РД 34.41.704

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

ТИПОВАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПИТАТЕЛЬНОГО ТУРБОНАСОСНОГО АГРЕГАТА ПТНА 3750-100

РД 34.41.704

(ТХ 34-70-022-86)

УДК 621.182.1:621.65-83

СОСТАВЛЕНА МГП ПО "Союзтехэнерго"

ИСПОЛНИТЕЛИ инженеры А.К. Кирш, А.Г. Шишкин

УТВЕРЖДЕНА Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 24.06.86 г.

Заместитель начальника Ю.Н. Филимонцев

Приложение

1. Энергоблоки с турбинами К-1000-60/1500-2 ПОАТ ХТЗ или с двумя турбинами К-500-60/1500 ПОАТ ХТЗ укомплектованы двумя питательными турбонасосными агрегатами ПТНА 3750-100. В состав турбонасосного агрегата входят:

- главный питательный насос ПТА 3750-75 ПО "Насосэнергомаш";

- предвключенный питательный насос ПТА 3800-20 ПО "Насосэнергомаш";

- паровая турбина К-12-10 ПА (ОК-12A) с редуктором для привода предвключенного насоса Калужского турбинного завода.

2. Типовая энергетическая характеристика составлена на основании результатов тепловых испытаний четырех питательных насосных агрегатов.

3. Типовая энергетическая характеристика турбонасосного агрегата (рис. 1-9) включает в себя характеристики насосной группы (главный и предвключенный питательные насосы), турбопривода с конденсационной установкой и турбонасосного агрегата в целом при условиях, указанных на графиках.

4. Поправочные кривые на отклонение параметров турбонасосного агрегата от номинальных значений при постоянной тепловой мощности реактора приведены на рис.8. Поправки вводятся к расходу пара на турбопривод и одновременно к мощности, развиваемой генератором энергоблока:

- на отклонение давления рн на выходе из насосной группы от необходимого при работе по характеристике пароводяного тракта блока (см. рис. 1);

- на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе турбопривода от давления, принятого за номинальное при = 15 °C и W = 4600 м3/ч (см. рис. 5);

- на отклонение температуры пара перед стопорным клапаном - СК (после СПП) от номинального значения 250 °C;

На рис. 8 приведена также поправка к мощности на зажимах генератора при изменении расхода пара на турбопривод на ±1 т/ч, которая может быть полезной при проведении различного рода оптимизационных расчетов. С этой же целью дается поправка к внутренней мощности турбопривода на отклонение развиваемого насосной группой перепада давлений на ±1 кгс/см2 (±0,098 МПа) (см. рис. 8.1, в).

5. Типовая энергетическая характеристика составлена для режима работы двух турбонасосов в энергоблоке в диапазоне подачи воды каждым турбонасосом от 3400 т/ч до минимально возможной, обеспечиваемой турбоприводами, приблизительно 1400 т/ч; последний режим соответствует работе турбоприводов при полностью открытых регулирующих клапанах. При работе одного турбонасоса от БРУ-РДТ (см. рис. 9) диапазон режимов дан до максимальной подачи 3600 т/ч (4000 м3/ч) согласно ТУ на насосную группу.

6. Представленные в Типовой энергетической характеристике графики позволяют на основании произведенных в условиях эксплуатации измерений параметров и расходов пара и воды определить нормативные значения основных показателей для условий эксплуатации, отличающихся от номинальных, и провести анализ работы турбонасосов, оценить состояние насосной группы по развиваемому ими давлению и КПД, а также решать задачи по нормированию работы турбонасосных агрегатов.

При пользовании характеристикой принят независящим от срока эксплуатации внутренний КПД турбопривода по состоянию пара перед соплами; правомерность этого условия подтверждается большим числом проведенных в разное время испытаний турбоприводов Калужского турбинного завода.

7. Пример пользования Типовой энергетической характеристикой турбонасоса для анализа его работы приводится ниже.

7.1. По единовременному измерению с помощью штатного прибора в целях текущего контроля или по средним значениям за выбранный период (месяц, год) с введением необходимых поправок к приборам получены следующие значения расходов и параметров воды и пара по турбонасосу:

G = 3200 т/ч; = 89,0 кгс/см2 (8,73 МПа); = 8,5 кгс/см2 (0,83 МПа); n = 3300 об/мин; Dтп = 55,50 т/ч; tск = 245 °C; p2 = 0,039 кгс/см2 (3,82 кПа); pc = 6,63 кгс/см2 (0,65 МПа); W = 4600 м3/ч; = 15 °C.

