Схема турбины к 500 240. Техническое описание турбины. Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме
Курсовая работа
Тепловой расчет турбины К-500-240
Введение
Исходные данные
1. Краткое описание конструкции турбины
Тепловой расчет турбоустановки
1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме
2.2 Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды
Выбор числа ступеней заданного цилиндра, разбивка перепадов энтальпии пара по ступеням
1 Распределение теплоперепадов по ступеням цилиндра паровой турбины
4. Оценка мощности турбины по заданному расходу пара
Детальный тепловой и газодинамический расчет заданной ступени
6. Обоснование выбора профилей НА и РК по атласу
6.1 Расчёт сопловой решётки
2 Расчет суживающихся сопл
3 Расчёт рабочей решётки
4 Относительный лопаточный КПД ступени
7. Прочностное обоснование элементов
7.1 Расчет рабочей лопатки последней ступени отсека на изгиб и растяжение
2 Построение вибрационной диаграммы рабочей лопатки последней ступени
3 Определение критической частоты ротора
Заключение
Список литературы
Приложение
Введение
Для турбин типа Р за расчетный расход пара принимается расход пара на турбину при режиме номинальной мощности.
Тепловой расчет турбины выполняется с целью определения основных размеров и характеристик проточной части: числа и диаметров ступеней, высот их сопловых и рабочих решеток и типов профилей, к.п.д. ступеней, отдельных цилиндров и турбины в целом.
Тепловой расчет турбины выполняется на заданную мощность, заданные начальные и конечные параметры пара, число оборотов; при проектировании турбины с регулируемыми отборами пара, кроме того, на заданные давления и величину отборов.
Целью курсового проекта является приобретение практических навыков выполнения конструкторских и поверочных расчетов турбин, работающих как на паре, так и на газах любого состава.
цилиндр рабочая лопатка пар турбина
Исходные данные
Исходные данные:
Прототип турбины К-500-240;
Номинальная электрическая нагрузка Nэ=530 МВт;
Начальные параметры: P0=23,5 МПа, t0=520°С, η0i=0,87;
Конечное давление: РК=5,5 кПа;
Температура питательной воды за последним подогревателем tпв=260°С;
Частота вращения ротора турбины n=3000 об/мин.
1. Краткое описание конструкции турбины
Паровая турбина К-500-240 - это четырехцилиндровая конденсационная турбина с промежуточным перегревом пара, четырьмя выхлопами в конденсатор и развитой системой регенеративного подогрева питательной воды. Возможны нерегулируемые отборы пара на собственные нужды станции.
Таблица 1 Параметры турбины Параметры турбиныК-500-240
Мощность номинальная/максимальная, МВт525/535Начальные параметры парадавление, МПа23,5температура, °С520Параметры пара после промперегревадавление, МПа4температура, °С520Номинальный расход свежего пара, т/ч1 650Максимальная производительность теплофикационного отбора, ГДж/ч210Длина рабочей части лопатки последней ступени, мм960Номинальная температура охлаждающей воды, °С12Расход охлаждающей воды через конденсатор, м3/ч51 480
2. Тепловой расчет турбоустановки
2.1 Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме
Точка 0
: определяется по заданным параметрам пара = 23,5 МПа и =0,995. По h-s диаграмме определяются остальные параметры точки 0. Точка 0
: отрезок 0-0 соответствует процессу дросселирования на стопорно-регулирующих клапанах. При этом потеря давления принимается в размере 2%. Энтальпия при дросселировании не меняется, т.е.h0=h0=3258,9 кДж/кг. По давлению и энтальпии строится точка 0 и определяются ее параметры. Точка А:
отрезок 0-А соответствует процессу изоэнтропийного расширения пара в ЦВД до давления =3,72 МПа. hA =2809,24 кДж/кг. Точка 3:
отрезок 0-3 соответствует реальному процессу расширения пара в ЦВД с учетом внутренних потерь энергии в проточной части. При оценке принимаем величину внутреннего относительного КПД ЦВД в размере 87 %. h3 = h0 - h0iЦВД (h0 - hA) = 3258,9-0.87(3258,9- 2809,24) =2875,55 кДж/кг 3,89 МПа. Точка С:
соответствует состоянию пара после сепаратора. Степень сухости после сепаратора принимается XC = 0,99. Точка D:
соответствует состоянию пара после СПП и определяется по заданным параметрам пара после промперегрева tD = 520 250 0C. Потеря давления на СПП и в ресивере от СПП к ЦСНД принимается в размере 8%. 0,92 = 0,92 3,89 =3,58 МПа. Точка N:
отрезок D-N соответствует процессу изоэнтропного расширения пара в ЦСД и ЦНД до конечного давления = 0,0055 0,05 МПа, = 2199,56 кДж/кг. Точка К:
отрезок D-K соответствует реальному процессу расширения пара в ЦСД и ЦНД турбины с учетом внутренних потерь. При оценке принимаем величину внутреннего относительного КПД в ЦСД и ЦНД в размере 87%. H0iЦНД (-) =3493,85 - 0.87.(3493,85 - 2199,56) = 2367,82 кДж/кг 0,0055 МПа. После построения процесса расширения откладываются точки, соответствующие состоянию пара в нерегулируемых отборах турбины. Точки находятся на пересечении линии процесса расширения и изобар, соответствующих давлениям в отборах. Давления в отборах ЧВД приняты по принципу равномерного разделения процесса расширения на число ступеней: 14,1 МПа; = 8,64 МПа; = 4,94 МПа. Давления в отборах ЧСД и ЦНД приняты по принципу неравномерного разделения процесса расширения от меньших перепадов на ступень к большим с увеличением номера ступени (ниже приводятся размерности для 7 ступеней): P4=4,72 МПа; P5=0,74 МПа; P6=0,26 МПа; P7=0,123 МПа
Таблица 2 Сводная таблица параметров пара в процессе расширения Точка процессаДавление, p, МПаТемпература, t, 0CСтепень сухости,xУдельный объем, v, м3/кгЭнтальпия, h, кДж/кг0 0 1 2 3 A С D N K 4 5 6 723,5 23,03 14,1 8,64 3,89 3,89 6,76 3,8 0,0055 0,0055 4,72 0,84 0,26 0,123520 518,12 442,6 398,7 269,76 253,11 349,3 510 73,2 73,2 421,7 223,9 167,3 119,70,995 0,994 0,929 0,902 0,874 0,873 0,990 - 0,823 0,874 - 0,977 0,939 0,9120,0127 0,013 0,0195 0,0936 0,0556 0,054 0,1751 0,0937 18,387 19,522 0,3586 1,1410 2,5650 6,69273258,9 3258,9 3150,8 173,9 2818,3 2818,3 3021,37 3493,85 2637,18 2637,18 3553,91 2891,83 2800,69 2714,72
Рис. 1. Процесс расширения пара в h-s диаграмме
2.2 Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды
Температура питательной воды: tпв=260°С
Конечное давление: РК= 5,5 кПа и температура равна .
Начальные параметры: P0=23,5 МПа, t0=530°С, η0i=0,87.
Подогрев питательной воды в одном ПВД:
Принимаю нагрев в деаэраторе и температура питательной воды на входе в деаератор:
Подогрев воды в одном ПНД:
Температура в конденсаторе: Выбираем конденсатный насос по заводским данным. Его напор составляет 3,96 МПа. Находим давление на выходе из конденсатного насоса. Находим нагрев воды в конденсатном насосе: В дополнительных подогревателях принимаем
Приняв потери в подогревателях низкого давления определяем давление за ПНД: Находим температуру основного конденсата на входе в деаэратор, предварительно приняв .
При условии, что нагрев в ПНД равномерный находим температуру за каждым ПНД. На К-500-240/3000 используется питательный насос ПТ-3750-75 с параметрами: напор МПа; КПД 80% согласно ГОСТ 24464-80. Находим давления на выходе и выходе ПН.
Найдём нагрев в питательном насосе. Найдём температуру питательной воды в точке .
Определим температуры после каждого ПВД. Приняв потери в ПВД 0,7 МПа, найдём давление за каждым ПВД: Принимаем недогрев до температуры насыщения для ПНД - 4 0С, для ПВД - 6 0С и находим температуры дренажей, и находим давление греющего пара в подогревателях:
3. Выбор числа ступеней заданного цилиндра, разбивка перепадов энтальпии пара по ступеням
3.1 Распределение теплоперепадов по ступеням цилиндра паровой турбины
Тепловой расчет регулирующей ступени:
Расчёт первого участка:
Определяем располагаемый теплоперепад ЦВД:
кДж/кг
где - зависимость и,. м/кг; м/с.
