АУК по эксплуатации турбины Т-110/120-130
Представлены 15 рисунков из 47.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ
Описание объекта.
Полное наименование: «Автоматизированный обучающий курс «Эксплуатация турбины Т-110/120-130».
Условное обозначение: «АУК по эксплуатации турбины Т-110/120-130».
Год выпуска: 2007
Автоматизированный учебный курс по эксплуатации турбины Т-110/120-130 разработан для подготовки оперативного персонала, обслуживающего турбоустановки данного типа и является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования персонала ТЭЦ.
АУК составлен на основе нормативно-технической документации, используемой при эксплуатации турбин Т-110/120-130. В нем содержится текстовый и графический материал для интерактивного изучения и тестирования обучаемых.
В данном АУКе описываются конструктивные и технологические характеристики основного и вспомогательного оборудования теплофикационных турбин Т-110, а именно: главные паровые задвижки, стопорный клапан, регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД, особенности конструкции ЦВД, ЦСД, ЦНД, ротора турбины, подшипники, валоповоротное устройство, система уплотнений, конденсационная установка, регенерация низкого давления, деаэрационная установка, питательные насосы, регенерация высокого давления, теплофикационная установка, масляная система турбины и т.д.
Рассматриваются пусковые, штатные, аварийные и остановочные режимы работы турбоустановки, а также основные критерии надежности при прогреве и расхолаживании паропроводов, блоков клапанов и цилиндров турбины.
Рассмотрена система автоматического регулирования турбины, система защит, блокировок и сигнализации.
Определен порядок допуска к осмотру, испытаниям, ремонту оборудования, правила техники безопасности и взрывопожаробезопасности.
Состав АУКа:
Автоматизированный учебный курс (АУК) является программным средством, предназначенным для первоначального обучения и последующей проверки знаний персонала электрических станций и электрических сетей. Прежде всего, для обучения оперативного и оперативно-ремонтного персонала.
Основу АУКа составляют действующие производственные и должностные инструкции, нормативные материалы, данные заводов-производителей оборудования.
АУК включает в себя:
- раздел общетеоретической информации;
- раздел самопроверки обучаемого;
- блок экзаменатора.
АУК помимо текстов, содержит необходимый графический материал (схемы, рисунки, фотографии).
Информационное содержание АУКа:
1.Техническое описание турбины.
1.1.Назначение турбины Т-110/120-130.
1.2. Главные паровые задвижки и стопорный клапан турбины.
1.3. Регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД.
1.4. Особенность конструкции ЦВД.
1.5. Особенность конструкции ЦСД.
1.6. Особенность конструкции ЦНД.
1.8. Подшипники турбины.
1.9. Валоповоротное устройство.
1.10. Система уплотнений турбины.
2. Особенность эксплуатации основного оборудования турбины.
2.1. Система обогрева фланцев-шпилек ЦВД.
2.2. Тепловое расширение турбины.
2.3. Относительное расширение роторов.
2.4. Осевое смещение ротора турбины.
2.5. Вибрационная характеристика турбины.
2.6. Основные критерии надежности при прогреве паропроводов, блоков клапанов, цилиндров турбины.
3. Эксплуатационные параметры, характеристика режимов работы турбоустановки.
3.1. Номинальные и максимальные значения параметров турбоустановки.
3.2. Режимы работы турбины.
3.3. Отборы пара на регенерацию.
3.4. Работа турбины при отклонении основных параметров.
4. Защиты и автоматические регуляторы турбины.
4.1. Назначение и классификация защит.
4.2. Защиты, действующие на останов турбины
4.3. Перечень операций по останову турбины защитой.
4.4. Методика опробования защит.
4.5. Проверка защит на сигнал.
4.6. Локальные защиты турбоустановки.
4.7. Система регулирования, автоматические регуляторы.
5. Масляная система турбины.
5.1. Техническое описание маслосистемы.
5.2. Защиты, блокировки, технологическая сигнализация.
5.3. Подготовка и пуск маслосистемы уплотнения вала генератора, смазки и регулирования турбины.
5.4. Проверка АВР МНС и блокировки ВПУ.
5.5. Включение в работу главного маслонасоса.
5.6. Обслуживание системы маслоснабжения подшипников турбины.
5.7. Останов маслосистемы.
5.8. Действия персонала по предотвращению и ликвидации аварий.
6. Конденсационная установка.
6.1. Техническое описание.
6.2. Защиты, блокировки, технологическая сигнализация.
6.3. Подготовка конденсационной установки к пуску.
6.4. Включение конденсатных насосов, проверка АВР.
6.5. Набор вакуума.
6.6. Останов конденсационной установки.
6.7. Обслуживание конденсационной установки.
6.8. Аварийные ситуации и действия персонала.
6.9. Нарушения в работе конденсатных насосов.
7. Регенерация низкого давления.
7.1. Техническое описание регенеративной установки.
7.2. Подготовка и включение ПНД в работу.
7.3. Обслуживание системы регенерации во время работы.
7.4. Отключение ПНД.
7.5. Аварийные ситуации и действия персонала.
8. Деаэрационная установка.
