Схема моделей блоков в United Cycle

Описание турбины ПТ 60

Паровая турбина ПТ-60/75-130/13 с конденсационной установкой и двумя регулируемыми отборами пара, представляет собой двухцилиндровый одновальный агрегат.

§ Номинальная мощность турбины 60000 кВт.

§ Число оборотов в минуту 3000.

§ Давление свежего пара перед стопорным клапаном
12,75 (130) МПа (кгс/см2).

§ Температура свежего пара перед стопорным клапаном 565 °С.

§ Давление в конденсаторе 0,0034 МПа.

§ Максимальный расход пара через турбину 107,5 (387) кг/с (т/ч).

§ Максимальный пропуск пара в конденсатор 44,4 (160) кг/с (т/ч).

§ Давление пара регулируемого промышленного отбора 0,686-1,666 (7-17) МПа (кгс/см2).

Примечание: при работе с давлением промышленного отбора 0,686-0,784 (7-8) МПа (кгс/см2) расход свежего пара на турбину снижается до 77,78-83,33 (280-300) кг/с (т/ч).

§ Давление пара регулируемого теплофикационного отбора 0,0294-0,147 МПа.

§ Расход охлаждающей воды 0,022 (8000) кг/с (м3/час).

§ Максимальная величина производственного отбора при теплофикационном отборе, равном нулю, составляет 69,44 (250) кг/с (т/ч). Максимальная величина теплофикационного отбора пара, когда величина производственного отбора равна нулю, составляет 44,44 (60) кг/с (т/ч).

§ Минимальный пропуск пара в часть низкого давления (за 27 ступенью), при закрытой поворотной диафрагме, с давлением в камере отбора 0,0196 (0,2) МПа (кгс/см2), составляет 2,78 (10) кг/с (т/ч).

Турбина имеет

§ регулятор скорости, который поддерживает число оборотов турбины с неравномерностью 4%;

§ регулятор безопасности с двумя центробежными выключателями, которые срабатывают при достижении числа оборотов на 11-12% сверх номинальных (3000об/мин);

§ регулятор давления 0,686-1,666 (7-17) МПа (кгс/см);

§ регулятор давления от 0,02943 до 0,147 МПа;

§ ограничитель мощности;

§ реле для отключения турбины при аксиальном сдвиге ротора высокого давления и ротора низкого давления;

§ автоматическое устройство для включения электромасляного насоса смазки подшипников турбины при снижении давления масла;

§ регулятор уровня в конденсаторе, который также осуществляет рециркуляцию конденсата.

Цилиндр высокого давления (ЦВД) имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Цилиндр низкого давления (ЦНД) состоит из двух частей: часть среднего давления (ЧСД) имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, часть низкого давления (ЧНД) имеет регулирующую ступень и три ступени давления. Ротор высокого давления цельнокованый, а ротор низкого давления состоит из девяти цельнокованых дисков и четырех насадных.

Свежий пар от котла подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический стопорный клапан (АСК) с условным диаметром dу 280 мм, откуда по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам ЦВД. ЦВД имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны (РК) с условным диаметром dу 125 мм расположены в паровых коробках, которые приварены к корпусам цилиндров. Два клапана установлены на верхней части цилиндра и два клапана по бокам в нижней части цилиндра.

Отработав в ЦВД, часть пара поступает в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. По перепускным трубам пар из ЦВД поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. Передняя часть ЦНД выполнена из литой углеродистой стали. Выхлопная часть ЦНД сварная. Ротор высокого давления (РВД) и ротор низкого давления (РНД) гибкие. РВД цельнокованый, на РНД первые 9 дисков откованы заодно с валом, 4 последние диски насадные. РВД и РНД соединены между собой гибкой пружинной муфтой. Ротор ЦНД и генератора соединены полугибкой муфтой.

Турбина имеет клапанное регулирование. Регулирование части высокого давления состоит из 4-х регулирующих клапанов, расположенных в паровых коробах передней части ЦВД, подающих пар к сегментам сопел и 5-го перегрузочного клапана, перепускающего пар из камеры регулирующего колеса в камеру за 4-ой ступенью. Регулирование промышленного отбора осуществляется 4-мя регулирующими клапанами, расположенными в передней части цилиндра низкого давления. Регулирование теплофикационного отбора осуществляется поворотной диафрагмой. Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов ЦНД и поворотной диафрагмы перепуска пара производится поршневыми сервомоторами, золотниками которых управляют регуляторы скорости и давления отборов, включенные по принципу связанного регулирования.

