5 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Типовая схема маслоснабжения турбины пт 80

Характеристики паровой турбины ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ

Теплофикационная паровая турбина ПТ-80/100-130/13 производственного объеди­нения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (НОГ ЛМЗ) с промышлен­ным и отопительными отборами пара номинальной мощностью 80 МВт, максимальной 100 МВт с начальным давлением пара 12,8 МПа предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 Гц и отпуска теп­ла для нужд производства и отопления.

При заказе турбины, а также в другой документации, где ее следует обозначать «Турбина паровая 1ГГ-80/100-130/13 ТУ 108-948-80».

Турбина ПТ-80/100-130/13 соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара: производственный с абсо­лютным давлением (1,275±0,29) МПа и два отопительных отбора: верхний с абсолют­ным давлением в пределах 0,049-0,245 МПа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 МПа.

Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного от­бора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отбо­ре — при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе — при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева пропускается последовательно и в одинаковом количест­ве. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, контролируется.

Номинальные значения основных параметров турбины ПТ-80/100-130/13

При номинальных параметрах свежею пара, расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, температуре охлаждающей воды 20 °С, полностью включенной регенерации, количестве конденсата, подогреваемого в ПВД, равном 100% расхода пара через турби­ну, при работе турбоустановки с деаэратором 0,59 МПа, со ступенчатым подогревом се­тевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минималь­ном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величины отборов:

— номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт;

— производственный отбор — 185 т/ч при абсолютном давлении 1,275 МПа;

— суммарный отопительный отбор — 285 ГДж/ч (132 т/ч) при абсолютных давлениях: в верхнем отборе — 0,088 МПа и в нижнем отборе — 0,034 МПа;

— максимальная величина производственного отбора при абсолютном давлении в камере отбора 1,275 МПа составляет 300 т/ч. При этой величине производственного от­бора и отсутствии отопительных отборов мощность турбины составляет -70 МВт. При номинальной мощности 80 МВт и отсутствии отопительных отборов максимальный про­изводственный отбор составит -250 т/ч;

— максимальная суммарная величина отопительных отборов равна 420 ГДж/ч (200 т/ч); при этой величине отопительных отборов и отсутствии производственного от­бора мощность турбины составляет около 75 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутствии производственного отбора максимальные отопительные отборы составят око­ло 250 ГДж/ч (-120 т/ч).

— максимальная мощность турбины при выключенных производственном и отопи­тельных отборах, при расходе охлаждающей воды 8000 м /ч с температурой 20 °С, пол­ностью включенной регенерации составит 80 МВт. Максимальная мощность турбины 100 МВт. получаемая при определенных сочетаниях производственного и отопительного отборов, зависит от величины отборов и определяется диафрагмой режимов.

Предусматривается возможность работы турбоустановки с пропуском подпиточной и сетевой воды через встроенный пучок

При охлаждении конденсатора сетевой водой турбина может работать по теплово­му графику. Максимальная тепловая мощность встроенного пучка составляет -130 ГДж/ч при поддержании температуры в выхлопной части не выше 80 °С.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при следую­щих отклонениях основных параметров от номинальных:

  • при одновременном изменении в любых сочетаниях начальных параметров свеже­го пара — давления от 12,25 до 13,23 МПа и температуры от 545 до 560 °С; при этом тем­пература охлаждающей воды должна быть не выше 20 °С;
  • при повышении температуры охлаждающей воды при входе в конденсатор до 33 °С и расходе охлаждающей воды 8000 м3/ч, если начальные параметры свежего пара при этом не ниже номинальных;
  • при одновременном уменьшении величин производственного и отопительных от­боров пара до нуля.
  • при повышении давления свежего пара до 13,72 МПа и температуры до 565 °С до­пускается работа турбины в течение не более получаса, причем общая продолжитель­ность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч/год.

Для данной турбинной установки ПТ-80/100-130/13 используеться подогреватель высокого давления №7 (ПВД-475-230-50-1). ПВД-7 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 4,41 МПа, температуре 420 °С и расходом пара 7,22 кг/с. Параметры питательной воды при этом: давление 15,93МПа, температура 233 °С и расход 130 кг/с.

Курсач по ПиГУ (Забелин) / Каталог турбин / ЛМЗпт80_100-130

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА ПТ-80/100-130/13

МОЩНОСТЬЮ 80 МВт

Паровая конденсационная турбина ПТ-80/100-130/13 (рис. 1) с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофи­кационными) номинальной мощностью 80 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора пере­менного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2 при работе в блоке с котельным агрегатом.