где - зависимость давления в конце участка, кДж/кг Определяем действительный теплоперепад ЦВД:
кДж/кг
Расчёт второго участка:
Определяем располагаемый теплоперепад ЦСД:
Определяем внутренний относительный КПД:
где - зависимость от и, % Определяем объёмный расход пара:
Отношение давления на входе в участок к давлению на выходе из участка:
где - зависимость давления в конце участка, . Относительную величину потерь с выходной скоростью:
Зависимость давления в конце участка. Определяем действительный теплоперепад ЦСД:
кДж/кг
Расчёт третьего участка:
Определяем располагаемый теплоперепад ЦНД: Определяем внутренний относительный КПД:
Зависимость от, %. Определяем объёмный расход пара:
Отношение давлений на входе в участок к давлению на выходе из участка:
Зависимость давления в конце участка, . Относительная величина потерь с выходной скоростью:
где - зависимость давления в конце участка, кДж/кг. Зависимость приведенной теоретической влажности, % Определяем приведенную теоретическую конечную влажность:
Определяем конечную влажность в теоретическом процессе:
Определяем располагаемый перепад ниже линии сухого насыщенного пара (X=1) в области влажного пара: кДж/кг Определяем среднее давление:
(+)/2=(0,2+0,0055)/2=0,1 МПа
Определяем действительный теплоперепад ЦНД:
Определяем полезно-используемый тепло-перепад турбины:
кДж/кг
Определяем уточненный расход пара на турбину:
Тепловой расчет нерегулируемых ступеней ЦВД:
Определяем средний диаметр ступени: где - степень реакции ступени принимается в пределах,% Эффективный угол выхода потока из сопловой решетки: для одновенечной ступени, . Коэффициент скорости решетки, . Реактивная изоэнтропийная скорость пара, посчитанная по располагаемому перепаду ступени:
Окружная скорость вращения диска по среднему диаметру ступени:
Зависимость от. Средний диаметр ступени:
4. Оценка мощности турбины по заданному расходу пара
Исходя из технического задания: Nэ=530 МВт - номинальная электрическая нагрузка;
Р0=23,5 МПа - давление пара на входе в турбину;
t0=530 С0 - температура пара на входе в турбину;
η0=0,87;
Pк=5,5 кПа - давление пара на выходе из турбины.
Температура питательной воды за последним подогревателем tпв=260°С;
Частота вращения ротора турбины n=3000 об/мин. Давление пара перед соплами первой регулирующей ступени:
Давление пара за последней ступенью турбины:
Давление за ЦВД на выходе пара в промперегрев:
Давление пара на выходе в ЦСД поле промперегрева:
Располагаемый теплоперепад ЦВД: Расход пара на турбину по предварительно заданному КПД:
Задаемся располагаемым теплоперепадом регулирующей ступени ЦВД:
кДж/кг
Внутренний относительный КПД регулирующей ступени:
Полезно используемый тепловой перепад в регулирующей ступени:
КДж/кг
м/кг (по Н-S диаграмме). Давление за регулирующей ступенью:
5. Детальный тепловой и газодинамический расчет заданной ступени
Расчет первого отсека: Определяется диаметр первой нерегулируемой ступени:
где - для двухвенечной ступени, мм. Отношение скоростей:
где- степень реакции рабочей решётки первой ступени принимается в пределах, с.30 Коэффициент скорости сопловой решетки, . Располагаемый тепловой перепад первой нерегулируемой ступени по параметрам торможения перед ступенью:
кДж/кг
Тепловой перепад в сопловой решётке:
кДж/кг
Высота сопловой решётки:
где-удельный объём пара в конце изоэнтропийного расширения в соплах, м/кг (по H-S диаграмме). Теоретическая скорость истечения пара из сопловой решётки:
где -коэффициент расхода сопловой решётки,; Степень парциальности ступени, . Эффективный угол выхода потока из сопловой решётки принимается в пределах, . Высота рабочей решётки первой ступени:
где - внутренняя перекрыша, мм. Внешняя перекрыша, мм. Корневой диаметр ступени:
Этот диаметр принимается постоянным для отсека:
где -изоэнтропийный тепловой перепад первого отсека; кДж/кг (по H-S диаграмме). кДж/кг
Располагаемый тепловой перепад по статическим параметрам пара перед ступенью, принятый для всех ступеней отсека, кроме первой(для первой располагаемый перепад по параметрам торможения и по статическим параметрам равны) подсчитывается по формуле:
кДж/кг
Коэффициент возврата тепла:
Для процесса в области перегретого пара: Невязка: кДж/кг Поправка к тепловому перепаду: первая ступень:
кДж/кг
остальные ступени:
кДж/кг
Скорректированный тепловой перепад по статическим параметрам пара: первая ступень: кДж/кг остальные ступени: кДж/кг Произведение высоты на диаметр.
Высота лопатки рабочей решётки любой ступени каждого отсека:
Диаметр ступени: Высота сопловой решётки. Таблица 3 Сводная таблица части высокого давления
Наименование величинОбозначениеРазмерностьФормула, способ определения№ ступени1234Скоррект. теплоперепад ступени по статическим параметрамкДж/кг44,1 41,64Удельный объём пара за рабочей решёткойм/кгИз Н-S диаграммы0,02350,0270,030,034Произведение высоты рабочей лопатки на диаметр ступеним0,03640,04360,0480,055Высота рабочей решётким0,0420,0480,0520,0582Высота сопловой решётким0,0390,0450,0490,0542Диаметр ступеним0,930,9360,940,9462
Расчет второго отсека: Тепловой перепад по параметрам торможения ступени второго отсека:
2. Тепловой перепад любой ступени кроме первой:
кДж/кг
3. Тепловой перепад на сопловую решётку первой ступени:
кДж/кг
4. Фиктивная скорость:
5. Окружная скорость на среднем диаметре рабочих лопаток 1-й ступени:
6. Средний диаметр ступени второго отсека:
7. Высота сопловой решётки 7ступени:
где -удельный объём пара в конце изоэнтропийного расширения в соплах, м/кг (по H-S диаграмме) Коэффициент расхода сопловой решётки, . где -степень парциальности ступени, . Эффективный угол выхода потока из сопловой решётки принимается в пределах, . 8. Высота рабочей решётки первой ступени: где-внутренняя перекрыша: мм. Внешняя перекрыша, мм. Корневой диаметр ступени: Этот диаметр принимается постоянным для отсека: Число ступеней отсека:
где -изоэнтропийный тепловой перепад отсека, кДж/кг (по H-S диаграмме).
кДж/кг
Ориентировочное число ступеней отсека (цилиндра):
Произведение высоты на диаметр:
Значение удельных объёмов и по H-S диаграмме после распределения перепада приходящегося на отсек, по ступеням. Высота лопатки рабочей решётки любой ступени каждого отсека:
13. Диаметр ступени:
14. Высота сопловой решётки.
Таблица 4 Сводная таблица части высокого давления
Наименование величинОбозначениеРазмерностьФормула, способ определения№ ступени12345Скоррект. теплоперепад ступени по статическим параметрамкДж/ кг34,8 6. Обоснование выбора профилей НА и РК по атласу
6.1 Расчёт сопловой решётки
Определение типа сопловой решётки: Располагаемый тепловой перепад сопловой решетки:
кДж/кг
Теоретическая скорость пара на выходе из сопловой решётки при изоэнтропийном расширении:
Число Маха для теоретического процесса в соплах:
Скорость звука на выходе из сопловой решетки пи изоэнтропийном истечении:
где - давление за соплами (по Н-S диаграмме), мПа; Теоретический удельный объём за соплами (по Н-S диаграмме), м/кг; Показатель, для перегретого пара,. При применяют профили решёток с суживающимися каналами.
6.2 Расчет суживающихся сопл
Расчет суживающихся сопл при докритическом истечении: Определяем выходное сечение суживающих сопл:
где - коэффициент расхода сопловой решётки,. Количество пара, утекающего через переднее концевое уплотнение турбины:
Произведение степени парциальности ступени на высоту сопловой решётки:
Оптимальная степень парциальности (для одновенечной ступени):
Высота сопловой решётки:
Потеря энергии в соплах:
кДж/кг
где - коэффициент скорости сопловой решётки, . Тип решетки: С-90-12А. По характеристике выбранной решетки принимаем относительный шаг: Шаг решётки: мм где - в зависимости от выбранной решётки, . Выходная ширина канала сопловой решётки: Число каналов:
6.3 Расчёт рабочей решётки
Тепловой перепад, используемый в соплах, откладывается от точки в Н-S диаграмме. Тепловой перепад, используемый на лопатках:
кДж/кг
Входная скорость в рабочую решётку первого венца: Построение входного треугольника скоростей: где - относительная скорость в рабочую решётку первого венца
Теоретическая относительная скорость на выходе из рабочей решётки:
Число Маха:
где для перегретого пара; Давление за рабочей решёткой (по H-S диаграмме), мПа. Удельный объём за рабочей решёткой (по H-S диаграмме), м/с. Выходная площадь рабочей решётки по уравнению неразрывности:
мсм2 мм2
где -коэффициент расхода рабочей решётки, . Высота рабочей лопатки (постоянной высоты):
где -величина перекрыши, мм; Величина перекрыши, мм; тип профиля рабочей решётки Р-23-14А, см. Относительный шаг, . Шаг решётки:
Число каналов:
Угол выхода пара из рабочей решётки:
Действительная относительная скорость выхода пара из рабочей решётки:
где - скоростной коэффициент,. Абсолютная скорость пара на выходе, м/с. Угол выхода потока в абсолютном движении (определяется из выходного треугольника скоростей),.
