Министерство общего и профессионального образования

Российской Федерации

Новосибирский Государственный Технический Университет

Кафедра тепловых и электрических станций

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по теме: Расчёт тепловой схемы энергоблока на базе теплофикационной турбины Т – 50/60 – 130.

Факультет: ФЭН

Группа: ЭТ З – 91у

Выполнил:

Студент - Шмидт А.И.

Проверил:

Преподаватель - Бородихин И.В.

Отметка о защите:

г. Новосибирск

2003 год

Введение…………………………………………………………………………....2

1. Построение графиков тепловых нагрузок…………………………………….2

2. Определение параметров расчетной схемы блока……………………………3

3. Определение параметров дренажей подогревателей системы регенерации и параметров пара в отборах……………………………………………………..5

4. Определение расходов пара ……………………………………………………7

5. Определение расходов пара нерегулируемых отборов ………………………8

6. Определение коэффициентов недовыработки………………………………...11

7. Действительный расход пара на турбину……………………………………...11

8. Выбор парогенератора………………………………...………………………..12

9. Расход электроэнергии на собственные нужды……………………………….12

10. Определение технико-экономических показателей…………………………..14

Заключение………………………………………………………………………….15

Используемая литература …………………………………………………………15

Приложение: рис.1 – График тепловой нагрузки

рис.2 – Тепловая схема блока

Р, S – Диаграмма воды и водяного пара

Введение.

В данной работе представлен расчёт Теловой схемы энергоблока (на основе теплофикационной турбины Т – 50/60 – 130 ТМЗ и котлоагрегата Е – 420 – 140 ТМ

(ТП – 81), который может быть расположен на ТЭЦ в городе Иркутске. Спроектировать ТЭЦ в г. Новосибирске. Основное топливо – Назаровский бурый уголь. Мощность турбины 50 МВт, начальное давление 13 МПа и температура перегретого пара 565 С 0 , без промперегрева t П.В. = 230 С 0 , Р К = 5 КПа, a тж = 0,6. Привязка к данному городу, расположенному в Сибирском регионе, обуславливает выбор топлива из ближайшего угольного бассейна (Назаровский угольный бассейн), а так же выбор расчётной температуры окружающего воздуха.

Принципиальная тепловая схема с указанием параметров пара и воды и полученные в результате ее расчета значения энергетических показателей определяют уровень технического совершенства энергоблока и электростанций, а также в значительной мере их экономические показатели. ПТС является основной технологической схемой проектируемой электростанции позволяющей по заданным энергетическим нагрузкам определить расходы пара и воды во всех частях установки, ее энергетические показатели. На основе ПТС определяют технические характеристики и выбирают тепловое оборудование, разрабатывают развернутую (детальную) тепловую схему энергоблоков и электростанции в целом.

По ходу выполнения работы производится построение графиков тепловых нагрузок, построение процесса в hS – диаграмме, расчёт сетевых подогревателей и системы регенерации, а так же рассчитаны основные технико – экономические показатели.

1. Построение графиков тепловых нагрузок.

Графики тепловых нагрузок представлены в виде номограмм (рис. 1):

a. график изменения тепловой нагрузки, зависимость тепловой нагрузки турбины Q T , МВт от температуры окружающего воздуха t вз, С 0 ;

b. температурный график качественного регулирования отпуска электроэнергии – зависимость температур прямой и обратной сетевой воды t пс, t ос, С 0 от t вз, С 0 ;

c. годовой график тепловой нагрузки – зависимость тепловой нагрузки турбины Q т, МВт от количества часов работы за отопительный период t, ч/год;

d. график продолжительности стояния температуры воздуха t вз, С 0 в годовом разрезе.

