присосів повітря, що не перевищують норм ПТЕ.

Нижче наводяться основні параметри, які необхідно вимірювати під час експлуатаційного контролю за станом конденсатора, та деякі рекомендації для організації вимірювань та методи визначення основних контрольованих величин.

3.1. Тиск відпрацьованої пари

Для отримання представницьких даних про тиск відпрацьованої пари в конденсаторі в умовах експлуатації вимірювання повинно проводитися в точках, вказаних у нормативних характеристиках кожного типу конденсатора.

Тиск відпрацьованої пари повинен вимірюватися ртутними рідинними приладами з точністю не менше 1 мм рт.ст. (односкляними чашковими вакуумметрами, баровакуумметричними трубками).

При визначенні тиску в конденсаторі до показань приладів необхідно вводити відповідні поправки: на температуру стовпа ртуті, на шкалу, капілярність (для односкляних приладів).

Тиск у конденсаторі (кгс/см) при вимірі вакууму визначається за формулою

Де – барометричний тиск (з поправками), мм рт.ст.;

Розрідження, визначене вакуумметром (з поправками), мм рт.ст.

Тиск у конденсаторі (кгс/см) при вимірюванні баровакуумметричною трубкою визначається як

Де - тиск у конденсаторі, визначений приладом, мм рт.ст.

Барометричний тиск необхідно вимірювати ртутним інспекторським барометром із запровадженням усіх необхідних за паспортом приладу поправок. Допускається також використовувати дані найближчої метеостанції з урахуванням різниці висот розташування об'єктів.

При вимірюванні тиску пари, що відпрацювала, прокладання імпульсних ліній і установку приладів необхідно проводити з дотриманням наступних правил монтажу приладів під вакуумом:

• внутрішній діаметр імпульсних трубок має бути не менше 10-12 мм;
• імпульсні лінії повинні мати загальний ухил у бік конденсатора не менше ніж 1:10;
• герметичність імпульсних ліній має бути перевірена обпресуванням водою;
• забороняється застосовувати запірні пристрої, що мають сальники та різьбові з'єднання;
• вимірювальні пристрої до імпульсних ліній повинні приєднуватись за допомогою товстостінної вакуумної гуми.

3.2. Температурний тиск

Температурний напір (°С) визначається як різниця між температурою насичення пари, що відпрацювала, і температурою охолоджуючої води на виході з конденсатора.

При цьому температура насичення визначається за виміряним тиском відпрацьованої пари в конденсаторі.

Контроль за роботою конденсаційних установок теплофікаційних турбін повинен проводитися при конденсаційному режимі турбіни з вимкненим регулятором тиску у виробничому та теплофікаційному відборі.

Парова навантаження (витрата пари в конденсатор) визначається тиском в камері одного з відборів, значення якого є контрольним.

Витрата пари (т/год) в конденсатор при конденсаційному режимі дорівнює:

Де – видатковий коефіцієнт, числове значенняякого наведено у технічних даних конденсатора для кожного типу турбін;

Тиск пари в контрольному ступені (камері відбору), кгс/див.

При необхідності експлуатаційного контролю за роботою конденсатора при теплофікаційному режимі турбіни витрата пари визначається приблизно розрахунковим шляхом за витратами пари в один із проміжних ступенів турбіни і витратами пари в теплофікаційний відбір і на регенеративні підігрівачі низького тиску.

Для турбіни T-50-130 ТМЗ витрата пари (т/год) у конденсатор при теплофікаційному режимі становить:

• при одноступінчастому підігріві мережевої води

• при двоступінчастому підігріві мережевої води

Де і - витрати пари відповідно через 23-у (при одноступінчастому) та 21-му (при двоступінчастому підігріві мережевої води) щаблі, т/год;

Витрати мережної води, м/год;

; - нагрівання мережної води відповідно у горизонтальному та вертикальному мережевих підігрівачах, °С; визначається як різниця температур мережної води після та до відповідного підігрівача.

Витрата пари через 23 ступінь визначається за рис.I-15, б, в залежності від витрати свіжої пари на турбіну і тиску пари в нижньому теплофікаційному відборі .

Витрата пари через 21-ю ступінь визначається за рис.I-15, а залежно від витрати свіжої пари на турбіну і тиску пари у верхньому теплофікаційному відборі.