Турбина имеет регенеративное устройство для подогрева питательной воды, сетевые подогревате­ли для ступенчатого подогрева сетевой воды и должна работать совместно с конденсационной установкой (рис. 2).

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах, которые представленны в табл.1.

Турбина имеет регулируемые отборы пара: про­изводственный с давлением 13±3 кгс/см 2 абс.; два теплофикационных отбора (для подогрева сетевой воды): верхний с давлением 0,5—2,5 кгс/см 2 абс.; нижний—0,3—1 кгс/см 2 абс.

Регулирование давления осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, уста­новленной в камере нижнего теплофикационного отбора.

Регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе при включенных двух теплофикационных отборах, в нижнем — при включенном одном нижнем теплофи­кационном отборе.

Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД, кото­рые питаются паром из отборов турбины (регули­руемых и нерегулируемых).

Данные о регенеративных отборах приведены в табл. 2 и соответствуют параметрам по всем по­казателям.

Таблица 1 Таблица 2

Параметры пара в камере отбора

Количество отбираемого пара, т/ч

Давление, кгс/см 2 абс.

Свежий пар перед автоматическим стопор­ным клапаном:

давление, кгс/см 2 , абс.

Основные параметры конденсаторной группы:

расход охлаждающей воды, м 3 /ч

температура охлаждающей воды , С

Максимальный расход пара при номинальных параметрах, т/ч

Питательная вода, поступающая из деаэратора в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158° С.

При номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч, температу­ре охлаждающей воды 20° С, полностью включен­ной регенерации, количестве воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара, при ра­боте турбоустановки по схеме с деаэратором 6 кгс/см 2 абс. со ступенчатым подогревом сетевой воды, при полном использовании пропускной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор могут быть взяты следующие величи­ны регулируемых отборов: номинальные величины регулируемых отборов при мощности 80 МВт; производственный отбор 185 т/ч при давлении 13 кгс/см 2 абс.; суммарный теплофикационный отбор 132 т/ч при давлениях: в верхнем отборе 1 кгс/см 2 абс. и в нижнем отборе 0,35 кгс/см 2 абс.; максимальная величина производственного от­бора при давлении в камере отбора 13 кгс/см 2 абс. составляет 300 т/ч; при этой величине производст­венного отбора и отсутствии теплофикационных отборов мощность турбины составит 70 МВт; при номинальной мощности 80 МВт и отсутст­вии теплофикационных отборов максимальный производственный отбор составит около 245 т/ч; максимальная суммарная величина теплофика­ционных отборов равна 200 т/ч; при этой величине отбора и отсутствии производственного отбора мощность составит около 76 МВт; при номиналь­ной мощности 80 МВт и отсутствии производствен­ного отбора максимальные теплофикационные от­боры составят 150 т/ч. Кроме того, номинальная мощность 80 МВт может быть достигнута при мак­симальном теплофикационном отборе 200 т/ч и производственном отборе 40 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при следующих отклонениях основных параметров от номинальных: давления свежего пара 125— 135 кгс/см 2 абс.; температуры свежего пара 545— 560° С; повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 33° С и расходе охлаждающей воды 8000 м 3 ч; одновременном уменьшении величины производственного и тепло­фикационных отборов пара до нуля.

При повышении давления свежего пара до 140 кгс/см 2 абс. и температуры до 565° С допуска­ется работа турбины в течение не более 30 мин, а общая продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.

Длительная работа турбины с максимальной мощностью 100 МВт при определенных сочетаниях производственного и теплофикационных отборов зависит от величины отборов и определяется диа­граммой режимов.

Не допускается работа турбины: при давлении пара в камере производственного отбора выше 16 кгс/см 2 абс. и в камере теплофика­ционного отбора выше 2,5 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше 83 кгс/см 2 абс.; при давлении пара в камере регулирующего ко­леса ЦНД (за 18-й ступенью) выше 13,5 кгс/см 2 абс.; при включенных регуляторах давления и дав­лениях в камере производственного отбора ниже 10 кгс/см 2 абс., и в камере нижнего теплофикацион­ного отбора ниже 0,3 кгс/см 2 абс.; на выхлоп в атмосферу; температуре выхлопной части турбины выше 70° С; по временной незаконченной схеме установки; при включенном верхнем теплофикационном от­боре с выключенным нижним теплофикационным отбором.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбины.

