Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки типа Т-100-130

Аннотация
 
Рис.20, табл. 35, стр. 146, плакатов 5, библиогр. 11.
Ввыпускной квалификационной работе проведён поверочный расчёт тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины.
Т– 100 – 130, работающей на расчётном режиме при наружной температуре воздуха />, а также при температуре /> и на номинальном режимепри />. Расчёт на номинальномрежиме выполнен по двум методам: при принятом значении DО и NЭ; расчёт надвух других режимах выполнен по NЭ.
Врезультате расчёта определены:
— расход пара в отборах турбины;
— расход греющего пара в сетевые подогреватели, в регенеративные подогревателивысокого и низкого давления, а также в деаэратор 6 ата;
— расход конденсата в охладителях эжекторов, уплотнений, смесителях;
— электрическая мощность турбоагрегата (расчёт по принятому DО);
— расход пара на турбоустановку (расчёт по принятой NЭ);
— энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:
1) тепловая нагрузка парогенераторной установки;
2)коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии;
3)коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству иотпуску теплоты на отопление;
4)удельный расход условного топлива на производство электроэнергии;
5)удельный расход условного топлива на производствои отпуск тепловой энергии.
Проведёнповерочный расчёт конденсационной установки КГ2-6200-2.

Задание
/>
Рис. 1 – Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбоустановкой Т-100-130

Введение
Современные паровые и газовые турбины являютсяосновным двигателем тепловых и атомных электростанций, значение которых дляэнергетики определяется все возрастающими потребностями страны вэлектроэнергии. Паровые турбины позволяют осуществлять совместную выработкуэлектрической энергии и теплоты, что повышает степень полезного использованиятеплоты органического и ядерного топлива. Газотурбинные и парогазовые установкиобеспечивают высокую маневренность электростанций для покрытия пиковой частисуточного графика электрической нагрузки в энергосистеме и высокий КПД (ПГУ).
Таким образом, паровая турбина является основным типомдвигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной.Паровая турбина получила также широкое распространение в качестве двигателя длякораблей военного игражданского флота. Паровые турбины используются,кроме того, для привода различных машин — насосов и др.
Паровая турбина, обладая большой быстроходностью,отличается сравнительно малымиразмерами и массой и может быть построенана очень большую мощность (миллион киловатт и более), вместе с тем пароваятурбина достигает высокой экономичности и имеет высокий К.П.Д.
Современные паротурбинные ТЭЦ различают по следующимпризнакам:
1) по назначению (видам покрываемых нагрузок) — районные (коммунальные,промышленно-коммунальные), снабжающие теплом и электроэнергией потребителей всего района, и промышленные (заводские);
2) по начальным параметрам пара перед турбиной — низкого (до 4 МПа), среднего (4—6 МПа), высокого (9—13 МПа) и сверхкритического (24 МПа) давления.
Основными типами турбин на паротурбинных ТЭЦ являются:
· теплофикационные (тип Т), выполняемые с конденсатором и регулируемыми отборами пара дли покрытия жилищно-коммунальных нагрузок;
· промышленно-теплофикационные (тип ПТ), выполняемые с конденсатором и регулируемымиотборами пара для покрытия промышленных и жилищно-коммунальных нагрузок;
· противодавленческие (тип Р), не имеющие конденсатора; весь отработавший пар после турбины направляется потребителям тепла.
Турбины типа Т и ПТ являются универсальными, так какза счет перепуска части или всего количества пара в конденсатор могутвырабатывать электрическую энергию независимо от тепловой нагрузки отборов.Турбины типа Р вырабатывают электроэнергию только комбинированным методом,поэтому они используются для покрытия постоянных тепловых нагрузок, какправило, технологических нагрузок промышленных предприятий.
Для организации рационального энергоснабжения страны особенно большоезначение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным технологическимспособом производства электрической и тепловой энергии и одним из основныхпутей снижения расхода топлива на выработку указанных видов энергии. Вкомбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от такназываемого раздельного метода энергоснабжения, при котором электрическаяэнергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), атепловая – в котельных.
Ориентация российской энергетики на комбинированноепроизводство электрической энергии и теплоты на крупных ТЭС была предусмотренаеще в государственном плане электрификации России – плане ГОЭЛРО. Эта идея,полностью оправдавшая себя опытом развития советской теплофикации, широкореализуется в городах и промышленных районах нашей страны.
Отечественная теплофикация базируется на районных ТЭЦ общего пользованияи на промышленных ТЭЦ в составе предприятий, от которых теплота отпускается какпромышленным предприятиям, так и расположенным поблизости городам и населеннымпунктам. Для удовлетворения отопительно-вентиляционной и бытовой нагрузок жилыхи общественных зданий, а также промышленных предприятий используется главным образомгорячая вода. Применение горячей воды в качестве теплоносителя позволяетиспользовать для теплоснабжения теплоту отработавшего пара низкого давления,что повышает эффективность теплофикации благодаря увеличению удельной выработкиэлектрической энергии на базе теплового потребления.