Для турбін типу ПТ витрата пари (т/год) у конденсатор при теплофікаційному режимі становить:

• для турбін ПТ-60-130/13 ЛМЗ

• для турбін ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Де - витрата пари на виході із ЧСД, т/год. Визначається по рис.II-9 залежно від тиску пари в теплофікаційному відборі та V відборі (для турбін ПТ-60-130/13) та по рис.III-17 залежно від тиску пари в теплофікаційному відборі та у IV відборі ( для турбін ПТ-80/100-130/13);

Нагрівання води в мережевих підігрівачах, °С. Визначається по різниці температур мережної води після та до підігрівачів.

Тиск, прийнятий контрольний, необхідно вимірювати пружинними приладами класу точності 0,6, періодично і ретельно перевіреними. Для визначення справжнього значення тиску в контрольних щаблях до показань приладу необхідно ввести відповідні поправки (на висоту установки приладів, виправлення за паспортом тощо).

Витрати свіжої пари на турбіну і мережевої води, необхідні визначення витрати пари в конденсатор, вимірюються штатними витратомірами з введенням поправок на відхилення робочих параметрів середовища від розрахункових.

Температура мережної води вимірюється ртутними лабораторними термометрами з ціною поділу 0,1 °С.

3.4. Температура води, що охолоджує

Температура води, що охолоджує, на вході в конденсатор вимірюється на кожному напірному водоводі в одній точці. Температура води на виході з конденсатора повинна вимірюватися не менше ніж у трьох точках в одному поперечному перерізі кожного зливного водоводу на відстані 5-6 м від вихідного фланця конденсатора та визначатися як середня за показаннями термометрів у всіх точках.

Температура води, що охолоджує, повинна вимірюватися ртутними лабораторними термометрами з ціною розподілу 0,1 °С, встановленими в термометричних гільзах довжиною не менше 300 мм.

3.5. Гідравлічний опір

Контроль за забрудненням трубних дощок і трубок конденсатора здійснюється по гідравлічному опору конденсатора по охолодній воді, для чого вимірюється перепад тисків між напірними і зливними патрубками конденсаторів ртутним двоскляним U-подібним дифманометром, що встановлюється на позначці нижче. Імпульсні лінії від напірного та зливного патрубківконденсатори повинні бути заповнені водою.

Гідравлічний опір (мм вод.ст.) конденсатора визначається за формулою

Де - перепад, виміряний за приладом (з виправленням на температуру стовпа ртуті), мм рт.ст.

При вимірюванні гідравлічного опору одночасно визначається і витрата охолоджувальної води в конденсатор для порівняння з гідравлічним опором за Нормативними характеристиками.

3.6. Витрата охолодної води

Витрата охолодної води на конденсатор визначається за теплового балансуконденсатора або безпосереднім виміром сегментними діафрагмами, що встановлюються на напірних водоводах, що підводять. Витрата охолодної води (м/год) по тепловому балансу конденсатора визначається за формулою

Де - різниця тепломістків відпрацьованої пари і конденсату, ккал/кг;

Теплоємність води, що охолоджує, ккал/кг·°С, рівна 1;

Щільність води, кг/м, що дорівнює 1.

При складанні Нормативних параметрів приймалася рівною 535 або 550 ккал/кг залежно від режиму роботи турбіни.

3.7. Повітряна щільність вакуумної системи

Повітряна щільність вакуумної системи контролюється за кількістю повітря на вихлоп пароструминного ежектора.

4. ОЦІНКА ЗНИЖЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТУРБОУСТАНОВКИ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ З ЗНИЖЕНИМ У ПОРІВНЯННІ З НОРМАТИВНИМ ВАКУУМОМ

Відхилення тиску в конденсаторі парової турбіни від нормативного призводить при заданому витраті тепла на турбоустановку до зниження турбіної потужності, що розвивається.

Зміна потужності при відмінності абсолютного тиску в конденсаторі турбіни від нормативного значення визначається за отриманим експериментальним шляхом поправочним кривим. На графіках поправок, включених у дані Нормативні характеристики конденсаторів, показано зміну потужності для різних значень витрати пари в ЧНД турбіни. Для даного режиму турбоагрегата визначається і відповідною кривою знімається значення зміни потужності при зміні тиску в конденсаторі від до .

Це значення зміни потужності і є основою для визначення перевищення питомої витрати тепла або питомої витрати палива, встановлених при даному навантаженні для турбіни.

Для турбін Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 і ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ витрата пари в ЧНД для визначення недовироблення потужності турбіни через підвищення тиску в конденсаторі може бути прийнятий рівним витраті пари конденсатор.