Регулятор скорости снабжен механизмом управления, служащим для подрегулировки и используется для открытия автоматического затвора свежего пара, изменения числа оборотов турбины при холостом ходе во время синхронизации генератора, для поддержания заданной нагрузки генератора или нормальной частоты при параллельной работе генератора и поддержания частоты при одиночной работе генератора. Механизм управления может приводиться или от руки или дистанционно. Область изменения числа оборотов такова, что на холостом ходу возможно испытание регуляторов безопасности, настроенных на срабатывание при 10-12% от номинального числа оборотов. Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника. Концевые и диафрагменные уплотнения ЦВД и ЦНД лабиринтового типа. Рядом стоящие обоймы концевых уплотнений, заключенных в корпусе цилиндра, образуют камеру отсоса.

Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим ротор с частотой 3,4 об/мин. ВПУ отключается автоматически при повышении частоты вращения ротора более 3,4 об/мин. ВПУ может быть переведено на периодическое проворачивание ротора на 180° с помощью специального устройства. Турбина допускает возможность параллельной работы по обоим регулируемым отборам с аналогичной турбиной (по параметрам отборов) при условии:

§ паровой плотности стопорного клапана, регулирующих клапанов ЦВД и ЧСД и поворотной диафграмы отбора;

§ паровой плотности обратных клапанов на линиях нерегулируемых отборов пара;

§ регулярной проверки плотности органов парораспределения и обратных клапанов, а также надежного их закрытия.

Параллельная работа нерегулируемых отборов не допускается. Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек.

Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой дренажей при пусках и остановах турбины, предусмотрено групповое дренирование через расширитель дренажей в конденсатор. Корпусы турбины, корпус АСК и паропроводы покрываются тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 °С при работе турбины на номинальных параметрах и температуре охлаждающего воздуха 25 °С. ЦВД и передняя часть ЦНД закрываются тонкой металлической обшивкой.

 

 

Описание турбины Т180

Теплофикационная паровая турбина с отопительным отбором пара Т-180/210-130-1 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 180 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТГВ-200М с частотой вращения ротора 50 1/с и отпуска тепла для нужд отопления. Турбина имеет два отопительных отбора пара – верхний и нижний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды.

Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления: верхний 0,059 – 0,196 МПа, нижний 0,049 – 0,147 МПа. Регулирование давления в отопительных отборах поддерживается: в верхнем – при включенных двух отопительных отборах, в нижнем – при включенном одном нижнем отопительном отборе. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Минимальное расчетное количество пара, поступающего в конденсатор при номинальном режиме, включенных сетевых подогревателях верхней и нижней ступени подогрева при давлении в верхнем отопительном отборе 0,098 МПа составляет примерно30 т/ч. Максимальный расход пара в конденсатор на конденсационном режиме при температуре охлаждающей воды 27 ºС составляет 461 т/ч.

Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов, равная 1,09 ТДЖ/ч, обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на входе в количестве не менее 11000 м³/ч при полностью включенной регенерации и количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД, равном 100% расхода пара на турбину; при работе турбоустановки со ступенчатым подогревом сетевой воды в сетевых подогревателях; при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор.

Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды и составляет: 185 МВт при подогреве от 41 до 85 ºС; 180 МВт при подогреве от 51 до 95 ºС; 177 МВт при подогреве от 61 до 105 ºС. Максимальная тепловая нагрузка с учетом подогрева подпиточной воды в конденсаторе равна 1,13 ГДж/ч. Максимальная расчетная температура сетевой воды при расходе свежего пара 670 т/ч на выходе из подогревателя сетевой воды верхнего отопительного отбора (ПСГ-2) составляет примерно 118 ºС.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов, предназначенных для подогрева питательной воды ПНД, в деаэраторе, в ПВД.

Максимальная электрическая мощность турбины обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара и пара промежуточного перегрева, полностью включенной регенерации, выключенных отопительных и дополнительных отборах пара, чистой проточной части, расходе охлаждающей воды, равном 22000 м³/ч, и расчетной температуре охлаждающей воды 27 ºС Т-180/210-130-1 и 20 ºС для турбины Т-180/215-130-2.