8.1. Требования техники безопасности.
8.2. Назначение и техническое описание деаэраторов.
8.3. Автоматические регуляторы, защиты, блокировки, технологическая сигнализация.
8.4. Подготовка и включение деаэраторов ДПВ в работу.
8.5. Обслуживание деаэраторов во время работы.
8.6. Отключение деаэраторов питательной воды.
8.7. Неполадки в работе деаэраторов.
9. Питательные насосы ПЭ-500-180.
9.1. Описание и техническая характеристика ПЭН.
9.2. Масляная система.
9.3 Электродвигатель.
9.4. Защиты, блокировки, АВР, сигнализация, управление.
9.5. Подготовка и пуск ПЭН после ремонта.
9.6. Пуск ПЭН из горячего резерва.
9.7. Обслуживание ПЭН во время работы.
9.8. Технологические схемы ПЭН.
9.9. Останов питательного насоса.
9.10. Случаи аварийного останова насосного агрегата.
10. Регенерация высокого давления.
10.1. Назначение и техническое описание ПВД.
10.2. Блокировки, работа регуляторов уровня в ПВД.
10.3. Защитные устройства, технологическая сигнализации
10.4. Включение ПВД в работу.
10.5. Обслуживание ПВД во время работы.
10.6. Отключение ПВД.
10.7 Аварийные случаи при работе ПВД и действия персонала.
11. Теплофикационная установка.
11.1. Техническое описание теплофикационной установки.
11.2. Защиты, блокировки, автоматические регуляторы, сигнализация.
11.3. Включение системы циркуляции сетевой воды через ПСГ-1, 2.
11.4. Включение нижнего отопительного отбора (ПСГ-1).
11.5. Включение верхнего отопительного отбора (ПСГ-2).
11.6. Перевод турбины на режим работы по тепловому графику.
11.7. Перевод работы турбины из Т-режима в КТ-режим.
11.8. Обслуживание теплофикационной установки.
11.9. Отключение теплофикационной установки.
11.10. Аварийные ситуации и действия персонала.
12. Пуск турбиныТ-110/120-130.
12.1. Пусковые режимы турбоустановки.
12.2. Запреты пуска турбины.
12.3. Управление турбоустановкой в процессе пуска.
12.4. Проверка, настройка и обслуживание системы регулирования.
12.5. Подготовка турбины к пуску.
12.6. Пуск турбины из холодного состояния.
12.7. Расхаживание бойков АБ.
12.8. Включение генератора в сеть, набор нагрузки.
12.9. Пуск турбины из неостывшего и горячего состояния.
13. Останов турбоагрегата.
13.1. Плановый останов турбины.
13.2. Останов турбины с принудительным воздушным расхолаживанием.
14. Обслуживание турбины во время работы.
15. Противоаварийные указания.
15.1. Общие положения.
15.2. Аварийные отключения турбины.
15.3. Случаи останова турбины по указанию главного инженера.
15.4. Признаки аварийного положения на турбине и действия персонала.
15.5. Действия персонала при сбросе нагрузки.
15.6. Действия персонала при срабатывании защит.
15.7. Действия машиниста ТЩУ при ликвидации аварийного положения.
15.8 Действия персонала в случаях неконтролируемых защитами.
15.9. Действия персонала при понижении температуры наружного воздуха.
16. Порядок допуска к осмотру, испытаниям и ремонту оборудования.
16.1. Допуск к осмотру оборудования.
16.2. Допуск к испытанию оборудования.
16.3. Порядок допуска к проведению ремонтных работ на оборудовании.
17. Указания по технике безопасности и взрывопожаробезопасности.
Проверка знаний
После изучения текстового и графического материала, обучаемый может запустить программу самостоятельной проверки знаний. Программа представляет собой тест, проверяющий степень усвоения материала инструкции. В случае ошибочного ответа оператору выводится сообщение об ошибке и цитата из текста инструкции, содержащая правильный ответ. Общее количество вопросов по данному курсу составляет 350.
Экзамен
После прохождения учебного курса и самоконтроля знаний обучаемый сдает экзаменационный тест. В него входят 10 вопросов, выбранных случайным образом из числа вопросов, предусмотренных для самопроверки. Однако, никаких сообщений об ошибках до окончания тестирования не выводится. После окончания экзамена обучаемый получает протокол, содержащий заданные вопросы, выбранные тестируемым варианты ответов и комментарии к ошибочным ответам. Оценка за экзамен выставляется автоматически. Протокол тестирования сохраняется на жестком диске компьютера. Имеется возможность его печати на принтере.