I. НОРМАТИВНА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ К2-3000-2 ТУРБІНИ Т-50-130 ТМЗ

1. Технічні дані конденсатора

Площа поверхні охолодження:

без вбудованого пучка
Діаметр трубок:
зовнішній
внутрішній
Кількість трубок
Число ходів вода
Число потоків
Повітроудаляючий пристрій - два пароструминні ежектори ЕП-3-2

• при конденсаційному режимі - за тиском пари в IV відборі:

2.3. Різницю теплоутримань відпрацьованої пари і конденсату () приймати:

Рис.I-1. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =3000 м

Рис.I-2. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =3000 м

Рис.I-3. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =3000 м

Рис.I-4. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =3000 м

Рис.I-5. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =3000 м

Рис.I-6. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =3000 м

Рис.I-7. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =2555 м

Рис.I-8. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =2555 м

Рис.I-9. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =2555 м

Рис.I-10. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

7000 м/год; =2555 м

Рис.I-11. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

5000 м/год; =2555 м

Рис.I-12. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

3500 м/год; =2555 м

Рис.I-13. Залежність гідравлічного опору від витрати охолоджуючої води в конденсатор:

1 - повна поверхняконденсатора; 2 - з відключеним вбудованим пучком

Рис.I-14. Поправка до потужності турбіни Т-50-130 ТМЗ на відхилення тиску пари в конденсаторі (за даними "Типової енергетичної характеристики турбоагрегату Т-50-130 ТМЗ". М.: СПО Союзтехенерго, 1979)

Рис.l-15. Залежність витрати пари через турбіну Т-50-130 ТМЗ від витрати свіжої пари та тиску у верхньому теплофікаційному відборі (при двоступінчастому підігріві мережевої води) та тиску в нижньому теплофікаційному відборі (при одноступінчастому підігріві мережевої води):

а - витрата пари через 21 ступінь; б - витрата пари через 23 ступінь

ІІ. НОРМАТИВНА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРУ 60КЦС ТУРБІНИ ПТ-60-130/13 ЛМЗ

1. Технічні дані

Повна площа поверхні охолодження
Номінальна витрата пари в конденсатор
Розрахункова кількість охолоджувальної води
Активна довжина конденсаторних трубок Діаметр трубок:
зовнішній
внутрішній
Кількість трубок
Число ходів води
Число потоків

Повітрявидулюючий пристрій - два пароструминні ежектори ЕП-3-700

2. Вказівки щодо визначення деяких параметрів конденсаційної установки

2.1. Тиск відпрацьованої пари в конденсаторі визначати як середнє значення за двома вимірами.

Розташування точок вимірювання тиску пари в горловині конденсатора показано на схемі. Точки вимірювання тиску розташовані в горизонтальній площині, що проходить на 1 м вище за площину з'єднання конденсатора з перехідним патрубком.

2.2. Витрата пари в конденсатор визначатиме:

• при конденсаційному режимі - по тиску пари V відборі;

• при теплофікаційному режимі - відповідно до вказівок разд.3.

2.3. Різницю теплозмісту пари, що відпрацювала, і конденсату () приймати:

• для конденсаційного режиму 535 ккал/кг;
• для теплофікаційного режиму 550 ккал/кг.

Рис.II-1. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Рис.II-2. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Рис.II-3. Залежність температурного напору від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Рис.II-4. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Мал.II-5. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджувальної води:

Рис.II-6. Залежність абсолютного тиску від витрати пари в конденсатор та температури охолоджуючої води.

Теплофікаційна парова турбіна ПТ-80/100-130/13 з промисловим та опалювальними відборами пари призначена для безпосереднього приводу електричного генератора ТВФ-120-2 з частотою обертання 50 об/с та відпустки тепла для потреб виробництва та опалення.

Номінальні значення основних параметрів турбіни наведено нижче.

Потужність, МВт

номінальна 80

максимальна 100

Номінальні параметри пари

тиск, МПа 12,8

температура, 0 З 555

Витрата пари, що відбирається, на виробничі потреби, т/год

номінальний 185

максимальний 300

Межі зміни тиску пари в регульованому опалювальному відборі, Мпа

верхньому 0,049-0,245

нижньому 0,029-0,098

Тиск виробничого відбору 1,28

Температура води, 0С

живильної 249

охолодної 20

Витрата води, що охолоджує, т/год 8000

Турбіна має такі регульовані відбори пари:

виробничий з абсолютним тиском (1,275 0,29) МПа та два опалювальні відбори - верхній з абсолютним тиском у межах 0,049-0,245 МПа та нижній з тиском у межах 0,029-0,098 МПа. Регулювання тиску опалювального відбору здійснюється за допомогою однієї регулюючої діафрагми, яка встановлена ​​в камері верхнього опалювального відбору. Регульований тиск у опалювальних відборах підтримується: у верхньому відборі – при включених обох опалювальних відборах, у нижньому відборі – при включеному одному нижньому опалювальному відборі. Мережева вода через мережеві підігрівачі нижнього та верхнього ступенів підігріву повинна пропускатися послідовно і в однакових кількостях. Витрата води, що проходить через мережеві підігрівачі, має контролюватись.

Турбіна є одновальним двоциліндровим агрегатом. Проточна частина ЦВД має одновінковий регулюючий ступінь і 16 ступенів тиску.

Проточна частина ЦНД складається із трьох частин:

перша (до верхнього опалювального відбору) має регулюючий ступінь та 7 ступенів тиску,

друга (між опалювальними відборами) два ступені тиску,

третій - регулюючий ступінь і два ступені тиску.

Ротор високого тиску цільнокований. Перші десять дисків ротора низького тиску відковані заодно з валом, решта трьох дисків - насадні.

Паророзподіл турбіни - соплове. На виході з ЦВД частина пари йде в регульований виробничий відбір, решта вирушає до ЦНД. Опалювальні відбори здійснюються із відповідних камер ЦНД.

Для скорочення часу прогріву та покращення умов пусків передбачені паровий обігрів фланців та шпильок та підведення гострої пари на переднє ущільнення ЦВС.

Турбіна забезпечена валоповоротним пристроєм, що обертає валопровід турбоагрегату з частотою 3,4 об/хв.

Лопатковий апарат турбіни розрахований працювати при частоті мережі 50 Гц, що відповідає частоті обертання ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускається тривала робота турбіни при відхиленні частоти мережі 49,0-50,5 Гц.

ПАРОТУРБІННА ВСТАНОВЛЕННЯ ПТ-80/100-130/13

ПОТУЖНІСТЬ 80 МВт

Парова конденсаційна турбіна ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) з регульованими відборами пари (виробничим та двоступінчастим теплофікаційними) номінальною потужністю 80 МВт, з частотою обертання 3000 об/хв призначена для безпосереднього приводу генератора змінного тока ТВФ-120-2 під час роботи в блоці з котельним агрегатом.

Турбіна має регенеративний пристрій для підігріву живильної води, мережеві підігрівачі для ступінчастого підігріву мережевої води та повинна працювати спільно з конденсаційною установкою (рис. 2).

Турбіна розрахована для роботи за наступних основних параметрів, які представлені в табл.1.

Турбіна має регульовані відбори пари: виробничий з тиском 13±3 кгс/см2 абс.; два теплофікаційні відбори (для підігріву мережної води): верхній з тиском 0,5-2,5 кгс/см 2 абс.; нижній-0,3-1 кгс/см2 абс.

Регулювання тиску здійснюється за допомогою однієї регулюючої діафрагми, встановленої в нижньому камері теплофікаційного відбору.

Регульований тиск у теплофікаційних відборах підтримується: у верхньому відборі при включених двох теплофікаційних відборах, у нижньому - при включеному одному нижньому теплофікаційному відборі.

Підігрів поживної води здійснюється послідовно в ПНД, деаератор і ПВД, які живляться парою з відборів турбіни (регульованих і нерегульованих).

Дані про регенеративні відбори наведено у табл. 2 та відповідають параметрам за всіма показниками.

Таблиця 1 Таблиця 2

Підігрівач	Параметри пари в камері відбору		Кількістьвідбирається пара, т/год
	Тиск, кгс/см2 абс.	Температура, С
ПВД № 6
Деаератор
ПНД № 2
ПНД № 1

Поживна вода, що надходить з деаератора в регенеративну систему турбоустановки, має температуру 158°.