Кроме регенеративных отборов, допускаются дополнительные отборы за счет снижения мощности и тепловой нагрузки. Предусматривается возможность работы турбо-установки с пропуском подпиточной воды через встроенный пучок конденсатора.

Допускается кратковременная непрерывная работа турбины не более 30 мин при отклонениях параметров от номинальных.

При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Одновременный пропуск подпиточной воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основную поверхность конденсатора возможен при разности температур подпиточной и циркуляционной воды на входе не более 20 ºС.

Допускается работа турбины в открытых системах теплоснабжения с подогревом сетевой воды во встроенном пучке конденсатора.

Расход пара на холостом ходу составляет ~30 т/ч. Турбина может работать на холостом ходу после сброса нагрузки до 15 мин при условии охлаждения конденсатора циркуляционной водой, проходящей через основную поверхность конденсатора и при полностью открытых регулирующих диафрагмах.

 

 

Метод расчета

Под отпуском тепла отработавшим паром понимается суммарный отпуск за счет пара, полностью или частично отработавшего в турбине: пара производственного и теплофикационного отборов, противодавления, нерегулируемых отборов и пара, поступившего в конденсатор. Отпуск тепла отработавшим паром турбин определяет выработку электроэнергии по теплофикационному циклу.

При определении значения отпуска тепла отработавшим паром необходимо учитывать следующее:

при отпуске внешним потребителям свежего или редуцированного пара от котлов отпуск тепла частично обеспечивается отборами турбин (нагрев возвращаемого конденсата и добавка воды, восполняющего его невозврат, в системе регенерации турбоагрегата);

если отпуск тепла от электростанции (подгруппы, группы оборудования) осуществляется только в виде горячей воды, подогреваемой только паром, частично или полностью отработавшим в турбине, в этом случае суммарный отпуск тепла внешним потребителям (п.6) равен отпуску тепла с горячей водой (п.7) и равен отпуску тепла отработавшим паром (п.8);

отпуск тепла внешним потребителям частично может быть обеспечен утилизированным теплом продувочной воды котлов за счет нагрева сетевой воды в насосах

В первую очередь распределение общего расхода топлива между отпускаемыми электроэнергией и теплом производится для групп, подгрупп оборудования и энергоблоков, отдающих переток тепла

где - количество топлива в условном исчислении, сожженного энергетическими котлами (п.92), т;

- выработка и отпуск электроэнергии, тыс. кВт·ч;

- расход электроэнергии на собственные нужды, связанный с производством электроэнергии (п.31), тыс. кВт·ч;

- коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

здесь - расход тепла на производство электроэнергии (п.87) Гкал (ГДж);

- расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов, Гкал (ГДж);

- суммарный отпуск тепла внешним потребителям, Гкал (ГДж);

- доли отпуска тепла, обеспечиваемые соответственно ПВК и за счет нагрева сетевой воды в насосах теплофикационной установки, %.

- увеличение расхода тепла на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов, тыс. Гкал (тыс. ГДж);

здесь - количество тепла, отпущенного внешним потребителям и на собственные нужды, Гкал (ГДж), от турбоагрегатов всего и из отборов.

- то же от конденсаторов всего, в том числе при работе с ухудшенным вакуумом.

- коэффициент ценности тепла, отпускаемого из каждого отбора и от конденсатора при работе с ухудшенным вакуумом:

здесь - энтальпия пара перед турбоагрегатом и в каждом из отборов, ккал/кг 44(кДж/кг);

- повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе (разность энтальпий пара перед ЦСД и за ЦВД турбоагрегата), ккал/кг (кДж/кг).

В числителе первой дроби формулы (22) член применяется только для отборов, расположенных до промежуточного пароперегревателя, а в числителе второй дроби - только для отборов, расположенных за промежуточным пароперегревателем;

- энтальпия пара в конденсаторе при фактической электрической мощности турбоагрегата, но при условии работы его в конденсационном режиме, ккал/кг (кДж/кг).

Для турбоагрегатов с противодавлением и ухудшенным вакуумом значение условно принимается таким же, как и для конденсационных турбоагрегатов соответствующих параметров свежего пара;

- коэффициент, зависящий от давления пара перед турбоагрегатом; его значение принимается следующим:

#G0Давление пара перед турбоагрегатом, кгс/см
до 35	0,25
	0,30
	0,40
	0,42

Значение также определяется с подстановкой в нее вместо энтальпии пара в конденсаторе при работе турбоагрегата с ухудшенным вакуумом.

