Spezifischer Verbrauch Wärme während der zweistufigen Erwärmung des Netzwassers.

Bedingungen: G k3-4 = Gin ChSD + 5 t/h; T j - siehe Abb. ; T 1V ≈ 20 °C; W@ 8000 m3/h

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; T 1V ≈ 20 °C; W@ 8000 m3/h; Δ ich PEN = 7 kcal/kg

Reis. 10, A, B, V, G

ÄNDERUNGEN DES VOLLSTÄNDIGEN ( Q 0) UND SPEZIFISCH ( QG

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

A) An Abweichung Druck frisch Paar aus nominal An ± 0,5 MPa (5 kgf/cm2)

α Q t = ± 0,05 %; α G 0 = ± 0,25 %

B) An Abweichung Temperatur frisch Paar aus nominal An ± 5 °C

V) An Abweichung Verbrauch nahrhaft Wasser aus nominal An ± 10 % G 0

G) An Abweichung Temperatur nahrhaft Wasser aus nominal An ± 10 °C

Reis. 11, A, B, V

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS ÄNDERUNGEN DES VOLLSTÄNDIGEN ( Q 0) UND SPEZIFISCH ( Q r) WÄRMEVERBRAUCH UND FRISCHDAMPFVERBRAUCH ( G 0) IM VERFLÜSSIGUNGSBETRIEB

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

A) An abschalten Gruppen PVD

B) An Abweichung Druck ausgegeben Paar aus nominal

V) An Abweichung Druck ausgegeben Paar aus nominal

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; G Grube = G 0

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C

Bedingungen: G Grube = G 0; R 9 = 0,6 MPa (6 kgf/cm2); T Grube - siehe Abb. ; T j - siehe Abb.

Bedingungen: G Grube = G 0; T Grube - siehe Abb. ; R 9 = 0,6 MPa (6 kgf/cm2)

Bedingungen: R n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); ich n = 715 kcal/kg; T j - siehe Abb.

Notiz. Z= 0 - die Steuermembran ist geschlossen. Z= max - die Steuermembran ist vollständig geöffnet.

Bedingungen: R wto = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2)

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS INTERNE BHKW-KRAFT UND DAMPFDRUCK IN DEN OBEREN UND UNTEREN HEIZAUSGÄNGEN

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2) bei Gin ChSD ≤ 221,5 t/h; R n = Gin ChSD/17 - bei Gin ChSD > 221,5 t/h; ich n = 715 kcal/kg; R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); T j - siehe Abb. , ; τ2 = F(P WTO) - siehe Abb. ; Q t = 0 Gcal/(kWh)

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS EINFLUSS DER HEIZLAST AUF DIE TURBINENLEISTUNG BEI EINSTUFIGER ERWÄRMUNG DES NETZWASSERS

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 1,3 (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; R NTO = 0,06 (0,6 kgf/cm2); R 2 bei 4 kPa (0,04 kgf/cm2)

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS MODUSDIAGRAMM FÜR EINSTUFIGE ERWÄRMUNG VON NETZWASSER

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 ° MIT; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R NTO = 0,09 MPa (0,9 kgf/cm2); R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); G Grube = G 0.

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS DIAGRAMM DER MODI FÜR ZWEISTUFIGE ERWÄRMUNG VON NETZWASSER

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 ° MIT; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R WTO = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); G Grube = G 0; τ2 = 52 ° MIT.

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS DIAGRAMM DER MODI IM MODUS NUR MIT PRODUKTIONSAUSWAHL

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 ° MIT; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R WTO und R NTO = F(Gin ChSD) - siehe Abb. 30; R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); G Grube = G 0

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS SPEZIFISCHER WÄRMEVERBRAUCH FÜR EINSTUFIGE ERWÄRMUNG VON NETZWASSER

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R NTO = 0,09 MPa (0,9 kgf/cm2); R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); G Grube = G 0; Q t = 0

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS SPEZIFISCHER WÄRMEVERBRAUCH FÜR DIE ZWEISTUFIGE ERWÄRMUNG VON NETZWASSER

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R WTO = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); G Grube = G 0; τ2 = 52 °C; Q t = 0.

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS SPEZIFISCHER WÄRMEVERBRAUCH NUR IM MODUS MIT PRODUKTIONSAUSWAHL

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); R WTO und R NTO = F(Gin ChSD) - siehe Abb. ; R 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2); G Grube = G 0.

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS MÖGLICHER MINDESTDRUCK IM UNTERHEIZAUSLASS BEI EINSTUFIGER ERWÄRMUNG DES NETZWASSERS

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

Reis. 41, A, B

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS ZWEISTUFIGE ERWÄRMUNG DES NETZWASSERS (GEMÄSS LMZ POTS-DATEN)

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

A) minimal möglich Druck V obere T-Auswahl Und berechnet Temperatur umkehren Netzwerk Wasser

B) Änderung An Temperatur umkehren Netzwerk Wasser

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS KORREKTUR DER LEISTUNG BEI DRUCKABWEICHUNG IM UNTEREN HEIZAUSLASS VOM NOMINAL BEI EINSTUFIGER ERWÄRMUNG DES NETZWASSERS (gemäß DATEN von LMZ POTS)

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS KORREKTUR DER LEISTUNG BEI DRUCKABWEICHUNG IM OBEREN HEIZSYSTEM VOM NOMINAL BEI ZWEISTUFIGER ERWÄRMUNG DES NETZWASSERS (GEMÄSS DEN LMZ-POTS-DATEN)

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS KORREKTUR DES ABDAMPFDRUCKS (GEMÄSS LMZ-TOPF-DATEN)

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

1 Basierend auf Daten von POT LMZ.

An Abweichung Druck frisch Paar aus nominal An ±1 MPa (10 kgf/cm2): Zu vollständig Verbrauch Wärme

Zu Verbrauch frisch Paar

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS Q 0) UND FRISCHDAMPFVERBRAUCH ( G 0) IN MODI MIT EINSTELLBAREN AUSWAHLEN1

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

1 Basierend auf Daten von POT LMZ.

An Abweichung Temperatur frisch Paar aus nominal An ±10°C:

Zu vollständig Verbrauch Wärme

Zu Verbrauch frisch Paar

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS ÄNDERUNGEN DES GESAMTWÄRMEVERBRAUCHS ( Q 0) UND FRISCHDAMPFVERBRAUCH ( G 0) IN MODI MIT EINSTELLBAREN AUSWAHLEN1

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

1 Basierend auf Daten von POT LMZ.

An Abweichung Druck V P-Auswahl aus nominal An ± 1 MPa (1 kgf/cm2):

Zu vollständig Verbrauch Wärme

Zu Verbrauch frisch Paar

Reis. 49 A, B, V

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS SPEZIFISCHE ZUSAMMENARBEIT STROMERZEUGUNG

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

A) Fähre Produktion Auswahl

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 ° C; P n = 1,3 MPa (13 kgf/cm2); ηem = 0,975.