Максимальная тепловая мощность 1 блока , которая обеспечивается «Т» отборами турбины, МВт, согласно паспорту турбины равна 80 МВт. Максимальная тепловая мощность блока, которая обеспечивается так же пиковым водогрейным котлом, МВт

, (1.1)

Где a ТЭЦ – коэффициент теплофикации, a ТЭЦ =0,6

МВт

Тепловая нагрузка (мощность) горячего водоснабжения, МВт оценивается по формуле:

МВт

Наиболее характерные температуры для графика изменения тепловой нагрузки (рис.1а) и температурного графика качественного регулирования:

t вз = +8С 0 – температура воздуха, соответствующая началу и концу отопительного сезона:

t = +18C 0 – расчетная температура, при которой наступает состояние теплового равновесия.

t вз = -40С 0 – расчетная температура воздуха для Красноярска.

На графиках, представленных на рис.1г и 1в время отопительного периода t не превышает 5500 ч/год.

бар. Падения давления в Т-отборе равно: бар, после падения давления равно: Р Т1 = 2,99 бар равна C 0 , недогрев dt = 5С 0 . Максимально возможная температура подогрева сетевой воды С 0

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель начальника Главтехуправления

ТИПОВАЯ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА

Т-50-130 ТМЗ

РД 34.30.706

УДК 621.165-18

Составлено Сибтехэнерго с участием Московского головного предприятия "Союзтехэнерго"

ПРИЛОЖЕНИЕ

1. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата T-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 T-1) и при следующих условиях, принятых за номинальные:

Давление и температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины - соответственно - 130 кгс/см2* и 555 °С;

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;

Давление отработавшего пара:

а) для характеристики конденсационного режима c 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 при W =7000 м3/ч и 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, 1960).

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 ПНД № 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 № 1.

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, ПНД № 3 и ПНД № 4 типа ПН;

Три подогревателя высокого давления: ПВД № 5 типа ПВМ, ПВД № 6 типа ПВМ, ПВД № 7 типа ПВМ;

Поверхностный двухходовой конденсатор К;

Два основных трехступенчатых эжектора ЭПА и один пусковой (постоянно в работе находится один основной эжектор);

Два подогревателя сетевой воды (верхний и нижний) ПСС;

Два конденсатных насоса 8КсД-6х3 с приводом от электродвигателей мощностью по 100 кВт (постоянно в работе находится один насос, другой - резерве);

Три конденсатных насоса подогревателей сетевой воды 8КсД-5х3 с приводом от электродвигателей мощностью 100 кВт каждый (в работе находится два насоса, один - 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 Р 2 = 0,05 кгс/см2 (график Т-22, б)

Q 0 = 10,3 + 1,985 Nт + 0,195 (Nт - 45,44) Гкал/ч; (1)

D 0 = 10,8 + 3,368 Nт + 0,715 (Nт - 45,44) т/ч; (2)

При постоянных расходе (W = 7000 м3/ч) и температуре ( = 20 °С) охлаждающей воды (график Т-22, а);

Q 0 = 10,0 + 1,987 Nт + 0,376 (Nт - 45,3) Гкал/ч; (3)

D 0 = 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 T-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 , Pт ) расход пара на турбину.

На графиках Т-33 (а-г) и Т-34 (а-к) изображены диаграмма режимов, выражающие зависимость D 0 = f (Nт , Qт ) при определенных значениях давлений в регулируемых отборах.

Следует отметить, что диаграммы режимов для одно - и двухступенчатого подогрева сетевой воды, выражающие зависимость D 0 = f (Nт , Qт , Pт ) (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 регулируемой 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:

ккал/(кВт·ч), (5)

где Q пр - 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 (Q т =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:

кВт; (7)

При работе по тепловому графику:

кг/ч; (9)

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-27.

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

N тф = W тф · Q т МВт, (12)

где W тф - удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу при соответствующих режимах работы турбоагрегата определяется по графику T-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, P 0 = 125 кгс/см2, t 0 = 550 °С, Р 2 = 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; Pтв = 1,0 кгс/см2; Р 0 = 125 кгс/см2; t 0 = 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.