Тепла от теплового насоса используется для отопления обратная сетевая вода от городских сетей. Тепло от конденсатора теплового насоса нагревает воду после смешивания с подпиткой водой. После нагревается, они разделены на 3 стороны на каждый блок поступает ПСВ 1 и 2 каждого блока. Затем перейдите к пиковой котельной. Здесь мы увидим, сколько тепла, уменьшается путем добавления тепловой насос, и мы увидим, если это имеет выгоду.

Теплоснабжения пиковой котельной мы увидим в United Cycle. Температура обратной сетевой воды и приямой сетевой воды поддерживаются на таком же условии. Температура обратной сетевой воды 60 ° C и температура приямой сетевой воды 150 С.

 

 

Результаты

Показатели Эффективности

Показатели эффективности по блокам

T180	Лето	Зима 1	Зима 2	Оптм. 1
Qт		315,19	330,47	316,11	МВт
Qт_отр	459,17	196,72	185,87	198,07	МВт
Qi*(1-ξi)+Q конд-Qвп	289,44	124,10	123,42	124,18	МВт
ΔQ э	0,000	66,643	59,728	66,947	(Гкал/ч)
ПТ60	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
Qт	76,63	56,63	95,3	73,12	МВт
Qт_отр	143,75	157,94	124,48	147,26	МВт
Qi*(1-ξi)+Q конд-Qвп	75,47	67,13	81,38	75,22	МВт
ΔQ э	121,808	161,080	91,455	130,349	(Гкал/ч)
ПТ60(2)	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
Qт	80,26	59,25	95,3	73,12	МВт
Qт_отр	140,13	155,32	124,48	147,26	МВт
Qi*(1-ξi)+Q конд-Qвп	79,21	67,91	81,38	75,22	МВт
ΔQ э	118,998	153,176	91,455	130,349	(Гкал/ч)

Показатели эффективности ТЭЦ

	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
ΣQэ (Гкал/ч)	639,34	438,80	374,14	423,83
ΣΔQ э (Гкал/ч)	240,81	380,90	242,64	327,64
Кэ_блок	0,862	0,689	0,580	0,654

 

Расход топлива

расход топлива	Лето	Зима мин	Зима макс	Оптм. 1
В_ТЕЦ	885,37	960,13	1009,07	939,47	(тыс. Нм3/ч)
120,16	130,30	136,95	127,50	(т.у.т/ч)
Вэ/э	718,40	622,91	550,88	578,93	(тыс. Нм3/ч)
97,50	84,54	74,76	78,57	(т.у.т/ч)
Вт/э	166,97	371,55	526,84	360,54	(тыс. Нм3/ч)
22,66	50,42	71,50	48,93	(т.у.т/ч)

Удельный расход условного топлива

b э/э	323,9	281,7	249,0	261,2	г.у.т/кВт.ч
b т/э	69,80	87,61	104,11	84,76	кг.у.т/(Гкал/ч)

Результаты оптимизации

Проанализировав КИТ мы можем провести оптимизацию, основанную на графике КИТ. Здесь стараемся оптимизировать режим работы зима с низкой нагрузкой, отличающийся тем, что суммарная нагрузка на отопление около 979 МВт.

После просмотра результатов КИТ было определено, что необходимой теплоты достаточно без использования пикового котла, за счет максимального использования подогревателей сетевой воды в каждом блоке.

	Зима мин	Оптм. 1
суммарный блок (МВт)	431,07	462,35
пиковые котла (МВт)	34,89
α ПВК	0,07	0,00
суммарный тепло в котел (МВт)	979,0	954,9

 

 

Расход топлива при оптимизации

расход топлива	Зима мин	Оптм. 1
В_ТЕЦ	960,13	939,47	(тыс. Нм3/ч)
130,30	127,50	(т.у.т/ч)
Вэ/э	622,91	578,93	(тыс. Нм3/ч)
84,54	78,57	(т.у.т/ч)
Вт/э	371,55	360,54	(тыс. Нм3/ч)
50,42	48,93	(т.у.т/ч)

 

Удельный расход условного топлива при оптимизации

b э/э	281,7	261,2	г.у.т/кВт.ч
b т/э	87,61	84,76	кг.у.т/(Гкал/ч)

Выводы

Программа «United Cycle» помогает провести комплексное исследование режимов электростанции любой сложности путем ее математического моделирования. С помощью САПР United Cycle, путем математического моделирования, можно определить оптимальный режим работы. Меняя параметры, можно быстро моделировать различные нагрузки и проводить анализ критических параметров.