Лопаточный агрегат турбины рассчитан на ра­боту при частоте сети 50 Гц (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты сети в пределах 49—50,5 Гц, кратковременная работа при минимальной частоте 48,5 Гц, пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и горячего состояний.

Ориентировочная продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки): из холодного состояния—5 ч; через 48 ч простоя—3 ч. 40 мин; через 24 ч простоя—2 ч 30 мин; через 6—8 ч про­стоя — 1 ч 15 мин.

Допускается работа турбины на холостом ходу после сброса нагрузки не более 15 мин, при усло­вии охлаждения конденсатора циркуляционной водой и полностью открытой поворотной диа­фрагме.

Гарантийные расходы тепла. В табл. 3 приве­дены гарантийные удельные расходы тепла. Удель­ный расход пара гарантируется с допуском 1 % сверх допуска на точность испытаний.

Введение

Для крупных заводов всех отраслей промышленности, имеющих большое теплопотребление, оптимальной является система энергоснабжения от районной или промышленной ТЭЦ.

Процесс производства электроэнергии на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью и более высокими энергетическими показателями по сравнению с конденсационными электростанциями. Это объясняется тем, что отработавшее тепло турбины, отведенное в холодный источник (приемника тепла у внешнего потребителя), используется в нем.

В работе произведен расчет принципиальной тепловой схемы электростанции на базе производственной теплофикационной турбины ПТ-80/100-130/13, работающей на расчетном режиме при наружной температуре воздуха .

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.

Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки ПТ-80/100-130/13

Энергоблок электрической мощностью 80 МВт состоит из барабанного котла высокого давления Е-320/140, турбины ПТ-80/100-130/13, генератора и вспомогательного оборудования .

Энергоблок имеет семь отборов. В турбоустановке можно осуществлять двухступенчатый подогрев сетевой воды. Имеется основной и пиковый бойлера, а также ПВК, который включается если бойлера не могут обеспечить требуемого нагрева сетевой воды.

Свежий пар из котла с давлением 12,8 МПа и температурой 555 0 С поступает в ЦВД турбины и, отработав, направляется в ЧСД турбины, а затем в ЧНД. Отработав пар поступает из ЧНД в конденсатор.

В энергоблоке для регенерации предусмотрены три подогревателя высокого давления (ПВД) и четыре низкого (ПНД). Нумерация подогревателей идет с хвоста турбоагрегата. Конденсат греющего пара ПВД-7 каскадно сливается в ПВД-6, в ПВД-5 и затем в деаэратор (6 ата). Слив конденсата из ПНД4, ПНД3 и ПНД2 также осуществляется каскадно в ПНД1. Затем из ПНД1 конденсат греющего пара, направляется в СМ1(см. ПрТС2).

Основной конденсат и питательная вода подогреваются последовательно в ПЭ, СХ и ПС, в четырех подогревателях низкого давления (ПНД), в деаэраторе 0,6 МПа и в трех подогревателях высокого давления (ПВД). Отпуск пара на эти подогреватели осуществляется из трех регулируемых и четырех нерегулируемых отборов пара турбины.

На блоке для подогрева воды в теплосети имеется бойлерная установка, состоящая из нижнего(ПСГ-1) и верхнего(ПСГ-2) сетевых подогревателей, питающихся соответственно паром из 6-го и 7-го отбора, и ПВК. Конденсат из верхнего и нижнего сетевых подогревателей подается сливными насосами в смесители СМ1 между ПНД1 и ПНД2 и СМ2 между подогревателями ПНД2 и ПНД3.

Температура подогрева питательной воды лежит в пределах (235-247) 0 С и зависит о начального давления свежего пара, величины недогрева в ПВД7.

Первый отбор пара (из ЦВД) идет на нагрев питательной воды в ПВД-7, второй отбор (из ЦВД) — в ПВД-6, третий (из ЦВД) — в ПВД-5, Д6ата, на производство; четвертый (из ЧСД) — в ПНД-4, пятый (из ЧСД) — в ПНД-3, шестой (из ЧСД) — в ПНД-2, деаэратор (1,2 ата), в ПСГ2, в ПСВ; седьмой (из ЧНД) — в ПНД-1 и в ПСГ1.

