Бульдозер ДЗ-110 / ДЗ-110A | Технические характеристики, мощность двигателя, цена, фото

Бульдозер ДЗ-110 — одна из многочисленных легенд советского машиностроения. Несмотря на то, что техника давно снята с производства, на внутреннем рынке страны она пользуется неизменной популярностью. Причиной этому стало сочетание технических данных и ремонтопригодности машин.

Бульдозер ДЗ-110: история

ДЗ-110 — машина с богатой историей, которой едва ли могут похвастаться другие модели тракторов и тяжелой строительной техники. Начало производства машины было положено во второй половине прошлого века. За время выпуска модель претерпела множество изменений и дала жизнь десяткам модификаций.

Первым шагом на пути создания землеройной техники стало производство трактора Т-130. На момент его выхода на рынок он был пионером в своей области и получил повсеместное распространение. Шло время, и руководство Челябинского тракторного завода приняло решение модернизировать Т-130. Так свету явился знаменитый трактор Т-170. На его базе и был выпущен бульдозер ДЗ-110.

Повышенный до 10-го тяговый класс машин позволил создать производительную технику для широкого круга потребителей. В 2002 году производство Т-170 остановилось. Права на продажу бульдозеров ДЗ-110 перешли к компании «Стройтехника». В линейке землеройных машин была представлена базовая версия ДЗ-110 и бульдозер ДЗ-110А. Также производитель предложил покупателям модификацию ДЗ-ПОХЛ.

Технические характеристики ДЗ-110А были схожи с аналогичными у базовой версии. Ключевым отличием явилось использование нового бульдозерного отвала с углом перекоса 12 градусов. В модификации ДЗ-ПОХЛ получила отвал с углом перекоса 6 градусов против стандартного у базового ДЗ-110.

Бульдозер ДЗ-110: технические характеристики

Бульдозер ДЗ-110 адаптирован для работы в суровых условиях российской действительности. Техника выдерживает экстремально низкие температуры до — 40 градусов и сохраняет трудоспособность в экстремально жарких регионах с температурой до + 40 градусов. К главным особенностям ДЗ-110 относится:

• высокая ремонтопригодность;
• простота использования и обслуживания;
• сравнительно невысокая цена;
• возможность эксплуатации в любых условиях.

Двигатель

На бульдозер ДЗ-110 в базовой модификации устанавливается четырехтактный дизель заводского производства Д-160. Мотор отличается объемом 14,48 литров. При оборотах коленвала 1250 в минуту бульдозер ДЗ-110 имеет мощность 170 л.с. Силовой агрегат охлаждается жидкостной системой. Рассчитывая на увеличение нагрузок на мотор, производитель предусмотрел запас крутящего момента в 25 %.

На модернизированных современных версиях бульдозера использовались двигатели мировых лидеров в производстве силовых агрегатов: американского Cummins и немецкого DEUTZ. Моторы выдавали мощность 180 и 190 лошадей соответственно. На некоторых моделях устанавливался двигатель ЯМЗ-236. Это неудивительно, ведь права на продажу техники перешли к Ярославскому производителю.

Максимальное тяговое усилие машины составляло 94 кН. Основные нагрузки на себя брал литой блок цилиндров, изготовленный из чугуна. Вертикальные перегородки блока стали основой, к которой крепились распределительный и коленчатый валы, а также валик декомпрессора. Для удобства ремонта и техобслуживания мотора в его корпусе предусмотрены специальные люки для осмотра.

Особенностью двигателя стало использование уравновешивающего механизма для сокращения вибрации. В базовом моторе был предусмотрен механизм газораспределения.

Основное устройство и ходовая часть

Поскольку бульдозер ДЗ-110 является модифицированным трактором, устройство его трансмиссии и гидравлической системы не отличается от базовой модели Т-170. Однако, для обеспечения выполнения возложенных функций, землеройная машина оснащается дополнительными:

• толкающими брусьями;
• винтовым раскосом;
• отвалом с ножами;
• гидроцилиндрами подъема и опускания отвала;
• гидроцилиндром перекоса отвала;
• трубопроводами гидросистемы.

Толкающие брусья соединены с кронштейнами, оснащенными системой компенсации перемещений. Крепление осуществляется сварными швами. Трансмиссия представлена механической четырехвальной 12-ступенчатой коробкой передач. Муфта сцепления — замкнутого типа с гидравлическим сервоприводом.

Ходовая система поставлена на тележки с балансиром и трехточечной жесткой подвеской. В отличие от бульдозеров с рессорным типом подвески, бульдозер ДЗ-110 ведет себя более уверенно на любых поверхностях. Жесткая рама обеспечивает устойчивость машины.

Для движения используются гусеничные цепи с прямоугольной формой профильной рамы. Гусеницы оснащаются шестью опорными катками с каждой стороны и подключаются к гидравлической системе, которая, в свою очередь, регулирует работу отвала.

Для обеспечения комфорта водителя на ДЗ-110 устанавливается кабина на виброплатформе. Подрессоренное сиденье водителя регулируется в вертикальной и горизонтальной плоскостях. В некоторых модификациях устанавливался кондиционер.

Рабочие характеристики

• тип отвала — неповоротный;
• угол резания грунта — 55 градусов;
• высота подъема отвала — 102 мм;
• скорость подъема/опускания — 0,2 м/с;
• тип рыхлителя — трехзубый;
• масса — 2245 кг;
• максимальное заглубление — 650 мм.

Габаритные размеры бульдозера ДЗ-110

• длина — 5193 мм;
• ширина — 2475 мм;
• высота по кабине — 3085 мм;
• продольная база — 2478 мм;
• колея гусеничного хода — 1880 мм;
• дорожный просвет — 415 мм;
• ширина башмака гусеницы — 500 мм;
• удельное давление на грунт — 0,05 МПа;
• конструкционная масса — 14 320 кг.

Применение

Заводские технические характеристики бульдозера ДЗ-110 пригодились в нефтедобывающей отрасли, строительстве, газовой промышленности, дорожно-ремонтном деле, сельском и лесном хозяйстве и других сферах. Несмотря на то, что машина была признала морально устаревшей, она остается популярной среди российского потребителя.

