Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки типа Т-100-130 (стр. 3 из 9)
Цилиндр низкого давлениясостоит из 3-х частей: средней и присоединенных к ней с обеих сторон вертикальными фланцами двух выхлопных частей. Средняя часть изготавливается сварной из листового проката. Пар после ЦСД подводится к верхней половине цилиндра двумя трубами с внутренними диаметрами по 1500 мм. С правой стороны в нижней половине предусмотрен фланец для крепления сервомотора и рычагов передачи к регулирующим диафрагмамотопительного отбора. Выхлопные части обоих потоков одинаковые по конструкции, изготовлены в основном сварными из листового проката, кроме нескольких деталей отлитых из углеродистой стали. Для предохранения от чрезмерного нагрева масла и порчи его, в коробках подшипников обеих выхлопных частей предусмотрены экраны. Масло, сливаемое из подшипников не соприкасается с относительно горячей поверхностью коробки подшипников, т.е. не должно попадать в пространство между экраном и стенкой коробки подшипников.
1.1.3 Диафрагмы
Диафрагмы в цилиндре высокого давления и в паровпускной части цилиндра среднего давления до 16 ступени, выполнены сварными, а в зоне умеренных и низких температур 17 ступени – литыми чугунными с залитыми лопатками из нержавеющей стали. Диафрагмы со 2-ой по 11-ую ступени устанавливаются в выточки, расположенные непосредственно в корпусах цилиндров, диафрагмы с 12-ой по 27-ую ступени установлены в стальныхлитых обоймах. Все диафрагмы подвешены у разъема на лапках. Нижние половины диафрагм фиксируются относительно цилиндра или обойм в поперечном направлении приварными шпонками, а в 25-ой и 27-ой ступенях – цилиндрическими штифтами. Центруются только нижние половины диафрагм. Верхние половины при закрытия цилиндра или обойм фиксируются относительно нижних половин у сварных диафрагм- вертикальными шпонками, а у литых – лапками, которые одновременно служат для подвески диафрагм. Чугунные диафрагмы в аксиальном направлении фиксируются штифтами на ободе.
1.1.3Регулирующие диафрагмы
Ступени №24 и №26 отопительного отбора управляют перепуском пара в последующие ступени части низкого давления и представляют собой комбинацию неподвижныхчугунных диафрагм с поворотными дроссельными кольцами, изготовленными из стали. При монтаже должна быть обеспечена одновременность открытия или закрытия обоих поворотных колец. Привод регулируемыхповоротных колец, прикрывающих или открывающих сопла, осуществляется при помощи масляного поршневого сервомотора, соединенного системой рычагов с поворотными кольцами.
1.1.4Концевые уплотнения
Концевые уплотнения турбины - паровые лабиринтного типа, приняты в виде стальных колец из сегментов с закрепленными в них гребешками, образующие лабиринт вместе с канавками на роторе. В переднем и заднем уплотнениях ЦВД и переднем ЦСД сегменты уплотнений установлены на плоских пружинахв стальных обоймах; обоймы подвешены у разъема на лапках и зафиксированы в поперечном направлении приваренными шпонками в нижней половине цилиндра. В заднем уплотнении ЦСД аналогичные сегменты установленыв сварно-литом корпусе заднего уплотнения, которые на болтах крепитсяк выхлопной части среднего давления. В концевых уплотненияхЦНДсегменты уплотненийустанавливаютсятакжена плоских пружинах в сварных обоймах. Обоймы в свою очередь устанавливаются нарадиальных штифтахи крепятся аксиально к выхлопному патрубку. Сегменты уплотнений подвешиваются у разъема на лапках-винтах.
Подвод пара в концевые уплотнения ЦНД и отсос паровоздушной смеси осуществляется через трубы, приваренные к литым корпусамуплотнений и пропущенныев пространстве между коробками подшипников и стенками выхлопных частей. Подача пара в последние отсеки производится из коллектора при давлении несколько выше 1 ата. На каждой линии имеется свой вентиль, позволяющий при необходимости, производить настройку сопротивлений этих линийдля получения одинаковых давлений. Коллектор питаетсяпаром из деаэратора 6 ата. Давление пара в коллекторе поддерживается автоматическина заданном уровне с помощью регуляторалабиринтного пара.
Из крайних отсеков переднего и заднего уплотненийЦВД, ЦСД и ЦНД, а такжеиз верхних отсеков уплотнений штоков стопорного и регулирующих клапанов пар отсасывается специальным эжектором, создающим в них небольшое разрежение. Благодаряэтому исключаетсяпарение уплотнений. Вестовые трубы отсутствуют. В схеме предусмотрен отсос пара из третьих камер концевых уплотнений в сальниковый подогреватель, в котором поддерживается разряжение.