Таблица 1

Показатель	Обозначение	Размерность	Способ определения	Полученное значение
Расход свежего пара на турбину при номинальных условиях			График Т-22 или уравнение (2)
Расход тепла на турбину при номинальных условиях			График Т-22 или уравнение (1)
Удельный расход тепла при номинальных условиях		ккал/(кВт·ч)	График Т-22 или Q 0/Nт
Поправка к расходу пара на отклонение заданных условий от номинальных:
на давление свежего пара			График T-41
на температуру свежего пара			График T-41
			График T-41
Суммарная
Поправки к удельному расходу тепла на отклонение заданных условий от номинальных:
на давление свежего пара			График Т-42
на температуру свежего пара			График Т-42
на давление отработавшего пара			График Т-42
Суммарная	Saq т
Расход свежего пара при заданных условиях
Удельный расход тепла брутто при заданных условиях	q т	ккал/(кВт·ч)

Таблица 2

Показатель	Обозначение	Размерность	Способ определения	Полученное значение
Расход пара на турбину при номинальных условиях			График Т-34, в
Мощность на выводах генератора при номинальных условиях			График Т-34, в
Поправки к мощности на отклонение заданных условий от номинальных:
на давление свежего пара
основная			График Т-44, а
дополнительная			Уравнение (8)
на температуру свежего пара
основная			График Т-44, б
дополнительная			Уравнение (9)
на температуру обратной сетевой воды			График Т-44, в
Суммарная	SDN т
Мощность на выводах генератора при заданных условиях
Поправки к расходу свежего пара на отклонение параметров свежего пара от номинальных
на давление

Представленные в качестве нормативных характеристики конденсаторов турбин, имеющих теплофикационный или производственный отбор составлены на основании следующих материалов:

Результатов испытаний конденсаторов К2-3000-2, К2-3000-1, 50КЦС-6А;

Характеристики конденсаторов К2-3000-2, 60КЦС и 80КЦС, полученных при испытании турбин Т-50-130 ТМЗ, ПТ-60-130/13 и ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ;

- «Нормативных характеристик конденсационных установок паровых турбин типа К» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974);

Разработок ВТИ им. Ф.Э. Дзержинского по тепловому расчету и проектированию поверхности охлаждения конденсаторов турбин большой мощности.

На основании анализа указанных материалов и сравнения опытных и расчетных характеристик была разработана методика составления нормативных характеристик.

Сопоставление опытных характеристик конденсаторов, в первую очередь среднего коэффициента теплопередачи, с расчетными характеристиками, определенными по методике ВТИ и рекомендованными для инженерных расчетов, показало хорошую их сходимость.

Предлагаемые Нормативные характеристики рассчитаны по среднему коэффициенту теплопередачи с учетом результатов проведенных промышленных испытаний конденсаторов.

Нормативные характеристики построены для сезонного изменения температуры охлаждающей воды от 0 - 1 °С (зимний режим) до 35 °С (летний режим) и расходов охлаждающей воды, изменяющихся от 0,5 до 1,0 номинального значения.

Характеристики составлены для конденсаторов с эксплуатационно чистой поверхностью охлаждения, т.е. с наибольшей достижимой в условиях электростанций чистотой поверхности охлаждения конденсаторов с водяной стороны.

Эксплуатационная чистота достигается либо профилактическими мероприятиями, предотвращающими загрязнение трубок, либо проведением периодической очистки трубок конденсатора применяемым на данной электростанции способом (металлическими ершами, резиновыми пробками, «термической сушкой» горячим воздухом с последующей промывкой струей воды, прострелкой водовоздушным пистолетом, химической промывкой и пр.).

Воздушная плотность вакуумных систем турбоустановок должна отвечать нормам ПТЭ; удаление неконденсирующихся газов должно обеспечиваться работой одного воздухоудаляющего устройства в диапазоне паровых нагрузок конденсатора от 0,1 до 1,0 номинальной.