1.Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130
Принципиальнаятепловая схема турбоустановки – это структурная схема оборудования пароводяноготракта, характеризующая процессы преобразования и использования теплоты.Принципиальные схемы турбоустановок включают структурную схему турбины, схемыконденсационного устройства (в части тракта рабочего тела), регенеративногоподогрева воды, включения теплофикационной установки и некоторые другие.
Трубопроводына принципиальной схеме указывают одной линией независимо от числа параллельныхпотоков; параллельно включённое однотипное оборудование также изображают толькоодин раз; при этом полностью отражают последовательно включённые элементы.Арматуру, входящую в состав трубопроводов или установленную на самих агрегатах,на таких схемах не указывают, за исключением важнейшей.
Принципиальнаятепловая схема станции с турбиной Т-100-130 приведена в приложении А. Турбинаимеет семь отборов, из которых два последних – теплофикационные. Системарегенеративного подогрева состоит из трёх ПВД, деаэратора (присоединенного ктретьему отбору турбины по предвключённой схеме) и четырёх ПНД. Кроме того, каки обычно, в системе имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений ПУ1 иПУ2 и паре ПЭ. Все ПВД имеют встроенные ОП и ОД. Подогреватель низкого давленияП3 имеет вынесенный ОД.
Подогревсетевой воды проводится в ПСГ1 и НСГ2. В зимнее время для подогрева воды можноиспользовать также встроенный в конденсатор выделенный пучок. При такой схемеподача циркуляционной воды в конденсатор прекращается и давление в нёмнесколько возрастает. Однако теплота отработавшего пара при этом полностьюиспользуется. В холодное время года, когда количество теплоты, отдаваемой паромтеплофикационных отборов при максимальных расходах 2 последних отборовнедостаточно, включается пиковый водогрейный котёл. В летний период сетеваявода подогревается лишь паром второго теплофикационного отбора.
Вэнергоблок Т-100/110-130 входит четыре подогревателя низкого давления: ПНД-1,ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4. Также в схему входят сальниковый подогреватель ивакуумный охладитель уплотнений.
Конденсаттурбины Т-100/110-130 из конденсатора проходит последовательно через охладителиэжекторов, ПС-50 (ПС-100), охладитель пара отсасываемого из концевых уплотненийтурбины, ПНД № 1,2,3,4 и поступает в деаэратор 6 ата.
Пар со штоков уплотнений в количестве Dшт = 0,003D0идет в деаэратор 0,6 МПа. Из крайних камер уплотнений сухой насыщенный паротсасывается в (СХ), конденсат которого направляется в бак нижних точек (БНТ).Из СХ конденсат идет в атмосферный деаэратор и насосом вместе с добавочнойводой направляется в конденсатор. Пар со средних камер уплотнений направляетсяподогреватель сальниковый (ПС). Конденсат из ПС и ПЭ направляется вконденсатор.
Длянормальной работы основных эжекторов ПС-50 и БО-90 предусмотрена рециркуляцияконденсата.
Системарегенерации высокого давления предназначена для регенеративного подогревапитательной воды за счёт охлаждения и конденсации пара из отборов турбины и темсамым повышения экономичности станции в целом.
Подогревателивысокого давления по принципу работы относятся к поверхностным. Питательнаявода прокачивается по трубной системе, а греющий пар омывает трубки (спирали) иконденсируется на их поверхности. Температура плёнки конденсата на трубкахнезависимо от состояния пара (перегретый или насыщенный) приблизительно равнатемпературе насыщения пара при соответствующем давлении в паровом пространствеподогревателя. При передаче тепла от пара к воде в поверхностных подогревателяхтемпература подогреваемой воды всегда ниже температуры насыщения паравследствие термического сопротивления стенки трубки и загрязнений на внутреннейи наружной её поверхности. Величина недогрева, т.е. разность температурынасыщения греющего пара и температуры воды на выходе из подогревателя обычно2-6 0С. Недогрев воды в подогревателях определяет эффективность их работы.
Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор воды из реки. Водапоступившая из реки подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) дотемпературы 35 0С, затем пройдя химическую очистку поступает в деаэратор 0,12МПа. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды, используетсятеплота пара из пятого отбора. Пар из этого отбора поступает в (ПСВ), а так жев деаэратор 0,12 МПа, конденсат из ПСВ поступает в СМ1.
В схеме предусмотрены расширитель продувочной воды из котла. Врасширитель поступает пароводяная смесь, которая разделяется в нем наотносительно чистый пар, отводимый в деаэратор Д-6 ата, и воду (сепарат иликонцентрат), с которой выводится примеси (соли и т.п.), удаляемые изпарогенератора с продувочной водой. После расширителя первой ступени, парпоступает в деаэратор 0,6 МПа, а вода из первой ступени поступает во вторую.Выпар второй ступени поступает в деаэратор 0,12МПа, а вода поступает в линиюсетевой воды, перед ПСГ1.
Внижней части каждого конденсатора турбины размещена дополнительная поверхностьохлаждения (около 18% основной поверхности), названная встроеннымтеплофикационным пучком, использующим тепло отработавшего пара для подогревасетевой или подпиточной воды. Встроенные пучки имеют независимые водяныекамеры, через которые можно пропускать сетевую или циркуляционную воду взависимости от тепловой нагрузки турбины. При работе турбины в теплофикационномрежиме и закрытой регулирующей диафрагме, когда пропуск пара в конденсаторминимальный, конденсация пара осуществляется только за счёт поверхностивстроенных пучков и подача циркуляционной воды в конденсаторы может бытьчастично или полностью прекращена, что уменьшает расход энергии на собственныенужды.
Такимобразом, в отопительный период подогрев сетевой воды может осуществляться потрёхступенчатой схеме. Использование тепла отработавшего пара турбины дляподогрева сетевой воды при теплофикационном режиме даёт возможность повыситьэкономичность теплофикационной установки.
1.1Описание турбины Т-100-130
Трёхцилиндроваяпаровая теплофикационная турбина типа Т-100/110-130 с частотой вращения ротора3000 об/мин и двумя отопительными отборами, рассчитана на начальные параметрыпара p0=127,4 бар (130 ата) и t0=565oCпри давлении в конденсаторе pk=0,0343 бар (0,035 ата) и температуре охлаждающей воды/>.
Номинальнаяэлектрическая мощность – 100 МВт, максимальная – 110 МВт, Номинальная тепловая нагрузка – 670 ГДж/ч.
Расходсвежего пара на турбину при номинальной нагрузке и номинальном отопительномотборе составляет 460 т/ч (128 кг/с). Расход пара при конденсационном режиме360 т/ч.
Турбинапредставляет собой трех цилиндровый одновальный агрегат, состоящий из цилиндроввысокого, среднего и низкого давления. Цилиндр высокого давления выполненпротивоточным относительно цилиндра среднего давления, т.е. ход пара в цилиндревысокого давления осуществлен от среднего подшипника к переднему, а в цилиндресреднего давления осуществлен от среднего к подшипника к генератору. Цилиндрнизкого давления – двухпоточный.
Вцилиндре высокого давления (ЦВД) размещается двухвенечная ступень скорости ивосемь ступеней давления, в цилиндре среднего давления (ЦСД) – 14 ступенейдавления. В цилиндре низкого давления (ЦНД) в каждом потоке размещается поодной регулирующей ступени давления.
Фикспункттурбины расположен на боковых фундаментных рамах выхлопной части ЦНД со сторонырегулятора. Турбина расширяется от фикспункта, как в сторону переднегоподшипника, перемещая при этом корпуса переднего и среднего подшипников ивыхлопную часть ЦНД со стороны регулятора по их фундаментным рамам, так и всторону генератора, перемещая выхлопную часть ЦНД со стороны генератора по еефундаментной раме.
Втурбоустановке можно осуществлять одноступенчатый или двухступенчатый подогревсетевой воды. Для этого предусмотрена возможность отбирать пар из двух камертурбины: за 21 и 23-ми ступенями. В случае одноступенчатого подогрева сетевойводы отбор производится за 23 ступенью и регулируемое давление поддерживается вотборе в пределах 0,5…2 ата. В случае двухступенчатогоподогрева сетевой воды отбор производится за 21 и 23 ступенями. Регулируемое давление в этом случае поддерживается за 21ступенью в пределах 0,6…2,5 ата. Оба отбора обеспечивают ступенчатый подогревсетевой воды (до 118 – 120оС) в последовательно включённых бойлерах. В обоихслучаях пропуск пара в ЦНД регулируется поворотными диафрагмами 24 и 26ступеней. При переходе с одноступенчатого подогрева сетевой воды надвухступенчатый регулятор давления отопительного отбора следует переключитьсоответственно с камеры за 23 ступенью на камеру за 21 ступенью.
Давлениепара в перепускных трубах между ЦВД и ЦСД принято около 34 ата. Турбина имеетсопловое регулирование. Пар поступает из отдельно стоящего впереди турбиныстопорного клапана по четырем перепускным трубам к регулирующим клапанам,расположенным на цилиндре высокого давления турбины (два в верхней, два — внижней).
Турбинаимеет семь отборов пара на подогрев питательной воды до 232оС. Верхний и нижнийотопительные отборы совмещены с отборами на подогреватели П2 и П1.
1.1.1 Роторы
РоторыЦВД с ротором ЦСД соединены с помощью жесткой муфты. Ротор ЦСД с ротором ЦНД, атакже ротор ЦНД с ротором генератора соединены полугибкимимуфтами. Направление вращения ротора – по часовой стрелке, если смотреть состороны переднего подшипника на генератор.
РоторЦВД – цельнокованый, состоящий из одного двухвенечного колеса скорости и 8-идисков. Лопаточный аппарат ротора высокого давления выполнен левого вращения.Рабочие лопатки, для уменьшения потерь, имеют осевые уплотнения у корня и побандажу, а также радиальные уплотнения по бандажу. К заднему концу ротора(передний подшипник) присоединяется вал насосной группы системы регулирования.Ротор ЦВД не имеет насадных втулок в концевых уплотнениях; неподвижные гребкиуплотнений, расположенные в цилиндре, подходят к кольцевым канавкам и выступам,выточенным непосредственно на валу.
РоторЦСД имеет 8 дисков, выполненных заодно с валом и 6 дисков насадных. Конструкцияпереднего концевого уплотнения ротора ЦСД аналогична конструкции уплотненийЦВД. На заднем концевом уплотнении на ротор насажены две втулки, на которыхвыточены канавки и выступы. Рабочие лопатки малых и средних высот, дляуменьшения потерь, имеют осевые уплотнения у корня, а также радиальныеуплотнения по бандажу лопаток. Ротор цилиндра низкого давлениясостоит из 4-х насадных дисков, соединенных торцевыми шпонками. Лопаточныйаппарат 26 и 27 дисков выполнен левого вращения. Концевые уплотнения ротора ЦНД – с насадными втулками, на которых выточены канавки и выступы.

1.1.2 Цилиндры
Цилиндрвысокого давления турбины не имеет обойм. В цилиндре среднего давления имеется5 обойм; в цилиндре низкого давления – 2 обоймы. Обоймы литые – из углеродистойстали. ЦВД опирается лапами на передний и средний подшипники; ЦСД опирается передними лапами на средний подшипник, а задними лапами навыхлопную часть ЦНД со стороны регулятора. Цилиндр низкого давленияопирается передней, задней и боковыми поверхностями выхлопных частей нафундаментные рамы.
Цилиндрвысокого давления– одностенный, выполнен литым из теплоустойчивой стали. В цилиндр вварены 4 сопловые коробки; две – вверхнюю половину и две в нижнюю. Последовательность включения сопловых коробокобеспечивает равномерный прогрев цилиндра при пусках или изменениях режимовработы турбины. Выхлоп из ЦВД осуществлен двумя патрубками с внутренними диаметрами по 350 мм. Для предотвращения неравномерного разогревацилиндра паром, выходящим из регулирующего колеса, диафрагма 2-ой ступени иобойма направляющего аппарата образуют экран, защищающий цилиндр от непосредственного воздействия струи пара.
Вцелях равномерного разогрева цилиндра при пуске турбины из холодного состоянияимеется устройство для обогрева фланцев и шпилек, позволяющее снизить разницутемператур фланцев и стенок, а также устраняющее недопустимую разностьтемператур фланцев и шпилек. Режим обогрева фланцев определяется величинойзазора относительного расширения ротора и статора, а также допустимой разностьютемператур фланцев и стенок цилиндра. Желательно, чтобы температура фланцевприблизительно была равной средней температуре стенок цилиндра ( верха и низа)с допуском />15 0С, а температура шпилек в период прогрева всегда была нижетемпературы фланцев примерно на 20 0С. Разогрев шпилек больше, чем фланцеввызывает нарушение плотности фланцевого соединения. В связи сэтим прогрев фланцев начинают раньше, чем шпилек.Прогрев же шпилек производить только в том случае, когда температура ихначинает отставать на температуры фланцев на недопустимую величину.
Всхеме предусмотрен подвод острого дросселированного пара в два коллектора: изодного пар подается на обогрев шпилек, из второго – на обогрев фланцев цилиндраи крышки стопорного клапана. Наличие двух коллекторов даетвозможность независимого, раздельного регулирования температуры фланцев ишпилек.
Цилиндрсреднего давления состоит из 2-х частей: передней и выхлопной, соединенныхмежду собой вертикальным фланцем. Передняя часть выполнена литой изуглеродистой стали. В нижней половине цилиндра расположены: 4 патрубка отборовна регенерацию и 2 патрубка с внутренним диаметром по 100 мм верхнего отопительного отбора. Пар после ЦВД подводится в кольцевую камеру паровпускной части ЦСД четырьмятрубами диаметром 273х11. Выхлопная часть ЦСД изготовлена сворной из листовогопроката, кроме одной детали отлитой из углеродистой стали. К нижней половиневыхлопной части ЦСД приварен прямоугольный короб с 3-мя патрубками отопительногоотбора.
Цилиндрнизкого давлениясостоит из 3-х частей: средней и присоединенных к ней собеих сторон вертикальными фланцами двух выхлопных частей. Средняя частьизготавливается сварной из листового проката. Пар после ЦСД подводится кверхней половине цилиндра двумя трубами с внутренними диаметрами по 1500 мм. Справой стороны в нижней половине предусмотрен фланец для крепления сервомотораи рычагов передачи к регулирующим диафрагмам отопительного отбора.Выхлопные части обоих потоков одинаковые по конструкции, изготовлены в основномсварными из листового проката, кроме нескольких деталей отлитых из углеродистойстали. Для предохранения от чрезмерного нагрева масла и порчи его, в коробкахподшипников обеих выхлопных частей предусмотрены экраны. Масло, сливаемое изподшипников не соприкасается с относительно горячей поверхностью коробкиподшипников, т.е. не должно попадать в пространство между экраном и стенкойкоробки подшипников.
1.1.3Диафрагмы
Диафрагмыв цилиндре высокого давления и в паровпускной части цилиндра среднего давлениядо 16 ступени, выполнены сварными, а в зоне умеренных и низких температур 17ступени – литыми чугунными с залитыми лопатками из нержавеющей стали. Диафрагмысо 2-ой по 11-ую ступени устанавливаются в выточки, расположенные непосредственнов корпусах цилиндров, диафрагмы с 12-ой по 27-ую ступени установлены в стальных литых обоймах. Все диафрагмы подвешены у разъема на лапках. Нижниеполовины диафрагм фиксируются относительно цилиндра или обойм в поперечномнаправлении приварными шпонками, а в 25-ой и 27-ой ступенях – цилиндрическимиштифтами. Центруются только нижние половины диафрагм. Верхние половины призакрытия цилиндра или обойм фиксируются относительно нижних половин у сварныхдиафрагм — вертикальными шпонками, а у литых – лапками, которыеодновременно служат для подвески диафрагм. Чугунные диафрагмы в аксиальномнаправлении фиксируются штифтами на ободе.
1.1.3 Регулирующие диафрагмы
Ступени№24 и №26 отопительного отбора управляют перепуском пара в последующие ступеничасти низкого давления и представляют собой комбинацию неподвижных чугунных диафрагм с поворотными дроссельными кольцами, изготовленными изстали. При монтаже должна быть обеспечена одновременность открытия или закрытияобоих поворотных колец. Привод регулируемых поворотных колец,прикрывающих или открывающих сопла, осуществляется при помощи масляногопоршневого сервомотора, соединенного системой рычагов с поворотными кольцами.