Для восполнения потерь в схеме предусмотрен забор сырой воды. Сырая вода подогревается в подогревателе сырой воды (ПСВ) до температуры 35 о С, затем, пройдя химическую очистку, поступает в деаэратор 1,2 ата. Для обеспечения подогрева и деаэрации добавочной воды используется теплота пара из шестого отбора.

Пар из штоков уплотнений в количестве Dшт = 0,003D0 идет в деаэратор (6 ата). Пар из крайних камер уплотнений направляется в СХ, из средних камер уплотнения — в ПС.

Продувка котла — двухступенчатая. Пар с расширителя 1-ой ступени идет в деаэратор(6 ата), с расширителя 2-ой ступени в деаэратор(1,2 ата). Вода с расширителя 2-ой ступени подается в магистраль сетевой воды, для частичного восполнения потерь сети.

Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ на базе ТУ ПТ-80/100-130/13

РТМ 108.020.126-80
Методика расчета и проектирования охладителей масла для систем маслоснабжения турбоустановок

Купить РТМ 108.020.126-80 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководящий технический материал (РТМ) распространяется на охладители масла, используемые в системах маслоснабжения турбинных установок тепловых электростанций, а также стационарных паро- и газотурбинных установок другого назначения.

РТМ предназначен для расчета и проектирования типовых конструкций серийных охладителей масла, а также герметичных охладителей масла типа МВР

Оглавление

1. Основные условные обозначения

2. Принципиальные схемы включения охладителей масла в системы маслоснабжения паротурбинных установок

3. Типы, конструктивные особенности и характеристики охладителей масла, применяемых в серийных турбоустановках

4. Методика теплового расчета охладителей масла

4.1. Цель расчета и техническое задание

4.2. Тепловой баланс

4.3. Основные расчетные зависимости и соотношения

5. Выбор основных конструктивных характеристик и размеров элементов охладителей масла

5.1. Рекомендации по выбору основных конструктивных характеристик трубного пучка с перегородками типа «диск-кольцо»

5.2. Рекомендации по выбору основных конструктивных характеристик трубного пучка с сегментными перегородками

5.3. Рекомендации по выбору основных конструктивных характеристик охладителей масла с пучками труб с продольным приварным оребрением

6. Гидравлический расчет охладителей масла

6.1. Охладители с уплотненными зазорами

6.2. Охладители с технологическими зазорами

6.3. Охладители с поверхностью из труб с продольными приварными ребрами прямоугольного сечения

6.4. Охладители масла с поверхностью из труб с проволочно-петельным оребрением

7. Рекомендации по расчету на прочность элементов охладителей масла

8. Выбор материалов и конструирование основных сборочных единиц охладителей

9. Обеспечение герметичности масляных полостей и компенсации температурных расширений

10. Меры по предотвращению протечек масла при проектировании и эксплуатации оборудования систем маслоснабжения

Приложение 1. Примеры тепловых и гидравлических расчетов охладителей масла

Приложение 2. Перечень документов, на которые даны ссылки в РТМ 108.020.126-80

Этот документ находится в:

  • Раздел Экология
    • Раздел 27 ЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОТЕХНИКА
      • Раздел 27.040 Газовые и паровые турбины. Паровые двигатели
  • Раздел Строительство
    • Раздел Справочные документы
      • Раздел Директивные письма, положения, рекомендации и др.

Организации:

  • ГОСТ 5520-79Прокат листовой из углеродистой, низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия. Заменен на ГОСТ 5520-2017.
  • ГОСТ 5632-72Стали высоколегированные и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки. Заменен на ГОСТ 5632-2014.
  • ГОСТ 8696-74Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Технические условия
  • ГОСТ 8732-78Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент
  • ГОСТ 492-73Никель, сплавы никелевые и медно-никелевые, обрабатываемые давлением. Марки. Заменен на ГОСТ 492-2006.
  • ГОСТ 7350-77Сталь толстолистовая коррозионно-стойкая, жаростойкая и жаропрочная. Технические условия
  • ГОСТ 32-74Масла турбинные. Технические условия
  • ГОСТ 493-79Бронзы безоловянные литейные. Марки

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОХЛАДИТЕЛЕЙ МАСЛА ДЛЯ СИСТЕМ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ ТУРБОУСТАНОВОК

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ указанием Министерства энергетического машиностроения от 21.10.80 № ВВ-002/8538

НПО ЦКТИ В. А. ПЕРМЯКОВ,

Е. С. ЛЕВИН, Г. В. ДИВОВА, Г. М. СМИРНОВА

ПО «Невский завод» Е. Ф. КУЗНЕЦОВ

© Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунова (НПО ЦКТИ), 1982.

