Вибір турбіни і визначення витрати пари на турбіну

При проектуванні електростанції турбіни зазвичай вибирають з числа тих, що серійно випускаються:

· для конденсаційних ТЕС - турбіни типа «К»;

· для ТЕЦ можливі наступні варіанти (залежно від виду переважаючого теплового навантаження):

- при домінуванні опалювального навантаження встановлюють конденсаційні турбіни типа «Т»;

- за наявності в рівній мірі опалювального і технологічного навантаження встановлюють конденсаційні турбіни типа «ПТ», а при стабільному технологічному навантаженні промислових підприємств встановлюють турбіни протитиску «Р», «ПР»;

- при значних технологічних навантаженнях промпідприємств і великих опалювальних навантаженнях, що змінюються, можлива установка всіх вищеперелічених типів турбін, об'єднаних в секцію ТЕЦ, що дозволяє мобільно реагувати на теплові навантаження, що змінюються.

У комплекті з турбіною завод-виготівник зазвичай поставляє конденсатор, ежекторні установки, систему маслопостачання, регенеративні підігрівачі живлячої води, конденсатні, дренажні і живильні насоси.

Основним параметром роботи турбіни є витрата пари, визначувана по діаграмі режимів роботи (додається до паспорта турбіни), яка представляє сімейство характеристик турбіни у вигляді залежності:

D_тi = f(N_еi), (1.1)

де N_еi – електричне навантаження;

D_тi – відповідна витрата пари.

Витрата пари визначається з вираження:

D_тi = D_xx + k_x·N_еi, (1.2)

де D_xx – витрата пари на холостому ході за відсутності електричного навантаження, необхідний для подолання опору обертанню ротора турбіни;

k_x – кутовий коефіцієнт характеристики турбіни.

Витрата пари на холостому ході визначається коефіцієнтом холостого ходу х, який виражається в долях від номінальної (паспортної) витрати пари на турбіну D_н:

х = D_xx/D_н. (1.3)

Коефіцієнт холостого ходу залежить від типа турбіни:

· для конденсаційних турбін - х_к = 0,03 ÷ 0,05;

· для турбін протитиску - х_п = 0,10 ÷ 0,15.

Визначення витрати пари на турбіну ілюструються графіком на рисунку 1.1.

 

 

 

Рисунок 1.1 – До визначення витрати пари на турбіну

 

Кутовий коефіцієнт визначається вираженням:

, (1.4)

де N_н – номінальна (паспортна) електрична потужність турбогенератора.

Номінальна витрата пари D_н і номінальна електрична потужність турбогенератора N_н визначають номінальну питому витрату пари на вироблення електроенергії:

, (1.5)

відповідно

, (1.6)

і з урахуванням вираження (1.3)

. (1.7)

З урахуванням номінальних показників D_н, N_н і d_н вираження (1.4) представляється таким чином:

або

. (1.8)

З урахуванням виразів (1.7) і (1.8) рівняння (1.1) набирає вигляду:

. (1.9)

В тому випадку, якщо турбіна має регульовані відбори (опалювальні або промислові) до витрати пари, обчисленої по електричному навантаженню, слід приєднувати додаткову витрату пари, що враховує недовиробіток потужності добірною парою:

, (1.10)

де D_відб – кількість пари, що поступає в регульовані відбори;

y_відб – коефіцієнт недовиробітку потужності пари, що йде у відбори:

, (1.11)

тут і₁, і_відб та і_к – відповідно, ентальпії пари на вході в турбіну, у відборах і пара що поступає в конденсатор.

З урахуванням додаткової витрати пари рівняння (1.9) приймає вигляд:

(1.12)

Діаграма режимів роботи турбіни складається з сімейства ліній (1.1) при різних режимах роботи турбіни: конденсаційному (без регульованих відборів і з відборами) і протитисковому. Побудова діаграми грунтується на рівняннях (1.9) і (1.12).

Приклад діаграми режимів роботи турбіни представлений на рисунку 1.2.

 

 

Рисунок 1.2 – Діаграма режимів роботи турбіни

 

У верхній частині діаграма обмежується максимально можливою витратою пари на турбіну , яка визначається максимальною пропускною спроможністю головної частини турбіни (гчт): регулюючих клапанів, фільтрів, соплових сегментів, регулюючого ступеню і інше.

У нижній частині діаграма обмежується конденсаційним режимом роботи турбіни без регульованого відбору пари відповідно до рівняння (1.9).

Зліва діаграма обмежена режимом роботи турбіни в протитиску, тобто витрата потоку пари в конденсатор D_к практично дорівнює нулю (залишається вентиляційний потік, що охолоджує), а пара йде з турбіни через відбір.

