МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

 

ТИПОВАЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ТУРБОАГРЕГАТА ПТ-135/165-130/155 ТМЗ

 

ТХ 34-70-004-83

 

 

 

 

СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1984

 

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель начальника

Главтехуправления

_____________ Д.Я. ШАМАРАКОВ

11.12.83

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПТ-135/165-130/15 ТМЗ

ТХ 34-70-004-83

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА И ИНФОРМАЦИИ СОЮЗТЕХЭНЕРГО

Москва 1984

 

 

Разработано предприятием Уралтехэнерго (инженеры С.М. СОКОЛОВ, Н.Н. КАЮКОВА, С.В. СИМОЛКИНА)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение

1. УСЛОВИЯ СОСТАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-135/165-130/15 ТМЗ составлена на базе тепловых испытаний трех турбин, проведенных предприятиями Уралтехэнерго на Волжской ТЭЦ и Пермской ТЭЦ-14 и Сибтехэнерго на Ново-Салаватской ТЭЦ, и отражает фактически достижимую экономичность турбоагрегата, работающего по заводской расчетной тепловой схеме (рис. 1) и при следующих параметрах:

- давление пара перед стопорными клапанами - 13 МПа (130 кгс/см²);

- температура свежего пара перед стопорными клапанами - 555 °С;

- номинальный расход свежего пара - 750 т/ч;

- максимально допустимый расход свежего пара - 760 т/ч;

- давление отработавшего пара:

а) для характеристики конденсационного режима с постоянным давлением пара в конденсаторе и характеристик работы с отборами для одно- и двухступенчатого подогрева сетевой воды - 0,0064 МПа (0,064 кгс/см²);

б) для характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора (рис. 55) при W_охл = 12400 м³/ч и t^в₁ = 20 °С;

- система регенерации высокого и низкого давления включена полностью: деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/см²) питается паром III или IV отборов (при снижении давления в камере IV отбора ниже 0,7 МПа (» 7 кгс/см²) пар на деаэратор подается из III отбора);

- расход питательной воды равен расходу свежего пара;

- температура питательной воды и основного конденсата турбины соответствует зависимостям, приведенным на рис. 6, 7, 31, 37 и 38;

- прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - 5 ккал/кг;

- коэффициент полезного действия генератора соответствует гарантийным данным ПЭО «Электросила»;

- диапазон регулирования давления: в производственном отборе - 1,2 - 2,1 МПа (» 12 - 21 кгс/см²), в верхнем теплофикационном отборе - 0,09 - 0,25 (0,9 - 2,5), в нижнем - 0,04 - 0,12 МПа (» 0,4 - 1,2 кгс/см²).

Положенные в основу Типовой энергетической характеристики данные испытаний обработаны с применением «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (М.: Изд-во стандартов, 1969).

Конденсат греющего пара подогревателей высокого давления сливается каскадно в ПВД № 5, а из него подается в деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/см²). Конденсат греющего пара из ПНД № 4 сливается в ПНД № 3, откуда сливным насосом подается в линию за ПНД № 3. Конденсат греющего пара ПНД № 2 и 1 сливается в конденсатосборники соответственно верхнего и нижнего сетевых подогревателей, откуда сливными насосами подается в линию за ПНД № 2 и перед ПНД № 1. Конденсат пара производственного отбора полностью возвращается в деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/см²) при температуре 100 °С.

Верхний и нижний сетевые подогреватели подключаются соответственно к VII и VIII отборам турбины. Конденсат греющего пара верхнего подогревателя подается в линию за ПНД № 2, нижнего - в линию перед ПНД № 1.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ, ВХОДЯЩЕГО В СОСТАВ ТУРБОУСТАНОВКИ

В состав турбоустановки наряду с турбиной входит следующее оборудование:

- генератор ТВВ-165-2 ЛПЭО «Электросила» с водородным охлаждением. Номинальный cos j = 0,8;

- три подогревателя высокого давления типа ПВ-880-230. Все ПВД снабжены встроенными пароохладителями и встроенными охладителями конденсата греющего пара;

- четыре подогревателя низкого давления: ПНД № 1 и 2 типа ПН-300-16-7П, ПНД № 3 и 4 типа ПН-400-25-7У;

- поверхностный двухпоточный конденсатор К-2-6000-1;

