МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель начальника

Главтехуправления

Д.Я. ШАМАРАКОВ

7 августа 1979 г.

 

ТИПОВАЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ТУРБОАГРЕГАТА К-100-130/15 ТМЗ

РД 34.30.704

 

 

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

МОСКВА 1979

 

Составлено Сибтехэнерго с участием Московского головного предприятия Союзтехэнерго

Авторы инженеры А.А. СОЛОВЬЕВ, Н.А. СОЛОВЬЕВА (Сибтехэнерго), В.С. ЦВЕТКОВ (Союзтехэнерго)

Основные заводские данные турбоагрегата (ТУ 108-661-77)

^* Р_пр = 12 кгс/см².

Сравнение данных типовой характеристики с гарантийными данными ТМЗ

 

Приложение

1. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата Р-100-130/15 ТМЗ составлена на базе тепловых испытаний двух турбин (Ново-Салаватской и Нижне-Камской ТЭЦ) и отражает среднюю экономичность прошедшего капитальный ремонт турбоагрегата, работавшего при следующих условиях, принятых за номинальные:

- давление свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами турбины - Р₀ = 130 кгс/см^2*;

^* В тексте и на графиках приводится абсолютное давление.

- температура свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами турбины - t₀ = 555 °С;

- давление пара противодавления - Р_пр = 12; 15; 18; 21 кгс/см²;

- расход питательной воды через ПВД равен расходу свежего пара на турбину - G_п.в = D₀;

- температура питательной воды за подогревателями - график Т-9;

- давление в деаэраторе - 6 кгс/см²;

- повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе - D_п.н = 7,4 ккал/кг;

- КПД электрического генератора соответствует гарантийным данным завода-изготовителя;

- расход пара на концевые уплотнения - 0,8 т/ч;

- расход пара, отсасываемого от первых перехватов штоков стопорных и регулирующих клапанов - 1,0 т/ч;

- расход пара, отсасываемого от вторых перехватов штоков стопорных и регулирующих клапанов - 0,13 т/ч;

- расход пара на эжектор отсоса пара из уплотнений - 0,35 т/ч;

- расход пара на одноступенчатый пароструйный эжектор сальникового подогревателя - 0,08 т/ч.

Положенные в основу настоящей типовой энергетической характеристики данные испытаний обработаны с использованием «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (Изд-во стандартов, 1969).

2. В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование:

- генератор ТВФ-100-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением, cosg = 0,85;

- шесть ПВД, размешенных в двух параллельно работающих группах (по три ПВД в каждой группе); ПВД № 1 и № 2 - типа ПВ-435-230-23М; ПВД № 3 - типа ПВ-350-230-50М;

- сальниковый подогреватель ПС-100-3;

- эжектор ЭП-80-1;

- эжектор отсоса пара из уплотнений типа ХЭ-65-350.

3. Полный расход тепла брутто на выработку электроэнергии в зависимости от мощности на выводах генератора (график Т-5) аналитически выражается уравнением

где DQ_проч - потери тепла в трубопроводах регенеративных отборов и отсосов из уплотнений, а также в корпусах подогревателей, равные 1,18 Гкал/ч.

Удельный расход тепла брутто на выработку электроэнергии турбоагрегатом определяется уравнением

 ккал/(кВт · ч).

4. Представленная система поправочных кривых охватывает практически весь диапазон отклонений условий эксплуатации турбоагрегата от номинальных. Это обеспечивает возможность планирования и анализа работы турбоагрегата в условиях электростанции.

Поправки рассчитаны:

а) к мощности турбоагрегата при неизменных расходах свежего пара (D₀ = const) - график Т-16 (а - з);

б) к мощности турбоагрегата при неизменных отпусках тепла после турбины (Q_пр = const) - график Т-17 (а - и);

в) к энтальпии отработавшего пара - график Т-18.

При наличии двух и более отклонений условий работы турбоагрегата от номинальных поправки алгебраически суммируются.

Пользование системой поправочных кривых поясняется на следующих примерах.

Пример № 1. Дано D₀ = 637 т/ч; Р₀ = 120 кгс/см²;

t₀ = 565 °С; Р_пр = 14 кгс/см².