6.4 Относительный лопаточный КПД ступени
По потерям энергии в проточной части:
Потеря энергии в рабочих решётках:
кДж/кг
Потеря энергии с выходной скоростью:
кДж/кг
По проекциям скоростей:
Относительная потеря от парциального подвода пара:
где - относительная величина потерь от вентиляции; Относительная величина потерь на конце дуг сопловых сегментов; Степень парциальности:; Доля окружности занятая кожухом. Относительная величина потерь на трение:
Рис. 2. Треугольники скоростей 1-й ступени ЦВД
Рис. 3. Треугольники скоростей 11-й ступени ЦВД
Направляющий аппарат первой ступени:
На основании расчета треугольников скоростей производится выбор профилей лопаток для направляющего и рабочего аппарата. Для направляющего аппарата по выходному углу α1=14° выбирается дозвуковой профиль С-9015А.
Рис. 4. Профиль лопаток для направляющего и рабочего аппарата
1=0,150 м.
Для обеспечения α1=14° угол установки профиля αy=54°.
Хорда профиля: Рабочая решетка первой ступени:
Для рабочей решетки по выходному углу β2=23° выбирается профиль Р-3525А.
Рис. 5. Профиль Р-3525А
Ширина рабочей решетки выбирается по прототипу: В2=0,0676 м.
Для обеспечения β2=23° угол установки профиля равен βy=71°.
Относительный шаг решетки t=0,62 Хорда профиля:
Направляющий аппарат 11 ступени:
Для направляющего аппарата по выходному углу α1=14° выбирается дозвуковой профиль С-9015А.
Рис. 6. Профиль лопаток для направляющего и рабочего аппарата
Ширина направляющего аппарата выбирается по прототипу: В1=0,142 м.
Для обеспечения α1=14° угол установки профиля αy=54°.
Относительный шаг решетки t=0,62 Хорда профиля:
7. Прочностное обоснование элементов
7.1 Расчет рабочей лопатки последней ступени отсека на изгиб и растяжение
При расчете на прочность пера рабочей лопатки должны быть учтены следующие силы: Производится расчет растягивающих и изгибающих напряжений в наиболее напряженном - корневом сечении лопатки. Напряжение растяжения в корневом сечении лопатки постоянного профиля определяется как:
где - плотность материала лопатки; Угловая скорость вращения; 0,13 м - длина лопатки; Средний радиус лопатки:
где -периферийный радиус
Коэффициент разгрузки Определим коэффициент запаса по пределу текучести. Для изготовления лопаток выбрана сталь 20Х13, для которой предел текучести при температуре равной =480 МПа. Таким образом, запас по прочности составляет:
Изгибающий момент в корневом сечении:
где- аэродинамическая нагрузка в окружном и осевом направлениях:
где - проекции абсолютных скоростей пара на соответствующие оси Давление до и после рабочей решетки последней ступени Удельный объем на выходе из последней ступени (ЦВД) 0,149 м3/кг; Шаг рабочей решетки;
Максимальные изгибательные напряжения (растяжения) в корневом сечении кромки:
где- минимальный момент инерции сечения профиля:
где- хорда профиля; Максимальная толщина профиля; Максимальный прогиб средней линии профиля
7.2 Построение вибрационной диаграммы рабочей лопатки последней ступени
Частота собственных колебаний консольной лопатки постоянного сечения:
где - первая собственная частота; Вторая собственная частота; Длина лопатки, 0,13; r - плотность материала,; Характеристический коэффициент первой собственной частоты; Характеристический коэффициент второй собственной частоты; Модуль упругости материала; Минимальный момент инерции сечения профиля,; Площадь поперечного сечения, . Динамическая частота вращения определяется формулой:
где - собственная частота лопатки с учетом вращения; Статическая собственная частота (при неподвижном роторе); Частота вращения ротора, ; В - коэффициент, зависящий от геометрии лопатки (от веерности).
Рис. 7. Вибрационная диаграмма рабочей лопатки последней ступени
7.3 Определение критической частоты ротора
Расчет критической частоты вращения ротора:
где D = 916 мм; L = 4,12 м;V = 2,71 м3;
r = 7,82×103 кг/м3.
G = V×r×g = 2,71×7,82×103 ×9,81 = 208169 Н.
Заключение
Турбина - уникальный двигатель, поэтому области ее применения разнообразны: от мощных силовых установок тепловых и атомных электростанций до маломощных турбин мини-ТЭЦ, силовых транспортных установок и турбонадувных агрегатов дизельных двигателей внутреннего сгорания. Паровая турбина является двигателем, в которомпотенциальная энергия перегретого пара преобразуется в кинетическую энергию и, затем в механическую энергию вращения ротора. В данном курсовом проекте произведен тепловой расчет турбины К-500-240. Целью курсового проекта является приобретение практических навыков выполнения конструкторских и поверочных расчетов турбин, работающих как на паре, так и на газах любого состава.
Список литературы
1. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1980. - 424 с. Уравнения для расчета на ЭВМ теплофизических свойств воды и водяного пара: Эксплуатационный циркуляр № Ц-06-84(т) / Под ред. Ривкина С.Л. - М.: Главтехуправление по эксплуатации энергосистем, 1984г. - 8 с. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 104 с. Зубарев В.Н., Козлов А.Д., Кузнецов В.М. Теплофизические свойства технически важных газов при высоких температурах и давлениях: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 232 с. ГОСТ 7.32-91. Отчет о научно-исследовательской работе. ГОСТ 7.1-84. Библиографическое описание документа. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд., перераб. - М.:, 1989. - 608 с. Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов / Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с. Трояновский Б.М. Варианты проточной части паровых турбин // Электрические станции. - 2003. - № 2. - С. 18-22. Паровая турбина К-160-130 ХТГЗ / Под ред. С.П. Соболева. - М.: Энергия, 1980. - 192 с. Мошкарин А.В., Полежаев Е.В., Полежаев А.В. Оптимальные тепловые схемы блоков на суперсверхкритические давления пара: Тезисы докладов международной науч.-техн. конференц. Состояние и перспективы развития электротехнологии (Х Бернардовские чтения). - Иваново: ИГЭУ. - 2001. - Т. II. - С. 86. Вихрев Ю.В. О научно техническом прогрессе в мировой теплоэнергетике. - Энергетик. - 2002. - № 2. - С. 28-32.
Приложение
Тепловая схема турбины K-500-240:
Продольный разрез турбины К-500-240:
ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-500-240-2
МОЩНОСТЬЮ 500 МВт
Конденсационная одновальная паровая турбина К-500-240-2 (рис. 1) без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом, номинальной мощностью 500 МВт, с частотой вращения ротора 3 000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТГВ-500. Турбина работает в блоке с котлом, снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды.
Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах(Табл.1)
Турбина имеет девять нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды до температуры 265° С.
Отборы пара из турбины на регенерацию и турбоприводы приведены в таблице 2.
Расход отработанного пара в конденсатор 965 т/ч.
|
Потреби-тель |
Параметры в камере отбора |
Количество отбираемого пара, т/ч |
||
|
Давление, МПа (кгс/см 2) абс. |
Температура, °С |
|||
|
Деаэратор |
||||
|
Свежий пар перед автоматическими стопорными клапанами ЦВД: |
||
|
давление, кгс/см 2 , абс. |
||
|
температура, °С |
||
|
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме: |
||
|
давление, кгс/см 2 абс. |
||
|
температура, С |
||
|
Пар после промежуточного перегрева перед стопорными клапанами ЦСД: |
||
|
давление, кгс/см 2 абс. |
||
|
температура, °С |
||
|
Основные параметры конденсаторной группы: |
||
|
расход охлаждающей воды, м 3 /ч |
||
|
температура охлаждающей воды, С |
||
|
расчетное давление, кгс/см 2 абс. |
||
Основной СП питается паром из VII отбора с давлением 0,156 МПа (1,6 кгс/см 2) в количестве 22 т/ч (максимально 32 т/ч) абс.
Два главных питательных насоса имеют паровые турбоприводы, пар на которые отбирается из ЦСД с давлением на номинальном режиме 1,18 МПа (11,2 кгс/см 2) абс. и температурой 374°С в количестве 98 т/ч.
Допускается длительная работа турбины при отклонениях от номинальных параметров в следующих пределах: одновременном отклонении давления 23-24 МПа (235-245 кгс/см 2) абс. и температуры 530-545° С; температуры пара после промежуточного перегрева 530-545°С (перед стопорными клапанами ЦСД); при повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсаторы до 33° С.
При температуре свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами в интервале 545- 550° С, а также температуре пара после промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД в интервале 545-550° С разрешается работа турбины в течение не более 30 мин, причем общая продолжительность работы при этих температурах пара не должна превышать 200 ч в год.