- два основных пароструйных эжектора ЭП-3-2-А;

- эжектор уплотнений ЭУ-120-1;

- эжектор пусковой ЭП-1-1100-1;

- сальниковый подогреватель ПН-250-16-7П;

- два подогревателя сетевой воды ПСГ-1300-3-8-1;

- три конденсатных насоса КСВ-320-160 с приводом от электродвигателей АВ-113-4 мощностью по 250 кВт (постоянно в работе два насоса, один в резерве);

- сливной насос ПНД № 3 КС-80-155 мощностью 55 кВт;

- три конденсатных насоса сетевого подогревателя № 1 КС-80-155 (в работе один или два насоса в зависимости от тепловой нагрузки);

- два конденсатных насоса сетевого подогревателя № 2 КС-80-155 (в работе один или два насоса в зависимости от тепловой нагрузки) и один конденсатный насос КС-30-150 мощностью 22 кВт при работе с одноступенчатым подогревом сетевой воды.

3. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ РЕЖИМ

При конденсационном режиме работы с отключенными регуляторами давления в отборах полный расход теплоты брутто, расход свежего пара и удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии в зависимости от мощности на выводах генератора аналитически выражается следующими уравнениями:

- при постоянном давлении пара в конденсаторе

Р₂ = 0,0064 МПа » 0,064 кгс/см²:

D_о = 3,55N_т + 21,0 т/ч;                                                       (1)

q_э = 2000 + ×10³ ккал/(кВт×ч);                                           (2)

Q_о = 22 N_т + 30,71 Гкал/ч;                                                     (3)

- при постоянном расходе и температуре охлаждающей воды

(W_охл = 12400 м³/ч, t^в₁ = 20 °С):

D_о = 3,60N_т + 13,72 т/ч;                                                     (4)

q_э = 2100 + ×10³ ккал/(кВт×ч);                                           (5)

Q_о = 2,1 N_т + 19,17 Гкал/ч.                                                    (6)

Расходы теплоты и свежего пара определяются по приведенным выше зависимостям или по рис. 2 и 3 с последующим введением необходимых поправок по рис. 9 - 17.

Эти поправки учитывают все отклонения эксплуатационных условий от номинальных (от условий характеристики).

Система поправочных кривых охватывает весь диапазон возможных отклонений условий эксплуатации от номинальных, что обеспечивает возможность анализа работы турбоагрегата в условиях электростанции.

Поправки рассчитаны для условия сохранения постоянной мощности на выводах генератора. Знаки поправок соответствуют переходу от номинальных условий к фактическим.

При наличии двух и более отклонений поправки алгебраически суммируются.

4. РЕЖИМ РАБОТЫ С ОТПУСКОМ ПАРА И ТЕПЛОТЫ ИЗ РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРОВ

4.1. Для условий работы турбоустановки с отпуском пара и теплоты из регулируемых отборов в Типовой энергетической характеристике представлены два режима (с двухступенчатым и одноступенчатым подогревом сетевой воды), для которых приведены соответствующие диаграммы. Диаграммы режимов позволяют при заданных тепловой и электрической нагрузках и давлениях пара в регулируемых отборах определять значения расхода пара на турбину, а также зоны допустимых режимов работы турбоагрегатов.

Для использования типовых диаграмм режимов в эксплуатационных условиях приведены вспомогательные графические зависимости, позволяющие определить поправки к мощности на выводах генератора на возможные отклонения условий работы турбоагрегата от принятых при построении диаграммы режимов.

Удельные расходы теплоты брутто на производство электроэнергии для соответствующих режимов работы следует определять непосредственно по графикам (рис. 72, 73), построенным по результатам специальных расчетов с использованием характеристик отсеков проточной части турбины. Расчет удельных расходов теплоты брутто непосредственно по диаграмме режимов дает менее точный результат.

