МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
ТИПОВАЯ (для турбин до заводского № 1198)
ОРГРЭС МОСКВА 1976
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ УТВЕРЖДАЮ: Заместитель начальника Главтехуправления ____________________ В.И. ГОРИН 24 декабря 1975 г. ТИПОВАЯ (для турбин до заводского № 1198) СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ ОРГРЭС МОСКВА 1976 Настоящая Типовая энергетическая характеристика разработана Южным отделением ОРГРЭС (инженеры П.С. АРХИПОВ, Ю.В. ФЛАК, Р.Е. МАСЛОВА)
* Графики Т-1а, Т-1б, Т-2а, Т-2б - см. вклейки.
ПРИЛОЖЕНИЕ1. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ составлена на базе испытания турбины № 5 Литовской ГРЭС и турбины № 1 Каширской ГРЭС. Характеристика распространяется на 36 турбин первых выпусков до заводского № 1198. После определения экономической эффективности мероприятий, выполненных заводом на турбинах, начиная с заводского № 1198, или после проведения модернизации проточных частей и тепловой схемы характеристика турбины должна быть скорректирована. Характеристика отражает среднюю экономичность вышедшего из капитального ремонта турбоагрегата, работающего по заводской расчетной тепловой схеме при следующих условиях (принятых в качестве номинальных): - давление свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами турбины - 240 кгс/см2*; - температура свежего пара перед автоматическими стопорными клапанами турбины - 540 °С; - температура пара после промперегрева перед защитными клапанами ЦСД - 540 °С; - потери давления на участке от выхлопа ПВД до защитных клапанов ЦСД по отношению к давлению перед защитными клапанами составляют: в двухкорпусном режиме - 10,8 %**, в однокорпусном - 35,8 % (график Т-8); * В тексте и на графиках приводится абсолютное давление. ** По данным ЛМЗ, потери давления при промперегреве в двухкорпусном режиме составляют 12,5 %. Но в эти потери завод включает потерю в защитных клапанах ЦСД и относит ее к давлению перед соплами ЦСД. После пересчета на условия характеристики потери при промперегреве будут равняться 10,8 %. - давление отработавшего пара: для характеристики при постоянном давлении пара в конденсаторе - 0,035 кгс/см2 (графики Т-2а и Т-2б), для характеристики при постоянных расходе и температуре охлаждающей воды (графики Т-1а и Т-1б) - в соответствии с тепловой характеристикой конденсатора 300-КЦС-1 ЛМЗ при Wохл = 36000 м3/ч и tв1 = 12 °С (график Т-11а); - внутренняя мощность турбопривода питательного насоса - по графику Т-7а (соответствует работе турбоагрегата с питательным турбонасосом СВПТ-340-1000 ЛМЗ). На графике Т-7б представлена внутренняя мощность того же насоса при работе турбоагрегата на скользящем давлении свежего пара; - потеря давления в регуляторе питания котла (РПК) постоянна и равна 20 кгс/см2; - прирост энтальпии питательной воды в питательном насосе - график Т-8; - впрыск во вторичный пароперегреватель отсутствует; - система регенерации высокого и низкого давлений включена полностью, на деаэратор 7 кгс/см2 подается пар IV и III отборов (в зависимости от нагрузки); - расход питательной воды равен расходу свежего пара; - температура питательной воды и основного конденсата турбины за подогревателями - график Т-6; - КПД электрического генератора соответствует гарантийным данным завода-изготовителя; - бойлерная установка отключена; - пар на деаэрацию конденсата в деаэрационную приставку не подается; - на концевые уплотнения питательных и бустерных насосов и охлаждение электродвигателя ПЭН подается основной конденсат в количестве 95 т/ч (определено экспериментальным путем); - внешние потребители пара регенеративных отборов отключены. Положенные в основу настоящей Типовой энергетической характеристики данные испытаний обработаны