Не допускается работа турбины на выхлоп в атмосферу и работа по временной незаконченной схеме.
Допускается длительная работа турбины на скользящем давлении свежего пара в рабочем диапазоне нагрузок от 30 до 100% от номинальной при полностью или частично открытых регулирующих клапанах ЦВД.
Не допускается длительная работа турбины при нагрузке ниже 150000 кВт при номинальных параметрах свежего пара с отклонениями, не выходящими за пределы, указанные выше.
Турбоагрегат снабжен валоповоротным устройством, вращающим валопро"вод с частотой 4 об/мин, и гидроподъемом роторов.
Промывка турбины производится при пуске из холодного состояния насыщенным паром, подаваемым в ЦВД и ЦСД, а также при сниженной нагрузке без остановки блока на определенном режиме, согласованном с заводом.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети от 49 до 50,5 Гц. В аварийных ситуациях допускается кратковременная работа турбины при повышении частоты до 51 Гц и снижении до 46 Гц в течение времени, указанного в технических условиях.
Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и неостывшего состояния.
Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 5000 т/ч воды давлением 1,9 МПа (20 кгс/см 2) абс., при температуре до 200° С из котла и растопочных расширителей. Пароприемные устройства рассчитаны на прием из БРОУ при сбросах нагрузки до 900 т/ч пара при давлении до 0,97 МПа (10 кгс/см 2) абс. и температуре 200° С. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,03 МПА (0,3 кгс/см 2) абс.
Продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) ориентировочно равна: из холодного состояния – 6-7 ч; через 48-55 ч простоя - 3 ч 30 мин - 4 ч; через 24-32 ч простоя - 2 ч; через 6-8 ч простоя - 1ч; через 2-4 ч простоя - 30 мин.
Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД.
Конструкция турбины. Турбина (см. рис. 1) представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД; ЦСД и двух ЦНД.
Свежий пар из котла по двум трубопроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных симметрично относительно продольной оси турбины.
Каждая коробка стопорного клапана сблокирована с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к ЦВД.
ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены сопловые коробки. Через сопловой аппарат пар поступает в ЦВД, регулирующую ступень, а затем в девять ступеней давления. ЦСД однопоточный, имеет 11 ступеней давления. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем цилиндрам низкого давления.
ЦНД двухпоточные, по пять ступеней в каждом потоке.
Длина рабочей лопатки последней ступени равна 1050 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени 2 550 мм. Рабочие лопатки последней ступени имеют периферийный бандаж. Каждый ЦНД присоединен к своему конденсатору.
Роторы ЧВД и ЧСД-цельнокованые, роторы ЦНД-сварно-кованые. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты и по две опоры. Каждый ЦНД имеет свой фикспункт.
Расчетные значения критических частот вращения валопровода турбины с генератором ТГВ-500 приведены ниже.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель.Схема питания концевых уплотнений ЦВД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.
Система автоматического регулирования. Турбина снабжена системой автоматического регулирования с гидравлическими связями и беззолотниковыми устройствами защиты. Неравномерность регулирования частоты вращения ротора турбины составляет 4,5±0,5% от номинальной частоты вращения.
На рис. 2 представлена схема регулирования турбины К-500-240-2.
В системе регулирования турбины предусмотрен ЭГП, обеспечивающий уменьшение заброса частоты вращения при отключении генератора от сети.
Регулятор скорости управляет положением регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД, он снабжен ограничителем мощности и механизмом управления.
Механизм управления и ограничитель мощности могут приводиться в действие как вручную, так и дистанционно с помощью реверсивных электродвигателей постоянного тока. Ограничитель мощности оборудован дистанционным указателем положения.
В качестве рабочей жидкости в системе регулирования применяется конденсат, поступающий из напорной линии конденсатных насосов.
Для защиты от разгона турбина снабжена сдвоенным регулятором безопасности, который срабатывает при достижении частоты вращения в пределах 11-12% сверх номинального.
Исполнительный механизм автомата безопасности вызывает закрытие всех стопорных и регулирующих клапанов.
Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическое огнестойкое масло ОМТИ или минеральное масло) подшипников турбины, генератора и группы питательных насосов.
В баке вместимостью 52 м 3 (до верхнего уровня) установлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоохладители для улучшения деаэрации масла (содержание воздуха за воздухоохладителем не должно превышать 1,5%).
Для подачи масла в систему предусмотрены два (один резервный) электронасоса переменного тока. Установлены два аварийных электронасоса: один постоянного, другой переменного тока.
Масло охлаждается в четырех маслоохладителях типа МБ-190-250 (один резервный), питающихся водой из циркуляционной системы. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 500 м 3 ч. Турбина снабжена двумя реле давления смазки, которые обеспечивают автоматическое отключение турбины и валоповоротного устройства при падении давления в напорном маслопроводе смазки, а также включение резервных насосов системы смазки.
Система контроля и управления турбиной обеспечивает: контроль параметров работы; регистрацию наиболее важных параметров; технологическую, предупредительную и аварийную сигнализации; автоматическое управление функциональными группами технологически связанных механизмов и запорно-регулирующих органов, дублируемое дистанционным управлением с блочного щита; автоматическую стабилизацию ряда параметров, поддержание заданных значений которых требует оперативного вмешательства в процессе нормальной эксплуатации;
автоматическую защиту турбины и вспомогательного оборудования. Управление установкой централизовано и ведется из помещения блочного щита управления.
Система контроля и управления выполняется на базе электрических приборов и аппаратуры.
Конденсационное устройство состоит из двух конденсаторов, воздухоудаляющего устройства, конденсатных насосов 1 и 2-го подъема, циркуляционных насосов и водяных фильтров.
В конденсаторную группу входят два конденсатора с центральным отсосом воздуха. Конденсаторы - однопоточные, двухходовые.
Воздухоудаляющее устройство имеет: два основных пароструйных эжектора, пусковой пароструйный эжектор циркуляционной системы и водоструйный пусковой эжектор.
Турбоагрегат обслуживается двумя группами конденсатных насосов: двумя конденсатными насосами 1-го подъема, подающими конденсат от конденсаторов на обессоливающую установку, и двумя конденсатными насосами 2-го подъема, подающими конденсат через регенеративные подогреватели в деаэратор и в систему регулирования в переходных режимах.
В работе постоянно находится один насос каждой группы, второй насос является резервным.
Охлаждающая вода подается в конденсатор циркуляционными насосами.
Для срыва вакуума предусматривается задвижка Ду 150 мм с электроприводом. Управление задвижкой осуществляется дистанционно со щита управления и "по "блокировкам три срабатывании общеблочных защит турбины.
Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из пяти ПНД, деаэратора и трех ПВД. Принципиальная тепловая схема установки приведена на рис.3.
Схема предусматривает установку двух питательных насосов с конденсационными турбоприводами.
ПНД № 1, 2, 3, 4 и 5 поверхностного типа, вертикальные, сварной конструкции. ПНД № 3 и 4 имеют встроенные пароохладители. Слив конденсата греющего пара каскадный, конденсат из ПНД № 5 сливается в ПНД № 4, оттуда сливным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД № 5 и 4. Конденсат из ПНД № 3 сливается в ПНД № 2, откуда сливным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД № 3 и 2.
У ПНД № 4 устанавливается один насос, у ПНД № 2 - два сливных насоса, один из которых является резервным.
Из ПНД № 1 конденсат сбрасывается через сифон в конденсатор.
Для подогрева после деаэратора питательной воды установлены две группы ПВД. Три ПВД осуществляют последовательный подогрев питательной воды после деаэратора.
Каждый ПВД снабжен охладителем греющего пара подогревателя перегрева пара, регулирующим клапаном отвода конденсата из подогревателя и уравнительным сосудом для присоединения датчика регулятора уровня с сигнализирующим прибором.
Групповое защитное устройство ПВД состоит из впускного клапана, обратного клапана, трубопроводов пуска и отключения.
Слив конденсата из подогревателей каскадный.
При отключении ПВД допускается длительная работа турбины с мощностью до 500 МВт.
УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 02.07.85 г.
Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ
|
Наименование |
Типовой график |
По расходу пара |
По расходу теплоты |
|||||
|
Единица измерения |
Значение |
Единица измерения |
Значение |
|||||
|
1.1. Часовой расход холостого хода |
||||||||
|
1.2. Дополнительный удельный расход (прирост) |
т/(МВт · ч) |
Гкал/(МВт · ч) |
||||||
|
1.3. Условия характеристики: |
||||||||
|
а) давление свежего пара и пара по ступеням |
Рис. 6, 7а, 7б |
МПа (кгс/с м 2) |
МПа (кгс/см 2) |
|||||
|
б) степень сухости свежего пара |
||||||||
|
кПа (кгс/см 2) |
кПа (кгс/см 2) |
|||||||
|
ж) расход питательной воды |
G п.в = D 0 - 40 т/ч |
G п.в = D 0 - 40 т/ч |
||||||
|
2. Характеристика при постоянных расходе и температуре охлаждающей воды (для конденсатора К-10120 ХТГЗ): W = 4 ? 20720 = 82880 т/ч; t в 1 ном = 12 °C и параметрах п. 1.3 |
||||||||
|
2.1. Часовой расход холостого хода |
||||||||
|
2.2. Дополнительный удельный расход (прирост) |
т/(МВт · ч) |
Гкал/(МВт · ч) |
||||||
|
Таблица 2 |
СВОДКА НОРМ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
||||||
|
Наименование |
Типовой график |
По расходу пара |
По расходу теплоты |
|||||||||
|
Единица измерения |
До излома |
После излома |
Единица измерения |
До излома |
После излома |
|||||||
|
1. Характеристика при постоянном давлении (вакууме) в конденсаторе |
||||||||||||
|
1.1. Дополнительный удельный расход (прирост) |
кг/(кВт · ч) |
Гкал/(МВт · ч) |
||||||||||
|
1.2. Излом характеристики |
||||||||||||
|
1.3. Условия характеристики: |
||||||||||||
|
а) давление свежего пара и по ступеням |
МПа (кгс/см 2) |
МПа (кгс/см 2) |
||||||||||
|
б) температура свежего пара |
||||||||||||
|
в) температура пара после промперегрева |
||||||||||||
|
г) потеря давления в тракте промперегрева |
% Р 1 ЦСД |
% Р 1 ЦСД |
||||||||||
|
д) давление отработавшего пара |
кПа (кгс/см 2) |
кПа (кгс/см 2) |
||||||||||
|
е) температура питательной воды и основного конденсата |
||||||||||||
|
ж) расход питательной воды |
G п.в = D 0 |
G п.в = D 0 |
||||||||||
|
2. Характеристика при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды (для конденсатора К-11520-2ХТГЗ W = 51480 т/ч; t в 1ном = 12 °С и параметрах п. 1.3 (а, б, в, г, е, ж) |
||||||||||||
|
2.1. Дополнительный удельный расход (прирост) |
кг/(кВт · ч) |
Гкал/(МВт · ч) |
||||||||||
|
2.2. Излом характеристики |
||||||||||||
|
3. Поправки к удельному расходу теплоты на отклонение параметров от номинальных значений, %: |
||||||||||||
|
на ±1 МПа (10 кгс/см 2) свежего пара |
||||||||||||
|
на ±10 °C свежего пара |
||||||||||||
|
на ±10 °C температуры пара промперегрева |
||||||||||||
|
на изменение потери давления в тракте промперегрева |
||||||||||||
|
на изменение давления в конденсаторе |
||||||||||||
|
Таблица 3 |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕТТО ТУРБОАГРЕГАТА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|||||
|
УСЛОВИЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ: 1. Параметры и тепловая схема - рис. 1 2. Давление циркуляционных насосов - 120 кПа (12 м вод. ст.) |
|||||||
|
Мощность на выводах генератора, МВт |
|||||||
|
Внутренняя мощность турбопривода питательного насоса, МВт |
|||||||
|
Мощность, затрачиваемая на собственные нужды турбоагрегата, МВт |
|||||||
|
в том числе на циркуляционные насосы |
|||||||
|
Расход теплоты турбоагрегатом брутто, Гкал/ч |
|||||||
|
Мощность нетто турбоагрегата, МВт |
|||||||
|
Расход теплоты на собственные нужды, Гкал/ч |
|||||||
|
Расход теплоты на выработку электроэнергии, включая расход теплоты на собственные нужды, Гкал/ч |
|||||||
|
Уравнение расхода теплоты по мощности нетто, |
|||||||
|
Поправки (%) к полному и удельному расходам теплоты нетто на изменение давления циркуляционных насосов |
|||||||
|
Давление насосов, кПа (м вод. ст.) |
Мощность нетто, МВт |
||||
|
Таблица 4 |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА |
Тип К-500-240-2 ХТГЗ |
|||||||||||||||
|
Основные заводские данные турбоагрегата |
|||||||||||||||||
|
D пп т/ч |
P 0 КПа (кгс/см 2) |
Поверхность двух конденсаторов, м 2 |
|||||||||||||||
|
Сравнение результатов испытаний с гарантийными данными (при номинальных P 0 , t 0 , , , W , F ) |
|||||||||||||||||
|
Показатель |
|||||||||||||||||
|
Расход свежего пара |
по гарантии |
||||||||||||||||
|
по испытаниям |
|||||||||||||||||
|
Температура питательной воды |
по гарантии |
||||||||||||||||
|
по испытаниям |
|||||||||||||||||
|
Потеря давления в тракте промперегрева |
по гарантии |
||||||||||||||||
|
по испытаниям |
|||||||||||||||||
|
Внутренний относительный КПД турбопривода питательного насоса |
по гарантии |
||||||||||||||||
|
по испытаниям |
|||||||||||||||||
|
Удельный расход теплоты |
ккал/(кВт · ч) |
по гарантии |
|||||||||||||||
|
по испытаниям |
|||||||||||||||||
|
Удельный расход теплоты, приведенный к гарантийным условиям |
ккал/(кВт · ч) |
||||||||||||||||
|
Отклонение удельного расхода теплоты от гарантийного |
ккал/(кВт · ч) |
||||||||||||||||
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА И ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 хтгз |
||||||||||||||||||
|
Условия характеристики |
|||||||||||||||||||
|
P 0 МПа (кгс/см 2) |
DP пп |
P 2 кПа (кгс/см 2) |
DN ПОТ МВт |
G п.в = D 0 |
G впр = 0 |
t п.в |
t о.к |
Генератор |
Тепловая схема |
||||||||||
|
МПа (кгс/см 2) |
|||||||||||||||||||
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА И ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|||||||||||||||
|
Условия характеристики |
||||||||||||||||
|
P 0 МПа (кгс/см 2) |
DP пп |
P 2 МПа (кгс/см 2) |
DN ПОТ МВт |
G п.в = D 0 |
G впр = 0 |
Генератор |
Тепловая схема |
|||||||||
|
МПа (кгс/см 2) |
||||||||||||||||
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЦВД |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДАВЛЕНИЕ В ОТБОРАХ, ЗА ЦВД, ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ЦСД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДАВЛЕНИЕ В ОТБОРАХ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДАВЛЕНИЕ В ОТБОРАХ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРА И ЭНТАЛЬПИЯ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРА ОСНОВНОГО КОНДЕНСАТА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННИЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ КПД ЦВД И ЦСД |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ТУРБОПРИВОДА И РАСХОД ПАРА НА ПТН |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННИЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ КПД, ДАВЛЕНИЕ ПАРА В КОНДЕНСАТОРЕ ТУРБОПРИВОДА И ДАВЛЕНИЕ НА СТОРОНЕ НАГНЕТАНИЯ ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПРИРОСТ ЭНТАЛЬПИИ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ В ПИТАТЕЛЬНОМ НАСОСЕ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В ТРАКТЕ ПРОМПЕРЕГРЕВА |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ЭНТАЛЬПИИ СВЕЖЕГО ПАРА, ПАРА ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ЦСД И ЗА ЦВД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ПРОМПЕРЕГРЕВ, В КОНДЕНСАТОР |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ПВД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ДЕАЭРАТОР |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ПНД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРНЫЕ НАПОРЫ ПВД |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРНЫЕ НАПОРЫ ПНД № 3, 4, 5 |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРНЫЕ НАПОРЫ ПНД № 1, 2 |
К-500-240-2 хтгз |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ КПД ТУРБОАГРЕГАТА, ПОТЕРИ МЕХАНИЧЕСКИЕ И ГЕНЕРАТОРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К-11520-2 ХТГЗ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К-11520-2 ХТГЗ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ ОДНОГО ПТН НА ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В КОНДЕНСАТОРЕ ПРИВОДНОЙ ТУРБИНЫ ОК-18ПУ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 27, ж, з |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
з) на отключение группы ПВД
|
Рис. 27, и, к |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 27, н, о, п |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
п) на отключение дренажного насоса ДН № 2
|
Рис. 27, р, с |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 хтгз |
1 - байпасирование всех ПНД; 2 - байпасирование ПНД № 1, ПНД № 2 и ПНД № 3; 3 - байпасирование ПНД №4, ПНД № 5
|
Рис. 27, т, у |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 27, ф, х, ц |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
ф) на включение в работу подогревателей сетевой воды (конденсат отбираемого пара возвращается в линию основного конденсата за ПНД № 1)
|
Рис. 27, ч, ш |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 хтгз |
ч) на изменение относительных потерь давления в трубопроводах греющего пара к ПВД
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
|
Рис. 28, а, б |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА |
К-500-240-2 ХТГЗ |
а) на отклонение давления свежего пара от номинального
б) на отклонение температуры свежего пара от номинальной
