ПРИЛОЖЕНИЕ
1. Типовая
энергетическая характеристика турбоагрегата Т-50-130 ТМЗ составлена на базе
тепловых испытаний двух турбин (проведенных Южтехэнерго на Ленинградской ТЭЦ-14
и Сибтехэнерго на Усть-Каменогорской ТЭЦ) и отражает среднюю экономичность
прошедшего капитальный ремонт турбоагрегата, работающего по заводской расчетной
тепловой схеме (график Т-1) и при
следующих условиях, принятых за номинальные:
- давление и
температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины - соответственно -
130 кгс/см2* и 555 °С;
* В тексте и на графиках приводится абсолютное
давление.
- максимально
допустимый расход свежего пара - 265 т/ч;
- максимально
допустимые расходы пара через переключаемый отсек и ЧНД - соответственно 165 и
140 т/ч; предельные значения расходов пара через определенные отсеки
соответствуют техническим условиям ТУ 24-2-319-71;
- давление
отработавшего пара:
а) для
характеристики конденсационного режима с постоянным давлением и характеристик
работы с отборами для двух- и одноступенчатого подогрева сетевой воды - 0,05
кгс/см2;
б) для
характеристики конденсационного режима при постоянном расходе и температуре
охлаждающей воды в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора
К-2-3000-2 при W = 7000 м3/ч и tв1 = 20 °С -
(график Т-31);
в) для режима
работы с отбором пара при трехступенчатом подогреве сетевой воды - в
соответствии с графиком Т-38;
- система
регенерации высокого и низкого давлений включена полностью; на деаэратор 6
кгс/см2 подается пар из III или II отборов (при
снижении давления пара в камере III отбора до 7 кгс/см2 пар на
деаэратор подается из II отбора);
- расход
питательной воды равен расходу свежего пара;
- температура
питательной воды и основного конденсата турбины за подогревателями
соответствует зависимостям, приведенным на графиках Т-6 и Т-7;
- прирост
энтальпии питательной воды в питательном насосе - 7 ккал/кг;
- КПД
электрического генератора соответствует гарантийным данным завода
«Электросила»;
- диапазон
регулирования давления в верхнем теплофикационном отборе - 0,6 - 2,5 кгс/см2,
а в нижнем - 0,5 - 2,0 кгс/см2;
- нагрев сетевой
воды в теплофикационной установке - 47 °С.
Положенные в
основу настоящей энергетической характеристики данные испытаний обработаны с
применением «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (Изд-во
стандартов, 1969).
Конденсат
греющего пара подогревателей высокого давления сливается каскадно в ПВД № 5, а
из него подается в деаэратор 6 кгс/см2. При давлении пара в камере III отбора ниже 9
кгс/см2 конденсат греющего пара из ПВД № 5 направляется в ПВД 4. При
этом, если давление пара в камере II отбора выше 9 кгс/см2,
конденсат греющего пара из ПВД № 6 направляется в деаэратор 6 кгс/см2.
Конденсат
греющего пара подогревателей низкого давления сливается каскадно в ПНД № 2, из
него сливными насосами подается в линию основного конденсата за ПНД № 2.
Конденсат греющего пара из ПНД № 1 сливается в конденсатор.
Верхний и нижний
подогреватели сетевой воды подключаются соответственно к VI и VII отборам
турбины. Конденсат греющего пара верхнего подогревателя сетевой воды подается в
линию основного конденсата за ПНД № 2, а нижнего - в линию основного конденсата
за ПНД № I.
2. В состав
турбоагрегата, наряду с турбиной, входит следующее оборудование:
- генератор типа
ТВ-60-2 завода «Электросила» с водородным охлаждением;
- четыре
подогревателя низкого давления: ПНД № 1 и ПНД № 2 типа ПН-100-16-9, ПНД № 3 и
ПНД № 4 типа ПН-130-16-9;
- три
подогревателя высокого давления: ПВД № 5 типа ПВ-350-230-21М, ПВД № 6 типа
ПВ-350-230-36М, ПВД № 7 типа ПВ-350-230-50М;
- поверхностный
двухходовой конденсатор К2-3000-2;
- два основных
трехступенчатых эжектора ЭП-3-600-4А и один пусковой (постоянно в работе
находится один основной эжектор);
- два
подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСС-1300-3-8-1;
- два
конденсатных насоса 8КсД-6´3
с приводом от электродвигателей мощностью по 100 кВт (постоянно в работе
находится один насос, другой - в резерве);
- три
конденсатных насоса подогревателей сетевой воды 8КсД-5´3 с приводом от
электродвигателей мощностью 100 кВт каждый (в работе находится два насоса, один
- в резерве).