Смотрите еще:
Паровая турбина — Т-110/120-130-4(5)
Toggle navigation energybase.ru- Зарегистрироваться
- Войти
- Связаться по WhatsApp
- Поставщики
- Каталог оборудования
- Каталог поставщиков
- Разделы каталога
- Список поставщиков
- Связаться по WhatsApp
- Нефть и газ
- Вертикально-интегрированные нефтегазовые компании
- Добыча и разведка
- Переработка
- Транспортировка
- Нефтепродукты
- Нефтехимия
- Электроэнергетика
- Генерация
- Распределение
- Сбыт
- Гарантирующие поставщики
- Генерация промышленных предприятий
- Карты
- Объекты
- Электростанции
- Тепловые электростанции
- Атомные электростанции
- Гидроэлектростанции
- Гидроаккумулирующие электростанции
- Газотурбинные электростанции
- Теплоэлектроцентрали
- Малые гидроэлектростанции
- Дизельные электростанции
- Геотермальные электростанции
- Котельные
- Газопоршневые электростанции
- Ветряные электростанции
- Солнечные электростанции
- Ветро-дизельные комплексы
- Волновые электростанции
- Приливная электростанция
- Биогазовые электростанции
- Водородные электростанции
- Карта всех электростанций
- Подстанции
- НПЗ / ГПЗ / LNG
- Нефтеперерабатывающие заводы
- Газоперерабатывающие заводы
- Нефтехимические предприятия
- Заводы по производству СПГ
- Электростанции
РД 34.25.102-87 Теплофикационный моноблок с турбиной Т-110/120-130 с барабанным котлом. Типовая пусковая схема
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЙ
МОНОБЛОК
С ТУРБИНОЙ Т-110/120-130
И БАРАБАННЫМ КОТЛОМ
Типовая пусковая схема
РД 34.25.102-87
СОЮЗТЕХЭНЕРГО
Москва 1988
РАЗРАБОТАНО ПО Союзтехэнерго, ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского, ВНИПИэнергопром, ПО ТМЗ, Орловская ТЭЦ
ИСПОЛНИТЕЛИ Е.Е. ГОВЕРДОВСКИЙ, В.В. ХОЛЩЕВ, Ю.Н. СМИРНОВ (ПО Союзтехэнерго), Б.И. ШМУКЛЕР, В.И. ГОМБОЛЕВСКИЙ, Е.Р. ПЛОТКИН, Ю.А. РАДИН, В.Н. ЧЕРНЯК (ВТИ), В.И. ДЛУГОСЕЛЬСЮЙ, Б.М. ДУХОВНАЯ (ВНИПИэнергопром), Л.С. ИОФФЕ, А.В. СЕМЕНОВ (ПО ТМЗ), И.А. ОБЕРДЕРФЕР (Орловская ТЭЦ)
УТВЕРЖДЕНО Минэнерго СССР 27.05.86 г.
Заместитель председателя НТС Минэнерго СССР Ф.В. САПОЖНИКОВ
Приведено описание пусковой схемы, обоснование принятых решений и расчеты элементов схемы в пусковых и аварийных режимах. Разработанная типовая схема предназначена для использования проектными, конструкторскими, наладочными и исследовательскими организациями, заводами-изготовителями оборудования и электростанциями при проектировании новых энергоблоков. Она также может быть использована при модернизации действующих энергоблоков.
1.1. Теплофикационный энергоблок мощностью 110 МВт состоит из турбины T-110/120-130 ПО ТМЗ и барабанного котла (ТГМЕ-464(454), ТГМЕ-428, ТПЕ-429, ТПЕ-430 ПО «Красный котельщик» либо БКЗ-500-140-1, БКЗ-500-13,8-2 ПО «Сибэнергомаш»).
1.2. В основу пусковой схемы положены типовые решения, применяемые для конденсационных энергоблоков с барабанными котлами мощностью 160 и 210 МВт. Ряд узлов пусковой схемы усовершенствован с учетом результатов испытаний, проведенных ПО «Союзтехэнерго», ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского и ПО ТМЗ на Орловской ТЭЦ.
1.3. С учетом ГОСТ 24278-85 разработанная пусковая схема допускает проведение в течение года не менее 20 пусков и остановов энергоблока.
1.4. Пусковая схема не предусматривает удержание энергоблока в работе при сбросе его нагрузки до холостого хода или нагрузки собственных нужд. При указанных сбросах нагрузки предусматривается останов энергоблока с последующим пуском из горячего состояния.
1.5. Пусковая схема разработана без учета резервирования внешних тепловых потребителей при разгрузке энергоблока.
1.6. Учитывая отмывки, происходящие при пусках на скользящих параметрах пара, специальные устройства и схемные решения для промывки проточной части турбины не предусматриваются.
1.7. Типовая пусковая схема согласована с изготовителями основного энергетического оборудования (ТМЗ, ТКЗ, ПО «Сибэнергомаш»), научно-исследовательскими институтами и электростанциями (Протокол НТС Минэнерго СССР от 27.06.86 г. № 36).
2. ПУСКОВАЯ С
Характеристика турбины Т-110/120-130-4 — Отчет по практике
Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Политехнический институт
институт
Тепловые электрические станции
кафедра
ОТЧЕТ О ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПАРКТИКЕ
Филиал «Красноярская ТЭЦ-2» АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» |
место прохождения практики
Характеристика турбины Т-110/120-130-4 |
тема
Руководитель от университета ________ В. В. Криворучко
подпись, дата инициалы, фамилия
Руководитель от предприятия ________ С.Н. Марченко
подпись, дата инициалы, фамилия
Студент ФЭ16-01Б 071620200 ________ А.А.Александров
номер группы, зачетной книжки подпись, дата инициалы, фамилия
Красноярск 2018
СОДЕРЖАНИЕ
- Введение3
- Характеристика Красноярского филиала ООО «Сибирская генерирующая компания ТЭЦ-23
- Характеристика турбины Т-110-130 7
- Конструкция турбины10
- Список использованных источников 13
Введение
Целью прохождения учебной практики является ознакомление с основным и вспомогательным оборудованием станции, а также получение представления о практической деятельности организации.