Получите выгодное предложение от прямых поставщиков:

Вам будет интересно

spectehnika-info.ru

ТМЗт110-120-130-4

ПАРОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА Т-110/120-130-4

МОЩНОСТЬЮ 110 МВт

Конденсационная паровая турбина с теплофика­ционным регулируемым отбором пара Т-110/120–130-4 (рис. 1) предназначена для привода элект­рического генератора ТВФ-120-2 с частотой враще­ния ротора 3 000 об/мин и отпуска тепла для нужд отопления, горячего водоснабжения и вентиляции. Турбина имеет номинальную электрическую мощность 110 МВт и номинальную тепловую на­грузку (суммарно по двум отборам) 175 Гкал/ч при следующих номинальных параметрах:

Давление свежего пара перед автоматиче­скими стопорными клапанами, МПа (кгс/см2) абс.	12,75 (130)
Температура свежего пара, °С	565; 555
Расход охлаждающей воды, м3/ч	16000
Расчетная температура охлаждающей воды при входе в конденсатор, °С	20

Номинальная суммарная тепловая нагрузка ото­пительных отборов, равная 175 Гкал/ч, обеспечи­вается при номинальных параметрах свежего пара, номинальном расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на вхо­де, полностью включенной регенерации, количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД, равном 100%-ному расходу пара на турбину, при работе турбоустанотаки со ступенчатым подогревом сете­вой воды в СП, при полном использовании пропуск­ной способности турбины и минимальном пропуске пара в конденсатор.

Мощность при этом зависит от температуры по­догрева сетевой воды и составляет: 110 МВт при подогреве от 51 до 92° С; 108 МВт—от 54 до 100° С; 107 МВт — от 56 до 103° С.

Максимальная электрическая мощность турби­ны равна 120 МВт и обеспечивается при номиналь­ных параметрах свежего пара и полностью вклю­ченной регенерации, выключенных отопительных и дополнительных отборах пара, расходе охлаждаю­щей воды, равном 16000 м³/ч, и расчетной темпера­туре охлаждающей воды 20° С. Максимальная теп­ловая нагрузка отопительных отборов с учетом ис­пользования тепла пара, поступающего в конден­саторы для подогрева сетевой или подпиточной во­ды, равна 184 Гкал/ч.

Турбина имеет два отопительных отбора пара: верхний и нижний, предназначенных для ступенча­того подогрева сетевой воды. Отопительные отборы имеют следующие пределы регулирования давле­ния: верхний 0,059—0,245 МПа (0,6—2,5 кгс/см²) абс.; нижний 0,049—0,196 МПа (0,5—2 кгс/см²) абс.

Отбор	Потреби-тель	Параметры в камере отбора пара		Количество
		Давление, МПа (кгс/см2) абс.	Температура, °С	Отбирае-мого пара, т/ч
I	ПВД № 7	3,32(33,8)	379	17,5+2*
II	ПВД № 6	2,28(23,2)	337	27,8
III	ПВД № 5	1,22(12,4)	266	16,9
	Деаэратор	1,22(12,4)	266	6,6
IV	ПНД № 4	0,57(5,8)	190	11,4+6,2*
V	ПНД № 3	0,294(3)	133	22,2
VI	ПНД № 2	0,098(1)	—	7
VII	ПНД № 1	0,037(0,38)	—	0,6

Регулирование давления в отопительных отбо­рах поддерживается: в верхнем—при включенных двух отопительных отборах; в нижнем—при вклю­ченном одном нижнем отопительном отборе.

Турбина имеет семь нерегулируемых отборов, предназначенных для подогрева питательной воды до 230° С. Данные по регенеративным отборам при­ведены в таблице. Данные соответствуют режиму работы при номинальных параметрах свежего па­ра; температуре охлаждающей воды 20° С; давле­нии в регулируемом верхнем отопительном отборе 0,098 МПа (1 кгс/см²) абс.; температуре обратной сетевой воды 50,8° С; номинальном количестве тепла, отданном потребителю, и поминальном расходе пара на турбину.

* 2 и 6,2 — пар из уплотнений турбины.

Предусмотрена возможность работы турбоустановки по тепловому графику с минимальным про­пуском пара в конденсатор с конденсацией этого пара сетевой или подпиточной водой, в том числе сырой, подаваемой во встроенные пучки конденса­тора. Одновременный пропуск сетевой воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основную поверхность конденсаторов не разре­шается.

Одновременный пропуск подпиточной воды че­рез встроенные пучки и циркуляционной воды че­рез основные поверхности конденсаторов возмо­жен при разности температур подпиточной и цир­куляционной воды на входе не более 20° С.

Допускается длительная работа турбины при следующих значениях основных параметров: давле­нии свежего пара от 12,3 МПа до 13,3 МПа (125— 135 кгс/см²) абс.; температуре свежего пара 545— 560° С; повышении температуры охлаждающей во­ды на входе в конденсатор до 33° С.

Не допускается работа турбины: при давлении в камере нижнего отопительного отбора более 0,196 МПа (2 кгс/см²) абс.; при давлении в камере верхнего отопительного отбора более 0,245 МПа (2,5 кгс/см²) абс. и регу­лировании давления в этом отборе; при включенных обоих отопительных отборах и давлении в камере верхнего отбора менее 0,059 МПа (0,6 кгс/см²) абс.; при включенном одном нижнем отопительном отборе и давлении в нем не менее 0,029 МПа (0,3 кгс/см²) абс.; при включенном верхнем отопительном отборе с выключенным нижним отопительным отбором; на выхлоп в атмосферу; по временной незаконченной схеме установки; при параллельной работе по отопительным отбо­рам как с аналогичными турбинами, так и с РОУ.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан и на­строен на работу при частоте в сети 50 Гц, что со­ответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 3 000 об/мин. Допускается длительная работа тур­бины при отклонениях частоты в сети в пределах 49—50,5 Гц.

В аварийных ситуациях допускается кратковре­менная работа турбины при понижении частоты до 49, но не ниже 48,5 Гц в течение времени, указан­ного в технических условиях.

Допускается пуск и последующее нагружение турбины после останова любой продолжительности. Предусматривается автоматизированный пуск тур­бины.

Турбина может работать в блоке с котлом, для чего имеется пароприемное устройство в конденса­торной группе, рассчитанное на прием пара в пе­риод растопки котла и при сбросе нагрузки, и рас­ширитель для приема дренажей высокого давления от паропровода свежего пара.

Турбоустановка имеет устройства для ускорен­ного расхолаживания турбины низкопотенциаль­ным паром с давлением 0,78—1,25 МПа (8— 13 кгс/см²) абс., температурой 260—290° С и уско­ренного расхолаживания воздухом, а также для пуска турбины паром указанных параметров.

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

Конструкция турбины.Турбина Т-110/120-130-4 представляет собой одновальный агрегат, состоя­щий из трех цилиндров: ЦВД, ЦСД и ЦНД (см. рис. 1). Свежий пар подается к стопорному клапа­ну, откуда по перепускным трубам поступает к ре­гулирующим клапанам ЦВД турбины. Паровпуск в ЦВД находится со стороны среднего подшипни­ка. Пар от регулирующих клапанов подводится к сопловым коробкам.

ЦВД однопоточный, имеет двухвенечную регу­лирующую ступень и восемь ступеней давления. Ротор высокого давления — цельнокованый.

ЦСД также однопоточный, имеет 14 ступеней давления. Первые восемь дисков ротора среднего давления откованы заодно с валом, остальные шесть — насадные.

Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе, остальные диафрагмы уста­новлены в обоймы.

ЦНД двухпоточный, имеет по две ступени в каждом потоке левого и правого вращения: одну регулирующую и одну ступень давления. Длина рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени 1915 мм. Ротор низкого давления имеет четыре насадных диска.

Валопровод турбины гибкий. Роторы высокого и среднего давления соединяются посредством же­сткой муфты, роторы среднего и низкого давления, а также ротор низкого давления и генератор со­единяются посредством полугибких муфт.

Значения критических частот вращения валопровода турбины с генератором типа ТВФ-120-2 приведены ниже.

Тон поперечных колебаний	Критическая частота вращения валопровода турбоагрегата, об/мин
I	1615
II	2125
III	2270
IV	2530
V	4810

Для уменьшения протечек пара в турбине при­менены бесконтактные лабиринтовые уплотнения. Из крайних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором через вакуумный охладитель.

Турбина снабжена валоповоротным устройст­вом с приводом от электродвигателя, вращающим ротор с частотой около 4 об/мин.

Фикспункт турбины расположен на оси турби­ны в точке пересечения с осевой линией попереч­ных шпонок боковых опор выхлопной части, рас­положенной со стороны ЦСД, поэтому расширение турбины происходит как в сторону переднего под­шипника, так и в сторону генератора.

Система автоматического регулирования.Тур­бина снабжена электрогидравлической системой авгомагического регулирования, предназначенной для поддержания в заданных пределах в зависи­мости от режима работы турбины: частоты враще­ния ротора турбогенератора, электрической на­грузки турбогенератора, давления пара (температу­ры сетевой воды) в одном из отопительных отбо­ров или тепловой нагрузки турбины, температуры подпиточной воды на выходе из встроенных пучков конденсаторов.

Система регулирования выполнена статически автономной с гидравлическими передаточными свя­зями. При мгновенном сбросе электрической на­грузки с генератора система регулирования турби­ны ограничивает возрастание частоты вращения ротора до величины менее уровня настройки ав­томата безопасности. Запроектированные системы автоматики допускают применение вызывной си­стемы управления и измерений, управляющей вы­числительной машины и автомата пуска.

Турбоустановка имеет устройства защиты, пре­дупреждающие развитие аварии путем воздействия на органы управления оборудованием с одновре­менной подачей сигнала. Гидродинамический регу­лятор частоты вращения предназначен для под­держания частоты вращения ротора турбины с не­равномерностью 4,5±0,5%.

Регулятор частоты вращения имеет ограничи­тель мощности, предназначенный для ограничения в нужных случаях открытия регулирующих клапа­нов с помощью регулятора. Турбина снабжена ре­гулятором мощности, поддерживающим электриче­скую нагрузку турбины. Точность поддержания электрической нагрузки регулятором не менее 1,3% от номинальной.

Турбина имеет регулятор отбора, который авто­матически поддерживает в одном из отопительных отборов давление пара на установленном уровне по импульсу от температуры прямой сетевой воды. Точность поддержания температуры сетевой воды ±0,5° С.

Для защиты турбины от недопустимого нара­стания частоты вращения в случае неисправности системы регулирования служит автомат безопасно­сти с двумя независимыми бойками кольцевого ти­па, которые настроены на мгновенное срабатыва­ние при достижении ротором частоты вращения от 11 до 12% сверх номинальной

Электромагнитный выключатель турбины вызы­вает закрытие стопорного клапана, регулирующих клапанов диафрагм.

Система смазкитурбины снабжает маслом как систему регулирования, так и систему смазки под­шипников. Подача масла в систему регулирования производится центробежным главным насосом, приводимым в действие непосредственно от вала турбины. Одновременно масло подается к двум последовательно включенным инжекторам.

В систему смазки масло подается с помощью двух инжекторов, включенных последовательно. Масляный бак сварной конструкции имеет рабо­чую емкость 26 м³. Бак снабжен дистанционным указателем уровня масла, от которого подаются световые сигналы на щит при минимальном и мак­симальном уровне масла в баке Для охлаждения масла предусмотрены шесть маслоохладителей, встроенных в масляный бак. Допускается возмож­ность отключения каждого из них как по охлаж­дающей воде, так и по маслу для чистки при пол­ной нагрузке турбины и температуре охлаждаю­щей воды не более 33° С.

Система контроля и управления.Турбоустанов­ка снабжена системами контроля, сигнализации и дистанционного управления, позволяющими пуск, останов и управление работающей турбоустановки производить с дистанционного щита с выполнени­ем на месте отдельных операций.

Управление установкой централизовано и ве­дется из помещения блочного щита управления Система контроля и управления выполняется на базе электрических приборов и аппаратуры.

Конденсационное устройствовключает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устрой­ство, установку для очистки конденсаторных труб, конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры и тру­бопроводы с необходимой арматурой Конденсатор­ная группа общей поверхностью 6 200 м², состоящая из двух конденсаторов со встроенными пучками, предназначена для конденсации поступающего из турбины пара, создания разрежения и сохранения конденсата, а также для использования тепла пара, поступающего в конденсаторы, для подогрева сете­вой и подпиточной воды во встроенных пучках. Каж­дый трубный пучок конденсатора имеет свою вход­ную и поворотную водяные камеры с отдельным подводом и отводом охлаждающей воды, что позво­ляет производить отключение и чистку основных или встроенных пучков без остановов турбины Для компенсации тепловых расширений каждый кон­денсатор устанавливается на четырех пружинных опорах.

Воздухоудаляющее устройство конденсацион­ной установки включает в себя два основных трех­ступенчатых и один пусковой одноступенчатый эжекторы Они отсасывают паровоздушную смесь либо из каждого основного пучка конденсаторов, либо только из встроенных пучков непосредствен­но. Для возможности переключения мест отсосов на линиях имеются необходимые задвижки с руч­ным приводом

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины, и состоит из четырех ПНД, деаэратора, трех ПВД. В установ­ке предусматривается также использование тепла пара основных эжекторов и пара, отсасываемого из лабиринтовых уплотнений Принципиальная теп­ловая схема турбоустановки приведена на рис. 2.

ПНД № 1, 2, 3 и 4 предназначены для последо­вательного подогрева основного конденсата перед подачей его в деаэратор. Каждый подогреватель НД представляет собой поверхностный пароводя­ной теплообменный аппарат вертикального типа.

Конденсат греющего пара из ПНД № 4 сливает­ся в подогреватель НД № 3. Из ПНД № 3 и 2 кон­денсат откачивается насосами в линию основного конденсата.

ПВД № 5, 6 и 7 вертикальные, поверхностного типа, предназначены для последовательного подо­грева питательной воды после деаэратора.

Слив конденсата пара из ПВД—каскадный.

Система для подогрева сетевой воды включает в себя два СП, конденсатные и сетевые насосы, а также трубопроводы с необходимой арматурой. Се­тевые подогреватели № 1 и № 2 предназначены для подогрева сетевой воды паром соответственно из нижнего и верхнего отопительных отборов тур­бины. Каждый подогреватель представляет собой горизонтальный теплообменный аппарат с поверх­ностью нагрева 2300 м², которая образована пря­мыми латунными трубами, развальцованными в трубных досках.

1

studfiles.net

Теплофикационные паровые турбины Т-130/130-12,8 с промежуточным перегревом пара

Баринберг Г.Д., доктор техн. наук, начальник отдела расчетов СКБт ЗАО «Уральский турбинный завод»

Валамин А.Е., инженер, главный конструктор СКБт ЗАО «Уральский турбинный завод»

Одним из важнейших путей повышения эффективности теплофикационных паровых турбин является повышение параметров свежего пара, введение промежуточного перегрева пара и укрупнение единичной мощности [1]. В настоящее время на ТЭЦ России и ближнего зарубежья находятся в эксплуатации турбины типа Т-250/300-240 пяти модификаций номинальной мощностью 250МВт на параметры пара 23,5 МПа, 540/540°С производства ЗАО «УТЗ» [2, c.33] и турбины типа Т-180/210-130 двух модификаций номинальной мощностью 180 МВт на параметры пара 12,8 МПа, 540/540°С производства ЛМЗ [2,c.41]. Большинство теплофикационных турбин на параметры свежего пара 12,8 МПа, 555°С номинальной мощностью 60-120 МВт, которые находятся в эксплуатации и продолжают дальше выпускаться заводами, в первую очередь ЗАО «УТЗ», не имеют промежуточного перегрева пара. В связи с этим назрела необходимость в создании турбин с меньшей мощностью. Проблеме создания турбин номинальной мощностью 130МВт на параметры пара 12,8 МПа, 540/540°С и посвящена данная статья.

Необходимо отметить, что для создания этих турбин существует проверенное в длительной эксплуатации котельное оборудование, а именно: котел для работы на каменных углях типа Еп-270-140-545/545 (ПК-38) с параметрами пара на выходе из котла 13,8 МПа, 545°С и промперегревателя 3,1 МПа, 545°С. Производительность котла 270 т/ч. Последней модификацией является котел ПК-38-2М. Прямоточный паровой котел ПК-38-2М предназначен для работы в составе дубль-блока (два котла на одну турбину). Котел выполнен по П-образной компоновке поверхностей нагрева, опирается на собственный каркас и устанавливается в собственном здании.

За счет потерь в тракте подвода пара параметры ВД перед стопорным клапаном турбины составляют 12,8 МПа, 540°С с температурой пара после промперегрева 540°С.

Рассмотрены два варианта турбин: двухцилиндровая турбина типа Т-130/130-12,8-1 и трехцилиндровая турбина типа Т-130/130-12,8-2. Номинальный расход свежего пара на теплофикационном режиме составляет около 470 т/ч, а максимальный – около 485 т/ч.

Конструкция двухцилиндровой турбины помещена на рис.1. ЦВД одностенный, литой. Пар к цилиндру подводится от отдельно расположенного стопорного клапана к четырем регулирующим клапанам неразгруженного типа, установленным на корпусе цилиндра. Стопорный и регулирующий клапаны полностью унифицированы с аналогичными клапанами турбины Т-110/120-130-5М.

Рис.1. Турбина паровая Т-130/130-12,8-1.

В ЦВД размещены одновенечная регулирующая ступень со средним диаметром 1100 мм и 9 ступеней давления с диаметром корня рабочих лопаток 800 мм. Регулирующая ступень полностью унифицирована с регулирующей ступенью ЦВД турбины Т-250/300-240. Ступени давления 3-10 практически полностью унифицированы по геометрии облопачивания со ступенями 2-9 турбины Т-110/120-130-5М. Ступень давления №2 новая. Рабочие лопатки ступеней ЦВД снабжены высокоэкономичными осерадиальными бандажными уплотнениями [3]. ЦНД литоварной. Литая паровпускная часть практически полностью унифицирована с ЦСД-1 турбины Т-250/300-240.

Выхлопная часть и ступени ЧНД (ступени 26-27) полностью унифицированы с турбиной ПТ-90/125-130/10-2. Высота рабочих лопаток последней ступени составляет 660 мм.

В ЦНД размещены 17 ступеней. Ступени 11-19 имеют диаметр корня рабочих лопаток 1077 мм, диски ступеней откованы заодно с валом. Надбандажные уплотнения этих ступеней осерадиального типа. Рабочие лопатки по профилю аналогичны рабочим лопаткам ступеней 15-22 ЦСД-1 турбины Т-250. Ступени 19-25 по геометрии полностью унифицированы со ступенями 16-22 турбины Т-185/220-130-2. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-130/130-12,8-1 помещена на рис.2. Система регенерации состоит из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД. Основное ее достоинство состоит в том, что конденсат греющего пара П2 сливается в конденсатосборник ПСГ2, конденсат греющего пара П1 – в конденсатосборник ПСГ1 без наличия регуляторов уровня в указанных ПНД. Это техническое решение позволяет не устанавливать на трубопроводах подвода пара к П1 и П2 обратных клапанов. Благодаря наличию воронок на сливе конденсата греющего пара ПСГ1 и ПСГ2 в их конденсатосборники на трубопроводах подвода пара к ним также нет обратных клапанов [4]. Конденсатор имеет встроенный пучок для пропуска циркуляционной или подпиточной воды. Работа на встроенном пучке с пропуском сетевой воды из-за рабочих лопаток последней ступени не предусмотрена.

Рис. 2. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-130/130-12,8-1.

Турбина укомплектована двумя ПСГ-2300 поверхностью теплообмена 2300 м² и расходом сетевой воды 4500 м³/ч и конденсатором типа К-6000 поверхностью теплообмена 6000 м² и расходом охлаждающей воды 13500м³/ч.

Конструкция турбины Т-130/130-12,8-2 помещена на рис.3. Турбина трехцилиндровая. ЦВД унифицирован с ЦВД турбины Т-130/130-12,8-1. ЦСД по паровпускной части и ступеням 11-25 полностью унифицированы с турбиной Т-130/130-12,8-1. ЦНД полностью унифицирован с ЦНД турбины Т-110/120-130-5М. Высота рабочих лопаток последней ступени составляет 550 мм. Выполнение турбины в трех цилиндрах позволило сократить габариты второго цилиндра. В первом варианте осевое расстояние между опорами ЦНД составляет 7000 мм, а во втором варианте осевое расстояние между опорами ЦСД составляет 6510 мм. Принципиальная тепловая схема практически совпадает с тепловой схемой турбоустановки Т-130/130-12,8-1.

Рис. 3. Турбина паровая Т-130/130-12,8-2.

Турбина комплектуется с двумя ПСГ-2300 и конденсаторной группой К-12000 поверхностью теплообмена 12000 м² и расходом охлаждающей воды 16000 м³/ч. Конденсаторная группа имеет встроенные пучки для пропуска циркуляционной, подпиточной или сетевой воды.

Экономическая эффективность новых турбин с промежуточным перегревом пара оценивалась по сравнению с серийно выпускаемой турбиной Т-110/120-130-5М и помещена в табл.1.

Таблица 1

Тип турбины	Т-110/120-130-5М		Т-130/130-12,8-1		Т-130/130-12,8-2
Режим работы	теплоф. номин.	конден.	теплоф. номин.	конден.	теплоф. номин.	конден.
, МПа , °С , °С , т/ч	12,8 555 – 470	12,8 555 – 437	12,8 540 540 466,7	12,8 540 540 388,3	12,8 540 540 467,6	12,8 540 540 386,8
Конденсатор: -температура охлаждающей воды, °С -расход пара, т/ч -давление пара, кПа	20 10,0 3,9	27 310,7 7,7	20 15,0 3,9	27 287,0 7,95	20 10,0 3,9	27 285,1 7,3
Тепловая нагрузка, ГДж/ч	733	–	808	–	823	–
Электрическая мощность, МВт	110	120	130	130	130	130
, кг/(кВт∙ч)	4,27	3,64	3,59	2,99	3,6	2,98
, кДж/(кВт∙ч)	–	9086	–	8674	–	8645
Э, (кВт∙ч)/ГДж	147,3	–	153,3	–	152,8	–
*, %	0	0	1,84/2,45	4,54	1,69/2,26	4,86
* в числителе =325 г/(кВт∙ч), в знаменателе – для =380 г/(кВт∙ч).

Экономическая эффективность на теплофикационных режимах рассчитана для двухступенчатого подогрева сетевой воды при давлении в верхнем отопительном отборе 0,098 МПа и температуре обратной сетевой воды 50°С, что близко для среднезимнего режима европейской части России.

Представленные в табл.1 данные по электрической мощности, тепловой нагрузке, удельному расходу тепла на конденсационных режимах, расходу пара в конденсатор на теплофикационных режимах получены в результате расчета тепловых балансов, в которых учтено влияние конструкции каждой турбины: КПД отсеков проточной части, утечки пара через концевые уплотнения и штоки клапанов, потери механические и в генераторе, потери давления в органах паровпуска ЦВД и промперегрева, а также влияние конденсатора. В расчете потери давления в тракте промперегрева приняты равными 9%, в органах паровпуска ЦВД 3,5%, промперегрева 3,0%, нагрев в питательном насосе 7°С.

В связи с этим полученные данные по эффективности введения промперегрева пара являются объективными.

Относительная экономия топлива на конденсационных режимах по сравнению с турбиной Т-110/120-130-5М рассчитывалась по формуле:

(1)

где – удельный расход тепла турбины Т-110/120-130-5М;

– удельный расход тепла соответствующей турбины с промежуточным перегревом пара.

Относительная экономия топлива на теплофикационном режиме рассчитывалась по формуле [1]:

(2)

где – удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении соответствующей турбины с промежуточным перегревом пара; – удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении турбины Т-110/120-130-5М; – удельный расход топлива замещающей КЭС; – удельный расход топлива теплофикационной турбины при работе по тепловому графику; – часовой расход топлива турбины Т-110/120-130-5М.

Величина рассчитывалась по формуле [1]:

(3)

где z – номер отсека, предшествующего отбору пара на ПСГ1; , – расход пара и использованный теплоперепад соответствующего отсека ступеней; – потери механические и в генераторе; – расход пара на ПСГ2; – теплосодержание пара в камере отбора на ПСГ2 и конденсата пара ПСГ2; – расход пара, предшествующего отбору на ПСГ1; – теплосодержание пара в камере отбора на ПСГ1 и конденсата пара ПСГ1.

При исследовании рассмотрены в качестве замещающей турбина К-300-240 при работе котла на газе, для которой по данным [5] =325г/(кВт∙ч), и турбина Т-110/120-130-5М при работе на конденсационном режиме, для которой =380 г/(кВт∙ч).

Величина =160 г/кВт∙ч принята по данным [6] для турбин с параметрами свежего пара 12,8 МПа, 555°С при работе по тепловому графику.

Величина принята равной 39700кг у.т./ч.

Как видно из табл.1, на теплофикационном режиме двухцилиндровая турбина более экономична трехцилиндровой и несколько уступает трехцилиндровой турбине на конденсационном режиме. Однако, учитывая, что турбина большую часть года работает на теплофикационных режимах, а также то, что трехцилиндровая турбина дороже двухцилиндровой и занимает большие габариты в машзале, следует отдать предпочтение двухцилиндровой турбине.

Выводы

1. Рассмотрены конструктивные особенности и принципиальные тепловые схемы теплофикационных турбин номинальной мощностью 130 МВт на параметры пара 12,8 МПа, 540/540°С. Отмечена возможность создания их на базе отработанных узлов и облопачивания серийно выпускаемых турбин.

2. Показано, что введение промежуточного перегрева пара для двухцилиндровой турбины позволяет получить экономию топлива на теплофикационном режиме в диапазоне 1,84-2,45% и на конденсационном режиме 4,54% и для трехцилиндровой турбины в диапазоне 1,69-2,26% и 4,86% соответственно. Величина эффективности является объективной, так как учитывает реальную конструкцию сопоставляемых турбин. Обоснована целесообразность применения двухцилиндровой турбины.

Список литературы

1. Баринберг Г.Д, Влияние параметров свежего пара, промежуточного перегрева и единичной мощности на экономичность теплофикационной турбины /Г.Д. Баринберг, Е.И. Бененсон //Опыт создания турбин и дизелей: Сборник научных статей. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1969, с.97-102.

2. Г.Д. Баринберг. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода./ Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродов, А.А. Гольдберг, Л.С. Иоффе, В.В. Кортенко, В.Б. Новоселов, Ю.А. Сахнин. Екатеринбург: «Априо», 2007, 460 с.

3. Баринберг Г.Д. Осерадиальные бандажные уплотнения и их эффективность./ Г.Д. Баринберг, Сборник ЦНИИТЭИТЯЖМАШ. М, 1988. Вып. 1, с.40…43.

4. А.С. 128875 СССР Устройство для предотвращения резкого вскипания конденсата в теплообменнике./ А.В. Рабинович, Д.П. Бузин (СССР)// БИ. 1960. №11, с.19.

5. Прогрессивные технико-экономические показатели тепловых конденсационных электростанций (КЭС), теплоцентралей (ТЭЦ) и котельных для оценки технического уровня и качества проектной документации. Минэнерго СССР, М. 1990г.

6. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. Изд-во «Энергия», М. 1976, с.14.

www.combienergy.ru

АУК по эксплуатации турбины Т-110/120-130

• Главная
• Тренажеры
• Учебные курсы
• Обучение персонала
• Дирекция
• Контакты

+7(495) 665-76-00

• Тренажерная подготовка
  • Актуальность
  • Полномасштабный тренажер
  • Состав тренажера
  • Организация процесса
• Актуальные вопросы тренажеростроения
• Тренажеростроение в России и за рубежом
• Статьи по подготовке персонала
• Журнал «Надежность и безопасность энергетики»
• География внедрения
• Техническая поддержка

Найти:

testenergo.ru

Турбина т-110/120-130-5 ао”тмз”

1.1. Техническое описание турбоустановки.

1.1.1. Паровая теплофикационная турбина типа Т-110/120-130-5 АО”ТМЗ” ст.№ 8 номинальной мощностью 110 Мвт с конденсационной и регенеративной установками предназначена для привода турбогенератора типа ТЗФА-110-2УЗ (с воздушным охлаждением обмоток ротора и статора) с частотой вращения ротора 3000 об/мин и отпуска теплоты из двух регулируемых теплофикационных отборов, идущего на нагрев сетевой воды.

1.1.2. Турбоустановка ст.№ 8 работает в схеме с поперечными связями. При этой схеме работы на паропроводе острого пара перед СК устанавливается ГПЗ 8505 с байпасом Ду100 на котором установлен дроссельный клапан РК8533 и задвижка 8500.

1.1.3. Турбина пускается паром номинальных параметров. Имеющиеся в конденсаторах пароприемные коллекторы не задействованы.

1.1.4. Турбина представляет собой трехцилиндровый агрегат, имеющий 27 ступеней. Свежий пар от стопорного клапана по перепускным трубам поступает к 4 регулирующим клапанам ЦВД. Паровпуск в ЦВД находится со стороны среднего подшипника. ЦВД выполнен противоточным относительно ЦСД. Соответственно этому лопаточный аппарат ЦВД – левого вращения. Для равномерного прогрева цилиндра два регулирующих клапана II и III установлены в верхней половине и два I и IV- в нижней. Все клапаны односедельные, неразгруженные. Клапаны I и II диаметром 125мм рассчитаны на пропуск 320 т/ч пара, обеспечивающий мощность турбины 90 Мвт на конденсационном режиме, III клапан также имеет диаметр 125мм, а IV является перегрузочным с диаметром 90мм.

Для уменьшения скорости пара в трубе I клапана осуществлен перепуск пара между коробками I и IV клапанов трубой Ду100, вследствие чего при закрытом IV клапане его паровая коробка всегда находится в прогретом состоянии.

1.1.5. ЦВД – литой, имеет специальные приливы (лапы), которыми опирается на передний и второй стулья турбины. Цилиндр имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8 ступеней давления. Цилиндр имеет безобойменную конструкцию: диафрагмы 2-9 ступеней располагаются в проточках, выполненных непосредственно в цилиндре, что позволило существенно уменьшить диаметр, а следовательно, и толщину стенки корпуса ЦВД.

Ротор ЦВД – цельнокованный.

Из ЦВД пар по четырем перепускным трубам направляется в ЦСД. Из одной из перепускных труб выполнен отбор на регенерацию – в ПВД-7.

1.1.6. ЦСД состоит из литой паровпускной части и сварной выхлопной части, соединенных между собой в вертикальной плоскости фланцевым соединением. ЦСД лапами опирается на средний стул и выхлопную часть ЦНД. ЦСД имеет 14 ступеней. Диафрагмы 10 и 11 располагаются в расточках цилиндра, а остальные диафрагмы – в расточках обойм.

Первые 8 дисков ротора СД откованы заодно с валом, остальные 6 – насадные.

Из ЦСД выполнены отборы на регенерацию: за 11 ступенью – в ПВД-6, за 14 ступенью – в ПВД-5, за 17 ступенью – в ПНД-4, за 19 ступенью – в ПНД-3, за 21 ступенью – в ПНД-2, за 23 ступенью – в ПНД-1.

За 21 ступенью производится теплофикационный отбор пара (верхний) с давлением: (-0,41,5 кгс/см², за 23 ступенью производится второй теплофикационный отбор (нижний) с давлением:(-0,51,0 кгс/см². Давление теплофикационных отборов пара регулируется специальными регулирующими диафрагмами, расположенными в ЦНД.

1.1.7. Из ЦСД (после 23 ступени) пар по двум перепускным трубам направляется в среднюю часть ЦНД, где разделяется на два потока. Каждый поток проходит через две ступени – одну регулирующую и одну ступень давления. См. схему рис.1 альбома схем.

Давление в теплофикационных отборах и пропуск пара через ЦНД в конденсаторы регулируется поворотными диафрагмами, расположенными за 24 и 26 ступенями. Диафрагмы представляют собой комбинацию неподвижных чугунных диафрагм с поворотными дроссельными кольцами. Привод регулирующих поворотных колец, закрывающих или открывающих сопла, осуществляется сервомотором ЦНД, соединенного системой рычагов с поворотными кольцами.

На верхних половинах выхлопных частей ЦНД предусмотрено по 2 атмосферных предохранительных клапана диаметром 500мм. Клапаны открываются при повышении давления в выхлопных патрубках турбины до 0,2 кгс/см².

Работа турбины на выхлоп в атмосферу не разрешается.

1.1.8. Валопровод турбоагрегата гибкий.

Роторы высокого и среднего давлений соединяются посредством жесткой муфты, роторы среднего и низкого давления, а также роторы низкого давления и генератора соединяются между собой посредством полугибких муфт. Ротор турбины вращается по часовой стрелке, если смотреть на передний подшипник в сторону генератора.

1.1.9. Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте сети 50Гц, что соответствует 3000 оборотов ротора турбины в минуту.

1.1.10. Валоповоротное устройство (ВПУ) предназначено для вращения ротора турбины с целью равномерного прогрева и охлаждения его при пуске и останове турбины, предотвращая тем самым температурный изгиб ротора. ВПУ приводится во вращение от эл. двигателя типа А-81-8 напряжением 220/380В, мощностью 22кВт при 730 об/мин. При посредстве двухступенчатого редуктора вращение от эл. двигателя передается на ротор турбины. Длительное вращение ротора осуществляется со скоростью 3,45 об/мин. Схемой ВПУ предусмотрено автоматическое проворачивание ротора турбины на 180⁰ через каждые 15 минут.

1.1.11. На трубопроводах отборов пара к ПВД-7,6,5 и к ПНД-4,3 установлены обратные клапаны с сервомотором (КОС), предотвращающие попадание в проточную часть турбины обратного потока пара из соответствующих подогревателей при сбросе нагрузки.

1.1.12. Фикспункт турбины определен поперечными шпонками, расположенными на боковых опорных рамах выхлопного патрубка ЦНД со стороны ЦСД. Расширение турбины от фикспункта происходит как в сторону переднего подшипника, так и в сторону генератора. Для измерения теплового осевого расширения цилиндров установлены указатели на переднем и заднем подшипниках.

1.1.13. Для сокращения времени прогрева и соблюдения критериев надежности при пусках турбины из различных тепловых состояний используется схема обогрева фланцев-шпилек паром из сопловой камеры 1-ого клапана, подаваемым в обнизку правого и левого фланцевых разъемов ЦВД, со сбросом в паропроводы отборов к ПСГ-2. См. рис.3.

1.1.14. Концевые уплотнения турбины лабиринтного типа. Ротор в.д. и передняя часть ротора с.д. имеют безвтулочные уплотнения, все остальные уплотнения имеют насадные втулки.

Подача пара на все концевые уплотнения осуществляется из коллектора уплотнений, давление в котором автоматически поддерживается электронным регулятором, воздействующим на РК 8601 0,1-0,15 кгс/см². Коллектор питается паром из паровой уравнительной линии Д-6 ата.. Температура пара в коллекторе должна быть не менее 130⁰С. Предусмотрен резервный подвод пара в коллектор уплотнений от станционного коллектора 13 кгс/см² с температурой не более 250^о С.

Поскольку трубопроводы, подводящие пар от коллектора уплотнений к предпоследним камерам, имеют различную протяженность и следовательно различное сопротивление, на них установлены настроечные вентили, позволяющие установить разрежение в камере каждого уплотнения в пределах (-0,03(-0,05 кгс/см² .

Примечание. При настройке давлений в камерах, необходимо вводить поправки на высоту установки манометра.

После настройки открытие настроечных вентилей меняться не должно. При останове турбины они не закрываются.

Для обеспечения пуска турбины из горячего состояния и повышения ее маневренности во время работы под нагрузкой температура пара, подаваемого в предпоследнюю камеру заднего уплотнения ЦВД, повышается за счет подмешивания в линию подачи пара от коллектора уплотнений острого пара или горячего пара от штоков клапанов соответственно (в этом случае температура пара перед поступлением в камеру уплотнений должна быть в пределах 250-300⁰С.

1.1.15. Из крайних (наружных) камер всех концевых уплотнений паровоздушная смесь отсасывается ЭУ типа ЭПУ-0,9-1900-1, который поддерживает разрежение в них (-0,03 (-0,05 кгс/см². Рабочий пар на эжектор подается из паровой уравнительной линии Д-6 ата. В качестве резерва предусмотрена подача пара из коллектора 13 кгс/см².

1.1.16.При работе турбины на конденсационном режиме (К- режим) и конденсационном режиме с регулируемым теплофикационным отбором (КТ- режим) пар из третьей камеры заднего уплотнения ЦВД и вторых камер передних уплотнений ЦВД и ЦСД сбрасывается в сальниковый подогреватель (ПС)., а при переводе турбины в режим теплового графика (Т-режим) пар из вышеуказанных уплотнений направляется в конденсатор, где он предварительно охлаждается в пароохладителе, установленном на линии сброса. См. рис.2 альбома схем.

studfiles.net

Расчет тепловой схемы турбиной типа Т-110/120-130

Министерство образования и науки Российской Федерации

КАФЕДРА ТЭС

РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА

Расчет тепловой схемы турбиной типа

Т-110/120-130

Факультет:        ФЭН

Группа:              Эн1-11

Преподаватель: Бородихин И.В.

Студент:            Смирнов Д.Ю.

Новосибирск – 2005г.

Содержание

Исходные данные

1.  Построение PS, PH и HS – диаграмм для процесса расширения пара в турбине

2.  Построение графиков тепловых нагрузок

3.  Расчет тепловой схемы

3.1  Расчет

3.2  Расчет сетевой установки

3.3  Расчет группы ПВД

3.4  Расчет диэрационной установки

3.5  Расчет группы ПНД

3.6  Определение коэффициентов недовыработки

      Заключение

      Список литературы

Исходные данные

Тип турбины Т – 110 / 120 – 130 – 5

Объем                                         ,

Энтальпия                                  ,

Энтропия                                    ,

Номинальная мощность              ,

Максимальная мощность            ,

Начальные параметры пара:

Температура пара перед турбиной: t₀ = 555 ⁰С,

Давление пара перед турбиной: Р₀=12,8 МПа,

Температура питательной воды: t_пв = 232 ⁰С,

Температура охлаждающей воды: t_ох=20 ⁰С,

Давление воды в конденсаторе: Р_к=0,056 бар,

Тепловая нагрузка:

Номинальная –  ,

Максимальная – ,

Расход пара на турбину .

1. Построение PS, PH и HS – диаграмм для процесса расширения пара в турбине.

 P–S диаграммы.

Все данные о P, hи Sопределены по [3].

Начальные параметры [4]:

Точка(0):

Р₀ = 128 бар,

t₀ = 555 ⁰С,

Точка (1’):

Базовые значения КПД –

Точка 1,(0-1 –  расширение пара в ЦВД):

, где – удельный объем в начале процесса расширения

Точка 2,(1-2 –  расширение пара в ЦСД):

Точка К,(2-К –  расширение пара в ЦНД):

Точка К’

Точка КН

Точка D

Точка ПН

Точка ПВ

Ниже представлены значения энтальпии по точкам начиная с точки К’:

                

             

        

           

          

     

2. Построение графиков тепловых нагрузок

,где  

   

Температура прямой сетевой воды: t_п.с. = 150 ⁰С.

Температура обратной сетевой воды: t_о.с. = 70 ⁰С.

Температура	Продолжительность,суток
-35 – -40	3.1
-30 – -35	4.8
-25 – -30	11.8
-20 – -25	17.6
-15 – -20	26.9
-10 – -15	36.1
-5	36.2
0	40.8
+8	50

По результатам этого пункта строим четыре зависимости:

а) график зависимости тепловой нагрузки,

б) график продолжительности стояния температур наружного воздуха ,

в) график температур сетевой воды ,

     г) график продолжительности тепловых нагрузок .

На основании данных графиков,  за расчетный выбираем режим для средней нагрузки при средней температуре воздуха за отопительный период .

Для выбранного  режима с помощью рис.3 находим температуры прямой и обратной сетевой воды () и тепловую нагрузку турбины на расчетном режиме .

3. Расчет тепловой схемы

3.1 Расход пара на турбину

,

,

где  – величина уплотнения,

– величина утечки,

– относительный расход на продувку котла,

,но только для турбин типа Т.

Для упрощения расчетов будем считать, что все происходит в котле.

Составим уравнения теплового и материального балансов:

Энтальпия производственной воды:

                                           

                                точка D.

Решая данную систему, получаем  и

 – КПД теплообменника.

  

3.2 Расчет сетевой установки (точка М).

 ,.

Верхний сетевой подогреватель ВСП.

Нижний сетевой подогреватель ВСП.

3.3 Расчет группы ПВД

 – для ПВД1

 – для ПВД2

– для ПВД2

3.4  Расчет диэрационной установки

Материальный баланс

 

Тепловой баланс

;

;

;

;                  

3.5 Расчет группы ПНД

Рисунок 3.5 Группа подогревателей высокого давления

Подогреватели П4, П5, П6, П7 – подогреватели смешанного типа.

Подогреватель П4:

СМ1:

Подогреватель П5:

СМ2:

Подогреватель П6:

3.6 Определение коэффициентов недовыработки

Расход пара на турбину.

Уточненный расход пара на турбину, кг/с:

                                             (1.30)

где y_i – коэффициент недовыработки на соответствующем отборе.

,

где

        Таблица 2 – Коэффициенты недовыработки

	1	2	3	4	5	6	7
	3002	2990	2970	2690	2680	2600	2400
	0.628	0.619	0.604	0.396	0.388	0.328	0.179

Расход пара в отборах:

=

Погрешность

<3%,

Необходима корректировка =

Точка в тепловой схеме	Параметры питательной воды		Параметры греющего пара		Параметры дренажа		Параметры насыщения
	t	h	t	h	t	H	t	H
ПВД1	232	969	220	3002	204	823	236	988.1
ПВД2	200	875	198	2980	199	841	204	858
ПВД3	195	770	180	2690	164	696	199	829
D	158.8	665	180	2690	158.8	665	158.8	665
ПНД4	160	570	135	2650	158	657	162	682
ПНД5	110	420	117	2520	108	453	112	473
ПНД6	80	310	83	2380	78	338	82	365
ПНД7	60	205	61	2215	58	236	62	249
К-К’	30	130	30	2150	28	112	32	126

Список использованных источников:

1.  Ривкин С. А., Александрова А. А. Теплофизические свойства воды и водяного               пара.    – М.: Энергия, 1980. – 424 с., ил.

2.  Термодинамические расчеты тепловых схем ТЭС. Методические указания. НГТУ.         Новосибирск, 2000.

vunivere.ru

Тепловая схема турбоустановки Т-110/120-130-4, основные элементы и их назначение в составе установки. Система регулирования уровня в конденсаторе

Комплексное квалификационное задание № 15

1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТУРБОУСТАНОВКИ  Т-110/120-130-4, ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ В СОСТАВЕ УСТАНОВКИ

Паропровод свежего пара

Свежий пар поступает от котла и машинный зал по одной нитке паропровода. Для прогрева главного паропровода врезана линия продувки. Продувка в схемах с поперечной связью производится в станционный расширитель дренажей. Если же турбина работает по блочной схеме, то продувка направляется в конденсатор.

Главная паровая задвижка (ГПЗ) обеспечивает отключение турбины от паровой магистрали, особенно во время ремонтов и длительных остановок агрегата, выполняет функции дополнительной зашиты в аварийных ситуациях, когда не произошло надежного закрытия стопорного и регулирующих клапанов.

Турбина

Турбина имеет начальные параметры пара 12.75 МПа и 555 ⁰С, имеет частоту вращения ротора 50 Гц, при номинальной тепловой производительности 214 МВт, развивает мощность 110 МВт, и рассчитана на номинальный расход пара 480 т/час.

Турбина состоит из цилиндра высокого давления  ЦВД, цилиндра среднего давления  ЦСД и цилиндра низкого давления ЦНД.

ЦВД содержит двух венечную регулирующую ступень, и восемь нерегулируемых ступеней;

ЦСД содержащий 14 ступеней, после 12 ступени производится верхний, а после 14 нижний теплофикационный отбор;

ЦНД, двух поточной конструкции. На входе каждого потока установлена поворотная диафрагма, с одним ярусом окон, реализующая дроссельное парораспределение в ЦНД.  В каждом потоке имеется по две ступени.

Конденсационная установка

Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухо-удаляющие устройства (на схеме не показаны); конденсатные насосы, трубопроводы с необходимой арматурой. Установка обеспечивает конденсацию поступающего в нее пара, создание разрежения в выхлопных патрубках турбины и сохранение конденсата в цикле турбоустановки, а на ряде режимов — полное или частичное использование теплоты пара, поступающего в конденсаторы.

Конденсаторная группа

Конденсаторная группа состоит из двух конденсаторов, их поверхность охлаждения образуется трубами, концы которых завальцованы в трубные доски.

Конденсат из корпусов конденсаторов стекает в два сборника конденсата. Оба сборника соединены между собой трубопроводом, по трубопроводу проводится откачка конденсата насосами.

Паровые пространства конденсаторов соединяются перемычкой.

Охлаждающая вода подается и отводится из трубной системы каждого пучка конденсаторов отдельно. Это позволяет попарно отключать половины конденсаторов для чистки без останова турбины. Охлаждающая вода проходит по трубам поверхности охлаждения в два хода, соответственно корпуса конденсаторов имеют с одной стороны по две камеры подвода и отвода, а с другой — поворотные камеры.

Для пропуска через встроенные пучки, кроме циркуляционной воды, также подпиточной или сетевой воды в конкретной схеме турбоустановки выполняются необходимые трубопроводы и арматура, позволяющие осуществить один из принятых вариантов охлаждения.

Конденсатные насосы

Для откачки основного конденсата из сборников конденсата конденсаторов установлены два конденсатных насоса. Один из них является резервным, однако при расходах конденсата, близких к максимальному, могут работать два насоса одновременно. На напорных линиях за конденсатными насосами установлены обратные клапаны, позволяющие держать резервный насос приготовленным к работе с открытой арматурой на всасе и напоре.

Пароприемные устройства конденсаторов предназначены для приема пара от котлов в блочных установках в период их пуска, останова или аварийных сбросов нагрузки турбиной.

Регенеративная установка

Регенеративная установка включает в себя, четыре подогревателя низкого давления (ПНД), деаэратор, три подогревателя высокого давления (ПВД), сливные насосы и трубопроводы с необходимой арматурой.

Основной конденсат нагревается последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.

ПНД

Греющий пар для ПНД, деаэратора и ПВД отбирается из турбины. На всех линиях подачи пара к ПНД установлены обратные клапаны с принудительным закрытием. Конденсат греющего пара из ПНД № 1, 2 и 3 в зависимости от режима работы может либо сливаться в расширитель конденсатора, либо откачиваться сливными насосами в линию основного конденсата. Слив в расширитель производится при пусках, а для ПНД № 1 и на режимах с отборами пара, когда расход конденсата невелик, он является также резервным на случай останова сливных насосов для ремонта. На сливных линиях установлены отключающие задвижки.

Сливной насос ПНД № 1 включается только при работе турбины на конденсационном режиме. При включении отопительных отборов насос должен быть отключен.

Из   ПНД   № 4   конденсат   греющего   пара через   регулирующий   клапан сливается   каскадом  в  ПНД № 3.  

vunivere.ru