|
Рис. 28, в, г |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 хтгз |
в) на отклонение температуры пара промперегрева от номинальной
г) на изменение потери давления в тракте промперегрева
|
Рис. 28, д, е |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
д) на изменение нагрева воды в питательном турбонасосе
е) на отклонение нагрева питательной воды в ПВД
|
Рис. 28, ж, з |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
ж) на отклонение нагрева основного конденсата в ПНД
з) на отключение группы ПВД
|
Рис. 28, и, к |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
и) на перевод питания деаэратора с IV на III отбор
к) на увеличение расхода пара IV отбора на ПТН
л) на отклонение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор турбины от номинальной
м) на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе турбины от номинального
|
Рис. 28, н, о, п |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 хтгз |
н) на изменение относительного расхода на впрыск в промежуточный пароперегреватель котла
о) на отключение ПНД № 4 и ПНД № 5
п) на отключение дренажного насоса ДН № 1
|
Рис. 28, р, с |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
р) на байпасирование основным конденсатом ПНД
1 - байпасирование всех ПНД; 2 - байпасирование ПНД № 1, ПНД № 2 и ПНД № 3; 3 - байпасирование ПНД № 4, ПНД № 5
с) на отключение дренажных насосов ДН № 1, ДН № 2
|
Рис. 28, т, у |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 хтгз |
т) на отпуск пара из отборов сверх нужд регенерации (возврат конденсата отбираемого пара в конденсатор)
у) на отключение дренажного насоса ДН № 2
|
Рис. 28, ф, х, ц |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
ф) на включение в работу подогревателей сетевой воды (конденсат отбираемого пара возвращается в линию основного конденсата)
х) при работе на скользящем давлении свежего пара (открыты I - VIII регулирующие клапаны)
ц) при работе на скользящем давлении свежего пара (открыты I - V регулирующие клапаны)
|
Рис. 28, ч, ш |
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 хтгз |
ч) на изменение относительных потерь давления (?Р /Р ) в трубопроводах греющего пара к ПВД
ш) на изменение относительной потери давления в трубопроводах греющего пара к ПНД
|
ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ |
К-500-240-2 ХТГЗ |
щ) на изменение КПД ЦВД, ЦСД, ЦНД
Приложение
1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-500-240-2 ХТГЗ составлена на базе тепловых испытаний двух турбин, проведенных предприятием Уралтехэнерго на Троицкой и Рефтинской ГРЭС. Характеристика отражает технически достижимую экономичность турбоагрегата, работающего по заводской расчетной тепловой схеме (рис. 1) и при следующих условиях, принятых за номинальные:
Давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД - 24 МПа (240 кгс/см);
Температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД - 540 °C;
Температура пара после промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД - 540 °C;
Потери давления в тракте промперегрева на участке от выхлопа ЦВД до стопорных клапанов ЦСД по отношению к давлению перед стопорными клапанами ЦСД - 9,9 % (рис. 14);
Давление отработавшего пара: для характеристики при постоянном давлении пара в конденсаторе - 3,5 кПа (0,035 кгс/см 2); для характеристики при постоянных расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора К-11520-2 при W = 51480 т/ч и t 1 в = 12 °C (рис. 24, а);
Суммарная внутренняя мощность турбопривода ПТН и давление питательной воды на стороне нагнетания - в соответствии с рис. 11, 12;
Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - по рис. 13;
Впрыск в промежуточный пароперегреватель отсутствует;
Пар на уплотнения турбины и на эжекторы подается из деаэратора в количестве 11,0 т/ч;
Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, на деаэратор 0,7 МПа (7 кгс/см 2) подается пар II, IV отборов турбины (в зависимости от нагрузки);
Расход питательной воды равен расходу свежего пара;
Температура питательной воды и основного конденсата соответствует зависимостям, приведенным на рис. 8, 9;
Пар нерегулируемых отборов турбины используется только для нужд регенерации, питания питательных турбонасосов; общестанционные потребители тепла отключены;
Электромеханические потери турбоагрегата приняты по расчетам завода (рис. 23);
Номинальный cos j = 0,85.
Положенные в основу настоящей характеристики данные испытаний обработаны с применением таблиц «Теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969).
2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ
В состав турбоустановки помимо турбины входит следующее оборудование:
Генератор ТГВ-500 завода «Электротяжмаш»;
Три подогревателя высокого давления - ПВД № 7 - 9 соответственно типа ПВ-2300-380-17, ПВ-2300-380-44, ПВ-2300-380-61, пароохладители которых включены по схеме Рикара-Некольного;
Деаэратор 0,7 МПа (7 кгс/см 2);
Пять подогревателей низкого давления:
ПНД № 4,5 типа ПН-900-27-7;
ПНД № 1, 2, 3 типа ПН-800-29-7;
Два поверхностных двухпоточных конденсатора К-11520-2;
Два основных пароструйных эжектора ЭП-3-50/150;
Один эжектор уплотнений ЭУ-16-1;
Два питательных турбонасосных агрегата (ПТН), каждый из которых состоит из питательного насоса ПТН-950-350 ЛМЗ, приводной турбины ОК-18 ПУ Калужского турбинного завода; предвключенные (бустерные) насосы расположены на одном валу с питательным насосом (оба ПТН постоянно в работе);
Два конденсатных насоса I ступени КСВ-1600-90 с приводом от электродвигателя АВ-500-1000 (постоянно в работе один насос, один - в резерве);
Два конденсатных насоса II ступени ЦН-1600-220 с приводом от электродвигателя АВ-1250-6000 (постоянно в работе один насос, один - в резерве);
Два сливных насоса ПНД № 2 КСВ-200-210 с приводом от электродвигателя АВ-113-4;
Один сливной насос ПНД № 4 6Н-7?2а с приводом от электродвигателя МАЗб-41/2.
3. ХАРАКТЕРИСТИКА БРУТТО ТУРБОАГРЕГАТА
Полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора аналитически выражаются следующими уравнениями:
при постоянном давлении пара в конденсаторе:
Р 2 = 3,5 кПа (0,035 кгс/см 2) (см. рис. 3)
Q 0 = 86,11 + 1,7309N Т + 0,1514 · (N Т - 457,1) Гкал/ч;
D 0 = -6,37 + 2,9866N Т + 0,6105 · (N Т - 457,1) т/ч;
при постоянном расходе (W = 51480 т/ч) и температуре (t 1 в = 12 °C) охлаждающей воды (рис. 2):
Q 0 = 67,46 + 1,7695N Т + 0,1638 · (N Т - 457,5) Гкал/ч;
D 0 = -37,05 + 3,0493N Т + 0,6469 · (N Т - 457,5) т/ч.
Характеристика справедлива при работе с собственным возбудителем генератора. При работе с резервным возбудителем мощность турбоагрегата брутто определяется как разность между мощностью на выводах генератора и мощностью, потребляемой резервным возбудителем.
4. ПОПРАВКИ НА ОТКЛОНЕНИЯ УСЛОВИЙ РАБОТЫ
Расход пара и теплоты для заданной в условиях эксплуатации мощности определяется по соответствующим зависимостям характеристики с последующим введением необходимых поправок (рис. 27, 28). Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от условий характеристики. Поправки даны при постоянной мощности на выводах генератора. Знак поправок соответствует переходу от условий характеристики к эксплуатационным. При наличии в условиях работы турбоагрегата двух и более отклонений от номинальных поправки алгебраически суммируются.
Пользование поправочными кривыми поясняется на следующем примере.
N Т = 500 МВт;
P 0 = 24,3 МПа (243 кгс/см 2);
W
=51480 т/ч;
дренаж ПНД № 4 сливается каскадно в ПНД № 3.
Остальные параметры - номинальные.
Определить расход свежего пара, полный и удельный расходы теплоты при заданных условиях. Результаты расчета сведены в приведенную ниже таблицу.
|
Показатель |
Обозначение |
Единица измерения |
Способ определения |
Полученное значение |
|
Расход теплоты на турбоагрегат при номинальных условиях |
||||
|
Расход свежего пара при номинальных условиях |
||||
|
Удельный расход теплоты при номинальных условиях Параметры и тепловая схема установки - по рис. 1; Давление, развиваемое циркуляционными насосами, - 120 кПа (12 м вод. ст.); Расход циркуляционной воды через конденсатор турбины - 51480 т/ч; КПД циркуляционного насоса - 85,2 %; Расход теплоты на собственные нужды турбоагрегата составляет 0,96 Гкал/ч (0,1 % расхода теплоты турбоагрегатом при номинальной мощности); Расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата учитывает работу насосов (циркуляционных, конденсатных, сливных ПНД, системы регулирования турбины); Расход электроэнергии на прочие механизмы принят в размере 0,3 % номинальной мощности турбоагрегата. При определении мощности нетто из мощности на выводах генератора (N Т ) вычитается мощность, затраченная на собственные нужды турбоагрегата :
При отклонении давления, развиваемого циркуляционными насосами, от принятого в качестве номинального (120 кПа = 12 м вод. ст.), к расходу теплоты нетто, определенному по уравнению для заданной мощности нетто, вводится поправка. Пользование характеристикой нетто и поправками к расходу теплоты нетто на изменение давления, развиваемого циркуляционными насосами, поясняется на следующем примере.