7.2. При отсутствии средств измерений расхода пара на турбопривод расход пара определяется по давлению пара перед соплами pc (см. рис. 4).

= 8,333x6,63=55,25 т/ч.

Поправка на пониженную на 5 °C температуру пара 245 °C равна +0,5% от .

Тогда Dтп = 55,25·1,005 = 55,5 т/ч.

Примечание. В связи с возможной неточностью технологии изготовления сопл первой ступени (отклонение площади проходного сечения на ±3%) коэффициент в формуле на рис. 4 для отдельных турбоприводов может несколько отличаться от значения 8,333. Уточнение коэффициента при необходимости производится путем соответствующего тарировочного испытания. На остальные зависимости типовой характеристики указанное отклонение не влияет.

7.3. Проверка напорной характеристики насосной группы производится с использованием графика рис.1, согласно которому для Gн = 3200 т/ч и n = 3300 об/мин давление на выдаче насоса должно быть рн = 90,5 кгс/cм2 (8,87 МПа), а напор, развиваемый насосной группой, = 90,5-9,0 = 81,5 кгс/см2 (8,00 МПа).

Фактическое давление, развиваемое насосной группой, составляет 89,0-8,5 = 80,5 кгс/см2 (7,9 МПа). Снижение давления насосной группы таким образом равно 81,5-80,5 = 1,0 кгс /см2 (0,098 МПа).

7.4. Расход пара на турбопривод сравнивается с расходом пара по нормативной характеристике (рис. 5), приведенным к фактическим условиям работы турбонасосного агрегата.

По рис. 5 при Gн = 3200 т/ч Dтп = 51,6 т/ч.

р2 = 0,0355 кгс/см2 (3,48 кПа).

Поправка на давление воды на выходе из насоса (см. рис. 8.1 а).

По рис. 1 при Gн = 3200 т/ч при работе насосного агрегата по характеристике пароводяного тракта энергоблока давление на выдаче насоса должно быть рн = 86,5 кгс/см2 (8,49 МПа).

Фактическое же давление при нормативном давлении на входе в насос 9 кгс/см2 равно = 80,5+9,0 = 89,5 кгс/см2 (8,78 МПа).

Тогда, согласно рис.8.1,а, ΔD = 0,67 (89,5 - 86,5) = 2,01 т/ч.

Поправка на давление в конденсаторе (см. рис.8.2,а) составляет = +0,84 (0,0390 - 0,0355)·102 = +0,29 т/ч.

Поправка на температуру пара по рис. 8.3, а составляет

т/ч.

Приведенный расход пара (нормативный) составляет

= 51,6+2,01+0,29+0,65 = 54,55 т/ч.

Фактический расход пара больше нормативного значения на

= 55,50-54,55=+0,95 т/ч,

чему соответствует снижение мощности на зажимах генератора блока (по рис. 8.4)

ΔNэ = 0,95·193 = 183 кВт.

7.5. Снижение КПД насосной группы оценивается по отличию значения фактического расхода пара от нормативного, приведенного к условиям, при которых производился контроль работы турбонасоса, поскольку изменение расхода пара эквивалентно изменению внутренней мощности турбопривода и соответственно мощности на валу насосной группы Nнг.

Относительное изменение КПД насосной группы составляет

.

Абсолютное значение КПД насосной группы - нормативное, определяется для Gн = 3200 т/ч и n = 3300 об/мин по рис. 2 и равно ηнг = 83,3%.

Фактический КПД насосной группы

ηнг = 83,3 (1-0,0174) = 81,9%.

Снижение КПД насосной группы на 1,74% обусловливает потерю мощности энергоблока 183 кВт (см. п.7.4).

7.6. Аналогично пп. 7.1-7.5 производится анализ работы и второго турбонасоса энергоблока.

7.7. По рис. 1 можно проконтролировать соответствие фактической характеристики пароводяного тракта блока нормативной. Как следует из сопоставления фактического давления, развиваемого насосной группой = 89,5 кгс/см2 (см. п. 7.4), и давления при суммарном расходе питательной воды на блок = 2 · Gн = 2 · 3200 = 6400 т/ч по нормативной характеристике тракта = 86,5 кгс/см2 (8,49 МПа), имеет место избыточная потеря давления на тракте Δртр = 3,0 кгс/см2 (0,29 МПа), причиной повышенного сопротивления тракта питательной воды может быть повышенный сверх 10 кгс/см2 (0,98 МПа) перепад давления в РУПГ, неполное открытие запорной арматуры на тракте и др.

