курсовая работа. ЗИП-18-2рс Джумашева А. Расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины т180210130 по дисциплине

• Название: Расчёт проточной части цилиндра среднего давления теплофикационной паровой турбины т180210130 по дисциплине
• Анкор: курсовая работа
• Дата: 16.05.2021
• Размер: 0.64 Mb.
• Имя файла: ЗИП-18-2рс Джумашева А.docx
• Тип: Пояснительная записка; #205553
• страница: 3 из 5

Система маслоснабжения. Гидравлическая часть САР и система смазки подшипников работают на масле марки Тп-22С ТУ 38.101821–83.

Давление масла в САР – 1,96 МПа, в системе смазки – 0,09 МПа. При работе турбины масло подается главным масляным насосом центробежного типа, размещенным на оси ротора турбины.

В систему смазки масло подается двухступенчатым инжектором. Первая ступень инжектора питает всасывающую линию главного насоса, с давлением около 0,09 МПа для предотвращения отклонений режима. С той же целью в линию всасывания направлены сбросы масла из поршневых камер, главных сервомоторов регулирующих клапанов и поворотных диафрагм.

Вторая ступень инжектора увеличивает давление до уровня, достаточного для преодоления сопротивления маслоохладителей и маслопроводов. Давление масла в системе смазки поддерживается на отметке редукционным клапаном.

Для пуска турбины имеется электронасос с напорным давлением 1,96 МПа, используемый также для гидравлических испытаний системы. Имеются насос смазки с двигателем переменного тока и аварийный насос с двигателем постоянного тока. При снижении давления смазки автоматически от реле падения давления смазки (РПДС) включаются резервный и аварийный насосы. РПДС периодически испытываются во время работы турбины. При снижении давления масла ниже допустимого предела турбина отключается посредством подачи сигнала от РПДС на ЭМВ.

Емкость масляного бака составляет 28 м 3 . Указатель уровня масла в баке имеет контакты для подачи световых сигналов при минимальном и максимальном уровнях. В баке имеются сетчатые фильтры, конструкция которых позволяет производить их очистку во время работы турбины. Фильтр тонкой очистки масла от механических примесей обеспечивает непрерывную фильтрацию части расхода масла в систему регулирования и смазки. Для охлаждения масла имеется три маслоохладителя, включенных по маслу и во- де параллельно. Допускается возможность отключения одного маслоохладителя для чистки при работе турбины.

Конденсационная установка турбины состоит из поверхностного конденсатора, конденсатных насосов, основных и пусковых эжекторов для удаления воздуха из конденсатора и водяных камер, циркуляционных насосов.

Конденсатор – двухходовой, с общей поверхностью теплопередачи 9000 м 2 , предназначен для работы на пресной охлаждающей воде с расходом 6,1 м 3 /с и давлением 0,34 МПа. Через встроенную часть поверхности конденсатора может быть пропущена сетевая пли подпиточная вода с наибольшим расходом 2,02 м 3 /с и давлением 0,7 МПа. По охлаждающей сетевой или подпиточной воде конденсатор – однопоточный, разделен на два отсека, позволяющих осуществить конденсацию пара при разных давлениях, соответствующих температурам последовательно пропускаемой через отсеки воды. Конденсатор имеет устройства: для отбора проб конденсата из четырех мест у основных досок; приема постоянной добавки обессоленной воды (до 27,7 кг/с); два приемных устройства пара, поступающего от БРОУ (до 69,4 кг/с); для приема воды из котла при растопке в количестве 55,5 кг/с; для регулирования уровня отводимого конденсата из отсека корпуса с наибольшим давлением конденсации. Точность поддержания уровня ±200 мм. вод. ст. на высоте 300 мм от низа корпуса. Содержание кислорода в конденсаторе при нормальных присосах воздуха в конденсатор около 50 м кг/кг.

Конденсатор транспортируется отдельными блоками. Сварка блоков, набор и раз- вальцовка трубок производятся при монтаже.

Для отсоса паровоздушной смеси из конденсатора предусмотрены два пароструйных эжектора типа ЭП-3-700-1. Пусковые эжекторы типа ЭП-1-1100-1. Конденсат откачивается насосами типа КСВ-500-85 1-й ступени и насосами типа КСВ-320-160-2 2-й ступени подъема. Для срыва вакуума предусмотрена задвижка с электроприводом, управляемая со щита.

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

ПНД № 1, 2, 3, 4 и ПВД № 1, 2, 3 – поверхностного типа, вертикальные. Каждый подогреватель снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата греющего пара из подогревателя, управляемым электронным регулятором. ПВД имеют встроенные охладители дренажа и охладители греющего пара.

Установка для подогрева сетевой воды включает два сетевых подогревателя ПСГ-1 и ПСГ-2, сальниковый бойлер (СБ), конденсатные насосы и воздухоудаляющее устройство.

Сетевые подогреватели представляют собой поверхностные горизонтальные пароводяные теплообменные аппараты. Поверхность теплообмена каждого подогревателя образована прямыми трубками, развальцованными в трубных досках, и составляет 5000 м 2 . Подогреватели по воде рассчитаны на давление 0,78 МПа и номинальный расход сетевой воды 1666,6 кг/с.

Конденсатные насосы установлены для откачки конденсата из конденсатосборников сетевых подогревателей и подачи его в магистраль основного конденсата соответственно до и после ПНД № 2. Для ПСГ-1 и ПСГ-2 устанавливается по два насоса.

Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротным устройством, фундаментными рамами, паровой коробкой с автоматическим стопорным клапаном, обшивкой турбины;

внутритурбинные трубопроводы;

бак масляный, маслоохладитель;

эжекторы основной, пусковой системы отсоса из уплотнений;

регенеративная установка, включающая подогреватели поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;

установка сетевых подогревателей, включающая сетевые подогреватели № 1 и 2 с регулирующим клапаном; насосы и электрооборудование паротурбинной установки;

конденсаторная группа с задвижками на входе, выходе и на перемычке охлаждающей воды.
2 Основной раздел

1. 
   Технологическая схема турбинной установки и ее характеристика
   

Начальные параметры пара этой турбины 90 атм. и 545С, давление первого отбора 11 атм., давление второго отбора 1,1 атм. Номинальная мощность турбины 25000 квт, но при номинальных параметрах свежего пара и при номинальных расходах и давлениях отборов может быть получена длительная максимальная мощность 30000 квт.

Проточная часть турбины состоит из регулирующей ступени с двухвенечным диском Кертиса и 18 ступеней давления, разбитых на 3 группы.

Ротор имеет гладкий вал постоянного диаметра с насаженными дисками плоского типа, не имеющими развитых втулок. Критическое число оборотов ротора турбины – 1690 в минуту, следовательно, ротор гибкий.

Передняя часть корпуса турбины с клапанной и сопловой коробками отлита из высоколегированной стали.

Диафрагмы, кроме трёх последних по ходу пара, стальные, сварные.

Корпус турбины опирается двумя лапами на передний подшипник и фиксируется гибкими элементами, расположенными сверху и снизу подшипника.

В свою очередь передний подшипник опирается на фундаментную плиту через две гибкие опоры.

На переднем конце ротора расположено колесо центробежного масляного насоса, откованное заодно с валом. Доковые поверхности этого колеса одновременно служат в качестве гребня упорного подшипника, что позволяет обеспечить надёжное маслоснабжение упорно-опорного узла при очень компактной его конструкции.

Концевые уплотнения выполнены в виде лабиринтов из усиков, зачеканенных в тело ротора против выточек в обоймах уплотнения.

Выхлопная часть турбины отлита заодно с корпусом заднего подшипника турбины переднего подшипника генератора. Валы подшипника и генератора соединены жёсткой муфтой.

Парораспределение ЧСД и ЧНД осуществляется поворотными диафрагмами.

Турбина имеет гидродинамическую систему регулирования, выполненную в виде конструктивного блока, установленного на корпусе переднего подшипника. В качестве регулятора скорости использован главный масляный насос, характеристика Q – H которого обеспечивает жёсткую зависимость развиваемого давления только от числа оборотов ротора.



Рисунок 1. Принципиальная тепловая схема турбины Т-180/210-130

2.2 Определение термодинамических параметров в основных точках цикла
Построение процесса в h-s–диаграмме и определение кпд
Характеристика отборов

Таблица 1

Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
	Давление, МПа	Температура, °С
ПВД7 ПВД6 ПВД5 + деаэратор ПНД4 ПНД3 ПНД2 ПНД1	4,12 2,72 1,26 0,658 0,259 0,098 0,049	386 333 447 360 249 152 98	31,8 49,9 17,9 + 2,9 28,5 21,8 7,8 1,6

Таблица 2 - Номинальные значения основных параметров турбины

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа	Исходные данные	-	12,8
Температура пара, ,°C	Исходные данные	-	540
Энтальпия пара , кДж/кг	[6]	-	3460
Удельный объем пара , м3/кг	[6]	-	0,028
Расход пара на турбину , кг/с	Исходные данные	-	186
Давление пара после промежуточного перегрева, Рпп, МПа	Исходные данные	-	2,49
Температура пара после промежуточного перегрева, tпп , ºС.	Исходные данные	-	540
Давление пара в конденсаторе , кПа	Исходные данные	-	4,5
Энтальпия пара в конденсаторе , кДж/кг	[6]	-	2384
Частота вращения ротора, n , 1/c	Исходные данные	-	50
Мощность ,МВт	Исходные данные	-	180
Средний диаметр последней ступени , м	Исходные данные	-	2,090
Длина лопатки последней ступени ,м	Исходные данные	-	0,64

Производим предварительную оценку процесса в h, s-диаграмме.

Оцениваем давление перед первой ступенью турбины Р_о^/, определив

потери давления в стопорных и регулирующих клапанах:

∆р = (0,03 ÷0,05)р₀, принимаем ∆р=0,05 стр. 48 [1]

Р = 0,05 Р_о = 0,05  12,8 = 0,64 МПа.

Следовательно, давление пара перед первой ступенью турбины:

Р_о^/ = Р_оР = 12,8-0,64 = 12,16 МПа.

Потери давления в газовом промежуточном перегревателе:

∆р_пп ≈ (0,09÷0,11)*р_пп, принимаем ∆р_пп=0,1 стр.53 [1]

∆Р_пп=0,1*Р_пп = 0,1*2,49=0,249 МПа.

Следовательно, давление пара перед промежуточным перегревом:

Р′_пп = Р_пп + ∆Р = 2,49 + 0,249 = 2,739 МПа.

Потери давления в теплофикационных отборах:

Δp_т ≈ (0,05 0,08)*р_т , принимаем Δp_т =0,06 стр.51 [1]

Потери давления в первом теплофикационном отборе:

∆Р_отб1=0,06* Р_отб1 = 0,06*98=5,88 КПа.

Давление пара после первого теплофикационного отбора:

Р′_отб1 = Р_отб1 - ∆Р_отб1= 98 - 5,88 = 92,12 КПа.

Потери давления во втором теплофикационном отборе:

∆Р_отб2=0,06* Р_отб2 = 0,06*49=2 КПа.

Давление пара после второго теплофикационного отбора:

Р′_отб2 = Р_отб2 - ∆Р_отб2= 49 - 2 = 47 КПа.

Потери давления в выходном патрубке:

Δp_в.п.≈(0,02 ÷0,08)р_к, принимаем Δp_в.п=0,05 стр.48 [1]

Р_ВП = 0,05 Р_К = 0,05  4,5 = 0,225 кПа.

Давление пара на выходе из последней ступени

Р_к^/ = Р_к + Р_ВП = 4,5+0,225 = 4,725 кПа.
Таблица 3 - Определение КПД ЦВД

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа		-	12,16
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	3040
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	0,095
Располагаемый теплоперепад ЦВД, , кДж/кг			420
Сумма расходов пара на отборы в ЦВД, , кг/с	По таблице 1		22,69
Расход пара на выходе из ЦВД, , кг/с			163,31
Средний расход пара через ступени, , кг/с			174,29
Средний удельный объем пара, , м3/кг			0,053
Потери с выходной скоростью,			0,006
Относительный внутренний КПД ЦВД,			0,86
Используемый теплоперепад ЦВД, , кДж/кг			360,3
Давление пара на выходе из ЦВД, Р2, МПа		-	20739
Энтальпия пара на выходе из ЦВД, , кДж/кг	= - [6]	= 3460-360,3	3100

Таблица 4 - Определение КПД ЦСД

Величина	Формула			Расчет	Результат
Давление пара на входе в ЦСД, , МПа	Потаблице 2			-	2,49
Энтальпия пара на входе в ЦСД, , КДж/кг		[6]	-			3560
Энтальпия пара, , кДж/кг		[6]	-			2710
Удельный объем пара на входе в ЦСД, ,м3/кг	[6]			-	0,155
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]			-	2
Располагаемый теплоперепад ЦСД, , кДж/кг					850
Сумма расходов пара на отборы в ЦСД, , кг/с	По таблице 1				21,93
Расход пара на первый теплофикационный отбор, , кг/с	По таблице 2				64
Расход пара на выходе из ЦСД, , кг/с					77,38
Средний расход пара через ступени, , кг/с					112,4
Средний удельный объем пара, , м3/кг					0,557
Потери с выходной скоростью,					0,00294
Относительный внутренний КПД ЦСД,					0,93
Используемый теплоперепад ЦВД, , кДж/кг					790,5
Энтальпия пара на выходе из ЦСД, , кДж/кг	= - , [6]			= 3560-790,5	2770
Давление на входе в ЦНД, после первого теплофикационного отбора, Р′отб1, МПа	[6]			-	0,9212

1. 
   
   
2. 
   
   
3. 
   
   
4. 
   
   
5. 
   
   
6. 
   
   
7. 
   Таблица 5 - Определение КПД ЦНД (до 2-го отопительного отбора)
   

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа	По таблице 1	-	0,049
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	2640
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	4
Располагаемый теплоперепад в 1-ой части ЦНД, , кДж/кг			130
Расход пара на 2-ой теплофикационный отбор, , кг/с	По таблице 2		64
Расход пара на отбор в ЦНД, , кг/с	По таблице 1		0,44
Расход пара после второго отбора, , кг/с			12,94
Выходная площадь последней ступени, , м2	по таблице 2		4,2
Верность последней ступени,	стр.47 [1]		3,27
Потери с выходной скоростью, ∆ , кДж/кг			0,02
Относительный внутренний КПД ЦНД,			0,846
Используемый теплоперепад в первой части ЦНД, , кДж/кг			109,98
Давление пара перед второй частью ЦНД, , МПа	= Р′отб2	-	0,047
Энтальпия пара на входе во вторую часть ЦНД, , кДж/кг	[6]	-	2660

Таблица 6 - Определение КПД ЦНД (до конденсатора)

Величина	Формула	Расчет	Результат
Давление пара, , МПа	Исходные данные	-	0,0045
Энтальпия пара, , кДж/кг	[6]	-	2340
Удельный объем пара, , м3/кг	[6]	-	28
Располагаемый теплоперепад во 2-ой части ЦНД, , кДж/кг			320
Расход пара на конденсатор, , кг/с	= по таблице 5	-	12,94
Выходная площадь последней ступени, , м2	по таблице 2		4,2
Верность последней ступени,	стр.47 [1]		3,27
Потери с выходной скоростью, ∆ , кДж/кг			0,971
Коэффициент, зависящий от системы влагоудаления,	Принимается согласно стр. 47 [1]	-	0,8
Влажность пара на входе,	[6]	-	0
Влажность пара на выходе,	[6]	-	0,07
Коэффициент влажности,			0,972
Относительный внутренний КПД 2-ой части ЦНД без учета влажности,			0,86
Относительный внутренний КПД 2-ой части ЦНД,			0,84
Используемый теплоперепад во второй части ЦНД, , кДж/кг			268,8
Энтальпия пара на выходе из ЦНД, , кДж/кг	[6]	-	2391

Таблица 7 - Определение расхода пара на турбину

Величина	Формула	Расчет	Результат
Располагаемый теплоперепад турбины, , кДж/кг	По таблице 2, [6]	Н0= 420+850+130+320	1720
КПД электрического генератора,	Принимается согласно стр. 58 [1]	-	0,9887
Механический КПД,	Принимается согласно стр. 55 [1]	-	0,995
Коэффициент регенерации,	Принимается согласно стр. 57 [1]	-	1,15
КПД всей турбины,			0,876
Расход пара на турбину, , кг/с			173,66

2.3 Тепловые расчеты турбины