B) Fähre obere Und untere Fernwärme Auswahlen

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 °C; R WTO = 0,12 MPa (1,2 kgf/cm2); ηem = 0,975

V) Fähre untere Fernwärme Auswahl

Bedingungen: R 0 = 13 MPa (130 kgf/cm2); T 0 = 555 ° C; R NTO = 0,09 MPa (0,9 kgf/cm2); ηem = 0,975

Reis. 50 A, B, V

TYPISCHE ENERGIEEIGENSCHAFTEN EINES TURBOGERÄTS ÄNDERUNGEN AN SPEZIFISCHEN KOMBINATIONSSTROMERZEUGUNG FÜR DRUCK IN REGULIERTEN AUSWAHLEN

Typ PT-80/100-130/13 LMZ

A) An Druck V Produktion Auswahl

B) An Druck V obere Heizung Auswahl

V) An Druck V untere Heizung Auswahl

Anwendung

1. BEDINGUNGEN FÜR DIE ERSTELLUNG VON ENERGIEKENNZEICHNUNGEN

Eine typische Energiekennlinie wurde auf der Grundlage von Berichten über thermische Tests von zwei Turbineneinheiten erstellt: im CHPP-2 Chisinau (Arbeiten durchgeführt von Yuzhtekhenergo) und im CHPP-21 Mosenergo (Arbeiten durchgeführt von MGP PO Soyuztechenergo). Die Kennlinie gibt den durchschnittlichen Wirkungsgrad einer durchlaufenden Turbineneinheit wieder große Renovierung und arbeitet nach dem in Abb. gezeigten Wärmekreislauf. ; unter folgenden als nominal akzeptierten Parametern und Bedingungen:

Der Druck und die Temperatur des Frischdampfes vor dem Turbinenabsperrventil betragen 13 (130 kgf/cm2)* und 555 °C;

* Im Text und in den Grafiken – absoluter Druck.

Der Druck in der regulierten Produktionsextraktion beträgt 13 (13 kgf/cm2) mit einem natürlichen Anstieg bei Durchflussraten am Eingang zum ChSD von mehr als 221,5 t/h;

Der Druck in der oberen Heizungsentnahme beträgt 0,12 (1,2 kgf/cm2) mit einem zweistufigen Schema zur Erwärmung des Netzwassers;

Der Druck im unteren Heizungsauslass beträgt 0,09 (0,9 kgf/cm2) bei einem einstufigen Schema zur Erwärmung des Netzwassers;

Druck in der regulierten Produktionsabsaugung, oberen und unteren Heizabsaugungen im Kondensationsmodus bei ausgeschalteten Druckreglern – Abb. Und ;

Abdampfdruck:

a) den Kondensationsmodus zu charakterisieren und mit Auswahlen während der einstufigen und zweistufigen Erwärmung von Netzwerkwasser bei einem konstanten Druck von 5 kPa (0,05 kgf/cm2) zu arbeiten;

b) zur Charakterisierung des Kondensationsregimes bei konstanter Fluss und Kühlwassertemperatur - entsprechend den thermischen Eigenschaften des Kondensators bei T 1V= 20 °C und W= 8000 m3/h;

Regenerationssystem von hoher und Niederdruck vollständig eingeschaltet, Entgaser 0,6 (6 kgf/cm2) wird mit Produktionsdampf betrieben;

Verbrauch Speisewasser entspricht Frischdampfverbrauch, Rückführung von 100 % Produktionskondensat bei T= 100 °C, durchgeführt in einem Entlüfter 0,6 (6 kgf/cm2);

Die Temperatur des Speisewassers und des Hauptkondensats hinter den Erhitzern entspricht den in Abb. , , , , ;

Die Enthalpieerhöhung des Speisewassers in der Speisepumpe beträgt 7 kcal/kg;

Der elektromechanische Wirkungsgrad der Turbineneinheit wurde auf der Grundlage von Testdaten einer ähnlichen Turbineneinheit ermittelt, die von Dontekhenergo durchgeführt wurden;

Grenzen der Druckregulierung in Auswahl:

a) Produktion – 1,3 ± 0,3 (13 ± 3 kgf/cm2);

b) obere Fernwärme mit einem zweistufigen Heizschema zur Warmwasserbereitung – 0,05 – 0,25 (0,5 – 2,5 kgf/cm2);

a) untere Fernwärme mit einem einstufigen Heizsystem zur Warmwasserbereitung – 0,03 – 0,10 (0,3 – 1,0 kgf/cm2).

Erwärmung von Netzwasser in einem Fernwärmewerk mit einem zweistufigen Schema zur Erwärmung von Netzwasser, bestimmt durch werkseitig berechnete Abhängigkeiten τ2р = F(P VTO) und τ1 = F(Q T, P WTO) beträgt 44 - 48 °C für maximale Heizlasten bei Drücken P WTO = 0,07 ÷ 0,20 (0,7 ÷ 2,0 kgf/cm2).

Die Testdaten, die die Grundlage dieser Standard-Energiekennlinie bilden, wurden unter Verwendung der „Tabellen der thermophysikalischen Eigenschaften von Wasser und Wasserdampf“ (M.: Standards Publishing House, 1969) verarbeitet. Gemäß den Bedingungen des LMZ-POT wird das zurückgeführte Kondensat der Produktionsauswahl mit einer Temperatur von 100 °C in die Hauptkondensatleitung nach dem HDPE Nr. 2 eingeleitet. Bei der Erstellung der typischen Energiekennwerte wird davon ausgegangen, dass dies der Fall ist bei gleicher Temperatur direkt in den Entgaser eingeleitet 0,6 (6 kgf/cm2). Gemäß den Bedingungen des LMZ POT, mit zweistufiger Erwärmung des Netzwassers und Modi mit einem Dampfdurchsatz am Eingang zum CSD von mehr als 240 t/h (maximale elektrische Belastung bei geringer Produktionsleistung), HDPE Nr. 4 ist komplett ausgeschaltet. Bei der Erstellung der Standard-Energiekenndaten wurde berücksichtigt, dass bei einer Durchflussmenge am Eingang des CSD von mehr als 190 t/h ein Teil des Kondensats so in den HDPE-Bypass Nr. 4 geleitet wird, dass seine Temperatur vor ihm liegt des Entgasers 150 °C nicht überschreitet. Dies ist erforderlich, um eine gute Entlüftung des Kondensats zu gewährleisten.

2. EIGENSCHAFTEN DER IN DER TURBOANLAGE ENTHALTENEN AUSRÜSTUNG

Die Turbineneinheit umfasst neben der Turbine folgende Ausrüstung:

Generator TVF-120-2 aus der Elektrosila-Anlage mit Wasserstoffkühlung;

Zweidurchlaufkondensator 80 KTSS-1 mit einer Gesamtfläche von 3000 m2, davon 765 m2 auf den eingebauten Strahl;

Vier Niederdruckheizungen: HDPE Nr. 1, im Kondensator eingebaut, HDPE Nr. 2 – PN-130-16-9-11, HDPE Nr. 3 und 4 – PN-200-16-7-1;

Ein Entlüfter 0,6 (6 kgf/cm2);

Drei Hochdruckheizungen: PVD Nr. 5 – PV-425-230-23-1, PVD Nr. 6 – PV-425-230-35-1, PVD Nr. 7 – PV-500-230-50;

Zwei Umwälzpumpen 24NDN mit einem Durchfluss von 5000 m3/h und einem Druck von 26 m Wasser. Kunst. mit Elektromotoren von je 500 kW;

Drei von Elektromotoren angetriebene Kondensatpumpen KN 80/155 mit einer Leistung von je 75 kW (die Anzahl der in Betrieb befindlichen Pumpen hängt vom Dampffluss in den Kondensator ab);

Zwei dreistufige Hauptejektoren EP-3-701 und ein Startejektor EP1-1100-1 (ein Hauptejektor ist ständig in Betrieb);

Zwei Netzwerk-Warmwasserbereiter (oben und unten) PSG-1300-3-8-10 mit einer Oberfläche von jeweils 1300 m2, ausgelegt für die Durchleitung von 2300 m3/h Netzwerkwasser;

Vier Kondensatpumpen der Netzwerk-Warmwasserbereiter KN-KS 80/155, angetrieben von Elektromotoren mit einer Leistung von jeweils 75 kW (zwei Pumpen für jeden PSG);

Eine Netzwerkpumpe des ersten Aufzugs SE-5000-70-6 mit einem 500-kW-Elektromotor;

Eine Netzwerkpumpe II-Lift SE-5000-160 mit einem 1600-kW-Elektromotor.

3. KONDENSATIONSMODUS

Im Kondensationsbetrieb bei ausgeschalteten Druckreglern wird der gesamte Bruttowärmeverbrauch und Frischdampfverbrauch in Abhängigkeit von der Leistung an den Generatorklemmen durch die Gleichungen ausgedrückt:

Bei konstantem Kondensatordruck

P 2 = 5 kPa (0,05 kgf/cm2);

Q 0 = 15,6 + 2,04N T;

G 0 = 6,6 + 3,72N t + 0,11( N t - 69,2);

Bei konstantem Durchfluss ( W= 8000 m3/h) und Temperatur ( T 1V= 20 °C) Kühlwasser

Q 0 = 13,2 + 2,10N T;

G 0 = 3,6 + 3,80N t + 0,15( N t - 68,4).

Die obigen Gleichungen gelten im Leistungsbereich von 40 bis 80 MW.

Aus den gegebenen Abhängigkeiten wird der Wärme- und Frischdampfverbrauch im Kondensationsbetrieb für eine gegebene Leistung ermittelt und anschließend die notwendigen Korrekturen gemäß den entsprechenden Diagrammen vorgenommen. Diese Änderungen berücksichtigen den Unterschied zwischen Betriebsbedingungen und Nennbedingungen (für die die typischen Merkmale erstellt wurden) und dienen der Neuberechnung der Kenndaten auf Betriebsbedingungen. Bei der umgekehrten Neuberechnung werden die Vorzeichen der Änderungen umgekehrt.

Durch die Änderungen wird der Wärme- und Frischdampfverbrauch bei konstanter Leistung angepasst. Bei Abweichungen mehrerer Parameter von den Nominalwerten werden die Korrekturen algebraisch aufsummiert.

4. MODUS MIT EINSTELLBAREN AUSWAHLEN

Wenn die gesteuerten Entnahmen eingeschaltet sind, kann die Turbineneinheit mit einstufigen und zweistufigen Heizsystemen zur Warmwasserbereitung betrieben werden. Es ist auch möglich, mit einer Produktionseinheit ohne Wärmeabsaugung zu arbeiten. Die entsprechenden typischen Diagramme der Modi des Dampfverbrauchs und der Abhängigkeit des spezifischen Wärmeverbrauchs von Strom und Produktionsleistung sind in Abb. - und spezifische Stromerzeugung aus Wärmeverbrauch in Abb. - .

Die Modendiagramme werden nach dem von POT LMZ verwendeten Schema berechnet und in zwei Feldern dargestellt. Das obere Feld ist ein Diagramm der Modi (Gcal/h) einer Turbine mit einer Produktionsentnahme bei Q t = 0.

Bei eingeschalteter Heizlast und anderen unveränderten Bedingungen werden entweder nur die Stufen 28 – 30 entlastet (bei eingeschaltetem unteren Netzheizer) oder die Stufen 26 – 30 (bei eingeschalteten zwei Netzheizern) und die Turbinenleistung wird reduziert.

Der Leistungsreduzierungswert hängt von der Heizlast ab und wird ermittelt

Δ N Qt = KQ T,

Wo K- spezifische Änderung der Turbinenleistung Δ, die während der Prüfung ermittelt wurde N Qt/Δ Q t gleich 0,160 MW/(Gcal · h) bei einstufiger Erwärmung und 0,183 MW/(Gcal · h) bei zweistufiger Erwärmung des Netzwassers (Abb. 31 und 32).

Daraus ergibt sich der Frischdampfverbrauch bei gegebener Leistung N t und zwei Entnahmen (Produktion und Heizung) entsprechen einer fiktiven Leistung im oberen Feld N ft und eine Produktionsauswahl

N ft = N t + Δ N Qt.

Geneigte gerade Linien unterer Rand Mithilfe von Diagrammen können Sie den Wert der gegebenen Turbinenleistung und Heizlast grafisch ermitteln N ft, und entsprechend und Produktionsauswahl, Frischdampfverbrauch.

Die Werte des spezifischen Wärmeverbrauchs und der spezifischen Stromerzeugung für den Wärmeverbrauch werden auf Basis von Daten aus der Berechnung von Regimediagrammen berechnet.

Den Diagrammen zur Abhängigkeit des spezifischen Wärmeverbrauchs von Strom und Produktionsleistung liegen die gleichen Überlegungen zugrunde wie dem LMZ-POT-Modusdiagramm.

Ein Zeitplan dieser Art wurde von der Turbinenwerkstatt der MGP PO Soyuztekhenergo vorgeschlagen (Industrial Energy, 1978, Nr. 2). Es ist einem Diagrammsystem vorzuziehen Q t = F(N T, Q t) auf verschiedene Q n = const, da es bequemer zu verwenden ist. Aus prinzipiellen Gründen werden die Diagramme des spezifischen Wärmeverbrauchs ohne Unterfeld erstellt; Die Methodik zu ihrer Verwendung wird anhand von Beispielen erläutert.

Daten, die den Modus für die dreistufige Erwärmung von Netzwasser charakterisieren, typisches Merkmal enthält nicht, da es sich bei diesem Modus um Installationen handelt dieser Art Während des Testzeitraums wurde es nirgendwo gemeistert.

Der Einfluss von Abweichungen der Parameter von den bei der Berechnung der typischen Merkmale als nominal akzeptierten Parametern wird auf zwei Arten berücksichtigt:

a) Parameter, die bei konstanten Massenströmen keinen Einfluss auf den Wärmeverbrauch im Kessel und die Wärmeversorgung des Verbrauchers haben G 0, G n und G t, - durch Einführung von Änderungen der angegebenen Befugnis N T( N t + KQ T).

Entsprechend dieser korrigierten Leistung gemäß Abb. - Frischdampfverbrauch, spezifischer Wärmeverbrauch und Gesamtwärmeverbrauch werden ermittelt;

b) Korrekturen für P 0, T 0 und P p werden zu den Werten addiert, die sich ergeben, nachdem die oben genannten Änderungen am Frischdampfdurchsatz und am Gesamtwärmedurchsatz vorgenommen wurden. Anschließend werden der Frischdampfdurchsatz und der Wärmedurchsatz (gesamt und spezifisch) für die gegebenen Bedingungen berechnet.

Daten für Frischdampfdruck-Korrekturkurven werden anhand von Testergebnissen berechnet; alle anderen Korrekturkurven basieren auf LMZ POT-Daten.

5. BEISPIELE FÜR DIE BESTIMMUNG DES SPEZIFISCHEN WÄRMEVERBRAUCHS, DES FRISCHDAMPFVERBRAUCHS UND SPEZIELLER HEIZWERKE

Beispiel 1. Kondensationsmodus mit getrennten Druckreglern in den Auswahlmöglichkeiten.

Gegeben: N t = 70 MW; P 0 = 12,5 (125 kgf/cm2); T 0 = 550 °C; R 2 = 8 kPa (0,08 kgf/cm2); G Grube = 0,93 G 0; Δ T Grube = T pete - T npit = -7 °C.