с применением «Таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара» (Издательство стандартов, 1969). При составлении Типовой энергетической характеристики за основу принята заводская тепловая схема; характеристика конденсатора 300-КЦС-1 ЛМЗ (графики Т-11а и Т-11б) и сетка поправок на изменение давления отработавшего пара (график Т-12) взяты из «Нормативных характеристик конденсационных установок паровых турбин типа К» (СЦНТИ ОРГРЭС, 1974). Пар на деаэратор 7 кгс/см2 подается из IV отбора. При нагрузках турбоагрегата ниже 230 МВт давление в камере IV отбора становится ниже 8 кгс/см2 и пар на деаэратор подается из III отбора. Дренажи подогревателей высокого давления сливаются каскадно - из ПВД № 8 в ПВД № 7, из ПВД № 7 в ПВД № 6, из ПВД № 6 весь дренаж подается в деаэратор. При давлении пара в камере III отбора ниже 10 кгс/см2 дренаж ПВД № 7 переводится в деаэратор, а дренаж ПВД № 6 переключается в ПНД № 4. Пиковый и основной подогреватели сетевой воды подключаются соответственно к V и VI отборам турбины. Дренаж пикового подогревателя подается в основной подогреватель и далее поступает в расширитель, который по пару соединен с VII отбором, а по воде - с линией дренажа из ПНД № 2. Испаритель в тепловой схеме не предусматривается, так как на блоках с турбинами данной модификации испарители не устанавливались. 2. В состав турбоагрегата наряду с турбиной входит следующее оборудование: - генератор ТВВ-320-2 завода «Электросила» с водородно-водяным охлаждением; - четыре подогревателя низкого давления ПН-400-26; ПНД № 4 имеет устройство для снятия перегрева греющего пара, ПНД № 3 снабжен выносным охладителем дренажа ОВ-40; - шесть ПВД, размещенных в двух параллельно работающих группах (по три ПВД в каждой группе); ПВД № 6 и 8 - типа ПВ-450-380, ПВД № 7 - ПВ-600-380. Все ПВД снабжены устройствами для снятия перегрева греющего пара, а также встроенными охладителями дренажа; - поверхностный двухходовой конденсатор 300-КЦС-1 ЛМЗ с поверхностью охлаждения 15400 м2 присоединяется к трем выхлопным патрубкам турбины; - два основных водоструйных эжектора ЭВ-4-1400; - охладитель уплотнений ПС-115, включенный в линию основного конденсата перед ПНД № 1; - питательный турбонасос СВПТ-340-1000 ЛМЗ с турбоприводом ОР-12ПМ Калужского турбинного завода; на него подается пар III отбора турбины; из выхлопа турбопривода пар направлен в VI отбор; кроме питательного турбонасоса, предусмотрен пускорезервный питательный насос СВПЭ-320-550 с электроприводом и гидромуфтой и три бустерных насоса 12-ПД-8 с электродвигателем мощностью 500 кВт (постоянно в работе находятся два насоса, один насос в резерве); - три конденсатных насоса I ступени КСВД-475-75/3 с приводом от электродвигателя мощностью 200 кВт (постоянно в работе находятся два насоса, один насос в резерве); - три конденсатных насоса II ступени 16КСВ10´5 с приводом от электродвигателя мощностью 500 кВт (постоянно в работе находятся два насоса, один насос в резерве); - два сливных насоса ПНД 10КСВ9´6; мощность электродвигателя 250 кВт (постоянно в работе один насос, один насос в резерве). 3. Полный расход тепла брутто в зависимости от мощности на выводах генератора аналитически выражается следующими уравнениями. При постоянном давлении пары в конденсаторе (Р2 = 0,035 кгс/см2): а) в работе питательный турбонасос (график Т-2а): - при работе с двумя корпусами котла Qо = 34,79 + 1,846Nт Гкал/ч; - при работе с одним корпусом котла Qо = 31,84 + 1,897Nт, Гкал/ч; б) в работе питательный электронасос (график Т-2б): - при работе с двумя корпусами котла Qо = 31,00 + 1,796Nт Гкал/ч; - при работе с одним корпусом котла Qо = 30,65 + 1,819Nт Гкал/ч. При постоянных расходе (W = 36000 м3/ч) и температуре (tв1 = 12 °С) охлаждающей воды: а) в работе питательный турбонасос (график Т-1а): - при работе с двумя корпусами котла Qо = 19,71 + 1,908NТ Гкал/ч; - при работе с одним корпусом котла Qо = 18,54 + 1,950 NТ Гкал/ч; б) в работе питательный электронасос (график Т-16): - при работе с двумя корпусами котла Qо = 17,90 + 1,846NТ Гкал/ч; - при работе с одним корпусом котла Qо = 17,52 + 1,870NТ Гкал/ч. Зависимость расхода свежего пара от нагрузки в ряде режимов имеет криволинейный характер. Поэтому она представлена только графически. Характеристика составлена при работе генератора с собственным возбудителем. В случае работы с резервным возбудителем мощность турбоагрегата брутто определяется как разность между мощностью на выводах генератора и мощностью, потребляемой резервным возбудителем. 4. Расход тепла и пара для заданной мощности в условиях эксплуатации определяется по соответствующим зависимостям характеристики с последующим введением необходимых поправок (графики Т-13а и Т-13б); эти поправки учитывают отклонения эксплуатационных условий от условий характеристики. Поправки даны при постоянной мощности на выводах генератора. Пользование системой поправочных кривых поясняется следующими примерами. 1) При эксплуатации турбоагрегата с включенными подогревателями сетевой воды к данным характеристики вносятся поправки, которые определяются по графикам Т-13а, п.л и Т-13б, п.л соответственно часовым отпускам тепла основным (работающим от VI отбора) и пиковым (работающим от V отбора) подогревателями сетевой воды, вычисленным по формулам: = Gсет( - )×10-3 Гкал/ч; = Gсет( - )×10-3 Гкал/ч; где и - соответственно часовые расходы тепла, отпущенного основным и пиковым подогревателями сетевой воды тепловому потребителю, Гкал/ч; Gсет - расход сетевой воды через теплофикационную установку, замеренный по станционному расходомеру, т/ч; и - энтальпия сетевой воды на входе в основной подогреватель и выходе из него, ккал/кг; и - энтальпия сетевой воды на входе в пиковый подогреватель и выходе из него, ккал/кг. 2) Турбоагрегат работает с нагрузкой 250 МВт при номинальных условиях, соответствующих данной Типовой энергетической характеристике. Из II и V отборов решено отбирать сверх нужд регенерации тепло в количестве соответственно 8 и 4 Гкал/ч. Требуется определить в новом режиме удельный расход тепла (q¢) и расход свежего пара (D¢о): а) по графику Т-1а соответственно мощности Nт = 250 МВт находятся при условиях характеристики qт = 1987 ккал/(кВт×ч) и Dо = 783,0 т/ч; б) по графикам Т-13а, п.п и Т-13б, п.о соответственно мощности Nт = 250 МВт и величинам отбора тепла определяется поправка к qт: - на II отбор в количестве 8 Гкал/ч: - 0,0495×8 = -0,396 %, - на V отбор в количестве 4 Гкал/ч: - 0,0945×4 = -0,378 %. Суммарная поправка: - 0,774 % и поправка к Dо: - на II отбор: + 0,199×8 = +1,592 % - на V отбор: + 0,108×4 = +0,432 % Суммарная поправка: +2,024 % в) удельный расход тепла и расход свежего пара в новых условиях: q¢ = qт× = 1987×0,9923 = 1972 ккал/(кВт×ч); D¢о = Dо× = 783×1,0202 = 798,8 т/ч. При наличии двух и более отклонений в условиях работы турбоагрегата от номинальных поправки алгебраически суммируются. Система поправочных кривых, охватывающая практически весь диапазон возможных отклонений условий эксплуатации турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ от номинальных, обеспечивает возможность планирования и нормирования его работы в условиях электростанции. 