1.1.4 Концевые уплотнения
Концевыеуплотнения турбины — паровые лабиринтного типа, приняты в виде стальных колециз сегментов с закрепленными в них гребешками, образующие лабиринт вместе сканавками на роторе. В переднем и заднем уплотнениях ЦВД и переднем ЦСДсегменты уплотнений установлены на плоских пружинах в стальных обоймах; обоймы подвешены у разъема на лапках и зафиксированыв поперечном направлении приваренными шпонками в нижней половине цилиндра. Взаднем уплотнении ЦСД аналогичные сегменты установлены в сварно-литом корпусе заднего уплотнения, которые на болтах крепится к выхлопной части среднего давления. В концевых уплотнениях ЦНД сегменты уплотнений устанавливаются также на плоских пружинах в сварных обоймах. Обоймы в своюочередь устанавливаются на радиальных штифтах и крепятся аксиально к выхлопному патрубку. Сегменты уплотненийподвешиваются у разъема на лапках-винтах.
Подводпара в концевые уплотнения ЦНД и отсос паровоздушной смеси осуществляется черезтрубы, приваренные к литым корпусам уплотнений ипропущенные в пространстве между коробками подшипников и стенкамивыхлопных частей. Подача пара в последние отсеки производится из коллектора придавлении несколько выше 1 ата. На каждой линии имеется свой вентиль,позволяющий при необходимости, производить настройку сопротивлений этих линий для получения одинаковых давлений. Коллектор питается паром из деаэратора 6 ата. Давление пара в коллекторе поддерживаетсяавтоматически на заданном уровне с помощью регулятора лабиринтного пара.
Изкрайних отсеков переднего и заднего уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД,а также из верхних отсеков уплотнений штоков стопорного ирегулирующих клапанов пар отсасывается специальным эжектором, создающим в нихнебольшое разрежение. Благодаря этому исключается парение уплотнений. Вестовые трубы отсутствуют. В схеме предусмотренотсос пара из третьих камер концевых уплотнений в сальниковый подогреватель, вкотором поддерживается разряжение.
Припереходе турбины на режим с использованием встроенного пучка в конденсаторе париз уплотнений должен срабатываться в конденсатор через пароохладитель. Дляэтого необходимо сначала подать конденсат в форсунку пароохладителя и тольковслед за этим открыть задвижку Dу=400 мм с электроприводом налинии подачи пара в конденсатор.
Дляуменьшения величины относительного укорочения ротора ВД при сбросе нагрузки,разгружении турбины, остановки и пусках из горячего состояния предусмотренподвод горячего пара в передние уплотнения ЦВД. Первая (основная)линия обеспечивает при работе турбины постоянный подвод горячего пара от штоковрегулирующих клапанов к участку трубопровода между коллектором уплотнений иперед ним уплотнением ЦВД. Тем самым увеличивается удлинение ротора ипредотвращается опасное укорочение ротора при сбросе нагрузки. При пусках турбины из горячего состояния, когда в паровых коробкахдавление пара низкое и пар от штоков клапанов не поступает, для уменьшения относительного укорочения ротора открытием электровентеляобеспечивается подвод свежего дросселированного пара в переднее уплотнение через коллектор отсоса пара от штоков клапанов на деаэратор. Такой подвод исключает также охлаждение паровых и примыкающих к ним участков цилиндра относительнохолодным паром от деаэратора, подаваемым к штокам клапанов при пусках турбины.

2. Исходные данные для расчёта принципиальной тепловойсхемы теплоцентрали на базе турбоустановки Т-100/110-130
По заданной температуре окружающей среды />,по температурному графику сетевой воды (рисунок Д.1) и диаграмме режимов Т-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):
/>.
Потаблицам 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
/>.
Исходныеданные, необходимые для расчёта тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базетурбоустановки Т-100/110-130, сведены в таблицу 2.
Таблица№2-Исходные данные для расчёта турбоагрегата Т-100/110-130Исходные 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 вотборах турбины
Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:
· нижний сетевой подогреватель: /> ;
· верхний сетевой подогреватель: /> ,
принятыезначения q i заносим в табл. 3.2.
Определяемиз температурного графика сетевой воды (рис. А.1)
температуруводы за сетевыми подогревателями.
Результатзаносим в табл. 3.2:
· нижний сетевой подогреватель: /> ;
· верхний сетевой подогреватель: /> .
Рассчитываемтемпературу насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НС и ВС( результат заносим в табл. 3.2):
· нижний сетевой подогреватель:
/>
/>;
· верхний сетевой подогреватель:
/>
/>.
Потаблицам насыщения для воды и водяного пара по температуре насыщениянаходим давление насыщенного пара в ПСГ1 и ПСГ2 и его энтальпию (результатзаносим в табл. 3.2.1.):
· нижний сетевой подогреватель: />,h¢=354,6 кДж/кг;
· верхний сетевой подогреватель: />, h¢=441 кДж/кг.
Определяемдавление пара в теплофикационных (регулируемых) отборах №6, №7 турбины с учётомпринятых потерь давления по трубопроводам (результат заносим в табл.3.2.1):
/>,
где/> потери в трубопроводах исистемах регулирования турбины
принимаем:/>, />;
/>;
/>,
/>.
Позначению давления пара Р6в теплофикационном отборе №6 турбиныуточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемымотбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №6 (по уравнениюФлюгеля — Стодолы), принимая для упрощения />.

/> ,
где- D0, D, Р60, Р6 – расход и давление пара в отборе турбины наноминальном и рассчитываемом режиме, соответственно.
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,

/>.
Рассчитываем давление насыщенного водяного пара в регенеративных подогревателях. Потери давления потрубопроводу от отбора турбины до соответствующего подогревателя принимаютсяравными ∆Р = 8 %:
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>.
Параметры пара и воды расчётной схемы приведены втаблице 3.1.

3. Расчёт тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановкиТ-100/110-130
Расчётна номинальном режиме выполнен по двум методам, при принятом значении DО и NЭ и по заданнойэлектрической мощности NЭ.
Врезультате расчёта определены:
— расход пара в отборах турбины;
— расход греющего пара в сетевые подогреватели, в регенеративные подогревателивысокого и низкого давления, а также в деаэратор 6 ата;
— расход конденсата в охладителях эжекторов, уплотнений, смесителях;
— электрическая мощность турбоагрегата (расчёт по принятому DО);
— расход пара на турбоустановку (расчёт по принятой NЭ);
— энергетические показатели турбоустановки и ТЭЦ в целом:
· тепловая нагрузка парогенераторнойустановки;
· коэффициент полезного действия ТЭЦпо производству электроэнергии;
· коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление;
· удельный расход условного топливана производство электроэнергии;
· удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловойэнергии.3.1 Параметры пара и воды в турбоустановке
Втабл. 3.1 приведены параметры пара и воды в турбоустановке при температуренаружного воздуха tНАР= –5оС.
Втабл. 3.1 величина используемого теплоперепада пара определяется как разностьэнтальпий греющего пара из соответствующего отбора турбины и конденсата этогопара. Подогрев питательной воды в ступени регенеративного подогреваопределяется как разность энтальпий питательной воды на выходе изсоответствующего подогревателя и на входе в него.
Нарис. 3.1 изображена h-S диаграмма работы пара в турбоустановке при tНАР=–5оС, построенная по результатам расчёта, выполненного в разделе 2.1. Надиаграмме обозначены характерные точки и параметры пара в этих точках.
Таблица№3.1-Параметры пара и воды в турбоустановке Т-100/110-130 при tНАР= -5оСТочка процесса
P
МПа
h
кДж/кг
P’
МПа
tH
оС h’ кДж/кг q кДж/кг
θ
оС
tВ
оС hВ кДж/кг
τПi
кДж/кг 12,75 3511 329,3 1522 – – – – – 1 3,297 3182 3,0332 235,0 1011,3 2171 5 230 966 99,8 2 2,11 3089 1,9412 210,5 904,6 2184 2 209 876 143,2 3 1,08 2946 0,9936 179 768 2178 2 177 743 104 ДПВ 0,6 2868 0,6 158,8 672,6 2165 159 673 45 4 0,54 2851 0,4968 154,8 644 2207 5 150 629 95 5 0,315 2762 0,2898 135 558 2204 5 130 546 108 ДКВ 0,12 2682 0,12 104 436,8 2245 - 85 355 - 6 0,1397 2625 0,1286 109,2 449,57 2175 5 104 437 80 7 0,0657 2542 0,0604 88,5 362 2182 5 83,5 351 109 К 0,0054 2542 34,2 143 2369 34,2 143 –