2. СОДЕРЖАНИЕ НОРМАТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

В настоящих «Нормативных характеристиках» приведены характеристики конденсаторов теплофикационных турбин следующих типов:

Т-50-130 ТМЗ, конденсатор К2-3000-2;

ПТ-60-130/13 ЛМЗ, конденсатор 60КЦС;*

ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ, конденсатор 80КЦС.

* Для турбин ПТ-60-130 ЛМЗ, оборудованных конденсаторами 50КЦС-6 и 50КЦС-6А, использовать характеристику конденсатора 50КЦС-5, приведенную в «Нормативных характеристиках конденсационных установок паровых турбин типа К».

При составлении «Нормативных характеристик» приняты следующие основные обозначения:

D 2 - расход пара в конденсатор (паровая нагрузка конденсатора), т/ч;

р н2 - нормативное давление пара в конденсаторе, кгс/см2**;

р 2 - фактическое давление пара в конденсаторе, кгс/см2;

t в1 - температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С;

t в2 - температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С;

t "2 - температура насыщения, соответствующая давлению пара в конденсаторе, °С;

Н г - гидравлическое сопротивление конденсатора (падение давления охлаждающей воды в конденсаторе), м вод. ст.;

δt н - нормативный температурный напор конденсатора, °С;

δt - фактический температурный напор конденсатора, °С;

Δt - нагрев охлаждающей воды в конденсаторе, °С;

W н - номинальный расчетный расход охлаждающей воды в конденсатор, м3/ч;

W - расход охлаждающей воды в конденсатор, м3/ч;

F п - полная поверхность охлаждения конденсатора, м2;

F - поверхность охлаждения конденсатора при отключенном по воде встроенном пучке конденсатора, м2.

Нормативные характеристики включают следующие основные зависимости:

2.3 . Разность теплосодержания отработавшего пара и конденсата (Δi 2) принимать:

Для конденсационного режима 535 ккал/кг;

Для теплофикационного режима 550 ккал/кг.

Рис. II-1. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

W н = 8000 м3/ч

Рис. II-2. зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды:

W = 5000 м3/ч

Рис. II-3. Зависимость температурного напора от расхода пара в конденсатор и температуры охлаждающей воды.

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 ) и при следующих условиях, принятых за номинальные:

Давление и температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины - соответственно - 130 кгс/см 2 * 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/см 2 ;

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 м 3 /ч и t в 1 = 20 °С - (график );

в) для режима работы с отбором пара при трехступенчатом подогреве сетевой воды - в соответствии с графиком ;

Система регенерации высокого и низкого давлений включена полностью; на деаэратор 6 кгс/см 2 подается пар из III или II отборов (при снижении давления пара в камере III отбора до 7 кгс/см 2 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 и ;

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/см 2 , а в нижнем - 0,5 - 2,0 кгс/см 2 ;

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/см 2 . При давлении пара в камере III отбора ниже 9 кгс/см 2 конденсат греющего пара из ПВД № 5 направляется в ПВД 4. При этом, если давление пара в камере II отбора выше 9 кгс/см 2 , конденсат греющего пара из ПВД № 6 направляется в деаэратор 6 кгс/см 2 .

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 Р 2 = 0,05 кгс/см 2 (график , б)

Q о = 10,3 + 1,985N т + 0,195 (N т - 45,44) Гкал/ч;

D о = 10,8 + 3,368 N т + 0,715 (N т - 45,44) т/ч; (2)

При постоянных расходе (W = 7000 м 3 /ч) и температуре (t в 1 = 20 °С) охлаждающей воды (график , а):

Q о = 10,0 + 1,987 N т + 0,376 (N т - 45,3) Гкал/ч; (3)

D о = 8,0 + 3,439 N т + 0,827 (N т - 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 , , ); 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 (а - г), , (а - к), А и .