Н ц.н = 100 кПа (10 м вод. ст.). Определить расход теплоты нетто. 1. По уравнению характеристики нетто определяется расход теплоты нетто при Н ц.н = 120 кПа (12 м вод. ст.)
2. Определяется поправка к расходу теплоты нетто
3. Искомый
расход теплоты нетто при Н ц.н
= 100 кПа (10 м
вод. ст.) и
Нормативные графические зависимости действительны в диапазонах, приведенных на соответствующих графиках данной Типовой энергетической характеристики. Примечание. Для перевода из системы МКГСС в систему СИ необходимо пользоваться переводными коэффициентами: 1 кгс/см 2 = 98066,5 Па; 1 мм вод. ст. = 9,81 Па; 1 кал = 4,1868 Дж; 1 ккал/кг = 4,1868 кДж/кг; 1 кВт · ч = 3,6 МДж. |
определяется следующим образом:
Введение 3
1. Краткая характеристика турбоустановки 4
2. Тепловая схема установки 7
3.Вспомогательное оборудование турбоустановки 9
3.1. Конденсатор 9
3.2. Подогреватель низкого давления (ПНД) 11
3.3. Подогреватель высокого давления (ПВД) 14
3.4. Деаэратор 15
4. Топливное хозяйство 17
4.1 Общая схема и оборудование топливного хозяйства
электростанции на мазуте 17
4.2. Характеристика используемого топлива 18
Заключение 20
Литература 21
Введение
Целями данного курсового проекта являются расширение и закрепление знаний по специальным курсам усвоение принципов повышения эффективности ТЭС, а также методов расчета тепловых схем ПТУ, их отдельных элементов и анализа влияния технических решений, принятых при выборе тепловой схемы и режимных факторов на технико-экономические показатели установок.
Производство электроэнергии в нашей стране осуществляется тепловыми электрическими станциями - крупными промышленными предприятиями, на которых неупорядоченная форма энергии - теплота - преобразуется в упорядоченную форму - электрический ток. Неотъемлемым элементом мощной современной электрической станции является паротурбинный агрегат совокупность паровой турбины и приводимого ее электрического генератора.
Тепловые электрические станции, которые кроме электроэнергии в большом количестве отпускают теплоту, например, для нужд промышленного производства, отопления зданий, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Более 60% электроэнергии на ТЭЦ вырабатывается на базе теплового потребления. Режим работы на тепловом потреблении обеспечивает меньшие потери в холодном источнике. Благодаря использованию отработанной теплоты, ТЭЦ обеспечивает большую экономию топлива.
1.Краткая характеристика турбоустановки К-500-240.
Конденсационная пароваятурбина К-500-240 ЛМЗ производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 525 МВт, с начальным давлением пара 23,5 МПа предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ-500-2ЕУЗ мощностью 500 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные параметры турбины приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1. Номинальные значения основных параметров турбины К-300-240
Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных дляподогрева питательной воды (основного конденсата) в четырех ПНД, деаэраторе итрех ПВД до температуры 276 °С (при номинальной нагрузке турбины и питании приводной турбины главного питательного насоса паром из отборов турбины).
Данные об отборах пара на регенерацию и турбопривод приведены в табл.1.2.
Таблица 1.2. Характеристика отборов.
Приведенные данные соответствуют режиму работы при номинальном расходе пара через стопорные клапаны номинальной мощности 525 МВт, номинальных началь ных параметрах пара и пара промежуточного перегрева, номинальной температуре охлаждающей воды 12 °С и расходе ее 51 480 m3/ч, расходе пара на собственные нужды в количестве 35 т/ч из отбора за 23-й (34-й) ступенями ЦСД и подпитке цикла обессоленной водой 33 т/ч.
При максимальном расходе, включенных отборах пара на собственные нужды за ЦСД и других отборах, кроме системы регенерации, без подпитки в конденсатор, номинальных параметрах пара и поминальных расходе и температуре охлаждающей воды может быть получена мощность 535 МВт.
Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из 1ЦВД+1ЦСД + 2ЦНД. Пар из котла подводится по двум паропроводам к двум стопорным клапанам. Каждый из них сблокирован с двумя регулирующими клапанами, от которых пар по четырем трубам поступает к ЦВД. Во внутренний корпус ЦВД вварены четыре сопловые коробки патрубков. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные - с горловинами сопловых коробок.
Пройдя сопловой аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев по двум паропроводам. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них к четырем коробкам регулирующих клапанов, находящихся непосредственно на цилиндре.
Двухпоточный ЦСД имеет по 11 ступеней в каждом потоке, причем первые ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по двум трубам подводится к двум ЦНД.
ЦНД - двухпоточные, имеют по пять ступеней в каждом потоке. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра, состоящую из наружной и внутренней частей. Выхлопные патрубки ЦНД привариваются к продольному конденсатору.
Роторы ВД и СД - цельнокованые, роторы ИД - с насадными дисками, с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм. Средний диаметр этой ступени -2480 мм. Роторы имеют жесткие соединительные муфты и лежат на двух опорах.
Фикспункт водопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД.
Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние от секи концевых уплотнений ЦНД подается пар с давлением 0,101-0,103 МПа из коллектора, давление в котором регулятором поддерживается равным 0,107-0,117 МПа Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков сведены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается давление 0,118-0.127 МПа.
Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.
Лопаточный аппарат турбины
рассчитан и настроен на работу при
частоте в сети 50 Гц, что соответствует
частоте вращения ротора турбоагрегата
50 с -1 . Допускается длительная работа
турбины при отклонениях частоты в сети
49,0-50.5 Гц.
2. Тепловая схема установки.
Принципиальная тепловая схема (ПТС) электростанции определяет основноесодержание технологического процесса выработки электрической и тепловойэнергии. Онавключаетосновноеи вспомогательноетеплоэнергетиче скоеоборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в составпароводяного тракта.
Пройдя рабочие цилиндры турбины, пар поступает в конденсаторнуюустановку, включающую в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющееустройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционнойсистемы, водяные фильтры.
Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроеннымпучком общей площадью поверхности 15400 м2 и предназначена для конденсациипоступающего в него пара, создания разрежения в выхлопном патрубке турбины исохранения конденсата С целью уменьшения термических напряжений ипредотвращениярасстыковкиваль цовочныхсоединенийпакорпусахко нденсаторов предусмотрены линзовые компенсаторы, обеспечивающиеподатливость трубных досок относительно корпуса конденсатора.
Воздухоудаляющее устройство предназначено для обеспечения нормальногопроцесса теплообмена в конденсаторе и прочих вакуумных аппаратах, а также длябыстрого набора вакуума при пуске турбоустановки и включает в себя дваосновных водоструйных эжектора, два водоструйных эжектора циркуляционнойсистемы для удаления воздуха из верхних частей водяной камеры конденсатора иверхних водяных камер маслоохладителей, а также водоструйный эжектор дляудаления воздуха из сальникового подогревателя ПС-115.
Для отвода конденсата из конденсатосборников конденсатора и подачи его вблочную обессоливающую установку турбоустановка имеет три конденсатныхнасоса 1-й ступени, а для подачи конденсата в деаэратор – три конденсатныхнасоса, которые приводятся в действие электродвигателями переменного тока.
Циркуляционные насосы предназначены для подачи охлаждающей воды вконденсатор и маслоохладители турбины, а также в газоохладители генератора
Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной водыпаром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет подогревательзамкнутого контура газоохладителей генератора, охладитель пара лабиринтовы хуплотнений, четыре ПНД, деаэратор и три ПВД.
ПНД – камерные, вертикальные, поверхностного типа представляют собойконструкцию, состоящую из водяной камеры, корпуса и трубной системы
ПНД3 имеет встроенный охладитель конденсата греющего пара, а ПНД4выполнен со встроенным охладителем пара, каждый снабжен регулирующимклапаном отвода конденсата из подогревателя, управляемым электроннымрегулятором. ПНД2 оборудован двумя регулирующими клапанами, один изкоторых устанавливается на напорной линии сливных насосов из ПНД, другой – налинии отвода конденсата в конденсатор, оба управляются одним электроннымрегулятором.
В турбине имеются отборы на подогреватели сетевой воды для покрытия теплофикационных нужд.
Рисунок 2.1. Принципиальная тепловая схема
турбоустановки К-500-240.
3. Вспомогательное оборудование турбоустановки
Тепловая схема установки во многом определяется схемой регенеративного подогрева питательной воды. Такой подогрев воды паром, частично отработавшим в турбине и отводимым от нее через регенеративные отборы к подогревателям, обеспечивает повышение термического КПД цикла и улучшение общей экономичности установки. В систему регенеративного подогрева питательной воды входят подогреватели, обогреваемые паром, подводимым от турбины, деаэратор, некоторые вспомогательные теплообменники (сальниковые подогреватели, использующие теплоту пара из уплотнений, конденсаторы пара испарителей, эжекторов и т. д.), а также перекачивающие насосы (конденсатные, питательной воды, сливные).