Охладитель масла МБ-63-90

1 — верхняя водяная камера; 2— мембрана; 3 — корпус; 4 — трубная система; 5 — нижняя водяная камера; А — вход масла; Б — выход

масла; В — вход воды; Г — выход воды

РТМ 108.020.126—80 Стр.

Основные технические характеристики охладителей масла завода «Красный гидропресс»

Поверхность охлаждения по наружному диаметру труб, м 2

Номинальный расход масла, т/ч

Номинальная кратность охлаждения Номинальная температура масла, °С:

на входе в охладитель

на выходе из него

Номинальная начальная температура воды, °С

Гидравлическое сопротивление охладителя при номинальном расходе:

по воде, м вод. ст.

по маслу, кгс/см 2

Общее количество труб, шт.

Диаметр и толщина стенки труб, мм

Полная высота аппарата, мм

Наружный диаметр корпуса, мм

Масса аппарата сухая, кг

Основные технические характеристики охладителей масла ПО ХТЗ

Поверхность охлаждения, м 2 Номинальный расход, м 3 /ч:

Номинальная температура масла, °С:

на входе в охладитель

на выходе из него

Номинальная начальная температура воды, °С

Гидравлическое сопротивление охладителя при номинальном расходе:

по воде, м вод. ст.

по маслу, кгс/см 2

Общее количество труб, шт.

Диаметр и толщина стенки труб, мм

Полная высота аппарата, мм

Наружный диаметр корпуса, мм

Масса аппарата сухая, кг

Охладитель масла МБ-50-75

РТМ 108.020.126-80 Стр. 11

/ — нижняя водяная камера; Г—корпус; 3 — трубная система; 4 —крышка; 5 — верхняя водяная камера; 6 — воздухоотводящее устройство; А —вход

масла; Б — выход масла; В — вход воды; Г — выход воды

Стр. 12 РТМ 108.020.126—80

относительно корпуса верхняя водяная камера у всех аппаратов данного завода выполнена «плавающей». Она расположена внутри масляной полости охладителя. Крепление труб в трубных досках осуществлено на вальцовке.

Для очистки внутренней поверхности труб в аппарате данного типа его следует отключить и разгерметизировать верхний разъем масляной полости. Одновременно необходимо снять крышку с лючков на нижней водяной камере и демонтировать воздушник верхней водяной камеры. Все отсеки нижней водяной камеры выполнены дренируемыми. С внутренней стороны крышки верхней водяной камеры и лючков на нижней камере в аппаратах, рассчитанных на использование охлаждающей воды с массовым содержанием солей выше 5000 мг/кг, устанавливаются протекторы. Аппарат МБ-380-500 в средней по высоте части корпуса имеет дополнительный фланцевый разъем.

Охладителями данного предприятия комплектуются паровые турбины К-300-240, К-500-240-2,

К-220-44, К-500-65/3000, К-500-60/1500, К-1000-60/1500. Основные технические характеристики гладкотрубных охладителей масла ПО ХТЗ приведены в табл. 2.

3.4. ПО ЛМЗ для комплектования систем маслоснабжения турбин К-300-240, К-800-240, К-1200-240 и ряда проектируемых выпускает два типоразмера охладителей масла, поверхность в которых набрана из латунных труб с припаянным снаружи проволочно-петельным оребрением: М-240М и М-540. Технические характеристики этих аппаратов приведены в табл. 3. Общий вид охладителя М-540 представлен на черт. 12.

Основные узлы охладителя следующие: крышка, верхняя и нижняя водяные камеры, трубная система, корпус. По воде оба теплообменника являются двухходовыми, по маслу— одноходовыми. Вода движется внутри труб диаметром 19X1 мм, масло —в каналах, образованных наружной поверхностью труб в пучке и поверхностью специальных деревянных профильных вставок, закрывающих промежутки между соседними оребренными трубами. Каналы, таким образом, оказываются заполненными витками проволочного оребрения, что увеличивает поверхность теплообмена, разрушает пограничный слой масла на поверхности трубы и повышает общую турбулентность потока (см. черт. 27). Для оребренпя используется медная проволока диаметром 0,69 мм. Снаружи трубный пучок по деревянным вставкам на его периферийной части стягивается стальными бандажными проволоками. Для компенсации температурных расширений трубной системы относительно корпуса в его верхней части имеется линзовый компенсатор. Крепление концов труб в трубных досках осуществлено на вальцовке.