Согласно поправке (см. рис. 8.1, б), этому избыточному давлению соответствует потеря мощности энергоблока при работе двух турбонасосов ΔN = 3 · 127 · 2 = 762 кВт.

7.8. Общая потеря мощности энергоблока, обусловливаемая снижением КПД насосных групп турбонасосов - первого на 1,74% - 183 кВт, второго на 2,2% - 230 кВт (принято) и повышенными потерями в тракте питательной воды 762 кВт, составит таким образом ΔNбл = 183+230+762 = 1175 кВт или 0,12% по КПД энергоблока 1000 МВт.

8. В процессе эксплуатации надлежит контролировать состояние конденсационной установки турбопривода для обеспечения номинального, в соответствии с температурой охлаждающей воды, вакуума в конденсаторе. С этой целью на рис. 7 дается характеристика конденсатора КП-1650. Для общей оценки соответствия противодавления в конденсаторе нормативному используется рис. 7.1, a р2 = f (; D2); для анализа состояния поверхности охлаждения служит график (рис. 7.1, б δt = f (; D2). Загрязнение конденсатора, засорение трубных досок оценивается по изменению гидравлического сопротивления конденсатора по рис. 7.1, в [Hг = f (W)].

Графики рис. 7.1, а и 7.1, д построены для номинального расхода охлаждающей воды W = 4600 м3/ч. В случае отличия расхода охлаждающей воды от номинального значения нормативное давление в конденсаторе для фактического расхода воды определяется по температуре насыщения, °C, по формуле

,

где при D2 = 0,9928 Dтп.

Температурный напор δt принимается по рис. 7.1, б, поскольку в пределах вероятного в условиях эксплуатации изменения расхода охлаждающей воды ±25% изменением δt допустимо пренебречь.

В приведенном в п. 7 примере давление в конденсаторе при температуре охлаждающей воды = 12 °C и расходе ее W = 4400 м3/ч составило по измерению р2 = 0,039 кгс/см2 (3,82 кПа) при расходе пара на турбопривод Dтп = 55,5 т/ч.

Расход пара в конденсатор D2 = 0,9928 · 55,5 = 55,1 т/ч. Этому расходу и температуре воды согласно рис. 7.1,б соответствует температурный напор δt = 6,00 °C.

Нагрев воды в конденсаторе: °C. Температура насыщения, соответствующая нормативному давлению в конденсаторе для указанных выше условий, составит t" = 12 + 6,00 + 6,76 = 24,76 °C, чему соответствует нормативное давление = 0,0319 кгс/см2 (3,13 кПа).

Фактическое давление в конденсаторе = 0,0390 кгс/см2 (3,82 кПа) превышает нормативное значение из-за повышенного температурного напора (загрязнение трубок конденсатора) на 0,0071 кгс/см2, чему отвечает потеря мощности энергоблока (рис. 8.2, б)

ΔN = 0,71 · 162 = 115 кВт.

9. На рис. 9 приведены характеристики турбонасосного агрегата при его работе с питанием паром от БРУ-РДТ, при выходе из строя второго турбонасосного агрегата энергоблока.

Показанная характеристика пароводяного тракта блока отвечает схеме с включенными обеими группами ПВД при работе всех четырех парогенераторов. Контроль развиваемого насосной группой напора производится по рис. 1 так же, как указано в п. 7.3.

Сравнение по расходу пара на турбопривод и оценка КПД насосной группы ведется аналогично указанному в примере (см. пп. 7.4 и 7.5) с использованием приведенных на рис. 9 поправочной кривой на отклонение давления (см. рис. 9.1) и поправки на давление в конденсаторе (см. рис. 9.2).

Отклонение расхода пара на турбопривод от нормативного значения не оказывает влияния на мощность, развиваемую главной турбиной, поскольку для турбопривода используется дросселированный свежий пар после парогенераторов; отсутствует также поправка к расходу пара на отклонение температуры пара от номинального значения, поскольку температура пара перед СК практически постоянна.

Контроль за работой конденсационной установки ведется так же, как указано в п. 8.

Следует отметить, что при расчете технико-экономических показателей энергоблока при работе на одном турбонасосе от БРУ-РДТ изменение расхода пара на турбопривод, связанное с отклонением параметров его работы от принятых за номинальные (см. рис. 9) должно учитываться как изменение расхода тепла от парогенераторов ΔDтп (i0 - iпит) без корректировки мощности главной турбины.

10. Основные характеристики питательного турбонасосного агрегата ПТНА 3750-100 энергоблока мощностью 1000 МВт.