При переходе турбины на режим с использованием встроенного пучка в конденсаторе пар из уплотнений должен срабатываться в конденсатор через пароохладитель. Для этого необходимо сначала подать конденсат в форсунку пароохладителя и только вслед за этим открыть задвижку Dу=400 ммс электроприводом на линии подачи пара в конденсатор.
Для уменьшения величины относительного укорочения ротора ВД при сбросе нагрузки, разгружении турбины, остановки и пусках из горячего состояния предусмотрен подвод горячего пара в передние уплотненияЦВД. Первая (основная) линия обеспечивает при работе турбины постоянный подвод горячего пара от штоков регулирующих клапанов к участку трубопровода между коллектором уплотнений и перед ним уплотнением ЦВД. Тем самым увеличивается удлинение ротора и предотвращается опасное укорочение ротора при сбросе нагрузки. При пускахтурбины из горячего состояния, когдав паровых коробках давление пара низкое и пар от штоков клапанов не поступает, дляуменьшения относительного укорочения ротора открытием электровентеля обеспечиваетсяподвод свежего дросселированного парав переднее уплотнение через коллектор отсоса пара от штоков клапановна деаэратор. Такой подвод исключает также охлаждениепаровыхи примыкающих к ним участков цилиндра относительно холодным паром от деаэратора, подаваемым к штокам клапанов при пусках турбины.
Позаданной температуре окружающей среды
, по температурному графику сетевой воды (рисунок Д.1) и диаграмме режимовТ-100-130, определяем:- отопительная нагрузка ТЭЦ:
;- температура сетевой воды в подающей магистрали (ПС):
;- температура воды после нижнего сетевого подогревателя (ПСГ1):
;- температура воды после верхнего сетевого подогревателя (ПСГ2):
;-температура обратной сетевой воды (ОС):
.По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара в состоянии насыщения, используя температуры, находим:
- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали:
;- энтальпия воды после ПСГ2:
;- энтальпия воды после ПСГ1:
;- энтальпия сетевой воды вобратной магистрали
.Исходные данные, необходимые для расчёта тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки Т-100/110-130, сведены в таблицу 2.
Таблица №2-Исходные данные для расчёта турбоагрегата Т-100/110-130
| Исходные данные | Обозначение | Значение |
| 1 | 2 | 3 |
| Начальное давление пара, МПа | P0 | 12,75 |
| Начальная температура пара, оС | t0 | 565 |
| Расход пара на турбину, кг/с | D0 | 128 |
| Давление пара, поступающего в конденсатор, МПа | Pk | 0,0054 |
| Число регенеративных отборов, шт. | z | 7 |
| Давление пара в деаэраторе питательной воды, МПа | PДПВ | 0,588 |
| Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, оС | tпв | 232 |
| Температура наружного воздуха, оС | tнар | – 5 |
| Процент утечки пара и конденсата, % | αут | 1,5 |
| Коэффициент теплофикации | αТ | 0,8 |
| Расход пара из деаэратора на концевые уплотнения и эжектор, кг/с | DЭ.У. | 1,8 |
| КПД парогенератора | ηПГ | 0,92 |
| КПД подогревателей | ηПО | 0,98 |
| КПД питательного насоса | ηПН | 0,8 |
| Внутренние относительные КПД турбины | ||
| часть высокого давления | η0iЧВД | 0,8 |
| часть среднего давления | η0iЧСД | 0,85 |
| часть низкого давления | η0iЧНД | 0,5 |
| Параметры свежего пара у парогенератора | ||
| давление, МПа | PПГ | 13,8 |
| температура, оС | tПГ | 570 |
| энтальпия, кДж/кг | hПГ | 3520 |
| КПД элементов тепловой схемы | ||
| КПД расширителя непрерывной продувки | ηР | 0,98 |
| КПД нижнего сетевого подогревателя (ПСГ1) | ηПСГ1 | 0,98 |
| КПД верхнего сетевого подогревателя (ПСГ2) | ηПСГ2 | 0,98 |
| КПД деаэратора питательной воды | ηДПВ | 0,995 |
| КПД охладителя продувки | ηОП | 0,995 |
| КПД смесителей | ηСМ | 0,995 |
| КПД подогревателя уплотнений | ηПУ | 0,995 |
| КПД эжектора уплотнений | ηЭУ | 0,995 |
| КПД генератора – механический | ηМ | 0,98 |
| КПД генератора – электрический | ηЭ | 0,998 |
| КПД трубопроводов | ηТ | 0,92 |
2.1 Определение давления пара в отборах турбины
Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях: