ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА К-500-240-2

МОЩНОСТЬЮ 500 МВт

Конденсационная одновальная паровая турбина К-500-240-2 (рис. 1) без регулируемых отборов пара, с промежуточным перегревом, номинальной мощностью 500 МВт, с частотой вращения ротора 3 000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТГВ-500. Турбина работает в блоке с котлом, снабжена регенеративным устройством для подогрева питательной воды.

Турбина рассчитана для работы при следующих номинальных параметрах(Табл.1)

Турбина имеет девять нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды до температуры 265° С.

Отборы пара из турбины на регенерацию и турбоприводы приведены в таблице 2.

Расход отработанного пара в конденсатор 965 т/ч.

Потреби-тель	Параметры в камере отбора		Количество отбираемого пара, т/ч
Потреби-тель	Давление, МПа (кгс/см 2) абс.	Температура, °С	Количество отбираемого пара, т/ч





Деаэратор

Таблица 1 Таблица 2

Свежий пар перед автоматическими стопорными клапанами ЦВД:
давление, кгс/см 2 , абс.
температура, °С
Пар на выходе из ЦВД при номинальном режиме:
давление, кгс/см 2 абс.
температура, С
Пар после промежуточного перегрева перед стопорными клапанами ЦСД:
давление, кгс/см 2 абс.
температура, °С
Основные параметры конденсаторной группы:
расход охлаждающей воды, м 3 /ч
температура охлаждающей воды, С
расчетное давление, кгс/см 2 абс.

Кроме регенеративных отборов, турбина имеет отборы пара на установку СП, предназначенные для обеспечения нужд теплофикации. Максимальная теплофикационная нагрузка при работе основного и пикового бойлеров составляет 25 Гкал/ч при температурах прямой сетевой воды 130° С, обратной 70° С и расчетной температуре наружного воздуха -35° С.

Основной СП питается паром из VII отбора с давлением 0,156 МПа (1,6 кгс/см 2) в количестве 22 т/ч (максимально 32 т/ч) абс.

Два главных питательных насоса имеют паровые турбоприводы, пар на которые отбирается из ЦСД с давлением на номинальном режиме 1,18 МПа (11,2 кгс/см 2) абс. и температурой 374°С в количестве 98 т/ч.

Допускается длительная работа турбины при отклонениях от номинальных параметров в следующих пределах: одновременном отклонении давления 23-24 МПа (235-245 кгс/см 2) абс. и температуры 530-545° С; температуры пара после промежуточного перегрева 530-545°С (перед стопорными клапанами ЦСД); при повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсаторы до 33° С.

При температуре свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами в интервале 545- 550° С, а также температуре пара после промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД в интервале 545-550° С разрешается работа турбины в течение не более 30 мин, причем общая продолжительность работы при этих температурах пара не должна превышать 200 ч в год.

Не допускается работа турбины на выхлоп в атмосферу и работа по временной незаконченной схеме.

Допускается длительная работа турбины на скользящем давлении свежего пара в рабочем диапазоне нагрузок от 30 до 100% от номинальной при полностью или частично открытых регулирующих клапанах ЦВД.

Не допускается длительная работа турбины при нагрузке ниже 150000 кВт при номинальных параметрах свежего пара с отклонениями, не выходящими за пределы, указанные выше.

Турбоагрегат снабжен валоповоротным устройством, вращающим валопро"вод с частотой 4 об/мин, и гидроподъемом роторов.

Промывка турбины производится при пуске из холодного состояния насыщенным паром, подаваемым в ЦВД и ЦСД, а также при сниженной нагрузке без остановки блока на определенном режиме, согласованном с заводом.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети от 49 до 50,5 Гц. В аварийных ситуациях допускается кратковременная работа турбины при повышении частоты до 51 Гц и снижении до 46 Гц в течение времени, указанного в технических условиях.

Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и неостывшего состояния.

Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 5000 т/ч воды давлением 1,9 МПа (20 кгс/см 2) абс., при температуре до 200° С из котла и растопочных расширителей. Пароприемные устройства рассчитаны на прием из БРОУ при сбросах нагрузки до 900 т/ч пара при давлении до 0,97 МПа (10 кгс/см 2) абс. и температуре 200° С. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,03 МПА (0,3 кгс/см 2) абс.

Продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка до номинальной нагрузки) ориентировочно равна: из холодного состояния – 6-7 ч; через 48-55 ч простоя - 3 ч 30 мин - 4 ч; через 24-32 ч простоя - 2 ч; через 6-8 ч простоя - 1ч; через 2-4 ч простоя - 30 мин.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД.

Конструкция турбины. Турбина (см. рис. 1) представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД; ЦСД и двух ЦНД.

Свежий пар из котла по двум трубопроводам подводится к двум коробкам стопорных клапанов, установленных симметрично относительно продольной оси турбины.

Каждая коробка стопорного клапана сблокирована с двумя коробками регулирующих клапанов, от которых пар по четырем трубам подводится к ЦВД.

ЦВД имеет внутренний корпус, в патрубки которого вварены сопловые коробки. Через сопловой аппарат пар поступает в ЦВД, регулирующую ступень, а затем в девять ступеней давления. ЦСД однопоточный, имеет 11 ступеней давления. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по четырем трубам подводится к трем цилиндрам низкого давления.

ЦНД двухпоточные, по пять ступеней в каждом потоке.

Длина рабочей лопатки последней ступени равна 1050 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени 2 550 мм. Рабочие лопатки последней ступени имеют периферийный бандаж. Каждый ЦНД присоединен к своему конденсатору.

Роторы ЧВД и ЧСД-цельнокованые, роторы ЦНД-сварно-кованые. Все роторы имеют жесткие соединительные муфты и по две опоры. Каждый ЦНД имеет свой фикспункт.

Расчетные значения критических частот вращения валопровода турбины с генератором ТГВ-500 приведены ниже.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Из крайних отсеков уплотнений паро-воздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель.

Схема питания концевых уплотнений ЦВД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.

Система автоматического регулирования. Турбина снабжена системой автоматического регулирования с гидравлическими связями и беззолотниковыми устройствами защиты. Неравномерность регулирования частоты вращения ротора турбины составляет 4,5±0,5% от номинальной частоты вращения.

На рис. 2 представлена схема регулирования турбины К-500-240-2.

В системе регулирования турбины предусмотрен ЭГП, обеспечивающий уменьшение заброса частоты вращения при отключении генератора от сети.

Регулятор скорости управляет положением регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД, он снабжен ограничителем мощности и механизмом управления.

Механизм управления и ограничитель мощности могут приводиться в действие как вручную, так и дистанционно с помощью реверсивных электродвигателей постоянного тока. Ограничитель мощности оборудован дистанционным указателем положения.

В качестве рабочей жидкости в системе регулирования применяется конденсат, поступающий из напорной линии конденсатных насосов.

Для защиты от разгона турбина снабжена сдвоенным регулятором безопасности, который срабатывает при достижении частоты вращения в пределах 11-12% сверх номинального.

Исполнительный механизм автомата безопасности вызывает закрытие всех стопорных и регулирующих клапанов.

Система смазки предназначена для обеспечения смазкой (синтетическое огнестойкое масло ОМТИ или минеральное масло) подшипников турбины, генератора и группы питательных насосов.

В баке вместимостью 52 м 3 (до верхнего уровня) установлены: сетчатые фильтры для очистки масла от механических примесей; воздухоохладители для улучшения деаэрации масла (содержание воздуха за воздухоохладителем не должно превышать 1,5%).

Для подачи масла в систему предусмотрены два (один резервный) электронасоса переменного тока. Установлены два аварийных электронасоса: один постоянного, другой переменного тока.

Масло охлаждается в четырех маслоохладителях типа МБ-190-250 (один резервный), питающихся водой из циркуляционной системы. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 500 м 3 ч. Турбина снабжена двумя реле давления смазки, которые обеспечивают автоматическое отключение турбины и валоповоротного устройства при падении давления в напорном маслопроводе смазки, а также включение резервных насосов системы смазки.

Система контроля и управления турбиной обеспечивает: контроль параметров работы; регистрацию наиболее важных параметров; технологическую, предупредительную и аварийную сигнализации; автоматическое управление функциональными группами технологически связанных механизмов и запорно-регулирующих органов, дублируемое дистанционным управлением с блочного щита; автоматическую стабилизацию ряда параметров, поддержание заданных значений которых требует оперативного вмешательства в процессе нормальной эксплуатации;

автоматическую защиту турбины и вспомогательного оборудования. Управление установкой централизовано и ведется из помещения блочного щита управления.

Система контроля и управления выполняется на базе электрических приборов и аппаратуры.

Конденсационное устройство состоит из двух конденсаторов, воздухоудаляющего устройства, конденсатных насосов 1 и 2-го подъема, циркуляционных насосов и водяных фильтров.

В конденсаторную группу входят два конденсатора с центральным отсосом воздуха. Конденсаторы - однопоточные, двухходовые.

Воздухоудаляющее устройство имеет: два основных пароструйных эжектора, пусковой пароструйный эжектор циркуляционной системы и водоструйный пусковой эжектор.

Турбоагрегат обслуживается двумя группами конденсатных насосов: двумя конденсатными насосами 1-го подъема, подающими конденсат от конденсаторов на обессоливающую установку, и двумя конденсатными насосами 2-го подъема, подающими конденсат через регенеративные подогреватели в деаэратор и в систему регулирования в переходных режимах.

В работе постоянно находится один насос каждой группы, второй насос является резервным.

Охлаждающая вода подается в конденсатор циркуляционными насосами.

Для срыва вакуума предусматривается задвижка Ду 150 мм с электроприводом. Управление задвижкой осуществляется дистанционно со щита управления и "по "блокировкам три срабатывании общеблочных защит турбины.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из пяти ПНД, деаэратора и трех ПВД. Принципиальная тепловая схема установки приведена на рис.3.

Схема предусматривает установку двух питательных насосов с конденсационными турбоприводами.

ПНД № 1, 2, 3, 4 и 5 поверхностного типа, вертикальные, сварной конструкции. ПНД № 3 и 4 имеют встроенные пароохладители. Слив конденсата греющего пара каскадный, конденсат из ПНД № 5 сливается в ПНД № 4, оттуда сливным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД № 5 и 4. Конденсат из ПНД № 3 сливается в ПНД № 2, откуда сливным насосом подается в линию основного конденсата между ПНД № 3 и 2.

У ПНД № 4 устанавливается один насос, у ПНД № 2 - два сливных насоса, один из которых является резервным.

Из ПНД № 1 конденсат сбрасывается через сифон в конденсатор.

Для подогрева после деаэратора питательной воды установлены две группы ПВД. Три ПВД осуществляют последовательный подогрев питательной воды после деаэратора.

Каждый ПВД снабжен охладителем греющего пара подогревателя перегрева пара, регулирующим клапаном отвода конденсата из подогревателя и уравнительным сосудом для присоединения датчика регулятора уровня с сигнализирующим прибором.

Групповое защитное устройство ПВД состоит из впускного клапана, обратного клапана, трубопроводов пуска и отключения.

Слив конденсата из подогревателей каскадный.

При отключении ПВД допускается длительная работа турбины с мощностью до 500 МВт.

ВВЕДЕНИЕ

Развитие человеческого общества на современном этапе неразрывно связано с процессом производства и использования энергии. Наиболее распространенной, чистой и дешевой является электрическая энергия. Значительная доля электрической энергии вырабатывается на тепловых и атомных электрических станциях, которые и обеспечивают потребности человечества на данном этапе. Современная энергетика основывается на централизованной выработке электроэнергии. Установленные на электростанциях генераторы в подавляющем большинстве имеют привод от паровых турбин. Таким образом, паровая турбина является основным типом двигателя на современной тепловой электростанции, в том числе на атомной. Обладая большой быстроходностью, паровая турбина отличается малыми размерами и массой и может быть построена на большую единичную мощность. Вместе с тем у данного типа турбин достигнута высокая экономичность работы. Это главным образом и определило широкое распространение паровых турбин в современной энергетике. К недостаткам её стоит отнести невысокую маневренность, долгий пуск и набор мощности, что стоит препятствием для эффективного и экономичного использования паровых турбин для покрытия пиковой части графика потребления электроэнергии.

В данном курсовом проекте рассчитывается ЦВД турбины К-500-240-4 ЛМЗ.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ТУРБИНЫ

Общие сведения. Конденсационная паровая турбина К-500-240-4 ЛМЗ номинальной мощностью 525 МВт предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-500-2ЕУЗ мощностью 500 МВт и для работы в блоке с прямоточным котлом. Номинальные параметры турбины представлены в таблице 1.1

Турбина К-500-240-4 ЛМЗ соответствует требованиям ГОСТ 3618-85, ГОСТ 24278-85 и ГОСТ 26948-86.

Таблица 1.1 - Номинальные значения основных параметров турбины

Показатель
1. Мощность, МВт
2. Начальные параметры пара:
давление, МПа
температура. °С
3. Параметры пара после промежуточного перегрева:
давление, МПа
температура. °С
4. Максимальный расход свежего пара, т/ч
5. Температура воды. °С
питательной
охлаждающей
6. Расход охлаждающей воды, т/ч
7. Давление пара в конденсаторе. кПа

Характеристики отборов турбины приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика отборов турбины

Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора	Количество отбираемого пара, т/ч
Давление, МПа	Температура. °С



Турбопривод
Деаэратор

* Пар из концевых уплотнений.

Турбина может длительно работать с минимальной мощностью 150 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время постепенного перехода от номинальной мощности до 30 % составляет не менее 60 мин. В диапазоне мощности от 100 до 70 % температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна быть номинальной. При снижении мощности от 70 до 30 % возможно плавное снижение температуры от номинальной до 505 °С за время не менее 60 мин. Турбина может работать при скользящем давлении свежего пара. Допускается устойчивая работа турбины с мощностью менее 30 % номинальной вплоть до нагрузки на собственные нужды, а также работа на собственные нужды и на холостом ходу после сброса нагрузки. При этом длительность работы на холостом ходу и нагрузке на собственные нужды не более 40 мин. Допускается работа турбины в беспаровом режиме длительностью до 3 мин. Конденсаторы турбины оборудованы водо- и пароприемными устройствами. Водоприемные устройства рассчитаны на прием при пуске турбины 500 т/ч воды давлением 1,96 МПа при температуре до 200 °С из котла и растопочных расширителей Пароприемные устройства рассчитаны на прием из быстродействующей редукционно-охладительной установки (БРОУ) при пусках и сбросах нагрузки до 1020 т/ч и температуре до 200 °С. Прием пара и воды в конденсаторы прекращается при давлении в конденсаторах выше 0,029 МПа.

Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД+ЦСД + 2ЦНД. Пар из котла подводится по двум паропроводам к двум стопорным клапанам. Каждый из них сблокирован с двумя регулирующими клапанами, от которых пар по четырем трубам поступает к ЦВД. Во внутренний корпус ЦВД вварены четыре сопловые коробки патрубков. Пароподводящие штуцера имеют сварные соединения с наружным корпусом цилиндра и подвижные - с горловинами сопловых коробок. Пройдя сопловой аппарат, пар поступает в левый поток, состоящий из регулирующей ступени и пяти ступеней давления, поворачивает на 180° и перепускается в правый поток, состоящий из шести ступеней давления, и далее отводится на промежуточный перегрев по двум паропроводам. После промежуточного перегрева пар по двум трубам подводится к двум стопорным клапанам ЦСД, установленным по обе стороны цилиндра, и от них к четырем коробкам регулирующих клапанов, находящихся непосредственно на цилиндре.

Двухпоточный ЦСД имеет по 11 ступеней в каждом потоке, причем первые ступени каждого потока размещены в общем внутреннем корпусе. Из выхлопных патрубков ЦСД пар по двум трубам подводится к двум ЦНД.

ЦНД - двухпоточные, имеют по пять ступеней в каждом потоке. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра, состоящую из наружной и внутренней частей Выхлопные патрубки ЦНД привариваются к продольному конденсатору.

Роторы ВД и СД - цельнокованые, роторы НД - с насадными дисками, с высотой рабочих лопаток последних ступеней 960 мм. Средний диаметр этой ступени -2480 мм. Роторы имеют жесткие соединительные муфты и лежат на двух опорах. Фикспункт валопровода (упорный подшипник) расположен между ЦВД и ЦСД. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки концевых уплотнений ЦНД подается пар с давлением 0,101-0,103 МПа из коллектора, давление в котором регулятором поддерживается равным 0,107-0,117 МПа. Концевые уплотнения ЦВД и ЦСД работают по принципу самоуплотнения. Отсосы из предпоследних отсеков сведены в общий коллектор, в котором регулятором «до себя» поддерживается давление 0,118-0,127 МПа. Из концевых каминных камер уплотнений всех цилиндров паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель. Схема питания концевых уплотнений ЦВД и ЦСД позволяет подавать горячий пар от постороннего источника при пусках турбины из неостывшего состояния.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте в сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 с-1. Допускается длительная работа турбины при отклонениях частоты в сети 49,0-50,5 Гц.

Возможен автоматический пуск турбины и последующее нагружение после простоя любой продолжительности. Предусматривается пуск турбины на скользящих параметрах пара из холодного и различной степени неостывшего состояний. Общее число пусков за весь период эксплуатации из горячего и неостывшего состояний - по 750.

Для сокращения времени прогрева турбины и улучшения условий пуска предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек горизонтального разъема ЦВД и ЦСД, а также блоков клапанов ЦВД.

Комплектующее оборудование. В состав комплектующего оборудования турбоустановки входят:

Паровая турбина с автоматическим регулированием, валоповоротными устройствами, фундаментными рамами, блоком стопорных регулирующих клапанов высокого давления, коробкой защитного клапана ЦСД с клапаном, обшивкой турбины;

Внутритурбинные трубопроводы;

Баки масляной и огнестойкой жидкости системы регулирования, маслоохладители;

Охладитель пара уплотнений; эжекторы водоструйные;

Электрическая часть системы регулирования;

Регенеративная установка, включающая ПНД № 1, 2, 3, 4 и 5 поверхностного типа, ПВД № 1, 2, 3 поверхностного типа с регулирующими и предохранительными клапанами;

Установка ПСВ;

Насосы и электрооборудование турбоустановки;

Конденсаторная группа, содержащая два продольных конденсатора и затворы на выходе охлаждающей воды.

Таблица 1.3 - Комплектующее теплообменное оборудование

Наименование	Обозначение
в тепловой схеме	типоразмера
Конденсатор
Подогреватели низкого давления		ПН-700-29-7-Ш ПН-1000-29-7-П ПН-1000-29-7-Ш
Деаэратор
Подогреватели высокого давления		ПВ-2100-380-17
	ПВ-1900-380-44
	ПВ-2100-380-61
Подогреватели сетевой воды

Сальниковый подогреватель
Эжектирующий подогреватель
Маслоохладители
Конденсатный насос первого подъема
Конденсатный насос второго подъема
Сливные (дренажные) насосы
Питательные насосы

завод-изготовитель

тип насоса и оборудование

завод-изготовитель

количество, шт.

завод-изготовитель

К-300-240 ХТГЗ и ЛМЗ

«Экономайзер»

Паровая турбина ОР-12ПМ

Калужский турбинный завод (КТЗ)

Сумской насосный завод

Электродвигатель АВ-8000/6000

Сибэлектротяжмаш

Гидромуфта МГЛ-7000-2

Редуктор типа Б -10Н

Казанский компрессорный завод

12ПД-8 (предвключенный насос)

Электродвигатель 2АЗМ-500/6000

К-500-240 ХТГЗ

«Экономайзер»

Паровая турбина ОК-18ПУ-500 с редуктором типа Р-1А

ПД-1600-180-1 (предвключенный насос)

Сумской насосный завод

Привод через редуктор турбины

К-800-240 ЛМЗ

«Экономайзер»

Паровая турбина ОК-18ПУ-800 с редуктором типа Р-1А

ПД-1600-180 (предвключенный насос)

Сумской насосный завод

Привод через редуктор турбины

Т-250/300-240 ТМЗ

ПТН-1100-350-24

«Экономайзер»

Паровая турбина

«Экономайзер»

Сумской насосный завод

Электродвигатель АВ-8000/6000

Сибэлектротяжмаш

Гидромуфта МГЛ-7000-2

Редуктор типа Б-10Н

Казанский компрессорный завод

12ПД-8 (предвключенный насос)

Сумской насосный завод

Электродвигатель 2AЗM-5000/6000

Питательные насосы с турбоприводом изготавливает завод «Экономайзер», а с электроприводом - Сумской насосный завод (табл. ).

На каждом блоке с турбиной типа К-300-240 или Т-250/300-240 устанавливается один рабочий питательный насос с турбоприводом и один пускорезервный с электроприводом.

Типы насосов

ПТН-1100-350-24

для блоков ЛМЗ

для блоков ХТГЗ

Производительность номинальная, м 3 /ч

Мощность на валу насоса, МВт

Количество ступеней насоса, шт.

Давление отбора за первой ступенью, кгс/см 2

Количество отбираемой воды за первой ступенью, м 3 /ч

Габариты агрегата (ориентировочно), мм:

1915

На каждом блоке с турбиной типа К-500-240 или К-800-240 устанавливаются по два рабочих питательных насоса с турбоприводами.

Турбоприводы для питательных насосов блоков с турбиной типа Т-250/300-240 изготавливает завод «Экономайзер», а для питательных насосов блоков с турбинами типов К-300-240, К-500-240 и К-800-240 - Калужский турбинный завод (табл. ).

Типы приводных турбин/

ОК-18ПУ для блока К-800-240

ОК-18ПУ для блока К-500-240

завода «Экономайзер»

Давление свежего пара перед стопорно-регулирующим клапаном Р аб, кгс/см 2

Температура свежего пара перед стопорно-регулирующим клапаном, ° С

Давление отработавшего пара Р аб, кгс/см 2

Расход пара при номинальных параметрах, т/ч

Число ступеней давления

Средний диаметр облопачивания (максимальный), мм

Мощность номинальная, кВт

15550

12500

Частота вращения номинальная, об/мин

4650

6000

Тип конденсатора

КП-1200

Температура охлаждающей воды (номинальная), °С

Расход воды через конденсатор при номинальной нагрузке, м 3 /ч

3400

Принцип работы

Активный

В комплект питательного насоса с электроприводом кроме насоса и электродвигателя входят гидромуфта и редуктор, приводимые в действие от основного электродвигателя, и предвключенный насос, приводимый в действие самостоятельным электродвигателем (табл. ).

Тип электродвигателя

2АЗМ-500/6000

Мощность номинальная, кВт

8000

Напряжение, В

6000

Частота вращения номинальная, об/мин

Масса электродвигателя, кг

Масса ротора, кг

Масса наиболее тяжелой части для монтажа (статора), кг

Типы насосов

ПД-1600-180-1 для блока 500 МВт

ПД-1600-180-1 для блока 800 МВт

Подача (номинальная), м 3 /ч

1000

1630

Давление в приемном патрубке, кгс/см 2

Давление в напорном патрубке, кгс/см 2

21,0

23,5

22,0

Температура питательной воды, °С

Частота вращения, об/мин

1910

1890

2975

Мощность на валу насоса МВт

0,545

0,885

0,335

Подпор сверх упругости паров жидкости, м ст. жидк.

Коэффициент полезного действия, %

Масса насоса, кг

3675

1780

Масса закладной рамы, кг

Габариты насоса, мм

длина

2003

1414

ширина

1790

1300

высота

1515

1000

Габариты агрегата, мм:

длина

3200

ширина

1460

высота

1095

В комплект питательного насоса с турбоприводом блоков типов К-500-240 и К-800-240 входит предвключенный насос, приводимый в действие турбоприводом питательного насоса через редуктор (табл. ).

Технические характеристики оборудования питательного электронасоса типа ПЭ-600-300-2 приведены ниже.

Гидромуфта МГЛ-7000-2

Номинальная передаваемая мощность, кВт........................................ 7000

Частота вращения ведущего вала, об/мин............................................ 2960

Глубина регулирования по скольжению, %:

автоматическое......................................................................... от 3 до 20

вручную...................................................................................... от 3 до 80

КПД при скольжении 3 %, %................................................................ 95

Масса гидромуфты, кг........................................................................... 2270

Масса закладной рамы, кг..................................................................... 215

Обратный клапан насоса с дросселирующим устройством и вентилем Д у 50

Условные проходы, мм:

на входе...................................................................................... 225

на выходе................................................................................... 250

Рабочее давление, кгс/см 2 ..................................................................... 380

Расход воды через дросселирующее устройство

рециркуляции, м 3 /ч................................................................................ 130

Масса обратного клапана, кг................................................................ 730

Редуктор Б-10Н

Передаваемая мощность, кВт................................................................ 7200

Передаточное, число.............................................................................. 2,2

Частота вращения на входе, об/мин..................................................... 2960

Масса редуктора с плитой, кг............................................................... 3452

Бак масляный аварийный

Емкость, м 3 .............................................................................................. 0,15

Масса, кг.................................................................................................. 143

Воздухоохладитель типа ВПТ-108-1000 электродвигателя типа АВ-8000/6000

Масса, кг.................................................................................................. 315

Данные о массе питательных насосов и приводных паровых турбин приведены соответственно в табл. и .

	Масса по типам насосов, кг
		ПТН-1100-350-24

Насос в сборе с рамой	21050	16288	16624	12080
в том числе:
корпус насоса	8324	6263	6263	4640
крышка нагнетания	1900	1560	1560	1500
проточная часть	3921	2580	2588	2248
Клапан обратно-вертикальный (без фланцев) Венюковского арматурного завода	1914	1914	1914
Сито в сборе			644
в том числе:
ротор турбины	3855	3886	1578	1429
передний стул	2590	2590		1871
задний стул				1834
муфта зубчатая	284,1			162,5
валоповоротное устройство
статор турбины без обойм и диафрагм	8700	8700	4500	6415
из них:
нижняя половина	6000	6000	3500	3642
верхняя половина	2700	2700	2500 *	2773
Редуктор
Плита (рама) фундаментная передняя	1070	Питательные насосы - центробежные горизонтальные двухкорпусного исполнения, с внутренним корпусом секционного типа, с односторонним расположением рабочих колес. Наружные корпуса насосов изготовлены из поковок легированной стали. К наружному корпусу насоса приварены приемный и напорный патрубки, направленные вниз, патрубок для промежуточного отбора после I ступени насоса, четыре опорные лапы для крепления насоса на раме. Со стороны нагнетания наружный корпус закрыт крышкой. Между корпусом и крышкой установлена уплотнительная металлическая прокладка. Крышка крепится к корпусу шпильками с глухими (колпачковыми) гайками. Стыки корпуса и крышки с целью повышения коррозионно-эрозионной стойкости наплавлены нержавеющей сталью. Крепление насоса на раме предусматривает его свободное тепловое расширение без нарушения центровки с приводным валом. В передних лапах (в паре лап на стороне всасывания) корпус насоса расположены две поперечные шпонки, направляющие расширение насоса в продольном направлении. Для предотвращения несимметричных боковых смещений оси насоса относительно вертикальной плоскости предусмотрены шпонки на всасывающем и напорном патрубках насоса. Эти шпонки допускают тепловые расширения корпуса в поперечном направлении.

УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 02.07.85 г.

Заместитель начальника Д.Я. ШАМАРАКОВ

Наименование		Типовой график	По расходу пара			По расходу теплоты
			Единица измерения	Значение		Единица измерения	Значение

1.1. Часовой расход холостого хода
1.2. Дополнительный удельный расход (прирост)			т/(МВт · ч)			Гкал/(МВт · ч)
1.3. Условия характеристики:
а) давление свежего пара и пара по ступеням		Рис. 6, 7а, 7б	МПа (кгс/с м 2)			МПа (кгс/см 2)
б) степень сухости свежего пара


			кПа (кгс/см 2)			кПа (кгс/см 2)

ж) расход питательной воды			G п.в = D 0 - 40 т/ч			G п.в = D 0 - 40 т/ч
2. Характеристика при постоянных расходе и температуре охлаждающей воды (для конденсатора К-10120 ХТГЗ): W = 4 ? 20720 = 82880 т/ч; t в 1 ном = 12 °C и параметрах п. 1.3
2.1. Часовой расход холостого хода
2.2. Дополнительный удельный расход (прирост)			т/(МВт · ч)			Гкал/(МВт · ч)
Таблица 2	СВОДКА НОРМ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ				К-500-240-2 ХТГЗ

Наименование

Типовой график

По расходу пара

По расходу теплоты

Единица измерения

До излома

После излома

Единица измерения

До излома

После излома

1. Характеристика при постоянном давлении (вакууме) в конденсаторе

1.1. Дополнительный удельный расход (прирост)

кг/(кВт · ч)

Гкал/(МВт · ч)

1.2. Излом характеристики

1.3. Условия характеристики:

а) давление свежего пара и по ступеням

МПа (кгс/см 2)

б) температура свежего пара

в) температура пара после промперегрева

г) потеря давления в тракте промперегрева

% Р 1 ЦСД

д) давление отработавшего пара

кПа (кгс/см 2)

е) температура питательной воды и основного конденсата

ж) расход питательной воды

G п.в = D 0

2. Характеристика при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды (для конденсатора К-11520-2ХТГЗ W = 51480 т/ч; t в 1ном = 12 °С и параметрах п. 1.3 (а, б, в, г, е, ж)

2.1. Дополнительный удельный расход (прирост)

кг/(кВт · ч)

Гкал/(МВт · ч)

2.2. Излом характеристики

3. Поправки к удельному расходу теплоты на отклонение параметров от номинальных значений, %:

на ±1 МПа (10 кгс/см 2) свежего пара

на ±10 °C свежего пара

на ±10 °C температуры пара промперегрева

на изменение потери давления в тракте промперегрева

на изменение давления в конденсаторе

Таблица 3	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕТТО ТУРБОАГРЕГАТА	К-500-240-2 ХТГЗ
УСЛОВИЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ: 1. Параметры и тепловая схема - рис. 1 2. Давление циркуляционных насосов - 120 кПа (12 м вод. ст.)
Мощность на выводах генератора, МВт
Внутренняя мощность турбопривода питательного насоса, МВт
Мощность, затрачиваемая на собственные нужды турбоагрегата, МВт
в том числе на циркуляционные насосы
Расход теплоты турбоагрегатом брутто, Гкал/ч
Мощность нетто турбоагрегата, МВт
Расход теплоты на собственные нужды, Гкал/ч
Расход теплоты на выработку электроэнергии, включая расход теплоты на собственные нужды, Гкал/ч
Уравнение расхода теплоты по мощности нетто,
Поправки (%) к полному и удельному расходам теплоты нетто на изменение давления циркуляционных насосов

Давление насосов, кПа (м вод. ст.)	Мощность нетто, МВт
Давление насосов, кПа (м вод. ст.)

Таблица 4

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

Тип К-500-240-2 ХТГЗ

Основные заводские данные турбоагрегата

D пп т/ч

P 0 КПа (кгс/см 2)

Поверхность двух конденсаторов, м 2

Сравнение результатов испытаний с гарантийными данными (при номинальных P 0 , t 0 , , , W , F )

Показатель

Расход свежего пара

по гарантии

по испытаниям

Температура питательной воды

по гарантии

по испытаниям

Потеря давления в тракте промперегрева

по гарантии

по испытаниям

Внутренний относительный КПД турбопривода питательного насоса

по гарантии

по испытаниям

Удельный расход теплоты

ккал/(кВт · ч)

по гарантии

по испытаниям

Удельный расход теплоты, приведенный к гарантийным условиям

ккал/(кВт · ч)

Отклонение удельного расхода теплоты от гарантийного

ккал/(кВт · ч)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

РАСХОД ПАРА И ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 хтгз

Условия характеристики

P 0 МПа (кгс/см 2)

DP пп

P 2 кПа (кгс/см 2)

DN ПОТ МВт

G п.в = D 0

G впр = 0

t п.в

t о.к

Генератор

Тепловая схема

МПа (кгс/см 2)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

РАСХОД ПАРА И ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

Условия характеристики

P 0 МПа (кгс/см 2)

DP пп

P 2 МПа (кгс/см 2)

DN ПОТ МВт

G п.в = D 0

G впр = 0

Генератор

Тепловая схема

МПа (кгс/см 2)

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДИАГРАММА ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЦВД

К-500-240-2 хтгз

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДАВЛЕНИЕ В ОТБОРАХ, ЗА ЦВД, ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ЦСД

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДАВЛЕНИЕ В ОТБОРАХ

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ДАВЛЕНИЕ В ОТБОРАХ

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ТЕМПЕРАТУРА И ЭНТАЛЬПИЯ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ТЕМПЕРАТУРА ОСНОВНОГО КОНДЕНСАТА

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВНУТРЕННИЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ КПД ЦВД И ЦСД

К-500-240-2 хтгз

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ТУРБОПРИВОДА И РАСХОД ПАРА НА ПТН

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ВНУТРЕННИЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ КПД, ДАВЛЕНИЕ ПАРА В КОНДЕНСАТОРЕ ТУРБОПРИВОДА И ДАВЛЕНИЕ НА СТОРОНЕ НАГНЕТАНИЯ ПИТАТЕЛЬНОГО НАСОСА

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПРИРОСТ ЭНТАЛЬПИИ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ В ПИТАТЕЛЬНОМ НАСОСЕ

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В ТРАКТЕ ПРОМПЕРЕГРЕВА

К-500-240-2 хтгз

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ЭНТАЛЬПИИ СВЕЖЕГО ПАРА, ПАРА ПЕРЕД СТОПОРНЫМИ КЛАПАНАМИ ЦСД И ЗА ЦВД

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

РАСХОД ПАРА НА ПРОМПЕРЕГРЕВ, В КОНДЕНСАТОР

К-500-240-2 хтгз

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

РАСХОД ПАРА НА ПВД

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

РАСХОД ПАРА НА ДЕАЭРАТОР

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

РАСХОД ПАРА НА ПНД

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ТЕМПЕРАТУРНЫЕ НАПОРЫ ПВД

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ТЕМПЕРАТУРНЫЕ НАПОРЫ ПНД № 3, 4, 5

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ТЕМПЕРАТУРНЫЕ НАПОРЫ ПНД № 1, 2

К-500-240-2 хтгз

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ КПД ТУРБОАГРЕГАТА, ПОТЕРИ МЕХАНИЧЕСКИЕ И ГЕНЕРАТОРА

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К-11520-2 ХТГЗ

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К-11520-2 ХТГЗ

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА

К-500-240-2 ХТГЗ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ ОДНОГО ПТН НА ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В КОНДЕНСАТОРЕ ПРИВОДНОЙ ТУРБИНЫ ОК-18ПУ

К-500-240-2 ХТГЗ

Рис. 27, ж, з

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

К-500-240-2 ХТГЗ

з) на отключение группы ПВД

Рис. 27, и, к

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 ХТГЗ

Рис. 27, н, о, п

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 ХТГЗ

п) на отключение дренажного насоса ДН № 2

Рис. 27, р, с

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 хтгз

1 - байпасирование всех ПНД; 2 - байпасирование ПНД № 1, ПНД № 2 и ПНД № 3; 3 - байпасирование ПНД №4, ПНД № 5

Рис. 27, т, у

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 ХТГЗ

Рис. 27, ф, х, ц

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКА К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 ХТГЗ

ф) на включение в работу подогревателей сетевой воды (конденсат отбираемого пара возвращается в линию основного конденсата за ПНД № 1)

Рис. 27, ч, ш

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 хтгз

ч) на изменение относительных потерь давления в трубопроводах греющего пара к ПВД

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА

К-500-240-2 ХТГЗ

Рис. 28, а, б

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

К-500-240-2 ХТГЗ

а) на отклонение давления свежего пара от номинального

б) на отклонение температуры свежего пара от номинальной

Рис. 28, в, г

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 хтгз

в) на отклонение температуры пара промперегрева от номинальной

г) на изменение потери давления в тракте промперегрева

Рис. 28, д, е

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

д) на изменение нагрева воды в питательном турбонасосе

е) на отклонение нагрева питательной воды в ПВД

Рис. 28, ж, з

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

ж) на отклонение нагрева основного конденсата в ПНД

з) на отключение группы ПВД

Рис. 28, и, к

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

и) на перевод питания деаэратора с IV на III отбор

к) на увеличение расхода пара IV отбора на ПТН

л) на отклонение температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор турбины от номинальной

м) на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе турбины от номинального

Рис. 28, н, о, п

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 хтгз

н) на изменение относительного расхода на впрыск в промежуточный пароперегреватель котла