На рис. 74, 77 приведены поправки к удельному расходу теплоты брутто на теплофикационных режимах на отклонение давлений свежего пара и пара производственного отбора от номинальных. Зависимость Dq_т = f(Р_о, D_o) приведена для режима с Q_т = 0; значение поправки должно быть скорректировано на наличие тепловой нагрузки с помощью выражения

Dq_т =  ± (а_о + а₁N_T + a₂N²_T + a₃N³_Т)Q_T,                                  (7)

где Dq_т - поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение давления свежего пара при отклонении от номинального, ккал/(кВт×ч);

 - поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение давления свежего пара при отсутствии тепловой нагрузки, ккал/(кВт×ч);

а_о, а₁, а₂, а₃ - коэффициенты уравнения (см. таблицу);

N_T - заданная мощность турбины, МВт;

Q_T - тепловая нагрузка, Гкал/ч.

Поправку к удельному расходу теплоты на отклонение давления пара в производственном отборе корректировать на тепловую нагрузку не требуется.

Поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение температуры свежего пара не вводится ввиду ее малого значения.

Поправки рассчитаны для условий сохранения постоянной мощности на выводах генератора и постоянного отпуска тепла из регулируемых отборов.

КОЭФФИЦИЕНТЫ УРАВНЕНИЯ (7)

Знаки поправок соответствуют переходу от номинальных условий к фактическим.

Электрическая мощность, развиваемая по теплофикационному циклу (N_тф, МВт) за счет отпуска тепла из регулируемых отборов, определяется из выражения

N_тф = (W^п_тфQ_п + W^т_тфQ_т)×10^-3,                                            (8)

где W^п_тф, W^т_тф - соответственно удельная теплофикационная выработка электроэнергии паром производственного и теплофикационного отборов по рис. 60 - 62, кВт×ч/Гкал;

Q_п, Q_т - соответственно отпуск тепла из производственного и теплофикационного отборов, Гкал/ч.

Электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу (N_кн, МВт), определяется из выражения

N_кн = N_т - N_тф.                                                         (9)

4.2. При режиме работы турбоустановки с возвратом конденсата производственного отбора в линию основного конденсата между ПНД № 2 и 3 к мощности турбины необходимо вводить поправку по рис. 65, 66, расходы греющего пара ПНД № 3 и 4 находить по рис. 67 - 70, значения удельных выработок электроэнергии паром производственного отбора - по рис. 63, 64. Кроме того, при отличии давления пара в верхнем теплофикационном отборе (ВТО) от значения, принятого за номинальное, значение DN_т и D_{ПНД № 3} необходимо скорректировать с использованием рис. 71 следующим образом:

DN_т = (DN_т)_1,2 + (1,2 - )d_DNт,                                         (10)

где (DN_т)_1,2 - поправка к мощности турбины на переключение возврата конденсата производственного отбора из деаэратора в линию основного конденсата между ПНД № 2 и 3;

 - давление в ВТО в заданных условиях, кгс/см²;

d_DNт - определяется по рис. 71, б.

Расход греющего пара ПНД № 3 определяется аналогично D_{ПНД № 3}. по рис. 71, а.

5. ПРАВИЛА ПОЛЬЗОВАНИЯ ДИАГРАММАМИ РЕЖИМОВ И ПОПРАВКАМИ К НИМ

Методика определения удельного расхода теплоты турбоустановкой

5.1. Для определения расхода свежего пара на турбину при заданных мощности, расходе пара в производственный отбор и отопительной нагрузке при различных отклонениях прочих параметров от расчетных значений сначала определяется расход свежего пара при расчетных значениях всех параметров. Для этого, переходя от шкалы мощности от заданной N_т (точка А) по наклонной прямой до заданной отопительной нагрузки (точка В) и по вертикали вверх до заданного производственного отбора (точка С), по шкале расходов определяется расход пара на турбину (точка Д). Затем с помощью соответствующих графиков находятся поправки к мощности DN, которые прибавляются с соответствующими знаками к заданной мощности. Получается фиктивная мощность N^ф_т. По фиктивной мощности, заданным Q_т и D_по аналогичным образом определяется действительный расход свежего пара.

Поправка на давление в производственном отборе определяется следующим образом.

По заданным D_о и D_по - находится минимально возможное давление в производственном отборе (рис. 80, д, 81, д). При Р^мин_п < 15 кгс/см² поправка берется по большему из значений Р_п или Р^мин (по рис. 80, ж, 81, ж).

При Р^мин_п > 15 кгс/см², если Р_п > Р^мин_п, поправка находится как разность поправок, взятых для Р_п и Р^мин_п; если Р_п < Р^мин_п - поправка равна 0.

