Магистратура 2 сем ТЭС / girshfeld_v_ya_rezhimy_raboty_i_ekspluataciya_tes

Если значение ТЭЦ не задано, тепловая нагрузка отборов турбины принимается равной номинальной: Qотб = 186÷203 МВт (в зависимости от схемы подогрева: двухили трехступенчатая).

Рис. 4-10. Зависимость D22−23 = f ( pт1, pт2 ) Т-100-130.

теплового баланса сетевой подогревательной установки

Давление в верхнем теплофикационном отборе будет больше р'т 2 на

через отсек 22-й и 23-й ступеней между теплофикационными отборами и от конденсирующей способности сетевого подогревателя СП1. С одной стороны, давление рт1 определяется из формулы

теплофикационных отборах и расход пара через отсек 22-23-й ступеней при

Давление рт1 с другой стороны, определяется с учетом уравнения теплового баланса сетевого подогревателя

соответствующее ей давление пара р'т1 .

Давление в нижнем теплофикационном отборе рт1 можно принять равным рт1 = р'т1 /0,95, так как потери давления в паропроводе нижнего отбора обычно составляют примерно 5%. Таким образом, задаваясь значением Dт1 с учетом (4- 32), получаем зависимость рт1 = f (Dт1) , представленную кривой 2 на рис. 4-11.

Пересечение кривых 1 и 2 определяет искомые значения рт1 и Dт1 в данном

режиме.

Более точно кривая 2 может быть построена с использованием характеристики сетевого подогревателя СП1 (рис. 4-12), построенной по

формуле проф. Е. Я. Соколова [4-2]:

здесь q - тепловая характеристика подогревателя; Q - тепловая нагрузка подогревателя; - разность температур теплоносителей на входе, °С;

коэффициент теплопередачи, кВт/(м2·°С); F - площадь поверхности нагрева подогревателя, м².

Вместо выражения (4-33) можно использовать приведенную в гл. 1 экспоненциальную зависимость

QСП1 = Dт1qт1 п .

Далее определяем тепловую нагрузку сетевого подогревателя СП 2

кДж/кг; qт2 =2150÷2180.

При трехступенчатом подогреве необходимо учитывать подогрев в теплофикационном пучке конденсатора по (4-20).

С учетом этого полная тепловая нагрузка турбины составит:

Расчет схемы турбоустановки. Пользуясь заводскими данными, оцениваем расход пара на турбину по заданному режиму тепловой нагрузки.

Далее ведется поступенчатый расчет параметров проточной части турбины и системы регенерации с одновременным построением процесса расширения пара в i, s-диаграмме.

Для построения процесса расширения пара в ЧНД в i, s-диаграмме и определения параметров пара за диафрагмой с учетом дросселирования в ней используется соотношение

ЧНД в данном режиме и в расчетном (за расчетный можно принять конденсационный режим); рк , рк 0 - давление в конденсаторе в данном и

давление в конденсаторе зависит от температуры конденсата, определяемой с учетом уравнения

причем

tк = tп.к + к ,

недогрев в конденсаторе; можно принять =3÷5°С.

Кроме того, следует иметь в виду, что при полностью закрытой диафрагме и минимальном (вентиляционном) пропуске пара в ЧНД энтальпия пара на выходе из ЧНД несколько повышается; мощность ЧНД при этом, как показали испытания ВТИ, можно принимать равной

4-4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТУРБИНЫ Т-100-130 ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ОТСЕКОВ ТУРБИНЫ

Основные положения методики. Расчет основных показателей ТЭЦ с турбинами Т-100-130 при различных режимах на основе подробного расчета тепловой схемы турбоустановки и параметров проточной части при переменных режимах довольно трудоемок. Приводимая ниже методика расчета, разработанная на кафедре ТЭС МЭИ [4-11], базируется на укрупненных характеристиках турбоустановки и позволяет без детализации расчета системы регенерации и проточной части турбины получить основные данные для любого режима работы.

В качестве расчетных используются заводские характеристики турбины Т- 100-130 и данные испытаний турбины, проведенных ВТИ. Особенность методики МЭИ заключается в использовании характеристик отдельных отсеков турбины (ЧВД, отсек ступеней 22-23, ЧНД), построенных с учетом отборов пара на регенеративные подогреватели, протечек пара через уплотнения и изменения oi отдельных отсеков. При расчете по укрупненным

показателям отпадает необходимость построения процесса расширения пара в турбине в i, s-диаграмме и подробного расчета системы регенерации.