о) на отключение ПНД № 4 и ПНД № 5

п) на отключение дренажного насоса ДН № 1

Рис. 28, р, с

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

р) на байпасирование основным конденсатом ПНД

1 - байпасирование всех ПНД; 2 - байпасирование ПНД № 1, ПНД № 2 и ПНД № 3; 3 - байпасирование ПНД № 4, ПНД № 5

с) на отключение дренажных насосов ДН № 1, ДН № 2

Рис. 28, т, у

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 хтгз

т) на отпуск пара из отборов сверх нужд регенерации (возврат конденсата отбираемого пара в конденсатор)

у) на отключение дренажного насоса ДН № 2

Рис. 28, ф, х, ц

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

ф) на включение в работу подогревателей сетевой воды (конденсат отбираемого пара возвращается в линию основного конденсата)

х) при работе на скользящем давлении свежего пара (открыты I - VIII регулирующие клапаны)

ц) при работе на скользящем давлении свежего пара (открыты I - V регулирующие клапаны)

Рис. 28, ч, ш

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 хтгз

ч) на изменение относительных потерь давления (?Р /Р ) в трубопроводах греющего пара к ПВД

ш) на изменение относительной потери давления в трубопроводах греющего пара к ПНД

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

ПОПРАВКИ К ПОЛНОМУ И УДЕЛЬНОМУ РАСХОДАМ ТЕПЛОТЫ

К-500-240-2 ХТГЗ

щ) на изменение КПД ЦВД, ЦСД, ЦНД

Приложение

1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-500-240-2 ХТГЗ составлена на базе тепловых испытаний двух турбин, проведенных предприятием Уралтехэнерго на Троицкой и Рефтинской ГРЭС. Характеристика отражает технически достижимую экономичность турбоагрегата, работающего по заводской расчетной тепловой схеме (рис. 1) и при следующих условиях, принятых за номинальные:

Давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД - 24 МПа (240 кгс/см);

Температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД - 540 °C;

Температура пара после промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД - 540 °C;

Потери давления в тракте промперегрева на участке от выхлопа ЦВД до стопорных клапанов ЦСД по отношению к давлению перед стопорными клапанами ЦСД - 9,9 % (рис. 14);

Давление отработавшего пара: для характеристики при постоянном давлении пара в конденсаторе - 3,5 кПа (0,035 кгс/см 2); для характеристики при постоянных расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора К-11520-2 при W = 51480 т/ч и t 1 в = 12 °C (рис. 24, а);

Суммарная внутренняя мощность турбопривода ПТН и давление питательной воды на стороне нагнетания - в соответствии с рис. 11, 12;

Прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - по рис. 13;

Впрыск в промежуточный пароперегреватель отсутствует;

Пар на уплотнения турбины и на эжекторы подается из деаэратора в количестве 11,0 т/ч;

Система регенерации высокого и низкого давления включена полностью, на деаэратор 0,7 МПа (7 кгс/см 2) подается пар II, IV отборов турбины (в зависимости от нагрузки);

Расход питательной воды равен расходу свежего пара;

Температура питательной воды и основного конденсата соответствует зависимостям, приведенным на рис. 8, 9;

Пар нерегулируемых отборов турбины используется только для нужд регенерации, питания питательных турбонасосов; общестанционные потребители тепла отключены;

Электромеханические потери турбоагрегата приняты по расчетам завода (рис. 23);

Номинальный cos j = 0,85.

Положенные в основу настоящей характеристики данные испытаний обработаны с применением таблиц «Теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Издательство стандартов, 1969).

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ

В состав турбоустановки помимо турбины входит следующее оборудование:

Генератор ТГВ-500 завода «Электротяжмаш»;

Три подогревателя высокого давления - ПВД № 7 - 9 соответственно типа ПВ-2300-380-17, ПВ-2300-380-44, ПВ-2300-380-61, пароохладители которых включены по схеме Рикара-Некольного;

Деаэратор 0,7 МПа (7 кгс/см 2);

Пять подогревателей низкого давления:

ПНД № 4,5 типа ПН-900-27-7;

ПНД № 1, 2, 3 типа ПН-800-29-7;

Два поверхностных двухпоточных конденсатора К-11520-2;

Два основных пароструйных эжектора ЭП-3-50/150;

Один эжектор уплотнений ЭУ-16-1;

Два питательных турбонасосных агрегата (ПТН), каждый из которых состоит из питательного насоса ПТН-950-350 ЛМЗ, приводной турбины ОК-18 ПУ Калужского турбинного завода; предвключенные (бустерные) насосы расположены на одном валу с питательным насосом (оба ПТН постоянно в работе);

Два конденсатных насоса I ступени КСВ-1600-90 с приводом от электродвигателя АВ-500-1000 (постоянно в работе один насос, один - в резерве);

Два конденсатных насоса II ступени ЦН-1600-220 с приводом от электродвигателя АВ-1250-6000 (постоянно в работе один насос, один - в резерве);

Два сливных насоса ПНД № 2 КСВ-200-210 с приводом от электродвигателя АВ-113-4;

Один сливной насос ПНД № 4 6Н-7?2а с приводом от электродвигателя МАЗб-41/2.

3. ХАРАКТЕРИСТИКА БРУТТО ТУРБОАГРЕГАТА

Полный расход теплоты брутто и расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора аналитически выражаются следующими уравнениями:

при постоянном давлении пара в конденсаторе:

Р 2 = 3,5 кПа (0,035 кгс/см 2) (см. рис. 3)

Q 0 = 86,11 + 1,7309N Т + 0,1514 · (N Т - 457,1) Гкал/ч;

D 0 = -6,37 + 2,9866N Т + 0,6105 · (N Т - 457,1) т/ч;

при постоянном расходе (W = 51480 т/ч) и температуре (t 1 в = 12 °C) охлаждающей воды (рис. 2):

Q 0 = 67,46 + 1,7695N Т + 0,1638 · (N Т - 457,5) Гкал/ч;

D 0 = -37,05 + 3,0493N Т + 0,6469 · (N Т - 457,5) т/ч.

Характеристика справедлива при работе с собственным возбудителем генератора. При работе с резервным возбудителем мощность турбоагрегата брутто определяется как разность между мощностью на выводах генератора и мощностью, потребляемой резервным возбудителем.

