Міністерство освіти і науки України
Національний технічний університет України
«київський політехнічний інститут»
Дослідження роботи паротурбінної установки
Методичні рекомендації
до виконання лабораторної роботи
Київ 2011
Міністерство освіти і науки України
Національний технічний університет України
«київський політехнічний інститут»
Дослідження роботи паротурбінної установки
Методичні рекомендації
до виконання лабораторної роботи
для студентів за напрямками підготовки
«Електротехніка та електротехнології» та «Теплоенергетика»
Київ
НТУУ «КПІ»
Дослідження роботи паротурбінної установки [Текст]: метод. рек. до викон. лаборатор. роботи для студ. за напрямками підготовки «Електротехніка та електротехнології» та «Теплоенергетика» / Уклад. В.В.Дубровська, В.І. Шкляр, В.В. Задвернюк. - К.: НТУУ «КПІ», 2011. - 44с.
Гриф надано Методичною радою НТУУ „КПІ”
(Протокол № 7 від 17.03.2011р.)
Н а в ч а л ь н е в и д а н н я
Дослідження роботи паротурбінної установки
Методичні рекомендації
до виконання лабораторної роботи
для студентів за напрямками підготовки
«Електротехніка та електротехнології» та «Теплоенергетика»
Укладачі: Дубровська Вікторія Василівна, к.т.н, доцент,
Шкляр Віктор Іванович, к.т.н, доцент,
Задвернюк Володимир Володимирович, асистент
Відповідальний
редактор: Виноградов-Салтиков Володимир Олександрович, к.т.н., доцент
Рецензент: Туз В.О., к.т.н., доцент
ЗМІСТ
| Вступ…………………………………………………………………….. | |
| 1 Мета та основні завдання роботи……………………………………. | |
| 2 Основні теоретичні положення………………………………………. | |
| 3 Об`єкт дослідження…………………………...………………………. | |
| 4 Технічна характеристика і принципова теплова схема блоку № 1 з теплофікаційною паровою турбінною Т-100/120-130.……….….... | |
| 4.1. Основні технічні характеристики котла ТГМ-96А……….… | |
| 4.2. Основні технічні характеристики турбіни Т-100/120-130…. | |
| 4.3. Теплофікаційна установка блоку № 1…………..………….. | |
| 5 Техніка безпеки при перебуванні на ТЕЦ…………………………… | |
| 6 Методика проведення досліджень та обробки результатів………… | |
| 7 Вимоги до звіту ……………………………..………………………... | |
| 8 Контрольні запитання………………………………………………… | |
| 9 Список рекомендованої літератури………………………………….. |
ВСТУП
Енергетична галузь України є складним та розгалуженим технологічним комплексом, який є основою функціонування всього виробництва та забезпечення життєдіяльності населення країни.
Сучасна промислова енергетика базується на використанні паротурбінних установок (ПТУ). Джерелом енергії в таких установках є теплова енергія продуктів згоряння органічного палива (вугілля, мазут та природний газ) або енергія ядерних перетворень важких елементів.
Мета та основні завдання роботи
Мета лабораторної роботи - поглибити теоретичні знання студентів з курсу «Енергетичні системи та комплекси. Джерела енергії», «Технологія виробництва електроенергії» при вивченні розділів «Котельні установки», «Паротурбінні установки» і «Теплові електричні станції»; ознайомитись з принциповою тепловою схемою ТЕЦ-5 і її основним обладнанням, режимами роботи, контрольно-вимірювальними приладами щитів керування котельного агрегату та турбіни. За показами цих приладів визначити основні параметри водяної пари в характерних точках і здійснити розрахунок енергетичних та техніко-економічних показників роботи ТЕЦ.
Основні теоретичні положення
З термодинамічного погляду найбільшу ефективність перетворення теплової енергії в роботу (електроенергію) має цикл Карно. Але через відносно велику роботу компресора на стиснення водяної пари такі цикли не знайшли застосування в промисловості.
У подальшому було запропоновано процес охолодження пари здійснювати до повної її конденсації і внаслідок цього замінити неефективний компресор економічним водяним насосом, який підвищує тиск конденсату до тиску в паровому котлі. Такий цикл був запропонований в минулому столітті шотландським інженером і фізиком Ренкіним. Схема та діаграма циклу установки наведено на рис. 1.
 |
Рис.1. Схема та діаграми циклу паротурбінної установки, що працює за циклом Ренкіна.
Крім того, для підвищення ефективності установки почали застосовувати перегрів пари та регенеративний підігрів живильної води, що приводить до підвищення середньоінтегральної температури підведення теплоти, тобто наближає температуру перегрітої пари t1 до температури гарячого джерела (продуктів згорання). Але підвищувати температуру t1 можна лише до певного значення, яке визначається термічною міцністю матеріалу лопаток турбіни. Так, у разі застосування лопаток із звичайної сталі t1=550…575 оС, із нержавіючої - t1=600…650 оС.
Ефективність роботи паросилової установки також залежить від величини кінцевого тиску розширення пари р2, або, що рівнозначно, кінцевої температури t2 в конденсаторі. При зменшенні тиску р2 зменшується кількість відведеної теплоти q2, що приводить до збільшення термічного коефіцієнта корисної дії - ht. Оскільки холодним теплоприймачем слугує навколишнє середовище (повітря, вода річок, ставків), то гранична температура циклу визначається виходячи із середньорічної його температури. Для України середньорічна температура t2 приймається за 15 оС. Для забезпечення надійного теплообміну температура пари в конденсаторі повинна бути на 10…15 оС вище температури навколишнього середовища, тобто t2= 25…30 оС, що відповідає тиску в конденсаторі р2=0,003…0,004 МПа. Тобто в конденсаторі необхідно підтримувати відносно глибокий вакуум.
Електростанції, що працюють за циклом Ренкіна (рис.1), називаються конденсаційними (КЕС). До складу паротурбінної установки (ПТУ) входять: парогенератор (ПГ), турбінна (Т), електрогенератор (Г), конденсаційна установка (К), система регенеративного підігріву живильної води (РПЖВ), деаераційно-живильна установка (Д) (РПЖВ та Д на рисунку не показані).
Суттєвим недоліком КЕС є значні втрати теплоти q2 з охолоджуючою водою.
З метою підвищення ефективності використання теплоти було запропоновано комбіноване виробництво електричної енергії і теплоти (у вигляді пари і гарячої води), яка отримала назву теплофікація. Електростанції, що здійснюють теплофікацію промислових підприємств і житлових масивів, називаються теплоелектроцентралями (ТЕЦ). Відрізняються ТЕЦ від КЕС тим, що в них встановлено теплофікаційні турбіни, які працюють або з протитиском, або з промисловими і теплофікаційними відборами пари.
У турбіні з протитиском пара розширюється до тиску, більшого за атмосферний (0,12…1,2 МПа), і використовується для покриття теплового навантаження об’єктів. У таких турбінах відсутні конденсатори, вони більш прості і дешевше конденсаційних. Недоліком таких турбін є те, що кількість виробленої енергії повністю залежить від кількості пари, яка подається споживачу. Турбіни з протитиском працюють за вільним тепловим і вимушеним електричним графіком.
Турбіни з погіршеним вакуумом відрізняються від конденсаційних тим, що в конденсаторі підтримується підвищений тиск (0,05…0,12 МПа). Відпрацьована пара має температуру вище 100 оС. Це дає можливість нагріти циркуляційну воду в конденсаторі до 70…90 оС і спрямувати її в теплову мережу для опалення та гарячого водопостачання. Перевагою таких турбін є те, що за відсутності теплоспоживання (літній період) вони можуть працювати як конденсаційні, тобто з розширенням пари до глибокого вакууму (р=0,003…0,004 МПа). Проте і в цьому разі виробництво електроенергії визначається тепловим навантаженням мережі. Турбіна працює за вільним тепловим і вимушеним електричним графіками.