Режим роботи, що обмежує діаграму справа, обумовлений повним використанням максимальної пропускної спроможності турбіни. Завантаження турбіни до максимуму проводять шляхом подачі додаткового потоку пари D_дод і відведення цього потоку через регульований відбір, тобто довантаження турбіни по парі здійснюється режимом протитиску, тому лінії режимів, що обмежують діаграму зліва і зправа, паралельні.

Додатковий потік пари збільшує електричну потужність турбогенератора понад номінальну N_н. Максимальна електрична потужність може скласти N_max = (1,20÷1,25)·N_н.

Витрату пари на турбіну можна визначити також по формулі:

, кг/с, (1.13)

де β_р – коефіцієнт регенерації, що враховує збільшення витрати пари в турбіну через відбори пари на регенеративне підігрівання живильної води;

N_е – задана електрична потужність турбогенератора, кВт;

Н_в – використаний в турбіні теплоперепад конденсаційного потоку пари (H_в = i₁ - i_к);

η_ем – електромеханічний к.к.д. турбогенератора;

D_оп, D_пр – витрати пари в опалювальні і промислові відбори;

y_оп, y_пр – коефіцієнти недовиробітку потужності парою опалювального і промислового відборів:

, , (1.14, 1.15)

де і_оп, і_пр – ентальпії пари в опалювальному і промисловому відборах.

Значення коефіцієнта регенерації залежить від початкових параметрів пари, кількості відбираної пари через регенеративні відбори і температури підігрівання живильної води. Середні значення коефіцієнтів регенерації залежно від початкового тиску пари:

 

Р1, МПа	3,5	9,0	13,0	24,0
βр	1,10	1,13	1,15	1,24

 

За значенням коефіцієнта регенерації можна судити про частку пари, що відводиться на регенерацію (10, 13, 15, 24%).

 

Вибір парогенераторів

 

Здійснюється на основі наступних даних:

1) початкові параметри пари (P₁, t₁), що подається в турбіну;

2) наявність або відсутність проміжного перегріву;

3) витрата пари на турбіну (D_т);

4) вид спалюваного палива, який визначає систему підготовки палива перед спалюванням, конструкцію топкового пристрою, конструкцію пальникових пристроїв і в цілому склад і характеристику устаткування паливогазоповітряного тракту.

Підхід до вибору парогенераторів для КЕС та ТЕЦ відрізняється. Продуктивність парогенераторів для КЕС визначається максимальною витратою пари на турбіну з обліком витрати пари на власні потреби і запасу пари до 3 %:

. (1.16)

Запас 3 % включає гарантійний допуск, враховує можливість зниження в допустимих межах параметрів пари, що отримується в парогенераторі, погіршення вакууму в конденсаторі турбіни і витоку пари при його транспортуванні від парогенератора до турбіни. Для КЕС зазвичай застосовують блокову схему, в якій резервний парогенератор не передбачається. Варіанти блокових схем представлені на рисунку 1.3:

1 – моноблок;

2 – моноблок з двокорпусним парогенератором;

3 – дубль-блок.

 

 

 

Рисунок 1.3 – Варіанти блокових схем ТЕС

 

Схеми 2 і 3 забезпечують економічнішу генерацію пари при різкому зниженні або збільшенні навантаження на турбогенератор.

На ТЕЦ блокова схема використовується украй рідко. Застосовується в основному централізована схема приєднання парогенераторів і турбін. Для ТЕЦ, що обслуговують великі промислові райони з тепловими навантаженнями, що різко змінюються, застосовують секційну схему, в якій встановлюють декілька типів турбін, що забезпечує швидке реагування на теплове навантаження, що змінюється (див. рис. 1.4).

 

Рисунок 1.4 – Принципова теплова схема секції ТЕЦ

ПМ – перемикальна магістраль;

ППС – паропровід промислового споживання;

ППГ – піковий парогенератор;

ЗМТС, ПМТС – зворотна і подаюча магістралі теплової мережі;

БН – бустерний насос;

МН – мережевий насос;

ПВК – піковий водогрійний котел;

МП – мережевий підігрівач.

Кількість парогенераторів ТЕЦ приймається по сумарному споживанню пари:

, (1.17)

де D_вп – витрата пари на власні потреби;

D_рез – резервна витрата пари.

Параметри пари, що отримується в парогенераторах, враховують втрати тиску і температури при транспортуванні пари від парогенератора до турбіни:

 

Парогенератор	Турбіна
Р, МПа	t, ⁰С	Р, МПа	t, ⁰С
13,75		12,75
25,00		23,5