/>
Рисунок 3.1-Процесс работы пара в турбоустановкеТ-100/110-130 в h-S диаграмме при tНАР= – 5оС.
Нарисунке 3.1. изображены:
а)/>– процесс дросселированияпара в органах его впуска в турбину;
б)/>– изоэнтропическоерасширение пара в первом отсеке от давления />додавления />первого нерегулируемогоотбора;
в)/> – реальный процессрасширения пара в первом отсеке от/> до />с учетом внутреннего относительного КПД />для него;
г)/>– процесс расширения парапри переходе из первого отсека во второй. Чаще всего, это переход из ЧВД в ЧСДили ЧНД (в зависимости от схемы турбоустановки);
д) /> - процесс изоэнтропического расширения пара во втором отсеке от />до />второго нерегулируемогоотбора;
е) /> - реальный процесс расширения пара во втором отсеке от />до />с учетом /> для него;
ж)/> — процесс изоэнтропического расширения пара в третьем отсеке от давления /> до давления />;
з)/> — реальный процессрасширения пара в третьем отсеке от />до />с учетом /> для него;
и)/> - процесс изоэнтропического расширения пара в четвертом отсеке от давления /> до давления />;
к) /> — реальный процесс расширения пара в четвертом отсеке от /> до /> с учетом /> для него;
л)/> — процесс изоэнтропическогорасширения пара в четвертом отсеке от давления /> додавления />;
м)/> — реальный процессрасширения пара в пятом отсеке от />до />с учетом /> для него;
н)/> — процесс изоэнтропическогорасширения пара в шестом отсеке от давления /> додавления />;
о)/> — реальный процессрасширения пара в шестом отсеке от />до />с учетом /> для него;
п)/> — процесс изоэнтропическогорасширения пара в седьмом отсеке от давления /> додавления />;
р) /> - реальный процесс расширения пара в седьмом отсеке от /> до />с учетом /> для него;
и)/>– процесс изоэнтропическогорасширение пара в последнем отсеке от давления /> додавления />в конденсаторе;
к)/>– реальный процессрасширения пара в последнем отсеке от давления /> додавления />в конденсаторе с учетом /> для него.

3.2Алгоритм расчета тепловой схемы турбоустановки Т-100-130
Приведёналгоритм расчета тепловой схемы турбоустановки. Определяется электрическаямощность турбоагрегата по заданному расходу пара на турбину.
Расчетвыполняется в следующем порядке.
1)Расход пара на турбину при расчетном режиме />:
/>.
2)Утечки пара через уплотнения:
Dут=0,25D0.
/>, в том числе:
- протечки через уплотнения турбины,которые направляются в ПВД7 в количестве Dу.Рекомендуется Dу=(0,3…0,4)Dут. Принимаем Dу=0,4Dут=0,4×1,53=0,976 кг/с;
- протечки через уплотнения штоковклапанов. Рекомендуется Dпу=(0,6…0,7). В данной тепловой схеме они направляютсяв конденсатор К. Принимаем
DПУ=0,7×Dут=0,7×2,44=1, 71 кг/с.
3)Паровая нагрузка парогенератора:
/>,
4)Расход питательной воды на котел (с учетом продувки):
DПВ=Dпг+Dпр;
— количество котловой воды, идущей в непрерывную продувку:

Dпр=Рпр/100×Dпг, кг/с.
Рекомендуетсяпроцент непрерывной продувки парогенератора Рпр при восполнении потерьхимически очищенной водой принимать Рпр=0,5…3%.
Dпр=3/100×104,64=3,14 кг/с,
Dпв=104,64+0,5187=105,16кг/с.
5)Выход продувочной воды из расширителя (Р) непрерывной продувки
D¢пр = (1-β)×Dпр, кг/с,
гдеb — доля пара, выделяющегося из продувочной воды врасширителе непрерывной продувки:
/>.
ηР=0,97– коэффициент, учитывающий потерю тепла в расширителе.
6)Выход пара из расширителя продувки:
D¢П=β×Dпр=0,423×3,14=1,33 кг/с.
7)Выход продувочной воды из расширителя:
D¢пр=(1-β)×DПР=(1-0,423)×3,14=1,81 кг/с.
8)Расход добавочной воды из цеха химической водоочистки (ВО):
/> />;
где/> – коэффициент возврата конденсата.

3.2.1 Сетеваяподогревательная установка
Параметрыпара и воды в сетевой подогревательной установке приведены в таблице 3.2.1.
Таблица№3.2.1-Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установкеПоказатель Нижний подогреватель Верхний подогреватель
ГРЕЮЩИЙ ПАР Давление в отборе Р, МПа 0,0657 0,1397 Давление в подогревателе Р′, МПа 0,0604 0,1286 Температура пара t,ºС 89,4 110 Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг 2254,8 2255,4
КОНДЕНСАТ ГРЕЮЩЕГО ПАРА Температура насыщения tн,ºС 88,5 109,2 Энтальпия при насыщении h′, кДж/кг 362 449,57
СЕТЕВАЯ ВОДА Недогрев в подогревателе qнс, qвс,ºС 5 5 Температура на входе tос, tнс, ºС 45 71
Энтальпия на входе />, кДж/кг 189 340,8 Температура на выходе tнс ,tвс, ºС 71 88
Энтальпия на выходе />, кДж/кг 340,8 369,6 Подогрев в подогревателе нс, вс, кДж/кг 151,8 29
Определениепараметров установки выполняется в следующей последовательности.
1)Расходсетевой воды для рассчитываемого режима:
/>.
2)Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя (ПСГ1):

/>.
Расходгреющего пара на нижний сетевой подогреватель:
/>.
3)Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя (ПСГ2):
/>.
Расходгреющего пара на верхний сетевой подогреватель:
/>.
3.2.2Регенеративные подогреватели высокого давления
Таблица№3.2.2-Параметры пара и воды в охладителях дренажаТеплообменник tД, 0С hВД, кДж/кг
q
°С
u
м3/кг
q
кДж/с ОД1 219,6 942,1 10 40,6 76,6 ОД2 194,8 829,3 10 43,6 79,6
  /> /> /> /> /> /> /> />