4. ПОПРАВКИ НА ОТКЛОНЕНИЯ УСЛОВИЙ РАБОТЫ

Расход пара и теплоты для заданной в условиях эксплуатации мощности определяется по соответствующим зависимостям характеристики с последующим введением необходимых поправок (рис. 27, 28). Эти поправки учитывают отличие эксплуатационных условий от условий характеристики. Поправки даны при постоянной мощности на выводах генератора. Знак поправок соответствует переходу от условий характеристики к эксплуатационным. При наличии в условиях работы турбоагрегата двух и более отклонений от номинальных поправки алгебраически суммируются.

Пользование поправочными кривыми поясняется на следующем примере.

N Т = 500 МВт;

P 0 = 24,3 МПа (243 кгс/см 2);

W =51480 т/ч;

дренаж ПНД № 4 сливается каскадно в ПНД № 3.

Остальные параметры - номинальные.

Определить расход свежего пара, полный и удельный расходы теплоты при заданных условиях. Результаты расчета сведены в приведенную ниже таблицу.

Показатель	Обозначение	Единица измерения	Способ определения	Полученное значение
Расход теплоты на турбоагрегат при номинальных условиях
Расход свежего пара при номинальных условиях
Удельный расход теплоты при номинальных условиях Параметры и тепловая схема установки - по рис. 1; Давление, развиваемое циркуляционными насосами, - 120 кПа (12 м вод. ст.); Расход циркуляционной воды через конденсатор турбины - 51480 т/ч; КПД циркуляционного насоса - 85,2 %; Расход теплоты на собственные нужды турбоагрегата составляет 0,96 Гкал/ч (0,1 % расхода теплоты турбоагрегатом при номинальной мощности); Расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата учитывает работу насосов (циркуляционных, конденсатных, сливных ПНД, системы регулирования турбины); Расход электроэнергии на прочие механизмы принят в размере 0,3 % номинальной мощности турбоагрегата. При определении мощности нетто из мощности на выводах генератора (N Т ) вычитается мощность, затраченная на собственные нужды турбоагрегата : При отклонении давления, развиваемого циркуляционными насосами, от принятого в качестве номинального (120 кПа = 12 м вод. ст.), к расходу теплоты нетто, определенному по уравнению для заданной мощности нетто, вводится поправка. Пользование характеристикой нетто и поправками к расходу теплоты нетто на изменение давления, развиваемого циркуляционными насосами, поясняется на следующем примере. Н ц.н = 100 кПа (10 м вод. ст.). Определить расход теплоты нетто. 1. По уравнению характеристики нетто определяется расход теплоты нетто при Н ц.н = 120 кПа (12 м вод. ст.) 2. Определяется поправка к расходу теплоты нетто 3. Искомый расход теплоты нетто при Н ц.н = 100 кПа (10 м вод. ст.) и определяется следующим образом: Нормативные графические зависимости действительны в диапазонах, приведенных на соответствующих графиках данной Типовой энергетической характеристики. Примечание. Для перевода из системы МКГСС в систему СИ необходимо пользоваться переводными коэффициентами: 1 кгс/см 2 = 98066,5 Па; 1 мм вод. ст. = 9,81 Па; 1 кал = 4,1868 Дж; 1 ккал/кг = 4,1868 кДж/кг; 1 кВт · ч = 3,6 МДж.

Турбина К-500-240-4 ЛМЗ конденсационная, одновальная, с 8 нерегулируемыми отборами пара, с промперегревом, номинальной мощностью 525 МВт, с частотой вращения 3000 об/мин. предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-500-2 УЗ "Электросила" с напряжением на клеммах 24 кВ.

Турбина рассчитана для работы на следующих основных параметрах:

давление острого пара перед стопорными клапанами ЦВД – 240 кгс/см²;

температура острого пара перед стопорными клапанами - ЦВД-560°С;

давление на выхлопе ЦВД при номинальной мощности 34,9 кгс/см², максимальное давление - 41,7 кгс/см²;

температура пара на выхлопе ЦВД при номинальной мощности - 289 о С;

давление пара перед стопорными клапанами ЦСД-32,4 кгс/см², максимальное давление - 36,6 кгс/см²;

температура пара перед стопорными клапанами ЦСД после промперегрева - 560°С;

расчетное давление в конденсаторе турбины 0,035 кгс/см² при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 12 о С и расходе 73000 м 3 /ч.

Принципиальная тепловая схема турбины К – 500 – 240 представлена на рисунке 2.1.

Регенеративная система турбины предназначена для подогрева основного конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. Система регенерации состоит из четырёх подогревателей низкого давления (два из них смешивающего типа), деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления (ПВД) – каскадный (без использования дренажных насосов) в деаэратор; из подогревателей низкого давления (ПНД) – каскадно в ПНД – 2.

Пар с промежуточных уплотнений поступает в сальниковый холодильник (СХ), а из концевых уплотнений в подогреватель сальниковый (ПС), что способствует дополнительному подогреву основного конденсата. Для возмещения потерь конденсата в конденсатосборник идет подпитка химически очищенной воды из ХВО.

В данной схеме установлен питательный турбонасос (ПТН), приводом для которого служит турбина. Пар на турбопривод идет из третьего отбора турбины.

Турбина К–500–240 пяти цилиндровая (один цилиндр высокого давления, один среднего и три низкого давления).

2. Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки

2.1 Исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки к-800-240

Электрическая мощность ;

Давление свежего пара, Р 0 =23,5 МПа;

Температура свежего пара, t 0 = 560°С;

Давление на выхлопе ЦВД, Р ЦВД =3,49 МПа;

Давление пара перед стопорными клапанами ЦСД после промежуточного перегрева Р ПП =3,24 МПа;

Температура пара перед стопорными клапанами ЦСД после промежуточного перегрева, t ПП =560°С;

Давление в конденсаторе турбины Р к =0,0034 МПа при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 12 о С и расходе 73000 м 3 /ч.

Таблица 1. Значения КПД элементов тепловой схемы

Наименование	Значение
КПД регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД)
КПД регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД)
КПД питательного насоса
КПД деаэратора питательной воды
КПД генератора - электромеханический
КПД трубопроводов
Внутренние относительные КПД турбины по отсекам	; ; .