Курсовой проект - Расчет турбопривода ПН к турбоустановке Т-250-300
Подождите немного. Документ загружается.
21
7. Технико-экономические показатели турбоустановки Т-250/300-300.
Расход топлива на котел:
8,19
89,029310
)11483600(211
=
⋅
−
⋅
=
⋅⋅
∆
⋅
=
ТКА
Р
Н
Q
qD
B
ηη
кг у.т./с
где D=211 кг/с – расход пара на турбину.
∆q=i
П
-i
ПВ
=(3600-1148) кДж/кг – теплота, необходимая для подогрева 1 кг питательной воды,
превращаемой в пар.
89,0=⋅
ТКА
ηη - произведение КПД котла на КПД теплового потока.
Часовой расход топлива:
714363600 =⋅= ВB
Ч
кг у.т./ч
Удельный расход топлива на конденсационную выработку:
238
10300
1071436
3
3
=
⋅
⋅
==
Э
Ч
К
ЭЭ
N
В
в
г у.т./кВт⋅ч
Годовой отпуск теплоты:
9087360048169076003600 =⋅⋅⋅=⋅⋅⋅=
ОТБОТБТЭ
GqnQ тыс.Гкал
где n=7600 ч – время работы турбины в году
q
ОТБ
=690 ккал/кг – отпускаемая из отбора теплота на 1 кг пара
G
ОТБ
=481 т/ч – количество пара из отбора
Удельный расход на выработку тепловой энергии в теплофикационном режиме:
кг/Гкал 166
1086,07000
11
6
=
⋅⋅
=
⋅
=
−
ТЭ
P
H
ТЭ
Q
в
η
кг/Гкал Удельный расход топлива на выработку
электроэнергии в теплофикационном режиме:
159,0
1077,019,47000
36003600
6
=
⋅⋅⋅
=
⋅
=
−
ЭЭ
P
H
ЭЭ
Q
в
η
кг у.т./кВт⋅ч
Годовые расходы топлива:
63
105,1109087166 ⋅=⋅⋅=⋅=
ТЭТЭТЭ
QвВ т у.т./год
69
103621028,2159,0 ⋅=⋅⋅=⋅=
ЭЭЭЭЭЭ
ЭвВ т у.т./год
где Э
ЭЭ
=2,28 млрд кВт⋅ч – годовая выработка электроэнергии.
22
8. Описание принятой схемы регулирования.
В принятой схеме регулирования блок системы регулирования, включающий сервомотор
стопорного клапана, реле осевого сдвига, регулятор подачи пара на уплотнения питаются от
главного масляного насоса.
Положением поршня сервомотора 5, который перемещает через систему рычагов траверсу
регулирующих клапанов, управляет отсечной золотник 4, подающий силовое масло от насоса-
регулятора 1 в соответствующую полость сервомотора. Отсечной золотник 4 перемещается при
изменении давления в импульсной линии, связанной с полостью под ним.
Давление в импульсной линии может изиеняться либо трансформатором давления 3, либо
регулятором давления 7.
При развороте турбины или ее работе по электрическому графику регулятор давления
отключают, а механизм управления 2, воздействуя на золотник трансформатора давления,
управляет отсечным золотником 4 и положением регулирующих клапанов. При работе турбины по
тепловому графику, наоборот, механизмом управления трансформатора давления устанавливают
его золотник в положение, соответствующее частоте вращения холостого хода; при этом частота
вращения будет определятся частотой сети, а положением регулирующих клапанов будет
управлять включенный регулятор давления. Основными исполнительными органами системы
регулирования являются стопорные клапаны, удерживаемые в открытом положении давлением
ммасла. Срабатывание стопорных клапанов происходит при соединении идущих к ним напорных
маслопроводов со сливом. Оно происходит при срабатывании одного или нескольких датчиков
защиты: автомата безопасности, реле осевого сдвига, ручного или дистанционнго выключателей.
Турбина должна иметь обязательно несколько независимых контуров защиты, и поэтому в
случае опасной ситуации регулирующие клапаны должны закрыться вместе со стопорными.
Носистема регулирования работает так, что регулирующие клапаны открываются всякий раз,
когда падает давление под золотниками трансформатора давления и отсечного золотника.
