РД 34.30.704. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата Р-100-130/15 ТМЗ (46327)

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

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)

* Рпр = 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/см2*;

* В тексте и на графиках приводится абсолютное давление.

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

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

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

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

- давление в деаэраторе - 6 кгс/см2;

- повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе - 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 DQпроч - 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 (Qпр = 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; Рпр = 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  = 2,1 %;

в) по графику Т-16 б по t0 = 565 °С определяется поправка к мощности турбины на отклонение температуры свежего пара от номинальной  = +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

ΣN =  +  +  = -2,1 + 1,75 + 2,8 = 2,45 %;

е) определяется мощность турбоагрегата при заданных условиях

 МВт.

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

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

Требуется определить мощность турбоагрегата при заданных условиях.

Порядок расчета следующий:

а) по графику Т-4 по Qпр = 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  = -1,69 %;

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

г) по графику Т-17 з по Р2 = 14,5 кгс/см2 и Qпр = 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 Gп.в = 0,9D0 и Qпр = 300 Гкал/ч определяется поправка к мощности турбины на отклонение расхода питательной воды от номинального ?? = -1,51 %;