Комплектующее теплообменное оборудование энергоблока представлено в таблице 3.1.
Таблица 3.1– Комплектующее теплообменное оборудование
3.1. Конденсатор
Конденсатор – это устройство, предназначенное для передачи тепла отработанного пара турбины охлаждающей воде. Величина механической энергии, которую можно получить с 1 кг пара, зависит от начальных параметров и давления в конце расширения. При этом, величина давления в конце расширения влияет на работоспособность единицы массы пара больше начальных параметров. Расширение пара в турбине можно вести только до давления в среды, в которую он затем поступает. Так, например, расширение газа в газовой турбине возможно только до атмосферного давления. Отсюда второе назначение конденсатора: поддерживать наименьшее значение давления в конце расширения. Разрежение или вакуум в конденсаторе поддерживается в основном за счет конденсации поступающего в него пара.
Рисунок 3.1 – Поверхностный конденсатор
Поверхностный конденсатор состоит из стального сварного или клепаного корпуса 4, к которому с торцов крепятся трубные доски 5. В трубных досках укрепляются (чаще всего развальцовкой) тонкие латунные трубки. Трубки располагаются пучками таким образом, чтобы обеспечить наименьшее сопротивление проходу пара. Между отдельными пучками часто устраиваются перегородки для сбора и слива конденсата 15 мимо нижележащих пучков, с тем, чтобы лишний конденсат не снижал тепловосприятие нижележащих пучков. Трубный пучок является главным конструктивным элементом конденсатора. Трубный пучок компонуют с учетом того, что в области близкой к входу пара в пучок, происходит массовая конденсация пара при очень малом относительном содержании воздуха, а в зоне отсоса паровоздушной смеси эжектором конденсация идет значительно слабее и выпадающий конденсат сильно переохлажден. Для того, чтобы исключить попадание струй конденсата, образовавшегося в зоне массовой конденсации в зону повышенного парциального давления воздуха, трубный пучок разбивают на части: основной пучок и пучок воздухоохладителя. Главной задачей основного пучка является обеспечение массовой конденсации пара при малом гидравлическом сопротивлении, так как чем ниже гидравлическое сопротивление пучка, тем ниже будет давление в горловине конденсатора.
Краткое описание
Основные части конденсационной паровой турбины К-500-240 ЛМЗ, назначение, принцип действия этих элементов. Принципы повышения эффективности ТЭС. Рассмотрение методов расчета тепловых схем ПТУ, их отдельных элементов. Анализ влияния технических решений, принятых при выборе тепловой схемы и режимных факторов на технико-экономические показатели установок.
Содержание
Введение 3
1. Краткая характеристика турбоустановки 4
2. Тепловая схема установки 7
3.Вспомогательное оборудование турбоустановки 9
3.1. Конденсатор 9
3.2. Подогреватель низкого давления (ПНД) 11
3.3. Подогреватель высокого давления (ПВД) 14
3.4. Деаэратор 15
4. Топливное хозяйство 17
4.1 Общая схема и оборудование топливного хозяйства
электростанции на мазуте 17
4.2. Характеристика используемого топлива 18
Заключение 20
Литература 21
ВВЕДЕНИЕ
Развитие человеческого общества на современном этапе неразрывно связано с процессом производства и использования энергии. Наиболее распространенной, чистой и дешевой является электрическая энергия. Значительная доля электрической энергии вырабатывается на тепловых и атомных электрических станциях, которые и обеспечивают потребности человечества на данном этапе. Современная энергетика основывается на централизованной выработке электроэнергии. Установленные на электростанциях генераторы в подавляющем большинстве имеют привод от паровых турбин. Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной. Обладая большой быстроходностью, паровая турбина отличается малыми размерами и массой и может быть построена на большую единичную мощность. Вместе с тем у данного типа турбин достигнута высокая экономичность работы. Это главным образом и определило широкое распространение паровых турбин в современной энергетике. К недостаткам её стоит отнести невысокую маневренность, долгий пуск и набор мощности, что стоит препятствием для эффективного и экономичного использования паровых турбин для покрытия пиковой части графика потребления электроэнергии.
В данном курсовом проекте рассчитывается ЦВД турбины К-500-240-4 ЛМЗ.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ
Общие сведения. Конденсационная паровая турбина К-500-240-4 ЛМЗ номинальной мощностью 525 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-500-2ЕУЗ мощностью 500 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные параметры турбины представлены в таблице 1.1
Турбина К-500-240-4 ЛМЗ соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.
Таблица 1.1 - Номинальные значения основных параметров турбины
|
Показатель |
|
|
1. Мощность, МВт |
|
|
2. Начальные параметры пара: |
|
|
давление, МПа |
|
|
температура. °С |
|
|
3. Параметры пара после промежуточного перегрева: |
|
|
давление, МПа |
|
|
температура. °С |
|
|
4. Максимальный расход свежего пара, т/ч |
|
|
5. Температура воды. °С |
|
|
питательной |
|
|
охлаждающей |
|
|
6. Расход охлаждающей воды, т/ч |
|
|
7. Давление пара в конденсаторе. кПа |
Характеристики отборов турбины приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Характеристика отборов турбины
|
Потребитель пара |
Параметры пара в камере отбора |
Количество отбираемого пара, т/ч |
|
|
Давление, МПа |
Температура. °С |
||
|
Турбопривод |
|||
|
Деаэратор |
|||
* Пар из концевых уплотнений.
Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 150 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30 % составляет не менее 60 мин. В диапазоне мощности от 100 до 70 % температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 70 до 30 % возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °С за время не менее 60 мин. Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30 % номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин. Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 500 т/ч воды давлением 1,96 МПа при температуре до 200 °С из котла и растопочных расширителей Пароприемные устройства рассчитаны на прием из быстродействующей редукционно-охладительной установки (БРОУ) при пусках и сбросах нагрузки до 1020 т/ч и температуре до 200 °С. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,029 МПа.
Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД+ЦСД + 2ЦНД. Пар из котла подводится по двум паропроводам к двум стопорным клапанам. Каждый из них сблокирован с двумя регулирующими клапанами, от которых пар по четырем трубам поступает к ЦВД. Во внутренний корпус ЦВД вварены четыре сопловые коробки патрубков. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные - с горловинами сопловых коробок. Пройдя сопловой аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев по двум паропроводам. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них к четырем коробкам регулирующих клапанов, находящихся непосредственно на цилиндре.
Двухпоточный ЦСД имеет по 11 ступеней в каждом потоке, причем первые ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по двум трубам подводится к двум ЦНД.
ЦНД - двухпоточные, имеют по пять ступеней в каждом потоке. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра, состоящую из наружной и внутренней частей Выхлопные патрубки ЦНД привариваются к продольному конденсатору.
Роторы ВД и СД - цельнокованые, роторы НД - с насадными дисками, с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм. Средний диаметр этой ступени -2480 мм. Роторы имеют жесткие соединительные муфты и лежат на двух опорах. Фикспункт валопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар с давлением 0,101-0,103 МПа из коллектора, давление в котором регулятором поддерживается равным 0,107-0,117 МПа. Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков сведены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается давление 0,118-0,127 МПа. Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 с-1. Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты в сети 49,0-50,5 Гц.
Возможен автоматический пуск турбины и последующее нагружение после простоя любой продолжительности. Предусматривается пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и различной степени неостывшего состояний. Общее число пусков за весь период эксплуатации из горячего и неостывшего состояний - по 750.
Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также блоков клапанов ЦВД.
Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:
Паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротными устройствами, фундаментными рамами, блоком стопорных регулирующих клапанов высокого давления, коробкой защитного клапана ЦСД с клапаном, обшивкой турбины;
Внутритурбинные трубопроводы;
Баки масляной и огнестойкой жидкости системы регулирования, маслоохладители;
Охладитель пара уплотнений; эжекторы водоструйные;
Электрическая часть системы регулирования;
Регенеративная установка, включающая ПНД № 1, 2, 3, 4 и 5 поверхностного типа, ПВД № 1, 2, 3 поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;
Установка ПСВ;
Насосы и электрооборудование турбоустановки;
Конденсаторная группа, содержащая два продольных конденсатора и затворы на выходе охлаждающей воды.
Таблица 1.3 - Комплектующее теплообменное оборудование
|
Наименование |
Обозначение |
|
|
в тепловой схеме |
типоразмера |
|
|
Конденсатор |
||
|
Подогреватели низкого давления |
ПН-700-29-7-Ш ПН-1000-29-7-П ПН-1000-29-7-Ш |
|
|
Деаэратор |
||
|
Подогреватели высокого давления |
ПВ-2100-380-17 |
|
|
ПВ-1900-380-44 |
||
|
ПВ-2100-380-61 |
||
|
Подогреватели сетевой воды |
||
|
Сальниковый подогреватель |
||
|
Эжектирующий подогреватель |
||
|
Маслоохладители |
||
|
Конденсатный насос первого подъема |
||
|
Конденсатный насос второго подъема |
||
|
Сливные (дренажные) насосы |
||
|
Питательные насосы |