3.5. Для систем маслоснабжения паротурбинных установок, предназначенных для привода воздуходувок металлургических печей, ПО НЗЛ выпускает ряд кожухотрубных охладителей, наибольшее применение из которых получили МБ-8, МБ-20-26 и МБ-20-50. На черт. 13 дан для примера общий вид охладителя масла МБ-20-26.

Аппарат представляет собой вертикальный кожухотрубный теплообменник, состоящий из следующих основных узлов: верхней водяной камеры, корпуса, трубной системы и нижней водяной камеры «плавающего» типа. Масло движется в межтрубном пространстве, охлаждающая вода —внутри труб. Характер омывания труб в аппарате близок к поперечному, что достигается установкой системы перегородок типа «диск — кольцо».

Внутренняя поверхность корпуса и наружные кромки кольцевых перегородок в аппаратах подвергаются токарной обработке с целью обеспечения величин зазоров между этими элементами в соответствии с требованиями ГОСТ 9916-77. Крепление концов труб в трубных досках осуществлено на вальцовке. Для ремонта или очистки с аппарата снимается верхняя водяная камера и трубная система вынимается из корпуса. Нижняя водяная камера также выполнена съемной.

В последние 2—3 года выпуск охладителей МБ-20-26 и МБ-20-50 прекращен. Технические характеристики выпускаемых в настоящее. время аппаратов даны в табл. 4.

3.6. ПО НЗЛ приступило к серийному производству кожухотрубных охладителей масла, в которых с целью повышения эффективности и улучшения технико-экономических показателей гладкие трубы заменены трубами с низким накатным оребрением. На черт. 14 дан общий вид такого охладителя типа МРУ-6 с рабочей поверхностью 6 м 2 . Коэффициент оребрения для труб этого типа составляет 2,26. Внутренняя поверхность корпусов в аппаратах не протачивается.

Для устранения возможных холостых протечек масла между корпусом и наружными кромками кольцевых перегородок на последних по периферии устанавливается уплотняющее кольцо из листового пластика. Наружный диаметр кольца выполнен несколько большим по сравнению с внутренним диаметром корпуса аппарата. При заводке трубной системы в корпус наружная кромка этого кольца отгибается и достаточно плотно прижимается по окружности к внутренней поверхности корпуса. Из-за малого перепада давлений между каждой парой соседних ходов масла в охладителе такое уплотнение оказывается достаточным для устранения холостых протечек масла по периферии кольцевых перегородок.

Устранение зазоров между наружной поверхностью труб и отверстиями для их прохода в дисковых перегородках осуществляется с помощью слоя такого же пластика, закрепляемого на каждой перегородке. Для наружного диаметра труб 14+^ мм диаметр отверстий в уплотняющем слое на дисковых перегородках принимается равным 13,6±0,1.

В табл. 5 приведены основные технические характеристики охладителей масла типа МРУ-3, МРУ-6, МРУ-10, МРУ-19, МРУ-35.

Описание паротурбинной установки ПТ–80/100–130/13. Описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ–80/100–130/13

Страницы работы

Фрагмент текста работы

Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска – насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД соединяются между собой жестко с помощью фланцев, откованных заодно с роторами. Роторы ЦНД и генератора типа ТВФ–120–2 соединяются жесткой муфтой.

Парораспределение турбины – сопловое. Свежий пар подается к отдельно стоящей сопловой коробке, в которой расположен автоматический затвор, откуда по перепускным трубам пар поступает к регулирующим клапанам турбины.

По выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.

Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Фикспункт турбины расположен на раме турбины со стороны генератора, и агрегат расширяется в сторону переднего подшипника.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод агрегат с частотой 0,0067.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует вращению ротора 50.Допускаеться длительная работа турбины при частоте сети от 49 до 50,5 Гц.

Высота фундамента турбоагрегата от уровня пола конденсационного помещения до уровня пола машинного зала составляет 8 м.

2.1 Описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ–80/100–130/13

Конденсационное устройство включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.