Турбіни з регульованими відборами пари складаються з двох-трьох частин – циліндр високого тиску (ЦВТ), циліндр середнього тиску (ЦСТ) і циліндр низького тиску (ЦНТ), які розміщені на одному валу з електрогенератором. Пара спочатку спрацьовує в ЦВТ до тиску відбору, величина якого визначається відповідно до потреб теплового споживача. Решта пари проходить через ЦСТ, де також здійснюються відбори. Потім пара йде до ЦНТ, де розширюється до тиску в конденсаторі. В цьому разі виробництво теплоти та електроенергії незалежні, тобто турбіна працює за вільним тепловим і вільним електричним графіками.
Для підвищення ефективності роботи станції і зниження витрати палива здійснюють регенеративний підігрів живильної води в регенеративних підігрівачах парою, відібраною зі ступенів циліндрів турбіни.
Ефективність циклу Ренкіна можна оцінити, використовуючи термічний коефіцієнт корисної дії ηt.
Теплота, підведена до ПТУ (q1):
, (2.1)
де h0 – ентальпія гострої пари, кДж/кг,
hЖВ - ентальпія живильної води на вході в парогенератор, кДж/кг.
Втрати теплоти в конденсаторі турбіни:
, (2.2)
де h2t– ентальпія пари на вході в конденсатор турбіни при ізоентропному процесі розширення пари, кДж/кг,
h / К- ентальпія конденсату в конденсаторі турбіни, кДж/кг.
Термічний коефіцієнт корисної дії характеризує досконалість ідеальної ПТУ і являє собою відношення корисно використаної теплоти в ПТУ (q1-q2) до теплоти підведеної (q1).
Термічний ККД:
. (2.3)
Формула (2.3) справедлива за умови, що 
(вважаємо, що робота насосу дорівнює нулю).
Найбільша енергія, яку може передати потік пари в турбіні, характеризується корисно використаним теплоперепадом Н і (рис.2). Ця енергія складає лише частину наявної енергії Н0. Зменшення енергії пов’язано з її втратами на дроселювання у вхідному патрубку - DhДР; в соплових решітках - DhСР і робочих лопатках - DhРЛ та інших внутрішніх втрат DhВН (втрати дискових і вентиляційних витікань пари крізь ущільнення діафрагм і втратами з вологістю пари на останніх ступенях турбіни).
 |
Рис 2. Визначення дійсного теплоперепаду в турбіні.
Вказані втрати оцінюються внутрішнім відносним ККД проточної частини турбіни:
(2.4)
де h2 – ентальпія пари на вході в конденсатор турбіни при дійсному процесі розширення пари, кДж/кг;
Н0 =hО– h2t – наявний теплоперепад в турбіні, кДж/кг;
Н i =hО– h2 – дійсний (корисно використаний) теплоперепад в турбіні, кДж/кг;
Н i = НО - ΣD hВТР і ,
де ΣD hВТР і - сума внутрішніх втрат ентальпії в турбіні,
Теоретична потужність турбіни визначається з рівняння, кВт:
, (2.5)
де D – витрата гострої пари через турбіну, кг/с.
Внутрішня потужність турбіни дорівнює, кВт:
. (2.6)
Тоді внутрішній відносний ККД проточної частини турбіни дорівнює:
. (2.7)
Зазвичай значення ηo i турбіни приймається рівним 0,78... 0,83, а відсіків ηo i /= 0,78... 0,83; ηo i //= 0,68... 0,71; ηo i ///= 0,75...0,78.
Якщо віднести використану в турбіні енергію до теплової енергії, підведеної до пари в котлі, то отримаємо абсолютний внутрішній ККД турбіни:
. (2.8)
Ефективна потужність, яка розвивається на муфті вала турбіни NЕ, внаслідок механічних втрат, менше внутрішньої потужності N i і дорівнює:
, (2.9)
де ηМ=NЕ/N і - механічний ККД, який враховує втрати на тертя в підшипниках та ін. (табл.1).