/>
Рисунок 3.2.2.1- Копределению D1
Уравнение теплового баланса для ПВД-7:
/>.
Расход греющего пара на ПВД-7 составляет:
/>/>
где/> - подогрев питательнойводы в подогревателе и теплота отданная паром соответственно.
/>
Рисунок 3.2.2.2- Копределению D2

Уравнениетеплового баланса ПВД-6:
/>.
Тепло,отводимое из дренажа ОД-2:
/>,
/>.
Расход греющего пара на ПВД6 составляет:
/>=/>.
/>
Рисунок 3.2.2.3-Копределению D3
Уравнение теплового баланса ПВД5:
/>.
Расходгреющего пара на ПВД5 составляет:

/>/>.
3.2.3Питательный насос
Определениеподогрева воды в питательном насосе (внутренняя работа сжатия в насосе).
Давлениеперед ПН:
/>.
Давлениепосле ПН: /> т.к. ПН повышает давлениедо величины />, где Р0 – давление параперед турбиной,
т.е. питательный насос повышает давление питательной воды на величину />. Удельный объём воды в ПН /> определяется для давления /> он составляет />. КПД питательного насоса />.Подогрев воды в питательном насосе:
/>
Рисунок3.2.3- К определению hпвд
/>
Энтальпияпитательной воды после ПН:

/>;
где/> — энтальпия питательнойводы после деаэратора питательной воды (ДПВ), из таблицы 3.1.
3.2.4Двухступенчатый расширитель продувки
Перваяступень: расширение продувочной воды от /> до6 ата.
/>/> = />/> + (/> - />/> ;
где/>,/>,/> — энтальпии в котле при />,пара и кипящей воды при 6 ата.
/> = /> />, /> = 0,005 ,
/> кг/с;
/> направляется в 6-ти атмосферный деаэратор.
Втораяступень: расширение воды, кипящей при 6 ата в количестве ( />-/> до давления 1,2 ата.
(/>-/>/> =/>/> + (/>-/>-/>/> ,
/>
/> направляется в атмосферный деаэратор,
а/>-/>-/> направляется на вход в ПСГ1. 3.2.5 Деаэратор питательной воды (ДПВ)
/>
Рисунок 3.2.5 -Копределению DД
Расходпара из расширителя продувки в ДПВ:
/>
Энтальпияпара из уплотнений штоков клапанов принимаем:
/> принимают при Р = 12,0 МПа и t = 550 0С;
Расходпара из деаэратора на эжекторную установку :/>.
Расходпара на эжектор и отсос из концевых уплотнений :
/>,
/>.
Количествопара, отводимое из деаэратора на концевые уплотнения:
/>
Потокконденсата на входе в ДПВ из группы (ПВД):
/>

Потокконденсата на входе в ДПВ:
/>,
/>
Уравнениетеплового баланса деаэратора:
/>,
Послеподстановки выражения Dкд и численных значений известныхвеличин получаем расход греющего пара из отбора №3 турбины на деаэраторпитательной воды: />
Потокконденсата на входе в конденсатор: />91 кг/с.3.2.6 Регенеративные подогреватели низкогодавления
/>
Рисунок 3.2.6.1- Копределению D4
КПДподогревателей низкого давления />.
Уравнениетеплового баланса:

/> />,
/>
/>/>
Расход греющего пара на ПНД-4:
/>,
/>
ПНД-3
ПНД-3рассматривается совместно со смесителем СМ1.
/>
Рисунок 3.2.6.2-Копределению D5
Уравнениетеплового баланса:
/>

Расходгреющего пара на ПНД-3:
/>,
/>
ПНД-2и ПНД-1
/>
Рисунок 3.2.6.3- Копределению D6
ПНД2рассматривается совместно с СМ2:
/>
/>
Рисунок 3.2.6.4- Копределению D7

Уравнение тепловогобаланса ПНД-1:
/>
/>,
/>
/>.
Уравнениетеплового баланса ПНД-2:
/> 
/>,
/>
Решаясовместно уравнения теплового баланса ПНД6 и ПНД7, получаем расходы греющегопара на ПНД6 и ПНД7 соответственно /> />.

3.2.7 Подогревательсырой воды
/>
Рисунок3.2.7 — К определению расхода пара на обогрев сырой воды в подогревателе
Уравнение теплового баланса подогревателя сырой воды(ПСВ):
 
/>,
где q6 – количество теплоты, переданной в подогревателепаром из отбора №5 турбины.
/>
подогрев воды в ПСВ, принимаем />=140, кДж/кг,
/>140-45=95 кДж/кг.
Расход сырой воды: />=/>=2,088+2,44=4,528 кг/с.
Расходпара определим из теплового баланса подогревателя химически очищенной воды:
/>.

3.2.8 Деаэратор добавочной воды
/>
Рисунок 3.2.8 -Копределению />
Уравнениетеплового баланса деаэратора химически очищенной воды:
/>
/>
Решаяданное уравнение получили:
/>=1,017 кг/с.
3.2.9Сальниковый подогреватель (ПС), сальниковый холодильник (СХ), паровой эжектор (ПЭ), конденсатор
/>
Рисунок3.2.9.2- К определению расхода пара на СХ, ПС, ПЭ.

Уравнениетеплового баланса парового эжжектора:
/>.
Подогрев конденсата в ПЭ:
/>
Уравнение теплового баланса сальникового холодильника:
/>.
Подогрев конденсата в СХ:
/>Уравнение теплового баланса подогревателя сальников:
/> .
Подогревконденсата в ПС:
/>

Поток воды на рециркуляциюв соответствии с заданной энтальпией после ПС:
/>,
/>.
Кратностьрециркуляции:
/>,
/>.
Уравнениематериального баланса конденсатора. Поток конденсата.
/>

Расчёт конденсатора проводим учитывая, что включёнвстроенный пучок для подогрева сетевой воды.
 
/>,
/>8,376-0,2806-0,183=8,84 кг/с.3.2.10 Материальный баланс турбины
Расходы пара на регенеративные подогреватели и сетевуюподогревательную установку, рассчитанные выше, представлены в таблице 3.2.10.
Таблица№3.2.10-Расходы пара по отборам турбины№ отбора Обозначение Расход (кг/с) Расход (т/час) 1 D1=DП1 3,9428 14,2 2 D2=DП2 5,7744 20,78 3 D3=DП3+DД 1,553+2,081=3,634 13,0824 4 D4=DП4 1,9 6,84 5 D5=DП5+DКВ+DПСВ 8,1352 29,29 6 D6=DП6+DПСГ2 0,12+27,0815=27,2 100,152 7 D7=DП7+DПСГ1 40,35+0,2859=40,64 146,3
Суммарный расход пара по всем отборам:
/>
Потокпара в конденсатор после турбины:
/>.
Погрешностьпо балансу пара и конденсата:

/>. 3.3 Энергетический баланс турбоагрегата Т-100-130
Мощностьотсеков турбины:
/>,
где/> - мощность каждого отсекатурбины, />.
Электрическаямощность турбоустановки:
/>,
где/> - механический иэлектрический КПД турбоустановки соответственно.
Результатырасчёта мощностей отсеков турбины Т – 100 – 130 при tНАР=-5оСприведёны в таблице 3.3.
Таблица№3.3 -Мощности отсеков турбины Т-100-130Отсек турбины Интервал давлений, МПа Пропуск пара, кг/с Hотсi, кДж/кг Nотсi, МВт 0-1 12,75 3,297 102,2 329 33,6 1-2 3,297 2,11 98,26 93 9,14 2-3 2,11 1,08 92,48 143 13,2 3-4 1,08 0,54 88,85 95 8,44 4-5 0,54 0,315 86,95 89 7,74 5-6 0,315 0,1397 78,81 137 10,8 6-7 0,1397 0,0657 51,6 81 4,18 7-К 0,0657 0,0054 8,84

Суммарная мощность отсеков турбины:
/>
Электрическая мощность турбоагрегата:
/> 3.4 Энергетическиепоказатели турбоустановки и теплоцентрали 3.4.1 Турбинная установка
1)Полный расход теплоты на турбоустановку:
/>,
/>.
2)Расход теплоты на отопление:
/>,
/>.
гдеηТ – коэффициент, учитывающий потери теплоты в системе отопления.
3)Расход теплоты на турбинную установку по производству электроэнергии:

/>,
/>.
4)Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии(без учета собственного расхода электроэнергии):
/>,
/>.
5)Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:
/>,
/>.
3.4.2 Энергетическиепоказатели теплоцентрали.
Параметрысвежего пара на выходе парогенератора:
- давление РПГ = 13,8МПа;
- КПД парогенератора брутто ηПГ= 0,92;
- температура tПГ =570 оС;
- hПГ = 3525 кДж / кг при указанных РПГ и tПГ.
КПДпарогенератора />.
1)Тепловая нагрузка парогенераторной установки:

/>,
/>,
/>.
2)Коэффициент полезного действия трубопроводов (транспорта теплоты)
/>,
/>.
3)Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству электроэнергии:
/>,
/>.
4)Коэффициент полезного действия ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление:
/>,
/>.
Таккак ПВК при tН=-50С не работает, то принимаем, что />
5)Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:

/>,
/>.
6)Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:
/>,
/>.
7) Расход теплоты топлива на станцию :
/>, QПВК=0, при tН= –50С,
/>.
8)Полный коэффициент полезного действия энергоблока (брутто):
/>,
/>.
9)Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ:
/>,

/>.
10)Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто):
/>,
где />– удельный расход электроэнергии на собственные нужды, принимаем />.
11)Удельный расход условного топлива «нетто»:
/>,
/>.
Расходусловного топлива:
/>
Расходусловного топлива на выработку теплоты, отпущенной внешним потребителям:
/> .
Расходусловного топлива на выработку электроэнергии:
ВЭУ=ВУ-ВТУ=9.52- 5,0553=4,465 />.
В результате расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационнойтурбины Т-100-130, работающей на расчетном режиме при температуре окружающейсреды /> получены следующиезначения основных параметров, характеризующие данную электростанцию:
— расходы пара в отборах турбины:
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>,
/>.
— расходы греющего пара на сетевые подогреватели:
/>,
/>;
— отпуск тепла на отопление турбоустановкой:
QТ = 148,272МВт;
— общий расход теплоты на внешних потребителей:
QТП = 148,272МВт;
— мощность на клеммах генератора:
Nэ=82,58 МВт;
— КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:
/>;
— КПД ТЭЦ по производству и отпуску теплоты на отопление:
/>;
— удельный расход топлива на производство электроэнергии:
bЭУ=168,49 />;
— удельный расход топлива на производство и отпуск тепловой энергии:
bТУ=37,71 />;
— полный КПД ТЭЦ «брутто»:
/>;
— полный КПД ТЭЦ «нетто»:
/>/>/>/>;
-удельныйрасход условного топлива на станцию «нетто»:
/>/>/>/>.
Полученныев результате расчета тепловой схемы энергоблока при номинальном режиме (притемпературе наружного воздуха tнар = -50С) расходы пара, воды, конденсата и топлива используются при выборе типового оборудования итрубопроводов энергоблока и электростанции в целом.
Дляустановления оптимального режима работы оборудования и трубопроводовэнергоблока и электростанции в целом при различных температурах наружноговоздуха, необходимо произвести расчет тепловой схемы энергоблока на различныхрежимах работы турбоагрегата: на режимах повышенной (tнар> -50С) ипониженной (tнар

4.Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2
ТурбинаТ-100-130 с двухпоточным цилиндром низкого давления имеет два конденсатора споверхностью охлаждения по 2649 м2. Нижнюю часть каждого конденсатора занимаеттеплофикационный пучок с поверхностью нагрева 461 м2 .
Общеечисло трубок выполненных из латуни размером 24´1 мм 9580.Общая площадь нагрева обоих конденсаторов 6220 м2. Конденсатор имеет два ходаводы.
Конденсаторрасположен поперёк оси турбины, приварен к выходному патрубку и дополнительноопирается на пружинные опоры для уменьшения возможной вибрации (см. рисунок В.1 и рисунок В.2). Основные трубные пучки размещенысимметрично относительно оси турбины; компоновка трубок в пучке ленточная стреугольной разбивкой.
Охлаждающиетрубки развальцованы в трубных досках с двух сторон и образуют три обособленныхпучка, расположенных в паровом потоке. Сильно разбитая поверхность входапара на пучки трубок обеспечивает невысокие скорости при проходе пара. Верхняяи нижняя части трубных пучков определены друг от друга щитами, служащими длясбора и отвода конденсата из верхних частей пучков и закрывающими проходы дляпара к месту отброса паровоздушной смеси. Отсос неконденсирующихся газовпроизводится с боков паровой части корпуса, куда они поступают через выделенныйиз общей массы труб воздухоохладитель.
Конденсаторвыполнен двухходовым, двухпоточным по водяной стороне разделен на две отдельныеполовины, имеющие свои входные и поворотные водяные камеры. Встроенный трубныйпучок расположен на оси конденсатора, имеет свои водяные камеры и индивидуальныйотсос воздуха. Разбивка трубного пучка также треугольная. Основные трубныедоски конденсатора общие как для основного трубного пучка, так и длявстроенного.Таким образом, возможно отключение одной половины конденсатора длячистки охлаждающих трубок на ходу. Конструкция водяных камер позволяет такжечистить трубки конденсатора резиновыми шариками. Осуществление двухходов воды по трубкам достигается устройством во входных камерах перегородок.Водяные камеры, входные и поворотные, снабжены съемными крышками, позволяющимииметь доступ к трубкам. Для осмотра и проведения мелких работ на крышкахрасположены лазы – по одному в каждом ходе.
Внутрипарового пространства располагается шесть трубных перегородок, служащих длязапирания трубок и увеличения жесткости корпуса. Средние трубные перегородкиприварены к корпусу по контуру, за исключением нижней части, где имеются вырездля стока конденсата к конденсатосборнику. Крайние трубные перегородки не имеютвыреза в нижней части и образуют «соленые отсеки». Таким образом, конденсат«саленных отсеков» не сообщаются с остальным конденсатом.
Дляподдержания определенного уровня конденсата в конденсаторе к нижней частикорпуса привариваются на монтаже конденсатосборник, в котором конденсатсливается через прорези в нижней части корпуса.
Вверхней части конденсатора вварены коллектор, подающий в конденсатор химическиочищенную воду для деаэрирования, а также трубопровод для сброса пара отконцевых уплотнений (для зимнего периода при пропуске через конденсатор сетевойводы). На каждой половине корпуса конденсатора предусмотрены линзовыекомпенсаторы для уменьшения термических напряжений в трубках и предотвращениярасстройства вальцовочных соединений.
Около18% охлаждающей поверхности конденсатора (461 м2) выделено для подогреваподпиточной или сетевой воды. Выделенная поверхность (встроенный пучок) имеютсвои водяные камеры – входную и поворотную. Камеры снабжены съемными крышками,позволяющими иметь доступ к охлаждающим трубкам встроенного пучка. Дляуменьшения термических напряжений в трубках и предотвращения расстройствавальцовых соединений встроенный пучок снабжен своим компенсатором. Отсоспаровоздушной смеси из пучка осуществляется через трубу, расположенную внутривстроенного пучка. Труба для отсоса паровоздушной смеси в паровом корпусе имеетпрорези, проходит через трубную доску и водяную камеру пучка и уплотняется спомощью сальника в крышке водяной камеры.
Корпусконденсатора цельносварной с приваренными водяными камерами. Фланцевыесоединения предусмотрены только на крышках водяных камер.
Конденсаторкомплектуется двумя паровыми эжекторами типа ЭП–3–2А производства ТМЗ. Схемавключения эжекторов приведена на рисунке 4.1. Конструктивные характеристикиконденсатора представлены в таблице 4.
/>