В результате проведенной работы была составлена схема в электростанции с двумя блоками Т 180, и двух блоков ПТ 60. Была сконструирована математическая модель всех четырех блоков и произведен расчет тепловой схемы для трех режимов: летнего, зимнего минимального и зимнего максимального.

Для каждого из блоков и электростанции были рассчитаны расходы удельного топлива, а так же рассчитаны показатели КИТ для каждого из блоков в отдельности.

Результаты расчета КИТов показали, что блок Т180 является самым эффективным и является приоритетным для загрузки.

В результате оптимизации было принято решение отключить пиковый водогрейный котел и увеличить расход сетевой воды через ПСВ на каждом блоке. Результатом такого мероприятия будет являться снижение расхода условного топлива на производство электроэнергии на 2,5%. Удельный расход тепловой энергии на подогрев сетевой воды в таком случае останется неизменным.

В результате пройденного курса я изучил основы проектирования режимов в программе «United Cycle», изучил принципы функционирования основного оборудования станции, основы оптимизации и влияние мер оптимизации на технико-экономические параметры станции.

В дальнейшем я планирую использовать полученные мной знания работы в данной программе для написания магистерской работы, еще более детально углубится в особенности проектирования режимов и оптимизации работы ТЭЦ.

Список литературы

1. Аникина И.Д. Использование методов имитационного моделирования для повышения эффективности ТЭЦ/И.Д. Аникина, Н.Т. Амосов// Неделя науки СПбПУ: материалы форума с международным участием. Институт энергетики и транспортных систем. Часть 1.- СПб: Изд-во Политехн. ун-та - 2015. – С. 182-184

2. Аникина И.Д., Сергеев В.В. Использование тепловых насосов для повышения энергоэффективности и энергосбережения. Диссертация Магистра СПБГПУ. 2012. 21-22с

 

Описание турбины ПТ 60

Паровая турбина ПТ-60/75-130/13 с конденсационной установкой и двумя регулируемыми отборами пара, представляет собой двухцилиндровый одновальный агрегат.

§ Номинальная мощность турбины 60000 кВт.

§ Число оборотов в минуту 3000.

§ Давление свежего пара перед стопорным клапаном
12,75 (130) МПа (кгс/см2).

§ Температура свежего пара перед стопорным клапаном 565 °С.

§ Давление в конденсаторе 0,0034 МПа.

§ Максимальный расход пара через турбину 107,5 (387) кг/с (т/ч).

§ Максимальный пропуск пара в конденсатор 44,4 (160) кг/с (т/ч).

§ Давление пара регулируемого промышленного отбора 0,686-1,666 (7-17) МПа (кгс/см2).

Примечание: при работе с давлением промышленного отбора 0,686-0,784 (7-8) МПа (кгс/см2) расход свежего пара на турбину снижается до 77,78-83,33 (280-300) кг/с (т/ч).

§ Давление пара регулируемого теплофикационного отбора 0,0294-0,147 МПа.

§ Расход охлаждающей воды 0,022 (8000) кг/с (м3/час).

§ Максимальная величина производственного отбора при теплофикационном отборе, равном нулю, составляет 69,44 (250) кг/с (т/ч). Максимальная величина теплофикационного отбора пара, когда величина производственного отбора равна нулю, составляет 44,44 (60) кг/с (т/ч).

§ Минимальный пропуск пара в часть низкого давления (за 27 ступенью), при закрытой поворотной диафрагме, с давлением в камере отбора 0,0196 (0,2) МПа (кгс/см2), составляет 2,78 (10) кг/с (т/ч).

Турбина имеет

§ регулятор скорости, который поддерживает число оборотов турбины с неравномерностью 4%;

§ регулятор безопасности с двумя центробежными выключателями, которые срабатывают при достижении числа оборотов на 11-12% сверх номинальных (3000об/мин);

§ регулятор давления 0,686-1,666 (7-17) МПа (кгс/см);

§ регулятор давления от 0,02943 до 0,147 МПа;

§ ограничитель мощности;

§ реле для отключения турбины при аксиальном сдвиге ротора высокого давления и ротора низкого давления;

§ автоматическое устройство для включения электромасляного насоса смазки подшипников турбины при снижении давления масла;

§ регулятор уровня в конденсаторе, который также осуществляет рециркуляцию конденсата.