На диаграммах указаны условия их построения и приведены правила пользования.

Типовые диаграммы режимов позволяют непосредственно определить для принятых исходных условий (N т , Q т , Р т) расход пара на турбину.

На графиках (а - г) и Т-34 (а - к) изображены диаграммы режимов, выражающие зависимость D о = f (N т , Q т ) при определенных значениях давлений в регулируемых отборах.

Следует отметить, что диаграммы режимов для одно- и двухступенчатого подогрева сетевой воды, выражающие зависимость D о = f (N т , Q т , Р т) (графики и А), 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 (а - г) и (а - к) .

Удельные расходы тепла на производство электроэнергии для соответствующих режимов работы следует определять непосредственно по графикам (а - г) - для одноступенчатого подогрева сетевой воды и (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 (а - г) и (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 , который рассчитан по следующей зависимости:

q т = 860 (1 + ) + ккал/(кВт × ч), (5)

где Q пр - 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).

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 (Q т = 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 Q т (Р о - ) кВт; (6)

D = +0,1 Q т (t о - ) кВт ; (7)

При работе по тепловому графику:

D = +0,343 Q т (Р о - ) кВт; (8)

D = -0,357 Q т (t о - ) кВт ; (9) 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

N тф = W тф × Q т МВт, (12)

где W тф - удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу при соответствующих режимах работы турбоагрегата определяется по графику .

Электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу определяется как разность

N кн = N т - N тф 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: N т = 40 МВт, Р о = 125 кгс/см 2 , t о = 550 °С, Р 2 = 0,06 кгс/см 2 ; тепловая схема - расчетная.

Требуется определить расход свежего пара и удельный расход тепла брутто при заданных условиях (N т = 40 МВт).

Пример 2. Режим работы с регулируемыми отборами пара при двух- и одноступенчатом подогреве сетевой воды.

А. Режим работы по тепловому графику

Дано: Q т = 60 Гкал/ч; Р тв =1,0 кгс/см 2 ; Р о = 125 кгс/см 2 ; t о = 545 °С; t 2 = 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 (Q т = 60 Гкал/ч).

В табл. приводится последовательность расчета.

Режим работы при одноступенчатом подогреве сетевой воды рассчитывается аналогично.

Т-50-130 ТМЗ

ТИПОВАЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ТУРБОАГРЕГАТА

Т-50-130 ТМЗ

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА И ИНФОРМАЦИИ СОЮЗТЕХЭНЕРГО

МОСКВА 1979

ОСНОВНЫЕ ЗАВОДСКИЕ ДАННЫЕ ТУРБОАГРЕГАТА
(ТУ 24-2-319-71)

* С учетом тепла пара, поступающего в конденсатор.