Es ist erforderlich, den gesamten und spezifischen Bruttowärmeverbrauch und Frischdampfverbrauch unter gegebenen Bedingungen zu ermitteln.

Der Ablauf und die Ergebnisse sind in der Tabelle angegeben. .

Tabelle P1

Bezeichnung

Bestimmungsmethode

Erhaltener Wert

Frischdampfverbrauch bei Nennbedingungen, t/h

Frischdampftemperaturen

Futterwasserverbrauch

Gesamtkorrektur des spezifischen Wärmeverbrauchs, %

Spezifischer Wärmeverbrauch unter gegebenen Bedingungen, kcal/(kWh)

Gesamtwärmeverbrauch unter bestimmten Bedingungen, Gcal/h

Q 0 = Q T N t10-3

Korrekturen des Dampfverbrauchs bei Abweichung der Bedingungen vom Nennwert, %:

Frischdampfdruck

Frischdampftemperaturen

Abdampfdruck

Futterwasserverbrauch

Speisewassertemperaturen

Gesamtkorrektur Frischdampfverbrauch, %

Frischdampfverbrauch unter gegebenen Bedingungen, t/h

Tabelle P2 Bezeichnung Bestimmungsmethode Erhaltener Wert Unterproduktion in ČSND aufgrund von Fernwärme, MW Δ N Qt = 0,160 Q T Ungefähre fiktive Leistung, MW N tf" = N t + Δ N Qt Ungefähre Durchflussrate am Eingang zum ChSD, t/h G CHSDin" 1,46 (14,6)* Minimal möglicher Druck bei der Fernwärmegewinnung (kgf/cm2) R NTOmin 0,057 (0,57)* Kraftkorrektur zum Druck R NTO = 0,06 (0,6 kgf/cm2), MW Δ N RNTO Angepasste fiktive Leistung, MW N tf = N tf" + Δ N RNTO Angepasste Durchflussrate am Eingang zum ChSD, t/h G CHSDinh a) τ2ð = F(P WTO) = 60 °C b) ∆τ2 = 70 - 60 = +10 °C und G CHSDin" Kraftkorrektur zum Druck R 2 = 2 kPa (0,02 kgf/cm2), MW * Bei Anpassung der Leistung an den Druck im oberen Heizausgang R WTO, abweichend von 0,12 (1,2 kgf/cm2), entspricht das Ergebnis der Rücklaufwassertemperatur entsprechend dem gegebenen Druck gemäß der Kurve τ2р = F(P WTO) in Abb. , d.h. 60 °C. ** Bei spürbarem Unterschied G CHSDvkh“ von G CHSDin alle Werte in pp. 4 - 11 sollten entsprechend den Angaben überprüft werden G CHSDin. Die Berechnung der spezifischen Heizleistungen erfolgt analog zum Beispiel. Entwicklung der Heizleistung und Anpassung an den tatsächlichen Druck R WTO wird nach Abb. ermittelt. , B Und , B. Beispiel 4. Modus ohne Heizungsextraktion. Gegeben: N t = 80 MW; Q n = 120 Gcal/h; Q t = 0; R 0 = 12,8 (128 kgf/cm2); T 0 = 550 °C; R 7,65

Druck in der oberen Heizungsabsaugung, (kgf/cm2)*

R WTO

Reis. Von G CHSDin"

Druck im unteren Heizungsauslass, (kgf/cm2)*

R NTO

Reis. Von G CHSDin"

* Drücke in den ChSND-Auswahlen und Kondensattemperatur im HDPE können abhängig von den Diagrammen des Kondensationsregimes bestimmt werden G ChSDin, mit dem Verhältnis G CHSDin/ G 0 = 0,83.

6. LEGENDE

Name

Bezeichnung

Leistung, MW:

elektrisch an den Generatorklemmen

N T, N tf

Innenteile Hochdruck

N iCHVD

Innenteile für mittleren und niedrigen Druck

N iCHSND

Gesamtverluste der Turbineneinheit

Σ∆ N Schweiß

elektromechanischer Wirkungsgrad

Hochdruckzylinder (oder Teil)

Niederdruckzylinder (oder Mittel- und Niederdruckzylinder).

TsSD (ChSND)

Dampfverbrauch, t/h:

zur Turbine

für die Produktion

für Fernwärme

zur Regeneration

G PVD, G HDPE, G D

durch die letzte Stufe der CVP

G ChVDskv

am Eingang zum ChSD

G CHSDinh

am Eingang zum ChND

G CHNDin

zum Kondensator

Speisewasserverbrauch, t/h

Verbrauch an zurückgeführtem Produktionskondensat, t/h

Kühlwasserdurchfluss durch den Kondensator, m3/h

Wärmeverbrauch pro Turbineneinheit, Gcal/h

Wärmeverbrauch für die Produktion, Gcal/h

Absoluter Druck, (kgf/cm2):

vor dem Absperrventil

hinter Steuer- und Überlastventilen

PI.-IV cl, P Fahrbahn

in der Steuerstufenkammer

P r.st.

in ungeregelten Probenahmekammern

PI.-VII N

in der Produktionsauswahlkammer

in der oberen Heizkammer

in der unteren Heizkammer

im Kondensator, kPa (kgf/cm2)

Temperatur (°C), Enthalpie, kcal/kg:

Frischdampf vor dem Absperrventil

T 0, ich 0

Dampf in der Produktionsauswahlkammer

Kondensat für HDPE

T Zu, T k1, T k2, T k3, T k4

Rücklaufkondensat aus der Produktionsabsaugung

Speisewasser hinter dem PVD

T Grube5, T Grube6, T Grube7

Speisewasser hinter der Pflanze

T Pete, ich Pete

Netzwasser am Ein- und Ausgang der Anlage

Kühlwasser, das in den Kondensator ein- und austritt

T 1c, T 2v

Erhöhung der Enthalpie des Speisewassers in der Pumpe

∆ich STIFT

Spezifischer Bruttowärmeverbrauch für die Stromerzeugung, kcal/(kWh)

Q T, Q tf

Spezifische Stromerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung, kWh/Gcal:

Produktionsdampf

Fernwärmedampf

Koeffizienten zur Umrechnung in das SI-System:

1 t/h - 0,278 kg/s; 1 kgf/cm2 – 0,0981 MPa oder 98,1 kPa; 1 kcal/kg - 4,18168 kJ/kg

Die ersten zehn Scheiben des Niederdruckrotors sind einteilig mit der Welle geschmiedet, die restlichen drei Scheiben sind montiert.

Die HPC- und LPC-Rotoren sind über fest mit den Rotoren geschmiedete Flansche starr miteinander verbunden. Die Rotoren des LPC und des Generators vom Typ TVF-120-2 sind durch eine starre Kupplung verbunden.

Die Dampfverteilung der Turbine erfolgt über eine Düse. Frischdampf wird einem separaten Düsenkasten zugeführt, in dem sich ein automatischer Verschluss befindet, von wo aus der Dampf durch Bypassrohre zu den Turbinenregelventilen strömt.

Beim Verlassen des HPC gelangt ein Teil des Dampfes zur kontrollierten Produktionsabsaugung, der Rest wird zum LPC geleitet.

Wärmeextraktionen werden aus den entsprechenden LPC-Kammern durchgeführt.

Der Turbinenbefestigungspunkt befindet sich am Turbinenrahmen auf der Generatorseite und die Einheit dehnt sich zum vorderen Lager hin aus.