Поправка на давление в теплофикационном отборе определяется аналогично с использованием рис. 80, б, 81, б, 80, е, 81, е.

5.2. При двухступенчатом подогреве сетевой воды в зоне малых тепловых нагрузок (менее 20 Гкал/ч), а также при их отсутствии (конденсационный режим с включенными регуляторами) диаграмма режимов имеет следующую особенность: поправку на давление в отопительном отборе следует находить как сумму двух поправок, определенных по рис. 80, г и 80, е и далее по формуле

 =  (1 - ) + ,                                          (11)

где  - дополнительная поправка к мощности турбины (рис. 80, е), МВт;

 - поправка к мощности турбины на отключение давления в ВТО (рис. 80, г), МВт.

5.3. В случае работы турбоагрегата в режиме с отпуском пара из производственного отбора при тепловой нагрузке, равной нулю, и отключенных регуляторах давления в теплофикационных отборах при определении расхода свежего пара на турбину следует пользоваться верхним квадрантом диаграммы режимов для одноступенчатого подогрева сетевой воды. Кроме необходимых для определения D_о поправок к мощности (DN_Ро, DN_tо и др.) в этом случае следует вводить поправку на отклонение давления в нижнем теплофикационном отборе (НТО) от номинального значения (Р_ТН = 0,8 кгс/см² » 0,08 МПа) до реально достигаемого в данном режиме давления. Значение давления в НТО в случае отключения регулятора давления следует определить по рис. 81, б.

5.4. Для определения удельного расхода теплоты турбоустановкой следует:

- определить расход свежего пара на турбину в заданных условиях;

- определить отпуск тепла из производственного отбора по формуле

Q_по = D_по(i - 100,2)10^-3;                                                  (12)

- определить фиктивную мощность турбины по формуле

N^ф_Т1 = N_Т + КQ_Т + DN_Р2 + DN_t2,                                         (13)

где К - удельное изменение мощности турбины при изменении тепловой нагрузки (МВт×ч/Гкал), равное 0,1968 для двухступенчатого режима и 0,1534 для одноступенчатого режима;

DN_Р2 - поправка к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара;

DN_t2 - поправка к мощности турбины на отклонение температуры обратной сетевой воды от 53 °С;

- определить расход пара на входе в ЦСНД по рис. 72 и 73:

 = f(N^ф_Т1; Q_п);

- определить поправку к мощности турбины на отклонение давления в теплофикационном отборе по рис. 80, г или 81, г (в верхнем или нижнем в зависимости от режима подогрева сетевой воды) от номинального, уточнить значение фиктивной мощности и определить новый расход на входе в ЦСНД:

D = f(; Р_Т; Q_Т);

N^ф_Т2 = N^ф_Т1 + D;                                                     (14)

 = f(N^ф_Т2; Q_п);

- уточнить значение поправки к мощности на давление в теплофикационном отборе и снова определить значение фиктивной мощности:

D = f(; Р_Т; Q_Т);

N^ф_Т3 = N^ф_Т1 + D;                                                    (15)

- сравнить значение N^ф_Т3 с предыдущим значением фиктивной мощности. Расчет вести до тех пор, пока

 < 0,5;

- по найденному значению  необходимо определить значение фиктивного удельного расхода теплоты брутто по рис. 72 и 73:

 = f(; Q_п);

- искомый удельный расход теплоты брутто следует находить из выражения

q¢_Т = ,                                                   (16)

где  - фиктивная мощность турбины, полученная в последнем приближении, кВт;

 - удельный расход теплоты брутто, определенный по фиктивной мощности и заданному Q_п, ккал/(кВт×ч);

- при наличии отклонений давления свежего пара и давления пара производственного отбора от номинальных значений удельный расход теплоты следует скорректировать по формуле

q_Т = q¢_Т + D + D,                                                  (17)

где q¢_Т - удельный расход теплоты брутто при номинальных параметрах свежего пара и пара производственного отбора, ккал/(кВт×ч);

D - поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение давления свежего пара, ккал/(кВт×ч);

D - поправка к удельному расходу теплоты брутто на отклонение давления пара производственного отбора от номинального, ккал/(кВт×ч).

Для одноступенчатого режима расчет выполняется аналогично с использованием рис. 73 и 81, г.