Сравнение результатов данных типовой характеристики с гарантийными данными ТМЗ

Показатель
Тепло, отданное потребителю Q т, Гкал/ч
Режим работы турбоагрегата		Конденсационный	Одноступенчатый	Двухступенчатый
Данные ТМЗ
Температура свежего пара t о, °С
КПД генератора h, %
Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор t в 1 , °С
Расход охлаждающей воды W, м 3 /ч
Удельный расход пара d, кг/(кВт?ч)
Данные типовой характеристики
Давление свежего пара Р о, кгс/см 2
Температура свежего пара t o , °С
Давление в регулируемом отборе Р, кгс/см 2
КПД генератора h, %
Температура питательной воды за ПВД № 7 t п.в, °С
Температура сетевой воды на входе в подогреватель ПСГ t 2 , °С
Давление отработавшего пара Р 2 , кгс/см 2		t в 1 = 20 °С, W = 7000 м 3 /ч
Удельный расход пара d э, кг/(кВт?ч)
Поправка к удельному расходу пара на отклонение условий типовой характеристики от гарантийных
на отклонение давления отработавшего пара Dd э, кг/(кВч)
на отклонение температуры питательной воды Dd э, кг/(кВт?ч)
на отклонение температуры обратной сетевой воды Dd э, кг/(кВт?ч)
Суммарная поправка к удельному расходу пара Dd э, кг/(кВт?ч)
Удельный расход пара при гарантийных условиях d н э, кг/(кВт?ч)
Отклонение удельного расхода пара от гарантийного ad э, %
Среднее отклонение ad э, %
* Регулятор давления в отборе выключен.
	ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТУРБОАГРЕГАТА								Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДАВЛЕНИЕ ПАРА В КАМЕРАХ ОТБОРОВ ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА			Тип Т-50-130 ТМЗ
		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДАВЛЕНИЕ ПАРА В КАМЕРАХ ОТБОРОВ ПРИ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ РЕЖИМЕ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДАВЛЕНИЕ ПАРА В КАМЕРАХ ОТБОРОВ ПРИ ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ РЕЖИМЕ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРА И ЭНТАЛЬПИЯ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ ЗА ПОДОГРЕВАТЕЛЯМИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРА КОНДЕНСАТА ЗА ПНД № 4 ПРИ ДВУХ- И ТРЕХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ
		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ПОДОГРЕВАТЕЛИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ И ДЕАЭРАТОР		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ПОДОГРЕВАТЕЛЬ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ № 4	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА НА ПОДОГРЕВАТЕЛЬ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ № 3	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПРОТЕЧКИ ПАРА ЧЕРЕЗ ПЕРВЫЕ ОТСЕКИ УПЛОТНЕНИЙ ВАЛА ЦВД, ЦНД, ПОДАЧА ПАРА НА КОНЦЕВЫЕ УПЛОТНЕНИЯ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ОТСОСЫ ПАРА ИЗ УПЛОТНЕНИЙ В I, IV ОТБОРЫ, В САЛЬНИКОВЫЙ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ И ОХЛАДИТЕЛЬ			Тип Т-50-130 ТМЗ
		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА ЧЕРЕЗ 21-ю СТУПЕНЬ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА ЧЕРЕЗ 23-ю СТУПЕНЬ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА В ЧНД ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД ПАРА В ЧНД ЧЕРЕЗ ЗАКРЫТУЮ ДИАФРАГМУ	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ОТСЕКОВ 1 - 21		Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ВНУТРЕННЯЯ МОЩНОСТЬ ОТСЕКОВ 1 - 23 ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА МОЩНОСТЬ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ОТСЕКА	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНАЯ ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВОМ ПОТРЕБЛЕНИИ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ ТУРБИНЫ И ГЕНЕРАТОРА		Тип Т-50-130 ТМЗ
		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА РАСХОД СВЕЖЕГО ПАРА И ТЕПЛА ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ С ОТКЛЮЧЕННЫМ РЕГУЛЯТОРОМ ДАВЛЕНИЯ		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА. ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛА БРУТТО ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛА БРУТТО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛА БРУТТО ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД ТЕПЛА ПРИ ТРЕХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ И ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЙ КПД ТУРБОАГРЕГАТА		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕМПЕРАТУРНЫЙ НАПОР	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ НЕДОГРЕВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ В ПСГ И ПСВ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ЭНТАЛЬПИЯ ПАРА В КАМЕРЕ ВЕРХНЕГО ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО ОТБОРА	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ИСПОЛЬЗОВАННЫЙ ТЕПЛОПЕРЕПАД ПРОМЕЖУТОЧНОГО ОТСЕКА		Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ТЕПЛОИСПОЛЬЗОВАНИЕ В ПОДОГРЕВАТЕЛЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ (ПСВ)		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОРА К2-3000-2	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ			Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ОДНОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ

Задано: Q т = 60 Гкал/ч; N т = 34 МВт; Р тн = 1,0 кгс/см 2 .

Определить: D о т/ч.