При номінальних параметрах свіжої пари, витраті охолоджувальної води 8000 м 3 год, температурі охолоджувальної води 20° С, повністю включеної регенерації, кількості води, що підігрівається в ПВД, що дорівнює 100% витраті пари, при роботі турбоустановки за схемою з деаератором 6 см 2 абс. зі ступінчатим підігрівом мережної води, при повному використанні пропускної спроможності турбіни та мінімальному пропуску пари в конденсатор можуть бути взяті наступні величини регульованих відборів: номінальні величини регульованих відборів при потужності 80 МВт; виробничий відбір 185 т/год при тиску 13 кгс/см2 абс.; сумарний теплофікаційний відбір 132 т/год при тиску: у верхньому відборі 1 кгс/см 2 абс. та в нижньому відборі 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальна величина виробничого відбору при тиску камери відбору 13 кгс/см 2 абс. становить 300 т/год; при цій величині виробничого відбору та відсутності теплофікаційних відборів потужність турбіни становитиме 70 МВт; при номінальній потужності 80 МВт та відсутності теплофікаційних відборів максимальний виробничий відбір складе близько 245 т/год; максимальна сумарна величина теплофікаційних відборів дорівнює 200 т/год; при цій величині відбору та відсутності виробничого відбору потужність становитиме близько 76 МВт; при номінальній потужності 80 МВт та відсутності виробничого відбору максимальні теплофікаційні відбори становитимуть 150 т/год. Крім того, номінальна потужність 80 МВт може бути досягнута при максимальному теплофікаційному відборі 200 т/год та виробничому відборі 40 т/год.

Допускається тривала робота турбіни при наступних відхиленнях основних параметрів від номінальних: тиск свіжої пари 125-135 кгс/см 2 абс.; температури свіжої пари 545-560 ° С; підвищенні температури охолодної води на вході в конденсатор до 33 ° С і витраті охолодної води 8000 м 3 год; одночасному зменшенні величини виробничого та теплофікаційних відборів пари до нуля.

При підвищенні тиску свіжої пари до 140 кгс/см2 абс. і температури до 565 ° С допускається робота турбіни протягом не більше 30 хв, а загальна тривалість роботи турбіни при цих параметрах не повинна перевищувати 200 год на рік.

Тривала робота турбіни з максимальною потужністю 100 МВт при певних поєднаннях виробничого та теплофікаційних відборів залежить від величини відборів та визначається діаграмою режимів.

Не допускається робота турбіни: при тиску пари в камері виробничого відбору вище 16 кгс/см2 абс. та в камері теплофікаційного відбору вище 2,5 кгс/см 2 абс.; при тиску пари в камері перевантажувального клапана (за 4 щаблем) вище 83 кгс/см 2 абс.; при тиску пари в камері регулюючого колеса ЦНД (за 18 щаблем) вище 13,5 кгс/см 2 абс.; при включених регуляторах тиску і тиску в камері виробничого відбору нижче 10 кгс/см 2 абс., ​​та в камері нижнього теплофікаційного відбору нижче 0,3 кгс/см 2 абс.; на вихлоп у повітря; температурі вихлопної частини турбіни вище 70°; за тимчасовою незакінченою схемою установки; при увімкненому верхньому теплофікаційному відборі з вимкненим нижнім теплофікаційним відбором.

Турбіна забезпечена валоповоротним пристроєм, що обертає ротор турбіни.

Лопатковий агрегат турбіни розрахований працювати при частоті мережі 50 Гц (3000 об/хв).

Допускається тривала робота турбіни при відхиленнях частоти мережі в межах 49-50,5 Гц, короткочасна робота за мінімальної частоти 48,5 Гц, пуск турбіни на ковзних параметрах пари з холодного та гарячого станів.

Орієнтовна тривалість пусків турбіни з різних теплових станів (від поштовху до номінального навантаження): холодного стану-5 год; через 48 год простою-3 год. 40 хв; через 24 год простою-2 год 30 хв; через 6-8 год простою - 1 год 15 хв.

Допускається робота турбіни на холостому ходу після скидання навантаження не більше 15 хв, за умови охолодження конденсатора циркуляційною водою та повністю відкритої поворотної діафрагми.

Гарантійні витрати теплаУ табл. 3 наведено гарантійні питомі витрати тепла. Питома витрата пари гарантується з допуском 1% понад допуск на точність випробувань.

Таблиця 3

Потужність на клемах генератора, МВт	Виробничий відбір		Теплофікаційний відбір		Температура мережі на вході в мережевий підігрівач, ПСГ 1, °С	ККД генератора, %	Температура підігріву живильної води, °С	Питома витрата тепла, ккал/кВтч
	Тиск, кгс/см2 абс.		Тиск, кгс/см2 абс.	Кількість пари, що відбирається, т/год

* Регулятори тиску у відборах вимкнені.

Конструкція турбіни.Турбіна є одновальним двоциліндровим агрегатом. Проточна частина ЦВД має одновінковий регулюючий ступінь і 16 ступенів тиску.

