1.1.4 Концевые уплотнения
Концевые уплотнения турбины - паровые лабиринтного типа, приняты в виде стальных колец из сегментов с закрепленными в них гребешками, образующие лабиринт вместе с канавками на роторе. В переднем и заднем уплотнениях ЦВД и переднем ЦСД сегменты уплотнений установлены на плоских пружинах в стальных обоймах; обоймы подвешены у разъема на лапках и зафиксированы в поперечном направлении приваренными шпонками в нижней половине цилиндра. В заднем уплотнении ЦСД аналогичные сегменты установлены в сварно-литом корпусе заднего уплотнения, которые на болтах крепится к выхлопной части среднего давления. В концевых уплотнениях ЦНД сегменты уплотнений устанавливаются также на плоских пружинах в сварных обоймах. Обоймы в свою очередь устанавливаются на радиальных штифтах и крепятся аксиально к выхлопному патрубку. Сегменты уплотнений подвешиваются у разъема на лапках-винтах.
Подвод пара в концевые уплотнения ЦНД и отсос паровоздушной смеси осуществляется через трубы, приваренные к литым корпусам уплотнений и пропущенные в пространстве между коробками подшипников и стенками выхлопных частей. Подача пара в последние отсеки производится из коллектора при давлении несколько выше 1 ата. На каждой линии имеется свой вентиль, позволяющий при необходимости, производить настройку сопротивлений этих линий для получения одинаковых давлений. Коллектор питается паром из деаэратора 6 ата. Давление пара в коллекторе поддерживается автоматически на заданном уровне с помощью регулятора лабиринтного пара.
Из крайних отсеков переднего и заднего уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД, а также из верхних отсеков уплотнений штоков стопорного и регулирующих клапанов пар отсасывается специальным эжектором, создающим в них небольшое разрежение. Благодаря этому исключается парение уплотнений. Вестовые трубы отсутствуют. В схеме предусмотрен отсос пара из третьих камер концевых уплотнений в сальниковый подогреватель, в котором поддерживается разряжение.
При переходе турбины на режим с использованием встроенного пучка в конденсаторе пар из уплотнений должен срабатываться в конденсатор через пароохладитель. Для этого необходимо сначала подать конденсат в форсунку пароохладителя и только вслед за этим открыть задвижку Dу=400 мм с электроприводом на линии подачи пара в конденсатор.
Для уменьшения величины относительного укорочения ротора ВД при сбросе нагрузки, разгружении турбины, остановки и пусках из горячего состояния предусмотрен подвод горячего пара в передние уплотнения ЦВД. Первая (основная) линия обеспечивает при работе турбины постоянный подвод горячего пара от штоков регулирующих клапанов к участку трубопровода между коллектором уплотнений и перед ним уплотнением ЦВД. Тем самым увеличивается удлинение ротора и предотвращается опасное укорочение ротора при сбросе нагрузки. При пусках турбины из горячего состояния, когда в паровых коробках давление пара низкое и пар от штоков клапанов не поступает, для уменьшения относительного укорочения ротора открытием электровентеля обеспечивается подвод свежего дросселированного пара в переднее уплотнение через коллектор отсоса пара от штоков клапанов на деаэратор. Такой подвод исключает также охлаждение паровых и примыкающих к ним участков цилиндра относительно холодным паром от деаэратора, подаваемым к штокам клапанов при пусках турбины.
По заданной температуре окружающей среды , по температурному графику сетевой воды (рисунок Д.1) и диаграмме режимов Т-100-130, определяем:
- отопительная нагрузка ТЭЦ:
;
- температура сетевой воды в подающей магистрали (ПС):
;
- температура воды после нижнего сетевого подогревателя (ПСГ1):
;
- температура воды после верхнего сетевого подогревателя (ПСГ2):
;
- температура обратной сетевой воды (ОС):
.
По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара в состоянии насыщения, используя температуры, находим:
- энтальпия сетевой воды в подающей магистрали:
;
- энтальпия воды после ПСГ2:
;
- энтальпия воды после ПСГ1:
;
- энтальпия сетевой воды в обратной магистрали
.
Исходные данные, необходимые для расчёта тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки Т-100/110-130, сведены в таблицу 2.
Таблица №2-Исходные данные для расчёта турбоагрегата Т-100/110-130
|
Исходные данные |
Обозначение |
Значение |
|
1 |
2 |
3 |
|
Начальное давление пара, МПа |
P0 |
12,75 |
|
Начальная температура пара, оС |
t0 |
565 |
|
Расход пара на турбину, кг/с |
D0 |
128 |
|
Давление пара, поступающего в конденсатор, МПа |
Pk |
0,0054 |
|
Число регенеративных отборов, шт. |
z |
7 |
|
Давление пара в деаэраторе питательной воды, МПа |
PДПВ |
0,588 |
|
Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, оС |
tпв |
232 |
|
Температура наружного воздуха, оС |
tнар |
– 5 |
|
Процент утечки пара и конденсата, % |
αут |
1,5 |
|
Коэффициент теплофикации |
αТ |
0,8 |
|
Расход пара из деаэратора на концевые уплотнения и эжектор, кг/с |
DЭ.У. |
1,8 |
|
КПД парогенератора |
ηПГ |
0,92 |
|
КПД подогревателей |
ηПО |
0,98 |
|
КПД питательного насоса |
ηПН |
0,8 |
|
Внутренние относительные КПД турбины |
||
|
часть высокого давления |
η0iЧВД |
0,8 |
|
часть среднего давления |
η0iЧСД |
0,85 |
|
часть низкого давления |
η0iЧНД |
0,5 |
|
Параметры свежего пара у парогенератора |
||
|
давление, МПа |
PПГ |
13,8 |
|
температура, оС |
tПГ |
570 |
|
энтальпия, кДж/кг |
hПГ |
3520 |
|
КПД элементов тепловой схемы |
||
|
КПД расширителя непрерывной продувки |
ηР |
0,98 |
|
КПД нижнего сетевого подогревателя (ПСГ1) |
ηПСГ1 |
0,98 |
|
КПД верхнего сетевого подогревателя (ПСГ2) |
ηПСГ2 |
0,98 |
|
КПД деаэратора питательной воды |
ηДПВ |
0,995 |
|
КПД охладителя продувки |
ηОП |
0,995 |
|
КПД смесителей |
ηСМ |
0,995 |
|
КПД подогревателя уплотнений |
ηПУ |
0,995 |
|
КПД эжектора уплотнений |
ηЭУ |
0,995 |
|
КПД генератора – механический |
ηМ |
0,98 |
|
КПД генератора – электрический |
ηЭ |
0,998 |
|
КПД трубопроводов |
ηТ |
0,92 |
2.1 Определение давления пара в отборах турбины
Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:
· нижний сетевой подогреватель: ;
· верхний сетевой подогреватель: ,
принятые значения q i заносим в табл. 3.2.
Определяем из температурного графика сетевой воды (рис. А.1)
температуру воды за сетевыми подогревателями.
Результат заносим в табл. 3.2:
· нижний сетевой подогреватель: ;
· верхний сетевой подогреватель: .
Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НС и ВС ( результат заносим в табл. 3.2):
· нижний сетевой подогреватель:
;
· верхний сетевой подогреватель:
.
По таблицам насыщения для воды и водяного пара по температуре насыщения находим давление насыщенного пара в ПСГ1 и ПСГ2 и его энтальпию (результат заносим в табл. 3.2.1.):