Um die Aufwärmzeit zu verkürzen und die Startbedingungen zu verbessern, sind die Flansche und Bolzen mit Dampf beheizt und die vordere Dichtung des HPC mit Frischdampf versorgt.

Die Turbine ist mit einer Wellendrehvorrichtung ausgestattet, die die Wellenlinie der Einheit mit einer Frequenz von 0,0067 dreht.

Die Turbinenschaufelvorrichtung ist für den Betrieb bei einer Netzfrequenz von 50 Hz ausgelegt und konfiguriert, was einer Rotorumdrehung von 50 entspricht. Der Langzeitbetrieb der Turbine ist bei einer Netzfrequenz von 49 bis 50,5 Hz zulässig.

Die Höhe des Fundaments der Turbineneinheit vom Boden des Kondensationsraums bis zum Boden des Turbinenraums beträgt 8 m.

2.1 Beschreibung des thermischen Schaltplans der Turbine PT–80/100–130/13

Die Kondensationsvorrichtung umfasst eine Kondensatorgruppe, eine Luftentfernungsvorrichtung, Kondensat und Umwälzpumpen, Ejektor des Zirkulationssystems, Wasserfilter, Rohrleitungen mit den notwendigen Armaturen.

Die Kondensatorgruppe besteht aus einem Kondensator mit eingebauter Bank mit einer Gesamtkühlfläche von 3000 m² und dient dazu, den eintretenden Dampf zu kondensieren, im Abgasrohr der Turbine ein Vakuum zu erzeugen und das Kondensat zu konservieren Nutzen Sie die Wärme des in den Kondensator eintretenden Dampfes in den Betriebsarten gemäß dem thermischen Zeitplan zur Erwärmung des Zusatzwassers im eingebauten Bündel.

Der Kondensator verfügt über eine spezielle im Dampfteil eingebaute Kammer, in der der HDPE-Abschnitt Nr. 1 installiert ist. Die restlichen HDPEs werden von einer separaten Gruppe installiert.

Die regenerative Einheit dient zur Erwärmung von Speisewasser mit Dampf aus den ungeregelten Turbinenauslässen und verfügt über vier LPH-Stufen, drei HPH-Stufen und einen Entgaser. Alle Heizgeräte sind Oberflächenheizgeräte.

Die HPH Nr. 5, 6 und 7 haben eine vertikale Bauweise mit eingebauten Enthitzern und Entwässerungskühlern. PVDs sind mit einem Gruppenschutz ausgestattet, bestehend aus automatischem Auslass und Rückschlagventile am Wassereinlass und -auslass ein automatisches Ventil mit Elektromagnet, eine Rohrleitung zum Starten und Ausschalten von Heizungen.

HDPE und HDPE (außer HDPE Nr. 1) sind mit Steuerventilen zur Kondensatentfernung ausgestattet, die von elektronischen Reglern gesteuert werden.

Die Ableitung des Heizdampfkondensats aus den Heizgeräten erfolgt kaskadenförmig. Aus HDPE Nr. 2 wird Kondensat durch eine Ablaufpumpe abgepumpt.

Die Anlage zur Erwärmung des Netzwassers umfasst zwei Netzheizer, Kondensat- und Netzpumpen. Bei jedem Erhitzer handelt es sich um einen horizontalen Dampf-Wasser-Wärmetauscher mit einer Wärmetauscherfläche von 1300 m², die durch beidseitig in Rohrböden aufgeweitete gerade Messingrohre gebildet wird.

3 Auswahl der Zusatzausrüstung für den Wärmekreislauf der Station

3.1 Mit der Turbine gelieferte Ausrüstung

Weil Der Kondensator, der Hauptejektor sowie die Nieder- und Hochdruckerhitzer werden zusammen mit der Turbine an die geplante Station geliefert. Für die Installation an der Station werden dann Folgendes verwendet:

a) Kondensator Typ 80-KTSST-1 in einer Menge von drei Stück, eines für jede Turbine;

b) Hauptejektor Typ EP-3-700-1 in einer Menge von sechs Stück, zwei für jede Turbine;

c) Niederdruckheizgeräte Typ PN-130-16-10-II (PND Nr. 2) und PN-200-16-4-I (PND Nr. 3,4);

d) Hochdruckerhitzer vom Typ PV-450-230-25 (PVD Nr. 1), PV-450-230-35 (PVD Nr. 2) und PV-450-230-50 (PVD Nr. 3).

Die Eigenschaften der gezeigten Geräte sind in den Tabellen 2, 3, 4, 5 zusammengefasst.

Tabelle 2 – Eigenschaften des Kondensators

Tabelle 3 – Eigenschaften des Hauptkondensator-Ejektors

Umfassende Modernisierung der Dampfturbine PT-80/100-130/13

Ziel der Modernisierung ist es, die Strom- und Heizleistung der Turbine zu erhöhen und den Wirkungsgrad der Turbinenanlage zu steigern. Die Modernisierung im Rahmen der Hauptoption besteht aus dem Einbau von HPC-Dichtungen mit Wabenstruktur und dem Austausch des Mitteldruck-Strömungsteils durch die Herstellung eines neuen ND-Rotors zur Erhöhung Bandbreite ChSD bis zu 383 t/h. Gleichzeitig bleibt der Druckregelbereich im Produktionsausgang erhalten, der maximale Dampffluss in den Kondensator ändert sich nicht.
Austauschbare Komponenten bei der Aufrüstung einer Turbineneinheit im Rahmen der Hauptoption:

• Installation von Waben-Abdeckungsdichtungen für die HPC-Stufen 1–17;
• CSND-Leitschaufel;
• RK ChSD-Sättel mit größerem Strömungsquerschnitt mit Modifikation der Dampfkästen der oberen Hälfte des ChSD-Körpers für den Einbau neuer Abdeckungen;
• Steuerventile SD und Nockenverteiler;
• Membranen 19–27 Stufen CSND, ausgestattet mit Überband-Wabendichtungen und Dichtringen mit Schraubenfedern;
• SND-Rotor mit eingebauten neuen Arbeitsblättern von 18-27 Stufen TsSND mit Vollfräsreifen;
• Membranklemmen Nr. 1, 2, 3;
• Vorderseitiger Dichtungskäfig und O-Ringe mit Schraubenfedern;
• Befestigungsscheiben 28, 29, 30 Stufen entsprechend gelagert bestehende Struktur, wodurch die Modernisierungskosten gesenkt werden können (vorausgesetzt, dass alte gemountete Festplatten verwendet werden).

Darüber hinaus sieht der Umfang der Hauptoption den Einbau von Waben-Überdeckerdichtungen der Stufen 1-17 des Hochdruckmotors in die Membranvisiere mit Anschweißen von Dichtungsschnurrbärten an die Deckbleche der Rotorblätter vor.

Durch die Modernisierung nach der Hauptvariante wird Folgendes erreicht:

1. Erhöhung der maximalen elektrischen Leistung der Turbine auf 110 MW und der Leistung der Wärmegewinnung auf 168,1 Gcal/h aufgrund einer Reduzierung der industriellen Gewinnung.
2. Gewährleistung eines zuverlässigen und manövrierfähigen Betriebs der Turbineneinheit in allen Betriebsarten, auch bei möglichst niedrigen Drücken in der Industrie- und Fernwärmegewinnung.
3. Steigerung der Effizienz von Turbinenanlagen;
4. Sicherstellung der Stabilität der erreichten technischen und wirtschaftlichen Indikatoren während der Überholungsphase.

Die Wirkung der Modernisierung im Rahmen des Hauptangebots:

Turbinenmodi	Elektrische Leistung, MW	Dampfverbrauch für Fernwärme, t/h	Dampfverbrauch für die Produktion, t/h
Kondensation
Nominell
Maximale Leistung
Mit maximal Heizungsextraktion
Steigerung der Effizienz der Pumpe
Steigerung der HPC-Effizienz

Zusätzliche Angebote (Optionen) zur Modernisierung

• Modernisierung des HPC-Steuerstufenkäfigs mit Einbau von Over-Shroud-Wabendichtungen
• Einbau von Membranen der letzten Stufe mit tangentialer Masse
• Hochdichte Dichtungen für Hochdruck-Steuerventilstangen

Der Effekt der Modernisierung mit zusätzlichen Optionen

№ p/p	Name	Wirkung
	Modernisierung des HPC-Steuerstufenkäfigs mit Einbau von Over-Shroud-Wabendichtungen	Leistungssteigerung um 0,21-0,24 MW - Steigerung der HPC-Effizienz um 0,3-0,4 % - Erhöhung der Betriebssicherheit Turbinenabschaltungen
	Einbau von Membranen der letzten Stufe mit tangentialer Masse	Kondensationsmodus: - Leistungssteigerung um 0,76 MW - Effizienzsteigerung von DSND 2,1 %
	Rotationsmembrandichtung	Steigerung der Effizienz einer Turbineneinheit bei Betrieb im Modus mit vollständig geschlossener Rotationsmembran um 7 Gcal/Stunde
	Austausch der Over-Shroud-Dichtungen des HPC und CSD durch zellulare Dichtungen	Erhöhte Zylindereffizienz (HPC um 1,2–1,4 %, CVD um 1 %); - Leistungssteigerung (HPC um 0,6-0,9 MW, CSND um 0,2 MW); - Verbesserung der Zuverlässigkeit von Turbineneinheiten; - Gewährleistung der Stabilität der erreichten technischen und wirtschaftlichen Ergebnisse Indikatoren während der Überholungsperiode; - Gewährleistung der Zuverlässigkeit, ohne die Effizienz des Betriebs zu beeinträchtigen Over-Shroud-Dichtungen des HPC und CSD im Übergangsmodus, inkl. bei Notabschaltungen von Turbinen.
	Austausch von HPC-Steuerventilen	Leistungssteigerung um 0,02-0,11 MW - Steigerung der HPC-Effizienz um 0,12 % - Erhöhung der Betriebssicherheit
	Einbau von Wabenenddichtungen LPC	Eliminierung der Luftansaugung durch Enddichtungen - Erhöhung der Zuverlässigkeit des Turbinenbetriebs - Steigerung der Turbineneffizienz - Stabilität der erreichten technischen und wirtschaftlichen Indikatoren über den gesamten Turnaround-Zeitraum - zuverlässig, ohne die Effizienz zu beeinträchtigen, Betrieb des Endes LPC-Dichtungen unter Übergangsbedingungen, inkl. im Notfall Turbinenabschaltungen

	Kursprojektaufgabe	3
1.	Erste Referenzdaten	4
2.	Berechnung der Kesselinstallation	6
3.	Aufbau des Dampfexpansionsprozesses in einer Turbine	8
4.	Dampf- und Speisewasserbilanz	9
5.	Bestimmung der Parameter von Dampf, Speisewasser und Kondensat durch PTS-Elemente	11
6.	Erstellen und Lösen von Wärmebilanzgleichungen für Abschnitte und Elemente des PTS	15
7.	Energieleistungsgleichung und ihre Lösung	23
8.	Überprüfung der Berechnung	24
9.	Ermittlung von Energieindikatoren	25
10.	Auswahl von Zusatzgeräten	26
	Referenzen	27

Kursprojektaufgabe
An den Studenten: Onuchin D.M..

Projektthema: Berechnung des Wärmekreislaufs der STU PT-80/100-130/13
Projektdaten

P 0 =130 kg/cm 2 ;

;

;

Qt =220 MW;

;

.

Druck bei ungeregelten Entnahmen – aus Referenzdaten.

Aufbereitung von zusätzlichem Wasser – aus dem atmosphärischen Entgaser „D-1,2“.
Umfang des Berechnungsteils

1. 
   Auslegungsberechnung von STU im SI-System für Nennleistung.
2. 
   Ermittlung energetischer Kennzahlen einer technischen Ausbildungsstätte.
3. 
   Auswahl von Zusatzgeräten für technische Schulungseinrichtungen.

1. Erste Referenzdaten
Hauptindikatoren der Turbine PT-80/100-130.

Tabelle1.

Parameter	Größe	Dimension
Nennleistung	80	MW
Maximale Leistung	100	MW
Anfangsdruck	23,5	MPa
Anfangstemperatur	540	MIT
Druck am Ausgang der zentralen Venenpumpe	4,07	MPa
Temperatur am Ausgang des HPC	300	MIT
Überhitzte Dampftemperatur	540	MIT
Kühlwasserdurchfluss	28000	m 3 / h
Kühlwassertemperatur	20	MIT
Kondensatordruck	0,0044	MPa

Die Turbine verfügt über 8 ungeregelte Dampfentnahmen zur Erwärmung des Speisewassers in Niederdruckerhitzern, einem Entgaser, in Hochdruckerhitzern und zum Antrieb der Antriebsturbine der Hauptspeisepumpe. Der Abdampf des Turboantriebs kehrt zur Turbine zurück.
Tabelle2.

	Auswahl	Druck, MPa	Temperatur, 0 C
ICH	PVD Nr. 7	4,41	420
II	PVD Nr. 6	2,55	348
III	HDPE Nr. 5	1,27	265
	Entlüfter	1,27	265
IV	HDPE Nr. 4	0,39	160
V	HDPE Nr. 3	0,0981	-
VI	HDPE Nr. 2	0,033	-
VII	HDPE Nr. 1	0,003	-

Die Turbine verfügt über zwei Heizdampfentnahmen, oben und unten, die für die ein- und zweistufige Erwärmung des Netzwassers ausgelegt sind. Bei Heizungsextraktionen gelten folgende Druckregelgrenzen:

Obermaterial 0,5-2,5 kg/cm²;

Niedriger 0,3-1 kg/cm2.

2. Berechnung der Kesselinstallation

VB – Oberkessel;

NB – unterer Kessel;

Rücklauf – Rücklaufwasser aus dem Netz.

D VB, D NB – Dampfverbrauch für den Ober- bzw. Unterkessel.

Temperaturdiagramm: t pr / t o br =130 / 70 C;

T pr = 130 0 C (403 K);

Temperatur = 70 0 C (343 K).

Bestimmung von Dampfparametern in Fernwärmeauskopplungen

Nehmen wir eine gleichmäßige Erwärmung von VSP und NSP an;

Wir akzeptieren den Wert einer Unterhitzung bei Netzwerkheizungen
.

Wir nehmen Druckverluste in Rohrleitungen in Kauf
.

Druck der oberen und unteren Entnahme aus der Turbine für VSP und NSP:

Bar;

Bar.
h WB =418,77 kJ/kg

h NB =355,82 kJ/kg

D WB (h 5 - h WB /)=K W NE (h WB - h NB) →

→ D WB =1,01∙870,18(418,77-355,82)/(2552,5-448,76)=26,3 kg/s

D NB h 6 + D WB h WB / +K W NE h OBR = KW NE h NB +(D WB +D NB) h NB / →

→ D NB =/(2492-384,88)=25,34 kg/s

D VB +D NB =D B =26,3+25,34=51,64 kg/s

3. Aufbau des Prozesses der Dampfexpansion in einer Turbine
Nehmen wir den Druckverlust in den Dampfverteilungsvorrichtungen der Zylinder an:

;

;

;

In diesem Fall beträgt der Druck am Einlass zu den Zylindern (hinter den Steuerventilen):

Der Vorgang im h,s-Diagramm ist in Abb. dargestellt. 2.

4. Gleichgewicht von Dampf und Speisewasser.

• 
  Wir gehen davon aus, dass Dampf mit dem höchsten Potenzial zu den Enddichtungen (D KU) und zu den Dampfausstoßern (D EP) gelangt.
• 
  Der verbrauchte Dampf von den Enddichtungen und von den Ejektoren wird zur Stopfbuchsheizung geleitet. Wir akzeptieren eine Erwärmung des darin enthaltenen Kondensats:

• 
  Der Abdampf in den Ejektorkühlern wird zur Ejektorheizung (EH) geleitet. Heizung darin:

• 
  Wir gehen davon aus, dass der Dampfstrom zur Turbine (D) ein bekannter Wert ist.
• 
  Verluste des Arbeitsmediums innerhalb der Station: D У =0,02D.
• 
  Nehmen wir 0,5 % des Dampfverbrauchs für Enddichtungen: D KU =0,005D.
• 
  Nehmen wir an, dass der Dampfverbrauch für die Hauptejektoren 0,3 % beträgt: D EJ =0,003D.

Dann:

• 
  Der Dampfverbrauch des Kessels beträgt:

D K = D + D UT + D KU + D EJ =(1+0,02+0,005+0,003)D=1,028D

• 
  Weil Wenn es sich bei dem Kessel um einen Trommelkessel handelt, muss eine Kesselspülung berücksichtigt werden.

Die Abschlämmung beträgt 1,5 %, d.h.

D cont = 0,015D = 1,03D K = 0,0154D.

• 
  Dem Kessel zugeführte Speisewassermenge:

D PV = D K + D cont = 1,0434D

• 
  Menge zusätzliches Wasser:

D ext =D ut +(1-K pr)D pr +D v.r.

Kondensatverluste für die Produktion:

(1-K pr)D pr =(1-0,6)∙75=30 kg/s.

Der Druck in der Kesseltrommel ist ca. 20 % größer als der Frischdampfdruck an der Turbine (bedingt durch hydraulische Verluste), d. h.

P k.v. =1,2P 0 =1,2∙12,8=15,36 MPa →
kJ/kg.

Der Druck im kontinuierlichen Abschlämmexpander (CPD) ist ca. 10 % höher als im Entgaser (D-6), d. h.

P RNP =1,1P d =1,1∙5,88=6,5 bar →

→
kJ/kg;

kJ/kg;

kJ/kg;

D P.R.=β∙D cont =0,438∙0,0154D=0,0067D;

D V.R. =(1-β)D Fortsetzung =(1-0,438)0,0154D=0,00865D.
D ext =D ut +(1-K pr)D pr +D v.r. =0,02D+30+0,00865D=0,02865D+30.

Wir bestimmen den Durchfluss von Netzwerkwasser durch Netzwerkheizungen:

Leckagen in der Heizungsanlage akzeptieren wir mit 1 % der Umlaufwassermenge.

Somit ist die erforderliche chemische Produktivität gegeben. Wasseraufbereitung:

5. Bestimmung der Parameter von Dampf, Speisewasser und Kondensat auf Basis von PTS-Elementen.
Wir nehmen den Druckverlust in den Dampfleitungen von der Turbine bis zu den Erhitzern des regenerativen Systems in Höhe von an:

Ich wähle	PVD-7	4%
II-Auswahl	PVD-6	5%
III-Auswahl	PVD-5	6%
IV-Auswahl	PVD-4	7%
V-Auswahl	PND-3	8%
VI-Auswahl	PND-2	9%
VII. Auswahl	PND-1	10%

Die Bestimmung der Parameter hängt von der Auslegung der Heizgeräte ab ( siehe Abb. 3). Im berechneten Schema sind alle HDPE und PVD Oberflächen.

Da das Hauptkondensat und das Speisewasser vom Kondensator zum Kessel fließen, bestimmen wir die von uns benötigten Parameter.

5.1. Den Enthalpieanstieg in der Kondensatpumpe vernachlässigen wir. Dann sind die Parameter des Kondensats vor dem ED:

0,04 bar,
29°C,
121,41 kJ/kg.

5.2. Wir gehen davon aus, dass die Erwärmung des Hauptkondensats in der Ejektorheizung 5°C beträgt.

34 °C; kJ/kg.

5.3. Die Wassererwärmung im Stopfbuchserhitzer (SP) gehen wir von 5°C aus.

39 °C,
kJ/kg.

5.4. PND-1 – deaktiviert.

Die Speisung erfolgt mit Dampf aus der VI-Auswahl.

69,12 °C,
289,31 kJ/kg = h d2 (Entwässerung aus HDPE-2).

°С,
4,19∙64,12=268,66 kJ/kg

Die Speisung erfolgt mit Dampf aus der V-Auswahl.

Heizdampfdruck im Heizkörper:

96,7 °C,
405,21 kJ/kg;

Wasserparameter hinter der Heizung:

°С,
4,19∙91,7=384,22 kJ/kg.

Den Temperaturanstieg aufgrund der Vermischung der Ströme vor LPH-3 haben wir vorläufig auf eingestellt
, d.h. wir haben:

Es wird mit Dampf aus der IV-Auswahl gespeist.

Heizdampfdruck im Heizkörper:

140,12°С,
589,4 kJ/kg;

Wasserparameter hinter der Heizung:

°С,
4,19∙135,12=516,15 kJ/kg.

Parameter des Heizmediums im Ablaufkühler:

5.8. Speisewasserentgaser.

Der Speisewasserentgaser arbeitet mit konstantem Dampfdruck im Gehäuse

R D-6 =5,88 bar → t D-6 N =158 ˚С, h’ D-6 =667 kJ/kg, h” D-6 =2755,54 kJ/kg,

5.9. Förderpumpe.

Nehmen wir den Pumpenwirkungsgrad
0,72.

Förderdruck: MPa. °C und die Parameter des Heizmediums im Ablaufkühler sind:
Dampfparameter im Dampfkühler:

°C;
2833,36 kJ/kg.

Wir stellen die Heizung im OP-7 auf 17,5 °C ein. Dann beträgt die Wassertemperatur hinter dem PVD-7 °C und die Parameter des Heizmediums im Entwässerungskühler sind:

°C;
1032,9 kJ/kg.

Der Speisewasserdruck nach PPH-7 beträgt:

Wasserparameter hinter der Heizung selbst.

TECHNISCHE BESCHREIBUNG

Beschreibung des Objekts.
Vollständiger Name:„Automatisierter Schulungskurs „Bedienung der Turbine PT-80/100-130/13.“
Symbol:
Baujahr: 2007.

Zur Vorbereitung wurde ein automatisierter Schulungskurs zum Betrieb der Turbine PT-80/100-130/13 entwickelt Betriebspersonal Wartung von Turbinenanlagen dieser Art und ist ein Mittel zur Schulung, Prüfungsvorbereitung und Prüfungsprüfung des KWK-Personals.
Die AUK wurde auf der Grundlage der regulatorischen und technischen Dokumentation erstellt, die beim Betrieb von PT-80/100-130/13-Turbinen verwendet wird. Es enthält Text- und Bildmaterial zum interaktiven Lernen und Testen von Schülern.
Diese AUK beschreibt die Konstruktion und die technologischen Eigenschaften der Haupt- und Hilfsausrüstung der Heizturbinen PT-80/100-130/13, nämlich: Hauptdampfventile, Absperrventil, Regelventile, Dampfeinlass des HPC, Konstruktionsmerkmale des HPC , CSD, LPC, Turbinenrotoren, Lager, Drehvorrichtung, Dichtungssystem, Verflüssigungssatz, Niederdruckregeneration, Förderpumpen, Hochdruckregeneration, Fernwärmeanlage, Turbinenölsystem usw.
Berücksichtigt werden die Start-, Normal-, Not- und Stoppbetriebsarten einer Turbineneinheit sowie die wichtigsten Zuverlässigkeitskriterien für Heiz- und Kühldampfleitungen, Ventilblöcke und Turbinenzylinder.
Berücksichtigt werden das automatische Steuerungssystem der Turbine, das Schutzsystem, die Verriegelungen und die Alarme.
Das Verfahren für die Zulassung zur Inspektion, Prüfung und Reparatur von Geräten, Sicherheitsregeln sowie Brand- und Explosionsschutz wurden festgelegt.

AUC-Zusammensetzung:

Ein Automated Training Course (ATC) ist ein Softwaretool zur Erstschulung und anschließenden Prüfung des Wissens des Personals in Kraftwerken und Stromnetzen. Erstens für die Schulung des Betriebs- und Wartungspersonals.
Die Basis von AUC besteht aus bestehenden Produktions- und Stellenbeschreibungen, regulatorische Materialien, Daten von Geräteherstellern.
AUC umfasst:
— Abschnitt mit allgemeinen theoretischen Informationen;
– ein Abschnitt, in dem die Konstruktions- und Betriebsregeln eines bestimmten Gerätetyps erörtert werden;
— Abschnitt zum Selbsttest der Schüler;
- Prüferblockade.
Das AUK enthält neben Texten auch das notwendige Bildmaterial (Diagramme, Zeichnungen, Fotografien).

Informationsgehalt der AUC.

1. Das Textmaterial wird auf der Grundlage von Betriebsanleitungen, Turbine PT-80/100-130/13, Werksanweisungen, anderen regulatorischen und technischen Materialien zusammengestellt und umfasst die folgenden Abschnitte:

1.1. Betrieb der Turbineneinheit PT-80/100-130/13.
1.1.1. allgemeine Informationenüber die Turbine.
1.1.2. Ölsystem.
1.1.3. Regulierungs- und Schutzsystem.
1.1.4. Kondensationsgerät.
1.1.5. Regenerative Installation.
1.1.6. Installation zur Erwärmung von Netzwerkwasser.
1.1.7. Vorbereiten der Turbine für den Betrieb.
Vorbereitung und Inbetriebnahme des Ölsystems und der VPU.
Vorbereitung und Aktivierung des Turbinensteuerungs- und Schutzsystems.
Prüfung von Schutzmaßnahmen.
1.1.8. Brennwertgerät vorbereiten und in Betrieb nehmen.
1.1.9. Vorbereitung und Inbetriebnahme der regenerativen Anlage.
1.1.10. Vorbereitung der Installation zur Erwärmung des Netzwerkwassers.
1.1.11. Vorbereiten der Turbine für den Start.
1.1.12. Allgemeine Anweisungen, die beim Starten einer Turbine aus jedem Zustand befolgt werden müssen.
1.1.13. Starten der Turbine aus kaltem Zustand.
1.1.14. Starten der Turbine aus einem heißen Zustand.
1.1.15. Betriebsart und Parameteränderung.
1.1.16. Kondensationsmodus.
1.1.17. Modus mit Auswahlmöglichkeiten für Produktion und Heizung.
1.1.18. Entladen und Laden von Lasten.
1.1.19. Stoppen der Turbine und Wiederherstellen des ursprünglichen Zustands des Systems.
1.1.20. Überprüfung des technischen Zustands und der Wartung. Zeitpunkt der Sicherheitskontrollen.
1.1.21. Wartung Schmiersysteme und VPU.
1.1.22. Wartung von Brennwert- und regenerativen Anlagen.
1.1.23. Wartung der Anlage zur Erwärmung des Wassernetzes.
1.1.24. Sicherheitsvorkehrungen bei der Wartung eines Turbogenerators.
1.1.25. Brandschutz bei der Wartung von Turbineneinheiten.
1.1.26. Verfahren zur Prüfung von Sicherheitsventilen.
1.1.27. Anwendung (Schutz).

2. Das Bildmaterial in diesem AUK wird in 15 Zeichnungen und Diagrammen dargestellt:
2.1. Längsschnitt der Turbine PT-80/100-130-13 (HPC).
2.2. Längsschnitt der Turbine PT-80/100-130-13 (TSSND).
2.3. Diagramm der Dampfextraktionsleitung.
2.4. Diagramm der Ölleitungen eines Turbogenerators.
2.5. Schema der Zufuhr und Absaugung von Dampf aus Dichtungen.
2.6. Stopfbuchsheizung PS-50.
2.7. Eigenschaften der Stopfbuchsheizung PS-50.
2.8. Diagramm des Hauptkondensats eines Turbogenerators.
2.9. Diagramm der Wasserleitungen des Netzwerks.
2.10. Rohrleitungsdiagramm zum Ansaugen von Dampf-Luft-Gemischen.
2.11. PVD-Schutzsystem.
2.12. Schema der Hauptdampfleitung der Turbineneinheit.
2.13. Entwässerungsdiagramm der Turbineneinheit.
2.14. Diagramm des Gasölsystems des TVF-120-2-Generators.
2.15. Energieeigenschaften der PT-80/100-130/13 LMZ-Schlaucheinheit.

Wissenstest

Nach dem Studium des Text- und Bildmaterials kann der Student das Programm starten Selbstkontrolle Wissen. Bei dem Programm handelt es sich um einen Test, der den Grad der Beherrschung des Unterrichtsstoffs überprüft. Im Falle einer falschen Antwort erhält der Bediener eine Fehlermeldung und ein Zitat aus dem Anleitungstext mit der richtigen Antwort. Die Gesamtzahl der Fragen für diesen Kurs beträgt 300.

Prüfung

Nach dem Passieren Schulungskurs und Selbstkontrolle des Wissens legt der Student einen Prüfungstest ab. Es enthält 10 Fragen, die automatisch zufällig aus den für den Selbsttest bereitgestellten Fragen ausgewählt werden. Während der Prüfung wird der Prüfling gebeten, diese Fragen zu beantworten, ohne dass er dazu aufgefordert oder die Möglichkeit hat, auf ein Lehrbuch Bezug zu nehmen. Es werden keine Fehlermeldungen angezeigt, bis der Test abgeschlossen ist. Nach Abschluss der Prüfung erhält der Studierende ein Protokoll, in dem die vorgeschlagenen Fragen, die vom Prüfling gewählten Antwortmöglichkeiten sowie Anmerkungen zu fehlerhaften Antworten aufgeführt sind. Die Prüfung wird automatisch benotet. Das Prüfprotokoll wird auf der Festplatte des Computers gespeichert. Es ist möglich, es auf einem Drucker auszudrucken.