3. При конденсационном
режиме работы с отключенным регулятором давления полный расход тепла брутто и
расход свежего пара в зависимости от мощности на выводах генератора
аналитически выражается следующими уравнениями:
- при постоянном
давлении пара в конденсаторе Р2 = 0,05 кгс/см2 (график Т-22, б)
Qо = 10,3 + 1,985Nт + 0,195 (Nт - 45,44)
Гкал/ч; (1)
Dо = 10,8 + 3,368 Nт + 0,715 (Nт - 45,44) т/ч; (2)
- при постоянных
расходе (W = 7000 м3/ч)
и температуре (tв1 = 20 °С)
охлаждающей воды (график Т-22, а):
Qо = 10,0 + 1,987 Nт + 0,376 (Nт - 45,3) Гкал/ч; (3)
Dо = 8,0 + 3,439 Nт + 0,827 (Nт - 45,3) т/ч. (4)
Расходы тепла и
свежего пара для заданной в условиях эксплуатации мощности определяются по
приведенным выше зависимостям с последующим введением необходимых поправок
(графики Т-41, Т-42, Т-43);
эти поправки учитывают отклонения эксплуатационных условий от номинальных (от
условий характеристики).
Система
поправочных кривых практически охватывает весь диапазон возможных отклонений
условий эксплуатации турбоагрегата от номинальных. Это обеспечивает возможность
анализа работы турбоагрегата в условиях электростанции.
Поправки
рассчитаны для условия сохранения постоянной мощности на выводах генератора.
При наличии двух отклонений и более условий эксплуатации турбогенератора от
номинальных поправки алгебраически суммируются.
4. При режиме с
теплофикационными отборами турбоагрегат может работать с одно-, двух- и
трехступенчатым подогревом сетевой воды. Соответствующие типовые диаграммы
режимов приведены на графиках Т-33 (а
- г), Т-33А, Т-34 (а - к), Т-34А
и Т-37.
На диаграммах
указаны условия их построения и приведены правила пользования.
Типовые
диаграммы режимов позволяют непосредственно определить для принятых исходных
условий (Nт, Qт, Рт)
расход пара на турбину.
На графиках Т-33 (а - г) и Т-34 (а - к) изображены
диаграммы режимов, выражающие зависимость Dо = f(Nт, Qт) при
определенных значениях давлений в регулируемых отборах.
Следует
отметить, что диаграммы режимов для одно- и двухступенчатого подогрева сетевой
воды, выражающие зависимость Dо = f(Nт, Qт, Рт)
(графики Т-33А и Т-34А), менее точны из-за определенных допущений, принятых
при их построении. Эти диаграммы режимов могут быть рекомендованы для
пользования при ориентировочных расчетах. При их использовании следует иметь в
виду, что на диаграммах не указаны четко границы, определяющие все возможные
режимы (по предельным расходам пара через соответствующие отсеки проточной
части турбины и предельным давлениям в верхнем и нижнем отборах).
Для более
точного определения значения расхода пара на турбину по заданным тепловой и
электрической нагрузке и давлению пара в регулируемом отборе, а также
определения зоны допустимых режимов работы следует пользоваться диаграммами
режимов, представленными на графиках Т-33
(а - г)
и Т-34 (а - к).
Удельные расходы
тепла на производство электроэнергии для соответствующих режимов работы следует
определять непосредственно по графикам Т-23
(а - г)
- для одноступенчатого подогрева сетевой воды и Т-24 (а - к) - для двухступенчатого подогрева
сетевой воды.
Эти графики
построены по результатам специальных расчетов с использованием характеристик
отсеков проточной части турбины и теплофикационной установки и не содержат
неточностей, появляющихся при построении диаграмм режимов. Расчет удельных
расходов тепла на выработку электроэнергии с использованием диаграмм режимов
дает менее точный результат.
Для определения
удельных расходов тепла на производство электроэнергии, а также расходов пара
на турбину по графикам Т-33 (а - г) и Т-34 (а - к) при давлениях в регулируемых отборах,
для которых непосредственно не приводятся графики, следует использовать метод
интерполяции.