Определение. На диаграмме находим заданную точку А (Q т = 60 Гкал/ч; N т = 34 МВт). От точки А параллельно наклонной прямой идем до линии заданного давления (Р тн = 1,0 кгс/см 2). От полученной точки Б по прямой идем до линии заданного давления (Р тн = 1,0 кгс/см 2) правого квадранта. Из полученной точки В опускаем перпендикуляр на ось расходов. Точка Г соответствует определяемому расходу свежего пара.

Задано: Q т = 75 Гкал/ч; Р тн = 0,5 кгс/см 2 .

Определить: N т МВт; D о т/ч.

Определение. На диаграмме находим заданную точку Д (Q т = 75 Гкал/ч; Р тн = 0,5 кгс/см 2). От точки Д по прямой идем до оси мощности. Точка Е соответствует определяемой мощности. Далее по прямой идем до линии Р тн = 0,5 кгс/см 2 правого квадранта. Из точки Ж опускаем перпендикуляр на ось расходов. Полученная точка З соответствует определяемому расходу свежего пара.

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ	Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ		Тип Т-50-130 ТМЗ
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ДИАГРАММА РЕЖИМОВ ПРИ ДВУХСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ
Задано: Q T = 81 Гкал/ч; N т = 57,2 МВт; P T в = 1,4 кгс/см 2 . Определить: D 0 т/ч. Определение. На диаграмме находим заданную точку А (Q т = 81 Гкал/ч; N т = 57,2 МВт). От точки А параллельно наклонной прямой идем до линии заданного давления (P T в = 1,4 кгс/см 2). От полученной точка Б по прямой идем до линии заданного давления (P T в = 1,4 кгс/см 2) левого квадранта. Из полученной точки В опускаем перпендикуляр на ось расходов. Точка Г соответствует определяемому расходу свежего пара.			Задано: Q T = 73 Гкал/ч; P T в = 0,8 кгс/см 2 . Определить: N т МВт; D 0 т/ч. Определение. Находим заданную точку Д (Q T = 73 Гкал/ч; P T в = 0,8 кгс/см 2) От точки Д по прямой идем до оси мощности. Точка Е соответствует определяемой мощности. Далее по прямой идем до линии P T в = 0,8 кгс/см 2 левого квадранта. Из полученной точки Ж опускаем перпендикуляр на ось расходов. Полученная точка З соответствует определяемому расходу свежего пара.

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА		Тип Т-50-130 ТМЗ
б) На отклонение давления свежего пара от номинального в)
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К РАСХОДУ СВЕЖЕГО ПАРА ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ		Тип Т-50-130 ТМЗ

		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА		Тип Т-50-130 ТМЗ
а) На отклонение температуры свежего пара от номинальной б) На отклонение давления свежего пара от номинального в) На отклонение расхода питательной воды от номинального
	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К УДЕЛЬНОМУ РАСХОДУ ТЕПЛА ПРИ КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ		Тип Т-50-130 ТМЗ
г) На недогрев питательной воды в подогревателях высокого давления д) На изменение нагрева воды в питательном насосе е) На отключение группы подогревателей высокого давления

	ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКА К МОЩНОСТИ НА ДАВЛЕНИЕ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА В КОНДЕНСАТОРЕ		Тип Т-50-130 ТМЗ
		ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТУРБОАГРЕГАТА ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМИ ОТБОРАМИ		Тип Т-50-130 ТМЗ

Задано: Q т = 81 Гкал/ч; N т = 57,2 МВт; Р тв = 1,4 кгс/см 2 .

Определить: D о т/ч.

Определение. На диаграмме находим заданную точку А (Q т = 81 Гкал/ч; N т = 57,2 МВт). От точки А параллельно наклонной прямой идем до линии заданного давления (Р тв = 1,4 кгс/см 2). От полученной точки Б по прямой идем до линии заданного давления (Р тв = 1,4 кгс/см 2) левого квадранта. Из полученной точки В опускаем перпендикуляр на ось расходов. Точка Г соответствует определяемому расходу свежего пара.