Расчет турбины Т-100-130 ведется при условии равенства расходов свежего пара на турбину и расходов питательной воды, т. е. без учета утечек пара и конденсата.

Ниже на конкретном примере ТЭЦ с четырьмя турбинами Т-100-130 и пиковыми водогрейными котлами приводится расчет режимов турбины Т-100-130 по предлагаемой методике для случая трехступенчатого подогрева сетевой воды с использованием пучка в конденсаторе.

Пример расчета режимов работы турбин Т-100-130 по характеристикам отсеков (заводским данным УТМЗ).

Исходные данные:

Тепловая нагрузка турбины принимается равной номинальной с учетом использования пучка

Qт = Qотбн + Qк =200 МВт.

QПВК = 5504 =137,5МВт.

1. Расчет начинается с определения энтальпии и температуры сетевой воды за сетевым подогревателем СП2 (см. здесь и далее рис. 4-8):

2. Температура и давление насыщения пара в СП2:

t'т2н = tСП 2 + СП 2 = 104,7 + 3 = 107,7оС;

3. Давление пара в верхнем теплофикационном отборе

4.Тепловая нагрузка пучка конденсатора Qк =8,15 МВт (предварительно принимается, а затем уточняется).

5.Расход пара в конденсатор

Рис. 4-13. Расход пара в ЧНД Т-100-130 при закрытых диафрагмах.

9. По рис. 4-13 уточняем расход пара в ЧНД Dк = 3,61 кг/с. Отклонение расхода пара Dк от принятого в расчете составляет 3,67-3,61=0,06 кг/с, поэтому пересчета pт1 и Dт1 не производим. При разнице более 5%

10. Тепловая нагрузка пучка (уточненная)

Рис. 4-15. Расход пара через 21-ю ступень Т-100-130 в зависимости от D0 .

11. Тепловая нагрузка сетевого подогревателя

QСП1 = Dт1qт1 п = 55,1 2220 10−3 0,98 = 120 МВт.

12. Тепловая нагрузка сетевого подогревателя

QСП 2 = Qт − (QСП + Qк ) = 200 − (120 + 8,02) = 71,98МВт.

Ni1+21 = 95,9МВт.

Рис. 4-16. Внутренняя мощность отсека 1-21 Т-100-130.

18. Внутренняя мощность отсека 22, 23-й ступеней (рис. 4-17)

Рис. 4-17. Внутренняя мощность отсека ступеней 22-23 при D0 =70÷125 кг/с.

19. Внутренняя мощность ЧНД (рис. 4-18)

NiЧНД = 0.

20. Суммарная внутренняя мощность

Ni = Ni1−21 + Ni22−23 + NiЧНД = 97,9 + 3,32 + 0 = 99,22МВт.

21. Потери механические и в генераторе (рис. 4-19)

Рис. 4-18. Изменение мощности ЧНД Т-100-130 ( мощность ЧНД при полностья закрытой диафрагме принята за нуль); рт1 = 0,049 МПа.

22. Электрическая мощность турбогенератора

Nэ = Ni − Nм.г = 99,22 −1,74 = 97,48МВт.

Рис. 4-19. Потери механические и в гененраторе Т-100-130.

23. Полный расход тепла на турбоустановку

Рис. 4-20. Зависимость tп.в = f (D0 ) для турбины Т-100-130.

Методика расчета схемы при двухступенчатом подогреве (без использования пучка в конденсаторе) остается той же самой. В этом случае отпуск тепла от турбины сокращается на величину Qк , а расчет схемы ведется при

минимальном пропуске пара в конденсатор, который по-прежнему предварительно оценивается, а затем уточняется в соответствии с давлением в нижнем отопительном отборе.

При работе турбины по электрическому графику с частично открытой диафрагмой можно также использовать приведенную выше методику и расчет вести методом последовательного приближения, задаваясь тепловой нагрузкой отборов и пропуском пара в конденсатор. Расчеты в этом случае несколько усложняются.

Следует отметить, что методика с использованием характеристик отсеков справедлива для расчетных

При отклонении параметров от расчетных необходимо ввести поправки к мощности на снижение начальной температуры.

4-5. ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТУРБИНЫ Т-250 300-240

Тепловая схема турбины Т-250/300-240 представлена на рис. 4-21. Турбина