Теплові і механічні втрати оцінюються ефективним відносним ККД:
. (2.10)
Таблиця 1. Залежність ηМта ηОЕвід ефективної потужності турбіни.
| NЕ, МВт | 5-10 | 10-15 | 25-100 | > 100 |
| η М | 0,97 – 0,98 | 0,98 – 0,985 | 0,985 – 0,99 | 0,99 – 0,995 |
| η ОЕ | 0,75 – 0,8 | 0,8 – 0,82 | 0,82 – 0,83 | 0,83 – 0,86 |
Абсолютний ефективний ККД турбіни:
. (2.11)
Електрична потужність, яка знімається з клем генератора, буде менше, ніж ефективна потужність, на величину втрат в електрогенераторі:
, (2.12)
де η Г = N ЕЛ / N Е - ККД електрогенератора, η Г = 0,98 … 0,99.
Абсолютний електричний ККД є відношенням величини ефективної потужності до кількості теплоти, підведеної в котлі до теплоносія:
. (2.13)
Абсолютний електричний ККД характеризує економічність роботи турбогенератора в цілому і є однією з важливих характеристик роботи турбінних установок. Він залежить від рівня досконалості конструкції турбогенератора і термодинамічного циклу установки.
Якщо витрата пари через турбіну (або її частину), а також його початкові і кінцеві параметри відомі, то можна визначити внутрішню, ефективну і електричну корисні потужності турбогенератора (рис.3).
Якщо відома потужність турбіни, то витрата пари визначається з виразів (2.6), (2.9), (2.12), наприклад:
. (2.14)
Турбіна з двома регульованими відборами складається з трьох циліндрів, які являють собою самостійні частини турбіни: ЦВТ, ЦСТ і ЦНТ.
Рис. 3. Потужності і основні ККД турбогенератора.
Корисна потужність турбіни є сумою окремих частин турбіни, наприклад, корисна внутрішня потужність:
. (2.15)
Для конденсаційних турбін і турбін з протитиском широке розповсюдження отримала формула, яка дозволяє визначити один з показників економічності – питому витрату пари на 1 кВт·год:
. (2.16)
Для оцінки економічності сучасних конденсаційних турбінних установок користуються також величиною питомої витрати теплоти на виробництво 1 кВт·год на клемах електрогенератора:
. (2.17)
Для конденсаційних турбін з одним або двома регульованими відборами пари наведені вище показники економічності не відображають переваг комбінованого виробництва електричної і теплової енергії. Наприклад, за визначенням абсолютного ККД турбоустановки без відборів (2.13) корисною вважається лише вироблена електрична потужність на клемах генератора. Невикористана в турбіні теплота в цьому випадку не враховується, і її відносять до загальної втрати теплоти в холодному джерелі (конденсаторі). В дійсності, в порівнянні з чисто конденсаційною установкою, комбіноване виробництво електричної і теплової енергії дає значну економію теплоти і палива.
Для розрахунків показників економічності ТЕЦ зазвичай приймається метод поділу загальної витрати теплоти, яка поступає на турбоустановку (або на електростанцію в цілому), на виробництво теплової і електричної енергії.
На частку зовнішніх споживачів теплоти QВІД відносять теплоту, яку відпускають з відборів турбіни, з урахуванням втрат в теплообмінних апаратах і комунікаціях на лініях від турбоустановки до теплового споживача. На частку електричного споживача відносять решту теплоти (включаючи втрати теплоти в конденсаторі) QЕЛ, тобто різницю між повною витратою теплоти і теплотою, яка відпущена споживачу з відборів. Для спрощення розрахунків витрата теплоти на регенерацію не враховується, внаслідок малого її значення, у порівнянні з відпущеною теплотою зовнішнім споживачам.
Таким чином, дійсна повна витрата теплоти на турбоустановку складає:
. (2.18)
Відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам знаходять за рівнянням:
, (2.19)
де QП і QТ – витрати теплоти на промисловий і теплофікаційний відбори, кДж/c;
DП і DТ – витрати пари на промисловий і теплофікаційний відбори, кг/c;
hП і hТ - ентальпія пари промислового і теплофікаційного відборів, кДж/кг;
hКП і hКТ - ентальпія конденсату, який повертається від споживача, кДж/кг;
φП і φТ- коефіцієнти повернення конденсату від споживачів відповідних відборів;
ηТП - ККД теплового потоку, який враховує втрати теплоти на ТЕЦ при відпуску її споживачам (втрати теплоти в теплообмінних апаратах, в комунікаціях на лініях від турбіни до теплових споживачів).
Якщо конденсат пари, яка відпускається на технологічні потреби виробництва, не повертається на ТЕЦ (наприклад, з причини забруднення), то φП=0. Якщо конденсат гріючої пари з мережевих підігрівачів (бойлерів) повністю повертається в регенеративний цикл турбоустановки, φТ=1.
За цих умовах рівняння (2.19) приймає вигляд:
. (2.20)
Витрата теплоти на виробництво електричної енергії складає:
, (2.21)
де NЕЛ - електрична потужність, кВт;
, (2.22)
де: 
–дійсна кількість теплоти, витрачена на виробництво електроенергії, з урахуванням втрати його в конденсаторі;
– втрати теплоти в конденсаторі з охолоджуючою водою, які можуть досягати 60% від витрати теплоти, яка йде на виробництво електроенергії.
На ТЕЦ проводиться оцінка витрати палива на виробництво електроенергії ВЕЛ і теплоти ВВІД.
Загальна витрата палива на комбіноване виробництво теплової і електричної енергії:
. (2.23)
За прийнятою методикою теплова економічність ТЕЦ оцінюється наступними показниками: ККД турбоустановки по виробництву і відпуску теплоти зовнішнім споживачам:
, (2.24)
де: 
- нижча теплота згорання палива, кДж/кг.
ККД турбоустановки по виробництву електроенергії дорівнює:
. (2.25)
Питома витрата палива на виробництво і відпуск теплової енергії:
. (2.26)
Питома витрата палива на виробництво електричної енергії
(2.27)
Таким же чином розраховуються питомі витрати палива і для ТЕЦ в цілому.
При оцінюванні якості роботи теплофікаційних турбоустановок ТЕЦ часто користуються величиною питомого виробництва електроенергії на тепловому споживанні:
, (2.28)
де NВІД- електрична потужність, яка виробляється парою відборів, кВт;
. (2.29)
Економія палива на ТЕЦ при комбінованому способі енерговиробництва у порівнянні з роздільною схемою енергопостачання, кг / рік, визначається з рівняння:
, (2.30)
де bКЕС - питома витрата палива при роздільній схемі енергопостачання, що дорівнює 114 м3/ГДж при роботі станції на природному газі; τ - час роботи турбоустановки за рік, що приймається рівним 25,2·106 с (7000 год/рік).
Об`єкт ДОСЛІДЖЕННЯ
Місцем і об'єктом вивчення є Київська ТЕЦ-5 (рис.4), яка є найбільшою теплоелектроцентраллю України та знаходиться у південній частині міста Києва на правому березі Дніпра. Вона призначена для централізованого теплового забезпечення промислових підприємств, житлових і адміністративних будівель столиці України з одночасним постачанням електроенергії в електричні мережі енергосистеми АК "Київенерго".
Рис. 4 Загальний вигляд ТЕЦ - 5.
Встановлена електрична потужність ТЕЦ становить 700/800 МВт, а теплова - 1874 Гкал/год, у тому числі теплова потужність регулюючих відборів турбін – 974 Гкал/год, водогрійних котлів – 900 Гкал/год. На електростанції змонтовані чотири енергоблоки. На першій черзі ТЕЦ встановлено два турбогенератори Т-100/120-130 потужністю по 100 МВт кожен і два барабанних парових котла ТГМ-96А паропродуктивністю по 480 т/год. Друга черга станції складається з двох теплофікаційних турбогенераторів Т-250/300-240 потужністю 250/300 МВт і двох прямоточних парових котлів на надкритичні параметри пари з проміжним перегрівом, продуктивністю по 1000 т/год. Електрична енергія виробляється генераторами ТВФ-120-2 потужністю 120 МВт і ТВВ-320-2 потужністю 320 МВт. Видача електричної потужності в енергосистему здійснюється на напругах 10, 35, 110, 330 кВ.
Енергоблоки № 1 та № 2 підключені кожен через два триобмоткові трансформатори 110/35/10 кВ потужністю по 63 МВА до високовольтна розподільча підстанція (ВРП) 110 та 35 кВ. Енергоблоки № 3 та № 4 через блочні трансформатори 400 МВА, підключені до ВРП 110 та 330 кВ, трансформатори 330/110/35 кВ потужністю 200 МВА кожний. Від ВРП 330 кВ відходять лінії підстанцій ПС Бровари та ПС Ново–Київська. Від ВРП 110 кВ відходять чотири лінії для зв'язку з системою (ПС Харківська, ПС Лугова, ПС Дніпровська, ПС Ново-Київська) та чотири тупикові лінії (по дві лінії на ПС Солом'янська та ПС Бастіонна).
Приєднана теплова потужність споживачів дорівнює 2013,75 Гкал/год. Теплове навантаження становить 2186,7 МВт.
Всі технологічні процеси автоматизовані, передбачені системи аварійної сигналізації, технологічного блокування і захисту.
Головне паливо для ТЕЦ - природний газ, що надходить з газопроводу Шебелинка-Полтава-Київ з тиском 6-1,2 МПа. Зниження тиску газу до 0,8-0,13 МПа здійснюється в газорозподільному пункті. Як резервне паливо для енергетичних парових та пікових водогрійних котлів використовують паливний мазут, що поставляється в цистернах і зберігається в спеціальних резервуарах ємністю по 10 тис.м3. Мазутне господарство винесене на окрему ділянку розташовану на правому березі р. Либідь на відстані близько 600 м від промислового майданчика.
На ТЕЦ є чотири теплофікаційні установки (на кожному блоці по одній), призначені для підігріву мережевої води парою з відборів турбін і подачі її до теплових споживачів міста.
Кількість відпущеної теплової енергії регламентується основним документом - диспетчерським графіком. Диспетчерський графік розробляється для забезпечення надійного і безперебійного теплопостачання споживачів при раціональному використанні енергоресурсів шляхом економічного завантаження теплофікаційного обладнання ТЕЦ.
Добовий графік розробляється оперативно-диспетчерською службою (ОДС) підприємств теплових мереж (ПТМ).
При малих навантаженнях турбін або великому тепловому навантаженні тепломережі, додаткове нагрівання мережевої води проводиться в трьох пікових водогрійних котлах ПТВМ-180 і двох - КВГМ-180 з тепловим навантаженням 180 Гкал/год кожний. Теплофікаційні установки блоків 100 МВт і 250/300 МВт в основному аналогічні між собою і відрізняються потужністю з урахуванням теплової потужності турбін Т-100-130 і Т-250/300-240.
До ТЕЦ підключені 6 теплових магістралей. З метою більш економічного розподілу теплового навантаження між блоками, магістральні трубопроводи тепломережі мають поперечні зв’язки, розташовані в головному корпусі.
На виході мережевих трубопроводів з ПТВМ і КВГМ встановлені два змішувальні колектори, які призначені для вирівнювання температур по магістралям при різних температурах на виході з теплофікаційних установок блоків № 1,2,3,4. Границею теплофікаційного обладнання електростанції є огорожа її території.
Для захисту повітряного і водного басейнів на ТЕЦ змонтовані потужні комплекси газоочищення і установки для очищення забрудненої води.
Вiдхiднi гази котлів відводяться в атмосферне повітря двома димовими трубами - джерелами викидів № 1 та № 2, висотою 180 м (діаметр гирла - 7,2 м). До димової труби № 1 під’єднанні два котлоагрегати типу ТГМ-96А і три водогрійні котли типу ПТВМ-180. Футеровка стовбура труби виконана з кислототривкої цегли на діабазовій замазці. У зв’язку з тим, що димарі є аеродромною перепоною на лінії аерофлоту, на них виконане захисне димове маркування і нічна світлова огорожа.
Технічне водопостачання ТЕЦ виконано за прямоточною схемою. Джерело отримання води - дніпровська вода, що пройшла відповідну обробку в системі хімводоочищення.
Об'єктом вивчення є блок з теплофікаційною паровою турбіною Т-100/120-130 УТМЗ.