Проточна частина ЦНД складається з трьох частин: перша (до верхнього теплофікаційного відбору) має регулюючий ступінь і сім ступенів тиску, друга (між теплофікаційними відборами) має два ступені тиску і третя має регулюючий ступінь і два ступені тиску.

Ротор високого тиску цільнокований. Перші десять дисків ротора низького тиску відковані заодно з валом, решта трьох дисків - насадні.

Ротори ЦВД і ЦНД з'єднуються між собою жорстко за допомогою фланців, відкованих разом з роторами. Ротори ЦНД та генератора типу ТВФ-120-2 з'єднуються за допомогою жорсткої муфти.

Критичні числа оборотів валопроводу турбіни та генератора за хвилину: 1 580; 2214; 2470; 4650 відповідають I, II, III та IV тонам поперечних коливань.

Турбіна має соплове паророзподіл. Свіжа пара подається до окремої парової коробки, в якій розташований автоматичний затвор, звідки по перепускним трубам пара надходить до регулюючих клапанів турбіни.

Після виходу з ЦВД частина пари йде в регульований виробничий відбір, решта прямує до ЦНД.

Теплофікаційні відбори здійснюються із відповідних камер ЦНД. Після виходу з останніх ступенів ЦНД турбіни відпрацьована пара потрапляє в конденсатор поверхневого типу.

Турбіна має парові лабіринтові ущільнення. У передостанні відсіки ущільнень подається пара при тиску 1,03-1,05 кгс/см2 абс. температурі близько 140°З колектора, що живиться парою з зрівняльної лінії деаератора (6 кгс/см 2 абс.) або парового простору бака.

З крайніх відсіків ущільнень пароповітряна суміш відсмоктується ежектором у вакуумний охолоджувач.

Фікспункт турбіни розташований на рамі турбіни з боку генератора і агрегат розширюється в бік переднього підшипника.

Для скорочення часу прогріву та покращення умов пусків передбачені паровий обігрів фланців та шпильок та підведення гострої пари на переднє ущільнення ЦВС.

Регулювання та захист.Турбіна забезпечена гідравлічною системою регулювання (рис. 3);

1 обмежувач потужності; 2-блок золотників регулятора швидкості; 3-дистанційне керування; 4-сервомотор автоматичного затвора; 5-регулятор частоти обертання; 6-регулятор безпеки; 7-золотники регулятора безпеки; 8-дистанційний покажчик положення сервомотора; 9-сервомотор ЧВД; 10-сервомотор ЧСД; 11-сервомотор ЧНД; 12-електрогідравлічний перетворювач (ЕГП); 13-сумують золотники; 14-аварійний електронасос; 15-резервний електронасос мастила; 16-пусковий електронасос системи регулювання (змінного струму);

I-напірна лінія 20 кгс/см 2 абс.;II-Лінія до золотника сервомотора ЦВД;III-лінія до золотника сервомотора Ч"СД; IV-лінія до золотникау сервомотор ЧНД; V-лінія всмоктування відцентрового головного насоса; VI-лінія мастила до маслоохолоджувачів; VII-лінія до автоматичного затвору; VIII-лінія від підсумовуючих золотників до регулятора швидкості; IX-лінія додаткового захисту; Х-інші лінії.

Робочою рідиною у системі є мінеральне масло.

Перестановка регулюючих клапанів впуску свіжої пари, регулюючих клапанів перед ЧСД та поворотної діафрагми перепуску пари в ЧНД проводиться сервомоторами, що керуються регулятором частоти обертання та регуляторами тиску відборів.

Регулятор призначений підтримки частоти обертання турбогенератора з нерівномірністю близько 4%. Він забезпечений механізмом управління, який використовується для: заряджання золотників регулятора безпеки та відкриття автоматичного затвора свіжої пари; зміни частоти обертання турбогенератора, причому забезпечується можливість синхронізації генератора за будь-якої аварійної частоти в системі; підтримання заданого навантаження генератора при паралельній роботі генератора; підтримки нормальної частотипри одиночній роботі генератора; підвищення частоти обертання під час випробування бойків регулятора безпеки.

Механізм управління може приводитися в дію як вручну безпосередньо у турбіни, так і дистанційно з щита управління.

Регулятори тиску сильфонної конструкції призначені для автоматичного підтримання тиску пари в камерах регульованих відборів з нерівномірністю близько 2 кгс/см2 для виробничого відбору та близько 0,4 кгс/см2 для теплофікаційного відбору.

У системі регулювання є електрогідравлічний перетворювач (ЕГП), на закриття та відкриття регулюючих клапанів якого впливають технологічний захист та протиаварійна автоматика енергосистеми.