Для режима
работы с трехступенчатым подогревом сетевой воды удельный расход тепла на
производство электроэнергии следует определять по графику Т-25, который рассчитан по следующей зависимости:
qт = 860 (1 + 
) + 
ккал/(кВт×ч), (5)
где Qпр - постоянные
прочие тепловые потери, для турбин 50 МВт, принимаемые равными 0,61 Гкал/ч,
согласно «Инструкции и методическим указаниям по нормированию удельных расходов
топлива на тепловых электростанциях» (БТИ ОРГРЭС, 1966).
На графиках Т-44 приведены поправки к мощности на
выводах генератора при отклонении условий работы турбоагрегата от номинальных.
При отклонении давления отработавшего пара в конденсаторе от номинального
значения, поправка к мощности определяется по сетке поправок на вакуум (график Т-43).
Знаки поправок
соответствуют переходу от условий построения диаграммы режимов к
эксплуатационным.
При наличии двух
отклонений и более условий работы турбоагрегата от номинальных поправки
алгебраически суммируются.
Поправки к
мощности на параметры свежего пара и температуру обратной сетевой воды
соответствуют данным заводского расчета.
Для условия
сохранения постоянным отпускаемого количества тепла потребителю (Qт = const) при изменении
параметров свежего пара необходимо к мощности внести дополнительную поправку,
учитывающую изменение расхода пара в отбор вследствие изменения энтальпии пара
в регулируемом отборе. Эта поправка определяется по следующим зависимостям:
- при работе по
электрическому графику и неизменном расходе пара на турбину:
D
= -0,1 Qт(Ро -
) кВт; (6)
D
= +0,1 Qт(tо - 
) кВт; (7)
- при работе по
тепловому графику:
D = +0,343 Qт(Ро -
) кВт; (8)
D = -0,357 Qт(tо - ) кВт; (9)
D
= +0,14 Qт(Ро -
) кг/ч; (10)
D
= -0,14 Qт(tо - ) кг/ч. (11)
Энтальпия пара в
камерах регулируемых теплофикационных отборов определяется по графикам Т-28 и Т-29.
Температурный
напор подогревателей сетевой воды принят по расчетным данным ТМЗ и определяется
по относительному недогреву по графику Т-37.
При определении
теплоиспользования подогревателей сетевой воды переохлаждение конденсата
греющего пара принимается равным 20 °С.
При определении
количества тепла, воспринимаемого встроенным пучком (для трехступенчатого
подогрева сетевой воды), температурный напор принимается равным 6 °С.
Электрическая
мощность, развиваемая по теплофикационному циклу за счет отпуска тепла из
регулируемых отборов, определяется из выражения
Nтф = Wтф × Qт МВт, (12)
где Wтф - удельная
выработка электроэнергии по теплофикационному циклу при соответствующих режимах
работы турбоагрегата определяется по графику Т-21.
Электрическая
мощность, развиваемая по конденсационному циклу определяется как разность
Nкн = Nт - Nтф МВт. (13)
5. Методика
определения удельного расхода тепла на выработку электроэнергии для различных
режимов работы турбоагрегата при отклонении заданных условий от номинальных
объясняется следующими примерами.
Пример 1.
Конденсационный режим с отключенным регулятором давления.
Дано: Nт = 40 МВт, Ро
= 125 кгс/см2, tо = 550 °С, Р2
= 0,06 кгс/см2; тепловая схема - расчетная.
Требуется
определить расход свежего пара и удельный расход тепла брутто при заданных
условиях (Nт = 40 МВт).
В табл. 1 приводится последовательность расчета.
Пример 2. Режим
работы с регулируемыми отборами пара при двух- и одноступенчатом подогреве
сетевой воды.
А. Режим работы
по тепловому графику
Дано: Qт = 60 Гкал/ч; Ртв
=1,0 кгс/см2; Ро = 125 кгс/см2; tо = 545 °С; t2 = 55 °С;
подогрев сетевой воды - двухступенчатый; тепловая схема - расчетная; остальные
условия - номинальные.
Требуется
определить мощность на выводах генератора, расход свежего пара и удельный
расход тепла брутто при заданных условиях (Qт = 60 Гкал/ч).
В табл. 2 приводится последовательность расчета.
Режим работы при
одноступенчатом подогреве сетевой воды рассчитывается аналогично.
кВт
кВт
Гкал/ч
Гкал/ч
т/ч
т/ч
)
)
, 
, 
, 
, 
, 
, 
, 
, 
, 