Наименование параметра Значение Поверхность охлаждения, м2 3100 ´ 2 Давление в паровом пространстве, ат 0,054 Давление (избыточное) в водяном пространстве, ат 2,5 Расход охлаждающей воды, м3/час 16000 Гидравлическое сопротивление при указанном расходе охлаждающей воды, мм вод. ст. 4 Число потоков воды 2 Число трубок, шт. 9580 Длина трубок, мм 7500 Диаметр трубок d2/d1, мм 24/22 Размеры входного парового патрубка, мм 2/5 580 ´ 1850 Масса конденсатора без воды, т 67,5 ´ 2 Масса конденсатора с водой в водяном пространстве, т 96,6 ´ 2 Масса конденсатора с водой в водяном и паровом пространстве, т 206,5 ´ 2
Таблица№4- Конструктивные характеристики конденсатора КГ2–6200–2
4.1Описание работы конденсатора
Охлаждающаявода основных пучков из нижних частей водяных камер проходит по трубкам в одномнаправлении и осле поворота в поворотных камерах возвращается по остальнойчасти труб в верхние части первых камер, откуда направляется в сливныетрубопроводы.
Пар,поступающий из турбины, распределяются по поверхности охлаждающих трубок, и,проходя через слой труб к внутренним каналам, конденсируется, отдавая теплаохлаждающей воде через стенки. Оставшаяся часть паровоздушнаясмесь по каналам, образованным внутри трубного пучка, направляется квоздухоохладителю и, пройдя его, поступает в трубопровод к эжектору. Конденсат,образовавшийся в верхней части пучков труб, стекает на щиты и через вырезы взагнутых краях щитов у трубных перегородок сливается в нижнюю часть корпуса,куда сливается также конденсат из ниже расположенных пучков труб. Удалениеконденсата производится конденсатным насосом из конденсатосборника.
В«саленных отсеках» конденсат также собирается в нижней части. Дляпредотвращения возможного загрязнения конденсата циркуляционной водой, в случаенарушения плотности вальцовочных соединений, от него периодически беретсяпроба. В зависимости от степени загрязнения конденсат отводится через отдельныйтрубопровод или в конденсатосборник (откуда вместе с остальным конденсатоткачивается конденсатным насосом) или на обессоливание (если степеньзагрязнения конденсата превышает допустимую).
Черезвстроенный в верхней части конденсатора коллектор вконденсатор поступает химически очищенная вода. Разбрызгиваясь через отверстияв коллекторе, вода частично деаэрируется и вместе с конденсатом стекает вконденсатосборник.
Приотключении одной половины конденсатора по воде для очистки трубок следуетзакрыть задвижку на трубопроводе отсоса паровоздушной смеси к эжектору.
Конструкцияводяных камер позволяет производить очистку конденсатных трубок резиновымишариками. При этом в нагревательный трубопровод циркуляционной воды специальнымэжектором через загрузочную камеру подаются резиновые шарики, которые вместе сводой проходят по трубкам и очищают при этом загрязнения, оседающие на стенках.Пройдя два хода. Шарики поступают в сливной трубопровод, где улавливаютсяконусной сеткой, встроенной в этом трубопроводе.
Изсетки шарики поступают на вход водяного эжектора, и весь цикл повторяетсясначала.
Встроенныйпучок может охлаждаться циркуляционной водой, подпиточной, а также сетевой (см.схему подвод охлаждающей воды). Для ТЭЦ с закрытой схемой теплоснабжениявозможны следующие режимы конденсатора:
1)При большом расходе пара в конденсатор основная и выделенная поверхностиохлаждаются циркуляционной водой независимо. При этом через встроенный пучокциркуляционная вода проходит в два хода, что достигается вертикальнойперегородкой во входной камере встроенного пучка.
2)Предусматривается при малом расходе пара в конденсатор возможность отключенияосновной поверхности и подача во встроенный пучок обратной сетевой воды. Приэтом встроенный пучок работает как одноходовой. Совместная работа основнойповерхности на циркуляционной воде и встроенного пучка на сетевой недопускается.
ДляТЭЦ с открытым водозабором возможны следующие режимы конденсатора:
1) при большом расходе пара вконденсатор основная и встроенная поверхности охлаждаютсяциркуляционной водой (встроенный пучок – двухходовой).
2) при малом расходе пара вконденсатор основная поверхность отключена, а встроенный пучок пропускаетсяподпиточная вода. При этом подпиточная вода пропускается через пучок в 4 хода.
Совместнаяработа основной поверхности на циркуляционной воде и встроенного пучка – наподпиточной разрешается при условии, если разница температур водыциркуляционной и подпиточной не превышает 20 0С.
Вкурсовой работе выполнентеплового расчет принципиальной тепловойсхемы турбоагрегата типа Т-100-130 при температуре окружающей среды tнар= — 5°C, спараметрами при tнар = — 5 0C: Dрасч = 367,2 т/ч, Р = 12,75 МПа, t =565 ºС .

Списоклитературы
 
1. А.А. Александров, Б.А. Григорьев «Таблицытермодинамических свойств воды и водяного пара», М., «МЭИ», 1999. – 168с.
2. В.Я. Рыжкин. Тепловыеэлектрические станции.- М.-Л., «Энергия», 1967.
3. Берман С.С. Расчет теплообменныйаппаратов турбоустановок. – М. – Л.: Госэнергоиздат, 1962. – 240 с.
4. Григорьев А.П., Зорин В.М.Тепловые и атомные электростанции. Справочник. – М.: Энегроиздат, 1982. – 624с.
5. Костюк А.Г., Фролов В.В. Паровые игазовые турбины. – М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.
6. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л.Краткий справочник по паротурбинным установкам. — М.: Госэнергоиздат, 1961. — 127с.
7. А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин.Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки.-М.: Издательство МЭИ,2002,-540 с.
8. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., ТишинС.Г. Тепловые и атомные электрические станции – М.: МЭИ,2004-424с