Характеристика Красноярского филиала АО «Сибирская генерирующая компания ТЭЦ-2»
- Краткое описание электростанции и её оборудования
Красноярская ТЭЦ-2 запущена в эксплуатацию 29 декабря 1979 года.
В настоящее время станция – источник теплоснабжения краевого центра. Станция обеспечивает подачу горячей воды для отопления и горячего водоснабжения в Свердловский, Центральный, Железнодорожный, Октябрьский районы и небольшую часть Советского района города Красноярска. Кроме того, ТЭЦ-2 обеспечивает паром такие промышленные предприятия, как ПАО «Химико-металлургический завод», ЗАО «Фирма Культбытстрой», ООО «Красноярский цемент», ООО «Комбинат Волна», ООО «Сибирский бетон», АО «Краскон», ООО «Полипак», ООО «ПолиПак-10».
Оборудование Красноярской ТЭЦ-2 включает 3 котлоагрегата БКЗ-420-140ПТ1 с паропроизводительностью 380 т/ч каждый, 3 котлоагрегата БКЗ-500-140 паропроизводительностью 500 т/ч, 2 котлоагрегата ПТВМ-180 с тепловой мощностью 135 Гкал/час каждый, 3 турбоагрегата Т-110/120-130-4 установленной мощностью 110 МВт каждый, 1 турбоагрегат ПТ-135/165-130/15 с установленной электрической мощностью 135 МВт, 3 конденсатора КГ-6200-Т и 1 конденсатор КГ-6000-Т, 6 деаэраторов ДСП-500-М производительностью 500 т/ч каждый, 3 генератора ТВФ-120-2-УЗ установленной мощностью 120 МВт, 1 генератор ТВВ-160-2ЕУЗ с установленной мощностью 160 МВт. Так же присутствуют 6 питательных насосов типа ПЭ-580-180, с напором 1850 м.в.ст. и 1 насос ПЭ-580-195 с напором 1950 м.в.ст., 12 подогревателей высокого давления типа ПВ-425-230-13, ПВ 800-230-21 и ПВ 760-230-14 с производительностью 550 и 760 т/ч.
Электростанция может работать как в теплофикационном режиме, так и в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии.
Промплощадка ТЭЦ-2 расположена в южной части Красноярска на правом берегу реки Енисей (расстояние от дымовых труб до жилой застройки оставляет 600 м).
Основное топливо – бурый уголь Бородинского месторождения. Растопочное топливо мазут марки М-100. Объем угольного склада 340 тыс.т.
1.2 Топливо – транспортное хозяйство.
Конвейера с шириной ленты 1400мм — 16 шт. (№ 1А, Б; 2А; 3А,Б; 4А, Б; 5/1, 5/2; ЛП- 1/6)
Теплофикационные паровые турбины Т-130/130-12,8 с промежуточным перегревом пара
Баринберг Г.Д., доктор техн. наук, начальник отдела расчетов СКБт ЗАО «Уральский турбинный завод»
Валамин А.Е., инженер, главный конструктор СКБт ЗАО «Уральский турбинный завод»
Одним из важнейших путей повышения эффективности теплофикационных паровых турбин является повышение параметров свежего пара, введение промежуточного перегрева пара и укрупнение единичной мощности [1]. В настоящее время на ТЭЦ России и ближнего зарубежья находятся в эксплуатации турбины типа Т-250/300-240 пяти модификаций номинальной мощностью 250МВт на параметры пара 23,5 МПа, 540/540°С производства ЗАО «УТЗ» [2, c.33] и турбины типа Т-180/210-130 двух модификаций номинальной мощностью 180 МВт на параметры пара 12,8 МПа, 540/540°С производства ЛМЗ [2,c.41]. Большинство теплофикационных турбин на параметры свежего пара 12,8 МПа, 555°С номинальной мощностью 60-120 МВт, которые находятся в эксплуатации и продолжают дальше выпускаться заводами, в первую очередь ЗАО «УТЗ», не имеют промежуточного перегрева пара. В связи с этим назрела необходимость в создании турбин с меньшей мощностью. Проблеме создания турбин номинальной мощностью 130МВт на параметры пара 12,8 МПа, 540/540°С и посвящена данная статья.
Необходимо отметить, что для создания этих турбин существует проверенное в длительной эксплуатации котельное оборудование, а именно: котел для работы на каменных углях типа Еп-270-140-545/545 (ПК-38) с параметрами пара на выходе из котла 13,8 МПа, 545°С и промперегревателя 3,1 МПа, 545°С. Производительность котла 270 т/ч. Последней модификацией является котел ПК-38-2М. Прямоточный паровой котел ПК-38-2М предназначен для работы в составе дубль-блока (два котла на одну турбину). Котел выполнен по П-образной компоновке поверхностей нагрева, опирается на собственный каркас и устанавливается в собственном здании.
За счет потерь в тракте подвода пара параметры ВД перед стопорным клапаном турбины составляют 12,8 МПа, 540°С с температурой пара после промперегрева 540°С.
Рассмотрены два варианта турбин: двухцилиндровая турбина типа Т-130/130-12,8-1 и трехцилиндровая турбина типа Т-130/130-12,8-2. Номинальный расход свежего пара на теплофикационном режиме составляет около 470 т/ч, а максимальный – около 485 т/ч.
Конструкция двухцилиндровой турбины помещена на рис.1. ЦВД одностенный, литой. Пар к цилиндру подводится от отдельно расположенного стопорного клапана к четырем регулирующим клапанам неразгруженного типа, установленным на корпусе цилиндра. Стопорный и регулирующий клапаны полностью унифицированы с аналогичными клапанами турбины Т-110/120-130-5М.
Рис.1. Турбина паровая Т-130/130-12,8-1.
В ЦВД размещены одновенечная регулирующая ступень со средним диаметром 1100 мм и 9 ступеней давления с диаметром корня рабочих лопаток 800 мм. Регулирующая ступень полностью унифицирована с регулирующей ступенью ЦВД турбины Т-250/300-240. Ступени давления 3-10 практически полностью унифицированы по геометрии облопачивания со ступенями 2-9 турбины Т-110/120-130-5М. Ступень давления №2 новая. Рабочие лопатки ступеней ЦВД снабжены высокоэкономичными осерадиальными бандажными уплотнениями [3]. ЦНД литоварной. Литая паровпускная часть практически полностью унифицирована с ЦСД-1 турбины Т-250/300-240.
Выхлопная часть и ступени ЧНД (ступени 26-27) полностью унифицированы с турбиной ПТ-90/125-130/10-2. Высота рабочих лопаток последней ступени составляет 660 мм.
В ЦНД размещены 17 ступеней. Ступени 11-19 имеют диаметр корня рабочих лопаток 1077 мм, диски ступеней откованы заодно с валом. Надбандажные уплотнения этих ступеней осерадиального типа. Рабочие лопатки по профилю аналогичны рабочим лопаткам ступеней 15-22 ЦСД-1 турбины Т-250. Ступени 19-25 по геометрии полностью унифицированы со ступенями 16-22 турбины Т-185/220-130-2. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-130/130-12,8-1 помещена на рис.2. Система регенерации состоит из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД. Основное ее достоинство состоит в том, что конденсат греющего пара П2 сливается в конденсатосборник ПСГ2, конденсат греющего пара П1 – в конденсатосборник ПСГ1 без наличия регуляторов уровня в указанных ПНД. Это техническое решение позволяет не устанавливать на трубопроводах подвода пара к П1 и П2 обратных клапанов. Благодаря наличию воронок на сливе конденсата греющего пара ПСГ1 и ПСГ2 в их конденсатосборники на трубопроводах подвода пара к ним также нет обратных клапанов [4]. Конденсатор имеет встроенный пучок для пропуска циркуляционной или подпиточной воды. Работа на встроенном пучке с пропуском сетевой воды из-за рабочих лопаток последней ступени не предусмотрена.
Рис. 2. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-130/130-12,8-1.
Турбина укомплектована двумя ПСГ-2300 поверхностью теплообмена 2300 м2 и расходом сетевой воды 4500 м3/ч и конденсатором типа К-6000 поверхностью теплообмена 6000 м2 и расходом охлаждающей воды 13500м3/ч.
Конструкция турбины Т-130/130-12,8-2 помещена на рис.3. Турбина трехцилиндровая. ЦВД унифицирован с ЦВД турбины Т-130/130-12,8-1. ЦСД по паровпускной части и ступеням 11-25 полностью унифицированы с турбиной Т-130/130-12,8-1. ЦНД полностью унифицирован с ЦНД турбины Т-110/120-130-5М. Высота рабочих лопаток последней ступени составляет 550 мм. Выполнение турбины в трех цилиндрах позволило сократить габариты второго цилиндра. В первом варианте осевое расстояние между опорами ЦНД составляет 7000 мм, а во втором варианте осевое расстояние между опорами ЦСД составляет 6510 мм. Принципиальная тепловая схема практически совпадает с тепловой схемой турбоустановки Т-130/130-12,8-1.
Рис. 3. Турбина паровая Т-130/130-12,8-2.
Турбина комплектуется с двумя ПСГ-2300 и конденсаторной группой К-12000 поверхностью теплообмена 12000 м2 и расходом охлаждающей воды 16000 м3/ч. Конденсаторная группа имеет встроенные пучки для пропуска циркуляционной, подпиточной или сетевой воды.
Экономическая эффективность новых турбин с промежуточным перегревом пара оценивалась по сравнению с серийно выпускаемой турбиной Т-110/120-130-5М и помещена в табл.1.
Таблица 1
| Тип турбины | Т-110/120-130-5М | Т-130/130-12,8-1 | Т-130/130-12,8-2 | |||
| Режим работы | теплоф. номин. | конден. | теплоф. номин. | конден. | теплоф. номин. | конден. |
| , МПа , °С , °С , т/ч | 12,8 555 — 470 | 12,8 555 — 437 | 12,8 540 540 466,7 | 12,8 540 540 388,3 | 12,8 540 540 467,6 | 12,8 540 540 386,8 |
| Конденсатор: -температура охлаждающей воды, °С -расход пара, т/ч -давление пара, кПа | 20 10,0 3,9 | 27 310,7 7,7 | 20 15,0 3,9 | 27 287,0 7,95 | 20 10,0 3,9 | 27 285,1 7,3 |
| Тепловая нагрузка, ГДж/ч | 733 | — | 808 | — | 823 | — |
| Электрическая мощность, МВт | 110 | 120 | 130 | 130 | 130 | 130 |
| , кг/(кВт∙ч) | 4,27 | 3,64 | 3,59 | 2,99 | 3,6 | 2,98 |
| , кДж/(кВт∙ч) | — | 9086 | — | 8674 | — | 8645 |
| Э, (кВт∙ч)/ГДж | 147,3 | — | 153,3 | — | 152,8 | — |
| *, % | 0 | 0 | 1,84/2,45 | 4,54 | 1,69/2,26 | 4,86 |
| * в числителе =325 г/(кВт∙ч), в знаменателе – для =380 г/(кВт∙ч). | ||||||
Экономическая эффективность на теплофикационных режимах рассчитана для двухступенчатого подогрева сетевой воды при давлении в верхнем отопительном отборе 0,098 МПа и температуре обратной сетевой воды 50°С, что близко для среднезимнего режима европейской части России.
Представленные в табл.1 данные по электрической мощности, тепловой нагрузке, удельному расходу тепла на конденсационных режимах, расходу пара в конденсатор на теплофикационных режимах получены в результате расчета тепловых балансов, в которых учтено влияние конструкции каждой турбины: КПД отсеков проточной части, утечки пара через концевые уплотнения и штоки клапанов, потери механические и в генераторе, потери давления в органах паровпуска ЦВД и промперегрева, а также влияние конденсатора. В расчете потери давления в тракте промперегрева приняты равными 9%, в органах паровпуска ЦВД 3,5%, промперегрева 3,0%, нагрев в питательном насосе 7°С.
В связи с этим полученные данные по эффективности введения промперегрева пара являются объективными.
Относительная экономия топлива на конденсационных режимах по сравнению с турбиной Т-110/120-130-5М рассчитывалась по формуле:
(1)
где — удельный расход тепла турбины Т-110/120-130-5М;
— удельный расход тепла соответствующей турбины с промежуточным перегревом пара.
Относительная экономия топлива на теплофикационном режиме рассчитывалась по формуле [1]:
(2)
где — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении соответствующей турбины с промежуточным перегревом пара; — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении турбины Т-110/120-130-5М; — удельный расход топлива замещающей КЭС; — удельный расход топлива теплофикационной турбины при работе по тепловому графику; — часовой расход топлива турбины Т-110/120-130-5М.
Величина рассчитывалась по формуле [1]:
(3)
где z – номер отсека, предшествующего отбору пара на ПСГ1; , — расход пара и использованный теплоперепад соответствующего отсека ступеней; — потери механические и в генераторе; — расход пара на ПСГ2; — теплосодержание пара в камере отбора на ПСГ2 и конденсата пара ПСГ2; — расход пара, предшествующего отбору на ПСГ1; — теплосодержание пара в камере отбора на ПСГ1 и конденсата пара ПСГ1.
При исследовании рассмотрены в качестве замещающей турбина К-300-240 при работе котла на газе, для которой по данным [5] =325г/(кВт∙ч), и турбина Т-110/120-130-5М при работе на конденсационном режиме, для которой =380 г/(кВт∙ч).
Величина =160 г/кВт∙ч принята по данным [6] для турбин с параметрами свежего пара 12,8 МПа, 555°С при работе по тепловому графику.
Величина принята равной 39700кг у.т./ч.
Как видно из табл.1, на теплофикационном режиме двухцилиндровая турбина более экономична трехцилиндровой и несколько уступает трехцилиндровой турбине на конденсационном режиме. Однако, учитывая, что турбина большую часть года работает на теплофикационных режимах, а также то, что трехцилиндровая турбина дороже двухцилиндровой и занимает большие габариты в машзале, следует отдать предпочтение двухцилиндровой турбине.
Выводы
1. Рассмотрены конструктивные особенности и принципиальные тепловые схемы теплофикационных турбин номинальной мощностью 130 МВт на параметры пара 12,8 МПа, 540/540°С. Отмечена возможность создания их на базе отработанных узлов и облопачивания серийно выпускаемых турбин.