5. Типовая энергетическая характеристика нетто турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ рассчитана на основе характеристики брутто этого турбоагрегата при давлении пара в конденсаторе 0,035 кгс/см2 и соответствует следующим условиям его эксплуатации: - параметры и тепловая схема установки - график Т-2а; - напор, развиваемый циркуляционными насосами, - 10 м вод. ст.; - расход циркуляционной воды через конденсатор турбины - 36000 м3/ч, в целом на турбоагрегат - 40000 м3/ч; - КПД циркуляционного насоса - 80 %; - расход тепла на собственные нужды турбоагрегата составляет 0,59 Гкал/ч (0,1 % расхода тепла турбоагрегатом при номинальной мощности); - расход электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата учитывает работу насосов (циркуляционных, конденсатных, сливного из ПНД № 2, системы регулирования, газоохладителей генератора, системы смазки и маслоснабжения, дренажного бака, основных эжекторов, водяного охлаждения статора генератора), а также 3 % потерь в трансформаторах собственных нужд. При расчете расхода электроэнергии на собственные нужды турбоагрегата принято, что при нагрузке ниже 210 МВт в работе находится один, а при нагрузке свыше 210 МВт - два конденсатных насоса. При определении мощности нетто () из мощности на выводах генератора (Nт) вычиталась мощность, затраченная на собственные нужды турбоагрегата (): = Nт - МВт. Расход тепла нетто на выработку электроэнергии определялся с включением затрат тепла на собственные нужды () и исключением тепла, затраченного на привод ПТН (): Q¢э = Qо - + Гкал/ч. Здесь Qо - тепло брутто, затраченное на турбоагрегат; = qт Гкал/ч, где qт = ккал/(кВт×ч). Типовая энергетическая характеристика нетто по расходу тепла аналитически выражается уравнением Q¢э = 40,63 + 1,782 Гкал/ч. Удельный расход тепла нетто на выработку электроэнергии определяется по выражению = ккал/(кВт×ч). При работе на скользящем давлении к удельному и общему расходам тепла (графики Т-1 и Т-2) вносится поправка, представленная на графике Т-13 а, п. о и вычисленная при постоянной мощности на выводах генератора. При режиме на скользящем давлении мощность (), удельный и полный расходы тепла нетто ( и ) определяются следующим образом: 1) при заданной мощности на выводах генератора (Nт) по графику Т-2а находятся Qо, qт и Dо, по графику Т-13а, п. о - поправка к полному расходу тепла (a), равная поправке к удельному расходу тепла (a), а по графику Т-7б (по Dо = Gп.в) находится внутренняя мощность турбопривода при скользящем давлении (); 2) полный расход тепла брутто при скользящем давлении = Qо(1 + ); 3) расход тепла нетто на выработку электроэнергии при скользящем давлении = - + , где = при этом = ; 4) мощность нетто при скользящем давлении = Nт - ; 5) удельный расход тепла нетто на выработку электроэнергии при скользящем давлении = . При отклонении напора, развиваемого циркуляционными насосами, от принятого в качестве номинального (10 м вод. ст.) к расходу тепла нетто, определенному по уравнению для заданной мощности нетто, вводится поправка. Пользование характеристикой нетто и поправками к расходу тепла нетто на изменение напора циркуляционных насосов поясняется на следующем примере. Определить расход тепла нетто при мощности нетто турбоагрегата = 300 МВт и напоре циркуляционных насосов Нцн = 20 м вод. ст.: 1) по уравнению характеристики нетто (Q¢э) определяется расход тепла нетто при Нцн = 10 м вод. ст. Q¢э = 575,23 Гкал/ч; 2) определяется поправка к расходу тепла нетто aQ¢э = +0,48 %; 3) искомый расход тепла нетто при Нцн = 20 м вод. ст. и неизменной мощности нетто (300 МВт) определяется как Q¢э пр = Q¢э (1 + ) = 575,23(1 + ) = 577,99 Гкал/ч. При определении с помощью Типовой энергетической характеристики нормы расхода топлива помимо поправок на отклонение условий работы турбоагрегата от номинальных вводится допуск на ухудшение состояния оборудования в межремонтный период. Величина этого допуска принимается в соответствии с «Положением о согласовании нормативных характеристик оборудования и расчетных удельных расходов топлива» (СЦНТИ ОРГРЭС, 1975).
|