Цилиндр высокого давления (ЦВД) имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Цилиндр низкого давления (ЦНД) состоит из двух частей: часть среднего давления (ЧСД) имеет регулирующую ступень и 8 ступеней давления, часть низкого давления (ЧНД) имеет регулирующую ступень и три ступени давления. Ротор высокого давления цельнокованый, а ротор низкого давления состоит из девяти цельнокованых дисков и четырех насадных.

Свежий пар от котла подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен автоматический стопорный клапан (АСК) с условным диаметром dу 280 мм, откуда по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам ЦВД. ЦВД имеет сопловое парораспределение. Регулирующие клапаны (РК) с условным диаметром dу 125 мм расположены в паровых коробках, которые приварены к корпусам цилиндров. Два клапана установлены на верхней части цилиндра и два клапана по бокам в нижней части цилиндра.

Отработав в ЦВД, часть пара поступает в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Давление в камере производственного отбора поддерживается регулирующими клапанами ЦНД. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. По перепускным трубам пар из ЦВД поступает к паровым коробкам регулирующих клапанов ЦНД. Передняя часть ЦНД выполнена из литой углеродистой стали. Выхлопная часть ЦНД сварная. Ротор высокого давления (РВД) и ротор низкого давления (РНД) гибкие. РВД цельнокованый, на РНД первые 9 дисков откованы заодно с валом, 4 последние диски насадные. РВД и РНД соединены между собой гибкой пружинной муфтой. Ротор ЦНД и генератора соединены полугибкой муфтой.

Турбина имеет клапанное регулирование. Регулирование части высокого давления состоит из 4-х регулирующих клапанов, расположенных в паровых коробах передней части ЦВД, подающих пар к сегментам сопел и 5-го перегрузочного клапана, перепускающего пар из камеры регулирующего колеса в камеру за 4-ой ступенью. Регулирование промышленного отбора осуществляется 4-мя регулирующими клапанами, расположенными в передней части цилиндра низкого давления. Регулирование теплофикационного отбора осуществляется поворотной диафрагмой. Перестановка регулирующих клапанов впуска свежего пара, регулирующих клапанов ЦНД и поворотной диафрагмы перепуска пара производится поршневыми сервомоторами, золотниками которых управляют регуляторы скорости и давления отборов, включенные по принципу связанного регулирования.

Регулятор скорости снабжен механизмом управления, служащим для подрегулировки и используется для открытия автоматического затвора свежего пара, изменения числа оборотов турбины при холостом ходе во время синхронизации генератора, для поддержания заданной нагрузки генератора или нормальной частоты при параллельной работе генератора и поддержания частоты при одиночной работе генератора. Механизм управления может приводиться или от руки или дистанционно. Область изменения числа оборотов такова, что на холостом ходу возможно испытание регуляторов безопасности, настроенных на срабатывание при 10-12% от номинального числа оборотов. Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника. Концевые и диафрагменные уплотнения ЦВД и ЦНД лабиринтового типа. Рядом стоящие обоймы концевых уплотнений, заключенных в корпусе цилиндра, образуют камеру отсоса.

Турбина снабжена валоповоротным устройством (ВПУ), вращающим ротор с частотой 3,4 об/мин. ВПУ отключается автоматически при повышении частоты вращения ротора более 3,4 об/мин. ВПУ может быть переведено на периодическое проворачивание ротора на 180° с помощью специального устройства. Турбина допускает возможность параллельной работы по обоим регулируемым отборам с аналогичной турбиной (по параметрам отборов) при условии:

§ паровой плотности стопорного клапана, регулирующих клапанов ЦВД и ЧСД и поворотной диафграмы отбора;

§ паровой плотности обратных клапанов на линиях нерегулируемых отборов пара;

§ регулярной проверки плотности органов парораспределения и обратных клапанов, а также надежного их закрытия.

Параллельная работа нерегулируемых отборов не допускается. Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек.