2. Показано, что введение промежуточного перегрева пара для двухцилиндровой турбины позволяет получить экономию топлива на теплофикационном режиме в диапазоне 1,84-2,45% и на конденсационном режиме 4,54% и для трехцилиндровой турбины в диапазоне 1,69-2,26% и 4,86% соответственно. Величина эффективности является объективной, так как учитывает реальную конструкцию сопоставляемых турбин. Обоснована целесообразность применения двухцилиндровой турбины.
Список литературы
1. Баринберг Г.Д, Влияние параметров свежего пара, промежуточного перегрева и единичной мощности на экономичность теплофикационной турбины /Г.Д. Баринберг, Е.И. Бененсон //Опыт создания турбин и дизелей: Сборник научных статей. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1969, с.97-102.
2. Г.Д. Баринберг. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода./ Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродов, А.А. Гольдберг, Л.С. Иоффе, В.В. Кортенко, В.Б. Новоселов, Ю.А. Сахнин. Екатеринбург: «Априо», 2007, 460 с.
3. Баринберг Г.Д. Осерадиальные бандажные уплотнения и их эффективность./ Г.Д. Баринберг, Сборник ЦНИИТЭИТЯЖМАШ. М, 1988. Вып. 1, с.40…43.
4. А.С. 128875 СССР Устройство для предотвращения резкого вскипания конденсата в теплообменнике./ А.В. Рабинович, Д.П. Бузин (СССР)// БИ. 1960. №11, с.19.
5. Прогрессивные технико-экономические показатели тепловых конденсационных электростанций (КЭС), теплоцентралей (ТЭЦ) и котельных для оценки технического уровня и качества проектной документации. Минэнерго СССР, М. 1990г.
6. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. Изд-во «Энергия», М. 1976, с.14.
Энергетические характеристики турбоагрегата Т-110/120-130-5 ст.№14 Новосибирской ТЭЦ-3
ЗАО «СибКОТЭС»
Инженерная фирма по энергоаудиту, проектированию, наладке, испытаниям
тепломеханического оборудования и систем автоматизации электростанций и
промышленных предприятий
УТВЕРЖДАЮ
Технический директор
ЗАО «СибКОТЭС»
_________ Ю. В. Елисеев
«____» ________2006г.
Инв. №__________
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
турбоагрегата Т-110/120-130-5 ст.№14 Новосибирской ТЭЦ-3
Шифр работы: 77ТМ-04
Начальник ОНИТО ЗАО «СибКОТЭС» Ю. В. Рукосуев
Начальник ПСТИ ОАО «Сибтехэнего» А. С. Должиков
Ответственный исполнитель Г. И. Бутовская
Новосибирск 2006
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Белоусов В. Г. главный специалист ОНИТО ЗАО «СибКОТЭС» (консультативное участие в части проведения испытаний и обработки результатов испытаний).
Бутовская Г. И. ведущий инженер ЗАО «СибКОТЭС» (подготовительные работы, экспериментальная часть, обработка результатов испытаний, составление отчета).
Елистратов А. А. инженер ЗАО «СибКОТЭС» (оформление отчета)
Кузьмин А. Г. инженер ЗАО «СибКОТЭС» (экспериментальная часть, обработка результатов испытаний, оформление отчета).
РЕФЕРАТ
Отчет 85 с., 29 рис., 6 источников
ТУРБОАГРЕГАТ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ЭКОНОМИЧНОСТЬ, НОРМИРОВАНИЕ
В отчете приведены основные и промежуточные показатели энергетических характеристик, используемых при анализе и нормировании технико-экономических показателей работы турбоагрегата Т-110/120-130-5.
В состав энергетических характеристик включены также поправки к отдельным показателям на изменение условий эксплуатации турбоагрегата от принятых при составлении энергетических характеристик.
Энергетические характеристики разработаны на основе результатов тепловых испытаний турбоагрегата, проведенных ОНИТО ЗАО «СибКОТЭС».
СОДЕРЖАНИЕ
cтр.
3.1 Краткая техническая характеристика турбоустановки ……. …………. 5
3.2 Условия построения энергетических характеристик …………..………. 8
3.3 Основные положения разработки энергетических характеристик ……. 9
Список использованных источников……………………………….………… 11
Список рисунков и таблиц ……………………………….…………………… 12
3 Энергетические характеристики турбоагрегата Т-110/120-130-5
3.1 Краткая характеристика турбоагрегата
Теплофикационная паровая турбина с двумя отопительными отборами пара типа Т-110/120-130-5 изготовлена АО «Турбомоторный завод» и предназначена для непосредственного привода электрического генератора переменного тока типа ТВФ-110-2ЕУЗ и отпуска тепла для нужд отопления и горячего водоснабжения.
Ниже приведены номинальные значения основных параметров турбины:
Мощность, МВт
номинальная 110
максимальная 120
Максимальная мощность на конденсационном режиме, МВт 120
Расход пара на турбину, т/ч
номинальный 480
максимальный 485
на конденсационном режиме при номинальной мощности 398
на конденсационном режиме при максимальной мощности 437
Начальные параметры пара:
давление, кгс/см2 130
температура, 0С 555
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
номинальная 175
максимальная (при использовании тепла пара,
поступающего в конденсаторы для подогрева
подпиточной воды) 184
Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат.