Для захисту від неприпустимого зростання частоти обертання турбіна забезпечена регулятором безпеки, два відцентрових бойка якого миттєво спрацьовують при досягненні частоти обертання в межах 11-13% понад номінальну, чим викликається закриття автоматичного затвора свіжої пари, регулюючих клапанів та поворотної діафрагми. Крім того, є додатковий захист на блоці золотників регулятора швидкості, що спрацьовує при підвищенні частоти на 11,5%.

Турбіна забезпечена електромагнітним вимикачем, при спрацьовуванні якого закриваються автоматичний затвор, регулюючі клапани та поворотна діафрагма ЧНД.

Вплив на електромагнітний вимикач здійснюють: реле осьового зсуву при переміщенні ротора в осьовому напрямку на величину,

що перевищує гранично допустиму; вакуум-реле при неприпустимому падінні вакууму в конденсаторі до 470 мм рт. ст. (при зниженні вакууму до 650 мм рт. ст. вакуум-реле подає попереджувальний сигнал); потенціометри температури свіжої пари при неприпустимому зниженні температури свіжої пари без витримки часу; ключ для дистанційного відключення турбіни на щиті керування; реле падіння тиску в системі мастила з витримкою часу 3 з одночасною подачею аварійного сигналу.

Турбіна має обмежувач потужності, що використовується в особливих випадках для обмеження відкриття регулюючих клапанів.

Зворотні клапани призначені для запобігання розгону турбіни зворотним потокомпари та встановлені на трубопроводах (регульованих та нерегульованих) відборів пари. Клапани закриваються протитечією пари та від автоматики.

Турбоагрегат обладнаний електронними регуляторами з виконавчими механізмами для підтримки: заданого тискупара в колекторі кінцевих ущільнень шляхом впливу на клапан подачі пари з вирівнювальної лінії деаераторів 6 кгс/см 2 або парового простору бака; рівня в конденсатосборнике конденсатора з максимальним відхиленням від заданого ±200 мм, (цим самим регулятором включається рециркуляція конденсату при малих витратах пари в конденсаторі) ; рівня конденсату гріючої пари у всіх підігрівачах системи регенерації, крім ПНД № 1.

Турбоагрегат забезпечений захисними пристроями: для спільного відключення всіх ПВД з одночасним включенням обвідної лінії та подачею сигналу (пристрій спрацьовує у разі аварійного підвищення рівня конденсату внаслідок пошкоджень або порушень щільності трубної системи в одному з ПВД до першої межі); атмосферними клапанами-діафрагмами, встановленими на вихлопних патрубках ЦНД і відкриваються при підвищенні тиску в патрубках до 1,2 кгс/см 2 абс.

Система змазкипризначена для живлення маслом Т-22 ГОСТ 32-74 системи регулювання та системи змащування підшипників.

У систему мастила до маслоохолоджувачів масло подається за допомогою двох інжекторів, послідовно включених.

Для обслуговування турбогенератора в період його пуску передбачається пусковий масляний електронасос із частотою обертання 1500 об/хв.

Турбіна забезпечена одним резервним насосом з електродвигуном змінного струму та одним аварійним насосом з електродвигуном постійного струму.

При зниженні тиску мастила до відповідних значень автоматично від реле тиску мастила (РДС) включаються резервні та аварійні насоси. РДС періодично випробовується під час роботи турбіни.

При тиску нижче допустимого турбіна і валоповоротний пристрій відключаються від РДС сигналу на електромагнітний вимикач.

Робоча ємність бака зварної конструкції становить 14 м3.

Для очищення олії від механічних домішок у баку встановлені фільтри. Конструкція бака дозволяє робити швидку безпечну зміну фільтрів. Є фільтр тонкого очищення олії від механічних домішок, що забезпечує постійну фільтрацію частини витрати олії, що споживається системами регулювання та мастила.

Для охолодження олії передбачаються два маслоохолоджувачі (поверхневі вертикальні), призначені для роботи на прісній охолодній воді з циркуляційної системи при температурі, що не перевищує 33°С.

Конденсаційний пристрійпризначене для обслуговування турбоустановки, складається з конденсатора, основних та пускових ежекторів, конденсатних та циркуляційних насосів та водяних фільтрів.

Поверхневий двоходовий конденсатор із загальною поверхнею охолодження 3000 м 2 призначений для роботи на прісній охолодній воді. У ньому передбачений окремий вбудований пучок підігріву живильної або мережевої води, поверхня нагріву якого становить близько 20% від усієї поверхні конденсатора.