Поэтому, для того чтобы при падении давления масла в линиях удержания стопорных клапанов
происходило закрытие и регулирующих клапанов, введено реле 8 закрытия регулирующих
клапанов. При резком падении давления под поршнями стопорных клапанов золотник реле
закрытия регулирующих клапанов смещается влево, пропуская масло под давлением под отсечной
золотник, который и обеспечивает закрытие регулирующих клапанов. Автомат безопасности
бойкового типа. Датчик реле осевого сдвига – гидравлический. При осевом сдвиге ротора вправо
на 0,4-0,5 мм, например при износе колодок упорного подшипника, происходит падение давления
масла в линиях к стопорным клапанам точно так же, как и при срабатывании автомата
безопасности.
23
9. Пуск турбоустановки.
Технология пуска турбины в большой степени зависит от температурного состояния
оборудования перед пуском. В соответствиис этим различают пуски из холодного, неостывшего и
горячего состояний. Эта классификация производится по температуре турбины и главных
паропроводов перед пуском.
Если котел и паропроводы блока полностью остыли, а температура турбины не превышает
150°С, то считают, что пуск производится из холодного состояния.
Пускам из горячего сотояния соответствует температура турбины 420-450°С и выше.
Промежуточным значениям температуры турбины перед пуском соответствуют пуски из
неостывшего состояния.
Всякое удлинение пуска приводит к дополнительным затратам топлива. Поэтому пуск должен
проводиться быстро, однако не в ущерб надежности. Таким образом, основной принцип
проведения пуска состоит в том, что он должен проводиться со скоростью максимально
возможной по условиям надежной работы.
В ПТЭ, а также в инструкциях по обслуживанию каждой конкретной турбоустановки в
специальном разделе указаны условия, при которых пуск запрещен.
Пуск турбины запрещается при неисправности основных приборов, показывающих
протекание теплового процесса в турбине и ее механическое состояние. К таким приборам
относятся тахометр, приборы, измеряющие температуру и давление свежего пара и пара
промежуточного перегрева, а также вакуум и температуру в выходном патрубке. Неисправность
тахометра не позволяет производить прогрев турбины на безопасной частоте вращения( двали от
критических частот, вызывающих резонанс рабочих лопаток), не позволяет точно подогнать
частоту вращения к частоте сети для плавного включения генератора. Сосдает опасность
неконтролируемого повышения частоты вращения и разгона турбины.
Пуск турбины запрещается при неисправной масляной системе, обеспечивающей смазку
подшипников турбины. Качество масла должно удовлетворять стандарту, а его уровень в
маслобаке должен быть не ниже допустимого с учетом заполнения маслом и объема системы
регулирования(если системы смазки и регулирования объеденены). Основные, вспомогательные,
резервные насосы должны быть исправными. Особое внимание должно быть уделено
электрической части двигателей насосов и особенно системе блокировок и переключения
насосов.
Пуск турбины запрещается при неисправности системы защиты. Хотя система защиты
имеет несколько контуров, пуск турбины не разрешается, если неисправен хотя бы один из
контуров, обеспечивающих прекращение подачи пара на турбину. Автомат безопасности турбины
должен быть правильно настроен и безупречно работать. Стопорные клапаны ЦВД и ЦСД,
являющиеся самой главной защитой турбины, не должны заедать, не должны задерживаться при
закрытии и неплотно садиться. Вся цепочка элементов от датчиков защиты до исполнительных
24
органов должна работать быстро и надежно. Должны быть исправны атмосферные клапаны или
диафрагмы, предохраняющие выходную часть турбины от разрыва при повышении давления.
Пуск турбины запрещается при неисправной системе регулирования. Если система смазки
отделена от системы регулирования, то маслоснабжение системы регулирования должно быть
таким же надежным, как и система смазки. Следует помнить, что система регулирования
выполняет не только функцию регулирования электрической нагрузки или величины отборов, но
и является одним из контуров защиты турбины от разгона. Регулирование должно четко работать
на холостом ходу, не допуская чрезмерных колебаний частоты вращения. В противном случае
затрудняется синхронизация турбогенератора с сетью и становиться невозможным удержать
частоту вращения в допустимых пределах при сбросе нагрузки.
Пуск турбины запрещается, если неисправно валоповоротное устройство. Подача пара на
неподвижный ротор перед набором вакуума в турбине неминуемо влечет изгиб ротора,
повышенную вибрацию и истирание уплотнений со снижением экономичности.