ЦВД – однопоточный, имеет двухвенечную регулирующую ступень и восемь ступеней давления. Паровпуск ЦВД находится со стороны среднего подшипника. Соответственно этому лопаточный аппарат ЦВД выполнен левого вращения.
ЦСД также однопоточный, имеет 14 ступеней давления.
Тепловая схема турбоустановки Т-110/120-130-4, основные элементы и их назначение в составе установки. Система регулирования уровня в конденсаторе
Комплексное квалификационное задание № 15
1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТУРБОУСТАНОВКИ Т-110/120-130-4, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ В СОСТАВЕ УСТАНОВКИ
Паропровод свежего пара
Свежий пар поступает от котла и машинный зал по одной нитке паропровода. Для прогрева главного паропровода врезана линия продувки. Продувка в схемах с поперечной связью производится в станционный расширитель дренажей. Если же турбина работает по блочной схеме, то продувка направляется в конденсатор.
Главная паровая задвижка (ГПЗ) обеспечивает отключение турбины от паровой магистрали, особенно во время ремонтов и длительных остановок агрегата, выполняет функции дополнительной зашиты в аварийных ситуациях, когда не произошло надежного закрытия стопорного и регулирующих клапанов.
Турбина
Турбина имеет начальные параметры пара 12.75 МПа и 555 0С, имеет частоту вращения ротора 50 Гц, при номинальной тепловой производительности 214 МВт, развивает мощность 110 МВт, и рассчитана на номинальный расход пара 480 т/час.
Турбина состоит из цилиндра высокого давления ЦВД, цилиндра среднего давления ЦСД и цилиндра низкого давления ЦНД.
ЦВД содержит двух венечную регулирующую ступень, и восемь нерегулируемых ступеней;
ЦСД содержащий 14 ступеней, после 12 ступени производится верхний, а после 14 нижний теплофикационный отбор;
ЦНД, двух поточной конструкции. На входе каждого потока установлена поворотная диафрагма, с одним ярусом окон, реализующая дроссельное парораспределение в ЦНД. В каждом потоке имеется по две ступени.
Конденсационная установка
Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухо-удаляющие устройства (на схеме не показаны); конденсатные насосы, трубопроводы с необходимой арматурой. Установка обеспечивает конденсацию поступающего в нее пара, создание разрежения в выхлопных патрубках турбины и сохранение конденсата в цикле турбоустановки, а на ряде режимов — полное или частичное использование теплоты пара, поступающего в конденсаторы.
Конденсаторная группа
Конденсаторная группа состоит из двух конденсаторов, их поверхность охлаждения образуется трубами, концы которых завальцованы в трубные доски.
Конденсат из корпусов конденсаторов стекает в два сборника конденсата. Оба сборника соединены между собой трубопроводом, по трубопроводу проводится откачка конденсата насосами.
Паровые пространства конденсаторов соединяются перемычкой.
Охлаждающая вода подается и отводится из трубной системы каждого пучка конденсаторов отдельно. Это позволяет попарно отключать половины конденсаторов для чистки без останова турбины. Охлаждающая вода проходит по трубам поверхности охлаждения в два хода, соответственно корпуса конденсаторов имеют с одной стороны по две камеры подвода и отвода, а с другой — поворотные камеры.
Для пропуска через встроенные пучки, кроме циркуляционной воды, также подпиточной или сетевой воды в конкретной схеме турбоустановки выполняются необходимые трубопроводы и арматура, позволяющие осуществить один из принятых вариантов охлаждения.
Конденсатные насосы
Для откачки основного конденсата из сборников конденсата конденсаторов установлены два конденсатных насоса. Один из них является резервным, однако при расходах конденсата, близких к максимальному, могут работать два насоса одновременно. На напорных линиях за конденсатными насосами установлены обратные клапаны, позволяющие держать резервный насос приготовленным к работе с открытой арматурой на всасе и напоре.
Пароприемные устройства конденсаторов предназначены для приема пара от котлов в блочных установках в период их пуска, останова или аварийных сбросов нагрузки турбиной.
Регенеративная установка
Регенеративная установка включает в себя, четыре подогревателя низкого давления (ПНД), деаэратор, три подогревателя высокого давления (ПВД), сливные насосы и трубопроводы с необходимой арматурой.
Основной конденсат нагревается последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.
ПНД
Греющий пар для ПНД, деаэратора и ПВД отбирается из турбины. На всех линиях подачи пара к ПНД установлены обратные клапаны с принудительным закрытием. Конденсат греющего пара из ПНД № 1, 2 и 3 в зависимости от режима работы может либо сливаться в расширитель конденсатора, либо откачиваться сливными насосами в линию основного конденсата. Слив в расширитель производится при пусках, а для ПНД № 1 и на режимах с отборами пара, когда расход конденсата невелик, он является также резервным на случай останова сливных насосов для ремонта. На сливных линиях установлены отключающие задвижки.
Сливной насос ПНД № 1 включается только при работе турбины на конденсационном режиме. При включении отопительных отборов насос должен быть отключен.
Из ПНД № 4 конденсат греющего пара через регулирующий клапан сливается каскадом в ПНД № 3.