З конденсатором поставляється зрівняльна посудина для приєднання датчика електронного регулятора рівня, що впливає на регулюючий та рециркуляційний клапани, встановлені на трубопроводі основного конденсату. Конденсатор має вбудовану в парову частину спеціальну камеру, у якій встановлюється секція ПНД №1.

Повітрявидалюючий пристрій складається з двох основних триступінчастих ежекторів (один резервний), призначених для відсмоктування повітря та забезпечення нормального процесу теплообміну в конденсаторі та інших вакуумних апаратах теплообміну та одного пускового ежектора для швидкого підняття вакууму в конденсаторі до 500-600 мм рт. ст.

У конденсаційному пристрої встановлюються два конденсатні насоси (один резервний) вертикального типу для відкачування конденсату, подачі його в деаератор через охолоджувачі ежектора, охолоджувачі ущільнень та ПНД. Охолодна вода для конденсатора та газоохолоджувачів генератора подається циркуляційними насосами.

Для механічного очищення охолоджувальної води, що надходить до маслоохолоджувачів та газоохолоджувачів агрегату, встановлюються фільтри з поворотними сітками для промивання на ходу.

Пусковий ежектор циркуляційної системи призначений для заповнення системи водою перед пуском турбоустановки, а також для видалення повітря при скупченні його в верхніх точкахзливних циркуляційних водоводів та у верхніх водяних камерах маслоохолоджувачів.

Для зриву вакууму використовується електрозасувка на трубопроводі відсмоктування повітря із конденсатора, встановлена ​​у пускового ежектора.

Регенеративний пристрійпризначено для підігріву поживної води (конденсату турбіни) парою, що відбирається з проміжних ступенів турбіни. Установка складається з поверхневого конденсатора робочої пари, основного ежектора, поверхневих охолоджувачів пари з лабіринтових ущільнень, поверхневих ПНД, після яких конденсат турбіни направляється в деаератор поверхневих ПВД для підігріву живильної води від деаератора в кількості близько 105.

ПНД № 1 вбудований у конденсатор. Інші ПНД встановлюються окремою групою. ПВД №№ 5, 6 та 7 - вертикальної конструкції з вбудованими пароохолоджувачами та охолоджувачами дренажу.

ПВД забезпечуються груповим захистом, що складається з автоматичних випускного та зворотного клапанів на вході та виході води, автоматичного клапана з електромагнітом, трубопроводу пуску та відключення підігрівачів.

ПВД і ПНД мають кожен, крім ПНД № 1, регулюючим клапаном відведення конденсату, керованим електронним "регулятором".

Злив конденсату пари, що гріє, з підігрівачів - каскадний. З ПНД №2 конденсат відкачується зливальним насосом.

Конденсат з ПВД № 5 безпосередньо прямує в деаератор 6 кгс/см 2 абс. або при недостатньому тиску в підігрівачі при малих навантаженнях турбіни автоматично перемикається на злив у ПНД.

Характеристики основного обладнання регенеративної установки наведено у табл. 4.

Для відсмоктування пари із крайніх відсіків лабіринтових ущільнень турбіни поставляється спеціальний вакуумний охолоджувач СП.

Відсмоктування пари з проміжних відсіків лабіринтових ущільнень турбіни проводиться в охолоджувач вертикального типу. Охолоджувач включений до регенеративної схеми підігріву основного конденсату після ПНД № 1.

Конструкція охолоджувача аналогічна конструкції підігрівачів низького тиску.

Підігрів мережної води здійснюється в установці, що складається з двох мережевих підігрівачів № 1 і 2 (ПСГ № 1 і 2), включених по пару відповідно до нижнього та верхнього опалювальних відборів. Тип мережевих підігрівачів-ПСГ-1300-3-8-1.

Найменування обладнання		Поверхня нагріву, м 2	Параметри робочого середовища		Тиск, кгс/см 2 абс., ​​при гідравлічному випробуванніу просторах
			Витрата води, м 3 /год	Опір-ня, м вод. ст.
	Вбудований у 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
Охолоджувач пара із проміжних камер ущільнень	ПН-130-1-16-9-11
Охолоджувач пара з кінцевих камер ущільнень

• 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 палива на електроенергію та тепло, що виробляються ТЕЦ; оптимізація роботи ТЕЦ; планування та ведення режимів ТЕЦ.

Мною розроблено нова витратна 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 коефіцієнти, що шукаються (див. повідомлення в 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, у якому 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 питома витрата 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