РД 34.30.704
Скачать документ
Формат .docx · доступно зарегистрированным пользователям
Заместитель начальника
Главтехуправления
7 августа 1979 г.
РД 34.30.704
Составлено Сибтехэнерго с участием Московского головного предприятия Союзтехэнерго
Авторы инженеры А.А. СОЛОВЬЕВ, Н.А. СОЛОВЬЕВА (Сибтехэнерго), В.С. ЦВЕТКОВ (Союзтехэнерго)
Даты:
изготовления
установки
характеристики
Тип
Р-100-130/15
ТМЗ
Основные заводские данные турбоагрегата (ТУ 108-661-77)
МВт
МВт
т/ч
т/ч
Ро кгс/см2
to °С
Рпр кгс/см2
100
107*
760
760
130
555
12 - 21
* Рпр = 12 кгс/см2.
Сравнение данных типовой характеристики с гарантийными данными ТМЗ
Показатель
Нагрузка, МВт
100
80
Данные ТМЗ
Условия
Давление свежего пара Ро, кгс/см2
130
Температура свежего пара to, °С
555
Давление пара противодавления Рпр, кгс/см2
15
КПД генератора ηэм, %
98,7
Температура питательной воды за ПВД № 3 tп.в, °С
234
227
Удельный расход пара d, кг/(кВт · ч)
7,67
7,97
Данные типовой характеристики
Условия
Давление свежего пара Ро, кгс/см2
130
Температура свежего пара to, °С
555
Давление пара противодавления Рпр, кгс/см2
15
КПД генератора ηэм, %
98,7
Температура питательной воды за ПВД № 3 tп.в, °С
235
228,6
Удельный расход пара d, кг/(кВт · ч)
7,62
7,97
Поправка к удельному расходу пара на отклонение температуры питательной воды Dd, кг/(кВт · ч)
-0,007
-0,009
Удельный расход пара при гарантийных условиях dн, кг/(кВт · ч)
7,613
7,961
Отклонение удельного расхода пара от гарантийного ad, %
-0,75
-0,11
Среднее отклонение ad, %
-0,43
Т-1
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-2
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-3a
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-3б
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-4
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-5
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-6
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-7
ДАВЛЕНИЕ ПАРА ЗА 7-й СТУПЕНЬЮ И В КАМЕРАХ РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ОТБОРОВ
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-7
ДАВЛЕНИЕ ПАРА ЗА 7-й СТУПЕНЬЮ И В КАМЕРАХ РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ОТБОРОВ
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-8
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-9
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-10
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-11
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-12
энтАлЬПия отРАБотАВШЕго пАРА
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-13
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-13
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-14
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-15
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-16
ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТА (при D0 = const)
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-16
ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТА (при D0 = const)
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-17
ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТА (при Qпр = const)
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-17
ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТА (при Qпр = const)
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-17
ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТА (при Qпр = const)
Тип Р-100-130/15 ТМЗ
Т-18
Тип Р-100-130/15 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 - Dп.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 a = 2,1 %;
в) по графику Т-16 б по t0 = 565 °С определяется поправка к мощности турбины на отклонение температуры свежего пара от номинальной a = +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
ΣaN = a + a + a = -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 a = -1,69 %;
в) по графику Т-17 б по t0 = 550 °С определяется поправка к мощности турбины на отклонение температуры свежего пара от номинальной a = -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 a = -1,51 %;
е) определяется суммарная поправка к мощности турбоагрегата
ΣaN = a + a + a + a = -1,69 - 0,32 + 1,70 - 1,51