25
10. Приложение 1.Программа расчета турбинной ступени от конечных
параметров.
Рассчет турбинной ступени от конечных параметров.
U π d⋅ n⋅:= n
F
р
π d⋅ l
2
⋅:= l
2
F
с
F
р
:= F
р
ψ 0.957 0.011
b
2
l
2
⋅−:=
l
2
φ 0.980 0.009
b
1
l
1
⋅−:=
l
1
W
2t
G
v
2t
F
р
ψ⋅ sin β
2
( )
⋅
⋅:= G v
1t
0.18:=
v
1t
root Gv
1t
⋅
φ
F
с
sin α
1
( )
⋅
⋅
2
2 U⋅ G⋅ v
1t
⋅
φ
F
с
tan α
1
( )
⋅
⋅− 2
kP
2
⋅ v
2t
⋅
v
2t
v
1t
k 1−
1−
⋅
k 1−
⋅+ W
2t
2
U
2
−
− v
1t
,
:= G
h
02
kP
2
⋅ v
2t
⋅
v
2t
v
1t
k 1−
1−
⋅
k 1−
:=
v
1t
C
1t
G
v
1t
F
с
φ⋅ sin α
1
( )
⋅
⋅:= G
P
1
P
2
v
2t
v
1t
k
⋅:=
k
v
0
v
1t
1 C
1t
2
k 1−( )
2 k⋅ P
1
⋅ v
1t
⋅
⋅+
1
k 1−
:=
P
1
h
01
kP
1
⋅ v
1t
⋅
v
1t
v
0
k 1−
1−
⋅
k 1−
:=
v
0
P
0
P
1
v
1t
v
0
k
⋅:=
k
h
0
kP
0
⋅ v
0
⋅ 1
P
2
P
0
k 1−( )
−
⋅
k 1−
:=
P
2
26
Данные, полученные в результате расчета:
U =U v
0
=v
0
W
2t
=W
2t
h
02
=h
02
ξ
с
=ξ
с
ψ =ψ v
1t
=v
1t
C
1t
=C
1t
h
01
=h
01
ξ
р
=ξ
р
φ =φ η
u
=η
u
P
0
=P
0
C
0
=C
0
h
0
=h
0
F
р
=F
р
P
1
=P
1
W
1t
=W
1t
Lu =Lu ∆N
р
=∆N
р
ρ =ρ
C
2t
=C
2t
Nu =Nu ∆N
с
=∆N
с
M =M
N
i
=N
i
η
oi
=η
oi
C
0
2 h
0
⋅:= h
0
ρ 1
C
1t
2
C
0
2
−
2
:=
C
0
a
1
kP
1
⋅ v
1t
⋅:= v
1t
M
C
1t
a
1
:=
a
1
Lu UG⋅
v
1t
F
с
tan α
1
( )
⋅
⋅ UG⋅
v
2t
F
с
tan β
2
( )
⋅
⋅+ U
2
−:= G
Nu GLu⋅:= G
η
u
Lu
h
0
:=
h
0
ξ
с
1 φ
2
−:= φ ξ
р
1 ψ
2
−:= ψ
∆N
с
Nu ξ
с
⋅:= ξ
с
∆N
р
Nu ξ
р
⋅:= ξ
р
N
i
Nu ∆N
р
− ∆N
с
−:= ∆N
с
η
oi
N
i
Gh
0
⋅
:=
G
W
1t
C
1t
2
U
2
+ 2 C
1t
⋅ U⋅ cos α
1
( )
⋅−:= α
1
C
2t
W
2t
2
U
2
+ 2 W
2t
⋅ U⋅ cos β
2
( )
⋅−:= β
2
Данные необходимые для ввода:
n ≡ l
1
≡ b
2
≡ k ≡ P
2
≡
d ≡ l
2
≡ b
1
≡ G ≡ v
2t
≡
α
1
π
180
⋅≡ β
2
π
180
⋅≡
12. Литература.
1. Трухнин А.Д. “Стационарные паровые турбины”, Москва ,1976 г.
2. М.А. Турбилов и др. под редакцией А.Г. Костюка, В.В. Фролова “Паровые и газовые турбины”,
Москва 1985 г.
3. Щегляев А.В. “Паровые турбины”, Москва 1976 г.
4. Под общей редакцией В.А. Грмгорьева и В.М. Зорина. “Справочник. Тепловые и атомные
электрические станции.”