Задано: Q т = 73 Гкал/ч; Р тв = 0,8 кгс/см 2 .

Определить: N т МВт; D о т/ч.

Определение. Находим заданную точку Д (Q т = 73 Гкал/ч; Р тв = 0,8 кгс/см 2). От точки Д по прямой идем до оси мощности. Точка Е соответствует определяемой мощности. Далее по прямой идем до линии Р тв = 0,8 кгс/см 2 левого квадранта. Из полученной точки Ж опускаем перпендикуляр на ось расходов. Полученная точка З соответствует определяемому расходу свежего пара.

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/см 2 * 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/см 2 ;

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 м 3 /ч и t в 1 = 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/см 2 подается пар из III или II отборов (при снижении давления пара в камере III отбора до 7 кгс/см 2 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/см 2 , а в нижнем - 0,5 - 2,0 кгс/см 2 ;

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/см 2 . При давлении пара в камере III отбора ниже 9 кгс/см 2 конденсат греющего пара из ПВД № 5 направляется в ПВД 4. При этом, если давление пара в камере II отбора выше 9 кгс/см 2 , конденсат греющего пара из ПВД № 6 направляется в деаэратор 6 кгс/см 2 .

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 Р 2 = 0,05 кгс/см 2 (график Т-22, б)

Q о = 10,3 + 1,985N т + 0,195 (N т - 45,44) Гкал/ч; (1)

D о = 10,8 + 3,368 N т + 0,715 (N т - 45,44) т/ч; (2)

При постоянных расходе (W = 7000 м 3 /ч) и температуре (t в 1 = 20 °С) охлаждающей воды (график Т-22, а):

Q о = 10,0 + 1,987 N т + 0,376 (N т - 45,3) Гкал/ч; (3)

D о = 8,0 + 3,439 N т + 0,827 (N т - 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 (N т, Q т, Р т) расход пара на турбину.

На графиках Т-33 (а - г) и Т-34 (а - к)изображены диаграммы режимов, выражающие зависимость D о = f(N т, Q т) при определенных значениях давлений в регулируемых отборах.

Следует отметить, что диаграммы режимов для одно- и двухступенчатого подогрева сетевой воды, выражающие зависимость D о = f(N т, Q т, Р т) (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:

q т = 860 (1 + ) + ккал/(кВт?ч), (5)

где Q пр - 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 (Q т = 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 Q т (Р о - ) кВт; (6)

D = +0,1 Q т (t о - ) кВт; (7)

При работе по тепловому графику:

D = +0,343 Q т (Р о - ) кВт; (8)

D = -0,357 Q т (t о - ) кВт; (9)

D = +0,14 Q т (Р о - ) кг/ч; (10)

D = -0,14 Q т (t о - ) 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

N тф = W тф? Q т МВт, (12)

где W тф - 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

N кн = N т - N тф 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: N т = 40 МВт, Р о = 125 кгс/см 2 , t о = 550 °С, Р 2 = 0,06 кгс/см 2 ; тепловая схема - расчетная.

Требуется определить расход свежего пара и удельный расход тепла брутто при заданных условиях (N т = 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: Q т = 60 Гкал/ч; Р тв =1,0 кгс/см 2 ; Р о = 125 кгс/см 2 ; t о = 545 °С; t 2 = 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 (Q т = 60 Гкал/ч).

В табл. 2 приводится последовательность расчета.

Режим работы при одноступенчатом подогреве сетевой воды рассчитывается аналогично.

Таблица 1

Показатель	Обозначение	Размерность	Способ определения	Полученное значение
Расход свежего пара на турбину при номинальных условиях			График Т-22 или уравнение (2)
Расход тепла на турбину при номинальных условиях			График Т-22 или уравнение (1)
Удельный расход тепла при номинальных условиях		ккал/(кВт?ч)	График Т-22 или Q о /N т