Определение воздушной плотности вакуумной системы паровой турбины. Принципиальная схема турбоустановки

Министерство высшего образования РФ

Удмуртский государственный университет

Кафедра теплоэнергетики

Лабораторные работы

По курсу: «Паровые турбины ТЭС и АЭС»

Проверил:                                                                   Выполнил:

                                                                 ст. гр

Ижевск

2003

Лабораторная работа № 1

Определение воздушной плотности вакуумной системы паровой турбины.

Цель работы: Ознакомление с методом определения воздушной плотности    вакуумной системы на действующей паровой турбине типа Т-100-130 ТМЗ

Описание:  Применяется два способа определения воздушной плотности вакуумной системы паровой турбины:

1. По скорости снижения вакуума в конденсате турбины после охлаждения основного эжектора, которую замеряют секундомером. Далее, по специальному графику  зависимости скорости падения вакуума от величины присосов определяют количество присосного воздуха.
2.  Путем прямого замера количества отсасываемого эжектором воздуха ( паровоздушной смеси) из конденсатора турбины.

Первым способом, ввиду угрозы потери вакуума и аварийного отключения турбины, а также в виду недостаточной точности измерений, практически не пользуются.

По штатным приборам турбины замеряем :

1. электрическую нагрузку турбоагрегата                N_ЭЛ [МВт]
2. Расход пара на турбину                                          D₀ [т/ч]
3.  Вакуум в конденсаторе                                         V^| [%]
4. Барометрическое давление                                                B[мм. рт. ст.]
5. Показания воздухомера ВДМ-63-1 на основном эжекторе А и Б.

Принципиальная схема турбоустановки

1-  главный паропровод

2-  турбоагрегат Т-100-30 ТМЗ

3-  генератор электрического тока ТГВ-100

4-  конденсатор КГ-6200-2                   Р_к = 35 кПа;  W _отк =1600 м³/4;  t _отк = 10 ^о С

5-  конденсатный насос КсВ 500-220 Подача _отк V = 500 м³ /4

6-  Циркуляционный насос Оп 2-87 V= 7500   15520 м³ /4 Н = 13,5  9 м

7-  градирня

8-  напорный циркулярный водовод

9-  сливной циркулярный водовод

10- пароструйный эжектор типа ЭП-3-700-1

11- Трубопровод отсоса воздуха из конденсатора

12- Технический стеклянный ртутный термометр

13- паропровод подачи пара к ОЭ

14- воздухомер ВДМ-63-1

15- вороночный слив дренажа ОЭ

16- измерительный блок

17- выхлопной патрубок

Протокол наблюдений

Мощность турбины Nэл МВт	Расход пара Dо т/ч	Вакуум в конденсаторе V|[%]	Показания воздухокамеры ВДМ-63-1		Температура паровоздушной системы
			ОЭ-А H1[кг/ч]	ОЭ-Б H2[кг/ч]	ОЭ-А t1[0C]	ОЭ-Б t2 [0C]
84	358	0,97	16	19	101	100

Обработка результатов измерений

1. Определение количества паровоздушной системы удаляемыми эжекторами:

2. Нормативное значение:

3. Проверка нормативной работы:

количество присосного воздуха находится в пределах нормы.

Вывод:  Было произведено определение присосов воздуха в конденсаторе.

Величина присосов удовлетворяет нормам.

Лабораторная работа №2

Определение наличия солевого запаса проточной части паровой

турбины типа Т-100-130 ТМЗ

Цель работы : Ознакомление с методом определения солевого заноса проточной части паровой турбины

Описание: На многих электростанциях наблюдается занос проточной части турбины солями и окислами из-за неудовлетворительного качества пара. Попадание в питательную и в пар отдельных компонентов загрязнений может происходить из-за

- протечек циркуляционной и сетевой воды через неплотности  трубных систем конденсаторов и бойлеров;

- неудовлетворительного качества внутристанционных потоков;

- выноса перегретым паром солей, осевших ранее в пароводяном тракте;

-  первоначальной загрязненности пароводяного тракта песком, пылью, цементной крошкой и пр.;

- уноса конденсатом и питательной водой  окислов меди и железа, образующихся в результате коррозии латунных трубок конденсата, а также коррозии стальных труб пароводяного тракта;

- выноса щелочи из анионитовых фильтров после их регенерации .

Отложения на лопатках турбины блочных установок состоят в основном из натриевых солей и кремневой кислоты и двуокиси кремния, а также из окислов железа, меди и алюминия.

Для удаления отложений применяют промывку проточной части турбины влажным паром или паром с добавлениями концентрированного раствора едкого натрия.

Принципиальная схема эксперимента

1-  главный паропровод основного пара

2-  ЦВД

3-  ЦСД

4-  ЦНД

5-  электрогенератор

6-  конденсатор турбины

7-  циркуляционный насос

8-  9-10-11- маномерты

12- измерительный блок

По штатным приборам и манометрам измеряем

1  Электрическую нагрузку турбины

2  Расход пара на турбину

3  Давление в камере регенерации ступени

4  Давление 1, 2, 3 –го отборов турбины

Протокол наблюдений