Конденсаторная группа состоит из одного конденсатора со встроенным пучком общей поверхностью охлаждения 3000 м² и предназначена для конденсации поступающего в него пара, создания разряжения в выхлопном патрубке турбины и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсатор, на режимах работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке.

Конденсатор имеет встроенную в паровую часть специальную камеру, в которой устанавливается секция ПНД №1. Остальные ПНД устанавливаются отдельной группой.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени ПНД, три ступени ПВД и деаэратор. Все подогреватели – поверхностного типа.

ПВД № 5,6 и 7 – вертикальной конструкции со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа. ПВД снабжаются групповой защитой, состоящей из автоматических выпускного и обратного клапанов на входе и выходе воды, автоматического клапана с электромагнитом, трубопровода пуска и отключения подогревателей.

ПВД и ПНД (кроме ПНД №1) снабжены регулирующими клапанами отвода конденсата, управляемыми электронными регуляторами.

Слив конденсата греющего пара из подогревателей – каскадный. Из ПНД №2 конденсат откачивается сливным насосом.

Установка для подогрева сетевой воды включает в себя два сетевых подогревателя, конденсатные и сетевые насосы. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат с поверхностью теплообмена 1300 м², которая образована прямыми латунными трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках.

3 Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

Т.к. конденсатор, основной эжектор, подогреватели низкого и высокого давления поставляются на проектируемую станцию вместе с турбиной, то для установки на станции применяются:

а) Конденсатор типа 80–КЦСТ–1 в количестве трёх штук, по одному на каждую турбину;

б) Основной эжектор типа ЭП–3–700–1 в количестве шести штук, по два на каждую турбину;

в) Подогреватели низкого давления типа ПН–130–16–10–II (ПНД №2) и ПН–200–16–4–I (ПНД №3,4);

г) Подогреватели высокого давления типа ПВ–450–230–25 (ПВД №1), ПВ–450–230–35 (ПВД №2) и ПВ–450–230–50 (ПВД № 3).

Характеристики приведенного оборудования сведены в таблицы 2, 3, 4, 5.

Типовая схема маслоснабжения турбины пт 80. По эксплуатации паровой турбины

Описание объекта.
Полное наименование:
«Автоматизированный обучающий курс «Эксплуатация турбины ПТ-80/100-130/13».
Условное обозначение:
Год выпуска: 2007.

Автоматизированный учебный курс по эксплуатации турбины ПТ-80/100-130/13 разработан для подготовки оперативного персонала, обслуживающего турбоустановки данного типа и является средством обучения, предэкзаменационной подготовки и экзаменационного тестирования персонала ТЭЦ.
АУК составлен на основе нормативно-технической документации, используемой при эксплуатации турбин ПТ-80/100-130/13. В нем содержится текстовый и графический материал для интерактивного изучения и тестирования обучаемых.
В данном АУКе описываются конструктивные и технологические характеристики основного и вспомогательного оборудования теплофикационных турбин ПТ-80/100-130/13, а именно: главные паровые задвижки, стопорный клапан, регулирующие клапаны, паровпуск ЦВД, особенности конструкции ЦВД, ЦСД, ЦНД, роторы турбины, подшипники, валоповоротное устройство, система уплотнений, конденсационная установка, регенерация низкого давления, питательные насосы, регенерация высокого давления, теплофикационная установка, масляная система турбины и т.д.
Рассматриваются пусковые, штатные, аварийные и остановочные режимы работы турбоустановки, а также основные критерии надежности при прогреве и расхолаживании паропроводов, блоков клапанов и цилиндров турбины.
Рассмотрена система автоматического регулирования турбины, система защит, блокировок и сигнализации.
Определен порядок допуска к осмотру, испытаниям, ремонту оборудования, правила техники безопасности и взрывопожаробезопасности.

Автоматизированный учебный курс (АУК) является программным средством, предназначенным для первоначального обучения и последующей проверки знаний персонала электрических станций и электрических сетей. Прежде всего, для обучения оперативного и оперативно-ремонтного персонала.
Основу АУКа составляют действующие производственные и должностные инструкции, нормативные материалы, данные заводов-производителей оборудования.
АУК включает в себя:
— раздел общетеоретической информации;
— раздел, в котором рассматриваются конструкция и правила эксплуатации конкретного типа оборудования;
— раздел самопроверки обучаемого;
— блок экзаменатора.
АУК помимо текстов, содержит необходимый графический материал (схемы, рисунки, фотографии).