Требуется определить мощность турбоагрегата при заданных условиях

Порядок расчета следующий:

а) по графику Т-2 по D₀ = 637 т/ч при -  = 130 кгс/см², t = 555 °С,  = 15 кгс/см² определяется мощность турбины  = 80 МВт;

б) по графику Т-16 а по Р₀ = 120 кгс/см² и линии, соответствующей расходу пара на турбину - D₀ >  525 т/ч (так как 637 т/ч >  525 т/ч), определяется поправка к мощности турбины на отклонение давления свежего пара от номинального a = 2,1 %;

в) по графику Т-16 б по t₀ = 565 °С определяется поправка к мощности турбины на отклонение температуры свежего пара от номинальной a = +1,75 %;

г) по графику Т-16 з по Р₂ = 14 кгс/см² и D₀ = 637 т/ч определяется поправка к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара (противодавления) от номинального a = +2,8 %;

д) определяется суммарная поправка к мощности турбоагрегата

ΣaN = a + a + a = -2,1 + 1,75 + 2,8 = 2,45 %;

е) определяется мощность турбоагрегата при заданных условиях

 МВт.

Пример 2. Дано Q_пр = 300 Гкал/ч; Р₀ = 125 кгс/см²;

t₀ = 550 °С; Р_пр = 14,5 кгс/см²; G_п.в = 0,9D₀.

Требуется определить мощность турбоагрегата при заданных условиях.

Порядок расчета следующий:

а) по графику Т-4 по Q_пр = 300 Гкал/ч при  = 130 кгс/см²,  = 555 °С,  = 15 кгс/см² определяется мощность турбоагрегата  = 76,85 МВт;

б) по графику Т-17 а по Р₀ = 125 кгс/см² и линии, соответствующей расходу пара на турбину - D₀ >  525 т/ч (так как 625 т/ч >  525 т/ч), определяется поправка к мощности турбины на отклонение давления свежего пара от номинального a = -1,69 %;

в) по графику Т-17 б по t₀ = 550 °С определяется поправка к мощности турбины на отклонение температуры свежего пара от номинальной a = -0,32 %;

г) по графику Т-17 з по Р₂ = 14,5 кгс/см² и Q_пр = 300 Гкал/ч определяется поправка к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара (противодавления) от номинального a = +1,7 %;

д) по графику Т-17 г по линии G_п.в = 0,9D₀ и Q_пр = 300 Гкал/ч определяется поправка к мощности турбины на отклонение расхода питательной воды от номинального a = -1,51 %;

е) определяется суммарная поправка к мощности турбоагрегата

ΣaN = a + a + a + a = -1,69 - 0,32 + 1,70 - 1,51 = -1,82 %;

ж) определяется мощность турбоагрегата при заданных условиях

5. Отпуск тепла турбоагрегатом внешнему потребителю при построении типовой характеристики определяется по выражению

Q_пр = D_пр (i_пр - _рег)10^-3 Гкал/ч,

где D_пр - отпуск пара после турбины внешнему потребителю, т/ч;

i_пр - энтальпия пара, идущего к потребителю (смесь пара противодавления и пара отсоса из 1 камеры переднего уплотнения) - график Т-12, ккал/кг;

_рег - энтальпия возвращаемого в схему турбоустановки конденсата, ккал/кг.

Для определения расхода пара внешнему потребителю (D_пр) при любой температуре возвращаемого в схему турбоустановки конденсата (t_рег) построен график Т-11; по этому графику также может быть оценено изменение расхода пара потребителю при заданном режиме работы турбины (D₀, N_т) в случае изменения.

Необходимо иметь в виду, что при частичном возврате конденсата внешним потребителем невозврат конденсата покрывается химически очищенной водой, которая поступает в схему турбоустановки со средней температурой (энтальпией) воды в источнике водоснабжения за отчетный период t_х.в (i_х.в), °С (ккал/кг). При частичном возврате конденсата потребителем для возможности использования характеристики (график Т-11) необходимо определить среднюю температуру возврата в схему турбоустановки:

Пользование типовой энергетической характеристикой при частичном возврате конденсата внешним потребителем и замкнутой схеме работы турбоустановки поясняется следующим примером.

Пример 3. Дано: D_пр = 500 т/ч; Р_пр = 13 кгс/см²; возврат конденсата потребителем составляет 40 % (G_пр = 0,4D_пр);  = 80°С; невозврат конденсата покрывается химически очищенной водой [G_хов = (1 - 0,4)D_пр]; t_пр = 30 °С; остальные условия - номинальные.

Требуется определить мощность турбоагрегата N_т и расход свежего пара на турбину D₀ при заданных условиях.

Порядок расчета следующий:

а) определяется средняя температура воды, возвращаемой в схему турбоустановки

б) по графику Т-11 для D_пр = 500 т/ч при t_рег = 50 °С и Р_пр = 13 кгс/см² определяется расход свежего пара D₀ = 689,5 т/ч;

в) по графику Т-2 по D₀ = 689,5 и Р_пр = 13 кгс/см² определяется мощность турбоагрегата при заданных условиях N_т = 93,5 МВт.