Для обеспечения правильного режима работы и дистанционного управления системой дренажей при пусках и остановах турбины, предусмотрено групповое дренирование через расширитель дренажей в конденсатор. Корпусы турбины, корпус АСК и паропроводы покрываются тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 °С при работе турбины на номинальных параметрах и температуре охлаждающего воздуха 25 °С. ЦВД и передняя часть ЦНД закрываются тонкой металлической обшивкой.

 

 

Описание турбины Т180

Теплофикационная паровая турбина с отопительным отбором пара Т-180/210-130-1 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 180 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТГВ-200М с частотой вращения ротора 50 1/с и отпуска тепла для нужд отопления. Турбина имеет два отопительных отбора пара – верхний и нижний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды.

Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давления: верхний 0,059 – 0,196 МПа, нижний 0,049 – 0,147 МПа. Регулирование давления в отопительных отборах поддерживается: в верхнем – при включенных двух отопительных отборах, в нижнем – при включенном одном нижнем отопительном отборе. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Минимальное расчетное количество пара, поступающего в конденсатор при номинальном режиме, включенных сетевых подогревателях верхней и нижней ступени подогрева при давлении в верхнем отопительном отборе 0,098 МПа составляет примерно30 т/ч. Максимальный расход пара в конденсатор на конденсационном режиме при температуре охлаждающей воды 27 ºС составляет 461 т/ч.

Номинальная суммарная тепловая нагрузка отопительных отборов, равная 1,09 ТДЖ/ч, обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на входе в количестве не менее 11000 м³/ч при полностью включенной регенерации и количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД, равном 100% расхода пара на турбину; при работе турбоустановки со ступенчатым подогревом сетевой воды в сетевых подогревателях; при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор.

Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды и составляет: 185 МВт при подогреве от 41 до 85 ºС; 180 МВт при подогреве от 51 до 95 ºС; 177 МВт при подогреве от 61 до 105 ºС. Максимальная тепловая нагрузка с учетом подогрева подпиточной воды в конденсаторе равна 1,13 ГДж/ч. Максимальная расчетная температура сетевой воды при расходе свежего пара 670 т/ч на выходе из подогревателя сетевой воды верхнего отопительного отбора (ПСГ-2) составляет примерно 118 ºС.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов, предназначенных для подогрева питательной воды ПНД, в деаэраторе, в ПВД.

Максимальная электрическая мощность турбины обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара и пара промежуточного перегрева, полностью включенной регенерации, выключенных отопительных и дополнительных отборах пара, чистой проточной части, расходе охлаждающей воды, равном 22000 м³/ч, и расчетной температуре охлаждающей воды 27 ºС Т-180/210-130-1 и 20 ºС для турбины Т-180/215-130-2.

Кроме регенеративных отборов, допускаются дополнительные отборы за счет снижения мощности и тепловой нагрузки. Предусматривается возможность работы турбо-установки с пропуском подпиточной воды через встроенный пучок конденсатора.

Допускается кратковременная непрерывная работа турбины не более 30 мин при отклонениях параметров от номинальных.

При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Одновременный пропуск подпиточной воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основную поверхность конденсатора возможен при разности температур подпиточной и циркуляционной воды на входе не более 20 ºС.

Допускается работа турбины в открытых системах теплоснабжения с подогревом сетевой воды во встроенном пучке конденсатора.

Расход пара на холостом ходу составляет ~30 т/ч. Турбина может работать на холостом ходу после сброса нагрузки до 15 мин при условии охлаждения конденсатора циркуляционной водой, проходящей через основную поверхность конденсатора и при полностью открытых регулирующих диафрагмах.

 

 

Метод расчета

Под отпуском тепла отработавшим паром понимается суммарный отпуск за счет пара, полностью или частично отработавшего в турбине: пара производственного и теплофикационного отборов, противодавления, нерегулируемых отборов и пара, поступившего в конденсатор. Отпуск тепла отработавшим паром турбин определяет выработку электроэнергии по теплофикационному циклу.

При определении значения отпуска тепла отработавшим паром необходимо учитывать следующее:

при отпуске внешним потребителям свежего или редуцированного пара от котлов отпуск тепла частично обеспечивается отборами турбин (нагрев возвращаемого конденсата и добавка воды, восполняющего его невозврат, в системе регенерации турбоагрегата);

если отпуск тепла от электростанции (подгруппы, группы оборудования) осуществляется только в виде горячей воды, подогреваемой только паром, частично или полностью отработавшим в турбине, в этом случа