5.5. При двухступенчатом подогреве сетевой воды в зоне малых тепловых нагрузок или при режиме работы с отпуском пара из производственного отбора при отсутствии тепловой нагрузки, но с включенным регулятором давления в верхнем теплофикационном отборе поправку D следует находить согласно п. 5.2.

5.6. В случае режима работы с отпуском пара из производственного отбора при нулевой тепловой нагрузке и отключенных регуляторах давления в теплофикационных отборах для определения удельного расхода теплоты брутто следует пользоваться рис. 73.

Расчет проводится в следующем порядке:

- определить давление по рис. 81, б;

- определить поправку к мощности турбины на отклонение давления в НТО по рис. 81, г;

- определить фиктивную мощность турбины по формуле

N^ф_Т1 = N_Т + D + D,                                        (18)

где D - поправка к мощности турбины на отклонение давления в НТО, МВт.

Далее порядок определения удельного расхода теплоты соответствует изложенному в п. 5.4.

Поправки к удельному расходу теплоты на отклонение давления свежего пара и производственного отбора следует брать по рис. 75 и 77.

Знаки поправок соответствуют знакам выражений:

(1,2 - );                                                          (19)

(0,8 - ).                                                          (20)

Знак поправки D соответствует знаку выражения

(0,064 - ).                                                         (21)

Знак поправки D - соответствует знаку выражения

(53 - t₂).                                                                (22)

6. ПРИМЕРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА, УДЕЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТЕПЛОТЫ БРУТТО ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТУРБОАГРЕГАТА ПРИ ОТКЛОНЕНИИ ЗАДАННЫХ УСЛОВИЙ ОТ НОМИНАЛЬНЫХ

Пример 1. Конденсационный режим.

Дано: N_Т = 100 МВт; Р_о = 12,5 МПа » 125 кгс/см²; t_о = 560 °С; Р₂ = 0,005 МПа » 0,05 кгс/см²; тепловая схема - расчетная.

Определить расход свежего пара и удельный расход теплоты при заданных условиях.

Последовательность и результаты расчета приведены в табл. П1.

Пример 2. Режим с отпуском пара и теплоты из регулируемых отборов, двухступенчатый подогрев сетевой воды.

Дано: N_Т = 106,5 МВт; D_по = 240 т/ч; Q_Т = 60 Гкал/ч; Р_ТВ = 0,16 МПа » 1,6 кгс/см²; t_о = 550 °С; Р₂ = 0,0045 МПа » 0,045 кгс/см²; t₂ = 43 °С.

Определить расход свежего пара и мощность, развиваемую по теплофикационному и конденсационному циклам.

Последовательность и результаты расчетов приведены в табл. П2.

Пример 3. Режим с отпуском пара и теплоты из регулируемых отборов, одноступенчатый подогрев сетевой воды.

Дано: N_Т = 106,5 МВт; D_по = 240 т/ч; Q_Т = 60 Гкал; Р_ТН = 0,1 МПа » 1,0 кгс/см²; Р_п = 1,3 МПа » 0,13 кгс/см²; Р_о = 13,5 МПа » 35 кгс/см²; t_о = 550 °С; Р₂ = 0,005 МПа » 0,05 кгс/см².

Определить расход свежего пара и мощность, развиваемую по теплофикационному и конденсационному циклам.

Последовательность и результаты расчета приведены в табл. П2.

Пример 4. Режим с двухступенчатым подогревом сетевой воды в зоне малых тепловых нагрузок (менее 20 Гкал/ч).

Дано: N_Т = 106,5 МВт; D_по = 240 т/ч; Q_Т = 10 Гкал/ч; Р_ТВ = 0,16 МПа » 1,6 кгс/см²; остальные параметры - номинальные.

Определить расход свежего пара на турбину.

Последовательность и результаты расчета приведены в табл. П3.

Пример 5. Определение удельного расхода теплоты турбоустановкой на теплофикационных режимах.

Дано - см. примеры 2 и 3.

Последовательность и результаты расчета приведены в табл. П4.

Таблица П1

Таблица П2

Таблица П3

7. ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

 

Внесено Дополнение к "Типовой энергетической характеристике турбоагрегата ПТ-135/165-130/15 ТМЗ. ТХ 34-70-004-83"