Информационное содержание АУК.

1. Текстовый материал составлен на основе инструкций по эксплуатации, турбины ПТ-80/100-130/13, заводских инструкций, других нормативно-технических материалов и включает в себя следующие разделы:

1.1. Эксплуатация турбоагрегата ПТ-80/100-130/13.
1.1.1. Общие сведения о турбине.
1.1.2. Масляная система.
1.1.3. Система регулирования и защиты.
1.1.4. Конденсационное устройство.
1.1.5. Регенеративная установка.
1.1.6. Установка для подогрева сетевой воды.
1.1.7. Подготовка турбины к работе.
Подготовка и включение в работу масляной системы и ВПУ.
Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины.
Опробование защит.
1.1.8. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства.
1.1.9. Подготовка и включение в работу регенеративной установки.
1.1.10. Подготовка установки для подогрева сетевой воды.
1.1.11. Подготовка турбины к пуску.
1.1.12. Общие указания, которые должны выполняться при пуске турбины из любого состояния.
1.1.13. Пуск турбины из холодного состояния.
1.1.14. Пуск турбины из горячего состояния.
1.1.15. Режим работы и изменение параметров.
1.1.16. Конденсационный режим.
1.1.17. Режим с отборами на производство и отопление.
1.1.18. Сброс и наброс нагрузки.
1.1.19. Останов турбины и приведение системы в исходное состояние.
1.1.20. Проверка технического состояния и техническое обслуживание. Сроки проверки защит.
1.1.21. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ.
1.1.22. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установки.
1.1.23. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды.
1.1.24. Техника безопасности при обслуживании турбогененратора.
1.1.25. Пожарная безопасность при обслуживании турбоагрегатов.
1.1.26. Порядок опробования предохранительных клапанов.
1.1.27. Приложение (защиты).

2. Графический материал в данном АУКе представлен в составе 15 рисунков и схем:
2.1. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦВД).
2.2. Продольный разрез турбины ПТ-80/100-130-13 (ЦСНД).
2.3. Схема трубопроводов отборов пара.
2.4. Схема маслопроводов турбогенератора.
2.5. Схема подачи и отсоса пара с уплотнений.
2.6. Сальниковый подогреватель ПС-50.
2.7. Характеристика сальникового подогревателя ПС-50.
2.8. Схема основного конденсата турбогенератора.
2.9. Схема трубопроводов сетевой воды.
2.10. Схема трубопроводов отсоса паровоздушной смеси.
2.11. Схема защиты ПВД.
2.12. Схема главного паропровода турбоагрегата.
2.13. Схема дренажей турбоагрегата.
2.14. Схема газомасляной системы генератора ТВФ-120-2.
2.15. Энергетическая характеристика тубоагрегата типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.

После изучения текстового и графического материала, обучаемый может запустить программу самостоятельной проверки знаний. Программа представляет собой тест, проверяющий степень усвоения материала инструкции. В случае ошибочного ответа оператору выводится сообщение об ошибке и цитата из текста инструкции, содержащая правильный ответ. Общее количество вопросов по данному курсу составляет 300.

После прохождения учебного курса и самоконтроля знаний обучаемый сдает экзаменационный тест. В него входят 10 вопросов, выбранных автоматически случайным образом из числа вопросов, предусмотренных для самопроверки. В ходе экзамена экзаменующемуся предлагается ответить на эти вопросы без подсказок и возможности обратиться к учебнику. Никаких сообщений об ошибках до окончания тестирования не выводится. После окончания экзамена обучаемый получает протокол, в котором изложены предложенные вопросы, выбранные экзаменующимся варианты ответов и комментарии к ошибочным ответам. Оценка за экзамен выставляется автоматически. Протокол тестирования сохраняется на жестком диске компьютера. Имеется возможность его печати на принтере.

Удельный расход теплоты при двухступенчатом подогреве сетевой воды.

Условия : G к3-4 = Gвх ЧСД + 5 т/ч; t к — см. рис. ; t 1в 20 °С; W @ 8000 м3/ч

Условия : Р 0 = 13 МПа (130 кгс/см2); t 0 = 555 °С; t 1в 20 °С; W @ 8000 м3/ч; Δi ПЭН = 7 ккал/кг

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector