/
Author: Сахаров А.М.
Tags: общее машиностроение технология машиностроения теплоэнергетика теплотехника электростанции паровые турбины турбины
ISBN: 5-283-00129-6
Year: 1990
Text
А.М.Сахаров
темошкв
ИСПЫТАНИЯ
ПАРОВЫХ
ТУРБИН
А.М.Сахаров
1Г61МО1В1Ы111
ИСПЫТАНИЯ
ПАРОВЫХ
ТУРБИН
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1990
ББК 31.363
С 22
УДК 621 165 001 4
Рецензент А Д. Трухний
Редактор издательства Т. И. Мушинска
2203050000-262
051(01)-90
151-90
ISBN 5-283-00129-6
© Автор, 1990
ПРЕДИСЛОВИЕ
Перспектива развития нашей теплоэнергетики на ближайшие
годы предполагает как широкий выпуск паровых турбин новых
типов, так и реализацию долгосрочной программы по реконст-
рукции и модернизации действующего турбинного оборудова-
ния В связи с этим, а также принимая во внимание возраста-
ющую необходимость проведения режима жесткой экономии
топливно-энергетических ресурсов, особое внимание уделяется
и будет уделяться вопросам экономичности работы турбоагрега-
тов Уровень экономичности последних как при вводе их после
монтажа, так и в^период эксплуатации контролируется персона-
лом специализированных наладочных организаций и самих элек-
тростанций путем тепловых испытаний, что требует глубокого
знания методики их проведения и обработки результатов.
Вопросам, связанным с тепловыми испытаниями, посвяще-
ны книги М А. Ухоботина «Испытание паровых турбогенерато-
ров» и С. Л Клямкина «Тепловое испытание паротурбинных
установок электростанций», выпущенные соответственно в 1952
и 1961 гг, которые стали в настоящее время библиографической
редкостью В то же время материал, изложенный в этих книгах,
хотя и не потерял своей методологической ценности, относился
в основном к турбоустановкам малой мощности с несложной те-
пловой схемой, при испытаниях которых применялись приборы
устаревших типов.
В настоящей книге, созданной с учетом многолетнего опыта
проведения тепловых испытаний силами турбинных цехов ПО
«Союзтехэнерго», обобщен обширный материал, относящийся, в
частности, к мощным современным турбоагрегатам различных
типов и модификаций, установленным в течение 20—30 послед-
них лет.
В книге сделана попытка унифицировать программы испыта-
ний турбин каждого типа, а также схемы измерений и обработ-
ку полученных результатов, что обеспечит единообразный под-
ход различных организаций к проведению испытаний однотип-
ных турбии. Это, в свою очередь, снизит вероятность ошибок и
упростит сравнение и обобщение полученных результатов с це-
3
лью последующей разработки соответствующих нормативных
характеристик оборудования, что в конечном счете будет спо-
собствовать внедрению наиболее экономичных режимов его экс-
плуатации.
Определенное внимание в книге уделено зарубежной прак-
тике организации и проведения испытаний паровых турбин, а
также экспресс-испытаниям.
Автор выражает искреннюю признательность работникам ПО
«Союзтехэнерго» инженерам А. Д. Грейлю, С. И. Каюкову,
М. Г. Теплицкому, М. А. Ухоботину, Ю. А Флаку и другим,
принимавшим участие в разработке «Методических указаний
по тепловым испытаниям паровых турбин», некоторые материа-
лы из которых использованы при написании книги.
Автор приносит благодарность проф. А. Д. Трухнию и инж.
Г. В. Гинсбургу, замечания которых помогли в работе над руко-
писью
Автор
ПРИНЯТЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Go, т/ч — расход свежего пара
Расход пара регулируемого отбора:
Gn, т/ч — на производство
<5Т, т/ч — на теплофикацию
Опит, т/ч—расход питательной воды
бсет, т/ч — расход сетевой воды
Onj, т/ч—расход пара на регенеративный подогреватель
ОКд, т/ч—расход основного конденсата на деаэратор
Опп, т/ч—расход пара, подаваемого на промежуточный пере-
грев
Ог п п, т/ч — расход пара после промежуточного перегрева
О, т/ч — прочие расходы воды и пара
ро, МПа — давление свежего пара
рР ст, МПа — давление в камере регулирующей ступени
рп, МПа—давление пара в камере регулируемого отбора на
'производство
Давление пара в теплофикационных отборах
рвто, кПа — верхнем
раю, кПа—нижнем
рРто, кПа — регулируемом
pnj, МПа—давление пара в отборах на регенерацию
р2, кПа — давление в конденсаторе
В, кПа — барометрическое давление
io (То), °С(К) —температура свежего пара
ix л п, °C (К)—температура пара до и после промежуточного пере-
кп, °C (К) трева (ПП)
^пнтз(/кг), °C—температура питательной воды (основного конден-
сата) 'после подогревателя
^ттД1'кз), °C — температура питательной воды (основного конденса-
та) перед подогревателем
is, °C—температура насыщения
Температура сетевой воды-.
Ti, °C — прямой
Тг, °C — обратной
ЛВ(^2В), °C—температура охлаждающей воды перед конденсато-
ром (после конденсатора)
Д/в, °C—нагрев охлаждающей воды в конденсаторе
bi, °C —температурный напор
Энтальпия
ha, кДж/кг — пара
hK, кДж/кг—конденсата
hum, кДж/кг — питательной воды
hap, кДж/кг — дренажа
Теплоперепад цилиндра (отсека)
Hi, кДж/кг — использованный
Но, кДж/кг — располагаемый
Лог — внутренний относительный КПД
Hi, ?4Вт — электрическая мощность на зажимах генератора
Ni, МВт — внутренняя мощность турбоагрегата
2ДМта, МВт — суммарные электромеханические потери турбоагре
сР, кДж/(кг-°С) —удельная теплоемкость при постоянном давлении
Qo, ГДж/ч—общее количество теплоты, подведенное к рабочему
телу в котле
Отпуск теплоты
Qn, ГДж/ч —в производственный отбор
QT, ГДж/ч — в теплофикационный отбор (теплофикационная на-
грузка)
Д<2, ГДж/ч, МДж/ч—потери теплоты в цикле
qT, кДж/(кВт-ч) — удельный расход теплоты на выработку электро-
энергии
Полная удельная выработка электроэнергии паром
ГптФ) кВт-ч/ГДж —производственного отбора
1Гт7ф, кВт ч/ГДж—теплофикационного отбора
ЦВД — цилиндр высокого давления
ЦСД — цилиндр среднего давления
ЦНД — цилиндр низкого давления
Теплофикационные отборы пара в турбинах со ступенчатым подогревом
сетевой воды.
ВТО — верхний
НТО — нижний
ЧСД—часть среднего давления турбин с регулируемым
производственным отбором — отек турбины от каме-
ры регулируемого П-отбора до камеры ВТО (при
двухступенчатом подогреве сетевой воды) и до ка-
меры НТО (при одноступенчатом)
ЧНД — часть низкого давления — отсек турбины от каме-
ры НТО до конденсатора
’ ПО—промежуточный отсек турбины между ВТО и НТО
ПСВ —подогреватель сетевой воды
Соотношение основных единиц измерений в МКГСС и СИ
1 кгс/см2 = 0,0981 МПа; 1 ккал=4,1868 кДж
Глава первая
ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ.
ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧНОСТИ
ТУРБОУСТАНОВОК
В практике эксплуатации паровых турбин на электростан-
циях встречаются различные типы испытаний, в частности ре-
жимные, проводимые для проверки и корректировки ведения
режимов работы оборудования (в основном пуска, нагружения
и останова), системы автоматического регулирования (снятие
статических и динамических характеристик, а также тепловые
Тепловые испытания проводятся:
для проверки гарантий завода-изготовителя и определения
фактических характеристик оборудования Такие испытания вы-
полняются специализированными организациями, привлеченны-
ми по обоюдному согласию электростанции н завода, в процессе
сдачи турбоустановки в эксплуатацию;
для проверки эффективности модернизации или реконструк-
ции проточной части турбины, а также при отклонении удель-
ного расхода теплоты от нормы более чем на 1% (в соответст-
вии с Правилами технической эксплуатации);
для контроля изменения состояния оборудования в период
эксплуатации, в частности, в течение межремонтного периода,
а также в результате капитального ремонта;
для составления типовой или нормативной характеристики
турбин одного типа;
для определения отдельных показателей и характеристик
турбоагрегата (поправки к мощности на отклонение некоторых
параметров, расхода пара через регулирующие поворотные диа-
фрагмы при их минимальном открытии, максимальных значений
электрической мощности и пропускной способности по свежему
пару, внутренних относительных КПД цилиндров и др.).
В зависимости от цели работы заранее разрабатывается ее
программа, определяются количество и тип измерительных при-
боров, требуемый класс их точности. Эти факторы в конечном
счете и определяют общий объем испытаний, которые класси-
фицируются соответственно по категориям сложности.
Так, испытанияхм по первой категории сложности, называе-
мым по традиции «балансовыми», подвергаются: головные об-
разцы турбин, турбины, прошедшие реконструкцию (модерниза-
цию), турбины, не имеющие необходимых энергетических
характеристик; турбины, сдаваемые в эксплуатацию на зарубеж-
ных объектах, если это оговорено контрактом Проведение та-
ких достаточно ответственных испытаний требует обширной про-
граммы, большого объема измерений с помощью приборов по-
вышенного класса точности, а также обязательного расчета
материального' баланса основных расходов пара и воды, измерен-
ных независимыми методами По результатам испытаний не-
скольких однотипных турбин по первой категории сложности
разрабатываются типовые энергетические характеристики обо-
рудования, которые принимаются за основу при разработке про-
грессивных норм эксплуатации турбин.
Все прочие виды тепловых испытаний, проводимые для ре-
шения частных задач, выполняются по второй категории слож-
ности и сокращенной программе, требуют значительно меньше-
го объема измерений и допускают, в разумных пределах, ис-
пользование штатных приборов при условии их обязательной
поверки до и после испытания.
В книге основное внимание уделено вопросам, относящимся
к испытаниям турбин по первой категории сложности как наи-
более трудоемким на всех этапах, а также к экспресс-испытани-
ям. Методика проведения испытаний по второй категории слож-
ности не представит больших трудностей после овладения при-
емами проведения, испытаний по первой категории, так как они
охватывают узлы и. элементы турбоустановки, контролируемые
при испытании по первой категории, и состоят из небольшого
количества опытов, не требующих соблюдения строгих и много
численных требований к тепловой схеме и условиям их прове-
дения
Фактический уровень экономичности турбины, определение
которого является основной целью проведения испытания, ха-
рактеризуется в зависимости от ее типа следующими показате-
лями: удельными расходами теплоты на выработку электро-
энергии, пара на выработку электроэнергии, или удельными рас-
ходами теплоты и пара, а также удельной выработкой электро-
энергии на тепловом потреблении. Рассмотрим по отдельности
каждый из указанных показателей.и проведем анализ целесооб-
разности нх применения для турбин различных типов.
Удельный расход теплоты. Удельный расход теплоты,
кДж/(кВт-ч), для турбин конденсационного типа без регулиру-
8
емых отборов
<7т =---------10s, (1.1)
Nt + N(”>
где Qo — общее количество теплоты, подведенное к рабочему
телу в котле; NT — электрическая мощность на зажимах генера-
тора; Мтп — внутренняя мощность турбопривода питательного
насоса или воздуходувки, на который подается пар от данной
турбины
Для турбин с регулируемыми отборами (или с противодав-
лением) удельный расход теплоты
O0-Qm„.10,
VT jVT-HV,™
где Q0Tn — отпуск теплоты в регулируемые отборы или в проти-
водавление
Удельный расход теплоты можно определить также из урав-
нения «обратного» теплового баланса, т. е. через тепловые по-
тери цикла
?, = 3600+»^ + ^.№ + ^.10», (1.3)
где SAJVTa — суммарные электромеханические потери турбоагре-
гата; AQkoh — потери теплоты с циркуляционной водой в кон-
денсаторе; AiQnpпрочие тепловые потери [см. (6 85)].
Как показывает анализ (1 3), для турбин с противодавлени-
ем и турбин с регулируемым отбором при использовании тепло-
ты отработавшего пара в режимах теплового графика относи-
тельные потери в конденсаторе (ДфконММ становятся равными
нулю, и в этом случае удельный расход теплоты будет зависеть
лишь от суммарных потерь турбоагрегата и прочих тепловых
потерь, не характеризуя общую экономичность. При работе тур-
бин с отбором по электрическому графику, т. е. с потерями те-
плоты в конденсаторе, относительная величина последних мо-
жет изменяться в широких пределах в зависимости от соотно-
шения мощностей, развиваемых потоками пара в конденсатор н
в регулируемый отбор. Следовательно, для турбин с регулируе-
мым отбором пара удельный расход теплоты зависит не столько
от совершенства турбины, сколько от соотношения режимных
факторов и поэтому не может быть выбран в качестве основно-
го показателя экономичности
Кроме того, для турбин конденсационного типа без регули-
руемых отборов удельный расхоц теплоты при неизменной элек-
трической мощности зависит лишь от потерь в конденсаторе,
которые определяются совершенством цикла турбинной установ-
ки и поэтому однозначно характеризует ее экономичность. Пре-
имуществом этого показателя является также возможность с его
9
помощью непосредственно перейти к удельному расходу топлива
на выработанную электроэнергию и, следовательно, проводить
расчеты сравнительной эффективности при реализации разного
рода реконструктивных мероприятий
Величиной, обратной удельному расходу теплоты, является
абсолютный электрический КПД турбинной установки
г]3=3600/(7т.
Как и удельный расход теплоты, абсолютный электрический
КПД характеризует степень совершенства процесса преобразо
вания теплоты, подводимой в котел, в электрическую энергию
и зависит от следующих факторов:
потерь, характерных для цикла идеальной турбоустановкн и
определяемых ее термическим КПД (без учета работы пита-
тельного насоса)
___ — ^20
75/ — 7-Z— ’
«0 --«ПИТ
где (йо— h2o)—Ho — располагаемый теплоперепад турбины, рас-
считываемый по разности энтальпий свежего пара и пара в кон-
це процесса изоэнтропного расширения (для турбины без про
межуточного перегрева); йо—йПИт— удельная теплота, подве-
денная к 1 кг рабочего тела в котле, равная разности энтальпий
свежего пара и питательной воды;
потерь в проточной части турбины, характеризуемых внут-
ренним относительным КПД т]ог, определяемым как отношение
использованного теплоперепада турбины к располагаемому
(Нг/Но)-,
механических и электрических потерь турбоагрегата т]м и
или суммарных электромеханических потерь ХЛААга.
Таким образом, абсолютный электрический КПД турбинной
установки может быть представлен в виде
Г1э Т] otT] мТ)эг-
Хотя абсолютный электрический КПД и является обратной
величиной удельного расхода теплоты, он практически не ис-
пользуется в качестве критерия уровня экономичности.
Для оценки экономичности турбоустановок с противодавле-
нем и/или регулируемым отбором пара применяются два сле-
дующих показателя: удельный расход пара и удельная выра-
ботка электроэнергии на тепловом потреблении. Рассмотрим
каждый из этих показателей в отдельности
Удельный расход пара. Удельный расход пара, кг/(кВт-ч),
dT=G0/NT)
где Go — расход свежего пара.
Удельный расход пара характеризует экономичность турбо-
установок при заданных электрической мощности и расходе па-
10
ра (теплоты) в регулируемые отборы. Хотя этот показатель й
привлекает своей простотой, однако он имеет существенные не-
достатки: с его помощью без дополнительных данных и расчетов
нельзя непосредственно перейти к расходу топлива, что весьма
важно для работников электростанций, по этому показателю,
нельзя без дополнительных условий сравнивать между собой
уровни экономичности однотипных турбин с регулируемым от-
бором пара, так как его значение при заданном расходе свежего
пара или электрической мощности зависит от расхода в отбор
и давления в нем (или противодавления); сравнение экономич-
ности однотипных турбин по этому показателю при различаю-
щихся температурах конечного подогрева питательной воды не-
корректно и дает искаженный результат. Так, например, при
повышенной температуре и постоянном расходе свежего пара
электрическая мощность турбины будет понижена, а следова-
тельно, удельный расход пара увеличен, в то время как в дей-
ствительности экономичность турбоустановки (по удельному рас-
ходу теплоты) повышается
Однако, несмотря на перечисленные недостатки, благодаря
относительной простоте определения данного показателя при
фиксированных режимных условиях он продолжает использо
ваться в качестве гарантийного для турбин с регулируемыми от-
борами и с противодавлением
Удельная выработка электроэнергии иа тепловом потребле-
нии. В некоторых случаях для характеристики уровня экономич
ности турбин с регулируемым отбором пара и противодавлением
используется удельный расход пара, однако, учитывая его недо
статки, более предпочтительно применять такой показатель, как
удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении,
кВт-ч/ГДж,
где тУтф — полная мощность, развиваемая потоком пара регули-
руемого отбора или противодавления с учетом мощности, раз-
виваемой потоками пара на регенеративные подогреватели,
предназначенными для подогрева возврата конденсата потребля
емого пара; Q0Tn — отпуск теплоты потребителю
Как видно из (1.4), удельная выработка электроэнергии при
неизменном отпуске теплоты определяется мощностью Л^Тф, т. е.
зависит в первую очередь от располагаемого теплоперепада
группы ступеней, предшествующих отбору, определяемого пара-
метрами до и после группы и ее внутренним КПД Таким обра
зом, этот показатель характеризует совершенство цикла турбо-
установки и ее проточной части в режимах теплового графика,
однако прн режимах с отбором пара и конденсационным пропу-
ском удельная выработка электроэнергии характеризует лишь
экономичность потока регулируемого отбора и не определяет
эффективность турбоустановки в целом.
Из сказанного следует, что показатели общей экономично-
сти, однозначно характеризующие уровень турбоустановок и ис-
пользуемые для сравнения их между собой без дополнительных
режимных условий, существуют лишь для конденсационных тур-
бин (удельный расход теплоты) и турбин с противодавлением
(удельная выработка электроэнергии).
Для характеристики уровня экономичности турбин с регули-
руемыми отборами пара при фиксированных режимных услови-
ях могут применяться, по необходимости, любые из перечислен-
ных показателей или их сочетание.
Рассмотренные выше показатели общей экономичности, рас-
считанные по результатам испытания, приводятся в виде графи-
ческих зависнмостей от электрической мощности или расхода
свежего пара (см. гл. 6). Кроме того, в качестве характеристик
работы турбины используются графические и аналитические за-
висимости расходов свежего пара и пара (теплоты) в регулиру-
емые отборы от электрической мощности (такие зависимости
для турбин с регулируемым отбором известны под названием
диаграммы режимов).
В табл. 1.1 в качестве примера приводятся показатели эко-
номичности некоторых типов турбин по данным испытаний.
Как указывалось выше, основной задачей испытания явля-
ется определение общих показателей экономичности, однако для
их последующего анализа должны определяться также показа-
Таблица 11 Показатели экономичности турбин
Турби на
Показатель К 1 S bi bi
Удельный расход пара при номинальных электрической мощности, регулируемых от- борах и давлениях в них, кг/(кВт-ч) 5,65 4,16 3,59 - -
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении паром теплофика- ционного отбора при тех же условиях, кВт ч/ГДж 136 147 167
Удельный расход теплоты при номиналь- ной электрической мощности на конденса- ционном режиме, кДж/(кВт-ч) 9520 8883 8221 8045 10 200
тели, характеризующие эффективность отдельных узлов и эле-
ментов турбинной установки. Такими показателями, в частности,
являются внутренние относительные КПД цилиндров (отсеков)
турбины, температурные напоры сетевых и регенеративных по-
догревателей и конденсатора, давления в камерах отборов, про-
течки пара по концевым уплотнениям и т. д. Порядок определе-
ния этих показателей и их влияние на общую экономичность
рассматриваются в гл. 8.
Таким образом, объектом испытания для получения всей не-
обходимой информации является турбоустановка, в состав ко-
торой входят турбина с конденсатором и вспомогательным обо-
рудованием, генератор с возбудителем и тепловая схема с ре-
генеративными и сетевыми подогревателями, деаэратором, меха-
низмы с турбоприводом, питающимся паром от данной турбины,
сепаратор-пароперегреватель (для влажноларовых турбин)
и др. Однако ввиду того, чго указанными элементами турбоуста-
новки комплектуется собственно турбина и они являются, по
сути дела, ее неотъемлемой частью, а также принимая во вни-
мание общепринятую терминологию, выражение «испытание тур-
боустановки» в заглавии книги и в тексте условно заменено вы-
ражением «испытание турбины»
Глава вторая
СРЕДСТВА И МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТУРБОУСТАНОВКИ
ПРИ ИСПЫТАНИИ
Показатели турбоустановки можно разделить условно на две
группы К первой относятся те из них, которые определяются
с помощью прямых измерений, в частности давление и темпера-
тура пара и воды, перепады давления на сужающих расходо-
мерных устройствах, барометрическое давление и, наконец, элек-
трическая мощность на зажимах генератора. Во вторую группу
входят показатели, определяемые расчетным путем с помощью
Я, s-диаграммы для воды и водяного пара или таблиц [27] на
основании результатов прямых измерений, например расходы па-
ра и воды, теплофикационная нагрузка, удельные расходы те-
плоты и пара, удельная выработка электроэнергии на тепловом
потреблении и др.
Точность определения основных показателей, характеризую-
щих общую экономичность турбоустановки [гл. 1] и, в конечном
счете, точность всего испытания, зависит главным образом от
уровня погрешностей прямых измерений. Этот уровень, в свою
13
очередь, определяется прежде всего классом точности каналов
измерений и может быть существенно снижен путем примене-
ния их индивидуальной калибровки и дублирования. Так, в ча-
стности, для обеспечения погрешности определения удельного
расхода теплоты конденсационной турбины на уровне 1—1,5%
точность измерения основных исходных величин должна быть
следующей: расхода свежего пара 0,7—1,0; электрической мощ-
ности 0,6—0,8; давления более 0,2 МПа 0,6—1,0 и менее 0,2 МПа
0,4%; температуры пара (свежего и отборов) 1,5—2,0°С; темпе-
ратуры питательной воды и конденсата 1,0—1,5 °C.
При проведении испытаний используются, как правило, сред-
ства измерений высокой точности, выпускаемые промышленно-
стью. При этом в зависимости от конкретных условий схема из-
мерений может комплектоваться приборами с визуальным от-
счетом показаний либо преобразователями с автоматической ре-
гистрацией их показаний на диаграммной, магнитной лентах или
перфоленте, а также на бумаге с помощью цифропечатающего
устройства Однако полной автоматизации процесса сбора и
обработки поступающей информации в наибольшей степени
удовлетворяет система регистрации на магнитной ленте или пер-
фоленте с последующим вводом ее в ЭВМ.
В последнее время предприятием «Уралтехэнерго» выясня-
лась возможность использования штатного информационно-вы-
числительного комплекса (ИВК) для сбора и обработки инфор-
мации при проведении тепловых испытаний крупных современ-
ных турбоустановок мощностью 500 и 800 МВт на Троицкой,
Рефтинской и Пермской ГРЭС и 1000 МВт на Ленинградской
АЭС Необходимая точность при этом обеспечивалась с помо-
щью системы индивидуальной калибровки, каналов измерения
по месту (включая датчики) путем сравнения их показаний
с показаниями образцового прибора или «калибратора».. Как по
казали испытания, применение ИВК с индивидуальной калиб-
ровкой каналов позволило отказаться от использования сложной
и дорогостоящей традиционной схемы измерений и сохранить
при этом достаточную точность определения конечного резуль-
тата на уровне 1—1,5%
Ниже рассматриваются применяемые при испытании спосо-
бы определения некоторых основных показателей путем прямых
и косвенных измерений (правила установки средств измерений,
обработки первичных результатов и расчет погрешностей изме-
рений подробно освещены в гл 4, 6 и 7).
Расходы. Расходы пара и воды определяются главным обра-
зом по измеренным перепадам давлений на устанавливаемых в
трубопроводах стандартных сужающих устройствах (диафраг-
мах, соплах), условия применения, изготовления и монтажа ко-
торых регламентируются соответствующими нормами и прави-
лами [25].
Наиболее точным способом измерения перепада давлений на
сужающем устройстве является измерение с помощью диффе-
ренциального манометра с ртутным заполнением и визуальным
отсчетом показаний в миллиметрах ртутного столба. Для этой
цели используются приборы типов ДТ-50 со стеклянными труб-
ками при давлениях среды до 5 МПа и максимальных перепа-
дах давления 700 мм рт. ст. При давлениях среды до 40 МПа и
перепадах давления 1000 и 2000 мм рт. ст. применяются приборы
типа ДТЭ-400 со стальными трубками, уровень ртути в которых
отсчитывается визуально по шкале с помощью индуктивного
стрелочного указателя.
При использовании автоматической системы сбора информа-
ции для измерения перепадов давления применяются безртут-
ные преобразователи с унифицированным выходным токовым
сигналом 0—5 мА типов ДМЭ-МЙ или «Сапфир-22ДД» класса
точности 0,6—1,0 в комплекте со вторичными регистрирующими
приборами типов КСУ-4, К-734 и др.
Для измерения расходов охлаждающей воды на конденсатор,
протекающей в водоводах большого диаметра (1000 мм и бо-
лее), вместо стандартного сужающего устройства используются
обычно сегментная диафрагма, осредняющая трубка или рсред-
няющий крест в комплекте с дифференциальным манометром.
Традиционный метод определения расходов пара и воды пу-
тем измерения перепадов давления на стандартных сужающих
устройствах требует проведения весьма трудоемких и дорого-
стоящих операций: изготовления сужающих устройств с макси-
мальной точностью, тщательной установки самих сужающих
устройств с фланцами и крепежом, осуществления сварочных
работ с достаточно сложной технологией (в частности, для ввар-
ных устройств на трубопроводах высокого давления), проклад-
ки импульсных линий и т д.
В последние годы предложен и находит все более широкое применение
принципиально новый метод измерения расходов жидкости с помощью уль-
тразвуковых расходомеров (УЗР) [4], которые позволяют избежать выпол-
нения всех перечисленных выше трудоемких операций благодаря тому, что
датчики УЗР устанавливают иа наружной поверхности труб Другими до-
стоинствами метода являются отсутствие дополнительных гидравлических
сопротивлений потоку, высокая надежность и безопасность
Принцип действия УЗР (рис 2 1) основан на явлении сноса ультразву-
ковых волн движущимся потоком, что уменьшает период времени Т} рас-
пространения ультразвуковых сигналов по направлению потока и увеличи-
вает период времени их распространения против потока Разность этих
периодов времени ДГ—Т2—Л пропорциональна скорости, а следовательно,
и расходу протекающего по трубопроводу вещества
Как видно из рис 2 1, УЗР состоит из двух ультразвуковых вибрато^
ров, установленных снаружи трубопровода под углом к его оси, и измери-
тельио-управляющего блока, в функции которого входят формирование и
подача импульсов на вибраторы и их переключение, а также измерение и
расчет упомянутой разности периодов прохождения сигналов АГ, по кото-
рой затем определяется расход через трубопровод
15
К сожалению, в настоящее время
область применения УЗР ограничивает
ся лишь потоками жидкости с макси
мальиой температурой около 150°С (по
условиям термостойкости пьезоэлемен-
тов вибраторов), протекающей по тру
бопроводам с внутренним диаметром
не менее 300—400 мм (по условиям
допустимой точности измерений, кото-
рая снижается с уменьшением диаметра
трубопровода). Таким образом, в уело
виях турбоустаиовки при указанных
ограничениях наиболее перспективным
является использование УЗР для изме
рения, расходов сетевой и циркуляцион-
ной воды Так, в частности, применение
этих приборов прн испытаниях теплофикационных турбин на ТЭЦ
№ 21 и 23 Мосэнерго показало весьма незначительное расхож
дение их показаний (не более 1% ) с параллельно установленными диффе
Рис.. 2 1 Принципиальная схема
ультразвукового расходомера1
ренциальными манометрами с ртутиым заполнением, подключенными к су-
жающим устройствам [5].
Электрическая мощность на зажимах генератора. Данный по-
казатель является основным из непосредственно измеряемых,
поэтому его надежному определению при испытании уделяется
большое внимание.
Для измерения мощности обычно применяются однофазные
прецизионные ваттметры, включаемые по схеме двух или трех
ваттметров, трехфазный ваттметр или счетчик (рис. 2 2). Для
трехфазных генераторов с заземленной нейтралью рекомендует-
ся применять схему с тремя однофазными ваттметрами. Каж-
дый из этих способов имеет свои преимущества и недостатки.
Так, в частности, применение однофазных ваттметров, наряду
с меньшей ценой деления шкал последовательно, меньшей по-
грешностью отсчета показаний, а также возможностью непо-
средственного определения coscp по отношению последних, тре-
бует, однако, привлечения двух или трех наблюдателей'. В тоже
время, хотя применение трехфазного ваттметра и предусматри-
вает использование лишь одного наблюдателя, однако цена де-
ления шкалы, а следовательно, и значение возможной погреш-
ности при этом возрастает Кроме того, для определения cos ф
необходимо использовать дополнительные приборы. С учетом
этих обстоятельств выбору способа измерения мощности должен
предшествовать тщательный анализ конкретных условий и тре-
бований к испытанию.
При измерениях обычно используются однофазные лабора-
торные ваттметры класса точности 0,1—0,2 или трехфазные
ваттметры класса точности 0,5, а также электрические счетчики
16
активной мощности класса точности 0,2 с визуальным отсчетом
показаний
При использовании автоматизированной системы сбора ин-
формации применяются преобразователи активной мощности
с унифицированным выходным сигналом класса точности 0,2, а
для измерения реактивной мощности — преобразователь класса
точности 0,5 в комплекте со вторичными регистрирующими при-
борами перечисленных типов
Давление. Для измерения с визуальным отсчетом показаний
применяются либо пружинные (реже грузопоршневые) мано-
метры и мановакуумметры типа МТИ и вакуумметры типа ВТИ
класса точности 0,6—1,0, либо при давлениях менее 0,2 МПа
приборы с ртутным заполнением (U-образные манометры, одно-
трубные чашечные вакуумметры, баровакуумметры).
Следует отметить, что наибольшую точность при измерении
давления менее 0,2 МПа обеспечивают приборы с ртутным за-
полнением, применение которых регламентировано существую-
щими нормами на проведение испытаний, в частности [22]. Од-
нако в настоящее время применение ртутн на электростанциях
СССР ограничено по условиям соблюдения правил охраны тру-
да и техники безопасности, что сводит к минимуму возможность
использования ртутных приборов при испытаниях (тем не менее
в ряде случаев при особо ответственных измерениях без таких
приборов обойтись пока весьма затруднительно).
При использовании автоматизированной системы сбора ин
формации применяются преобразователи с унифицированным вы-
ходным токовым сигналом 0—5 мА типов «Сапфир-22ДИ» (из-
быточное давление), «Сапфир-22ДВ» (давление ниже атмосфер-
ного) и «Сапфир-22ДА» (абсолютное давление) в комплекте со
вторичными приборами типа КСП-4 с многоканальными ре
гистрирующими устройствами.
Для измерения атмосферного давления с целью последующе
го пересчета значений избыточных давлений на абсолютные (см
гл 6) используются ртутные барометры, либо анероиды.
Температура. Для измерения температуры применяются тер-
мопреобразователи различных типов: ртутный термометр, тер-
моэлектрический преобразователь (термопара) и термопреобра-
зователь сопротивления (термометр сопротивления). Ртутные
термометры в настоящее время применяются лишь для ограни-
ченного числа измерений (циркуляционная вода, окружающий
воздух, «холодный» спай термопар и т. д) при температурах
ниже 50 °C
В качестве преобразователей применяются термоэлектричес-
кие преобразователи нормальных статических характеристик
хромель — копель и хромель — алюмель (при этом первые зача-
стую являются более предпочтительными ввиду большего зна
ченя их термо-ЭДС прн данной температуре) н термопреобразо-
2—6014 17
2 2 Оргг
ватели сопротивления нормальных статических характеристик
50П и 100П (платиновые) и реже 50М (медные). Термоэлектри-
ческие преобразователи применяют обычно для измерения тем-
ператур выше 200 °C.
При испытаниях влажнопаровых турбин АЭС широко приме-
няются термопреобразователи сопротивления нормальных стати-
ческих характеристик 50ГГ и 100П как имеющие наиболее ста-
бильные показатели и высокий класс точности
Термоэлектрические преобразователи могут применяться как
заводского, так и лабораторного изготовления (например, ши-
роко распространены выпускаемые промышленностью ТХК-0515
и ТХА-0515) и термопреобразователи сопротивления, как пра-
вило, заводского изготовления (ТСП-5071, ТСП-0879 и др). Не
исключается применение преобразователей иных типов, которые
подбираются по классу точности и характеристике в соответст-
вии с действующими каталогами или по номенклатуре изделий
завода изготовителя
Из наиболее часто применяемых ртутных термометров следу-
ет указать ТЛ-4 № 1—8 с ценой деления 0,1 °C и шкалами по
50°С, ТЛ-2 № 1—4 с ценой деления 0,5°С и шкалами по 100°C
и ТЛ-1 № 1—5 с ценой деления 1 °C со шкалой 0—1,00 °C.
В качестве вторичных приборов используются переносные по-
тенциометры постоянного тока типа ПП-63 класса точности 0,05,
автоматические потенциометры типа К.СП-4 классов точности
0,25 и 0,5 и различные многоканальные регистрирующие систе-
мы, упомянутые ранее Вторичными приборами для термопре-
образователей сопротивления служат переносные мосты посто
яиного тока класса точности 0,1, автоматические мосты сопро-
тивления типа КСМ-4 класса точности 0,25 и 0,5 и те же регист-
рирующие системы
Теплофикационная нагрузка. Теплофикационная нагрузка
при испытании определяется двумя независимыми способами —
по расходу и нагреву сетевой воды и по расходам конденсата
греющего пара сетевых подогревателей и его теплоиспользова-
нию Выбор исходной теплофикационной нагрузки для последу-
ющих расчетов производится в процессе обработки результатов
путем сопоставления данных, полученных по обоим способам, и
их тщательного анализа (см. п. 6 2.4)
При применении первого способа расход сетевой воды изме-
ряется либо традиционно с помощью сужающего устройства в
комплекте с дифференциальным манометром, либо с помощью
рассмотренного выше ультразвукового расходомера Особое вни-
мание следует уделить обеспечению максимальной точности оп-
ределения нагрева сетевой воды, чему в наибольшей степени
удовлетворяет его непосредственное измерение с помощью спе-
циального прибора, фиксирующего разность температур, изме-
ренных термопреобразователями сопротивления, с точностью до
2* 19
Рис 2.3. Расположение точек основных измерений при тепловом испытании турбины ПТ-80/100-130/13
1 - ЦВД, 2 - ЦИД, 3 - генератор; 4 - конденсатор, 5 - ПВД; б - ПНД, 7 - подогреватель сетевой воды; 8 - деаэратор 9 -
главная паровая задвижка; 10 — автоматический стопорный клапан, 11 - перепускной клапан: 12 — регулирующий клапан ЦВД- 13 -
регулирующий клапан ЦНД, /4 — свежий пар от котла; 15 — питательная вода в котел. 16 — производственный отбор к потреби-
телю; 17 — в деаэратор, 18, 19 - конденсат греющего пара от сетевых подогревателей. 20 — охладитель основного эжектора- 21 35 —
охладитель пара от уплотнении, 22 — обратная сетевая вода; 23 — в конденсатор. 24-пар от деаэратора. 34 - паровоздушная ’ смесь
из конденсатора; I — измерение температуры; II - измерение давления • III - измерение расхода; W — измерение мощности
хД-----4X1---1
Рис 2 5 Расположение то-
чек основных измерений при
тепловом испытании турби-
ны К-300-240
26 — пар на промежуточный
перегрев; 27 — к БОУ, 28 —
питательный турбонасос 29 —
пар на деаэратор, 30 — пар
от турбины питательного турбо-
насоса, 31 — пар после проме-
жуточного перегрева: 32 — кла-
паны ЦСД остальные обозна-
чения те же что и на рис 2.3.
24
Рис 2 6 Расположение точек основных измерений при тепловом испытании турбины К-500-65/1500
35 — сепаратор 36 — промежуточный пароперегреватель- остальные обозначения те же, что и на рис 2 3—2 5
0,05—0,1 °C. При отсутствии такого прибора рекомендуется при-
менять те же преобразователи в комплекте с мостами либо ртут-
ные термометры с ценой деления шкалы 0,1 °C, устанавливаемые
в гильзы, залитые маслом. Учитывая большой диаметр трубо-
проводов сетевой воды, для повышения точности измерения ре-
комендуется устанавливать в одном сечении по две-три термо-
метрические гильзы длиной до 320 мм.
При применении..второго, способа измерение расхода конден-
сата греющего пара осуществляется с помощью сужающего
устройства и особых сложностей не вызывает. Основная пробле-
ма в этом случае — нахождение теплоиспользования пара, кон-
денсирующегося в сетевых подогревателях, с учетом того, что он
зачастую не является перегретым.
Каждый из способов определения теплофикационной нагруз-
ки имеет свои преимущества и недостатки. Так, в частности, при
использовании первого из них исключается погрешность, связан-
ная с определением энт.альпнн греющего пара сетевых подогре-
вателей, особенно если он не является перегретым, и измерением
расходов его конденсата, но значительно возрастают требования
к точности измерений разности температур сетевой воды и ее
расхода. При использовании же второго способа исключаются
упомянутые проблемы, связанные с измерениями по сетевой во
де, однако возникают погрешности, обусловленные обычно име-
ющими-место значительными колебаниями показаний расходо-
меров на трубопроводах конденсата греющего пара сетевых по-
догревателей, а также определением теплоиспользования грею-
щего пара последних. Учитывая изложенное, а также принимая
во внимание большую роль теплофикационной нагрузки в фор-
мировании общих показателей экономичности турбинной уста
новки, становится понятной необходимость обеспечения макси-
мальной надежности ее определения с помощью двух независи-
мых способов с последующим сравнительным анализом их ре-
зультатов
На рис 2.3—2.6 в качестве примеров показаны принципиаль-
ные тепловые схемы паровых турбин четырех различных типов
с обозначением пунктов основных измерений при проведении, ис-
пытаний.
Глава третья
ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЯ
После выяснения целей и задач испытаний для составления
их технической программы необходимо тщательно ознакомиться
с турбоустановкой и иметь полную информацию по следующим
24
вопросам, состояния турбоустаиовки, соответствия ее парамет-
ров проектным; возможности с точки зрения обеспечения расхо-
дов свежего пара и пара регулируемых отборов, а также элек-
трической нагрузки в необходимом диапазоне их изменения;
возможности поддержания во время опытов параметров пара и
воды близкими к номинальным, а также постоянства открытия
органов парораспределения; возможности работы при проектной
тепловой схеме, наличие ограничений, промежуточных подводов
и отводов постороннего пара и воды и меры, которые необходи
мо принять для их исключения или, в крайнем случае, учета,
возможности измерительной схемы с точки зрения обеспечения
достоверных измерений параметров и расходов во всем диапа-
зоне их изменения.
Источниками получения указанной информации являются
технические условия на поставку оборудования, инструкции по
его эксплуатации, акты ревизий, ведомости дефектов, опрос пер-
сонала, анализ показаний штатных регистрирующих приборов
и т д.
Программа испытаний должна быть составлена таким обра-
зом, чтобы по результатам проведенных опытов могли быть рас-
считаны и построены в необходимом диапазоне зависимости по-
казателей общей экономичности установки (полный и удель-
ный расходы теплоты, выработка электроэнергии на тепловом
потреблении н др), а также частных показателей (внутренних
КПД цилиндров турбины, давления пара по ступеням, темпера-
турных напоров конденсатора и подогревателей, температуры
подогрева питательной воды и конденсата и т. д), характеризу-
ющих эффективность отдельных элементов оборудования, от рас-
хода свежего пара, пара в регулируемый отбор, электрической
нагрузки и др.
Показатели общей экономичности, полученные в результате
испытания, позволяют оценить уровень турбоустановки по срав-
нению с гарантиями и данными по однотипным турбоустанов-
кам, а также являются исходным материалом для планирования
и нормирования ее работы.
Частные же показатели путем нх анализа н сопоставления
с проектными и нормативными данными помогают выявить узлы
н элементы, работающие с пониженной эффективностью, и сво-
евременно наметить меры по устранению дефектов
Структура программы. Техническая программа составляется
руководителем испытания н состоит из следующих разделов:
цели и задачи испытания; экспериментальная часть (перечень
режимов работы с их характеристикой); общая часть.
В первом разделе описаны цели и задачи испытания в соот-
ветствии с гл. 1 Во втором разделе для каждой серии опытов
приведены расходы свежего пара и пара в регулируемые отбо-
ры, давления в них и электрическая нагрузка, количество опы-
25
тов и их продолжительность, краткая характеристика тепловой
схемы и основные требования к ней, допустимые отклонения па-
раметров.
Третий раздел содержит перечень и сроки выполнения под
готовительных работ, меры по технике безопасности, потребное
количество наблюдателей для фиксации показаний измеритель-
ных приборов, фамилии и должности ответственных за обеспече-
ние н проведение испытаний, перечень организаций, согласовы-
вающих техническую и рабочую программы. Программа согла-
совывается с начальниками цехов котлотурбинного, автоматики
и измерений, наладки и испытаний, электрического, производст-
венно-технического отдела и утверждается главным инженером
электростанции, энергосистемы В некоторых случаях, например
при проведении испытаний головных образцов турбин, програм-
ма согласовывается также с заводом-изготовителем и утвержда-
ется Главными научно-техническими управлениями Минэнерго
(Минатомэнерго) СССР.
Экспериментальная часть программ испытаний для основ-
ных типов турбин состоит из двух групп опытов: без регули-
руемых отборов пара; с регулируемыми отборами пара
3.1. ОПЫТЫ ПРИ ИСПЫТАНИЯХ
КОНДЕНСАЦИОННЫХ ТУРБИН И
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН С ОТКЛЮЧЕННЫМИ
РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ ПАРА
Опыты выполняются иа режимах с отключенной и включен-
ной системами регенерации
3 1.1. РЕЖИМЫ С ОТКЛЮЧЕННОЙ СИСТЕМОЙ
РЕГЕНЕРАЦИИ
Цель опытов — проверка «плотности» турбоустановки, т е.
отсутствия заметных по величине подводов и отводов пара и во-
ды из цикла, а также сопоставление расходов свежего пара, из-
меренных различными способами.
Для проведения этих опытов, называемых по традиции «та-
рировочными», собирается такая тепловая схема, при которой
расход свежего пара, подаваемого к турбине, может быть прак-
тически целиком измерен в виде конденсата. Это достигается,
в частности, путем отключения регенеративных отборов на ПВД
(либо перевода их дренажа на каскадный слив в конденсатор),
деаэратор и по возможности ПНД (особенно в том случае, если
предусмотрено измерение расхода конденсата за конденсатны-
ми насосами), а также всех отборов от турбины на собственные
и общестанционные нужды. При этом надежно отключаются все
подводы и отводы пара и воды в цикл турбоустаиовки и обес-
26
печивается равенство уровнен в конденсаторе в начале и конце
каждого опыта
Расход свежего пара может быть также сопоставлен с изме-
ренным расходом питательной воды (для блочных турбоустано-
вок, особенно с прямоточными котлами) и с расходом пара по
трубопроводам на промежуточный перегрев прн наличии соот-
ветствующего измерительного устройства на последних (с уче-
том протечек пара через концевые уплотнения цилиндров и што-
ков клапанов).
иа расходомере свежего пара расходов, превышающих максимальный на
конденсационном режиме, прибегают к ступенчатому дросселированию све
жего пара до измерительного сужающего устройства, во время которого
возрастает перепад давления на последнем из-за снижения плотности пара,
либо включают ПВД с направлением их дренажа в конденсатор Иногда
для полной загрузки части высокого давления по пару осуществляют в этом
диапазоне переход на режим с регулируемыми отборами
Расхождения расходов свежего пара, полученных перечис-
ленными способами, позволяют судить как о «плотности» турбо-
установки, так и о представительности каждого нз них,
Если при анализе результатов напрашивается вывод о мень-
шей надежности определения какого-либо из значений расхода
по отношению к другому (например, из-за установки сужающе-
го расходомерного устройства с отклонениями от данных [25]
или неустранимой погрешности измерения и т д,),токрезульта-
ту часто вводится поправочный или тарировочный коэффициент,
с помощью которого впоследствии корректируют измеренный
таким способом расход во всех опытах [32].
Данные «тарировочных» опытов могут быть использованы
в процессе обработки результатов и для более точного определе-
ния расчетным путем конечной энтальпии пара, поскольку в этом
случае число величин, участвующих в уравнении энергетическо-
го баланса турбоустановки [см. (6 47)], минимально
Количество «тарировочных» опытов в полном диапазоне из-
менения расхода свежего пара составляет не менее семи-восьми
с продолжительностью не менее 30 мин при условии ежеминут-
ной записи показаний перепадов давления иа сужающих устрой-
ствах
Обработка данных выполняется до начала основной части
испытания, так как их анализ в ряде случаев может способст-
вовать своевременному выявлению неучтенных потоков пара и
воды, систематической погрешности измерения того или иного
расхода и т д
27
При отсутствии надежной зависимости изменения мощности
от давления отработавшего пара в конденсаторе возникает не-
обходимость в проведений так называемых «вакуумных» опы-
тов Они выполняются при неподвижных органах парораспреде-
ления, требуют сборки специальной тепловой схемы и обеспече-
ния минимальных отклонений начальных параметров пара с це-
лью исключения влияния всех факторов, кроме давления в кон-
денсаторе, на изменение мощности турбины. Так, в программе
должно предусматриваться отключение максимального числа ре-
генеративных подогревателей (см гл. 5), всех посторонних ис-
точников, потребителей пара и конденсата и деаэратора.
Для получения результатов в возможно более широком диа-
пазоне изменения расхода пара планируется проведение двух
серий опытов при двух расходах пара в часть низкого давле-
ния — максимальном н 40% максимального (см. рис. 6.9,а).
Каждая из серий состоит из 10—12 опытов со ступенчатым из-
менением давления в конденсаторе и средней продолжительно-
стью установившегося режима 15—20 мин. В программе указы-
вается также способ искусственного изменения давления в кон-
денсаторе от опыта к опыту (например, впуск воздуха в конден-
сатор, снижение давления рабочего пара перед соплом эжекто-
ра или изменение расхода охлаждающей воды).
3.1.2. РЕЖИМЫ С ВКЛЮЧЕННОЙ СИСТЕМОЙ РЕГЕНЕРАЦИИ И
ПРОЕКТНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМОЙ
Основными характеристиками, получаемыми после обработ-
ки результатов этих опытов, являются зависимости полных и
удельных расходов свежего лара и теплоты от электрической
нагрузки (см рис. 6.7).
Опыты проводятся при проектной тепловой схеме и номи-
нальных параметрах пара в диапазоне нагрузок от 30—40% но-
минальной до максимальной.
Выбор промежуточных нагрузок осуществляется таким обра-
зом, чтобы охватить по возможности все характерные точки за-
висимостей, соответствующие, в частности, моментам отрытия ре-
гулирующих клапанов, переключения источника питания деаэ-
ратора, подключения второго корпуса котла и др.
Количество опытов иа каждой нз нагрузок составляет: 2—3
при максимальной, номинальной и в характерных точках и 1—2—
при промежуточных. Длительность каждого из опытов без учета
наладки режима составляет не менее 1 ч.
Следует заметить, что при испытаниях турбин с производст-
венным и теплофикационным регулируемыми отборами пара
(типа ПТ) наряду с рассмотренными выше планируется также
проведение опытов с включенными регуляторами давления в от-
борах. Несмотря иа то что такие режимы и не встречаются в экс-
28
плуатации, с их помощью можно выполнить некоторые задачи,
поставленные перед испытанием: получить характеристики от-
секов турбины до и после камеры регулируемого отбора для
последующего построения диаграммы режимов (при наличии
надежных измерений параметров пара в перепускных трубах
между цилиндрами высокого и низкого или среднего давления);
приблизительно оценить общую погрешность диаграммы режи-
мов путем сопоставления зависимостей расхода свежего пара
от электрической мощности, построенной непосредственно по
результатам этих опытов, с рассчитанной по характеристикам
цилиндров (отсеков) турбины нижней («конденсационной») ли
ниен на диаграмме режимов (см рис 6 39, линия Qn=0, при-
ложение 7)
Наряду с указанными могут быть запланированы и некото-
рые специальные опыты, например, по определению КПД ЦНД,
максимальной мощности и пропускной способности турбины, на
скользящем давлении свежего пара, по проверке эффективности
внедрения различных мероприятий и т. д.
3.2. ОПЫТЫ БЕЗ РЕГУЛИРУЕМЫХ ОТБОРОВ ПАРА
ДЛЯ ТУРБИН С ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ
Опыты, как и в § 3 1, проводятся с отключенной и включен-
ной системой регенерации. Основной целью проведения опытов
с отключенной системой регенерации является, как и ранее, про-
верка «плотности» турбоустаиовки с сопоставлением результа-
тов непосредственных измерений расходов свежего и отработав-
шего пара (всего планируется 8—10 опытов по 30 мин устано-
вившегося режима).
Опыты с включенной системой регенерации состоят из трех
серий (по 8—10 в каждой) при максимальном, номинальном и
минимальном противодавлениях Принцип выбора промежуточ-
ных нагрузок и условия проведения опытов рассмотрены в § 3.1.
3.3. ОПЫТЫ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ОТБОРОМ ПАРА
ДЛЯ ТУРБИН С ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ ОТБОРОМ
(ТИПА Т)
Турбины этого типа выполняются либо с одной ступенью от-
бора, взятого из камеры перед регулирующим органом (это, как
правило, турбины старых выпусков и небольшой единичной мощ-
ности, например Т-6-35, Т-12-35, Т-25-90 и другие, в которых
осуществлен так называемый «одноступенчатый подогрев сете-
вой воды»), либо с двумя ступенями теплофикационного отбора,
одна из которых питается паром из камеры перед регулирую-
щим органом (нижний Т-отбор, или НТО), а вторая—из камеры,
29
расположенной, как правило, на две ступени выше первой по
ходу пара (верхний Т-отбор, или ВТО). Таковы, например, тур-
бины типов Т-50-130, Т-100-130, Т-250/300-240, выпускаемые в
настоящее время и работающие по более экономичной схеме
с двух- и даже с трехступенчатой системами подогрева сетевой
воды (последняя включает в себя подогрев воды в специально
выделенном встроенном, пучке конденсатора). Таким образом,
в зависимости от количества ступеней подогрева сетевой воды
различаются режимы с одноступенчатым подогревом (включен
НТО), двухступенчатым (включены НТО и ВТО) и с трехсту-
пенчатым (включены НТО, ВТО и встроенный пучок в конден-
саторе)
Основной зависимостью, характерной для турбин этого типа,
является диаграмма режимов, отражающая связь между расхо-
дами свежего пара, пара в Т-отбор и электрической мощностью.
Диаграмма режимов необходима для планирования и является
в то же время исходной для расчета и нормирования экономи-
ческих показателей турбоустановки
Диаграммы режимов для работы турбины при одно-, двух- и
трехступенчатых схемах подогрева сетевой воды выполняются
обычно двупольными (см. рис. 6.16). На их верхнем поле пока-
зываются зависимости мощности турбины от расхода свежего
пара при работе по тепловому графику, т. е. с минимальным
пропуском пара в конденсатор, н различных давлениях в регу-
лируемом теплофикационном отборе (РТО). Нижнее поле диа-
граммы содержит зависимости максимальной теплофикационной
нагрузки от мощности турбины, соответствующие режиму теп-
лового графика и упомянутым линиям верхнего поля. Допол
нительно на нижнее поле наносятся тонкие линии, характеризу-
ющие зависимость изменения электрической мощности от те-
плофикационной нагрузки при работе турбины по электрическо-
му графику, т. е. при пропусках пара в конденсатор, превышаю-
щих минимальный при работе по тепловому графику (только
для одно- и двухступенчатого подогрева сетевой воды).
Летние режимы работы турбин при отсутствии теплофикаци-
онной нагрузки характеризуются зависимостями того же типа,
что и для конденсационных турбин.
Таким образом, рекомендуется запланировать проведение ос-
новной серии опытов для построения диаграммы режимов н вспо-
могательной серии для определения поправочных кривых
к мощности турбины на отклонение давления пара в регулируе-
мом отборе (вспомогательная серия проводится в том случае,
если отсутствуют представительные заводские данные).
Опыты для построения диаграммы режимов. Из описанной
выше структуры диаграммы следует, что для ее расчета и по-
строения нужно провести следующие серии опытов:
30
в режиме теплового графика с различными давлениями в
РТО (для получения основных зависимостей верхнего и ниж-
него поля) проводятся по три-четыре серии (шесть-семь опытов
в каждой) при одно-, двух- и трехступенчатом подогреве сете
вон воды. Давления в РТО выбираются равными или близкими
к промежуточному, минимальному и максимальному. Диапазон
изменения расхода свежего пара определяется требованиями
инструкции по эксплуатации, ограничениями по режиму котла и
возможностью надежного измерения;
в режиме электрического графика с постоянным давлением
в РТО (для получения зависимости изменения мощности от те-
плофикационной нагрузки) при одно- и двухступенчатом подо-
греве сетевой воды и неизменном расходе свежего пара прово-
дится по тре-четыре серии (пять-шесть опытов в каждой) с пе-
ременной теплофикационной нагрузкой от максимума до нуля.
ПВД рекомендуется отключать для обеспечения наибольшей
точности
Опыты для построения поправочных кривых к мощности тур-
бины на отклонение давления парав РТО (тепловой график). Для
режимов с одно- и двух- или трехступенчатым подогревом сете-
вой воды проводятся две серин опытов (по семь-восемь в каж-
дой) при постоянном расходе свежего пара и изменении давле-
ния в РТО от минимума до максимума Изменение давления до-
стигается путем изменения расхода сетевой воды через подогре
ватели прн постоянном в каждой серии положении клапанов
свежего пара в минимальном открытии поворотной диафрагмы
ЦНД ПВД также отключаются для повышения точности ре-
зультатов.
3.4. ОПЫТЫ С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ ПАРА
НА ПРОИЗВОДСТВО И ТЕПЛОФИКАЦИЮ ДЛЯ ТУРБИН
СО СТУПЕНЧАТЫМ ПОДОГРЕВОМ СЕТЕВОЙ ВОДЫ
(ТИПА ПТ)
Диаграмма режимов для турбин этого типа принципиально
не отличается от традиционных диаграмм для двухотборных тур
бин типов ПТ-25-90, ПТ-60-90 (130) с одним выходом теплофика-
ционного отбора и также выполняется двупольной, при этом
верхнее поле описывает режимы с производственным отбором, а
нижнее — с теплофикационным отбором при одно н двухступен-
чатом подогреве сетевой воды (см рис. 6.39).
Таким образом, для построения диаграммы необходимо по-
лучить следующие основные зависимости.
внутренних мощностей ЦВД и ЦНД от расхода пара на вхо-
де при принятых за номинальные значениях давления в П-отбо-
31
ре и РТО и нулевой теплофикационной нагрузке (для построе-
ния верхнего поля — см. рис. 6.26, 6.32);
изменения суммарной мощности переключаемого отсека и
ЧНД (для двухступенчатого подогрева) и ЧНД (для односту-
пенчатого подогрева сетевой воды) от теплофикационной на-
грузки (для построения нижнего поля —см рис. 6.15).
При этом наряду с указанными основными зависимостями
будут получены и многочисленные вспомогательные необходи
мые для расчета и построения диаграммы (см. гл. 6). Для полу-
чения всего комплекса зависимостей необходимо запланировать
проведение следующих сернй опытов.
Режимы с П-отбором. Проводятся четыре-пять опытов в диа-
пазоне расходов свежего пара от максимального при конденса-
ционном режиме Gokoh до максимального при полной загрузке
ЦВД по пару GoMaKC. Значение П-отбора выбирается по услови-
ям станции исходя из желательности обеспечения номинально-
го (или выбранного за номинальное) давления за ЦВД во всей
серии Эти опыты выполняются лишь для получения характери
стики ЦВД в диапазоне до G0MaKC, так как предполагается, что
остальная ее часть будет получена из конденсационных опытов
с нормальной тепловой схемой при наличии надежных измере-
ний параметров пара в перепускных трубах между ЦВД и ЦНД
(см. п. 3 1.2). При отсутствии таких измерений (например, у од-
ноцилиндровых турбин типов ПТ-12, ПТ-25) количество опытов
с П-отбором должно быть увеличено до 10—12 для получения
характеристики ЧВД до П-отбора во всем требуемом диапазоне
изменения расходов свежего пара.
Режимы с Т-отбором по электрическому графику. Опыты на
этих режимах для построения нижнего поля диаграммы режи-
мов полностью идентичны проводимым при испытаниях турбин
типа Т (см. § 3.3). Для режимов с одно- и двухступенчатым по-
догревом, сетевой воды при отключенных ПВД и неизменном
расходе свежего пара проводятся по трн-четыре серии из пяти-
шести опытов в каждой с постоянным давлением в РТО, близ-
ким к минимальному, промежуточному и максимальному. Тепло-
фикационная нагрузка изменяется от максимума до нуля в серии
путем изменения расхода сетевой воды через подогреватели.
Перечни режимов и основные условия проведения опытов,
рекомендуемые в качестве образца при составлении соответст-
вующих разделов технической программы балансовых испыта-
ний, даны для основных типов турбоагрегатов в приложениях
9—Й (для облегчения контроля режимов при испытании дав-
ления указаны в кгс/см2). Общая часть программы, содержащая
объем, сроки проведения испытания, перечень измерительных
приборов, рекомендации по соблюдению правил ТБ и т. д., осве-
щается ее разработчиком для каждого конкретного случая в со-
ответствии с рекомендациями, изложенными в начале гл. 3.
32
Глава четвертая
ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ
Подготовка к испытанию обычно проводится в два этапа:
первый охватывает работы, которые выполняются задолго до ис-
пытания; второй — непосредственно перед ним
Первый этап подготовки включает в себя: детальное озна-
комление с турбоустановкой; составление технической програм-
мы испытания в соответствии с задачами, согласованными
с электростанцией; разработку схемы экспериментального кон
троля (схемы измерений) и перечня подготовительных работ;
составление спецификации на необходимые контрольно-измери-
тельные приборы, оснастку и материалы; составление перечня
мероприятий, которые необходимо выполнить на электростанции
для ликвидации имеющихся дефектов оборудования и обеспече-
ния соответствия тепловой схемы проектной во время проведе-
ния предстоящего испытания.
Во время второго этапа подготовки к испытанию решаются
следующие вопросы, техническое руководство и иадзор за вы-
полнением работ на оборудовании в соответствии с ранее вы-
данной документацией; ревизия состояния оборудования и теп-
ловой схемы перед испытанием; разбивка пунктов измерений по
журналам наблюдений, подбор наблюдателей; составление ра-
бочих и календарной программ на отдельные серии опытов; про-
ведение предварительных опытов,
Рассмотрим по отдельности некоторые важные аспекты, каса-
ющиеся проведения подготовительных работ.
4.1. ОЗНАКОМЛЕНИЕ С ТУРБОУСТАНОВКОЙ
При ознакомлении с установкой необходимо:
изучить технические условия на поставку оборудования и
проектные данные завода-изготовителя, акты ревизий оборудо-
вания, журналы дефектов, эксплуатационные данные, инструк-
ции;
изучить тепловую схему с точки зрения выявления и устра-
нения либо учета возможных при испытании отводов и подводов
различных потоков пара и воды в цикл турбинной установки;
ясно представить себе, какие измерения следует выполнить
для решения поставленных задач, проверить по месту наличие,
состояние и расположение штатных измерительных устройств и
приборов, пригодных для использования при испытании в каче-
стве основных илн дублирующих;
выявить путем проверки по месту, опроса эксплуатационного
персонала и изучения технической документации все неисправ-
3—6014 33
... ~ pawie оборудования, касающиеся, в частности, плотно-
сти запорной арматуры, системы автоматического регулирова-
ния и ее возможностей по поддержанию постоянства режима
при испытании и параметров пара, необходимых по программе,
регуляторов уровня в регенеративных и сетевых подогревателях
и конденсатора, воздушной плотности конденсационной установ-
ки, герметичности трубных пучков всех теплообменных аппара-
тов И Т. Д.
После этого составляется ведомость дефектов оборудования,
которые подлежат устранению до начала испытания.
В результате ознакомления с турбоустановкой необходимо
ясно представлять себе все отличия ее тепловой схемы от про-
ектной и параметров пара от номинальных, которые могут иметь
место при испытании, а также способы последующего учета этих
отличий при обработке результатов
4.2. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ И ПЕРЕЧНЯ
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
Основным требованием к схеме измерений является обеспе-
чение возможности получения представительных данных, харак-
теризующих экономичность турбоустановки в целом и ее от-
дельных элементов во всем диапазоне режимов, намеченных тех-
нической программой С этой целью при разработке схемы из-
мерений следует положить в основу следующие принципы:
использование для измерения основных параметров пара и
воды, мощности генератора и расходов преобразователей и при-
боров максимальной точности;
обеспечение соответствия пределов измерений выбираемых
приборов предполагаемому по программе диапазону изменений
фиксируемых величин;
максимальное дублирование измерений основных величин
с возможностью их использования и взаимоконтроля (расходы
пара и питательной воды, параметры пара до и после цилиндров
и в регулируемых отборах, электрическая мощность, давление
отработавшего пара и др). Подключение дублирующих преоб-
разователей к различным вторичным приборам;
использование в разумных пределах штатных средств изме-
рений (это особенно касается турбоустаиовок последних выпу-
сков, снабженных информационно-вычислительными системами).
К разработанной схеме измерений прилагается перечень
пунктов измерений с указанием их наименования и номера.
На основании разработанной схемы измерений и детального ознаком-
ления с установкой по месту составляется перечень подготовительных ра-
бот, в котором указывается, где н какие мероприятия нужно выполнить
для организации того или иного пункта измерения и приведения оборудо-
вания в нормальное состояние с ликвидацией всех отмеченных дефектов.
34
Кроме того, в перечне предусматриваются, если это необходимо, организа-
ция дополнительного освещения и подвода электрического напряжения
в местах расположения средств измерений и наблюдателей, установка сиг-
нальных устройств и изготовление различных стендов и приспособлений для
монтажа преобразователей, соединительных линий и приборов. К перечню
подготовительных работ прилагаются эскизы на изготовление необходимых
первичных измерительных элементов (бобышек, штуцеров, термометрических
гильз, сужающих устройств, переходов и др), эскизы мест установки при-
боров, а также различных стендов и приспособлений, ведомость на материа-
лы, трубы, арматуру, кабель и т д Вее эти элементы подбираются по дей-
ствующим ОСТ в соответствии с параметрами измеряемой среды и техни-
ческими требованиями
Для вновь монтируемой турбины, в частности головного образца, тре-
буется несколько иной подход к составлению схемы измерений или экспе-
риментального контроля В этом случае подготовка турбоустановки к испы-
танию проходит при тесном сотрудничестве с заводом-изготовителем и про-
ектной организацией, что вызвано необходимостью заранее предусмотреть
выполнение дополнительных измерений в зоне проектирования завода (на-
пример, в цилиндрах турбины, на трубопроводах отсоса пара от концевых
уплотнений и т д), которые в условиях электростанции реализовать прак-
тически невозможно Кроме того, в проект экспериментального контроля
закладывается значительный объем контрольно-измерительных приборов и
материалов, которые могут быть поставлены лишь централизованно, через
проектную организацию
В техническое задание проектной организации иа проектирование экопе
римеитального контроля входят- пояснительная записка, в которой излага-
ются основные требования к проектированию и монтажу схемы эксперимен-
тального контроля, подбору и расположению контрольно измерительных при
боров, даются пояснения к аппаратуре для регистрации информации, осо-
бенности применения различных типов проводов и кабелей, требования
к помещению, в котором планируется размещение щита экспериментального
контроля, и др ; схема экспериментального контроля с номерами позиции
каждого измерения; спецификация иа приборы; опросные листы для заказа
расходомеров с сужающими устройствами; схемы и чертежи иа изготовле-
ние нестандартного оборудования (щитовые панели, сегментные диафрагмы,
заборные устройства для измерения давления отработавшего пара в кондеи-
саторе и т п); схемы трубных соединений преобразователей давления и
перепада давления, в которых приводятся различные варианты подключения
их с указанием номеров позиций; перечень измеряемых параметров с раз-
бивкой их по регистрирующим приборам
Места расположения измерительных устройств иа рабочих чертежах
трубопроводов указываются обычно проектной организацией и заводом-из-
готовителем согласно техническому заданию
Монтаж схемы экспериментального контроля рекомендуется выполнить
одновременно со схемой штатного контроля, что позволит без промедления
приступить к проведению испытаний в кратчайший срок после ввода тур-
бины в эксплуатацию
4.3. ПОДБОР КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ
И ОРГАНИЗАЦИЯ ОСНОВНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ
Необходимая высокая точность конечных результатов предъ-
являет достаточно жесткие требования к типу и классу точности
измерительных приборов и преобразователей, к выбору мест их
установки и поверке до и после испытания
3* 35
Подбор средств измерений производится в соответствии с со-
ставленной схемой и перечнем, где указаны наименование изме-
ряемой величины, ее максимальное и минимальное значения,
тип, класс точности и шкала.
Ниже рассматриваются основные принципы организации пря-
мых и косвенных измерений с помощью приборов и преобразо-
вателей, перечисленных в гл. 2.
Измерение расходов пара и воды. Наиболее часто приме-
няется система измерения, содержащая стандартное сужающее
устройство, соединительные (импульсные) линии, преобразова-
тель (датчик) и вторичный прибор
Конструкция сужающего устройства, устанавливаемого во фланцах,
обеспечивает возможность его периодического осмотра с целью проверки
соответствия требованиям [25]. Однако на блоках со сверхкритнческими па-
раметрами пара, а также на блоках АЭС с целью повышения надежности
устанавливаются вварные в трубопровод сужающие устройства, ие дающие
возможности их периодического вскрытия, и поэтому особое внимание сле-
дует уделять тщательной ревизии, обмеру и контролю правильности уста-
новки такого устройства в трубопровод. Монтаж сужающих устройств на
вводимой в эксплуатацию турбине во избежание повреждений производится
после окончания предпусковых операций промывки и продувки соответст-
вующих трубопроводов При вскрытии и ревизии сужающего устройства из-
мерение его внутреннего диаметра производится не меиее чем в четырех
взаимно перпендикулярных плоскостях с плюсовой и минусовой сторон с по-
мощью штангенциркуля или штихмасса, а внутреннего диаметра трубопро-
вода — в сечении, расположенном непосредственно перед сужающим уст
ройством и на расстоянии двух диаметров от него Результаты ревизии
оформляются соответствующим актом. Следует отметить, что согласно [25]
расхождение результатов отдельных измерений от среднеарифметического
не должно отличаться более чем иа 0,05%. Для стандартных сопл их внут-
ренний диаметр определяют в начале н конце цилиндрической части проход
•иого отверстия (рис 4 1)
Основными требованиями, предъявляемыми к измерительной диафрагме,
являются следующие:
входная кромка отверстия острая и ие отражает света при визуальном
осмотре, зазубрины н заусенцы на ней отсутствуют;
длина цилиндрической части отверстия е составляет от 0,005 до 0,02
внутреннего диаметра трубопровода;
угол скоса ф конической части отверстия находится
30 до 45°
При ревизии сопл основное внимание обращают иа плавное сопряже-
ние дуг профильной части и на отсутствие фасок, зазубрин или закруглений
выходной кромки цилиндрической части
Достаточно важным параметром при выборе сужающего устройства яв
ляется потеря давления в нем, которая зависит от его типа и относительной
площади (рис. 4 2) Потерю давления рп принято выражать как часть пере-
пада давления ДР, срабатываемого в сужающем устройстве. Из рис 4 2
видно, что потеря давления обратно пропорциональна относительной пло-
щади и во всех случаях меньше, чем перепад При этом в первом прибли
женин можно считать, что для диафрагм потеря давления определяется по
выражению
пределах от
Нужно отметить, что потерей давления задаются при расчете сужаю-
щего устройства, исходя, с одной стороны, из условия минимальной потери
Рис 4 2 Зависимость потери давле-
ния от типа н относительной площа
ди проходного сечения сужающего
устройства:
работоспособности протекающей сре
ды, а с другой—возможности обеспе-
чения необходимой точности измере-
ния расхода, При расчете сужающего
устройства, например, на линии от-
соса пара от концевого уплотнения
турбины следует учитывать также и
то обстоятельство, что значительная пот&ря давления в нем может вызвать
соответствующее повышение давления в камере отсоса, что, в свою очередь,
изменит процесс истечения пара через уплотнение с перераспределением про-
течек по отдельным отсекам.
Важным конструктивным фактором, влияющим иа погрешность измере-
ния расхода, является длина прямого участка между торцевыми поверхно-
стями сужающего устройства и местными сопротивлениями иа трубопрово-
де, которые искажают кинематическую структуру потока, протекающего че-
рез устройство Необходимые длины прямых участков до и после различных
местных сопротивлений приводятся в [25] (рис 4.3) Для ориентировочных
расчетов можно принимать, что сокращенная длина прямого участка перед
сужающим устройством для любого типа сопротивлений, кроме термомет-
рической гильзы, должна быть не менее 10, а после него — не менее 5 внут-
ренних диаметров трубопровода В том случае, если фактические длины
прямых участков меньше минимально допустимых, возникают дополнитель-
ные погрешности измерения расхода, приводимые в таблицах [25]
37
О 0,1 0,2 0,3 0,4- 0,5 0,6 т
Рис 4 3 Необходимая относительная длина прямого участка трубопровода
до и после сужающего устройства (11/Ь2<з и /2/^20) в зависимости от отно-
сительной площади проходного сечения сужающего устройства
Дифференциальный манометр для измерения перепада давления иа су
жающем устройстве следует, как правило, располагать ниже последнего, об
ращая при этом особое внимание на правильность монтажа конденеацион
иых сосудов, плотность соединительных линий и уравнительных вентилей
(рис. 4 4)
При подсчете расхода среды необходимо определить ее плотность с по-
мощью [27] на основании измерений температуры и давления непосредст-
венно перед сужающим устройством (давление измеряется манометром,
подключенным к плюсовой стороне дифференциального манометра).
Все потоки, подлежащие измерению при проведении тепло-
вых испытаний, можно разделить условно на две группы:
Рис 4.4 Схема присоединения дифференциальных манометров с ртутным за-
полнением.
а — однотрубного с металлическими трубками, б — двухтрубного; t — высота присоеди
нения манометра; 2 — высота столба ртути в трубке; 3, 4 — высоты столба ртути в ле-
38
основные потоки, которые непосредственно формируют глав-
ные показатели экономичности турбоустановки (см. гл. 1) и по-
этому должны измеряться с наибольшей точностью (питатель-
ная вода и свежий пар, пар иа промежуточный перегрев, в ре-
хулируемые отборы, конденсат иа деаэратор);
второстепенные потоки, которые в значительно меньшей сте-
пени влияют на конечный результат, но их необходимо учиты-
вать, например, при составлении расходного баланса или де-
тальной характеристики узлов и элементов турбинной установки.
К группе второстепенных потоков относятся, в частности, рас-
ходы пара иа концевые уплотнения турбины и отсосы от них,
конденсата на уплотнения питательных насосов и т д. Эти по-
токи также измеряются с помощью стандартных сужающих
устройств, однако требования к ним и к их установке предъявля-
ются менее жесткие, чем при измерении основных потоков Так,
в этих случаях иногда допустимы сокращение прямого участка,
установка диафрагмы бескамерной конструкции с отбором им-
пульсов, например, через фланцы.
Расходы пара иа регенеративные подогреватели, учитывая сложность
обеспечения требований [25], как правило, непосредственно не измеряют,
а определяют из уравнения теплового баланса (см. гл. 6), для решения ко-
торого должны быть непосредственно измерены следующие величины: рас-
ход обогреваемого конденсата или питательной воды, их температуры до и
после подогревателя, давление и температура греющего пара и температура
дренажа. Если в подогреватель вносится теплота с дренажом подогревате
ля более высокого давления, то необходимо знать также его расход и эн-
тальпию Организация измерения этих величин должна удовлетворять еле
дующим требованиям-
весь расход обогреваемого конденсата или питательной воды, проходя
щей через подогреватель, измеряется с помощью сужающего устройства,
установленного и изготовленного в соответствии с требованиями [25] При
отличии действительного расхода через подогреватель от измеренного су-
жающим устройством (что, например, имеет место в первых по ходу кон
деисата ПНД при наличии измерения лишь за последним из иих) дейст-
вительный расход находится путем расчета уравнений теплового баланса
расположенных выше подогревателей,
давление и температура греющего пара измеряются перед входом в по
догреватель на расстоянии не меиее 2—3 м от него с целью исключения
возможной погрешности измерения температуры из за влияния излучения
от трубного пучка и т. д;
температуру дренажа следует измерять в отводной трубе до регулято
ра уровня, чтобы исключить влияние дросселирования в нем;
температура обогреваемого коидеисата или питательной воды измеря
ется непосредственно на входном и выходном патрубках подогревателя.
При иаличнн обвода по воде необходимо также измерять и температуру по-
сле качественного перемешивания основного и обводного потоков.
'В тепловых схемах, в которых дренаж подогревателей (например,
ПНД) отводится с помощью сливного насоса, расход его можно опреде-
лить с помощью сужающего устройства, однако из-за резких колебаний по-
дачи насоса такие измерения часто оказываются ненадежными В этом слу-
чае иногда оказывается достаточным тщательно отрегулировать степень
открытия запорного органа на выдаче насоса, откачивающего дренаж,
с целью поддержания неизменного уровня в корпусе подогревателя
39
тельном устройстве.
Рассмотренные измерения расходов дренажа регенеративных подогре
вателей низкого и высокого давления с помощью стандартных сужающих
устройств не являются обязательными и могут служить лишь в качестве
дублирующих, нбо, как правило, в местах установки устройств отсутствуют
прямолинейные участки необходимой длины, имеют место пульсации пото-
ка, что приводит к возникновению дополнительных погрешностей
Измерение электрической мощности. При организации изме-
рения рекомендуется соблюдать следующие основные принципы:
применять измерительные трансформаторы тока и напряже-
ния с расчетной погрешностью в рабочих пределах не более
0,5% и принимать меры по доведению ее до минимума. В част-
ности, во избежание перегрузки трансформаторов с соответст-
вующим ростом погрешности необходимо периодически прове-
рять их фактическую нагрузку, сопоставляя затем ее с расчет-
ной;
присоединять измерительные приборы до любого ответвле-
ния после генератора, по которому может происходить отвод
энергии;
использовать одновременно два-три независимых способа из-
мерения мощности (в том числе с помощью счетчика вырабаты
ваемой электроэнергии).
Измерение давления. Канал измерения давления содержит штуцер (за-
борную трубку), импульсную (соединительную) трубку и прибор прямого
действия или преобразователь со вторичным прибором
Штуцер должен устанавливаться таким образом, чтобы заборное от-
верстие было параллельно потоку и находилось заподлицо с внутренней
стенкой трубы или резервуара, чтобы измеряемое давление было статиче
ским
Импульсная трубка внутренним диаметром 6—10 мм прокладывается по
кратчайшей трассе без изломов и сплющивания Она должна быть доступ-
на для осмотра на всем протяжении и не изолирована для облегчения кон-
денсации пара в ней после продувки В качестве импульсных применяются
бесшовные холоднотянутые или холоднокатаные трубы из углеродистых или
легированных сталей в зависимости от параметров измеряемой среды в со
ответствии с ГОСТ.
При измерении давления пара или горячей воды с температурой более
100 °C перед манометром в конце импульсной трубки выполняется специ-
альная петля гидрозатвора для защиты чувствительного элемента маномет
ра илн преобразователя. Для удаления воздуха из импульсной трубки как
при включении, так и периодически во время эксплуатации манометра не
посредственно перед ним устанавливается продувочный кран
40
Рис 4 5 Схема присоединения U образного манометра с ртутным заполнением.
Манометры (преобразователи) располагаются таким образом, чтобы на
них не передавалась вибрация и был обеспечен надежный отсчет показаний.
При измерении давления менее 0,2 МПа, но более атмосферною с по
мощью U образного манометра последний располагается ниже точки при-
соединения, чтобы импульсная трубка была бы с гарантией заполнена водой
(рис 4.5,а), а следовательно, поправка к показаниям прибора на высоту
присоединения была бы достаточно надежной Соединение трубки с мано-
метром выполняется посредством толстостенной резиновой трубки через
медный или стальной тройник, на свободный конец которого также наде-
вается трубка с зажимом для осуществления продувки и заполнения линии
водой. Для сохранения поправки на присоединение неизменной рекоменду-
ется в начале импульсной линии у места забора давления выполнить семи-
витковую спираль в горизонтальной плоскости или установить конденсаци
онный сосуд Ртуть в открытом колене U образного манометра во избежа
ние испарения заливается слоем глицерина нлн воды
Для измерения малых давлений (например, в теплофикационном отбо
ре) желательно поправку на присоединение свести к минимуму, а лучше—
к нулю путем установки манометра непосредственно на трубопроводе,
в котором измеряется давление
В том случае, когда измеряемое давление может значительно изменять
ся в период испытания и может быть как выше, так н ниже атмосферного,
41
Рнс 4 6
Рис. 4.7.
Рис 4 6 Схема параллельного присоединения U образного и пружинного ма-
Рнс. 4.7. Схема присоединения однотрубного ртутного вакуумметра:
рекомендуется параллельное присоединение U-образного и пружинного ма-
нометров (рис 4 6)
Для измерения низких давлений пара (менее 30 кПа) применяются, как
упоминалось выше, приборы с ртутным заполнением, в частности однотруб-
ные чашечные вакуумметры и U-образные манометры, как обеспечивающие
наиболее точные измерения, а также безртутные вакуумметры Такие при-
боры рекомендуется устанавливать всегда выше точки присоединения
(рис. 45,6 и 47) и принимать все меры, которые препятствуют заполнению
импульсной трубки водой с таким расчетом, чтобы поправка на присоеди-
нение прибора всегда равнялась нулю С этой целью необходимо обеспе-
чить следующие условия.
диаметр заборного отверстия и импульсной трубки в свету должен быть
не менее 12 мм, а при монтаже последней следует выдержать постоянный
уклон с таким расчетом, чтобы образующийся конденсат мог бы беспрепят-
ственно стекать вниз;
предусмотреть возможность систематической продувки импульсной ли
нии через тройник с зажимом.
Большое внимание следует уделять плотности импульсной линии н всех
соединений, которая может контролироваться по скорости повышения дав-
ления после закрытия первичного вентиля, составляющей примерно 5 мм
ртутного столба в течение 5 мин.
42
Стеклянная трубка чашечного вакуумметра должна иметь внутренний
диаметр не менее 10 мм, чтобы свести к минимуму поправку к показаниям,
учитывающую капиллярность Отсчет уровня ртути производится по верх
ней точке мениска Применение U образного манометра иногда оказывается
предпочтительнее, чем одностекольного чашечного, так как в этом случае
можно повысить точность измерения путем исключения поправки на капил
лярность, а также необходимости регулировки нуля
Особое значение имеет организация представительного измерения дав
ления отработавшего пара турбины как параметра, существенно влияющего
непосредственно на электрическую мощность С этой целью для исключения
влияния динамической составляющей при измерении применяются специ-
альные вакуумные зонды, подробное описание конструкции и установки ко-
торых приведено в [19] В общем случае измерение осуществляется непо
средственно через стенку переходного патрубка (горловины) конденсатора
по одному два с каждой стороны Для мощных паровых турбин ТЭС и осо
бенно влажнопаровых турбин АЭС в связи с возросшими поперечными сече
ннями переходного патрубка количество точек измерений давления увели
чивают [19]
Измерение температуры. Канал измерения температуры содержит тер-
мопреобразователь (термопару илн термометр сопротивления), устанавли
ваемый в защитную гильзу, компенсационный или соединительный провод
н вторичный прибор
Конечная точность измерения температуры зависит от каждого из
звеньев канала, в том числе от правильности изготовления и установки за
щитной гильзы, организации «горячего» и «холодного» спаев, стабильности
характеристик термопреобразователя, сочетаемости материалов термопре
образователя н компенсационного провода, правильности прокладки ком
пенсационного провода, класса точности вторичного прибора и других фак
торов Все эти вопросы достаточно полно освещены в специальной литера
туре, например в [23], поэтому здесь мы остановимся лишь на некоторых
из них, которые необходимо решать в период проведения этапа подготови
тельных работ на оборудовании Эти вопросы касаются прежде всего об
щих правил установки защитных гильз.
гильза в трубопроводе устанавливается навстречу потоку или перпенди-
кулярно ему В первом случае конец гильзы должен доходить до оси тру
бопровода, а во втором — заходить за его ось на 7—>15 мм,
толщина пильзы выбирается минимальной по условиям прочности Бо-
бышка н выступающая часть гильзы должны быть хорошо изолированы,
материал защитной гильзы н бобышкн должен соответствовать парамет
рам измеряемой среды,
защитные гильзы должны быть чистыми внутри и иметь хороший кон
такт между донышком и горячим спаем термопреобразователя Конвекци
онные потоки воздуха внутри гильзы должны отсутствовать, для чего тер-
мопреобразователь у входа в гильзу следует уплотнять асбестовым шнуром,
при измерениях температур в трубопроводах большого диаметра реко
мендуется устанавливать по две три гильзы в одном сечении.
43
Рис
48 К определению температуры пара за цилиндром турбины при налн-
сброса пара от концевых уплотнений вала в один из отводящих трубо-
проводов.
Особый подход к измерению температуры перегретого пара за цилинд-
рами турбин и в трубопроводах отбора пара требуется в тех случаях, ког-
да отсосы пара из промежуточных камер концевых уплотнений отводятся
непосредственно в выхлопной патрубок цилиндра либо в паропровод отбо-
ра (рис. 4 8) При этом температура пара, измеренная, например, в патруб-
ке цилиндра, была бы непредставительной из-за возможного влияния высо-
котемпературного пара из отсоса, поэтому ее следует измерять в общем паро-
уравнения смешения трех потоков непосредственно измеренного с по-
мощью сужающего устройства расхода отсосного пара, его температуры и
давления, расхода пара в общем паропроводе после смешения и его изме-
ренных параметров и, наконец, расхода пара, выходящего после цилиндра
через патрубки (см § 6 4) Если есть возможность отвода отсосного пара
в паропровод 4 (рис 4 8,6), то в этом случае можно организовать непо
средственное измерение температуры за цилиндром в его выходных патруб’
ках на расстояниях не менее 2 м от корпуса
Материал компенсационного провода должен соответствовать материалу
термопреобразователя Соединение термопреобразователей (термометров)
сопротивления со вторичными приборами осуществляется проводами по че-
тырехпроводной схеме для исключения влияния сопротивления проводов на
результаты измерений
4.4. ВЫПОЛНЕНИЕ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
НА ОБОРУДОВАНИИ
В
задачу технического руководства и надзора за выполнением подгото-
вительных работ непосредственно на оборудовании входят.
44
уточнение на месте каждого нз пунктов наблюдений, контроль за пра-
вильностью установки первичных измерительных устройств;
проведение ревизий сужающих устройств (диафрагм и сопл), используе
мых при испытании,
прокладка соединительных линий, выполнение работ по вторичной ком
мутацнн преобразователей, расстановка измерительных приборов и контроль
за правильностью их присоединения,
контроль за выполнением всего перечня подготовительных работ и уст-
ранением ненормальностей и дефектов в работе оборудования,
поверка контрольно измерительных приборов,
установка приборов на рабочие места и их отладка
Измерительные приборы и преобразователи, участвующие в испытании,
проходят поверку до и после него с помощью образцовых средств измере
нин более высокого класса точности (в случае явной нестабильности ха
рактеристик приборов или преобразователей во времени их поверка произ
водится по мере необходимости в течение всего периода испытания)
Поверка пружинных манометров осуществляется на грузопоршневом
прессе с помощью грузов или образцовых манометров
Преобразователи термоэлектрические (термопары) поверяются вместе
с образцовым (например, платиновым) в электрической печи, а термопреоб-
разователи сопротивления (термометры сопротивления)—в термостатах по
контрольным точкам — температурам тающего льда и кипящей воды Об
разцовым средством измерения одновременно служит ртутный термометр
высокого класса точности
Приборы, непосредственно измеряющие перепад давления на сужающем
устройстве, в частности ртутные дифференциальные манометры, как прави-
ло, не подлежат поверке при наличии аттестованных шкал н технических
паспортов Что касается преобразователей перепада давления, сигнал от
которых фиксируется затем вторичными приборами, то они поверяются
с помощью аналогичных преобразователей более высокого класса точности.
Вторичные измерительные приборы, регистрирующие сигналы от преоб-
разователей температуры, давления и перепада давления типов КСП и
КСУ, поверяются с помощью соответствующих лабораторных приборов вы-
сокой точности
Электрические и все остальные стандартные измерительные приборы
проходят государственную поверку до испытания (а если необходимо, то и
после него) Измерительные трансформаторы тока и напряжения должны
быть снабжены паспортом с указанием их погрешности при различной на-
грузке
При использовании автоматизированных систем измерений наиболее це-
лесообразно проводить сквозную поверку каждого измерительного канала
(преобразователь+соединительные провода+автоматическая регистрирующая
система) с помощью переносных устройств высокой точности, так называе-
мых «калибраторов»
Поверка средств измерений осуществляется в их рабочем диапазоне
с прямым и обратным ходом, по результатам поверки составляются прото
45
Таблица 4 I. Перечень требований к турбоустановке и ее элементам
перед испытанием
Элемент турбоустановки Требования | Способ контроля
Система регулирова- ния и парораспределе ния турбины 1 Нормальная устойчи вая работа во всем диапазоне нагрузок 2 Возможность фнкса цин органов системь парораспределения по средством ограничи- теля мощности нли специального приспо собления 3 Проектная последова тельность открытия регулирующих кла панов Проверки в период подготовки к испытанию, предварительные опыты
Проточная часть тур бины Удовлетворительное со стояние лопаточного ап парата и уплотнений, от сутствие заноса Изучение ремонтной и эксплуатационной доку ментации, предваритель- ные опыты
Система регенерации, установка для подогрева сетевой воды 1 Плотность и чистота трубных пучков подо- гревателей 2 Соответствие основ ных показателей (тем лературного напора, подогрева воды, пе- реохлаждения дрена жа и др ) проектным данным нли результа там испытаний одно тнпного оборудования 3 Надежная работа рс гуляторов уровня, исправность указате- лей уровня в корпу- сах 4 Плотность линий ава рийного обвода от дельных групп подо гревателей ' 5 Соответствие гидрав- лических потерь дав- ления в трубопрово дах отборов пара на подогреватели проект ным данным Проверки в период подготовки к испытанию, предварительные опыты
46
Продолжение табл 4 1
Элемен турбоустановки Требования Способ контроля
6 Наличие ограничитель- ных диафрагм надле жащего размера на трубопроводах отсоса паровоздушной смеси нз корпусов подогре- вателей
Конденсационная уста- новка 1 Чистота поверхности трубок конденсатора 2 . Воздушная плотность 3 Водяная плотность 4 Нормальная работа регулятора уровня 5 Соответствие расхода циркуляционной воды проектной величине Сравнение с проектны- ми данными температур- ного напора, мощности и напора циркуляционных насосов. Визуальный осмотр Сравнение с норматив- ными данными измерен- ного расхода воздуха н скорости падения давле ния в конденсаторе при отключении отсоса воз духа на эжектор Запол ненне парового простран ства водой Химический анализ проверка величины элек- тропроводности конден- сата Просмотр диаграмм- ных лент регистраторов расхода конденсата, ви- зуальное наблюдение за уровнем конденсата в конденсаторе Ориентировочный рас чет расхода по уравне- нию теплового баланса конденсатора
Питательный турбона сосный агрегат Соответствие показате лей режима проектным данным нли результатам испытаний однотипного агрегата Проверка подачи, на- пора и мощности, а так- же перепада давления на регулирующем пита тельном клапане
Турбоустановка в це Соответствие общих показателей экономично сти данным заводского расчета, испытаний одно- типных тур боустановок, типовых энергетических характеристик Анализ результатов предварительных опытов
47
колы и строятся графики поправок, которые затем вносятся с соответству-
ющим знаком к показаниям приборов, зафиксированным во время испыта-
ния. После поверки всех средств измерения их устанавливают на рабочие
места с соблюдением требований безопасности и рекомендации, изложенных
в § 43
Особое внимание следует уделять мерам предосторожности при установ-
ке приборов с ртутным заполнением, которые рекомендуется располагать
в стороне от проходов, в местах, не подвергающихся вибрациям и воздей
ствию повышенных температур. Под приборами помещаются противни с во-
дой для сбора возможных утечек ртути Перед включением в работу мано-
метра и дифференциальных манометров соединительные линии должны быть
тщательно продуты и опрессованы
После сборки схемы измерений приступают к проверке ее
работы, анализируя представительность фиксируемых прибора-
ми параметров с помощью критериев, приведенных в § 5.2.
Убедившись в надежной работе приборов н системы регист-
рации показаний, можно приступить к проверке работы отдель-
ных узлов оборудования, а затем к проведению предварительных
опытов для контроля выполнения основных требований по го-
товности турбоустановки к испытанию
4.5. ТРЕБОВАНИЯ К ТУРБОУСТАНОВКЕ
ПЕРЕД ИСПЫТАНИЕМ
Основной задачей при подготовке турбоустановки к испыта-
нию является доведение ее отдельных элементов до рабочего
состояния, соответствующего проектному, с устранением всех
замеченных дефектов.
Перечень требований, которым должны удовлетворять турбо-
установка и ее элементы перед проведением испытания, приво-
дится в табл 4 1
Убедившись в надежной работе измерительной схемы и го-
товности турбоустановкн в соответствии с требованиями
табл. 4 1, приступают к проведению испытания по составленной
программе
Глава пятая
ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ
5.1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА
Убедившись в надежной работе измерительной схемы и го-
товности турбоустановкн с точки зрения выполнения требований
гл. 4, руководитель испытания на основании технической про-
48
граммы составляет рабочую, которая конкретизирует сроки и не-
обходимые условия проведения отдельных серий опытов.
Рабочая программа повторяет некоторые разделы техничес-
кой программы (количество опытов и нх характеристика, дата
проведения и продолжительность каждого из них, особенности
тепловой схемы и условий, допускаемые отклонения параметров
и др ) и содержит, кроме того, следующие данные:
по подготовке персонала к проведению испытания (инструк-
таж по месту, меры безопасности, уточнение действий при воз-
можных отклонениях от запланированных режимов работы обо-
рудования, выделение при необходимости дополнительного экс-
плуатационного персонала с целью обеспечения своевременной
сборки тепловой схемы и нормального хода опытов и т. д
перечень и последовательность технологических операций
при подготовке и проведении опытов;
перечень основного и вспомогательного оборудования, нахо-
дящегося в работе, состояние отдельных единиц запорной арма-
туры (закрыта — открыта);
указания о состоянии тепловой схемы и режиме работы обо-
рудования после завершения опытов.
В программе указываются также фамилия и должность ра-
ботника электростанции, ответственного за проведение испыта-
ния, в функции которого входят:
подбор наблюдателей, фиксирующих показания приборов, и
организация их четкой работы в течение всего периода испыта-
ния;
своевременная передача заявок в диспетчерскую службу на
проведение очередных опытов;
обеспечение необходимых во время испытаний режимов ра-
боты турбоустановки и контроль за сборкой сменным персона-
лом требуемой тепловой схемы;
решение различных оперативных вопросов, возникающих при
проведении опытов, со сменным персоналом.
Практика показывает, что от добросовестности и компетент-
ности ответственного представителя электростанции часто зави-
сит продолжительность, а в некоторых случаях и качество про-
веденного опыта..
Рабочая программа испытания утверждается главным инже-
нером электростанции или энергосистемы (в том случае, когда
испытываемое оборудование находится в оперативном управле-
нии или ведении диспетчера).
5.2. ОБЯЗАННОСТИ ПЕРСОНАЛА.
ФИКСАЦИЯ НАБЛЮДЕНИИ
Распределение обязанностей между членами бригады, прово-
дящей испытание, производится обычно в зависимости от ее
количественного состава и уровня квалификации, а также от
4—6014 4§
компоновки тепловой схемы, состава и расположения контроль-
но-измерительных приборов.
В обязанности персонала бригады входят знание в необходимом объеме
тепловой схемы турбоустановки н схемы измерений, постоянный контроль
во время опыта работы приборов н правильности фиксации их показаний
наблюдателями в журналах наблюдений
Перед каждым опытом руководитель бригады (или его помощник) вме-
сте с работником стаицин, ответственным за проведение испытания, прове-
ряют соответствие тепловой схемы турбоустановки требуемой по програм-
ме. Работники бригады в это время включают датчики н измерительные
приборы, обращая особое внимание на ртутные приборы (проверка отсут-
ствия утечек ртути, продувка импульсных линий), корректируют и уста-
навливают «нули» н проверяют показания приборов, контролируют герме-
тичность трубок и первичных н вторичных вентилей, исправность систем
питания н дополнительного освещения Работник бригады, ответственный за
фиксацию показаний приборов, раздает журналы наблюдений и разводит
наблюдателен по их рабочим местам.
После начала опытов н в ходе испытаний специализированный персо-
нал контролирует постоянство режима турбоустановкн и соответствие па-
раметров требуемым значениям, общее поведение турбоагрегата и отдель
ных элементов; уровни в паровом пространстве регенеративных, сетевых
подогревателей, конденсатора; уровень в деаэраторе, правильность записи
показаний приборов наблюдателями с регулярной отметкой в каждом жур-
нале о проведенной проверке измеренных величин; исправность всех конт-
рольно измерительных приборов с сопоставлением показаний основных и
дублирующих
С учетом сложности тепловых схем н систем управления современными
крупными турбоагрегатами, наличия проблем, связанных с изменениями ре
жимов в пределах диспетчерского графика нагрузок, в частности постоян-
ного дефицита времени, выделенного для проведения испытания, работа
бригады должна быть четко организована. При этом ее руководитель, как
основное лицо, отвечающее за качественное проведение работы, ие должен
отвлекаться в процессе самого испытания на решение вопросов, не относя
щихся непосредственно к настройке режима, требуемого программой, наблю-
дению за ходом опыта н оперативному анализу результатов в течение
опыта
Во время испытания руководитель бригады постоянно ведет дневник,
в котором необходимо отразить основные характерные черты и особенности
каждого опыта, в частности, показатели режима (мощность, расходы све-
жего пара и пара в регулируемый отбор, положение органов парораспре-
деления, давление в регулируемом отборе н т. д), время начала и конца
опыта (по предварительной оценке); уровни в теплообменных аппаратах и
конденсаторе; перечень оборудования, находящегося в работе, и особенно-
сти тепловой схемы, барометрическое давление в начале н конце опыта.
В дневнике записываются также все замечания и соображений, касающиеся
ведения опыта, работы приборов, отмеченных отклонений в работе обору-
50
ПО «Союзтехэнерго»
105023, Москва,
Семеновский пер,
д 15
Турбина № 5 типа К-200-130
Опыт № 5 Дата опыта 12 06 1986 г.
Журнал № 4 наблюдений
24 | 25 ( 26 [ 27 ( 28 ( 29 [ 30
Время иаблю-
2
3
4
5
6
7
8
9
10
И
12
13
Рнс 5 1 Образец журнала наблюдений
дования, постоянства режима и параметров пара и воды, фиксируются ре
зулътаты оперативных прикидочных подсчетов во время опыта
Как упоминалось выше, для фиксации показаний приборов к участию
в испытаниях, помимо специализированного персонала, привлекается штат
наблюдателей, комплектуемый из работников станции С этой целью неза-
долго до испытания выпускается распоряжение главного инженера элект-
ростанции, в котором поименно перечислены все наблюдатели, выделяемые
в оперативное распоряжение специализированной бригады на весь период
проведения испытания Перед непосредственным обучением наблюдателей
навыкам работы с приборами с ними проводится беседа для ознакомления
их в элементарной форме с целями и задачами испытания, устройством при-
боров, с необходимостью аккуратного и внимательного ведения наблюдений
и соблюдения правил техники безопасности Необходимо довести до сведе-
ния каждого наблюдателя тот факт, что журнал наблюдений для фиксации
показания приборов (рис 5 1) является официальным документом, в кото-
4* 51
ром не допускаются зачеркивания и посторонние пометы. Наблюдатель
отвечает за правильность сделанных нм в журнале записей, о чем должна
свидетельствовать его подпись
Общее количество пунктов наблюдений в журнале не должно, как пра-
вило, превышать 10—12 (при частоте записей 1 раз в 5 мин), при этом под-
бор пунктов наблюдений должен определяться исходя из их территориаль-
ной близости и исключения встречных передвижений наблюдателей
5.3. ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ
ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Важным требованием к турбоустановке в каждом опыте яв-
ляется постоянство режима ее работы, что обеспечивается при
минимальном отклонении параметров и расходов от средних за
опыт и фиксацией органов парораспределения. Последняя осу-
ществляется путем ввода ограничителя мощности либо путем
применения специально изготовленного упора, лимитирующего
открытие регулирующих клапанов.
В качестве ориентировки в отношении величин предельно
допустимых отклонений параметров от номинальных значений и
ог среднего за опыт могут служить данные табл. 5 1 [22].
Особое значение имеет поддержание во время опыта мини-
мальной разницы расходов питательной воды и свежего пара (для
неблочных турбоустановок), что позволит впоследствии избежать
трудоемких пересчетов с большим количеством приближений и,
следовательно, внесения дополнительных погрешностей в ко-
нечный результат Как показывает опыт проведения испытаний,
максимально допустимая с этой точки зрения разница расходов
составляет около 5%.
Таблица51 Допустимое отклонение параметров
Параметр Максимально допу- стимое отклонение среднего значения от номинального Максимально допу- стимое отклонение от среднего значения
Начальное давление пара, % ±3 ±2
Начальная температура пара, ®С ±8 ±6
Температура пара после лромежуточ ±8 ±6
ного перегрева, С Давление пара в камерах регулируе- __ ±2
мого отбора, % Давление отработавшего пара, % +25, —Ю" ±5
Расход охлаждающей воды, % ± 10 ——
Коэффициент мощности cos ср +0,1; —0,05 ±0,05
52
5.4. ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ОПЫТОВ И ЧАСТОТА ЗАПИСИ
ПОКАЗАНИИ ПРИБОРОВ
Прн установившемся режиме * нормальная длительность
опытов составляет: с целью определения экономичности при
нормальной тепловой схеме 1 ч, с отключенной регенерацией для
решения частных задач (проверка «плотности» турбоустановки,
определение прироста мощности при уменьшении теплофикаци-
онной нагрузки н т. д.) 30—40 мнн, с переменным давлением
отработавшего пара 10—12 мин.
Запись основных величин (например, электриеской мощности
и расходов) осуществляется через 1—2 мин, второстепенных или
устойчивых (например, температур, давлений) —через 3—5 мин
(при применении систем автоматической регистрации — через
1—2 мнн), длительноустойчнвых второстепенных величин (тем-
пература воздуха у ртутных приборов) — через 10—15 мнн и
более.
В опытах сокращенной продолжительности частота записи
параметров увеличивается (например, при проведении опытов
с переменным давлением отработавшего пара фиксация значе-
ний электрической мощности, давления в контрольных ступенях
и отработавшего пара производится, как правило, ежеминутно).
Записи в журналах наблюдений осуществляют одновременно, по обще
му сигналу (сирена, колокол), подаваемому через 3—5 мин, время записи
показаний, осуществляемых через 1—2 мнн, определяется по секундомеру
Следует отметить, что в последнее время на практике звуковой сигнал при-
меняется весьма редко, что объясняется в основном его малой эффектив
костью из за достаточно большой разбросанности мест наблюдений при
большом объеме машинного зала и значительном шумовом фоне Поэтому
время начала каждой записи определяется наблюдателями индивидуально
по регулярно сверяемым между собой часам секундомерам
5.5. КОНТРОЛЬ ХОДА ОПЫТА
Постоянный контроль режима работы турбоустановкн и ее
отдельных элементов, а также надежности измерительной схемы
является залогом высокого качества всего испытания. Оператив-
ный контроль такого рода ведется специализированной бригадой
в течение 10—15-минутных периодов во время каждого опыта и
постоянно по показаниям приборов с использованием следую-
щих критериев, основанных на сопоставлении между собой ос-
новных показателей и параметров работы турбоустановки:
* Режим можно считать установившимся, если в течение 15—20 мнн
колебания основных параметров не выходят за пределы, указанные
в табл 5.1, а значения расходов свежего пара, пара регулируемых отборов
и электрической мощности отклоняются от средних не более чем на 1%.
53
расходов свежего пара, непосредственно измеренных и вы-
численных путем суммирования других расходов (например, ос-
новного конденсата на деаэратор и пара, подаваемого на про-
межуточный перегрев с учетом соответствующих расходов пара
иа регенеративные подогреватели и Др.). При испытании блоч-
ных турбоустановок с прямоточным котлом весьма важно сопо-
ставление с измеренным расходом питательной воды;
расходов, измеренных специально установленными и штат-
ными приборами;
расходов пара на сетевые подогреватели, измеренных через
конденсат греющего пара, с вычисленными по уравнениям теп-
лового баланса на основании измеренных расхода сетевой воды
и ее нагрева;
дублирующих измерений электрической мощности, а также
параметров пара и воды.
Важным критерием хода опыта является логическая увязка
между собой отдельных параметров цикла турбоустановки, в ча-
стности:
давления свежего пара перед сужающими устройствами, пе-
ред главными паровыми задвижками, до и после автоматических
стопорных клапанов и за полностью открытыми регулирующими
клапанами;
давления пара за регулирующими клапанами и в камере ре-
гулирующей ступени;
давления пара в камерах отборов и перед соответствующими
подогревателями (для контроля правильности измерения давле
ния в области насыщенного пара может использоваться его
сравнение с найденным по измеренной в том же сечении темпе-
ратуре) ;
давления по ходу пара в турбине;
давления в камере регулируемого отбора и перед сужающим
устройством на паропроводе для измерения его расхода;
температур по ходу пара, конденсата, питательной и сетевой
воды (в том числе до и после врезки трубопроводов, обводящих
подогреватель нлн группу подогревателей);
температур конденсата греющего пара подогревателей и кон-
денсатора и соответствующих температур насыщения (разуме-
ется, с учетом наличия зоны охладителя конденсата, если тако-
вая имеется (см. приложение 1).
Полезным для контроля представительности получаемых результатов
является проверка их соответствия расчетным или экспериментальным дан
ным. Наряду с непосредственно измеренными параметрами пара н воды, для
такой проверки могут использоваться и расходы, электрическая мощность,
внутренние КПД цилиндров и другие показатели. Например, для сравнения
часто применяются зависимости давления пара за регулирующими клапана-
54
ми н по проточной части турбины, температуры подогрева питательной во
ды и конденсата, электрической мощности от расхода свежего пара.
Для быстрого получения измеренных параметров н расходов, необходи-
мых для осуществления оперативного контроля хода опыта, целесообразно
использовать размноженные в достаточном количестве на небольших блан
ках принципиальные «слепые» схемы турбоустановкн, на которые наносятся
усредненные за 10—15 мин стабильного режима контролируемые величины
в интересующих точках схемы.
5.6. ПРОБНЫЕ (ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЕ! ОПЫТЫ
Основным опытам по программе обязательно предшествуют
пробные, проводимые при двух-трех режимах, желательно близ-
ких к гарантированным, при которых в работе находится макси-
мальное количество приборов и участвуют все наблюдатели.
Пробные опыты служат для обучения наблюдателей правильно-
му отсчету показаний приборов и ведению журналов наблюде-
ний, окончательной проверки готовности установки к испытани-
ям, работы измерительных устройств, а также для получения
данных, используемых во время проведения основных опытов.
В ходе пробного опыта руководитель испытания должен определить
наиболее рациональные меры для обеспечения
максимального постоянства
параметров свежего пара, расходов конденсата, питательной воды, пара
в регулируемые отборы, способы регулирования н контроля отдельных па
раметров и расходов Весьма важным является выбор способа фиксации
органов парораспределения для обеспечения стабильности режима (поста-
новка турбины на ограничитель мощности либо на упор в сторону открытия
регулирующих клапанов) При этом механизм управления турбиной устанав
ливается на несколько большую мощность, чтобы при работе в таком ре
жиме турбина не нагружалась и в то же время не реагировала на незначи-
тельные повышения частоты в системе.
По окончании пробного опыта, являющегося как бы генеральной репе-
тицией испытания, последний часовой промежуток записей рекомендуется
подвергнуть обработке, при которой сопоставить между собой расходы, оце
нить «плотность» установки, уровень отдельных показателей и его соответ-
ствие расчетным значениям или результатам испытаний однотипных агрега
тов При отсутствии замечании результаты этих опытов могут впоследствии
рассматриваться наравне с основными При удовлетворительных результа-
тах, свидетельствующих о неготовности турбоустановкн к испытанию, на-
пример нз-за наличия дефектов или невыясненных изменений показателей
проточной части турбины, неправильной настройки парораспределения и
других дефектов, вопрос о целесообразности продолжения испытания реша-
ется на техническом совещании с возможным привлечением представителей
завода изготовителя.
55
5.7. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ
ИСПЫТАНИЙ ТУРБИН
С РЕГУЛИРУЕМЫМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ
ОТБОРОМ ПАРА
Прн проведении опытов по снятию характеристики турбины
на режимах теплового графика с минимальным открытием по-
воротных диафрагм постоянное давление в камере регулируе-
мого отбора поддерживается путем изменения расходов сетевой
воды через трубные пучки подогревателей Эти опыты следует
проводить, по возможности, в один день при близких темпера-
турах сетевой воды с целью уменьшения поправки к мощности
на отклонение этой температуры.
Для повышения надежности измерения расходов конденсата
греющего пара сетевых подогревателей рекомендуется в каждом
опыте путем регулирования степени открытия напорных задви-
жек насосов найти тот уровень в корпусе подогревателя, при ко-
тором колебания показаний расходомеров будут минимальны.
5.8. ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТОВ
С ПЕРЕМЕННЫМ ДАВЛЕНИЕМ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА
ДЛЯ СНЯТИЯ ЗАВИСИМОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
{«УНИВЕРСАЛЬНОЙ» КРИВОЙ)
Как видно нз программы испытаний (см гл 3), эти опыты
рекомендуется проводить в достаточно широком диапазоне изме-
нения давления отработавшего пара — от минимально достижи-
мого до максимального Следует заметить, что если максималь-
ное давление может быть создано независимо от температуры
охлаждающей воды, например, лишь путем увеличения присоса
воздуха в конденсатор, то минимальное давление при прочих рав
ных условиях достигается лишь прн максимальном расходе ох-
лаждающей воды и ее минимальной температуре, и поэтому
весьма желательно проводить такие опыты в холодное время
года Иногда по местным условиям может допускаться раздель-
ное во времени проведение нескольких серий таких опытов, ког-
да участок «универсальной» кривой, соответствующий минималь-
ным давлениям в конденсаторе (см. рис 6 9,а, зона левее линии
II— II), определяется отдельно зимой илн глубокой осенью
56
сечения н обеспечивать возможность максимально точного измерения давле-
ния в них. Этим требованиям в наибольшей степени обычно удовлетворяют
камеры регенеративных отборов, максимально приближенные к выхлопной
части турбины и отключенные от подогревателей (например, камеры отбо
ров на ПНДЗ, ПНД4)
Как указывалось в гл 3, для обеспечения качественного проведения опы-
тов рекомендуется отключать наибольшее количество регенеративных подо-
гревателей, которое определяется из специальной серии коротких предва
рительных прикидок следующим образом Сначала собирается тепловая схе
ма с отключенными ПВД и деаэратором, а затем проверяется влияние
максимально возможного по программе изменения давления в конденсато-
ре на режим работы ПНД, т е определяется, за каким подогревателем не
меняется температура конденсата при всех давлениях отработавшего пара.
Затем прн сборке окончательной схемы отключаются все ПНД,
следующие по ходу конденсата за последним, реагирующим на изме-
нение давления отработавшего пара (опыт показывает, что обычно бывает
достаточным оставить в работе лишь ПНД1, ПНД2)
При проведении опытов основное внимание уделяется надеж-
ному измерению следующих величин: электрической мощности;
давления отработавшего пара; давления пара в трех-четырех
ступенях, которые при обработке могут быть использованы в ка-
честве контрольных; температуры и давления свежего пара и
пара после промежуточного перегрева; параметров пара в каме-
рах отборов на включенные ПНД н температуры конденсата до
и после них.
Как упоминалось выше, ввиду небольшой длительности опы-
тов частота записи показаний приборов составляет не менее од-
ного раза в минуту, при этом каждый последующий опыт можно
начинать лишь не менее чем через 5 мин после установления
необходимого по программе давления отработавшего пара, ко-
торое не должно отклоняться более чем на ±1 мм рт. ст от
среднего за опыт значения.
Глава шестая
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ
6.1. ОБРАБОТКА ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ
6.1.1 РАСЧЕТ СРЕДНИХ ЗА ОПЫТ ЗНАЧЕНИЙ
На первом этапе обработки проводится тщательный анализ
исходной информации (журналов наблюдений, диаграмм и лент
приборов автоматической регистрации), а также записей в днев-
57
ннке руководителя испытания с целью выявления заведомо не-
правильных результатов, недопустимых отклонений режима во
время опыта, грубых ошибок и пропусков в записях и т. д.
После соответствующей отбраковки данных производится
окончательная разметка опытов с учетом стабильности измерен-
ных значений и расчет среднеарифметических
S х>
х = -1----, (6.1)
п
где х — среднее значение параметра; Xi— значение параметра
в течение опыта; п — количество записей параметра в течение
опыта
Формула (6 1) является общей для всей совокупности па-
раметров, измеряемых как в абсолютных, так и в относитель-
ных единицах. В случае значительных колебаний перепадов
давлений на измерительном сужающем устройстве, достигших
20% и более от среднего за опыт вычисляется среднее значение
квадратного корня из каждого измеренного значения перепада.
Далее, исходя из среднеарифметических, проводится расчет
действительных за время опыта значений давлений, темпера-
тур, перепадов давлений (квадратных корней из перепадов)
и т. п
Следует отметить, что применение автоматизированной си-
стемы измерений накладывает некоторые особенности на пер-
вичную обработку результатов испытаний по сравнению с ис-
пытаниями, проведенными с помощью приборов с визуальным
отсчетом, что вызвано применением датчиков с унифицирован-
ным токовым сигналом, а также использованием многоканаль-
ных регистрирующих устройств.
61.2 РАСЧЕТ ДЕЙСТВИТЕЛЬНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
ИЗМЕРЕННЫХ ВЕЛИЧИН
Давление. Расчет действительных значений абсолютных
давлений, измеренных с помощью пружинных манометров, про-
водится по формуле:
Р = РиЗМ”|"АрпрИС_р|^РиНС_р-®05 (6.2)
где р—действительное абсолютное давление; ризм — давление,
измеренное пружинным манометром; Во — среднее барометри-
ческое давление в течение опыта; Арприс— поправка на высоту
присоединения манометра, мПа,
Арприс^ОДЮЭв^Вприс; (6.3)
АТ/прис — расстояние между центром манометра и местом врез-
ки импульсной линии, м (если манометр расположен выше мес-
58
та врезки, то Д//прис>0, если ниже, то Д#прис<0); Дринс —
инструментальная поправка, определяемая сравнением с пока-
заниями образцового прибора (чаще всего грузопоршиевого
манометра); такую поверку рекомендуется проводить на месте
установки манометра.
Давления, измеряемые U-образнымн манометрами, приво-
дятся к действительным значениям по (6 4), (6.5) (см. рис 4 5,
46).
Для U-образных манометров, залитых ртутью и установ-
ленных ниже места врезки импульсной линии,
ПО 1 I -^1)0 0,0001815/) --&В2 ”1 .Л л,
^=98>Ч------------73W----------------------Ю000-----]' (6-4>
где р— действительное абсолютное давление, кПа; Во —баро-
метрическое давление в течение опыта, мм рт. ст, h\, hz— вы-
сота столбов ртути в левом и правом коленах U-образного
манометра, мм рт. ст. (нулевая отметка соответствует нижней
точке шкалы); t— температура столбов ртути в U-образном
манометре, °C; Д#прис — расстояние между нулевым значением
шкалы и местом врезки импульсной линии, мм; ЛВ2 — высота
столба воды над ртутью в правом (открытом) колене U-образ-
иого манометра, мм, 0,000163 — средний коэффициент, учиты-
вающий температурное расширение ртути, трубки и измери-
тельной шкалы (при 20°C), мм/°C.
Для U-образных манометров, залитых ртутью и установ-
ленных выше места врезки импульсной линии,
п = 98 J [ ^i) (1 0,0001815/) । ^В2 ^Bi “I (6 5)
р ’ L 735,6 ' 10000 г ‘
где Лв1, йв2—высота столбов воды над ртутью в левом и пра-
вом (открытом) коленах U-образного манометра, мм (в им-
пульсной линии вода отсутствует).
Давления, измеряемые однотрубным вакуумметром, зали-
тым ртутью, приводятся к действительным значениям (см.
рис. 4 7)
B0-/iH3M(l -0,0001815/) —
где Лизм — высота столба ртути в вакуумметре, мм рт ст. (см
приложение 8); ДАК—-поправка на капиллярность в зависи-
мости от высоты мениска и внутреннего диаметра трубки, мм
рт. ст.
При измерении вакуума в конденсаторе баровакуумметром
конструкции ВТИ действительное давление
/Ым(1 -0,000163/)
Р =------735,6------98’ь <6-7)
59
Для измерения барометрического давления в зависимости
от характера испытаний используются ртутные барометры и
анероиды (пружинные барометры). Действительное барометри-
ческое давление, измеренное ртутным барометром, определяет-
ся по формуле
Во — Визм(1---&f^) “ЬДВине, (6 8)
где Во — действительное барометрическое давление, мм рт ст.;
Визы — измеренное барометрическое давление, мм рт ст.; kt —
коэффициент, учитывающий тепловое расширение ртути и ма-
териала шкалы (из паспорта барометра); t — температура рту-
ти в барометре, °C, ДВИНС — инструментальная поправка (при-
нимается из паспорта барометра), мм рт ст
Действительное барометрическое давление, измеренное анероидом,
ВО = ВИЗМ+ДВ, (69)
где ДВ— поправки по паспорту анероида.
В случае проведения упрощенных испытаний и отсутствия барометра
можно пользоваться показаниями ближайшей метеостанции, учитывая при
этом разность геодезических высот между метеостанцией и местом, где про-
водятся испытания,
ДВн«ДВ-0,09, (610)
где ДВн — поправка к барометрическому давлению на разность геодезиче
ских высот между метеостанцией и местом, где проводятся испытания,
мм рт ст, ЛВ — разность геодезических высот между метеостанцией и ме-
стом, где проводятся испытания, м
Следует отметить, что при применении однотрубных чашечных баромет-
ров, залитых ртутью, иногда вводится поправка на географическую широту
местности и высоту над уровнем моря
Дйу==йизм(0,0026со82ф+2.10-7В), (611)
где ДЛУ — поправка к показанию на широту местности и высоту над уров
нем моря, мм рт ст, ЛйЗМ—измеренная высота столба ртути, мм рт ст,
ср — географическая широта, Н — высота над уровнем моря, м
Данную поправку целесообразно вводить только при значительных от
клонениях географической широты местности, где проводится испытание, от
45° и при значительной высоте места установки прибора над уровнем моря
(свыше 1500—2000 м).
Температура. При применении термоэлектрических преоб-
разователей (термопар) в качестве вторичных приборов воз-
можно использование переносных потенциометров, дающих по-
казания в милливольтах, и автоматических приборов, дающих
показания непосредственно в градусах Цельсия. При исполь-
зовании переносных потенциометров постоянного тока расчет
температур производится следующим образом:
учитывается температура «холодного» спая
(6.12)
где mV1I3w—термо-ЭДС, измеренная переносным потенцио-
метром, мВ; тУхс — термо-ЭДС «холодного» спая, определяе-
мая по таблице номинальной статической характеристики, со-
ответственно измеренной температуре «холодного» спая, мВ;
2m У переводится по таблице номинальной статической харак-
теристики в °C (/изм) [9];
рассчитывается действительная температура
/ = /иЗМ~НА/т П, (6 13)
где / —действительная температура, измеренная термоэлек-
трическим преобразователем, °C; /изм — температура, получен-
ная соответственно значению SmV и таблице номинальной ста-
тической характеристики, °C; Д/тп— поправка на отклонение
действительной характеристики термоэлектрического преобра-
зователя от стандартной, °C.
Ввиду использования, как правило, высокоточных перенос-
ных потенциометров инструментальной поправкой к ним можно
пренебречь.
При использовании приборов автоматической регистрации
расчет действительных температур производится по формуле
/==/иЗМ-^-Л/т П-р'А/иНС, (6.14)
где /изм — температура, измеренная автоматическим прибором;
А/инс — инструментальная поправка к прибору, определяемая
путем сравнения его показаний с образцовым до и после ис-
пытаний.
При измерении температур с помощью термопреобразова-
телей сопротивления с переносным прибором температуры
определяются по таблицам номинальных статических характе-
ристик.
Разность давлений. Разность давлений на сужающем уст-
ройстве для измерения расхода пара или воды приводится
к действительному значению.
при применении преобразователей с унифицированным то-
ковым сигналом
Ар—Аруслй-|-АрИнс, (6.15)
где Др — действительная разность давлений; Друсл— разность
давлений, измеренная в условных единицах, мА, мВ, k— пе-
реводной коэффициент из условных единиц в абсолютные,
мПа/мА, МПа/мВ, ДринС — инструментальная поправка, опре-
деленная путем сравнения с образцовым прибором до и после
испытаний;
61
при применении U-образных дифманометров, заполненных
ртутью,
Ярт= (/ii+/i2) (1—0,000163/), (6 16)
где ЯРт — действительная разность давлений при 0°С, мм рт.
ст.; hi, h2 — высота столбов ртути в левом и правом коленах
U-образного дифманометра, мм рт. ст. (нуль прибора — в цент-
ре шкалы); t — температура столбов ртути в U-образном диф-
манометре, °C;
при применении однотрубных дифманометров, заполненных
ртутью,
Яр1 = Яи„ (1-0,000163/4-^-), (6.17)
где #изм — высота столба ртути в дифманометре, мм рт. ст.;
d?— внутренний диаметр трубки дифманометра, мм; D4 — внут-
ренний диаметр чашки дифманометра, мм.
Массовые расходы пара и воды. На основании полученных
действительных разностей давлений на сужающих устройствах
проводится расчет массовых расходов:
для разности давлений *, кгс/м2,
G = 10—', (6.18)
где G— массовый расход пара или воды, т/ч; а — коэффици-
ент расхода, определяется по [25]; е — поправочный коэффи-
циент на расширение среды (для воды е=1), определяется по
[25]; kt — коэффициент, учитывающий тепловое расширение
материала сужающего устройства, определяется по [25]; d—~
внутренний диаметр сужающего устройства при 20°C, мм;
Др — действительная разность давлений, измеренная на диф-
манометре, кгс/м2; р — плотность измеряемой среды, опреде-
ляется по [25], кг/м3;
для разности давлений, мм рт. ст.,
G - 0,04445И£^2 УТГ^У10-3, (6.19)
где Нрц — действительное значение разности давлений, изме-
ренной дифманометром, при 0°С, мм рт. ст.
Здесь не приводится подробная методика расчета массо-
вых расходов, которая обязательна для изучения всеми работ-
никами, занимающимися испытаниями турбинного оборудова-
ния, так как она изложена в [25].
Электрическая мощность генератора и электродвигателей
вспомогательного оборудования. Электрическая мощность на
зажимах генератора обычно измеряется по схеме двух ваттмет-
ров при испытаниях с использованием приборов прямого дей-
* Единица разности давлений по дифманометру Др соответствует шка-
лам применяемых в настоящее время измерительных приборов.
62
ствия. При автоматизированных схемах измерений применяют-
ся преобразователи мощности с различными типами регистри-
рующих устройств При использовании схемы двух ваттметров
ЛГТ= ЮЛ (6.20)
где ЛГТ — электрическая мощность, МВт; Лтт — коэффициент
трансформации трансформатора тока; н — коэффициент
трансформации трансформатора напряжения; Р%— показа-
ния ваттметров, Вт:
Pi = aiCBTi; (6.21)
Р %—(6.22)
«1, а2 — показания ваттметров, деление; CBTi, СВТ2— постоян-
ные ваттметров, Вт/деление
При использовании автоматизированных систем измерения
с преобразователем
Мт=Сн пАттАт.н/г. 10-6, (6.23)
где N7— электрическая мощность, МВт; Снп — постоянная нор-
мирующего преобразователя, Вт/мА (мВ); п— показания вто-
ричного регистрирующего устройства, усл. ед.
При использовании схемы трех ваттметров расчетная фор-
мула принимает вид
Я — (aiCBT[+a2CBT2+a3CBT3) АТТАТН-10-6. (6.24)
Одним из параметров, характеризующих работу генерато-
ров, является коэффициент мощности costp. При измерениях
по схеме двух ваттметров costp определяется по приложению 2
или по следующей формуле:
cos^=—z. (6.25)
При применении преобразователя мощности необходимо
измерять реактивную мощность В этом случае
cos = —=~=—, (6.26)
т ]/WT2 + 2Vp2 ’ 1 >
где Мт — электрическая мощность на зажимах генератора (ак-
тивная); Мр — реактивная мощность генератора, Мвар.
А^ощность, потребляемая электродвигателями, может измеряться анало-
гично мощности генератора, а также счетчиками электрической энергии
Первый метод обычно применяется при измерении мощности, потребляемой
крупными электродвигателями, например питательных и циркуляционных на-
сосов и т п Для всех остальных измерений обычно применяются счетчнкн
63
электрической мощности При этом мощность
где — мощность механизма, кВт, с — постоянная счетчика, включающая
в себя коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения,
кВт'Ч/об, п2, — показания счетчика в конце и начале опыта, об, т — про-
должительность опыта, мин
6.1.3. НАХОЖДЕНИЕ ЭНТАЛЬПИЙ ПАРА И ВОДЫ
Энтальпии пара и воды, необходимые для определения
внутренних КПД цилиндров (отсеков), составления уравнений
теплового баланса подогревателей и т д, определяются по
h, s-диаграмме, либо с помощью специально выполненных гра-
фических зависимостей (см. приложение 3), построенных по
данным «Термодинамических таблиц свойств воды и водяного
пара» [27], или с использованием ЭВМ.
Следует иметь в виду, что достаточно надежным может
считаться нахождение энтальпии пара лишь при его перегреве
не менее чем на 15 °C [26].
Образец заполнения сводной таблицы первичной обработки
исходной информации, полученной при испытании, представ-
лен в приложении 4.
6.2. РАСХОДНЫЙ БАЛАНС УСТАНОВКИ
Основным вопросом, решаемым на этом этапе, является
определение действительного расхода свежего пара на турби-
ну во время испытания. С этой целью в каждом из опытов
сопоставляются расходы свежего пара, непосредственно изме-
ренные с помощью сужающих устройств в паропроводах перед
турбиной и вычисленные с использованием измеренных расхо-
дов основного конденсата на деаэратор, пара в регулируемые
отборы, иа промежуточный перегрев, расходов пара на ПВД,
найденных по уравнениям теплового баланса, и различных вто-
ростепенных потоков пара и воды в схеме турбоустановки (для
турбин, работающих в блоке с прямоточным котлом, измерен-
ный расход свежего пара должен, кроме того, сравниваться
с измеренным расходом питательной воды). Для выполнения
расходного баланса необходимо определить расходы пара на
регенеративные подогреватели, на питательные турбонасосы
с конденсационным приводом, протечки пара через концевые
уплотнения роторов турбины и штоки стопорных и регулиру-
ющих клапанов, утечки пара и воды из цикла, учесть измене-
ния уровня в конденсаторе и регенеративных подогревателях
64
6 2.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ПАРА
НА РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Расходы пара на регенеративные подогреватели рассчиты-
ваются, как правило, по общеизвестным уравнениям теплового
баланса с использованием найденных ранее энтальпий пара и
воды и измеренных расходов питательной воды и конденсата.
При наличии частичного перепуска питательной воды поми-
мо трубных пучков ПВД из-за неплотности клапана аварийно-
го обвода для нахождения расхода пара на подогреватель
в уравнении теплового баланса следует использовать расход
питательной воды, проходящий лишь через трубный пучок
<?пит>’ который определяется из уравнения смешения
= , (6.28)
^ПИТ ^пит
где (?пит — расход питательной воды, измеренный с помощью
сужающего устройства; ЛПИт, йпитХит — энтальпия питательной
воды соответственно после смешения с обводным потоком, на
выходе из трубного пучка и перед группой ПВД.
В качестве примера ниже приведены формулы для расчета
уравнений теплового баланса применительно к схеме включе-
ния подогревателей турбоустановки К-200-130, представленной
в приложении 5 В связи с тем что указанная схема не может
охватить все многообразие схем включения подогревателей,
представленные зависимости нужно рассматривать как мето-
дику составления формул, пригодную для любых схем.
расход пара на ПВД7
Q _ ^пит (^ПИТ7 ^ПИТ?) QgoT
Ьц7 ^Др7
расход пара на ПВД6
а ^пит(^питб—^питб)—^П7 (^Д07 -“ йдрб) + QnoT
^П6 , , j
“пб “Др6
расход пара на ПВД5
р ____ ^пит^питв—^питз) " бп6) (Йдр6 --------Лдрб) +
(6.29)
(6.30)
— ^Дрб
(6.31)
где Спит — расход питательной воды через ПВД; &пйт76,5 — энталь-
пия питательной воды на выходе из ПВД7, ПВДб’ и ПВД5
(здесь и дале’е определяются соответственно по температурам
5—6014 65
и давлениям); йпит5—энтальпия питательной воды на входе
в ПВД5, /?пит, ^пит—энтальпия питательной воды на входе и
выходе из дополнительного встроенного пароохладителя ПВД5;
7,6,5 — энтальпия пара иа входе в ПВД7, ПВД6 и ПВД5;
7,6,5 — энтальпия дренажа на выходе из ПВД7, ПВД6,
в ПВД5; расход питательной воды через дополнительный
встроенный пароохладитель ПВД5; QnoT — потери теплоты от
подогревателя в окружающую среду, МДж/ч, обычно прини-
мается постоянное значение для каждого подогревателя по
заводским данным для номинальной нагрузки;
расход пара на ПНД4
----^кз) ~Ь QnoT
— ^Др4
(6.32)
расход пара иа ПНДЗ
СкДЙкз — /гк3) —^п4(7гДр4 — Лдрз) +QnoT
Ьпз — ^дрз
(6.33)
расход пара на ПНД2
__ ^м(^кз —^Kg) ~~ £бп4,з(^дрз~~^к2) Ч-ФяоТ
(6.34)
расход пара на ПНД1
(6l<4---^П4 3,й) (^К1 ^К1) 4“ QnoT
hni — йдр!
(6.35)
где (?к4 — расход конденсата после ПНД4; ЛК4,3,2,1 — энтальпия
конденсата на выходе из ПНД4, ПНДЗ, ПНД2, ПНД1 (здесь
и далее определяется соответственно по температурам и дав-
лениям); Акз, Ак1 — энтальпия конденсата на входе в ПНДЗ,
ПНД1; Ап 4,з,2,1 —- энтальпия пара на входе в ПНД4, ПНДЗ,
ПНД2, ПНД1; Лдр 4 3 2 1 —энтальпия дренажа иа выходе из
ПНД4, ПНДЗ, ПНД2, ПНД1;
расход пара на деаэратор (?п.д в схемах блочных турбоус-
тановок обычно определяется непосредственным измерением.
Если же измерение расхода организовать нельзя, то во время
испытаний собирается тепловая схема с подачей пара от по-
стороннего источника, так как рассчитать тепловой баланс
деаэратора в опытных условиях не всегда возможно из-за от-
сутствия всех необходимых данных:
(?пд—[(?пит(Ак.д—Йк4) S (?п5—7 (Адр5 Йк4)
— Gui.k (Йш.к—Ак4) + СпупЛ ЭЖ(ЙУпл—Ак<) +
H-Qnoi] (Ап д Ак4)
(6.36)
66
где Спит—'расход питательной воды; (?пуоэж— расход пара из
деаэратора на собственные нужды блока; Сшк — расход пара,
отсасываемого от штоков клапанов ЦВД и ЦСД в деаэратор;
SOn5-7 — расход дренажа ПВД в деаэратор; Ак.д — энтальпия
питательной воды на выходе из деаэратора; ЛК4 — энтальпия
основного конденсата на входе в деаэратор; Лупл — энтальпия
сухого насыщенного пара при давлении в деаэраторе, Лщк—
энтальпия пара, отсасываемого от штоков клапанов ЦВД и
ЦСД, в деаэратор; Лдр5— энтальпия конденсата греющего па-
ра ПВД, подаваемого в деаэратор; Лпд — энтальпия греющего
пара, подаваемого в деаэратор.
В дальнейшем при расчете проектной тепловой схемы при-
нимается, что на деаэратор подается пар из отбора турбины
и расход пара определяется по (6 57).
6,2.2. РАСЧЕТ ПРОТЕЧЕК ЧЕРЕЗ КОНЦЕВЫЕ УПЛОТНЕНИЯ
ЦИЛИНДРОВ
Зачастую во время испытаний не удается получить полный
объем данных, необходимых для расчета расходного баланса
концевых уплотнений и определения утечек пара из цилиндров
турбины, т е протечек пара через первые обоймы передних и
задних концевых уплотнений ротора и штоков регулирующих
и стопорных клапанов. В этом случае, если зазоры по конце-
вым уплотнениям находятся в пределах заводских расчетных
данных, протечки через обоймы
(6.37)
где <jKc4), Gotc — расход пара, отсасываемого после обоймы по за-
водским расчетным данным и в условиях опыта (по измере-
нию) , G^(pac4)— протечка пара через обойму по заводским
расчетным данным
При отсутствии измерений расходов пара, отсасываемого от
концевых уплотнений, а также для определения протечки че*
рез промежуточное уплотнение цилиндра (например, ЦВД
турбин типа К-300-240, К-800-240, Т-250/300-240) можно ис-
пользовать формулы, применяемые турбинными заводами.
при Р./Р^у^
Gn₽ = 0,115лГу6 1/
г
(6.38)
67
, (6.39)
где pi, p2 — давление пара перед обоймой уплотнений и после
нее, МПа; z— число гребней; С„р — протечка пара через обой-
му, т/ч; Dy— средний диаметр уплотнения, см; б —радиаль-
ный зазор по уплотнению, см; g— 9,81 м/с2; V[—удельный
объем пара перед обоймой, определяемый по давлению pi и
температуре пара перед обоймой, м3/кг.
Формулы (6.38) и (6 39) пригодны для большинства типов
лабиринтовых уплотнений, применяемых в турбостроении.
Иногда, если это позволяет схема измерений, для оценки отсо-
са пара от уплотнений, сбрасываемого в трубопровод отбора
от турбины на регенеративный подогреватель СОтс, может ис-
пользоваться следующая формула:
= (6-40)
где <?п; — расход греющего пара на регенеративный подогре-
ватель, т/ч; Лпт, ha — энтальпия пара отбора до и после врезки
трубопровода отсоса, Лотс—энтальпия пара отсоса.
6 2.3. СОСТАВЛЕНИЕ РАСХОДНОГО БАЛАНСА ТУРБОУСТАНОВКИ
Составление уравнения расходного баланса является ответ-
ственным этапом в обработке данных испытаний, требует пол-
ного знания тепловой схемы турбоустановкн и блока в целом,
утечек и протечек пара и воды в цикле Обычно расчет урав-
нения расходного баланса турбоустановкн сводится к опреде-
лению расходов свежего пара несколькими независимыми спо-
собами. Так, в частности, при испытании турбоустановкн
К-200-130 располагают следующими величинами расходов све-
жего пара.
расход свежего пара С0изм, измеренный непосредственным
путем,
расход свежего пара Go(raiT), определяемый исходя из изме-
ренного расхода питательной воды (рассчитывается, как пра-
вило, только для блочных схем с прямоточным котлом),
(?0(№T)=GnEIT-SGyT, (6.41)
где Спит — расход питательной воды на котел; SGyT — суммар-
ные утечки пара и воды на участке пароводяного тракта от ПВД
до стопорных клапанов турбины,
68
расход свежего пара Go(nn), определяемый по значению из-
меренного расхода пара на промежуточный перегрев
<?о°= G„ „ + Gm + G„ + G«B« + 0^„уоцб?д + О’ру“йд -
-О?0?ецвд + лепп, (6.42)
где ^п.п — расход пара на промежуточный перегрев; (?П6, Gn7—рас-
хода пара на ПВД6, ПВД7; —протечки пара по штокам
стопорных и регулирующих клапанов ЦВД; <?прУобВ1А—протечка па-
ра через первую обойму переднего уплотнения ЦВД; <?пРу?йД~ про-
течка пара через первую обойму заднего уплотнения
ЦВД; С[от?вд — расход пара, отсасываемого из первой камеры пе-
реднего уплотнения ЦВД; AGnn— утечки пара через предохра-
нительные клапаны промежуточного перегрева,
расход свежего пара Go(K), определяемый по значению из-
меренного расхода основного конденсата за ПНД4,
gS“’ = GM + Gm + G„, + Gns + G„ д + ОЙВД + б“сд- 2<й Е -
— ОГ"-П ” + G?M п ” — GPnp + AGS? + 2GyT — GBHT, (6.43)
где GK4—измеренный расход основного конденсата за ПНД4; GnS—
расход пара на ПВД5;] Ga д — расход пара за деаэратор; СёВД—
протечка пара по штокам стопорных и регулирующих клапанов ЦВД;
ОшСк—протечка пара по штокам стопорных и регулирующих кла-
панов ЦСД; SGn н — расход пара на собственные нужды (на уплот-
нения, основные эжекторы и эжектор уплотнений); б£пл,п,н— рас-
ход конденсата от уплотнений питательного насоса в конденсатор;
^упл.п.н — расход конденсата на уплотнения питательного насоса;
<?впр — расход питательной воды на впрыск в промежуточный пе-
регрев; ДСкр — изменение уровня в конденсаторе в течение опыта
SGyT — утечки пара и воды в тепловой схеме турбоагрегата
(пропуск предохранительных клапанов промежуточного пере-
грева, пропуски арматуры на дренажах, неплотности во фланце-
вых соединениях и т. д.); GkHT —расход конденсата из ба-
ка низких точек в конденсатор.
Полученные разными независимыми способами расходы
свежего пара далее сравниваются между собой. Значения от-
клонений характеризуют «плотность» тепловой схемы, качест-
во проведенных опытов и надежность конечных результатов.
При хорошей организации испытаний (измерений, сборки схе-
69
мы и пр ) максимальное расхождение в расходах свежего па-
ра, определенных любыми способами, не должно превышать
1—2% (большая цифра относится к минимальным нагрузкам).
При таком расхождении сопоставляемых величии и отсутствии
факторов, позволяющих отдать предпочтение какому-либо од-
ному из них, в качестве действительного принимается средне-
арифметическое из сравниваемых значений.
При значительных расхождениях расходов свежего пара, найденных раз
личными способами, следует провести глубокий сравнительный анализ с
целью выяснения наиболее представительного значения Основными крите-
риями, используемыми при таком анализе, являются следующие
соответствие сужающих устройств и мест их установки требованиям
[25], наличие протоколов ревизии и обмеров,
качество работы вторичных приборов, надежность снятия их градуиро-
вочных кривых, частота и амплитуда колебаний столбиков ртути в дифма-
нометрах,
абсолютные перепады давления (следует учитывать, что их значения
менее 60—70 мм рт ст не могут считаться достоверными),
надежность отключения всех утечек и присосов пара и воды, которые
не могут быть количественно оценены;
надежность определения различных потоков пара и воды в формулах
вычисленного расхода свежего пара,
характер протекания зависимости давления пара по ступеням турбины
от каждого нз сопоставляемых расходов свежего пара,
результаты расчета уравнения энергетического баланса турбоагрегата
(см § 6 3) с помощью каждого из сопоставляемых расходов с нахождени
ем энтальпии отработавшего пара и последующим сравнением КПД ЧНД
с данными завода или испытаний однотипных машин,
результаты сравнения удельных расходов теплоты, рассчитанных с ис-
пользованием каждого из сопоставляемых расходов, с данными завода или
испытаний однотипных машин
Большую помощь при определении действительного расхо-
да свежего пара могут иногда оказать результаты проведения
«тарировочных» опытов (см. гл. 3), по которым корректируют
значения измеренного (или вычисленного) по одному из мето-
дов расхода свежего пара в остальных опытах испытания [32]
6.2.4. РАСЧЕТ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ
Как указывалось в гл. 2, теплофикационная нагрузка, яв-
ляясь величиной, определяемой косвенно по результатам пря-
мых измерений ряда величин, рассчитывается двумя независи-
мыми способами:
по измеренным расходу и нагреву сетевой воды
Q^T^Q^^.lO-3.
(6.44)
70
по измеренным расходам конденсата греющего пара (дре-
нажа) сетевых подогревателей и теплоиспользованию греюще-
го пара
Q° ” = [Go п! + Go n2 - AWc Jj • 10“% (6.45)
где (?cni, Ge n2 — измеренные расходы конденсата греющего
пара первого и второго сетевых подогревателей; , ^пс П2—
энтальпия греющего пара первого и второго сетевых подогре-
вателей, ЛДрс п , ЛДрс п2~-энтальпия конденсата греющего па-
ра первого и второго сетевых подогревателей; (?Сет, Мсет —
расход сетевой воды и повышение ее энтальпии
При наличии влажного пара в отборах на сетевые подогре-
ватели его энтальпия при использовании второго способа мо-
жет быть определена исходя из начальной точки, соответству-
ющей последней по ходу камере отбора с перегретым паром, и
внутренних КПД отсеков от этой камеры до ВТО и НТО, по-
лучаемых по расчету завода. Погрешность этого метода обус-
ловлена главным образом недостаточно надежными расчетны-
ми характеристиками промежуточного отсека и сложностью
точного определения состояния в упомянутой камере отбора
с перегретым паром.
На основании анализа заводских материалов и результатов
испытаний турбин типа Т в диапазоне расходов свежего пара
более 60—70% номинального выявлено, что среднее по обоим
подогревателям теплоиспользование греющего пара составляет
около 2300—2390 КДж/кг (550—570 ккал/кг) для турбин
с промежуточным перегревом типа Т-250/300-240 и 2180—
2220 кДж/кг (520—530 ккал/кг) для турбин без промежуточ-
ного перегрева (близкое к этой последней величине значение
отмечено и для турбин типа ПТ в тех же диапазонах расхо-
дов свежего пара и пара на входе в ЦНД). Это дает возмож-
ность упростить (6.45) в тех случаях, когда это допустимо
с точки зрения точности результата.
При небольших (в пределах 1 — 1,5%) расхождениях зна-
чений тепловой нагрузки, вычисленных обоими способами
с одинаковой степенью представительности, в качестве дейст-
вительного ее значения для последующих расчетов во всех
опытах можно принимать среднеарифметическое При наличии
значительных расхождений выбору действительного ее значе-
ния должен предшествовать тщательный анализ сравнитель-
ной достоверности измерений по каждому из способов К ос-
новным факторам, рассматриваемым при таком анализе, отно-
сятся, например, следующие: соответствие сужающих устройств
и мест их установки требованиям [25], наличие протоколов их
ревизии и измерений; амплитуда колебаний столбиков ртути
в дифференциальных манометрах.
71
6.2 5. РАСЧЕТ РАСХОДОВ ПАРА ПО СТУПЕНЯМ ТУРБИНЫ
После определения действительного расхода свежего пара
в каждом из опытов можно переходить к вычислению расходов
пара по ступеням турбины до конденсатора, используя для
этого ранее вычисленные по уравнениям теплового баланса
расходы пара на регенеративные подогреватели, измеренные
расходы пара в регулируемые отборы и данные по протечкам
пара через концевые уплотнения цилиндров турбины и уплот-
нения штоков регулирующих и стопорных клапанов.
Определение расходов пара через все отсеки турбины
вплоть до конденсатора необходимо, во-первых, для составле-
ния уравнения энергетического баланса турбоагрегата с вы-
числением энтальпии отработавшего пара, а во-вторых, для
построения зависимостей давлений по ступеням от расхода че-
рез последующий отсек
Для схемы турбоустановки К-200-130 (см. приложение 5)
приведены следующие уравнения для расчетов расхода по от-
секам:
Оцвд=Оо-<Йвкд;
/->1—9 /-.вх /-.п у ЦВД.
Сгст =• ОцвД— СтПр Об1 ,
/-.10—12 /~*скв /-*1—9 /-»
(jrCT = Сщвд -- Ост — 0гП7,
/-.вых /-*10—12 /-» /-.з.уПВД , z^n у ЦВД.
<?ЦВД = Ост — ОП6 — ОПрУ об1 + Glare »
/-.вх /-.13—15 /-.вых . /-.п п Л/-.П.П «пуЦСД /-.ЦСД.
ОцсД = Ост = СгцвД + С7ВПр ~ ДО — <?пр об1 — ОГшк,
/-.16—18 /-*13—15 /-> /-*
Ост — Ост — Оп5 — Опд,
GJ?-21 = GJ?-18 - G„ + + О!о?еЦВД + СК«сд;
/-.22—23 /-.скв /-.19—21 /-* .
Ост — Оцсд— Ост —Оп3,
/-.вх /-.24—25 /-.22—23 /-> /-.з у ЦСД.
<-*ЦНД = Сгст = Сгст —Сгп2—Сгпр об1 >
/-•скв /-.26—27 /-*24—25 /-. .
ОцНД — Ост = Ос- — Gnl,
П __ zjCKB . г*угтл ЦНД
(jr2 = (J-цнд + (-Лтр.об! >
где Gq — расход свежего пара на турбину (перед стопорными кла-
панами ЦВД); Оцвд — расход свежего пара на входе в проточную
часть ЦВД (после регулирующих клапанов ЦВД); Ос“9—расход
пара через ступени от паровпуска ЦВД до I отбора; Ост 1 —рас-
ход пара через ступени от I до II-отбора: Оцвд—„ сквозной* поток
пара через ЦВД; Оцвд—расход пара после ЦВД; ОцСд—расход
пара на ЦСД после регулирующих клапанов ЦСД; Ост-15—рас-
72
ход пара через ступени от паровпуска ЦСД до III отбора; Gj? 18—•
расход пара через ступени от III до IV отбора; G^”21—расход па-
ра через ступени от IV до V отбора; (?ст~23 — расход пара через
ступени от V до VI отбора; (?цсд—„сквозной" поток пара через
ЦСД; (?цнд—расход пара на входе в ЦНД; G^-25—расход пара
через ступени от паровпуска ЦНД до VII отбора; G2®-27— расход
пара через ступени от VII отбора до конденсатора турбины;
Сцнд — расход отработавшего пара (на выходе из ЦНД); G2 — рас-
ход пара в конденсатор турбины; £прЛоб?А^ расход пара через
первые обоймы уплотнений ЦНД в конденсатор; (?потсВА — расход
пара, отсасываемого из второй камеры переднего уплотнения ЦВД;
£1отсЦВД—расход пара, отсасываемого из первой камеры заднего
уплотнения ЦВД; О“о?сЦСД — расход пара, отсасываемого из первой
камеры переднего уплотнения ЦСД; <?прУо8Д—расход пара через
первую обойму заднего уплотнения ЦСД, Gn 4,3,2,1—расходы
пара на подогреватели низкого давления соответственно ПНД4,
ПНДЗ, ПНД2, ПНД1.
6.3. ЭНТАЛЬПИЯ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА
Одной из величин, определяемых при проведении тепловых
испытаний, является энтальпия отработавшего пара за послед-
ней ступенью турбины, которая необходима для расчетов внут-
реннего относительного КПД ЧНД и использованных теплопе-
репадов отдельных отсеков от различных точек процесса рас-
ширения [см. (6 59)].
В турбинах с противодавлением (или отдельных отсеках
турбин), иа выхлопе которых пар перегрет, его энтальпия легко
находится с помощью h, s-диаграммы или [27] на основании
прямых измерений давления и температуры и может быть ис-
пользована также для расчета внутренней мощности Однако
для конденсационных турбин такой «прямой» способ нахожде-
ния энтальпии отработавшего пара (перед конденсатором) не
используется, так как пар является влажным.
В практике проведения испытаний влажнопаровых турбин
используются различные методы определения энтальпии и вла-
госодержания (см. гл. 10), однако они относятся, как правило,
лишь к достаточно однородным потокам пара (например, све-
жего). протекающим по трубопроводам сравнительно неболь-
шого диаметра (до 600 мм) Для определения указанных
параметров отработавшего пара конденсационных турбин боль-
шинство упомянутых методов не может быть применено в ос-
73
новиом из-за практической невозможности организации отбора
представительной пробы пара вследствие значительной неодно-
родности и неупорядоченности потока, выходящего из послед-
ней ступени (например, длина лопаток ее у турбин мощностью
300 МВт составляет 960 мм, а суммарная торцевая площадь
22,4 м2)
Следует упомянуть и о том, что такие методы, как кало-
риметрический, основанные на дросселировании пробы, не мо-
гут быть использованы еще и по той причине, что исходные
параметры отработавшего пара не позволяют вывести его
в перегретое состояние из-за весьма пологого протекания пра-
вой ветви пограничной кривой, разделяющей области влажного
и перегретого пара в h, s-диаграмме.
В некоторых случаях энтальпия может определяться путем искусствен
кого вывода отработавшего пара в перегретое состояние за счет снижения
давления перед турбиной (только для турбин без промежуточного перегре
ва) одновременно с уменьшением электрической нагрузки н увеличением
давления в конденсаторе (например, путем впуска воздуха, снижения по-
дачи охлаждающей воды н т д) Хотя данный метод и применялся ранее
ПО «Союзтехэнерго» прн испытаниях турбин К-200-130, К-300-240 и других
и дал удовлетворительные результаты, однако он получил весьма ограни
ченное распространение, прежде всего из за необходимости организации тру
доемкнх измерений широкого и неоднородного поля температур за послед-
ней ступенью, а также трудностей режимного характера Весьма сущест
венным условием для использования метода является также наличие надеж
ной поправочной зависимости изменения мощности турбины от давления от
работавшего пара
(«универсальной» кривой), с помощью которой произво-
дится пересчет полученных результатов (например, КПД ЦНД) на номи-
нальное давление отработавшего пара [см. (6 50)].
Наряду с описанными методами прямого определения эн-
тальпии влажного пара по измеренным параметрам существу-
ют также методы ее косвенного определения, основанные на
уравнениях теплового баланса конденсатора и энергетического
баланса турбоагрегата. Ниже приводится более детальный
анализ каждого из иих.
Уравнение теплового баланса конденсатора
G'2 (h-2—^к) ,
откуда
Л2 = оцвддв + оа _Дцв_ + (6.46)
G2 G2
где (?цв, (?2 —расходы охлаждающей воды и отработавшего
papa в конденсатор; Л2, h?— энтальпии отработавшего пара и
его конденсата; — повышение энтальпии охлаждающей
воды.
74
Как следует из уравнения, погрешность расчета энтальпии
определяется в основном погрешностями измерения расхода
охлаждающей воды и ее нагрева в конденсаторе, а также рас-
хода отработавшего пара. Принимая, по данным испытаний,
минимальные погрешности измерения расхода охлаждающей
воды наиболее распространенным методом (с помощью, напри-
мер, сегментных диафрагм) на уровне 2—3%, ее нагрева 1 —
1,5%, а расхода отработавшего пара 1—1,5%, можно в первом
приближении оценить среднеквадратичную погрешность опре-
деления энтальпии на уровне 2,5—3,5%, что составляет
(±58)-г(±83) кДж/кг или (± 14)-?(±20) ккал/кг Если
принять по заводским расчетам турбины К-300-240 использо-
ванный теплоперепад ЦНД равный при номинальной нагрузке
525 кДж/кг (125 ккал/кг), то указанная погрешность опреде-
ления энтальпии отработавшего пара позволит получить КПД
ЦНД с точностью не более 10—11%, что, конечно, недопустим
мо Погрешность метода может быть снижена за счет приме-
нения более точных средств измерений основных составляющих
уравнения (6 46). Так, при использовании для измерений рас-
хода охлаждающей воды ультразвукового расходомера или
гидрометрических вертушек (погрешность примерно 1,5%),
а ее нагрева — специального прибора для определения разно-
сти температур (погрешность около 0,5%), можно довести точ-
ность определения энтальпии до 1,8%, а КПД ЦНД — до
7-8%.
Энтальпия отработавшего пара может быть также опреде-
лена по уравнению энергетического баланса (на примере тур-
боагрегата без промежуточного перегрева).
(h0 - hn]) + G^(he - h2) - SAQTa = 3600 (VT + A7VTa), (6.47)
откуда
h = ^кнд h, + ДЧ- /in ,) -3600(JVT+ SAA;Ta) - WTa
2 r?CKB ’ \ • /
аЦНД
где 2<?п;(^о—/Jnj)—сумма произведений величин отборов пара
от турбины на использованный теплоперепад от состояния пе-
ред турбиной до камеры соответствующего отбора;
Сцнд (^о—- —произведение сквозного расхода пара в ЦНД
на использованный теплоперепад турбины; АГТ — электрическая
мощность на зажимах генератора; 2Д/7та— суммарные элект-
ромеханические потери турбоагрегата (по данным расчетов),
2ДфТа — суммарные тепловые потери турбоустановкн в окру-
жающую среду (по оценке)
Как видно из уравнения, в данном случае погрешность рас-
чета энтальпии определяется главным образом погрешностями
измерения электрической мощности, определения расходов па-
75
ра в ЦНД и в отборы, а также энтальпий по проточной части.
Оценивая по данным испытаний (с учетом «коэффициентов
влияния» —см. гл. 7) среднеквадратичную погрешность опре-
деления энтальпии около 0,8—1%, точность рассчитанного
КПД ЧНД можно обеспечить на уровне 2,5—3%.
Таким образом, из двух косвенных расчетных методов опре-
деления энтальпии отработавшего пара намного более точный
результат дает второй (по уравнению энергетического балан-
са). Следует отметить, что если для оценки внутреииего отно-
сительного КПД ЧНД первый метод практически неприемлем
из-за значительной погрешности, то для расчета использован-
ных теплоперепадов от различных точек процесса до выхлопа
ои иногда может быть использован (в частности, при неболь-
ших отклонениях тепловой схемы от проектной).
Наряду с описанными методами для прикидочных расчетов при введе-
нии поправок к мощности (также при незначительных отклонениях тепло
вой схемы от проектной) энтальпия отработавшего пара может быть приня
та по данным завода изготовителя либо по формуле
7^2 |—
где Д/гп— теплоиспользование отработавшего пара в конденсаторе, принима
ется при нагрузках, близких к номинальной, равным 2280—2300 кДж/кг
(545—550 ккал/кг) для турбин ТЭС с промежуточным перегревом, 2220—
2240 кДж/кг (530—535 ккал/кг)—для турбин без промежуточного перегре-
ва и 2140—2180 кДж/кг (510—520 ккал/кг)—для влажнопаровых турбин.
В качестве примера приводится уравнение расчета энталь-
пии отработавшего пара на основании (6.47) применительно
к турбине с промежуточным перегревом типа К-200 130, тепло-
вая схема которой показана в приложении 5:
(^0 — ^лт) + ^П5 (^О — Д) + ^п5+д (Йо — Д 4- ^г.н.п ^пз) +
^П4 (^0 — ^ВД + П.П — + Спз (^о — ^В'П' + ^гл.п ^0 +
+ Gns (hQ — 4- hT-u п — hn2) 4 Gnl (й0 — 4- n ^ni) +
+ Сцнд (Ao - /г?ВД + hr n.n - hs) - SAQTa = 3600 (ATT + SAAQ,
где (?ni-7 — расходы греющего пара из отборов турбины на
регенеративные подогреватели № 1—7; ho, hTa.u —
энтальпия пара соответственно свежего, за ЦВД и после про-
межуточного перегрева; Лп 1-7 — энтальпия пара отборов на
регенеративные подогреватели; А4 — электрическая мощность
иа зажимах генератора; SAAfTa— суммарные электромеханиче-
ские потери турбины и генератора; 2Д(?Та — суммарные тепло-
вые потери турбоагрегата в окружающую среду (принимают-
ся по оценке).
76
6.4. РАСЧЕТ ВНУТРЕННЕГО ОТНОСИТЕЛЬНОГО КПД
ЦИЛИНДРОВ [ОТСЕКОВ]
Внутренний относительный КПД цилиндра (отсека) турби-
ны i]ot, работающего в зоне перегретого пара, определяется
обычно от состояния пара перед органами парораспределения
(стопорными клапанами), однако в ряде случаев возникает по-
требность в определении этой величины от состояния за регу-
лирующими клапанами (перед соплами), тес исключением
потерь от дросселирования в клапанах (т)'ое) Внутренний КПД
от состояния перед соплами, характеризующий эффективность
собственно проточной части, может быть рассчитан по данным
опытов с полностью открытыми регулирующими клапанами
либо построением процесса в h, s-диаграмме (рис. 6.1).
На рис. 6.1 показан процесс расширения пара в цилиндре
(отсеке) турбоагрегата с начальными параметрами ро, to, ho
(точка /). Точка 1' характеризует состояние пара после орга-
нов парораспределения, т. е. стопорных и регулирующих кла-
панов Разность давлений в точках 1 и 1' является гидравли-
ческим сопротивлением органов парораспределения, называе-
мым иногда «потерями в клапанах». Точка 2 характеризует
состояние пара на выходе из цилиндра (отсека) с параметрами
р2, h, ^2 Точки 2t и 2t' являются конечными в процессе изо-
эитропного расширения пара из точек 1 и 1' до давления р2.
Внутренние относительные КПД от состояния перед стопор-
ными и после регулирующих клапанов определяются как отно-
шения использованных теплоперепадов к соответствующим
Рис 61 К расчету внутреннего относительного КПД с помощью h, s-диа-
граммы
77
располагаемым по формулам:
(6.48)
(6.48а)
где 7joi и т]'О1 — внутренние относительные КПД цилиндра (отсека)
турбины от состояния соответственно перед стопорными клапа-
нами и после регулирующих клапанов; Н1у На, Н'о — исполь-
зованный и располагаемые теплоперепады от состояния перед
стопорными клапанами и после регулирующих клапанов
Энтальпии пара до и после цилиндра (отсека), работающе-
го в зоне перегрева, а также в конце процесса изоэнтропного
расширения находятся по соответствующим давлениям и тем-
пературам с помощью таблиц водяного пара. Возможно также
их определение по уравнениям термодинамического состояния
пара, что особенно удобно при обработке данных на ЭВМ.
Прн определении энтальпии пара после цилиндра (отсека) особое вни-
мание следует обратить на расположение точек измерений температур (см.
рис 4 8) В некоторых случаях эту величину приходится определять из
уравнения смешения (см гл 4) Например, если измерения температур ор-
ганизованы в трубопроводе после места подвода отсоса пара из переднего
уплотнения ЦНД, энтальпию пара на выходе из ЦВД й2ЦВ,Л' следует опре-
делять по формуле
Ацвд = (СцвУ 0?оУ„ЦВД) ^ВД' - сГ^ВД»?оУ£ВД
(6.49)
°ЦВД
где — расход пара после ЦВД; О" ^в^— расход пара, отсасываемого
из первой камеры переднего уплотнения ЦВД; — энтальпию пара после
смешения; —энтальпию пара, отсасываемого из первой камеры пе-
реднего уплотнения ЦВД.
Внутренние КПД отдельных отсеков между двумя регенеративными от-
борами турбины, найденные по состоянию пара в паропроводах на соот
ветствующие подогреватели, не могут считаться достаточно представитель
ними как ввиду влияния высокотемпературных надбандажных перетечек,
подмешивающихся к относительно небольшим расходам пара на подогрева-
тели, так н большого влияния погрешности измерения температур прн не
значительном теплоперепаде между ступенями отборов По этим причинам
наиболее достоверные значения КПД могут быть получены, во-первых, лишь
при наличии точек измерения температуры и давления, расположенных в по
токе пара большого расхода и, во-вторых, при достаточно большом тепло
перепаде отсека.. Поэтому с максимальной точностью удается определить
лишь внутренние КПД цилиндров, работающих целиком в зоне перегретого
пара с измерением параметров в выходных паропроводах (ресиверах),.
.78
Для приближенной оценки внутреннего КПД ЦНД, рабо-
тающего, как правило, в зоне влажного пара, конечную энталь-
пию Л2 (см. рис. 6.3) следует пересчитать либо на постоянное
давление отработавшего пара, либо на переменное, зависящее
от расхода пара в конденсатор. В процессе пересчета необхо-
димо вначале определить поправку к мощности турбины на
отличие опытного давления отработавшего пара от принятого
за номинальное &N р по «сетке поправок» или с помощью
«универсальной кривой» (см рис. 6,9,а, б), а затем скоррек-
тировать ее для исключения влияния подогревателей низкого
давления, питающихся паром отборов из ЦНД. Изменение эн-
тальпии пара на выходе из ЦНД при пересчете на номиналь-
ное давление отработавшего пара определяется по формуле
где ДЛ2—-изменение энтальпии пара на выходе из ЦНД;
— дополнительная поправка к мощности турбины, учиты-
вающая отключение ПНД [см. (6.77)], бцнд —опытный
расход пара на выходе из ЦНД.
Приведенная энтальпия отработавшего пара определяется
по формуле
Л2пр=h^Ah2, (6.51)
где /г.2 — опытная энтальпия отработавшего пара [определяет-
ся по (6.46)].
6.5. РАСЧЕТ ВНУТРЕННЕЙ МОЩНОСТИ ЦИЛИНДРОВ
[ОТСЕКОВ)
Для турбин с регулируемым отбором пара с целью после-
дующего построения диаграммы режимов необходимо опреде-
лить вначале внутренние мощности ЦВД (ЧВД) и ЦНД
(ЧНД).
Мощность ЦВД в условиях опытов
"?ВД(О") = Р^Д^ВД+ SG„-(A0-^)] (6.52)
где <?цвд — сквозной расход пара через ЦВД (получен из баланса
расходов — см. §6.2); Ядвд—использованный теплоперепад ЦВД
до камеры II отбора, = hQ — h^; SGnJ-(/^ — h^j)— сумма про-
изведений отборов пара из ЦВД на регенеративные подогре-
ватели и теплоперепадов от начала процесса до камеры соот-
ветствующего отбора.
79
S4NTA,MBr
Рис 6 2 Зависимость суммарных
электромеханических потерь турбоаг
регата ПТ 80/100-130/13 от электри
ческой мощности
75 Мт,МВт
По измеренной в условиях опытов электрической мощности
Мтоп с помощью кривой потерь турбоагрегата 2АЛгта=/:(Лгт)
(рис. 6 2) определяется внутренняя мощность ЦНД
Л^НД(^) = д/оп + 2дЛ^а _ д^цвдеп).
(6.53)
6.6. ПРИВЕДЕНИЕ ОПЫТНЫХ ДАННЫХ
К НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ
И ПРОЕКТНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЕ,
РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И РАСХОДОВ ТЕПЛОТЫ
ДЛЯ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ТУРБИНЫ
Во время проведения испытаний тепловая схема турбоагре-
гата не всегда полностью совпадает с проектной Это может
быть вызвано наличием дополнительных постоянно действую-
щих потребителей теплоты (мазутохозяйства, калориферов кот-
ла, отопления), отклонениями расхода питательной воды от
расхода свежего пара для неблочиых установок и т. п. Кроме
того, в определенных пределах могут отклоняться от номиналь-
ных значений начальные и конечные параметры пара, может
нарушаться плотность арматуры иа обводах ПВД и ПНД, по
условиям работы котла возможен впрыск питательной воды
в промежуточный пароперегреватель и т. п
Для получения характеристик турбоагрегата, которые были
бы удобны для использования эксплуатационным персоналом,
заводом-изготовителем, проектными, конструкторскими и нала-
дочными организациями, результаты испытаний следует при-
водить к единым условиям. Обычно выбираются две схемы,
к которым приводятся результаты испытаний. Первая — реаль-
ная (эксплуатационная), т. е. та, при которой фактически экс-
плуатируется турбоагрегат, вторая — схема, для которой спро-
ектирован турбоагрегат и выданы показатели его работы
(проектная или гарантийная схема). Эксплуатациоииая и
проектная схемы могут совпадать между собой, но возможны
и отличия, вызванные включением в тепловую схему турбоус-
80
тановки дополнительных элементов, не предусмотренных заво-
дом-изготовителем, либо изменением параметров работы турбо-
агрегата. Характеристики, получаемые при эксплуатационной
схеме, необходимы для нормирования и анализа работы турбо-
агрегата в реальных условиях, а при проектной — для сравне-
ния с гарантийными показателями завода-изготовителя
На практике чаще всего используются два метода приведе-
ния результатов испытаний к номинальным параметрам пара
и проектной тепловой схеме, при неизменном расходе свежего
пара иа турбину (G0=const) и при неизменном положении
органов парораспределения ЦВД (Ara=const).
Первый метод предполагает использование, как правило,
заводских поправочных кривых на отличие параметров пара
от номинальных и поправок на отличие тепловой схемы от про-
ектной, подсчитанных на основе опытных теплоперепадов.
Второй метод заключается в определении расхода свежего
пара и электрической мощности при номинальных условиях
путем пересчета их опытных величин с сохранением неизмен-
ных значений внутренних КПД.
Ниже будут рассмотрены каждый из методов в отдельности
и проведено их сравнение
6 6 1. ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ И УСЛОВИЯ
Перед началом пересчета по любому из методов необходи-
мо прежде всего выбрать условия, к которым приводятся ре-
зультаты испытания. Такими условиями, определяющими, на-
пример, проектную тепловую схему, являются, равенство рас-
ходов питательной воды и свежего пара; давление в деаэраторе;
расходы свежего пара, при которых производятся изменения
в схеме (переключение камер отбора пара на деаэратор, изме-
нение направления дренажной системы регенерации и т. п );
нагрев питательной воды в насосе и т. д.
Номинальные параметры цикла турбоустановки, к которым
приводятся результаты испытания, как правило, соответствуют
указанным заводом-изготовителем в ТУ на поставку турбоус-
тановки, однако в ряде случаев с учетом особенностей конкрет-
ных условий эксплуатации некоторые из них могут отличаться
от выданных заводом.
6.6 2 ПЕРЕСЧЕТ ОПЫТНЫХ ДАННЫХ НА НОМИНАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ
ПРИ НЕИЗМЕННОМ РАСХОДЕ СВЕЖЕГО ПАРА
(НА ПРИМЕРЕ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ТУРБОУСТАНОВКИ К-200-130,
ПРИЛОЖЕНИЕ 5)
Определение номинальных расходов пара на ПВД. Номи-
нальные расходы пара иа ПВД соответствуют условиям равен-
ства расходов питательной воды и свежего пара, а также эн-
6—6014 81
тальпии питательной воды на входе в ПВД, отвечающей рас-
четным значениям давления в деаэраторе и нагрева воды
в питательном насосе.
При небольших расхождениях расходов свежего пара и пи-
тательной воды через ПВД в условиях опытов номинальные
(расчетные) значения энтальпий воды, греющего пара и дре-
нажа могут приниматься равными опытным величинам. В слу-
чае значительных расхождений упомянутых расходов (напри-
мер, вследствие перетечки питательной воды помимо трубиых
пучков ПВД) номинальные энтальпии следует определять по
методу последовательных приближений. При этом необходимо
учитывать возможные изменения температурных напоров
в ПВД и давления греющего пара перед ними за счет подачи
через подогреватели увеличенного относительно опытов расхо-
да питательной воды
Расчет проводят по (6.54) — (6 56) (обозначения — см.
п. 6.2.1) начиная с последнего по ходу питательной воды ПВД7.
-Н ^о(^ПИТ7 ^пит?) +QnoT /~ Г-, X
СП7 =-------------—--------; (6.54)
"П? -- "др?
(7Н — go(frniiT6 —^питб) ~ gn7 ^Дрб) + QnoT (6 £5)
^пб — ^Дрб
GH — go(ftnHT5 ~~ ^питб) ~^п7,6^дрв ~ ^дрз) +QsoT (6 5Q)
^пб — ^Дрб
де йТ5 - д + ^п.н? — расчетная энтальция питательной
воды иа выходе из деаэратора; А/ь.н— повышение энтальпии
питательной воды в питательном насосе.
Определение номинального расхода пара на деаэратор. Рас-
ход пара от турбины иа деаэратор определяется по (6.57)
(обозначения — см. п. 6.2.1).
Gn д - [Go (/£ д - - SG*5-7 (/гдр5 - - Gm к (/гш. к - /&) +
+ сг 8Ж (Лу„ - ft) + « д - Й4)-1. (6.57)
Определение номинальных расходов пара на ПНД. Расчет
проводят аналогично ПВД сверху вниз, от ПНД4 к ПНД1 для
опытного расхода конденсата через ПНД4, скорректированного
на изменение расходов пара на ПВД и деаэратор, по формуле
6«4 = ^ + 2Д6„Е-, + Л6п.д. (6.58)
Следует заметить, что при наличии значительных отклоне-
ний тепловой схемы в условиях опытов от проектной может
возникнуть необходимость в дополнительной коррекции расхо-
дов пара на ПНД и деаэратор методом последовательных при-
ближений, вызванная заметными изменениями давления и теп-
82
лоиспользоваиия греющего пара, а также температурных на-
поров.
Расчет мощности и удельного расхода теплоты при номи-
нальных условиях. Поправка к мощности в условиях опытов
на несоответствие тепловой схемы проектной при неизменном
расходе свежего пара
< = (2AG„S_, н’Г + Д6„ д (6.59)
36U0
где Д(?п5-7,1-4, АСпд — разница расходов пара в отбор на каж-
дый ПВД, ПНД и деаэратор в условиях опытов и при проектной
тепловой схеме; £МП-К, #гд“к — использованный теплоперепад
до конечной точки расширения соответственно от состояния
в отборе на каждый ПВД, ПНД и деаэратор. Энтальпия пара
в конечной точке процесса расширения, находящейся в зоне
влажного пара, определяется по рекомендациям § 6.3.
Как будет показано далее, выбор конечной точки процесса
зависит от типа турбоагрегата и принятого способа обработки
результатов испытаний. В частности, для приведения к про-
ектной тепловой схеме опытов на конденсационном режиме
(турбины всех типов, имеющие конденсатор) конечной точкой
процесса расширения принимается конденсатор опытов иа ре-
жимах по тепловому графику с многоступенчатым подогревом
сетевой воды (турбины с Т-отбором) —камера ВТО или НТО,
опытов для построения характеристики ЦВД (турбины с П-от-
бором) — камера П-отбора.
Для пересчета результатов испытаний на проектную тепло-
вую схему иногда применяется метод, основанный на исполь-
зовании коэффициентов ценности [28].
Далее результаты испытаний корректируются на отклоне-
ние параметров в условиях опытов от номинальных значений.
Порядок корректировки зависит от того, в каком виде пред-
ставлены заводские поправки — к электрической мощности или
к удельному расходу теплоты
Если заводские поправки даны к электрической мощности,
то корректируется опытное значение последней. Суммарная
поправка к мощности
ДАГшр = &NPo + + + №Рг + ДЛГСО8 ф + №&Рп п, (6.60)
где ДЛ^, ДЛ^о, ДЛ^п п, ДЛ^р2 — поправки к мощности на отклоне-
ние давления и температуры свежего пара, температуры пара
промежуточного перегрева и давления отработавшего пара от
номинальных значений; ANCos <₽ —поправка на отклонение_cos <р
от номинального значения [15], см. п. 6.6 5, ДЛ^др —поправ-
ка к мощности иа отклонение потери давления в тракте про-
межуточного перегрева (учитывается, как правило, лишь для
6* 83
сравнения результатов с гарантиями завода-изготовителя или
другими нормативно-техническими материалами).
Для определения поправки вначале иаходях дав-
ление отработавшего пара с учетом изменения расходов пара
в конденсатор из-за отличий опытных значений отборов на ре-
генерацию и деаэратор от соответствующих проектной схеме
„сх _ „оп Сз + т^+ДСп.д (6>6 J)
^2 62 V
Поправка к мощности на отклонение ргсх от р%н определя-
ется по сетке поправок, полученной либо экспериментальным
путем, либо по данным завода-изготовителя.
Таким образом, при расходе свежего пара, равном опытно-
му, электрическая мощность при номинальных параметрах и
проектной тепловой схеме
ЛГт^ЛГтов+ДЛгта+ДЛгпар1 (6 62)
Для расчета удельного расхода теплоты необходимо постро-
ить следующие графические зависимости: энтальпии питатель-
ной воды за последним ПВД от расхода свежего пара
(рис 6 3); расхода пара на промежуточный перегрев при про-
ектной тепловой схеме Gnn от расхода свежего пара (рис. 6.4).
Значение Gnn рассчитывается по формуле, указанной в п. 6.2.5,
как Сцвд при номинальных расходах на ПВД7 и ПВД6; но-
минальных давлений пара за ЦВД и пеРеД ЦСД (/^сд)
от расхода свежего пара (рис. 6 5), внутреннего КПД ЦВД от
Рис 6 3. Зависимость температуры
питательной воды и ее энтальпии за
последним ПВД от расхода свежего
пара для турбины К 200-130
Рис 6 4 Зависимость расхода пара
на промежуточный перегрев от расхо-
да свежего пара для турбины
К-200-130
84
Рис 6.5 Зависимость давления пара за ЦВД и перед ЦСД от расхода све
жего пара для турбины К-200-130
расхода свежего пара, приведенного к номинальным парамет-
рам по формуле
GSP=G»/W (6-63)
или (8.2) (рис. 6.6); энтальпии пара, подаваемого на проме-
жуточный перегрев /$ВД> от расхода свежего пара. Эту за-
висимость можно определить с помощью h, s-диаграммы, за-
даваясь различными расходами свежего пара и определяя по
графикам рис. 6.5, 6.6 значения 71о?д и Р^вд; энтальпии пара
после промежуточного перегрева йГпп от расхода свежего пара.
Энтальпию можно определить с помощью h, s-диаграммы при
^гпп, задаваясь различными расходами свежего пара и по-
лучая по графику рис 6 5 значения
С помощью построенных зависимостей, задаваясь через рав-
ные промежутки значениями расхода свежего пара, определяют
все составляющие для расчета удельного расхода теплоты при
проектной тепловой схеме и номинальных параметрах
. Qq-103 [Go(ft0 ^пит) 4“ ^п.п(^г.п и-*^2’ВД)]103
-------------- (6-64)
где Ло—йпит — разность энтальпий свежего пара и питательной
воды; /1гп.п—/г?ВД —разность энтальпий пара до и после
промежуточного перегрева; Gnn — расход пара, идущего на
промежуточный перегрев.
В турбоустановках, в состав которых входят питательные
турбонасосы, снабжаемые паром, отбираемым от основной тур-
бины, мощность, принимаемая для расчетов удельного расхода
теплоты, находится как сумма мощностей на зажимах генера-
85
тора и внутренней мощности турбопривода питательного насоса
(^+№) (точно так же учитываются другие механизмы
с турбоприводами, например турбовоздуходувки котлов блоков
800 МВт)
Внутренняя мощность турбопривода с противодавлением
3600
(6.64а)
где С?тп —расход пара на турбопривод; Яос— располагаемый
теплоперепад турбопривода от состояния соплами, —
внутренний относительный КПД турбопривода от состояния
перед соплами.
В этом случае все компоненты формулы могут быть полу-
чены по данным непосредственных измерений расхода пара на
турбопривод и параметров пара на входе и выходе из него
При наличии конденсационного турбопривода с выхлопом в собственный
конденсатор его внутренний относительный КПД по измерению параметров
вода затрачивается 'Практически полностью на повышение энтальпии воды
в питательном насосе и, следовательно, может быть рассчитана по измерен-
ным расходу питательной воды и ее нагреву по приближенной формуле
------^питД/гт
3600 пнт 1
(6.646)
где Опит и ЛЛлит — расход питательной воды и повышение ее энтальпии
В этой формуле ие учтены затраты мощности на нагрев потока воды,
протекающей через гидропяту, а также на компенсацию потерь в подшип-
никах и уплотнениях насоса, составляющие суммарно около 2% Однако
такая погрешность при определении удельного
расхода теплоты является
поэтому погрешность конечного результата (удельного расхода теплоты) за
счет такого допущения не будет превышать 0,08% При детальных испыта-
ниях турбонасосного агрегата с целью определения его КПД такое допуще-
ние не может быть принято.
Следует отметить, что в случае, когда питательный турбонасос данного
типа прошел предварительные испытания, вполне допустимо определять рас
ход пара на турбопривод по контрольной зависимости расхода от давления
пара перед соплами Полученные по испытанию значения внутренней мощ-
ности турбопривода приводятся к номинальным условиям в соответствии
с [20] Аналогично учитывается внутренняя мощность других механизмов
с турбоприводом.
86
Рис 6.7 Зависимость полного (/),
удельного (2) расходов теплоты и
расхода свежего пара иа турби
ну (3) от электрической мощно
сти
На этом приведение экспери
ментальных данных к номиналь
ным условиям считается закон
ченным Зависимости Go, Qo.
от NT приводятся на рис 6 7
Графическая зависимость
полного расхода теплоты на тур
бину от мощности с достаточной
степенью точности представляется
в виде прямой линии Иногда
эта линия имеет излом в точке,
начиная с которой изменяется отно-
сительный прирост за счет вступления в работу какого либо элемента
турбоустановкн, чаще всего органов парораспределения ЦВД Точка изло
ма в таком случае при построении расходной характеристики должна кор
респондироваться с диаграммой парораспределения и соответствовать рас-
ходу свежего пара, при котором начинает открываться один из клапанов
Для устранения влияния субъективного фактора при построении расходной
характеристики желательно эту зависимость получать в виде уравнения ви
да Q0=a+bNr с использованием метода наименьших квадратов и опреде
лением коэффициентов
где п — количество обрабатываемых опытов, по которым составляется рас
ходная характеристика, NTl— электрическая мощность в i-м опыте, Q0!- —
расход теплоты в i м опыте
Задаваясь через определенный интервал мощностью, опре-
деляют удельный расход теплоты на турбину для построения
зависимости qT=f(NT):
qT= (b-j-a/Ni) 103.
(6.65)
87
На расходной характеристике необходимо указывать усло-
вия, для которых оиа построена, а именно: давление и темпера-
туру свежего пара, температуру пара после промежуточного
перегрева, давление отработавшего пара в конденсаторе, дав-
ление в деаэраторе, потерю давления пара в тракте промежу-
точного перегрева, нагрев воды в питательном насосе
При наличии заводских поправочных кривых к удельному
расходу теплоты пересчет ведется в следующей последователь-
ности.
рассчитывается скорректированная мощность турбоагрегата
в условиях опыта
№п' = С1 + ДЛ^СХ + Яоз ф + ^Р1- (6.66)
определяется скорректированный опытный расход теплоты
на турбину
QS°' = [G„ -«й + G°* (h' „ „ - (6.67)
где Go — опытный расход свежего пара на турбину; G£nn — расход
пара на промежуточный перегрев, полученный после приведе-
ния опытных данных к проектной тепловой схеме; йооп — опыт-
ная энтальпия свежего пара перед турбиной; /£ит — скоррек-
тированная опытная энтальпия питательной воды, поступаю-
щей в котел из системы регенерации турбоустановки, /гг,Пп —
скорректированная опытная энтальпия пара, поступающего
в ЦСД после промежуточного перегрева; /г^вд/ —скорректи-
рованная опытная энтальпия пара, поступающего на промежу-
точный перегрев
Необходимость коррекции опытных значений энтальпии пи-
тательной воды и пара промежуточного перегрева, а также его
расхода связана с возможным отклонением давления пара по
ступеням и температурного напора в последнем ПВД из-за
изменения регенеративных отборов в процессе пересчета опыт-
ных данных на условия проектной тепловой схемы.
определяется скорректированный опытный удельный расход
теплоты на турбину
<6-68>
находится удельный расход теплоты на турбину при номи-
нальных условиях
= <6-69)
где aq°t> aj, аХП'° — поправки к удельному расходу теплоты
иа отклонение соответственно температуры и давления свеже-
го пара, температуры пара после промежуточного перегрева,
88
потери давления в тракте промежуточного перегрева от номн
нальных значений.
Описанный метод расчета удельного расхода теплоты принято назы-
вать методом «прямого баланса», ио, как упоминалось в гл 1, эта величи-
на может быть также определена и по методу «обратного баланса» или
«потерь». Однако конечная точность ее определения по такому методу су
ществеиио ниже, чем по «прямому балансу» (6 64), ввиду внесения значи
тельной погрешности при определении потерь теплоты в конденсаторе
AQkoh, составляющих до 40% и более общего расхода теплоты иа турбо-
установку Действительно, погрешность определения потерь теплоты в кон
деисаторе зависит от точности измерения расхода охлаждающей воды и ее
нагрева Расход охлаждающей воды с помощью широко используемых в на-
стоящее время сегментных диафрагм измеряется с точностью около 2—3%
[19], а погрешность измерения нагрева воды (даже при применении диф
ференциального способа) составляет примерно 0,5% Таким образом, сум
мариая относительная погрешность при вычислении AQkoh составит пример-
но 3—3,5%, а при определении удельного расхода теплоты — до 1,6—2%
(или с доверительным интервалом 0 95—3,2—4%) (без учета дополнитель
ных погрешностей, связанных с определением величины других потерь энер
гии в турбоустановке (электрических, механических, в окружающую среду),
а также подвода энергии в цикл от механизмов собственных нужд) Нужно
лаиса», из-за сокращенного объема измерений отсутствует возможность
оценки эффективности отдельных узлов и элементов турбоустановки
Разумеется, что из за перечисленных недостатков рассматриваемый
тод не получил распространения для представительного и достаточно все
стороннего исследования показателей турбоустановки, однако он может на
ходить применение для расчета экономических показателей турбин с про
тиводавлением и с утилизацией теплоты конденсируемого пара
(например,
для подогрева сетевой воды), когда AQKOH=0 [см (6 85)], а в некоторых
случаях может использоваться и при проведении экспресс испытаний
Следует отметить, что с применением расходомеров повышенной точно
сти, например ультразвукового (см гл 2), точность измерения расхода ох
лаждающей воды может быть существенно увеличена (до 1,5% и более)
[4, 5], и в этом случае (при одновременном повышении точности определе-
ния нагрева охлаждающей воды в конденсаторе и суммарных потерь тур-
боагрегата) метод «обратного баланса» с учетом его относительной просто
ты может стать сравнимым по точности н получить широкое распростране-
ние наряду с описанным выше методом «прямого баланса»
6.6.3. ПЕРЕСЧЕТ ОПЫТНЫХ ДАННЫХ НА НОМИНАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ
ПРИ НЕИЗМЕННОМ ПОЛОЖЕНИИ ОРГАНОВ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
(НА ПРИМЕРЕ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ТУРБИНЫ
БЕЗ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА)
Пересчет состоит из трех этапов [32] и иллюстрируется
в h, s-диаграмме на рис. 6 8.
Определение «фиктивных» расхода свежего пара и элект-
рической мощности. На первом этапе пересчета производится
переход при постоянных энтальпиях из начальной (poto) и ко-
нечной, соответствующей концу изоэитропиого расширения,
(p2^2t) точек процесса в условиях опыта до номинального на-
чального давления рон и «фиктивных» начальной температуры
№ и давления отработавшего пара р2$>=р2-рон/ро-
В результате такого перехода расход свежего пара и мощ-
ность (последняя ввиду неизменности теплоперепада) изменя-
ются лишь пропорционально начальному давлению:
G„* = G0™-^> (6.70)
Ра
АГ/ (ЛС0П + Ж*) (6.71)
Ра
где Goon, Go* — соответственно опытный и «фиктивный» расхо-
ды свежего пара; Утоп, N-fl— соответственно опытная и «фик-
тивная» мощность турбины; ANCX — суммарная поправка к мощ-
ности на отклонение тепловой схемы от проектной (см п. 6.6.2).
Введение поправки иа отклонение «фиктивной» температу-
ры свежего пара от номинальной. После перехода по изобаре
рон от «фиктивной» температуры свежего пара tfl до номи-
нальной £ои расход свежего пара Gonp и мощность JVTnP опреде-
ляются по формулам:
Go1” = Go* J/^(6.72)
TV/р = Л7 * ( 1 + . (6.73)
т Ооф \ 100 / ’ v ’
где — поправка к мощности за счет отличия» фиктивиоа“ и но-
минальной температур свежего пара (по поправочной кривой);
Уон, о0ф—'удельные объемы пара при /он и
«Фиктивная» температура свежего пара может быть опре-
делена непосредственно по h, s-диаграмме при йо и Рон либо по
формуле
(„* = /„'•-(6.74)
ср
90
Рис 6 8 Схема пересчета на номи
нальные параметры при неизменном
положении органов парораспределе
где ho, ho*— энтальпия свежего пара в условиях опыта и при
^он; ср — удельная теплоемкость при постоянном давлении рон
Введение поправки к мощности на отклонение опытного дав-
ления отработавшего пара от номинального. Для сохранения
неизменного теплоперепада (а следовательно, и внутреннего
КПД) после перехода в начальную точку процесса, соответст-
вующую номинальным давлению и температуре, «фиктивное»
давление отработавшего пара необходимо пересчитать на «при-
веденное», пропорционально изменению расхода свежего пара,
обусловленному изменением начальных параметров, и измене-
нию расхода через последние ступени, вызванному отклонени-
ем условий опытной тепловой схемы от проектных, по формуле
где Сцнд — расход пара через последние ступени в условиях опы-
та; AG — изменение расхода пара через последние ступени
вследствие отклонения условий тепловой схемы от проектных.
Окончательный пересчет мощности от «приведенного» дав-
ления отработавшего пара /?2пр на номинальное р2н произво-
дится на основании «сетки поправок», полученной либо в ре-
зультате проведения специальных опытов, либо по расчетным
данным
Таким образом, окончательная электрическая мощность, со-
ответствующая проектной тепловой схеме и номинальным на-
чальным параметрам и давлению отработавшего пара, опреде-
ляется по формуле
л; = + LNp, = (W » + длу (1 + + ДЛ^, (6.76)
где \Np2 — поправка к мощности на отличие р2пр от р2н, опре-
деляемая по «сетке поправок»
91
Удельный расход теплоты рассчитывается, кзк и в методе
приведения при неизменном расходе пара, с той лишь разни-
цей, что все компоненты (6.64) определяются в зависимости от
расхода свежего пара, приведенного к номинальным парамет-
рам С?опр
6 6.4. СОПОСТАВЛЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ ПРИВЕДЕНИЯ
ОПЫТНЫХ ДАННЫХ К НОМИНАЛЬНЫМ УСЛОВИЯМ
При использовании первого метода (G0=const) пересчет иа
номинальные начальные параметры пара при неизменном рас-
ходе вызывает необходимость перестановки регулирующих
клапанов, что сопровождается, в свою очередь, изменением
внутреннего КПД турбины (цилиндра). Поэтому для уменьше-
ния возможной погрешности, связанной с неучетом этого изме-
нения, испытания необходимо проводить с минимальным откло-
нением начальных параметров (особенно давления) от номи-
нальных значений, т е строго в пределах, указанных в § 5 3.
Следует, однако, отметить, что фактическое значение упомяну-
той возможной погрешности весьма невелико. Так, принимая во
внимание, что при испытаниях на современном оборудовании
реальные отклонения давления свежего пара от номинального
не превышают, как правило, 2%, а влияние КПД ЦВД осо-
бенно в турбинах с промежуточным перегревом на удельный
расход теплоты относительно невелико, значение погрешности
конечного результата от неучета изменения внутреннего КПД
ЦВД при приведении результатов к номинальным параметрам
не превысит 0,09%
Второй метод, в противоположность первому, позволяет при
пересчете сохранить внутренний КПД неизменным, однако при
этом появляются дополнительные погрешности, связанные, на-
пример, с допущением о прямопропорциональном изменении
расходов на регенерацию от расхода свежего пара, с использо-
ванием графических зависимостей, экстраполяцией и т. д., а
также большим, чем в первом методе, объемом пересчетов.
На основании изложенного следует считать первый метод
более предпочтительным.
Наряду с рассмотренными методами приведения результа-
тов испытаний к номинальным параметрам и проектной тепло-
вой схеме может быть применен третий метод, в котором при
сохранении расхода свежего пара неизменным суммарная по-
правка к опытной мощности определяется, путем расчета из-
менений теплоперепадов и расходов пара по отсекам турбины
без использования заводских поправочных кривых и с коррек-
тировкой внутреннего КПД на основании опытных дан-
ных [15].
92
Этот метод целесообразно использовать при наличии ЭВМ
(например, типа «Искра-226») в случае невозможности сборки
тепловой схемы без существенных отклонений от проектной,
а также при наличии значительных отклонений начальных па-
раметров пара [15].
Таким образом, первый метод приведения результатов ис-
пытания к номинальным условиям при неизменном расходе све-
жего пара и с использованием заводских поправочных кривых
может быть рекомендован в качестве основного.
Второй метод используется преимущественно при обработ-
ке результатов специальных опытов с дросселированием све-
жего пара, проводимых при полном открытии регулирующих
клапанов, например, для определения характеристик турбины
в зоне максимальных расходов (при невозможности, по экс-
плуатационным условиям, осуществить полную загрузку тур-
бины по пару с номинальным давлением). Иногда этот метод
используется и при расчете характеристик ЦНД в турбинах
с регулируемым отбором пара
В некоторых случаях целесообразно применение третьего
метода (без использования заводских поправочных кривых при
неизменном расходе свежего пара)
6.6.5 ОПЫТЫ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОПРАВКИ К МОЩНОСТИ
ТУРБИНЫ НА ИЗМЕНЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ ОТРАБОТАВШЕГО ПАРА
(«ВАКУУМНЫЕ» ОПЫТЫ]
Методика проведения и обработки результатов этих опытов
была предложена и проверена инж А С. Зильберманом и
М. А. Ухоботиным в 40—50-е годы при испытаниях турбин
К-50-30 и ПТ-25-30 [32] и с тех пор с небольшими дополнения-
ми широко применяется при испытаниях турбин различных ти-
пов и мощности
В соответствии с гл 3 основная идея методики сводится
к тому, чтобы исключить влияние на мощность турбоагрегата
при проведении испытания всех факторов и параметров, кроме
искусственно изменяемого давления отработавшего пара.
С этой целью и для обеспечения стабильности режима во вре-
мя опытов отключается большинство регенеративных подогре-
вателей и фиксируется положение органов парораспределения,
а также сводятся к минимуму отклонения начальных давления
и температуры свежего пара и пара после промежуточного пе-
регрева от средних значений по серии. Влияние отклонений
указанных параметров на мощность турбоагрегата и давление
отработавшего пара учитывается путем введения специальных
поправок, которые рассчитываются следующим образом.
Поправка к мощности, учитывающая отклонение начального
давления. При неподвижных органах парораспределения в те-
93
чение опытов отклонение начального давления ведет к измене-
нию расхода свежего пара и, следовательно, давления в конт-
рольной ступени, поэтому соответствующая поправка к мощ-
ности выражается в виде
Рк ?к1/т77^о
100%,
где рк и ркн — давление в контрольной ступени в условиях опы-
та и принятое за номинальное (последнее обычно близко
к среднему по серии опытов значению); ^Топ1То— коэффициент
для пересчета опытного давления в контрольной ступени на на-
чальную температуру, принятую за номинальную.
Поправка к мощности, учитывающая отклонение начальной
температуры. Ввиду того что при отклонении начальной тем-
пературы пара при неподвижных органах парораспределения
расход свежего пара и теплоперепад на турбину изменяются
в противоположные стороны, данная поправка
а/0 = <аи-ао.)Л“-У.
где ая=6Яо/Яо—удельное изменение теплоперепада турбины
при отклонении начальной температуры на 1 °C (°/о/°С), опре-
деляемое с помощью h, s-диаграммы; aG == 6 Go/Go—удельное
изменение расхода свежего пара при отклонении начальной
температуры на 1 °C (%/°С), равное приблизительно-^—
[32]; t0H—— отклонение температуры свежего пара от при-
нятой за номинальную, °C
Поправка к давлению отработавшего пара во время опытов,
учитывающая изменение расхода свежего пара из-за отклоне-
ния начальных параметров от принятых за номинальные. По-
правка а приводится в виде
Поправка к мощности, учитывающая отклонение costp от
принятого за номинальное. Эта поправка находится по дан-
ным завода-изготовителя генератора. При отсутствии этих дан-
ных и наличии кривой потерь в генераторе при номинальном
значении cos ф поправка определяется следующим образом:
рассчитывается фиктивная мощность генератора в услови-
ях опыта, соответствующая номинальному cos ф, по формуле
по кривой потерь находятся потери генератора при мощности
В условиях ОПЫТОВ ДЛ^оп И при фиктивно! МОЩНОСТИ Д/УфГикт;
94
Рис 6 9 Универсальная зависимость изменения мощности турбины от дав
ления отработавшего пара в конденсаторе для турбины К 800-240 3 (а) и
сетка поправок к мощности на изменение давления отработавшего пара в
конденсаторе при различных расходах пара в ЧНД для турбины К-800-240 3
поправка иа несоответствие значения cos(p номинальному
вычисляется как разность найденных выше потерь генератора
COS <f ~ А^фикт оп
Таким образом, значения мощности турбоагрегата и давле-
ния отработавшего пара, приведенные к постоянным парамет-
рам и cos фяом, составят.
= лф + фф» ) + zVVC0S ф;
= Рг (1 + ) •
По этим результатам строится универсальная зависимость
в относительных координатах изменения мощности турбоагре-
гата ^Лгтпр/<?чнд от давления отработавшего пара Рг^/^чнд
(рис 6.9,а).
95
Задаваясь различными значениями расхода пара на входе
в ЧНД Очнд, по универсальной зависимости рассчитывают
так называемую «сетку поправок» к мощности на изменение
давления отработавшего пара (рис. 6.9,6).
В некоторых случаях, например, при необходимости пере-
счета внутреннего КПД ЦНД на измененное давление отрабо-
тавшего пара возникает потребность в определении использо-
ванного теплоперепада ЦНД с исключением влияния регене-
ративных ПНД. Такой пересчет (6.50) производят на основа-
нии дополнительной поправки к мощности, определяемой по
формуле
где SAGny—изменение расходов пара в отборы на ПНД; h2,
hj — энтальпии отработавшего пара и пара в отборе /.
При наличии турбин с промежуточным перегревом общий
подход к обработке результатов опытов остается прежним, од-
нако при этом поправки, учитывающие изменения теплоперепа-
дов, связанные с отклонением температур, вносятся по отдель-
ности к мощности ЦВД и (ЦСД+ЦНД) Порядок расчета и
введения поправок в этом случае следующий:
поправка к мощности ЦВД на отклонение начальной тем-
пературы от принятой за номинальную (а, ) подсчитывается
таким же образом, как и для турбины без промежуточного пе-
регрева, с той лишь разницей, что относительное изменение
теплоперепада турбины заменяется на относительное изменение
теплоперепада ЦВД: 3#рвд/НоВД = а#овд;
поправка к мощности ЦВД и (ЦСД+ЦНД) на отклонение
начального давления (или расхода свежего пара) с учетом то-
го, что контрольная ступень выбирается обычно в ЦНД, опре-
деляется по формуле
= У Г"”-ЛД?^_100оуО!
Т’г п.п/^г-п.п
где V Тгп п/Т,. п.п —коэффициент для пересчета опытного 'давле-
ния в контрольной ступени на температуру пара после проме-
жуточного перегрева, принятую за номинальную;
поправка на изменение теплоперепада из-за отклонения
температуры пара после промежуточного перегрева от приня-
96
той за номинальную, вносится к мощности ЦСД+ЦНД в сле-
дующем виде:
5//цсд+цнд „н
Ч.п п ^ЦСД+ЦНД < г П П Г П-П^’
3//ЦСД+ЦНД
где ---® ттцгт - =х кцсд-ьцнд — удельное изменение теплоперепа-
* ууЦСД+ЦНД О J
да ЦСД+ЦНД при отклонении температуры пара после про-
межуточного перегрева на 1 °C (%/°С); ^п, h п.п —темпе-
ратура пара после промежуточного перегрева в условиях опы-
тов и принятая за номинальную, °C;
поправка к мощности ЦВД и (ЦСД+ЦНД) на изменение
расхода свежего пара из-за отклонения начальной температуры
имеет вид
а ^-121 а — гд
Go 2Г0 ° °
Таким образом, мощность турбоагрегата, приведенная к
постоянным параметрам пара NTnp, определяется по формуле
+ А'цвд--7г- + АГцсд+цнд
где #цвд и А^цсд+цнд определены либо по расчетным данным заво-
да, либо по измеренным параметрам и мощности турбоагрегата
в условиях опытов.
В качестве иллюстрации в приложении 6 приведен расчет
параметров «универсальной» зависимости поправок к мощно-
сти по результатам испытания турбины К-800-240-3.
Для обработки результатов может быть рекомендован так-
же упрощенный метод, который заключается в расчете попра-
вок к мощности на отклонение параметров по отдельным опы-
там с помощью поправочных зависимостей, содержащихся, на-
пример, в типовых энергетических характеристиках или Инст-
рукциях по проведению экспресс-испытаний турбин различных
типов, например, [10], а также коэффициента, позволяющего
оценить изменение расходов свежего пара при неизменном от-
крытии регулирующих клапанов. Данный метод состоит в ос-
новном из следующих этапов.
7—6014 97
в каждом из опытов по измеренным параметрам свежего
пара рассчитывают расходный коэффициент
“с„ = P«IPoVT<JTo",
где р0, То, рон, Тон — давление и температура свежего пара
в условиях опытов и принятые за номинальные;
в каждом из опытов по измеренным температурам свежего
пара и пара после промежуточного перегрева (to, frn.n) с по-
мощью упомянутых поправочных зависимостей вычисляют по-
правочные коэффициенты к мощности иа изменение теплопе-
репадов (а^ и
с помощью найденных поправочных коэффициентов опреде-
ляют мощность турбоагрегата и давление отработавшего пара
при параметрах, принятых за номинальные, и рассчитывают*
«универсальную» зависимость:
А^р -== /V а щ щ ;
т т Go го ‘г.п.п’
Р2р=т,-
Преимуществом метода является существенное упрощение
процесса проведения опытов и обработки их результатов бла-
годаря отказу от использования давлений в контрольных сту-
пенях в качестве критерия изменения расхода свежего пара, а
также от введения раздельных поправок к мощности отдельных
цилиндров.
6.7. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЗАВИСИМОСТЕЙ
ДЛЯ ТУРБИН С РЕГУЛИРУЕМЫМ ОТБОРОМ ПАРА
НА ТЕПЛОФИКАЦИЮ (ТИПА Т)
ПРИ НОМИНАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
Если для конденсационных турбин рабочий диапазон харак-
теризуется зависимостями расходов свежего пара и теплоты от
электрической мощности, то для турбин с регулируемыми отбо-
рами пара он описывается диаграммой режимов, в которой
электрическая мощность является функцией двух или трех пе-
ременных
Так, в частности, диаграмма режимов для турбин с регули-
руемым Т-отбором содержит в верхнем и нижнем полях зави-
симости расхода свежего пара и теплофикационной нагрузки
от развиваемой электрической мощности иа режимах работы
по тепловому графику с минимальным пропуском пара в ЧНД
и различных давлениях в камере РТО. Дополнительно на ниж-
нем поле наносятся линии, характеризующие зависимость из-
менения электрической мощности от теплофикационной нагруз-
ки при работе турбины по электрическому графику
98
Ниже показан порядок расчета каждой из указанных зави-
симостей (для иллюстрации в качестве примеров использованы
данные испытаний турбины Т-100-130 в режимах с двухступен-
чатым подогревом сетевой водь! и регулированием давления
в верхнем теплофикационном отборе, рис. 6 10—6 20).
6.7.1. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК РЕЖИМА
ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ
Зависимость электрическая мощность — расход свежего па-
ра. Расчет этой зависимости проводится в основном аналогич-
но расчету для конденсационных турбин, со следующими осо-
бенностями.
при вычислении поправки к мощности в условиях опытов на
несоответствие тепловой схемы проектной по (6 59) в качестве
конечной при данном режиме принимается энтальпия пара в
камере РТО. Эта величина в случае влажного пара определя-
ется приближенно из выражения
» Г.ПСВ . д ,ПСВ
— »2др Н- Д^п ,
где Адр^и A/z^cs— энтальпия конденсата и теплоиспользование
греющего пара верхнего или нижнего ПСВ (в зависимости от
схемы подогрева сетевой воды, верхнего — при двух- и трех-
ступенчатой, нижнего — при одноступенчатой);
определяется дополнительная поправка к мощности на от-
клонение температуры обратной сетевой воды АУТг;
рассчитывается электрическая мощность при расчетной теп-
ловой схеме, номинальных параметрах и опытном давлении
в РТО У/.
Таким образом, для завершения расчета данной зависимо-
сти остается лишь ввести поправку к мощности на отличие
опытного давления пара в РТО от принятого за номинальное.
Учитывая, что абсолютное значение этой поправки может быть
иногда значительным, в некоторых случаях, несмотря на нали-
чие заводской поправочной кривой, целесообразно определять
ее дополнительно экспериментальным путем, для чего предла-
гаются два способа
Первый способ — на основании обработки данных специаль-
ных опытов при искусственно изменяемом давлении пара
в РТО (см § 3.3), которая состоит в основном из следующих
этапов:
введение с помощью заводских данных поправок к мощно-
сти на отклонение параметров от номинальных ДУпар;
введение поправки к мощности на отклонение расхода свеже-
го пара в каждом из опытов от среднего по серии ДС0
«и. = Wb, ДО0, (6.78)
7" 99
Рис 6 10. Универсальная кривая поправок к мощности на изменение давления
пара в верхнем теплофикационном отборе турбины Т-100 130:
Рис 611 Сетка поправок к мощности иа изменение давления пара в верхнем
теплофикационном отборе при постоянных расходах свежего пара для турби-
ны Т-100-130
где — удельная поправка к мощности турбины при измене'
нии расхода свежего пара на 1 т/ч, определяемая углом на-
клона характеристики режима по тепловому графику, МВт-ч/т;
расчет значений электрической мощности в каждом из опы-
тов, приведенных к постоянному расходу свежего пара и номи-
нальным параметрам,
Л?т = №тп4-АЛГ„аР + ^л0о + Ж, (6.79)
(поправка к мощности на несоответствие тепловой схемы от-
сутствует, так как опыты проводились с отключенными ПВД);
расчет и построение универсальных зависимостей изменения
мощности от давления пара в РТО по каждой серии опытов
с последующим их совмещением в одну (рис. 6 10);
расчет и построение сеткн поправок на давление пара в РТО
общеизвестным методом (рис. 6.11)
Так, для расчета линии Go—390 т/ч вначале задаются раз-
личными значениями отношения рвта/<?°, а затем по ним
определяют координаты сетки рвто и AiVT (табл. 6 1).
Таблицаб! К расчету сетки поправок
__________________(.рвто / Go)-i03_________________
2 I 3 | 4 | 5 | 6
AWt/Go 2,5 15,2 26,0 35,7 43,5
•fBTO 0,78 1,17 1,56 1,95 2,34
0,98 5,93 10,14 13,90 17,00
100
Второй способ — с помощью сравнения мощности и давле-
ния в РТО в различных опытах на режимах по тепловому гра-
фику— состоит в следующем:
для каждой серии опытов при pPTo=const, проведенных
с минимальным отклонением ррто от среднего по серии, нано-
сится линия зависимости мощность — расход свежего пара
N-/—f(Go), приведенная к номинальным параметрам
(рис. 6 12);
задаваясь различными значениями Go, получают для каждого
из них значения изменения электрической мощности от давле-
ния в РТО (ДЛ^т1, ДЛ^т2.. ), иа основании чего строится сетка
поправок к мощности при G0=const, с помощью которой окон-
чательно уточняется каждая из зависимостей Mr=f(Go);
в случае значительных отклонений давления в РТО в отдель-
ных опытах от среднего по серии с помощью полученной сетки
поправок вносится соответствующая коррекция к мощности в
каждом из них, при необходимости изменяется наклон ранее
приведенной зависимости N?—f(Go) и уточняется сетка попра-
вок и т. д
Диализируя оба способа расчета поправки к мощности иа изменение
давления в РТО (ДУррТ0), следует помнить, что получение надежной
поправки первым способом — задача достаточно сложная ввиду трудности
по эксплуатационным условиям, обеспечения необходимой выдержки вре-
мени для стабилизации температуры обратной сетевой воды при переходах
иа новый режим со ступенчатым изменением давления в РТО Это влечет
чеяию с самим изменением мощности (при этом следует учесть, что такая
поправка, рассчитываемая заводом изготовителем, также не может быть
признана достаточно представительной нз-за дополнительной погрешности,
связанной с необходимостью использования при расчетах характеристик
переключаемого отсека) В то же время даже при наличии надежных экспе-
риментальных зависимостей на
определенная вторым способом,
режимах по тепловому
графику поправка,
может также оказаться недостаточно точ-
ной из за принятого в расчете допущения о прямо пропорциональном ха-
рактере зависимости изменения мощности от давления в РТО Поэтому ре-
шение о выборе способа введения данной поправки следует принимать в за-
висимости от конкретных условий
Таким образом, если при составлении программы испытания будет при-
нято решение об определении поправок к мощности, например, с помощью
второго способа, то специальные опыты (см п 3 3 2) можно ие проводить,
а соответственно увеличить количество основных серий опытов по теплово-
му графику до пяти шести
Мощность турбины, соответствующая номинальным услови-
ям и принятому за номинальное давление в РТО, определяет-
101
—1___I— I I I I I I
SO SO 70 80 30 WO
Рис 612 Зависимости расхода све
жего пара от электрической мощно-
сти в режиме теплового графика при
постоянных давлениях в камере верх-
него теплофикационного отбора для
турбины Т-100-130
ся по формуле
^ = ^ + Д^рто. (6.80)
По полученным данным строятся зависимости 7VT=f(G0)
для верхнего поля диаграммы в полном диапазоне изменения
Лрто (рис. 6.13).
Зависимость теплофикационная нагрузка — расход свежего
пара. Теплофикационная нагрузка при номинальных парамет-
рах и проектной тепловой схеме
От ’ Q°n + + Дбцнд + Д^инд) A/inCB Ю-"3, (6.81)
где Дй?св— теплоиспользование греющего пара в ПСВ; Q°n—'теп-
лофикационная нагрузка в условиях опыта; SAGn/ — суммар-
ная поправка к значениям регенеративных отборов при приве-
дении тепловой схемы к проектной; Д(?чнд, ^^пнд -измене-
Рис 613 Линии верхнего поля диаграммы режимов, соответствующие номи-
нальным условиям и проектной тепловой схеме для турбины Т-100-130
Рис 614 Зависимости теплофикационной нагрузки от электрической мощно-
сти в режиме теплового графика при постоянных давлениях в камере верх
него теплофикационного отбора для турбины Т 100 130 (нижнее поле диа-
граммы режимов)
102
ния расхода пара в ЧНД и на ПНД за счет приведения давле-
ния в камере РТО к номинальным значениям.
По данным расчета строятся зависимости Qr=f(AM для
нижнего поля диаграммы режимов при тех же давлениях в ка-
мере РТО и в том же диапазоне, что и зависимости 7VT=f(G0)
(рис. 6.14) На рис 6.13 и 6 14 зависимости условно показаны
спрямленными, хотя в действительности они могут иметь изло-
мы, связанные, например, с открытием очередного регулирую-
щего клапана или началом зоны естественного повышения дав-
ления в регулируемом отборе
6 7 2. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ЗАВИСИМОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ
МОЩНОСТИ ТУРБИНЫ ОТ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ НАГРУЗКИ
ПРИ РАБОТЕ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКОМУ ГРАФИКУ
Ввиду отключения ПВД в этих опытах необходимо ввести
поправки к мощности лишь на возможные небольшие откло-
нения расходов свежего пара (ААГдоД по отдельным режимам
от среднего по серии (6.78) и параметров пара и температуры
обратной сетевой воды от номинальных значений AlVnap, AAfT,
(принимается, что отклонения давления в РТО минимальны).
Тогда по каждому опыту номинальные значения электрической
мощности и теплофикационной нагрузки
ZVT 7V°n + ДА^0 + Д1Упар + Ж2; (6.82)
QT = Qr™+AG0KpeMaac\ (6 83)
где Крег — коэффициент, учитывающий расходы иа регенератив-
ные подогреватели.
Принимая за начальную точку опыт с максимальной тепло-
фикационной нагрузкой QTMaKC и соответственно минимальной
мощностью #тмни, находят по опытам каждой серии отклонения
от этих значений AQT и ДДГТ, по которым строятся зависимости
AAfT=f(AQT). Наклон последних усредняется и определяется
средний угловой коэффициент Kcp=AArT/AQT, характеризующий
изменение мощности от теплофикационной нагрузки
(рис. 6 15).
На рис 6.15 представлены графические результаты четырех
серий опытов при разных расходах свежего пара Go и давле-
ниях в камере верхнего теплофикационного отбора рвто на ре-
жимах с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Как мож-
но видеть, наклоны зависимостей ^NT—f(QT) по каждой из се-
рий, характеризующие изменение суммарной мощности пере-
ключаемого отсека и ЧНД (ПО+ЧНД) от тепловой нагрузки
турбоагрегата, практически одинаковы, что дало основание
принять в качестве среднего углового коэффициента кср их
103
среднеарифметическое значе-
ние, равное 0,044 мВт-ч/ГДж
(0,185 мВт-ч/1 кал).
Следует отметить, что по
результатам многочисленных
испытаний турбин различной
мощности со ступенчатым по-
догревом сетевой воды полученный коэффициент яср хорошо со-
гласуется с расчетными данными заводов-изготовителей и со-
ставляет обычно 0,0435—0,0455 мВт-ч/ГДж (0,182—0,210 мВтХ
Хч/Гкал).
6.7.3. ДИАГРАММЫ РЕЖИМОВ
Как упоминалось выше, диаграммы режимов для одно-
двух- и трехступенчатого подогревов сетевой воды имеют оди-
наковую структуру: в их верхней и нижней частях наносятся
линии, характеризующие работу турбоагрегата по тепловому
графику с максимальной теплофикационной нагрузкой при по-
стоянных давлениях в регулируемом теплофикационном отбо-
ре, а для возможности перехода к электрическому графику на
нижнее поле наносится допол-
нительно сетка параллельных
линий с наклоном, соответст-
вующим коэффициенту /сср
(см п. 6.7.2), характеризую-
щим изменение электрической
мощности турбины от тепло-
фикационной нагрузки.
Таким образом, построение
диаграммы режимов по дан-
104
ным испытаний практически сводится к изображению зависимо-
стей рис. 6.13—6 15 иа одном графике в общих координатах.
Фрагмент такой диаграммы показан на рис. 6.16. Как следует из
построения, диаграмма устанавливает взаимосвязь четырех ос-
новных показателей, характеризующих режим теплофикацион-
ного турбоагрегата, расхода свежего пара Go, электрической
мощности Мт, теплофикационной нагрузки QT и давления пара
в камере регулируемого теплофикационного отбора рРТо.
В режимах теплового графика с минимальным пропуском пара
в конденсатор два любых из этих показателей определяют ос-
тальные. Так, в частности, по заданным расходу свежего пара
и давлению в РТО (точка А) можно получить электрическую
мощность (точка Б) и теплофикационную нагрузку (точка В).
В режимах электрического графика ввиду отсутствия одно-
значной зависимости QT от Go для нахождения любого из ука-
занных показателей необходимо знать уже три остальных Так,
для предыдущего условия с целью определения, например,
электрической мощности необходимо задать дополнительно
теплофикационную нагрузку. В этом случае из точки, соответ-
ствующей режиму теплового графика (точка Г), проводится ли-
ния с наклоном, соответствующим коэффициенту яСр, до пере-
сечения в точке Д с заданной теплофикационной нагрузкой Е.
Искомая электрическая мощность 3 является абсциссой точ-
ки Д.
Относительное изменение мощности от тепловой нагрузки,
характеризуемое коэффициентом /сср, может быть также рас-
считано путем сравнения между собой экспериментальных за-
висимостей мощности от расхода свежего пара на конденсаци-
онных режимах и по тепловому графику при одинаковом дав'
лении в регулируемом отборе С этой целью, задаваясь различ-
ными расходами свежего пара, определяют вначале соответст-
вующую разницу мощностей (ДУТ—AfTK—7VTT), которую затем
относят к теплофикационной нагрузке Расхождение коэффици-
ентов, полученных расчетом и непосредственно по испытанию,
например, турбины Т-175/130—210, не превысило 0,5%, что под-
тверждает их достаточную надежность
Результаты опытов при конденсационном режиме с отклю-
ченным регулятором давления в Т-отборе рассчитываются и
приводятся к номинальным условиям методом, аналогичным
описанному для конденсационных турбин (см п. 6.6 2) Полу-
ченные зависимости расходов свежего пара, полного и удель-
ного расходов теплоты от электрической нагрузки наносятся
либо на диаграмму режимов, либо на отдельный график.
Следует заметить, что описанные структуры и форма диаг-
раммы режимов современных турбин с Т отбором (в частности,
с одноступенчатым подогревом сетевой воды) вполне пригод-
105
ны и для турбин прежних выпусков (Т-12-90, Т-25-90 и Др.), ди-
аграммы режимов которых традиционно рассчитывались для
постоянного давления в камере Т-отбора, что при необходимо-
сти изменения последнего заставляло пользоваться поправоч-
ными кривыми с соответствующим увеличением погрешности
результата.
6.7.4 ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧНОСТИ
Ниже приведен ход расчета основных показателей, характе-
ризующих экономичность турбоустановки: удельного расхода
теплоты на выработку электроэнергии и удельной выработки
электроэнергии на тепловом потреблении (удельный расход
пара по результатам испытания определяется достаточно про-
сто и в пояснениях не нуждается).
Удельный расход теплоты при одно- и двухступенчатом по-
догреве сетевой воды рассчитывается с использованием по-
строенной диаграммы режимов пр формуле
9т == 10'. (6.84)
По результатам расчетов строятся графические зависимости
?t=/(JVtQt) при постоянных давлениях в камере РТО
(рис. 6.17).
Для режима с трехступенчатым подогревом сетевой воды
удельный расход теплоты
= 3600 (1 + ^^) + 5^2-10', (6.85)
Рис. 6 17. Зависимость удельного рас-
хода теплоты от электрической мощ
ности при постоянных теплофикаци-
онных нагрузках и давлении в верх
нем теплофикационном отборе
0,12 МПа для турбины Т 100-130
106
Рис 6 18 Зависимость удельного рас-
хода теплоты от электрической мощ
ности в режиме с трехступенчатым
подогревом сетевой воды для турби-
ны Т-100130
100 150 О.7,Гкал/ч
i ।_____i iii
Ш 500 SOD 700ГДж/ч
ZOO 300 WO
Рис 6 20. Зависимость удельной вы-
работки электроэнергии на тепловом
потреблении от расхода свежего пара
при различных давлениях в верхнем
теплофикационном отборе для турби-
ны Т-100-130
Рис 619 Зависимость полной мощ
ности, вырабатываемой на тепловом
потреблении, от теплофикационной
нагрузки при постоянных давлениях
в верхнем теплофикационном отборе
для турбины Т-100 130
где AQnp — прочие тепловые потери, принимаемые равными для
турбин мощностью 100, 50 и 25 МВт соответственно 4,94; 2,56
и 2,05 ГДж/ч (1,18, 0,61 и 0,49 Гкал/ч («Инструкция и методи-
ческие указания по нормированию удельных расходов топлива
на электростанциях», БТИ ОРГРЭС, 1966); SAAAa— суммар-
ные потери турбоагрегата (см рис. 6.2).
По результатам расчета строится графическая зависимость
(рис 6 18)
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреб-
лении
ут.
io3, (6.86)
где —полная мощность, производимая на тепловом ^потребле-
нии (рис. 6.19).
Для нахождения мощности А^ф, исходя из того, что выработка
^Ф при постоянном расходе свежего пара не зависит от тепловой
нагрузки, инж М А Ухоботиным предложено следующее:
текущая теплофикационная нагрузка QT заменяется макси-
мальной <2тмакс, при этом соответствующее изменение мощно-
сти
AjVt= (QT—QTMaKC)/ccp, (6 87)
107
где «ср — средний коэффициент изменения электрической мощ-
ности при изменении тепловой нагрузки, МВт-ч/ГДж (МВтХ
Хч/Гкал) (см. п. 6.7.2);
с учетом того, что из всего потока пара, выходящего из
ЧСД и промежуточного отсека и равного (?тмакс + (?цнд H-Gnl>
конденсационный поток составляет (?чнд (минимальный рас-
ход пара на входе в ЧНД), мощность, производимая на тепло-
вом потреблении,
ДГ?Ф = (Л\. —MfT)
(6.88)
(прн этом на основании данных испытаний и заводских расче-
тов мощность ЧНД при минимальном пропуске пара принята
равной нулю);
удельная выработка
6макс 1ПЗ
•103 = (ЛГТ —ДЛГТ)----т----------—
б^кс+б^д4-бП1 Q^aKC
_______/Ут — AN т_______|0з
Д^св(б^сЧ-б^ннд4-бп1)
(6.89)
При построении графика зависимости от расхода свежего
пара (рис 620) все величины выработок следует привести
к одному произвольно выбранному значению электромеханиче-
ского КПД Лэм (например, 0,975), чтобы иметь возможность пе-
ресчитать 1Гтф на любую требуемую электрическую нагрузку:
(где 0,975 — постоянный т]эм, к которому приведены удельные
выработки во всем диапазоне диаграммы режимов).
6.8. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЗАВИСИМОСТЕЙ
ДЛЯ ТУРБИН С РЕГУЛИРУЕМЫМИ ОТБОРАМИ ПАРА
НА ПРОИЗВОДСТВО И ТЕПЛОФИКАЦИЮ (ТИПА ПТ)
ПРИ НОМИНАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
6.8.1 ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Расчет характеристик для турбин этого типа состоит из сле-
дующих этапов
Разбалансировка внутренней мощности турбины по цилинд-
рам (отсекам) в условиях опытов.
168
Рис 6.21. К расчету поправки к мощности ЦВД турбины ПТ 80/100 130/13 на
изменение начальной температуры пара
В результате завершения этого этапа определяются внутрен-
ние МОЩНОСТИ ЦИЛИНДрОВ (отсеков) Турбины ДГ^ВЗ‘(ОП>} УЦНДСоп),
которые будут положены в основу дальнейших расчетов (см.
§ 65).
Приведение характеристики ЦВД к проектной тепловой схе-
ме и номинальным параметрам (на примере испытания турби-
ны ПТ-80/100-130/13).
Введение поправок к мощности при неизменном расходе
свежего пара на отклонение тепловой схемы от проектной про-
водится в соответствии с указаниями § 6.6 по формуле
(hnj — hD), (6.91)
где Д(?п/ — разность расходов пара в отбор из ЦВД в условиях
опытов и при проектной тепловой схеме; hnJ—hn — см. в § 6 5.
109
Рнс 6.22 Поправочная кривая к
мощности ЦВД турбины ПТ 80/100
130/13 на изменение начальной тем-
пературы пара
Рис 6..23 Поправочная кривая к
мощности ЦВД турбины ПТ-80/100-
130/13 иа изменение начального дав-
ления пара
Приведение мощности ЦВД к номинальным начальным па-
раметрам пара poR, toK и давлению в камере П-отбора рпн осу-
ществляется с использованием вспомогательных поправочных
кривых, построенных с помощью h, s-диаграммы. Расчет таких
вспомогательных кривых для процессов, протекающих целиком
в области перегретого пара, достаточно прост и представлен на
примере расчета поправочного коэффициента к мощности от
изменения температуры свежего пара на рис. 6.21 Задаваясь
отклонениями начальной температуры на +5, ±10 °C . (при
рон, pnH=const), определяют соответствующие теплоперепады
Яоь Ноз.., а затем поправочный коэффициент к мощности
наносят иа график (рис 622).
Аналогично рассчитываются и представляются в виде гра-
фиков поправочные коэффициенты на отклонение р0 от номи-
нальных значений (рис. 6.23)
Удельная поправка к мощности ЦВД на изменение давле-
ния в камере П-отбора (Ап, МВт-ч/т) рассчитывается с по-
мощью h, s-диаграммы путем определения изменения теплопе-
репадов при последовательно задаваемых отклонениях давле-
ния от принятого за номинальное и неизменном внутреннем
КПД последних ступеней ЦВД (рис. 6 24). Для каждого от-
клоняющегося давления
° w 3600 3600
(6.92)
где АЯ0, А//г— изменения располагаемого и использованного
теплоперепадов ЦВД; т^гСт — внутренний КПД последних
ступеней ЦВД (по расчету завода).
График изменения Ап в зависимости от давления в камере
П-отбора представлен на рис. 6.25.
НО
Рис. 6 24 К расчету удельной поправки к мощности ЦВД турбины ПТ 80/100
130/13 на изменение давления в камере отбора пара на производство
мощности ЦВД турбины ПТ 80/100-
130/13 на изменение давления в ка-
мере отбора пара на производство
Полная поправка к мощности ЦВД
= Д«Ссцкввд, (6.93)
где Оцвд — сквозной поток пара через ЦВД.
Таким образом, внутренняя мощность ЦВД при проектной
тепловой схеме и номинальных параметрах рассчитывается по
формуле 4
ЛГ11ВД = (д^цвд(оп) + ДЛиа(Л + ДУ™. (6.94)
Приведенная к номинальным условиям характеристика
ЦВД (зависимость внутренней мощности от расхода свежего
пара) показана на рис 6.26. Здесь же нанесены линии зависи-
мости давления пара за I—IV регулирующими и V перегрузоч-
ным клапанами с целью проиллюстрировать влияние последо-
вательности их открытия на форму характеристики ЦВД. Так,
в частности, из рис 6.26 видно, что при расходе свежего пара
около 430 т/ч одновременно открываются IV и V клапаны (по-
следний перепускает часть пара из камеры регулирующей сту-
пени в камеру IV ступени). Благодаря этому при дальнейшем
увеличении расхода свежего пара давление в камере регули-
Рис. 6.26 Зависимость внутренней
мощности ЦВД и давлений за регу
лирующими клапанами и в камере ре-
гулирующей ступени от расхода све-
жего пара для турбины ПТ 80/100-
130/13
рующей ступени остается не-
изменным, и, следовательно,
для основной его части, прохо-
дящей через открытые I—III
клапаны, теплоперепад, сраба-
тываемый регулирующей сту-
пенью, остается практически
постоянным. Это обстоятель-
ство, в свою очередь, изменяет
характер протекания зависи-
мости мощности от расхода
свежего пара, и, следователь-
но, в точке открытия IV и V
клапанов на характеристи-
ке ЦВД имеет место из-
лом.
Расчет характеристики ЦНД и ее приведение к номиналь-
ным параметрам. После определения внутренней мощности
турбоагрегата в условиях опытов и выделения внутренней мощ-
ности ЦВД оставшаяся мощность ЦНД соответствует в неко-
торых опытах конденсационному режиму с нерегулируемым
давлением в РТО, а в остальных опытах — режимам с тепло-
фикационной нагрузкой и регулируемым давлением в РТО
Ввиду того что принятая форма верхнего поля диаграммы ре-
жимов предполагает отсутствие теплофикационной нагрузки
при условно постоянном давлении пара в РТО, для его построе-
ния необходимо иметь соответствующую характеристику ЦНД
(при Qt=0 и PpTo=const).
Порядок расчета и последующего построения такой харак-
теристики содержит следующие этапы:
расчет и построение зависимости изменения мощности тур-
бины от теплофикационной нагрузки при работе ее по элект-
рическому графику на основании результатов специальной се-
рии опытов с определением коэффициента кср полностью иден-
тичны рассмотренным для турбин с теплофикационным отбо-
ром типа Т-100-130 и особых пояснений не требуют (см.
§6 7);
приведение результатов опытов с теплофикационной на-
грузкой к конденсационному режиму путем введения поправки
112
Рис 6.27 К расчету поправки к теплоперепаду ЦНД на изменение давления
в камере отбора пара на производство для турбины ПТ-80/100-130/13:
1,2 — использованные теплоперепады в зонах перегретого (Я<пер) и влажного {Я,вл)
к мощности с помощью коэффициента яср по формуле
AzVK=Qt^cp, (6.95)
где QT — тепловая нагрузка в условиях опытов; /сСр — средний
коэффициент изменения мощности при изменении теплофика-
ционной нагрузки, МВт-ч/ГДж (МВт-ч/Гкал),
расчет поправок к теплоперепаду ЦНД на отклонение на-
чальных давлений и энтальпии пара от номинальных значений
Поправка к теплоперепаду ЦНД на отклонение начального
давления с учетом средней влажности процесса расширения
0 ~2*2J рассчитывается по [32] с использованием h, s-диаг-
раммы водяного пара (рис 6 27). Для начальных точек про-
цесса при постоянной энтальпии AnH;==const и рп=рпн±
±0,1 МПа, рцн±0,2 МПа и т. д., задавшись внутренним отно-
сительным КПД ЦНД 0,75, определяют точки пересечения по-
литропы расширения с кривой насыщения (х=1) и с изобарой
p2(^2) и соответственно использованные теплоперепады в зо-
нах перегретого и влажного пара (77tnep, Я?л). Затем подсчи-
тывают для каждой из точек приведенный теплоперепад Ягпр
по формуле
я.пР_ + Д+ха.я.вл (6.96)
8—6014
113
Рис 6.28. Поправочная кривая к
теплоперепаду ЦНД иа изменение 0,9_____I________I_______<
давления в камере отбора пара ' 700 715 hn,ккал/кг
на производство для турбины ।___________________I____________I
ПТ 80/100-130/13 2300 3000 кДж/KV
Рис 6 29 Поправочная кривая к теплоперепаду ЦНД на отклонение началь-
ной энтальпии (в камере отбора пара на производство) от значения, выбран-
ного за номинальное для турбины ПТ-80/100-130/13
(в этой формуле влияние средней влажности учитывается с по-
мощью эмпирического соотношения, согласно которому увели-
чение ее на 1% понижает внутренний КПД и использованный
теплоперепад приблизительно иа то же значение).
Поправка к теплоперепаду для каждого значения началь-
ного давления к^п определяется как отношение приведенных
теплоперепадов при номинальном и отклоненном начальных
давлениях (рис 6 28).
Поправка к теплоперепаду ЦНД на отклонение начальной
энтальпии от номинальной рассчитывается аналогично при
неизменных начальном и конечном давлениях (рис. 6.29)
Приведение мощности ЦНД к номинальным параметрам
пара в начале и конце процесса. Приведенная внутренняя
мощность ЦНД при неизменном расходе пара на входе в
ЦНД, равном опытному, подсчитывается по формуле
ДГЦВД' = 0,6 (ЛГ«НД + ДЛу А А + 0,4 + дщ +
+ ДУР, + Ж2 + ДУ„, (6.97)
где ДЛ^— поправка к мощности ЦНД на отклонение давления
-отработавшего пара от номинального (определяется по экспе-
риментальной сетке поправок, по результатам испытаний одно-
типных турбин или по заводским данным); ДЛ^2 —поправка
к мощности на отклонение температуры обратной сетевой во-
ды от номинальной; A/VCx — поправка к мощности, учитываю-
щая отличие в отдельных опытах температуры основного кон-
денсата за последним ПНД от принятой за расчетную.
Коэффициенты 0,6 и 0,4 учитывают ориентировочно при от-
114
сутствии теплофикационной нагрузки доли мощностей ЧСД и
ЧНД (напомним, что ЦНД турбоагрегатов данного типа услов-
но разделяется на части среднего и низкого давления — см.
принятые обозначения). Использование этих коэффициентов
обусловлено необходимостью введения поправок на отклонение
давления и энтальпии пара перед ЦНД лишь к мощности ЧСД
ввиду неопределенности параметров перед ЧНД и ее мощности
при изменении теплофикационной нагрузки и расходов пара
в П-отбор в условиях верхнего поля диаграммы режимов.
После введения всех упомянутых поправок мощности ЦНД
по опытам будут различаться между собой лишь за счет отли-
чия давления в РТО. Соответствующая поправка ^ррто»
которая позволит привести мощность ЦНД во всех опытах
к постоянному давлению в РТО, должна определяться по за-
водским поправочным кривым В некоторых случаях, напри-
мер, когда эти кривые отсутствуют, соответствующая поправка
может быть определена экспериментальным путем двумя спо-
собами.
1) с помощью обработки результатов специальных опытов
при искусствеиио изменяемом давлении пара в РТО аналогич-
но турбинам без П-отбора;
2) путем сравнения между собой опытов с QT=0 и Qt^O
при различных давлениях в РТО
Второй способ определения поправки заключается в следу-
ющем.
на рис. 6 30 наносятся зависимости внутренней мощности
ЦНД, приведенной к номинальным условиям, и давления в
РТО от расхода пара на входе в ЦНД (или ЧСД) по опытам
на конденсационном режиме (линии 1, 2). Затем мощность
ЦНД по опытам с теплофикационной нагрузкой уЦНД(т) пере-
считывают на конденсационный режим путем искусст-
венного направления опытного теплофикационного отбора через,
проточную часть в конденсатор:
ЛГ“НД(К) = М™” +
где — поправка к мощности, определяемая по (6.95).
Точки, соответствующие пересчитанной мощности ЦНД, по.
казывают на том же графике, а затем при расходах пара на
входе в ЦНД (ЧСД), имевших место в каждом из опытов
с теплофикационной нагрузкой бчйд\ находят разности мощ-
ностей и давлений в РТО между линией конденсационного ре-
жима и точками, пересчитанными иа конденсационный режим
Д/Vp и Дррто- По найденным значениям ДЛ^р н ДрРТо определя-
ют удельную поправку к мощности пуд МВт/МПа (МВт-см2/кг)
8* 115
гВх
Рис 6.31. Зависимость удельной
поправки к мощности ЦНД иа от-
клонение давления в верхнем теп-
лофикационном отборе от расхода
пара иа входе в ЧСД (ЦНД) тур-
бины ПТ 80/100 130/13
Рис 630 Зависимость внутренней мощности ЦНД и давления в верхнем
теплофикационном отборе от расхода пара на входе в ЧСД (ЦНД) турбины
ПТ 80/100-130/13
на единицу отклонения давления в РТО и строят графическую
зависимость (рис. 6.31):
Луд=AN/Аррто. (6.98)
По зависимости луд = f (<?чсд) для каждого опыта определяют
пуд, а затем поправку к мощности
^ррто кррто пуд» (6.99)
где Лррто— разность опытного и номинального давлений
в РТО.
Необходимо указать, что, как упоминалось в п. 6.7.1, ни
один из способов экспериментального определения поправки
к мощности на отклонение давления в РТО не может быть ре
комендован в качестве универсального из-за необходимости
введения ряда дополнительных поправок и допущений, снижа-
ющих их точность (например, при применении второго способа
принимается допущение о том, что причиной расхождения мощ-
ностей AN по результатам опытов чисто конденсационных и пе-
ресчитанных на конденсационные является лишь отклонение
давления в РТО, а не вполне возможная погрешность, возни-
кающая при пересчете). Поэтому вопрос о целесообразности
использования этих способов должен решаться в каждом слу-
чае конкретно в зависимости от условий проведения опытов,
диапазона изменения давления в РТО, схемы и т. д.
116
Окончательное значение мощности ЦНД, приведенное к но-
минальным параметрам,
ДГННД _ ^ЦНД' . (6. ЮО)
По полученным значениям строится характеристика ЦНД
(зависимость внутренней мощности от расхода пара на входе)
при номинальных параметрах пара в начале и конце процесса
и постоянном давлении в РТО (рис. 6.32)
Следует отметить, что поправка на отклонение давления
в РТО для режимов с одноступенчатым подогревом сетевой во-
ды может быть получена достаточно надежно эксперименталь-
но либо расчетом аналогично поправке к мощности ЦВД на
изменение давления в П-отборе (см. рис. 6.24, 6.25).
Расчет и построение прочих вспомогательных зависимостей.
Кроме характеристик ЦВД и ЦНД, для последующего расчета
и построения диаграммы режимов необходимы следующие
вспомогательные зависимости:
расходы пара сквозного через ЦВД, на входе в ЧСД и на
деаэратор, а также конечная энтальпия питательной воды от
расхода свежего пара Эти зависимости, построенные по дан-
ным расчета характеристики ЦВД и уравнения теплового ба-
ланса деаэратора, показаны на рис 6 33—6.36;
давление пара в камере производственного отбора от расход
да на входе в ЧСД. Зависимость строится по опытам с полным
открытием паровпускных органов ЧСД (рис. 6.37);
энтальпия пара в камере производственного отбора от рас-
хода свежего пара. Кривая рассчитывается с помощью зависи-
мости внутреннего КПД ЦВД от расхода свежего пара (см.
рис 6.6) при номинальных начальных условиях и давлении па-
ра в камере производственного отб
схеме (рис 6 38);
суммарные потери турбоаг- иш
регата от электрической мощ- Ni
ности. Кривая потерь строится
по данным завода-изготовите-
ля (см. рис. 6 2).
Ю
Рис 6 32 Зависимость внутренней
мощности ЦНД от расхода пара иа
входе в ЧСД (ЦНД) при условно
принятом постоянном давлении
в верхнем теплофикационном отборе
для турбины ПТ 80/100 130/13
117
Рис. 6 34
Рис. 6 33 Зависимость сквозного расхода пара через ЦВД от расхода све-
жего пара при постоянных давлениях в камере производственного отбора
для турбины ПТ-80/100-130/13
Рис 6 34 Зависимость расхода пара на входе в ЧСД (ЦНД) от расхода све-
жего пара при различных отпусках теплоты в производственный отбор для
турбины ПТ-80/100-130/13 (в зоне расходов на входе в ЧСД менее 220 т/ч
ра поддерживается примерно равным 1,3 МПа, при больших расходах проис-
ходит естественное повышение давления до рп=1,6 МПа)
Рис 6 35. Зависимость расхода пара на деаэратор от расхода свежего пара
при различных отпусках теплоты в производственный отбор для турбины
ПТ-80/100-130/13
118
6.8.2. ДИАГРАММА РЕЖИМОВ
Основной зависимостью, характеризующей диапазон воз*
можных режимов работы турбины и взаимосвязь расходов све-
жего и отборного пара с электрической мощностью, является
диаграмма режимов. Верхняя часть диаграммы описывает ре-
жимы без теплофикационной нагрузки при различных расходах
пара (теплоты) в производственный отбор и условно принятом
постоянном давлении пара в РТО (пример расчета верхнего
поля показан в таблице приложения 7). На нижнее поле диаг-
раммы наносится сетка параллельных линий зависимости изме-
нения электрической мощности турбины от ее теплофикацион-
ной нагрузки, т. е мощности переключаемого отсека-|-ЦНД —
для режимов с двухступенчатым подогревом сетевой воды и
а юо в‘>сЛ ,-г/ч
Рис 6 37 Зависимость давления в
камере производственного отбора от
расхода пара на входе в ЧСД (ЦНД)
для полностью открытых регули-
рующих клапанов для турбины
ПТ-80/100 130/13
Рис 6 38. Зависимость энтальпии
пара в камере производственнного
отбора от расхода свежего пара при
рп«1,3 МПа для турбины
ПТ 80/100-130/13
Рис 6 39 Диаграмма режимов турби-
ны ПТ-80/100 130/13 при двухступеи
чатом подогреве сетевой воды:
119
мощности ЦНД — для режимов с одноступенчатым подогревом
сетевой воды (см. п 6.7.2, 6 8 1) Общий вид диаграммы режи-
мов показан на рис 6.39.
Следует заметить, что диаграмма режимов для турбин с од-
ним П-отбором рассчитывается так же, как и верхнее поле дан-
ной диаграммы (для турбин типа ПТ), с той лишь разницей,
что давление пара в РТО в этом случае изменяется пропорцио-
нально расходу в ЦНД, так как ввиду отсутствия Т-отбора па-
ровпускные органы в ЧНД открыты полностью.
6 8 3. ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧНОСТИ
Экономичность работы турбоустановкн характеризуется те-
ми же показателями, что и у турбин с Т-отбором.
Удельный расход теплоты при работе турбины в зоне верх-
него поля диаграммы режимов без теплофикационного отбора
qru определяется по формуле
9т" = (6.Ю1)
По результатам подсчетов по (6 101) (см. таблицу прило-
жения 7) строится график qTn=f(NT, Qn), на который наносят-
ся также линии постоянных расходов пара в ЧСД, <?чсд =
Qn) (рис 6 40)
Определение удельного расхода теплоты при наличии про-
изводственного и теплофикационного отборов состоит из сле-
дующих этапов
приведение режима к фиктивному с одним П-отбором с по-
мощью коэффициента кср, характеризующего изменение элект-
рической мощности от теплофикационной нагрузки (тангенса
угла наклона линий нижнего поля диаграммы режимов),
;VTn=/VT+KcpQT, (6.102)
где NTn— фиктивная мощность турбины при режиме с одним
П-отбором; Nt — исходная мощность турбины при работе с П-
и Т-отборами;
нахождение по рис 6 40 значения qTn для фиктивного режи-
ма в функциях Qn и Атп,
вычисление Qo—Qn=NTnqTn;
определение искомого q? по формуле
<7, = ю>. (6.103)
На рис. 6.41 показана зависимость q? от Qn и NT в режимах
с производственным и теплофикационным отборами. Удельная
120
Рис 6 40 Зависимость удельного
расхода теплоты от электрической
мощности в режиме без теплофикаци-
^,т,кка.л/^Вт ч)
Щ 50 60 70 80 90 100
N/Kcp От,МВт
Рис 6 41 Зависимость удельного
расхода теплоты от электрической
мощности при постоянных отпусках
теплоты в производственный отбор
и двухступенчатом подогреве сетевой
воды для турбины ПТ-80/100 130/13
6 39
выработка электроэнергии паром производственного отбора
Nn.
= —I^IO3. (6.104)
Значение определяемое по приведенной ниже формуле,
представляет собой суммарную электрическую мощность, про-
изводимую основным потоком пара, отбираемым на производ-
ство, и дополнительными потоками отборного пара на деаэра-
тор и ПВД, обеспечивающими подогрев возврата конденсата
этого пара от температуры возврата до температуры на выходе
питательной воды из ПВД.
G _U<?BX I с?(п)
°п -И ичсд г- д
где /У?вд — внутренняя модность ЦВД; т]эм — электромеханический
КПД; СпКд — расходы греющего пара на деаэратор на режи-
мах с П-отбором и конденсационном при Очсд = const.
Удельная выработка электроэнергии паром теплофикацион-
ного отбора рассчитывается по формуле
Ц7’ф = -^-103. (6.106)
Для определения мощности, производимой паром теплофи-
кационного отбора А^ф, используется способ, описанный
в п. 6.7 4.
121
Рис 6 42 Зависимость удель-
ной выработки электроэнергии
паром производственного и
теплофикационного отборов от
расхода свежего пара для тур-
бины ПТ-80/100-130/13 при
работе в режимах
для режима с нуле-
вым отпуском теплоты в
теплофикационный отбор
(верхнее поле диаграммы
режимов) находится ма-
ксимальный отбор пара
на теплофикацию
G^KC = (1 - Ser) С^д- Сднд, (6.107)
где крег — коэффициент регенерации, характеризующий долю
отборов на ПНД от Очсд (эта величина, как показали рас-
четы, мало зависит от Одед и составляет, например, для тур-
бины ПТ-80 около 0,12); Счнд —минимальный расход пара
в ЧНД (принимается по результатам испытаний или расчету
завода);
определяются изменение мощности турбины за счет перехо-
да к максимальному отбору на теплофикацию по (6.107) и
по формулам.
AjVT=KcpQTMaKC;
фмакс
А^ф = (А/т - Л — ДЛУ----------т------- . (6.1(B)
/;макс 1 /тмин
°т + °ЧНД
Полученные указанными способами значения удельной вы-
работки электроэнергии показываются на графиках в функции
G. и Qn (рис. 6.42)
122
6.9. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ОСНОВНЫХ
ЗАВИСИМОСТЕЙ ДЛЯ ТУРБИН С ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ
(ТИПА Р) ПРИ НОМИНАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ
6.9.1 РАСЧЕТ И СОПОСТАВЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ
ВНУТРЕННЕЙ МОЩНОСТИ, ПОЛУЧЕННЫХ НЕЗАВИСИМЫМИ
МЕТОДАМИ
Отработавший пар турбин типа Р, как правило, перегрет,
и поэтому важным этапом в ходе обработки результатов явля-
ется сопоставление значений внутренней мощности турбоагре-
гата, вычисленной по расходам и параметрам пара, с найден-
ной, как сумма измеренной электрической мощности на зажи-
мах генератора и электромеханических потерь
Имея в виду, что турбина с противодавлением в принципе
представляет собой ЦВД турбины типа ПТ, ее вычисленная
внутренняя мощность в условиях опыта Мвыч может быть по-
лучена в соответствии с § 6.5 по формуле
/V™’= + (6.109)
где Gi и Ht — сквозной расход пара через турбину и ее исполь-
зованный теплоперепад
Внутренняя мощность может быть также определена по
формуле
^изм=7утИЗм_^2Д^та1 (6.110)
Как показала практика испытаний турбин типа Р, прове-
денных ПО «Союзтехэиерго», расхождение внутренних мощно-
стей ДЛ^=МВЫЧ—Дг£изм является, как правило, положительным
и зависит от погрешностей определения суммарных электроме-
ханических потерь турбоагрегата, измерений мощности, расхо-
дов и параметров пара по ходу расширения, а также расходов
пара, отсасываемого от концевых уплотнений н штоков клапа-
нов. Таким образом, по расхождению мощностей между собой
можно сделать вывод об уровне представительности и надежно-
сти полученных при испытании результатов Так, в частности,
при тщательно организованных испытаниях двух турбин типа
Р-100-130 с измерением суммарных электромеханических по-
терь турбоагрегата по тепловому балансу газо- и маслоохлади-
телей и расходов пара от1 концевых уплотнений среднее отно-
сительное расхождение мощностей составило 0,76 и 0,24%.
В то же время при испытаниях турбины Р-50-130 с минималь-
ным объемом измерений и оценкой указанных значений с по-
мощью расчетных данных расхождение достигало 1,4% (были
случаи, когда оно составляло до 2% и более). Следует, однако,
заметить, что при прочих равных условиях надежность опреде-
123
ления внутренней мощности с помощью расчетов мощности от-
дельных потоков пара понижена, во-первых, из-за влияния по-
грешности измерения ее многочисленных составляющих, а во-
вторых, из-за невозможности в условиях сложной тепловой
схемы достаточно точно оценить потери теплоты в цикле, в ча-
стности, на излучение.
С учетом изложенного более надежной является внутренняя
мощность турбоагрегата, полученная на основании представи-
тельного прямого измерения с максимальной точностью элект-
рической мощности на зажимах генератора и суммарных элект-
ромеханических потерь.
Приведение опытного значения электрической мощности
к номинальным параметрам и проектной тепловой схеме прак-
тически полностью соответствует применяемому при расчете
мощности ЦВД турбины типа ПТ (см. п. 6.8.1).
6.9.2 ОТПУСК ТЕПЛОТЫ И РАСХОД ТЕПЛОТЫ
НА ТУРБОУСТАНОВКУ
Отпуск теплоты потребителю
QoTn = GoTn (Йолт—^воз) • 10-3 (6 111)
где Оотп — расход пара потребителю; h0Tn, /гвоз— энтальпия от-
даваемого потребителю пара и возвращаемого конденсата.
Полный расход теплоты на установку
Qo = QoTn^Qyn-i-t-AQnp+SjS (N т-|-2 АЛДа), (6.112)
где Qy™ — теплота пара отсосов от концевых уплотнений тур-
бины и штоков клапанов, неиспользуемая в регенеративной
системе; AQnp — см. (6 85).
Расход теплоты на выработку электроэнергии
Q3=Qo—QoTn=3,6(^T+2A^Ta)+Qy™+AQnp. (6.113)
Учитывая, что в современных тепловых схемах практически
вся теплота отсосов пара используется в регенеративной систе-
ме установки, (6.113) может быть упрощена.
Q3^3,6(;VT+2A/VTa)+AQnp. (6.114)
6.9.3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ
Как указывалось в гл 1, основным показателем, наиболее
полно характеризующим уровень экономичности турбин с про-
тиводавлением, является выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении
124
2QQ 300 WO 500 600 6в,т/ч
Рис 6.43 Зависимости расхода отработавшего пара Gnp от расхода свежего
пара (а) и расхода отпускаемой теплоты Q0Tn от электрической мощности (б)
для турбины Р 100-130 (возвращаемый конденсат подогревается посторон-
ним паром):
Рис 6 44 Зависимости выработки электроэнергии иа тепловом потреблении
от расхода отпускаемой теплоты (а) и полного Q3 и удельного <?т расхо
дов теплоты на выработку электроэнергии от электрической мощности (б).
6 43
Наряду с этим показателем определяются также полные и
удельные расходы пара и теплоты по формулам, приведенным
в гл. 1 и 6.
Большая часть представляемых в отчете графических зави-
симостей по своему составу совпадает с рассчитываемыми для
ЦВД турбин с двумя регулируемыми отборами пара типа ПТ
(в том числе диаграмма парораспределения, давления по сту-
пеням, температуры подогрева питательной воды, электрическая
мощность, внутренний относительный КПД от расхода свеже-
125
го пара и ряд других). Дополнительно к упомянутым рассчи-
тываются и приводятся в отчете следующие основные зависи-
мости (на примере турбины Р-100-130);
расход отработавшего пара (?пр от расхода свежего пара
(рис. 6.43,а);
расход отпускаемой теплоты Q0Tn от электрической мощно-
сти (рис. 6 43,6);
выработка электроэнергии на тепловом потреблении №Тф
от расхода отпускаемой теплоты Q0Tn (рис. 6.44,а);
полный и удельный расходы теплоты Q3 и г?т на выработку
электроэнергии от электрической мощности (рис. 6.44,6).
Глава седьмая
ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИСПЫТАНИЯ
Результаты испытания как прямые, полученные путем не-
посредственных измерений (мощность, давление, температура
и др), так и косвенные, рассчитанные на основании данных
прямых измерений с использованием вспомогательных материа-
лов, например таблиц, норм нли диаграмм (энтальпия, КПД,
расходы пара и теплоты), определяются с конечной точностью.
При этом следует учесть, что если точность результатов прямых
измерений зависит главным образом от погрешностей средств
измерений, то на точность косвенных оказывают влияние, кро-
ме того, и погрешности, связанные с использованием вспомога-
тельных материалов, а также методические. Последние могут
быть обусловлены, в частности, нестабильностью режима рабо-
ты оборудования во время опытов, трудностями, связанными
с проблемами полного исключения или учета всех посторонних
утечек пара и воды, невозможностью обеспечения полного со-
ответствия тепловой схемы установки проектной, а также оп-
ределенными допущениями, неизбежными в процессе проведе-
ния испытания и обработки его результатов.
Умение грамотно оценить точность полученных результатов
необходимо прежде всего для возможности объективной оценки
качества турбоагрегата, сравнения уровня его экономичности
с гарантийными данными, последующего построения обосно-
ванных нормативных и режимных характеристик работы и т д
Кроме того, учет погрешности зачастую необходим и для ре-
шения обратной задачи, когда по требуемому уровню точности
конечных результатов на стадии подготовки к испытанию нуж-
но выбрать парк применяемых средств измерений определенно-
126
го класса точности (такая задача, в частности, может быть
поставлена при проведении ответственного приемочного испы-
тания).
7.1. ВИДЫ ПОГРЕШНОСТЕЙ
Погрешности определения результатов испытания принято
разделять на систематические и случайные.
Систематические погрешности, оставаясь постоянными или
закономерно изменяясь при повторных измерениях, выявляют-
ся при испытании или при подготовке к нему и либо исключа-
ются (сводятся к минимуму), либо учитываются путем введе-
ния поправок. К этому виду погрешностей относятся, во-пер-
вых, методические, возникающие из-за наличия посторонних
утечек пара и воды, неполного соответствия при испытании
тепловой схемы проектной и др. Многие из этих погрешностей
должны быть исключены (либо сведены к минимуму) еще на
стадии подготовки к испытанию, в частности, путем тщательной
ревизии и ремонта (или замены) арматуры, установки допол-
нительных запорных органов. Большое значение имеют также
мероприятия по обеспечению условий проектной тепловой схе-
мы при испытании с точки зрения, в частности, состояния от-
дельных элементов установки, направления дренажей теплооб-
менных аппаратов, работы насосного оборудования, режимных
факторов и т. д. Своевременное проведение всех этих работ
позволит свести к минимуму возможные ошибки, связанные
с последующими пересчетами и введением поправок на откло-
нение режима работы отдельных элементов схемы от про-
ектной.
Другим видом систематических погрешностей являются мет-
рологические, относящиеся к применяемым средствам измере-
ний и исключаемые путем поверкн последних с помощью при-
боров более высокого класса точности и последующего внесе-
ния соответствующих поправок в результаты прямых измере-
ний Как показано в [15], только благодаря проведению таких
поверок систематическая погрешность метрологического харак-
тера может быть существенно снижена (например, по давлению
и температуре свежего пара на 40 и 30%, а по удельному рас-
ходу теплоты, рассчитываемому на основании результатов
прямых измерений,— на 25—30%).
Естественно, что все полностью или частично неучтенные
систематические погрешности методического характера, возни-
кающие во время испытания и обработки его результатов
(например, из-за нестабильности режима, тепловыделения
в окружающую среду, неконтролируемых протечек, спрямления
и интер- или экстраполяции отдельных характеристик обору-
127
дования, различных допущений и т. д.), формируют вполне оп-
ределенную, но не выясненную по значению долю погрешности
конечного результата. Остальная часть последней определяет-
ся случайными погрешностями, изменяющимися непредсказуе-
мым образом и зависящими в основном от метрологических
характеристик средств измерений, включая датчики, каналы
измерений н вторичные (регистрирующие) приборы, ошибок
наблюдателей и т. д.
7.2. СЛУЧАЙНЫЕ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
Несмотря на то что при проведении тепловых испытаний
паровых турбин применяются средства и методы измерений по-
вышенной точности, истинное значение измеряемой величины
остается неизвестным из-за неизбежности возникновения слу-
чайной погрешности. Для одного-двух измерений одной и той
же величины учесть влияние последней невозможно, однако
для ряда повторных ее измерений, проводимых с неизменной
точностью, влияние случайной погрешности на конечный ре-
зультат можно оценить путем применения теории вероятности
и математической статистики [23, 24].
Теория случайных погрешностей основана иа использовании двух акси-
ом, базирующихся на опытных данных, при большом числе измерений слу
чайные погрешности, равные по значению и противоположные по знаку,
встречаются с одинаковой частотой, малые по значению погрешности встре-
чаются чаще, чем большие (очень большие погрешности не встречаются)
Из первой аксиомы, в частности, следует, что наиболее близким к истинно-
му значению измеряемой величины является среднее арифметическое из
результатов ее измерений, причем с увеличением их количества случайная
погрешность будет уменьшаться
Закон нормального распределения случайных погрешностей выражается
уравнением
f (3) = —7= е 23 ,
г 1 ' а|/2«
где б—случайная погрешность; f(6)—вероятность появления случайной
погрешности (плотность распределения вероятностей); а — среднеквадратич
ное отклонение погрешности при большом числе измерений; е — основание
натуральных логарифмов
Уравнение закона нормального распределения случайных погрешностей
представлено иа рис 7 1 Как видно из рисунка кривая распределения на-
глядно иллюстрирует обе вышеупомянутые аксиомы она симметрична отно-
сительно оси ординат, т е появление случайных погрешностей, равных по
значению, ио противоположных по знаку, имеет одинаковую вероятность,
а при возрастании погрешности с любым знаком вероятность ее появления
128
уменьшается Каждая кривая нормаль-
ного распределения случайных погреш
костей соответствует определенному
уровню точности измерений, характери-
зуемому постоянным среднеквадратич-
ным отклонением погрешности а резуль
тэта
Как видно из рис 7 1, с уменьшеии
ем о кривая «вытягивается» по оси ор-
динат, приближаясь к оси абсцисс, при
этом зона малых случайных погрешно
стей увеличивается, а больших — умень
дут за пределы какого либо интервала
(например, ±ба на рис 7 1), определя-
ется площадью, ограниченной кривой
распределения f(6) и этим интервалом
по оси абсцисс Эта площадь, характе-
рно 7 1 Кривые нормального рас-
пределения случайных погрешнос-
тей при различных значениях
среднеквадратичного отклоне-
1 — 0. 2 — 20, з — Ъ,5о
ризующая вероятность появления слу-
чайной погрешности, ие превышающей определенного значения бо (заштри-
хованная область), называется доверительной вероятностью Ф(£) (или
нормальной функцией распределения) и определяется путем интегрирования
уравнения кривой / (б).
где коэффициент t=bl<5, ±ба — доверительный интервал.
Так, в частности, при доверительных интервалах б=о(/=1), б=
= 2o(f=2) и 6=3(т(£=3) доверительные вероятности Ф(^) составляют со-
ответственно 0,68, 0,95 и 0,997 Это означает, например, что при принимае-
мой иа практике доверительной вероятности, равной 0,95, случайная погреш-
ность 6 в 95% случаев ие превысит удвоенного среднеквадратичного откло-
нения (6<2о).
Следует помнить, что указанные значения Ф(£) справедливы лишь для
большого количества повторных измерений, а при малом их числе исполь-
зуется закон распределения случайных погрешностей, предложенный Стью-
деитом По этому закону при одинаковой доверительной вероятности коэф-
фициент t возрастает, т. е
вероятность появления одинаково больших по-
грешностей по закону распределения Стьюдента (т е при малом количестве
измерений) больше, чем по закону нормального распределения Однако при
увеличении количества измерений значения коэффициентов по закону Стыо-
деита приближаются к соответствующим значениям при законе нормального
9—6014
129
распределения (так, уже при количестве измерений, равном 20, и довери-
тельной вероятности 0,95 они составляют соответственно 2,1 и 2,0). Отсюда,
в частности, следует, что для расчета погрешностей, по крайней мере, ос-
новных показателей экономичности при тепловых испытаниях паровых тур-
бин, во время которых количество измерений определяющих параметров
(мощности, расхода, температуры) составляет в течение каждого опыта не
менее 60—70, с достаточным основанием можно применить закон нормаль-
ного распределения случайных погрешностей.
Случайная погрешность измерений формируется из трех главных состав-
ляющих: 1) основной погрешности (или предела допустимого значения ос-
новной погрешности); 2) дополнительной погрешности [или наибольшего
допустимого изменения погрешности при отклонении одной из влияющих на
нее величин от расчетного значения (внешних условий)]; 3) погрешности
вариаций (или предела допустимого значения вариации).
При расчете случайных погрешностей средств измерений при испытани-
ях принимаются следующие принципы и допущения [15, 24]:
не учтываются такие виды погрешностей, как из-за вариаций (благо-
даря многократности отсчетов показаний во время каждого опыта), дина-
мические (так как испытания проводятся при стационарных режимах), а
также передачи информации (ввиду их пренебрежимой малости);
основная погрешность поверяемого канала измерения (нли прибора)
принимается в первом приближении равной удвоенному значению основной
погрешности (классу точности) образцового средства измерений, применяе-
мого при поверке;
погрешность визуального отсчета показаний вторичного прибора, как
обычно, принимается равной половине цены деления его шкалы;
основные погрешности измерения имеют нормальный закон распределе-
ния. При этом точность результатов выражается интервалом (±б), в кото-
ром находится суммарная погрешность с доверительной вероятностью 95%.
В свою очередь, 6 = 2а, где а представляет собой среднеквадратичное от-
клонение погрешности.
Исходя из изложенного случайная погрешность измерений
рассчитывается, как правило, с учетом лишь двух видов по-
грешности— основной и дополнительной.
7.3. РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТЕЙ ПРЯМЫХ ИЗМЕРЕНИЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
Систему измерения каждого параметра можно представить
в виде канала, состоящего из нескольких последовательно
включенных участков (звеньев), работающих при различных
внешних условиях. Каждое из звеньев канала, как следует из
§ 7.2, вносит в процесс измерения основную и дополнительную
погрешности, которые могут быть выражены в абсолютной Д
или относительной б формах.
130
Основная погрешность представляет собой погрешность
средства измерения или канала измерения, работающих при
расчетных внешних условиях.
На основании допущения о нормальном распределении по-
грешностей для характеристики основной погрешности всего
канала измерения используется среднеквадратичное отклонение
основной погрешности каждого из его звеньев
(7.1)
где 2а2. — сумма квадратов среднеквадратичного отклонения основ-
ной погрешности каждого из i звеньев канала.
Как указывалось в § 7.2, дополнительная погрешность воз-
никает лишь в случае отклонения одного из внешних условий
(например, температуры, напряжения или частоты источника
питания) от расчетных значений и аналогично основной по-
грешности, определяется по формуле
адки=У2^ (7.2)
где 5ч2.— сумма квадратов среднеквадратичного отклонения до-
полнительной погрешности каждого из I звеньев канала, кото-
рая принимается равной половине дополнительной погрешно-
сти, указываемой в паспорте средства измерения.
Таким образом, среднеквадратичное отклонение суммарной
погрешности канала измерения
а„ и = ]/н2 + а2 . (7.3)
к»и г О.К.И 1 Д.К.И V /
При использовании п дублированных измерений одного па-
раметра, осуществляемых с приблизительно одинаковой точно-
стью, когда окончательное значение параметра принимается
как среднеарифметическое, среднеквадратичное отклонение
суммарной погрешности канала измерения определяется как
где —среднеквадратичное отклонение погрешности дублирован-
ного измерения.
Как указывалось выше, суммарная относительная погреш-
ность измерения параметра б с доверительной вероятностью
95% определяется в этом случае как удвоенное значение ок.и.
С учетом изложенного расчет суммарной погрешности пря-
мого измерения технологического параметра проводится в сле-
дующем порядке:
9* 131
1) определяют относительную погрешность б0 и среднеквад-
ратичное отклонение основной погрешности канала измерения
По.к.и
ё0 = 250'Ь^; (7.5)
^ИЗМ
Оо.к.и=0,56о, (7.5а)
где б</— основная погрешность образцового средства измере-
ния; Сш.к, Сизм — максимальное и измеренное значения пара-
метра по шкале средства измерения;
2) по цене деления (для приборов с визуальным отсчетом
показаний) определяют относительную погрешность, %, и
среднеквадратичное отклонение погрешности отсчета
8оТс=-Л--1°2; (7-6)
^изм
О'отс==-0,5ботс, (7.7)
где А-—абсолютная погрешность отсчета, равная половине де-
ления шкалы;
3) рассчитывают среднеквадратичное отклонение дополни-
тельной погрешности канала измерения для заданных отклоне-
ний внешних условий по (7.2);
4) по найденным в пп. 2 и 3 величинам определяют средне-
квадратичное отклонение суммарной погрешности измерения и
относительную погрешность с вероятностью 95%.
Приведем в качестве примера расчеты суммарных погрешностей изме-
рений давления в двух вариантах — с использованием манометра с визу-
альным отсчетом показаний и автоматизированной системы измерений.
Использование манометра с визуальным отсчетом показаний. Давление
свежего пара перед турбиной К-300-240 измеряется с помощью двух мано-
метров МТИ класса точности 1,0 ценой деления 0,2 МПа и пределами по-
казаний 0—40 МПа. Среднее рабочее давление, измеренное каждым из ма-
нометров, составило 24,2 МПа. До и после испытания каждый из маномет-
ров был подвергнут тщательной поверке с помощью образцового прибора
класса 0,4 с последующим введением поправок к его показаниям во время
опытов и соответствующим исключением систематической погрешности
(см. § 7.2).
В соответствии с допущением § 7.2 благодаря поверке класс маномет-
ра был условно повышен до 0,8 (0,4X2) и, следовательно, его относитель-
ная основная погрешность 6О составит:
„ 40,0
ао= 2-0,4 ~ = 1,32%;
24,2
<?о.к.и= ~ ао= о,бб %
132
Относительная погрешность отсчета боте:
Оотс = у-0,41 = 0,205?/о.
Таким образом, среднеквадратичное отклонение погрешности измерения
(дополнительная погрешность принимается равной нулю) составит
ок .и = -|/ ^о.к.и + ^отс = /0,662 + 0,205 2 = 0,69 »/о.
Относительная погрешность каждого измерения б с доверительной ве-
роятностью 95%
6=2ок.в=1,38%.
За счет использования двух дублирующих манометров относительная
погрешность снизится в ]2 раз и составит
6' = 1.38//2 = 0,98%,
что соответствует абсолютной погрешности измерения
Д= ±0,98-24,2-10~2= ±0,24 МПа.
Использование автоматизированной системы измерений. Для измерения
применяются два датчика ГСП типа «Сапфир» класса точности 0,6 и пре-
делами измерения 0—40 МПа в комплекте со вторичным регистрирующим
приборам класса точности 0,2.
Как и в предыдущем варианте, до и после испытания весь канал изме-
рения был поверен с помощью «калибратора» класса точности 0,1 с после-
дующим введением поправок к опытным показаниям, благодаря чему в со-
ответствии с § 7.2 класс точности всего канала измерения достиг после по-
верки уровня 0,2. В этом случае относительная основная погрешность
составит
. 40,0
= 0,2—= 0,33%;
ао.к.и = “0,33 = 0,165%.
Для заданного отклонения внешних условий от расчетных в соответ-
ствии с паспортами датчиков и регистрирующего прибора принимаем сле-
дующие значения дополнительных погрешностей: по датчику — за счет от-
клонения температуры окружающей среды 0,40; за счет отклонения частоты
0,18; за счет отклонения напряжения 0,3%; по регистрирующему прибору —
за счет отклонения температуры окружающей среды 0,1%.
133
В этом случае относительная дополнительная погрешность канала из-
мерения составит
Эд.к.и = |/0,42+ 0,182 + 0,32 + о, I2 = 0,89 %;
ад.к.и = -уО, 89 = 0,445 %-
Среднеквадратичное отклонение суммарной погрешности измерений
<Тк.и= /о, 1652 + 0,4452 = 0,47 %.
Относительная погрешность каждого измерения 6 с доверительной ве-
роятностью 95% будет составлять:
6=2-0,47=0,94%.
Благодаря использованию двух дублирующих каналов относительная
погрешность
S'= 0,94/|/2 = 0,66%,
что соответствует абсолютной погрешности измерения
Д= ±0,66-24,2-10~2= ±0,16 МПа.
Аналогично рассчитываются суммарные погрешности прямых измере-
ний температур, перепадов давлений, мощности и т. д. [15].
7.4. ПОГРЕШНОСТИ КОСВЕННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ
Как упоминалось выше, ряд общих показателей работы тур-
боагрегата, такие, как удельные расходы теплоты и пара, КПД,
массовые расходы и другие, а также некоторые термодинами-
ческие параметры, в частности энтальпия, определяются кос-
венно на основании результатов прямых измерений технологи-
ческих параметров и поэтому считаются косвенными измере-
ниями.
Как правило, последние представляют тобой многофактор-
ные зависимости от двух и более независимых результатов
прямых измерений. Так, в частности, если энтальпия и плот-
ность пара и воды являются функцией лишь двух технологи-
ческих параметров, определяемых прямыми измерениями (дав-
ление и температура), то такие показатели, как, например,
удельный расход теплоты, зависят уже от 10 параметров и
более.
Таким образом, для возможности оценки погрешности кос-
венного измерения необходимо учитывать погрешности прямых
измерений формирующих его технологических показателей.
Для определения влияния погрешности каждого такого пока-
зателя на погрешность конечного результата существует поня-
тие коэффициент влияния. Коэффициенты влияния являются
безразмерными величинами и рассчитываются путем последо-
134
вательного дифференцирования уравнения зависимости конеч-
ного показателя (или косвенного измерения по каждому из
формирующих его независимых технологических параметров и
последующего решения уравнения относительно частных про-
изводных.
В общем виде коэффициент влияния погрешностей тх, каж-
дого независимого технологического параметра X/ на погреш-
ность конечного показателя выражается так:
где х. и у( —значения технологического^параметра и конечного
показателя, соответствующие расчетному режиму работы тур-
боагрегата.
Наиболее простым образом иллюстрируется расчет коэффи-
циентов влияния погрешностей определения отдельных состав-
ляющих удельного расхода пара, вычисляемого по выражению
dT=G0/NT. Так, согласно (7.8) коэффициенты влияния погреш-
ностей определения расхода свежего пара т0° и электриче-
ской мощности mN на погрешность удельного расхода пара
Дт рассчитываются по формулам:
ddy Go 1 [ G0NT
ffl — i— — ------ ---
Go dG0 dy Ny Go
___ ddy NT __ Gq NyN.
A'r~ dNy dy ~~ Ny* Go
Проследим последовательность расчета коэффициента влияния погреш-
ности одного из технологических параметров на погрешность сложного и
многофакторного конечного показателя, например погрешности расхода све-
жего пара на погрешность удельного расхода теплоты для турбоагрегата
типа К-200-130 с промежуточным перегревом [15].
Как известно, удельный расход теплоты определяется по (6.64):
[Go (*о—^пит) + Gn.n(/ir.n.n /?^в71)]103
где Gn.n=Go—Gper; Gper — сумма расходов пара на ПВД 7,8 и протечек че-
рез штоки регулирующих н стопорных клапанов и первые отсеки концевых
уплотнений ЦВД.
Для удобства расчетов введем следующие условные обозначения:
а = Gper/G0; q-K — h0 — /гвиТ>
Цл.п “ ^г.п.п Р ~
135
Тогда уравнение для дт .примет вид
[бр^к ^с/Уп.п ^рег7п.пП03
7т= Л'т
Дифференцируя зависимость по Go, получаем
д7т__?к Ч~ 7п.п
dG0 = NT
и коэффициент влияния
7к + 7п.п Go (<7к+ ?п.п) G0VT 1
/пг =--------------=----------------------=--------------
0 7т A\G0 (7к~Ь 7п-п a*7ir.n) । а<7п.п
7к 4“' ^п.н
или окончательно
1
mG =---------7, •
° а₽
1+Р
Аналогично рассчитываются коэффициенты влияния погрешностей дру-
гих технологических параметров, формирующих, в частности, удельный рас-
ход теплоты.
Из приведенного выше и других примеров расчета коэффи-
циентов влияния [15] можно сделать вывод о том, что они
определяются прежде всего видом расчетной формулы конеч-
ного показателя и, например, для удельного расхода теплоты
зависят от параметров свежего пара, пара горячего и холодно-
го промежуточного перегрева, конечной температуры питатель-
ной воды, а также от отношения расходов пара на ПВД и че-
рез концевые уплотнения ЦВД к расходу свежего пара и т. д.
Иначе говоря, в этом случае на коэффициент влияния оказы-
вают воздействие конструкция и параметры агрегата, его
экономичность, эффективность системы регенерации высокого
давления, состояние концевых уплотнений и другие показатели.
Расчет погрешности косвенных измерений. Расчет средне-
квадратичного отклонения суммарной погрешности косвенного
измерения или конечного показателя работы турбоагрегата
проводится по найденным ранее значениям погрешностей пря-
мых измерений и соответствующим коэффициентам их влия-
ния на погрешность результата:
(7.9)
Относительная погрешность косвенного измерения с довери-
тельной вероятностью 95% определяется в соответствии с § 7.2:
= ± 2<УУГ
136
Таблица 7.Ь Расчет погрешности определения удельного расхода
теплоты по данным испытания турбины К-200-130
Технологи- ческий параметр Коэффициент влияния т*. Среднеквадрати- чное отклонение погрешности °К.Иу» % Расчетный комплекс (mXj ак.и;- )2
Расчетная формула Значение
Go 1 1,0234 0,88 0,8111
“ ар 1+Р
,VT /пЛ,т = — 1 — 1,0000 0,37 0,1369
^ПИТ mt =1/[1-Р₽(1- пит , , ^ПОТ Роит — а)] Сит 7к Р 0,4198 0,57 0,0573
^0 tnf = t0 = - сра 1 +Р(1-а) qK Р 1 0,5109 0,4734 0,23 0,17 0,0138 0,0065
^г.п.п . х г.п.п 1 1 + —i— ₽(1 + а) (г.ц.-а сРг.п.п <7и.п Р
Примечание. S (тх ,<зк = 1,0275; (тх . ак и) =±1,01%; =
= 2^ = ± 2,02%.
Расчет погрешности делают поэтапно с занесением всех со-
ставляющих в специальную таблицу.
В качестве примера приводится фрагмент таблицы
(табл. 7.1) результатов расчета погрешности определения удель-
ного расхода теплоты по данным испытания турбин К-200-130.
В ней представлены лишь пять основных технологических па-
раметров, влияние которых на итоговую суммарную погреш-
ность удельного расхода теплоты, характеризуемое расчетным
комплексом (тхщкир2, намного превышает влияние остальных
параметров (численные значения их расчетных комплексов
менее 0,001).
Анализируя таблицу, можно видеть, что определяющее влия-
ние на конечный результат оказывает точность измерения рас-
хода свежего пара и мощности (из сраднеквадратичного от-
137
клонения суммарной погрешности определения конечного пока-
зателя, равной 1,01%, их доля составляет 0,97%). Аналогичные
данные по испытанию турбины К-500-240 составили для срав-
нения 0,73 и 0,69. Иначе говоря, вклад погрешностей измере-
ний расхода свежего пара в электрической мощности в сум-
марную составляет около 95—96%. Поэтому, принимая во вни-
мание значительную трудоемкость детальных расчетов влия-
ния всех технологических параметров, можно в первом при-
ближении определять среднеквадратичное отклонение сум-
марной погрешности определения удельного расхода теплоты
д? по формуле
% hl + a^T.
К числу косвенных измерений при проведении испытания
относится также внутренний КПД цилиндров турбоагрегата,
работающих в зоне перегретого пара. Значения КПД опреде-
ляются обычно по прямым измерениям давлений и температур
пара до и после соответствующего цилиндра (р0, to и р2, t2), и,
следовательно, суммарная погрешность (или среднеквадратич-
ное отклонение погрешности) КПД зависит от погрешностей
измерения этих параметров и коэффициентов влияния каждой
из них.
Как и в предыдущем примере, коэффициент влияния пря-
мых погрешностей измерения параметров пара рассчитывается
последовательным дифференцированием с определением част-
ных производных исходной функции (6.48), имеющей вид
rio<= (h0—h2)/(h0—h2t).
В данном случае коэффициенты влияния могут определять-
ся с помощью таблиц термодинамических производных для
воды и водяного пара путем замены частных производных зна-
чениями конечных приращений, определяемых с помощью h,
s-диаграммы.
Можно также и непосредственно определять коэффициент влияния по-
грешности измерения какого-либо параметра х} на значение КПД с исполь-
зованием h, s-диаграммы, условно полагая при этом погрешности измере-
ния остальных параметров равными нулю. В этом случае исходя из. (7.9)
можно записать
xi
отсюда коэффициент влияния
В качестве примера расчета таким способом рассмотрим последователь-
ность определения коэффициента влияния погрешности измерения темпера-
туры за ЦВД турбины К-300-240 (/П/а) на погрешность T]ot-.
Итак, при расчетном режиме параметры пара до и после ЦВД состав-
ляют 23,8 МПа и 540 °C и 4,0 МПа и 300 °C, чему соответствуют исполь-
зованный и располагаемый теплоперепады Hi и Но, равные приблизитель-
но 373 и 460 кДж/кг (89 и 110 ккал/кг).
Зададим относительное изменение (или погрешность измерения) темпе-
ратуры t2, равное 1%, т. е. 3 °C, чему по h, s-диаграмме соответствует из-
менение использованного теплоперепада \Hi—1$ кДж/кг. Таким образом,
относительное изменение КПД составит
отсюда М/2 = 1,63/1 = 1,63.
По данным [31], основное влияние на точность определе-
ния КПД ЦВД турбин с начальным давлением 23,8 МПа (до
70%) оказывают погрешности измерения температур до и пос-
ле цилиндра.
Как показано в [31], при проведении испытаний турбин
с неизменным открытием регулирующих клапанов и колебани-
ях параметров пара в пределах, рекомендованных МЭК [22],
функция т]0/ достаточно устойчива в каждом режиме. При этом
методическая погрешность, обусловленная условной линеари-
зацией этой нелинейной функции при ее дифференцировании
для нахождения коэффициента влияния, не превышает 0,05%'
и поэтому может не учитываться.
Глава восьмая
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ
Анализ результатов испытания выполняется главным обра-
зом путем их сопоставления с гарантийными данными, резуль-
татами испытаний однотипных турбин, типовыми энергетиче-
скими характеристиками и прочей нормативно-технической до-
кументацией.
Подобный анализ проводится как по общим показателям
экономичности турбоустановки, так и по отдельным ее элемен-
там.
139
8.1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБОУСТАНОВКИ
8.1.1. СОБСТВЕННО ТУРБИНА (ЦИЛИНДР)
Основным показателем, характеризующим уровень эконо-
мичности собственно турбины, ее цилиндра или отсека, являет-
ся внутренний относительный КПД, определяемый по (6.48)
от состояния перед стопорными клапанами.
Для возможности выделения влияния на КПД значения по-
терь давления в системе парораспределения применяется коэф-
фициент дросселирования, характеризующий потерю работо-
способности пара и определяемый как отношение располагае-
мых теплоперепадов от состояния после регулирующих
клапанов и перед стопорными клапанами:
Удр = Д/о/-^о-
Таким образом, с учетом (6.48) и (6.48а) внутренний отно-
сительный КПД может быть представлен в виде
^ог — Тдр, (8.1)
где т;'. — КПД проточной части без учета потерь давления в ор-
ганах парораспределения, характеризующий эффективность
лишь лопаточного аппарата и уплотнений, а также потери на
трение дисков.
Рассмотрим по порядку подход к анализу состояния систе-
мы парораспределения и проточной части. Система парорас-
пределения турбины содержит перепускные трубы от автома-
тических стопорных клапанов, регулирующие клапаны и паро-
вые коробки (сегменты сопл, размещенные в каждой из коро-
бок, относятся непосредственно к проточной части).
Эффективность системы парораспределения характеризует-
ся графиками зависимостей давления за регулирующими кла-
панами (рКл), в камере регулирующей ступени (рр.с) и угла
поворота кулачкового вала (ф) или подъема поршней серво-
моторов (Нс) от расхода свежего пара, пересчитанного на но-
минальные начальные параметры по (8.2), (8.3):
для конденсационных турбин
= (8.2)
для турбин с регулируемым отбором или противодавлением
Г? пр _ Г} -1 /~ (Рьк)2 — (/Д’)2 -1 / Povo
° ~ ° У ро2-рг2 У
Q 1/" (А)Н)2 ~ (/72Н)2 -1 Д /О ОХ
0 У р02-р22 у Дн ’
140
где ро, Рон, То, Топ, v0, Vo11 — давление, температура и удельный
объем свежего пара при опытных и номинальных условиях;
Рг, рз"— давление в камере регулируемого отбора (или проти-
водавление) при опытных и номинальных условиях; Go — рас-
ход свежего пара в опытных условиях.
Давление пара за регулирующими клапанами пересчитыва-
ется на номинальные параметры:
для конденсационных турбин
(8-4)
Ро
для турбин с регулируемым отбором или с противодавле-
нием
(8.5)
Давления пара в камере регулирующей ступени приводятся
к номинальным параметрам:
для конденсационных турбин
/7рРс' = /7р-с~; (8-6)
Ро
для турбин с регулируемым отбором (противодавлением)
= (/’р.с ~ Р*) + (8.7)
Графические зависимости, по которым можно судить о ра-
боте системы парораспределения, имеют следующий вид
(рис. 8.1).
В верхнем квадранте диаграммы показываются зависимости
давления за каждым из регулирующих клапанов р^? и в ка-
мере регулирующей ступени от расхода свежего пара, а в ниж-
нем — зависимость подъема поршней сервомоторов от расхода
свежего пара.
При рассмотрении этих зависимостей основное внимание
обращают на соответствие перекрыт в открытии клапанов,
а также потерь давления в полностью открытых регулирующих
и стопорных клапанах требованиям заводских инструкций и
расчетов. Особый интерес представляет определение макси-
мальной пропускной способности системы парораспределения
при полностью открытых регулирующих клапанах и номиналь-
ных параметрах свежего пара (рис. 8.1, точка ж).
Анализ диаграмм системы парораспределения, полученных
в результате испытаний и по данным заводских расчетов, пока-
зывает, что абсолютная потеря давления (е) в полностью от-
крытом регулирующем клапане, как правило, не превышает
3—5% начального давления свежего пара, а относительная
141
Рис. 8.1. Зависимость^ давлений
пара за регулирующими клапана-
ми и в камере регулирующей сту-
пени и подъема штоков сервомо-
торов hc от расхода свежего пара:
1 — давление пара в камере регулиру-
щей ступени
Рис. 8.2. Зависимость давлений пара за регулирующими клапанами и в камере
регулирующей ступени от расхода свежего пара (диаграмма парораспределе-
ния) и внутреннего относительного КПД ЦВД от расхода свежего пара для
турбины К-200-130:
I—4 — давления пара соответственно за первым, вторым, третьим и четвертым регули-
рующими клапанами; 5 — давление пара в камере регулирующей ступени
перекрыта в открытии последующего клапана находится на
уровне 5—8%. Под «относительной перекрышей» следует по-
нимать отношение разности давлений за полностью и частично
открытым регулирующим клапаном, при котором начинает от-
крываться последующий клапан, к давлению за полностью
открытым клапаном (например, отношение разности давлений
в точках г и д к давлению в точке а).
Влияние системы парораспределения (в частности, дроссе-
лирования в регулирующих клапанах) на экономичность тур-
бины (цилиндра) видно из рис. 8.2, на котором максимальные
значения внутреннего КПД отвечают точкам а—в полного от-
крытия соответственно двух, трех и четырех регулирующих
клапанов, при этом высота заштрихованных зон характеризует
снижение КПД, обусловленное степенью дросселирования
в паровпускных органах.
Важным этапом анализа состояния проточной части явля-
ется рассмотрение графических зависимостей давления пара
перед группами ступеней рст от опытных расходов на входе
в них G0T и в турбину Go (рис. 8.3).
142
Рис. 8.3. Зависимость давлений пара перед ступенью проточной части тур-
бины от расходов на входе в ступень (а) и свежего пара (6):
2 — турбина с регулируемым отбором; 2 — турбина конденсационного типа
Зависимость, представленная на рис. 8.3,а, для конденса-
ционных турбин строится при опытных давлениях Pctj а. для
турбин с регулируемым отбором пара — при давлении р™,
скорректированном с помощью формулы Флюгеля на отличие
опытного давления в камере регулируемого отбора, располо-
женного после ступени, от номинального:
P”? = Vp2CT~PJ+(Pn?- (8.8)
Зависимость, представленная на рис. 8.3,6, для конденса-
ционных турбин строится при опытных давлениях, скорректи-
рованных на отличие условий тепловой схемы от проектных,
вызванное, например, отклонением расхода питательной воды
от расхода свежего пара, частичным перепуском питательной
воды помимо трубных пучков ПВД, изменением направления
отдельных потоков в схеме и т. д.:
„пр
г ст
GH
= Рст-^-(
Ст ст
(8.9)
где Gct = GCT -ф AGCX; AGCX— суммарное изменение расхода пара че-
рез ступень при приведении тепловой схемы к проектной.
Для турбин с отбором пара зависимость, представленная на
рис. 8.3,6, строится для давлений p^f скорректированных на
отличие тепловой схемы от проектной и опытного давления
в камере регулируемого отбора, расположенного после данной
ступени, от номинального:
т [f Gs Y / Ои V
= V + W. (8.10)
\ GCT J \ GCT j
143
Рис. 8.4. Влияние зазоров в
надбандажных уплотнениях
ступеней ЦВД турбин
К-300-240 и Т-25О/ЗОО-24О на
внутренний относительный
КПД:
At]oi-/T]oj — относительное измене-
ние КПД; 6а, дг — аксиальный и
радиальный зазоры
Следует заметить, что необходимость коррекции давлений
по ступеням на отклонения условий тепловой схемы от проект-
ных зависит от их значения.
При существенных отклонениях начальной температуры
перед цилиндром во время испытания То от номинального зна-
чения ?’оиом следует провести дополнительную коррекцию дав-
ления в ступени по формуле
/ J’НОМ ' 'рНОЪЛ
ад*=^птр V -f- = у
‘ст 1 О
где — температура пара перед ступенью, К-
Сравнение опытных значений давления с расчетными дан-
ными завода-изготовителя, типовыми характеристиками и про-
чей технической документацией позволяет выявить несоответ-
ствие проходных сечений расчетным, в частности, вследствие
заноса или повреждения соплового (лопаточного) аппарата,
снижающее КПД проточной части. Причинами снижения КПД
являются изменение отношения и/С$ ступеней из-за перерас-
пределения теплоперепадов и/или роста профильных потерь,
изменение реактивности, углов входа и т. д.
В остальном уровень внутреннего относительного КПД про-
точной части определяется протечками через надбандажные и
диафрагменные уплотнения, разъемы цилиндров и диафрагм,
а также состоянием лопаточного аппарата.
Влияние среднего надбандажного зазора по проточной час-
ти однотипных ЦВД турбин типа К-300-240 и Т-250/300-240 на
экономичность показано в [30], где сопоставлены значения
внутреннего относительного КПД по данным 13 испытаний
8 турбин этих типов, проведенных ПО «Союзтехэнерго»
(рис. 8.4). Тип надбандажных уплотнений испытанных тур-
бин— традиционный: два уплотнительных гребня на лопаточ-
ном бандаже и две вставки в диафрагме, либо два уплотни-
тельных гребня в диафрагме в сочетании с гладкой бандажной
лентой.
144
Тонкими линиями на графике обозначены три расчетные
зависимости, соответствующие определенным значениям акси-
ального зазора, равным 2,2; 3,1 и 3,9 мм.
Анализируя кривые, можно видеть, что максимальный уро-
вень КПД соответствует надбандажным и аксиальным зазо-
рам, меньшим или равным их расчетным значениям (соответ-
ственно 1,25—1,50 и 1,7—2,2 мм). При увеличении надбандаж-
ных зазоров вдвое по отношению к расчетным значениям сни-
жение КПД ЦВД составило от 0,9 до 2,3% (меньшее значе-
ние—для средних аксиальных зазоров 2,2 мм, а большее —
для 3,9 мм). При дальнейшем увеличении надбандажного зазо-
ра снижение внутрененго КПД существенно замедляется, а при
ба^2,2 мм прекращается вообще. Максимальное снижение
КПД ЦВД, соответствующее практически полному разуплотне-
нию его проточной части по бандажам рабочих лопаток, со-
ставило около 4,2%.
Расчеты ХТГЗ при номинальной мощности на примере тур-
бин К-300-240 показали, что изменения внутренних КПД ЦВД,
ЦСД и ЦНД на 1% влекут за собой изменения удельного рас-
хода теплоты на турбоустановку соответственно на 0,17; 0,21
и 0,3%, а мощности — на 0,31; 0,23 и 0,31%. По расчетам, доли
ЦВД, ЦСД и ЦНД составляют соответственно 31, 39 и 30%'
общей мощности турбины. Несмотря на наибольшую долю ЦСД
в общей мощности, влияние изменения его КПД на показате-
ли турбоагрегата существенно меньше, что объясняется ком-
пенсирующим, противоположным по знаку, изменением мощно-
сти ЦНД главным образом за счет изменения располагаемого
теплоперепада и влажности в последних ступенях. Существен-
но пониженное влияние внутреннего КПД ЦВД на экономич-
ность установки объясняется обратным по знаку изменением
затрат теплоты в промежуточном перегреве из-за соответству-
ющего изменения энтальпии пара за ЦВД.
Определенное влияние на экономичность турбоагрегата
оказывает состояние концевых уплотнений цилиндров и што-
ков регулирующих и стопорных клапанов. Ввиду отсутствия
возможности осуществления на работающей турбине измере-
ния протечек через концевые уплотнения, об их значениях су-
дят по измерениям количества пара, отсасываемого от проме-
жуточных камер уплотнения, по данным расчетов с исполь-
зованием проектных значений радиальных зазоров и геометри-
ческих размеров вала или, наконец, по уравнению теплового
баланса потоков, сбрасываемых в соответствующий подогрева-
тель [см. (6.37) — (6.40)].
Эффективность концевых уплотнений цилиндров турбины и
штоков клапанов выявляется сопоставлением измеренных или
вычисленных расходов пара через них с данными завода-изго-
товителя.
10—6014 145
Графические зависимости протечек пара через обоймы
уплотнений и в отсосы приводятся в функции расхода пара на
входе в соответствующий цилиндр.
Количественное влияние изменения протечек на 1 т/ч, на-
пример, через уплотнения штоков клапанов ЦВД и ЦСД тур-
бины К-300-240 составляет по мощности соответственно 0,075
и 0,1 МВт, а по удельному расходу теплоты — около
1,9 кДж/(кВт-ч). Увеличение на 1 т/ч значений первых отсо-
сов от передних уплотнений ЦВД и ЦСД и заднего уплотне-
ния ЦВД этой турбины вызывает рост удельного расхода
теплоты приблизительно на 5 кДж/(кВт-ч).
Как показывает анализ результатов многочисленных испы-
таний турбин разных типов, наиболее характерными причинами
снижения внутреннего КПД турбин или их отдельных цилинд-
ров являются: повышенное дросселирование в паровпускных
клапанах; увеличение зазоров в проточной части по сравнению
с расчетными значениями; несоответствие проходных сечений
расчетным; наличие заноса проточной части, влияющего на ве-
личину профильных потерь и отношение и/С&, износ и повреж-
дения элементов проточной части.
8.1.2. СИСТЕМА РЕГЕНЕРАЦИИ И СЕТЕВЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
Система регенерации современных турбоустановок состоит,
как правило, из нескольких ПНД, деаэратора и группы ПВД,
после которых питательная вода подается в котел. Роль реге-
неративных подогревателей в обеспечении надежной и эконо-
мичной работы турбоустановки весьма значительна ввиду их
непосредственной связи с тепловыми процессами в турбине и
котле. Так, уменьшение температуры питательной воды (кон-
денсата) за каким-либо подогревателем влечет за собой уве-
личение потребления пара более высокого потенциала в следу-
ющем по ходу воды подогревателе со снижением электриче-
ской мощности на зажимах генератора, а уменьшение темпера-
туры за последним ПВД вызывает увеличение расхода топлива
на котле с ухудшением экономических показателей блока и
возможным ограничением его паропроизводительности. В част-
ности, для блока 300 МВт отключение группы ПВД снижает
экономичность всей установки на 4%, а уменьшение нагрева
питательной воды в отдельных подогревателях на 10 °C — от
0,12 до 0,28%.
Из сказанного следует, что показатели работы системы ре-
генерации должны тщательно контролироваться при проведе-
нии испытаний турбоустановкн и хотя количество измерений
по перечисленным элементам при рассматриваемых испытани-
ях турбоустановок предусматривается в значительно меньшем
объеме, чем требуется для их детальных исследований, однако
имеющиеся измерения, как правило, позволяют определить
146
Рис. 8.5. Зависимость температуры
питательной воды и конденсата за
подогревателями турбины К-300-240
от расхода свежего пара:
Г—7 — соответственно за ПВД8,7,6 и
ПНД 4—1
Рис. 8.6. Зависимость температурных
напоров в ПВД турбины К-300-240
от удельной тепловой нагрузки q:
а—в — соответственно ПВД8,7,6
«внешние» показатели теплообменников, достаточные для ана-
лиза их эффективности.
Как уже отмечалось выше, эффективность системы регене-
рации характеризуется, в конечном счете, температурами пи-
тательной воды и конденсата за каждым подогревателем, по-
казываемыми на графике в зависимости от расхода свежего
пара или пара на входе в соответствующий цилиндр турбины
(рис. 8.5).
При понижении температур воды после данного (или перед
следующим по ходу воды) подогревателя по сравнению с рас-
четными или экспериментальными данными по аналогичным
теплообменникам следует прежде всего определить темпера-
турный напор подогревателя’ (недогрев воды относительно
температуры насыщения), 8t, °C, в зависимости от удельной
тепловой нагрузки q=Q/F (Q, К —тепловая нагрузка и по-
верхность подогревателя) —- рис. 8.6.
Расчетный температурный напор при номинальной тепловой
нагрузке подогревателя в соответствии с ОСТ 108.271.17—76
Ю* 147
не должен превышать 1,5—2 и 3°С для подогревателей с ох-
ладителями пара и без таковых.
Причинами повышения температурного напора могут явить-
ся следующие факторы: высокий уровень конденсата в корпу-
се; износ или неправильный выбор диаметра подпорных шайб
между ходами воды; загрязнение поверхности трубок; ухудше-
ние паровой плотности корпусов ПНД, работающих под ваку-
умом; плохая организация отсоса воздуха и т. д.
Если температурный напор соответствует норме, то необхо-
димо сопоставить давления пара в подогревателе и камере
соответствующего отбора турбины. Разность этих величин или
потеря давления, обусловленная гидравлическим сопротивле-
нием паропровода, обычно не превышает 3—5% давления в ка-
мере. При выявлении повышенной потери давления следует
сравнить недогрев относительно нормы с разностью темпера-
тур насыщения, соответствующих давлениям в подогревателе
в условиях опыта и при нормативной потере. Если эти величи-
ны окажутся близкими друг к другу, то обнаруженный недо-
грев воды может быть полностью объяснен повышенной поте-
рей давления в паропроводе, причинами которой могут быть
неполное открытие обратного клапана или регулирующего
органа, заниженное сечение трубы либо неудачная ее трас-
сировка.
Пример. При проведении испытания турбины К-300-240 на режиме
с расходом свежего пара 900 т/ч температура питательной воды за ПВД7
составила 238 °C, а давления в камере отбора и корпусе ПВД7 — 3,92 и
3,41 мПа. Температура насыщения при давлении 3,41 мПа равна 241 °C,
а следовательно, температурный напор близок к норме и составляет 3 °C.
Относительная потеря давления в паропроводе составила 13%, что намного
превышает расчетную 5%. При расчетной потере давление пара в корпусе
подогревателя на этом режиме должно составлять 3,72 мПа (0,95-3,92),
чему соответствовали бы температуры насыщения 246,2 °C и питательной
воды за ПВД7 243,2 °C (при сохранении температурного напора 3°С). Та-
ким образом, в данном случае недогрев питательной воды по сравнению
с расчетными данными на 5,2 °C полностью объясняется снижением темпера-
туры насыщения из-за повышенной потери давления в паропроводе.
По данным Харьковского турбинного завода, при увеличе-
нии потерь давления в паропроводах отборов к ПВД9, 8, 7 тур-
бины К-300-240 на 5% удельный расход теплоты повысится
соответственно на 0,15, 0,05 и 0,02%.
При выяснении причин недогрева воды за подогревателем,
снабженным обводной линией, следует убедиться в плотности
последней. Это особенно важно при анализе работы ПВД, ко-
торые снабжаются трубопроводами группового или индивиду-
ального аварийного обвода, с быстродействующими клапанами,
герметичность закрытия которых зачастую бывает нарушена.
148
Одним из важных показателей эффективности подогревате-
ля, влияющих на общий уровень экономичности установки,
является переохлаждение конденсата греющего пара относи-
тельно температуры насыщения, которая должна составлять
около 10—20 °C при наличии охладителя дренажа и 1—2 °C
без него.
В соответствии с [1®, 17] в случае необходимости могут
быть представлены и другие зависимости, характеризующие
показатели работы подогревателей, например температурного
напора от давления в отборе и расхода воды, гидравлического
сопротивления от расчетного комплекса Gn2vn и т. д. В качест-
ве обобщенного критерия эффективности подогревателя часто
используется также его относительный температурный напор,
равный отношению температурного напора к подогреву воды
(6^/дО-
Ориентировочные значения ухудшения экономичности тур-
боустановки К-300-240 за счет роста недогрева питательной
воды (конденсата) в каждом из подогревателей на 5 °C соста-
вят, %: для ПНД1—4 соответственно 0,085; 0,07; 0,005; 0,06,
а для ПВД6—8 соответственно 0,06; 0,07 и 0,14.
Подогреватели сетевой воды (ПСВ). В турбоустановках
прежних выпусков с одноступенчатым отбором пара на тепло-
фикацию (типа, например, ПТ-12, ПТ-25, ПТ-60 и др.) при про-
ведении испытаний состояние ПСВ практически не контролиро-
валось, поскольку снижение эффективности работы ПСВ не от-
ражалось на турбоагрегате, так как в этом случае давление
в регулируемом теплофикационном отборе не изменялось и до-
грев сетевой воды до требуемой по графику температуры осу-
ществлялся в станционных подогревателях посторонним паром
от коллектора. Однако в связи с тем что выпускаемые в на-
стоящее время турбины этого типа предполагают осуществление
ступенчатого подогрева сетевой воды в последовательно вклю-
ченных ПСВ, питающихся паром только от турбины, то ухуд-
шение качества работы любого из них непосредственно отра-
жается на показателях другого и на тепловом процессе в тур-
бине.
Так, в режиме с неизменным расходом сетевой воды и ми-
нимальным открытием поворотных диафрагм ЦНД повышение
температурного напора нижнего (первого по ходу сетевой во-
ды) ПСВ вызывает увеличение потребления пара верхним ПСВ
с соответствующим ростом его температурного напора и умень-
шением мощности турбины прежде всего за счет снижения
мощности «промежуточного» отсека между отборами на ПСВ.
Повышение при том же режиме температурного напора верх-
него ПСВ повлечет за собой с учетом требования о соблюде-
нии температурного графика теплосети повышение давления
в камере верхнего теплофикационного отбора также с соответ-
149
ствующим уменьшением мощности турбины. Так, расчеты по-
казали, что повышение температурного напора в верхнем или
нижнем ПСВ турбины Т-250/300-240 всего на 1 °C даст сниже-
ние мощности на 300 и 440 кВт.
Пережог топлива из-за увеличения температурного напора, например,
в верхнем ПСВ турбины со ступенчатым подогревом сетевой воды может
быть рассчитан по формуле
ДВ=ДГтф<Зт (6К—6Т) т-1 о-3,
где ДТТтф — снижение удельной выработки электроэнергии на тепловом по-
треблении паром отбора на ПСВ из-за увеличения температурного напо-
ра, кВт-ч/Г Дж; QT — теплофикационная нагрузка, ГДж/ч; &к, Д— удель-
ные расходы топлива на выработку электроэнергии на замещающей ГРЭС
и данной ТЭЦ, кг/(кВт-ч); т — число часов работы.
Следует отметить, что в действительности влияние повышения темпера-
турного напора может незначительно отличаться от подсчитанного по этой
формуле из-за сопутствующих изменений мощности переключаемого отсека
и ЧНД.
Пример. Увеличение температурного напора в верхнем ПСВ турбины
ПТ-80/100-130 на 5 °C при неизменной теплофикационной нагрузке ведет
к необходимости повышения давления греющего пара на значение, соответ-
ствующее росту температуры насыщения ts на 5 °C. Так, при исходном
давлении в ПСВ, равном 0,1 мПа (Д = 99°С), повышение ts до 104 °C вы-
зовет увеличение давления приблизительно до 0,12 мПа. При этом, по
данным типовой энергетической характеристики турбины, ДТГтф составит
около 2,9 кВт-ч/ГДж. Тогда при QT=300 ГДж/ч, &т=0,17 кг/(кВт-ч), Ья —
= 0,34 кг/(кВт-ч) и т=5200 ч годовой пережог топлива составит
АВ = 2,9-300 (0,34—0,17) 5200-10“3 = 770 т условного топлива.
В схемах современных турбоустановок со ступенчатым по-
догревом сетевой воды каждый из ПСВ стал практически не-
отъемлемой частью турбины, оказывая существенное влияние
на ее экономические показатели.
При анализе эффективности работы ПСВ применяются те
же приемы и критерии, что и для регенеративных подогревате-
лей, однако, учитывая специфику режимов нормальной работы
ПСВ (возможное разрежение в паровом пространстве, более
низкое качество охлаждающей воды по отношению к конден-
сирующемуся пару и др.), особое внимание при анализе их со-
стояния следует уделять воздушной плотности, наличию отло-
жений на внутренних поверхностях трубок и соответствию по-
верхности теплообмена расчетному значению (в частности,
количество заглушенных трубок).
Многочисленные испытания турбоустановок со ступенчатым
подогревом сетевой воды, проведенные ПО «Союзтехэнерго»,
150
показали, что при нормальном состоянии ПСВ температурные
напоры в них при номинальной тепловой нагрузке, как прави-
ло, не превышают 3—5 °C [18].
8.1.3. КОНДЕНСАТОР
Одним из самых важных элементов турбоустановки конден-
сационного типа, эффективность работы которого в наиболь-
шей мере влияет на ее показатели, является конденсатор.
Достаточно указать, например, что повышение давления отра-
ботавшего пара всего на 10 кПа (0,01 кгс/см2) вызывает сни-
жение мощности турбины ТЭС приблизительно на 0,7—1%,
а турбины АЭС — на 1—2%. В связи с этим основным пара-
метром, характеризующим эффективность конденсатора при
заданных паровой нагрузке (расходе отработавшего пара),
расходе охлаждающей воды и ее температуре на входе, явля-
ется давление отработавшего пара, фактические значения кото-
рого, полученные при испытании, сравниваются с проектными,
расчетными или нормативными данными (рис. 8.7).
При повышенных значениях фактического давления отрабо-
тавшего пара необходимо провести тщательную проверку со-
стояния конденсационной установки, что практически сводится
к анализу величин отдельных слагаемых, сумма которых опре-
деляет температуру насыщения ts, соответствующую давлению
отработавшего пара, по уравнению
^==/1в-|-Д^-|-!б^ (8.11)
где At — температура охлаждающей воды перед конденса-
тором и ее нагрев; 8t — температурный напор конденсатора,
определяемый как разность температур насыщения ts и охлаж-
дающей воды на выходе t2B.
Температура охлаждающей воды перед конденсатором при
прямоточной системе водоснабжения является «внешним» фак-
тором, который определяется в основном лишь гидрологически-
ми и метеорологическими условиями, а при оборотной системе
существенно зависит также и от эффективности водоохлажда-
ющих установок (в частности, градирен). Таким образом, в по-
следнем случае следует проверить охлаждающую способность
такой установки и соответствие ее показателей нормативным.
Другим слагаемым, влияющим на давление отработавшего
пара, является нагрев охлаждающей воды At, который при за-
данной паровой нагрузке зависит от расхода воды на конден-
сатор [см. уравнение теплового баланса конденсатора (6.46)] —
рис. 8.8. Увеличение нагрева воды свидетельствует о недоста-
точном ее расходе, причинами чего могут оказаться увеличен-
ное гидравлическое сопротивление конденсатора вследствие
загрязнения трубок и трубных досок посторонними предмета-
ми, илистыми и минеральными отложениями, ракушками и т. д.
151
Рис. 8.7. Зависимость давления отработавшего пара в конденсаторе 300-КЦС-1
от паровой нагрузки и температуры охлаждающей воды:
а, б — расход охлаждающей воды 36 000 н 25 000 м3/ч: 1 — лиши, соответствующие
постоянным температурам охлаждающей воды перед конденсатором
Зависимость гидравлического сопротивления конденсатора,
т. е. перепада давления между его напорными и сливными
патрубками Нг от расхода охлаждающей воды, представляет
собой параболическую кривую, постоянный коэффициент кото-
рой увеличивается с ростом степени загрязнения (рис. 8.9).
152
Рис. 8.8. Зависимость нагрева охлаж-
дающей воды в конденсаторе 300-
КЦС-1 от паровой нагрузки при рас-
ходе охлаждающей воды 36 000 м3/ч
го сопротивления Нт конденсатора
300-КЦС-1 от расхода охлаждающей
воды
Причиной увеличения нагрева воды при уменьшенном гид-
равлическом сопротивлении может быть снижение расхода
охлаждающей воды из-за каких-либо нарушений в работе цир-
куляционных насосов, неполного открытия запорной арматуры,
уменьшения разрежения (сифона) в сливной водяной камере
конденсатора и т. д.
Следует отметить, что одной из причин ухудшения тепло-
обмена в конденсаторе может быть также образование тонко-
го слоя минеральных или органических отложений на внутрен-
ней поверхности трубок, который не вызовет заметного повы-
шения гидравлического сопротивления и поэтому не может
быть обнаружен по увеличению последнего. О влиянии этого
фактора можно судить лишь с помощью основного показателя
состояния охлаждающей поверхности конденсатора — его тем-
пературного набора fit, третьего слагаемого уравнения (8.11).
Температурный напор конденсатора представляет собой,
как и общий коэффициент теплопередачи, наиболее полный и
универсальный критерий эффективности процесса передачи
теплоты от отработавшего пара к охлаждающей воде, при
этом, в отличие от коэффициента теплопередачи, который не
может быть получен путем непосредственных измерений, тем-
пературный напор определяется достаточно просто и поэтому
широко используется в эксплуатации.
На температурный напо.р конденсатора влияют практически все основ-
ные факторы, характеризующие условия эксплуатации и состояние элемен-
тов конденсационной установки: паровая нагрузка конденсатора, темпера-
тура и расход охлаждающей воды, воздушная плотность вакуумной систе-
153
мы, состояние поверхности трубок, суммарная поверхность охлаждения,
эффективность работы воздухоудаляющего устройства и др. Для анализа
причин повышения температурного напора при заданных расходе охлаждаю-
щей воды, ее температуре на входе и паровой нагрузке конденсатора про-
веряется каждый из перечисленных факторов и показателей [19]:
°*00 *50 500 550 600
Рис. 8.10. Зависимость температурного напора в конденсаторе 300-КЦС-1 от
паровой нагрузки н температуры охлаждающей воды:
обозначения те же, что н на рис. 8.7
154
Рис. 8.11. Зависимость температурного напора в конденсаторе 200-КЦС-2 от
паровой нагрузки и температуры охлаждающей воды:
а, б — расход охлаждающей воды 25 000 и 17 000 м3/ч; 1 — линии, соответствующие
постоянным температурам охлаждающей воды перед конденсатором
воздушная плотность вакуумной системы — путем измерения количест-
ва воздуха, отсасываемого из конденсатора;
состояние поверхностей трубок, наличие видимого заноса—по значе-
нию гидравлического сопротивления, визуально, вырезкой образцов;
сокращение суммарной поверхности охлаждения — по количеству заглу-
шенных трубок;
эффективность работы воздухоудаляющего устройства — путем опреде-
ления рабочих характеристик эжекторов, их вскрытия и ревизии.
155
Полученные при проверках результаты сравниваются с данными проект-
ной (нормативной) документации.
При анализе эффективности конденсатора следует проверить наличие к
степень переохлаждения конденсата, т. е. понижение его температуры отно-
сительно температуры насыщения, соответствующей давлению в конденса-
торе. Повышенное переохлаждение конденсата свидетельствует о дополни-
тельной потере теплоты с охлаждающей водой и приводит к недовыработке
электроэнергии за счет увеличения расхода пара на первый ПНД (по оцен-
ке, снижение экономичности турбоагрегата при наличии переохлаждения на
5 °C составляет около 0,015%).
На рис. 8.10, 8.11 в качестве примера показаны зависимо-
сти температурных напоров конденсаторов 300-КЦС-1 ЛМЗ и
200-КЦС-2 ЛМЗ от паровой нагрузки (расхода пара в конден-
сатор) и температуры охлаждающей воды при различных рас-
ходах охлаждающей воды.
Следует заметить, что получение практически всех показа-
телей, необходимых для проведения такого анализа состояния
конденсатора, не требует его специальных испытаний и пред-
усмотрено при проектировании схемы измерений турбоагрегата
(напомним, кстати, что это же относится и к показателям ра-
боты теплообменников системы регенерации и сетевых подо-
гревателей) . Если возникает необходимость в проведении более
детальных испытаний вспомогательного оборудования турбоус-
тановки, то они проводятся отдельно в соответствии с [15—20].
8.1.4. ТУРБОНАСОСНЫЙ АГРЕГАТ
Питательный турбонасосный агрегат (ПТНА) состоит из
турбопривода и насосной группы, включающей питательный и
бустерный насосы.
Состояние ПТНА, турбопривод которого работает на паре отбора от
главной турбины, самым непосредственным образом влияет на общие пока-
затели турбоагрегата. Действительно, ухудшение состояния любого элемен-
та, определяющего эффективность ПТНА, особенно насосной группы, тур-
бины и конденсатора (для конденсационного турбопривода), а также повы-
шение гидравлического сопротивления сети вызывают необходимость увели-
чения расхода пара от главной турбины. Это, в свою очередь, приводит
к уменьшению выдачи полезной мощности генератором и к снижению общей
экономичности турбоустановки.
Если увеличение расхода пара на турбопривод ДОТ вызвано лишь сни-
жением его внутреннего относительного КПД или располагаемого теплопе-
репада Нот, то уменьшение полезной мощности генератора ДА?Т может быть
рассчитано по выражению
ДУТ = ДСтЯот?7ог%г--^—,
156
где г]os — внутренний относительный КПД отсека главной турбины, располо-
женного между камерами отбора пара на турбопривод и его возврата (для
турбопривода с противодавлением). Например, в этом случае при увеличе-
нии расхода пара на турбопривод типа 0Р-12ПМ турбины К-300-240 на
10 т/ч (/7от=460 кДж/кг, T]os=0,91, т]эг=0,98) потеря полезной мощности
составит
ДУТ= 10-460-0,91-0,98--^—= 1,14 МВт.
3600
Для ПТНА 3750-100 с конденсационным турбоприводом для блоков АЭС
аналогичная величина составит около 1,93 МВт.
Следует учесть, однако, что так как возвращаемый из турбопривода
пар имеет высокую энтальпию по сравнению с основным потоком в главной
турбине, начальная энтальпия смеси пара в камере VI отбора несколько воз-
растает, что обеспечивает незначительное увеличение мощности последую-
щего отсека за счет возврата теплоты приблизительно на 0,07 МВт, т. е.
суммарное снижение полезной мощности составит около 1,07 МВт.
Причиной роста расхода пара на турбопривод может быть
также неудовлетворительная работа насоса или повышенное
гидравлическое сопротивление сети, что потребует увеличен-
ных затрат энергии на перекачку питательной воды. В этом
случае соответственно увеличатся нагрев последней и ее тем-
пература перед первым по ходу ПВД6, что уменьшит подачу
греющего пара от турбины. За счет этого мощность генератора
увеличится (по расчету) на 0,38 МВт, что обусловит для при-
веденного примера суммарное снижение полезной мощности
на 0,69 МВт.
Соответствующее снижение экономичности турбоустановки
определится как
= ДМ к —102=0,69-7,221 —!-102 = 0,2%,
^/т Qo 2450
где Лоты — относительный прирост расхода теплоты на турбоус-
тановку, равный 7,221 ГДж/(МВт-ч); Qo — расход теплоты на
турбоустановку, равный 2450 ГДж/ч при Мт = 300 МВт.
Таким образом, об эффективности ПТНА можно судить
в первом приближении по результатам сравнения с норматив-
ным расходом пара на турбопривод, необходимым для обеспе-
чения требуемых напора и производительности питательного
насоса при номинальных условиях и параметрах отдельных
элементов и заданном сопротивлении гидравлической сети. При
наличии значительного расхождения указанных величин следу-
ет провести детальный анализ состояния отдельных элементов
ПТНА [20].
157
8.2. ОЦЕНКА УРОВНЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТУРБОУСТАНОВКИ
Как указывалось выше, фактический уровень экономичности
турбоустановки в зависимости от ее типа характеризуется зна-
чениями удельных расходов теплоты, пара и выработки элект-
роэнергии на тепловом потреблении, рассчитанными по данным
испытаний и приведенными к определенным условиям, которые
должны быть обеспечены при нормальной эксплуатации обору-
дования. При отсутствии обоснованных ограничений эти экс-
плуатационные условия должны, как правило, соответствовать
номинальным параметрам цикла и проектной тепловой схеме.
Однако последняя может и отличаться от проектной по двум
группам причин: «внешним», не зависящим непосредственно от
персонала станции, и «внутренним», которые должны быть ус-
транены силами станции. К внешним причинам относится, на-
пример, несоответствие диаметров трубопроводов отборов пара
расчетным, замена проектных линий отвода конденсата грею-
щего пара подогревателей временными и т. д.
Внутренними причинами отклонения тепловой схемы при
испытании от проектной могут быть, например, перетечка пи-
тательной воды помимо трубных пучков ПВД из-за йеплотности
арматуры, повышенное давление пара в конденсаторе, повы-
шенное дросселирование в трубопроводах отбираемого пара
из-за неполного открытия арматуры, выход из строя сливных
насосов системы регенерации и др. Результаты испытания с по-
мощью поправок приводятся к тепловой схеме с исключением
дефектов, обусловленных внутренними устранимыми причина-
ми. Полученные таким образом фактически достижимые в экс-
Таблица8.1. Гарантии завода по удельному расходу теплоты
Справочные данные
Мощность на зажимах ге- нератора, МВт Расход пара че- рез стопорные клапаны ЦВД, т/ч Температура воды за послед- ним ПВД, °C Абсолютное дав- ление в конден- саторе турбины, кПа(кгс/см3) Температура па- ра перед стопор- ными клапанами ЦВД, °C
300 250 200 150 930 750 590 450 278 265 250 233 3,43(0,035) 2,84(0,029) 2,55(0,026) 2,25(0,023) 540 540 540 540
Примечания; 1. Основные параметры и условия проведения испытаний: давление
охлаждающей воды перед входом в конденсатор 12 °C; количество охлаждающей воды
равно расходу пара на турбину. Если во время испытаний температура и давление све-
участке от выхлопа ЦВД до стопорных клапанов ЦСД отличаются от номинальных зна-
соответствующие поправки по данным завода-изготовителя. Завод гарантирует удельный
2 При нормальном состоянии вакуумной системы и соответствии его нормам ПТЭ
да и температуры охлаждающей воды на входе вносятся по кривым завода-изготовителя,
данным завода, на отклонение давления отработавшего пара в условиях испытаний от
158
плуатации показатели экономичности установки соответствуют
номинальным параметрам и оставшимся после ликвидации
дефектов минимальным отклонениям тепловой схемы от про-
ектной, обусловленным лишь наличием внешних, не зависящих
от станции причин.
Рассчитанные по результатам испытаний показатели фак-
тической экономичности вновь смонтированных- или недавно
прошедших капитальный ремонт турбоагрегатов являются ос-
новой для последующей разработки нормативных характерис-
тик оборудования.
Относительная оценка уровня фактической экономичности
турбоустановкн проводится путем сравнения ее показателей
(см. гл. 1) с данными нормативно-технической документации.
Такими данными служат прежде всего гарантии завода-изгото-
вителя и ГОСТ, а также типовые энергетические характеристи-
ки и результаты отдельных испытаний однотипных турбоагре-
гатов. В ряде случаев при отсутствии упомянутых материалов
допускается использование данных расчетов завода-изготови-
теля, а при испытаниях турбин после реконструкции или модер-
низации— расчетных данных соответствующих заводов и, про-
ектно-конструкторских организаций.
Рассмотрим, в частности, ход сравнения результатов испы-
таний с гарантиями завода-изготовителя, выдаваемыми в ТУ
на поставку оборудования, на примере турбоагрегата
К-300-240-3 ЛМЗ.
В табл. 8.1 приведены гарантийные данные на четырех ре-
жимах работы турбоагрегата в диапазоне 150—300 МВт.
С помощью поправочных кривых завода-изготовителя ре-
зультаты испытаний были пересчитаны на гарантийные уело-
Гарантийные условия Г ар аитин
Температура пара перед стопорными клапанами ЦСД, °C Потери давления на участке от вы- хлопа ЦВД, до сто порных клапанов ЦСД, % от давления перед последними КПД генератора, по которому исчислены гарантии Удельный расход теплоты, кДж/(кВтХ Хч) (кал/кВт-ч)
540 540 540 525 9,5 9,5 9,5 9,5 98,8 98,8 98,78 98,4 7710(1840) 7856(1875) 8003(1910) 8233(1965)
свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД 23.54 МПа (240 кгс/см2); температура
через конденсатор 36 000 м3/ч; количество питательной воды, проходящей через ПВД,
жего пара, температура пара перед стопорными клапанами ЦСД, потеря давления на
чеиий, то к результатам испытаний с целью их сравнения с гарантиями вводятся
расход теплоты с допуском 1 % сверх допуска на точность испытания.
(присосы воздуха не более 30 кг/ч) поправка к результатам испытания на отличие расхо-
Если присосы превышают нормы ПТЭ, к результатам испытания вносится поправка, по
указанного в таблице.
159
Таблица 8.2. Результаты сравнения фактических показателей
турбоустановки с гарантированными
№ режима Мощность на зажимах генератора, МВт Удельные расходы теплоты, кДж/(кВт-ч) Расхождение удельных расходов теплоты с гарантиями
по гаран- тиям по испы- таниям абсолютное, кДж/(кВтч) относитель- ное, % среднее отно- сительное по четырем ре- жимам, %
1 300 7710 7810 + 100 + 1,30
2 250 7856 7906 +50 +0,63 + 1,25
3 200 8003 8123 + 120 + 1,50
4 150 8233 8363 + 130 + 1,58
вия, указанные в табл. 8.1 и примечании 1 к ней. Результаты
сравнения фактических показателей с гарантированными при:
водятся в табл. 8.2. Средний перерасход по четырем режимам
составил 1,25%, однако ввиду того, что завод гарантирует
удельный расход теплоты с допуском 1 % сверх точности ис-
пытаний (последняя в соответствии с расчетом по рекоменда-
ции гл. 7 составила 1,1%), гарантии считаются выдержанными
с формальным запасом, равным 0,85%' (1,0+1,1—1,25).
После определения показателей общей экономичности и
тщательного анализа состояния отдельных элементов состав-
ляется заключение с детальным перечнем выводов и рекомен-
даций по повышению экономичности турбоустановки.
8.3. ТИПОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Балансовые испытания, будучи весьма трудоемкими с точки зрения объ-
ема измерений, а также обработки получаемых результатов, не могут и не
должны проводиться на всех вводимых в эксплуатацию турбоагрегатах.
В то же время результаты испытания одного турбоагрегата, цроведенного
даже с максимальной точностью, было бы неправомерно распространять на
все остальные образцы этого типа в силу их возможных различий, обуслов-
ленных состоянием оборудования и его элементов, исходными зазорами в
проточной части и т. д. С учетом изложенного, а также необходимости осу-
ществления нормирования, планирования и анализа экономичности и пе-
риодического контроля состояния оборудования возникла необходимость
в разработке «Типовой энергетической характеристики» (ТЭХ) для каждого
типа турбоагрегата на основе результатов представительных балансовых
испытаний двух-трех его образцов (следует отметить, что точность конечных
показателей, представленных в такой характеристике, повышается за счет
усреднения результатов нескольких испытаний, проведенных с близкими
уровнями погрешностей).
160
Рис. 8.12. Поправки к расходу свежего пара на отклонение параметров пара
от номинальных для турбины К-300-240:
а — на отклонение давления свежего пара от номинального; б — на отклонение тем-
пературы свежего пара от номинальной; в — на отклонение температуры пара проме-
жуточного перегрева от номинальной; г-на изменение потери давления в тракте
промежуточного перегрева
За основу при разработке ТЭХ принимаются результаты испытаний
турбоустаиовок после монтажа или капитального ремонта, основное и
вспомогательное оборудование которых находится в нормальном рабочем
состоянии, а тепловая схема соответствует проектной. При этом зазоры по
проточной части и концевым уплотнениям турбины должны соответствовать
заводским, а лопаточный и направляющий аппараты быть очищены от от-
ложений и при необходимости отремонтированы.
Основным требованием к исходным данным для ТЭХ является их со-
поставимость, которая при соблюдении упомянутых выше условий (иден-
тичность состояния оборудования и тепловой схемы) характеризуется так-
же максимальным расхождением сравниваемых (усредненных) показате-
лей. Последнее, как правило, ие должно выходить за пределы, зависящие
от погрешности определения этих показателей, а также от их естественного
различия, обусловленного производственными допусками заводского изго-
11—6014 jgj
ос60,%
0,22
0,20
-0,18
0,10
0,19
0,12
0,10
0,08
0,06
0,09
Рис. 8.13. Поправки к расходу
свежего пара на отклонение
условий тепловой схемы : от
проектных для турбины
К-300-240;
а — на отключение группы ПВД;
б — на подачу пара в деаэратор
из III отбора; в — на включение в
работу подогревателей сетевой
воды ..
190 180 220 260 Л/т,МВт
в)
СЬОд,°/о
-73
-72
“77
-10
-9
-8
товления и монтажа. В противном случае проводится тщательный анализ
каждого показателя, на основании которого отбираются наиболее предста-
вительные из них. ТЭХ состоит обычно из графической части, таблиц и по-
яснительной записки.
Графическая часть включает в себя в основном те же зависимости, ко-
торые представляются в отчете об испытании турбоагрегата, дополненные
многочисленными поправочными кривыми, учитывающими возможные от-
клонения условий эксплуатации от принятых за номинальные. Поправочные
кривые к расходу свежего пара (электрической мощности), а также к пол-
ному и удельному расходам теплоты, %, должны выдаваться в полном
объеме заводами-изготовителями турбинного оборудования, однако при
необходимости некоторые из них могут быть определены экспериментально
(см. гл. 3, 6) с использованием заводских расчетов и данных испытаний или
получены с помощью «коэффициентов ценности» [28]. В качестве примера
на рис. 8.12—8.15 показаны некоторые поправочные кривые из ТЭХ турбины
К-300-240 ЛМЗ.
В таблицах, входящих в состав ТЭХ, указываются основные условия,
на которые рассчитаны графические зависимости, расходы пара и теплоты
на холостой ход, а также основные заводские данные турбоагрегата и ре-
зультаты сравнения его фактических показателей с гарантийными (по об-
разцу табл. 8.1 и 8.2). Кроме того, отдельно приводятся данные по затра-
там электрической и тепловой энергии на собственные нужды, необходи-
162
0,3
0,3
0,2
0,1
О
-0,1
-0,2
Изменение Ра
Средняя поправ-
ка на -Юкгс/сн2
при. NT
>208тт^208МВт
+ 0,15
-0.15
У8ели.чепи,е
Уменьш.ени,е
-0.03
+0,05
ауТ
1,2
1,0
О,в
0,6
0,3
0,2
О
-0,2
-0,3
-0,6
-0,8,
225 230 235 230 Р0,кгс/смг
а-)
Средняя поправка.'на. ~
10°С состав.ляегп*0,33%-
510 520 530 530 550 t°C
в)
а^Т°/о
0,3
0,3
0,2
0,1
о
-0,1
-0,2
510 520 530 530 trnn,"C
В)
2,3
2,0
1,6
1,2
0,8
0,3
О
-0,3
-0,8
-1,2
О 3 8 12 16 20 23 28 ДР^/Радд
Рис. 8.14. Поправки к полному и удельному расходам теплоты на отклонение
параметров пара от номинальных для турбины К-300-240:
а — на отклонение давления свежего пара от номинального; б — на отклонение темпера-
туры свежего пара от номинальной; в — на отклонение температуры пара промежуточ-
ного перегрева от номинальной; г — иа изменение потери давления в тракте промежу-
точного перегрева
мые для расчета и построения на основе данных ТЭХ характеристики тур-
боагрегата «нетто». В качестве примера в табл. 8.3 показаны данные ТЭХ
для расчета характеристики «нетто» турбоагрегата К-300-240 ХТГЗ.
В пояснительной записке приводятся следующие данные:
сведения о турбинах, результаты испытаний которых положены в осно-
ву при разработке ТЭХ (заводской номер, даты ввода в эксплуатацию, по-
следнего капитального ремонта, начала испытания, организация, проводив-
шая испытание, и т. д.);
область применения ТЭХ [например, с учетом того, что турбоагрегаты
данного типа, начиная с определенного заводского номера, подвергались ча-
стичной (полной) модернизации или реконструкции и не прошли тепловых
испытаний];
П* 163
— Таблица 8.3. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240 ХТГЗ
Типовая энергетическая характеристика нетто турбоагрегата
К-300-240ХТГЗ
Условия характеристики:
1. Параметры и тепловая схема — график Т—2а
2. Напор циркуляционных насосов 10 м вод. ст.
Мощность на зажимах генератора, МВт
Внутренняя мощность турбопривода питательного насоса, МВт
Мощность, затрачиваемая на собственные нужды турбоагрега-
та МВт
в том числе на циркуляционные насосы
Расход теплоты турбоагрегатом брутто, Гкал/ч
Мощность нетто турбоагрегата, МВт
Расход теплоты на собственные нужды, Гкал/ч
Расход теплоты на выработку электроэнергии, включая рас-
ход теплоты на собственные нужды, Гкал/ч
Уравнение расхода теплоты по мощности нетто
140 180 215 251,83 275 300
5,54 6,36 7,36 8,74 9,90 11,22
2,74 2,86 3,22 3,33 3,41 3,50
1,55
302,06 371,06 431,44 494,96 539,27 587,07
137,26 177,14 211,78 248,50 271,59 296,50
0,59
291,15 358,99 417,75 478,97 521,11 566,51
Q”eTT0 = 59150+! ,688ДЩетто+0_ 136(Л'»етто-248,50)
Поправки, % к полному и удельному расходам теплоты нетто на изменение напора циркуляционных насосов
Напор насосов, м вод. ст. Мощность нетто, МВт
140 160 180 200 220 240 260 280 300
5 —0,44 —0,40 —0,36 —0,33 —0,30 —0,28 —0,26 —0,24 —0,23
10 0 0 0 0 0 0 0 0 0
15 +0,44 +0,40 +0,36 +0,33 +0,30 +0,28 +0,26 +0,24 +0,23
20 +0,88 +0,79 +0,72 +0,66 +.0,61 +0,56 +0,52 +0,49 +0,46
ремонта или реконструкции и т. д. Для решения этой задачи,
разумеется, не следует проводить громоздких по объему, доро-
гостоящих балансовых испытаний и достаточно выполнить
экспресс-испытания по сокращенной программе с уменьшен-
ным объемом измерений.
В основу таких испытаний положен принцип сравнительной
оценки изменяющихся показателей работы оборудования, что
благодаря полной идентичности тепловой схемы и применению
в повторяющихся испытаниях однотипных датчиков и приборов
позволяет обеспечить* достаточную точность и сопоставимость
получаемых данных.
В качестве основного критерия изменения общей экономич-
ности турбоагрегата принимается электрическая мощность.
При этом сравниваются зависимости последней не от расхода
свежего пара на конденсационном режиме, как это обычно
практикуется, а от давления в контрольной ступени турбины
при отключенной системе регенерации (это позволяет исклю-
чить влияние режимов и показателей работы регенеративных
подогревателей на характер протекания указанной зависимости
и, следовательно, дает возможность провести корректный ана-
лиз сравниваемых результатов).
Учитывая однозначную прямолинейную зависимость давле-
ния в контрольной ступени от расхода свежего пара, а также
возможность достаточно точного его определения, такой прием
позволяет отказаться от организации трудоемкого измерения
расхода свежего пара с высокой точностью без увеличения
погрешности конечного результата.
Для выяснения возможных причин снижения общей эконо-
мичности турбоагрегата одновременно анализируются измене-
ния внутреннего КПД цилиндров и давлений по проточной
части, характеристик парораспределения, величин протечек че-
рез концевые уплотнения и т. д.
Для определения значений максимальной электрической
мощности, КПД цилиндров, характеристики парораспределе-
ния, а также показателей работы отдельных элементов турбо-
установки, в частности регенеративных и сетевых подогрева-
телей и конденсатора во время испытания проводятся также
опыты при проектной тепловой схеме.
Анализ результатов, полученных при экспресс-испытаниях,
позволяет обоснованно судить о том, следует ли остановить
турбоагрегат для его ревизии и устранения дефектов или оста-
вить его в работе до ближайшего ремонта. При этом, разуме-
ется, следует сопоставить возможные затраты на останов, про-
ведение восстановительных работ, на недоотпуск электроэнер-
гии и т. д. с потерями, обусловленными эксплуатацией оборудо-
вания с пониженной экономичностью. Указанное сопоставление
с учетом критериев надежности работы оборудования позво-
166
лит, кроме того, оптимизировать продолжительность межре-
монтного периода.
Проведением экспресс-испытаний в СССР занимаются как
специализированные предприятия (ПО «Союзтехэнерго», «Бел-
энергоремналадка», «Казэнергоналадка» и др.), так и цеха и
группы наладки оборудования на самих электростанциях. Испы-
тания проводятся в соответствии с методиками, разработанны-
ми для основных типов современных паровых турбин, напри-
мер [Ю].
9.2. ПРОГРАММА ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЯ
При планировании каждого экспресс-испытания с целью про-
верки уровня экономичности в течение межремонтного периода
или определения эффективности капитального ремонта предпо-
лагается проведение двух серий опытов — при проектной теп-
ловой схеме и с отключенной регенерацией. Цели проведения
первой серии опытов: получение характеристики парораспре-
деления; определение внутренних КПД цилиндров (отсеков)
в зоне перегретого пара; определение максимальной электри-
ческой мощности; проверка работы системы регенерации, сете-
вых подогревателей и конденсатора.
Опыты рекомендуется запланировать в диапазоне электри-
ческих нагрузок 50—100% номинальной, изменяя расход све-
жего пара таким образом, чтобы по возможности зафиксиро-
вать режимы в начале и в конце открытия каждого из регули-
рующих клапанов и по одной-две точки между этими крайними
положениями. Обычно достаточно провести 7—10 опытов с про-
должительностью стабильного режима не менее 30 мин при
записи показаний приборов через каждые 2—3 мин.
Цель проведения второй серии опытов — оценка состояния
проточной части турбоагрегата. Предполагается проведение
опытов при четырех-пяти электрических нагрузках в диапазоне
приблизительно от 50 до 80% номинальной. Продолжитель-
ность опыта та же, что и для первой серии.
Как упоминалось выше, отключение системы регенерации
во второй серии опытов выполняется для исключения влияния
возможного изменения ее отдельных показателей на электри-
ческую мощность турбоагрегата, что затруднило бы сопостав-
ление результатов последовательных экспресс-испытаний друг
с другом. Действительно, при наличии в каждом из таких ис-
пытаний при включенной регенерации различных по значению
расхождений между расходами питательной воды и свежего
пара, а также отличающихся показателей работы отдельных
регенеративных подогревателей будет отсутствовать возмож-
ность однозначно определить изменение мощности, обусловлен-
167
ное лишь состоянием проточной части турбины. При наличии
достоверных измерений расходов свежего пара и питательной
воды через трубные пучки ПВД с помощью одних и тех же
приборов и поддержания минимальной разницы между ними
в каждом из опытов влияние последней можно учесть путем
введения соответствующей поправки к мощности (для турбин
блоков с прямоточными котлами при отсутствии байпасирова-
ния группы ПВД такая поправка исключается). С помощью
аналогичных поправок можно также учесть и влияние расхож-
дения, например, температурных напоров подогревателей. Та-
ким образом, казалось бы, создается возможность сравнения
экономичности проточной части по результатам последова-
тельно проводимых испытаний без трудоемких операций, свя-
занных с отключением регенерации. Однако в этом случае,
во-первых, увеличивается погрешность сравнительной оценки
результатов испытаний, а во-вторых, особенно для турбоуста-
новок с поперечными связями, существенно возрастают объем
измерений и обработки результатов.
Окончательный вывод о достаточности проведения при ис-
пытаниях лишь серии опытов с включенной системой регенера-
ции может быть сделан только после тщательного анализа из-
менения состояния элементов регенеративной системы и кон-
денсатора и оценки соответствующей суммарной поправки
к мощности. Исходя из этого, при проведении последующего
испытания следует вначале сравнить показатели работы подо-
гревателей с зафиксированными при предыдущем испытании и
в случае их удовлетворительной сходимости решить вопрос
о целесообразности проведения опытов с отключенной регене-
рацией.
Образец составления программ испытаний для турбины
К-300-240 представлен ниже:
система регенерации включена (серия 1)
* Включен ПЭН. Полное открытие первых четырех регулирующих клапанов, скользя-
щее давление свежего пара.
** Полное открытие пятого и шестого регулирующих клапанов.
168
система регенерации отключена (кроме ПНД1, 2) (серия 2)
Электрическая нагрузка. МВт 160* 180* 200* 220 Максимальная
Количество опытов (все-, го опытов 5) ! 1 1 1 1 1
* Включен ПЭН. Полное открытие первых четырех регулирующих клапанов, сколь-
вящее давление свежего пара._________________________________________________
Образцы составления программ испытаний для турбин
ПТ-80/100-130/13 приведены ниже:
конденсационный режим с включенной системой регенера-
ции (серия 1)
Электрическая нагрузка, МВт 50 60 70 80 Максимальная
Количество опытов (всего опытов 5) 1 1 1 1 1
конденсационный режим с отключенной системой регенера-
ции (серия 2)
Электрическая нагрузка, МВт 25 35 45 55 Максимальная
Количество опытов (все- го опытов 5) 1 1 1 1 1
режим с производственным отбором и включенной системой
регенерации (регулятор давления П-отбора включен) (серия 3)
Расход свежего пара, т/ч 340 420 Максимальный
Электрическая нагрузка, МВт 91 97 103
Расход пара в П-отбор, т/ч 25 45 60
Количество опытов (всего опы- тов 3) 1 1 1
Примечание. Опыты с П-отбором проводятся с целью определения внутреннего
КПД ЦВД и характеристик парораспределения в диапазоне расходов свежего пара сверх
максимального при конденсационном режиме •./.
169
9.3. ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИИ.
ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ВЕЛИЧИНЫ
Как указывалось выше, одним из основных требований,
предъявляемых к экспресс-испытаниям, является сопостави-
мость их результатов, которая обеспечивается соблюдением
следующих условий:
9.3.1. ИДЕНТИЧНОСТЬ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМНЫХ
УСЛОВИЙ ВО ВСЕХ СЕРИЯХ ИСПЫТАНИЙ
Так, в частности, должны быть надежно отключены все от-
боры пара на собственные нужды и на деаэратор, все дренаж-
ные и продувочные линии, все трубопроводы .связи с другими
турбоустановками, трубопроводы подпитки, впрыск охлаждаю-
щей воды в промежуточный перегрев и т. д.
Для обеспечения стабильного протекания каждого режима
рекомендуется каждый опыт проводить при неизменном положе-
нии регулирующих клапанов, что достигается введением ограни-
чителя мощности либо специального упора на открытие с по-
следующей установкой механизма управления турбиной на,боль-
шую мощность.
При проведении опытов с включенной регенерацией следует
соблюдать равенство расходов свежего пара и питательной воды
через трубные пучки ПВД. Большое внимание при проведении
опытов необходимо уделять поддержанию минимальных откло-
нений параметров пара от номинальных значений и от средних
значений за опыт (см. табл. 5.1).
Определенное значение имеет требование о необходимости
проведения опытов равной или близкой между собой продолжи-
тельности с целью уменьшения расхождения значений случай-
ных ошибок по опытам.
9.3.2. ИДЕНТИЧНОСТЬ СХЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ И
ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИБОРОВ
Ввиду того что основной целью экспресс-испытаний является
не точное измерение абсолютного значения некоторых показате-
лей работы турбины, а лишь сравнительная оценка их изменения
во’ времени, общее количество применяемых приборов и доля
высокоточных в их числе существенно ниже, чем при балансо-
вых испытаниях. Так, при экспресс-испытаниях отпадает необ-
ходимость точного измерения расходов пара и воды и можно
ограничиться использованием для этой цели штатных расходоме-
ров, поверенных до и после испытания. Как правило, не измеря-
ются температуры пара в трубопроводах регенеративных отбо-
ров и перед подогревателями, конденсата греющего пара подо-
гревателей, может быть уменьшено количество точек измерений
170
температуры и давления отработавшего пара и пара регулируе-
мых отборов и т. д.
Все измерения производятся с помощью одних и тех же точ-
ных приборов и датчиков класса 0,5—0,6, поверяемых до и после
каждого испытания.
В составе обычного перечня точек измерений, применяемых при экс-
пресс-испытаниях, находятся следующие (на примере турбины
К-300-240):
давления пара перед турбиной и в линиях горячего и холодного про-
межуточного перегрева, в камерах отборов и перед подогревателями, в ли-
ниях первых отсосов от концевых уплотнений, перед расходомерными ди-
афрагмами. В качестве вторичных приборов используются манометры МТИ
класса 0,5 либо датчики типов МПЭ, «Сапфир» в комплекте с регистриру-
ющими приборами типа КСУ. Давление отработавшего пара в конденсато-
ре желательно измерять либо вакуумметрами с ртутным заполнением, либо
вакуумметрами типов МАС, «Сапфир» в комплекте с регистрирующими
потенциометрами типа КСУ;
температуры основного конденсата и питательной воды до и после каж-
дого регенеративного подогревателя и после обвода, пара перед стопорны-
ми клапанами, в линиях холодного и горячего промежуточного перегрева,
за ЦСД, в трубопроводах первых отсосов от концевых уплотнений ЦВД и
ЦСД. Температуры в этих точках измеряются термопреобразователями ХК
и ХА в комплекте с потенциометрами КСП или ПП. Температура цирку-
ляционной воды измеряется ртутными термометрами;
расходы свежего пара н питательной воды, измеряемые с помощью
поверенных штатных расходомеров, и расходы пара первых отсосов от
концевых уплотнений цилиндров—с помощью специально устанавливаемых
дифманометров;
электрическая мощность турбоагрегата, измеряемая с помощью схемы
двух ваттметров класса не ниже 0,5.
Все основные требования к установке и поверке измеритель-
ных датчиков и приборов полностью применимы для экспресс-
испытаний и особых пояснений не требуют (см. гл. 4). Однако,
учитывая специфику испытаний, следует обратить особое внима-
ние на требование максимальной надежности измерения давле-
ния в контрольных ступенях турбины. Так как последние выби-
раются в зоне малых давлений (менее 0,3- -0,4 МПа при макси-
мальных расходах пара), при выборе и установке манометров
(мановакуумметров) необходимо обеспечить минимальные зна-
чения поправок по протоколу поверки и на высоту присоедине-
ния, а еще лучше— свести эту последнюю поправку к нулю.
Количество независимых измерений параметров пара до и
после цилиндров турбины, работающих в зоне перегретого пара,
должно обеспечить надежное определение их внутреннего КПД
(так, в частности, по турбине К-300-240 необходимо иметь, как
минимум, по две точки измерения давления и температуры све-
171
жего пара и пара перед ЦСД, а также по две точки измерения j
давления и по четыре — температуры пара после ЦВД и ЦСД). !
При проведении экспресс-испытаний турбоустановок, осна-
щенных информационно-вычислительными системами, весьма
перспективным является использование отдельных измерений
для анализа состояния турбоустановки и ее элементов.
9.4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ И ИХ АНАЛИЗ
За основу при оценке состояния оборудования принимаются
средние из измеренных во время опытов параметров и величин
с введением всех необходимых поправок. Для возможности по-
следующего сравнения результатов испытаний между собой все
они приводятся к номинальным условиям. Для определения эн-
тальпий пара и последующего расчета внутренних КПД исполь-
зуются h, s-диаграмма для водяного пара и таблицы [27].
Сравнение результатов различных испытаний между собой и
их анализ проводятся по следующим показателям и графиче-
ским зависимостям.
9.4.1. ЗАВИСИМОСТЬ ДАВЛЕНИЯ ПАРА ЗА
РЕГУЛИРУЮЩИМИ КЛАПАНАМИ ЦВД И В КАМЕРЕ
РЕГУЛИРУЮЩЕЙ СТУПЕНИ ОТ РАСХОДА СВЕЖЕГО ПАРА
При анализе этих зависимостей, получаемых при балансовом
испытании турбоагрегата, основное внимание обращают на со-
ответствие перекрыт в открытии клапанов, а также потерь дав-
ления в полностью открытых регулирующих и стопорных кла-
панах заводским или нормативным данным (см. п. 8.1.1). При
сопоставлении зависимостей, получаемых во время экспресс-ис-
пытаний, наряду с указанными факторами особое внимание уде-
ляют также сравнению характера протекания кривых давления
за регулирующими клапанами и в камере регулирующей ступе-
ни (рис. 9.1). Так, более пологое протекание кривых скользяще-
го давления свежего пара и давления за первым — четвертым
регулирующими клапанами по отношению к полученным по пре-
дыдущему испытанию свидетельствует в данном случае об уве-
личении площади сечения сопл соответствующих сегментов <5
вследствие износа. Большая крутизна этих кривых может быть j,
следствием, наоборот, уменьшения площади из-за завальцовки
кромок, заноса сопл, а также увеличенного подпора со стороны
камеры регулирующей ступени.
При сравнительном анализе состояния системы парораспре-
деления полезно также использовать зависимости расходов све-
жего пара Go и подъема штоков регулирующих клапанов hKJI от
угла поворота кулачковых валов <р или хода сервомоторов. На
рис. 9.2 показаны в качестве примеров указанные зависимости
для турбины Т-250/300-240, в систему парораспределения кото-
172
Рис. 9.2. Зависимости угла поворота
кулачковых валов ср от расхода све-
жего пара (а, б) и от высоты подъ-
ема штоков регулирующих клапанов
Лкл (s) турбины Т-250/300-240:
1—6 — номера регулирующих клапанов
Рис. 9.1. Давление пара за регули-
рующими клапанами турбины.
К-300-240 в зависимости от расхода
свежего пара:
1 — давление за I—IV регулирующими
клапанами; 2 — давление в камере регу-
лирующей ступени; 3— давление свежего
пара; сплошная и штриховая линии соот-
ветствуют результатам предыдущего и
последующего испытаний
рой входят шесть регулирующих клапанов, управляемых двумя
групповыми сервомоторами. Как видно из рис. 9.2,а, по резуль-
татам второго испытания (штриховая линия) зависимость Go=
—f (ф) в диапазоне до ф=76° протекает более полого, а далее—
практически эквидистантно линии, построенной по результатам
первого испытания. Такая картина, аналогичная рис. 9.1, также
однозначно свидетельствует об увеличении площади сечения од-
ной или обеих групп сопл, питающихся паром от первых четы-
рех клапанов [при условии совпадения зависимостей /1Кл=[(ф),
полученных по результатам обоих испытаний — рис. 9.2,в]. На
рис. 9.2,6 зависимость G0=f(p) имеет скачок в точке, со-
ответствующей началу открытия пятого клапана, продолжаю-
щийся вплоть до ф=95°, т. е. до момента вступления в работу
.шестого клапана, что может быть объяснено обрывом штока йя-
-того клапана.
173
9.4.2. ЗАВИСИМОСТЬ ДАВЛЕНИЯ ПАРА ПО СТУПЕНЯМ
ОТ ДАВЛЕНИЯ В КОНТРОЛЬНОЙ СТУПЕНИ
Для более строгой и независящей от прочих факторов оцен-
ки изменения проходных сечений проточной части указанные за-
висимости анализируются по результатам опытов с отключенной
регенерацией. Как упоминалось в § 9.2, зависимости давления
можно сравнивать и по сериям опытов с включенной регенера-
цией, которые теоретически должны дать аналогичную картину,
однако ввиду того, что в этом случае опытные значения должны
быть дополнительно скорректированы с учетом возможного несо-
ответствия расходов свежего пара и питательной воды и харак-
теристик регенеративных подогревателей по каждому из испы-
таний, данные опытов этих серий для анализа проточной части
практически не используются.
Разумеется, что сравниваемые давления должны быть при-
ведены к одинаковым начальным параметрам пара (см. п. 8.1.1),
однако при поддержании их близкими к номинальным значениям
этими поправками можно пренебречь.
Весьма важную роль для надежности оценки результатов ис-
пытаний имеет выбор контрольной ступени. Как правило, в каче-
стве контрольной выбирается ступень в зоне низких давлений,
так как, во-первых, из-за отсутствия заноса проточной части в
этой зоне и относительно больших зазоров проходное сечение
ступени достаточно стабильно во времени, а, во-вторых, при фи-
ксации давлений в этой ступени во время опытов можно обес-
печить большую точность отсчета показаний манометра. При
проведении испытаний обычно фиксируются значения давлений
практически во всех камерах регенеративных отборов, а оконча-
тельный выбор контрольной ступени осуществляется лишь по-
сле тщательного анализа графических зависимостей давлений
в остальных ступенях от давления в ступенях, которые предпо-
лагается использовать в качестве контрольных.
Рис. 9.3. Зависимость
давлений в камерах от-
боров от давления в
контрольной ступени по
результатам испытаний
турбины К-200-130 (ПВД
и ПНДЗ,4 отключены):
/—3 — давления пара в ка-
мерах II—IV соответствен-
но отборов
174
Для сравнительного анализа состояния проходных сечений
используются графические зависимости (рис. 9.3). На графике
в качестве примера показаны линии изменения давления в каме-
рах II—IV отборов турбины от давления в контрольной ступени
рк. Расположение опытных точек обоих испытаний на общих
линиях 1, 2 свидетельствует о неизменности проходных сечений
отсеков проточной части между камерами II и III, а также III
и IV отборов. В то же время понижение давления в камере IV
отбора во втором испытании говорит об увеличении проходных
сечений в последующем отсеке, что является следствием либо
качественной очистки лопаточного аппарата от отложений, либо
существенного увеличения зазоров в диафрагменных и надбан-
дажных уплотнениях (последняя причина более вероятна для
части высокого давления турбины, где роль зазоров достаточно
велика из-за сравнительно небольшой высоты рабочих и на-
правляющих лопаток). Изменение давлений в камерах конце-
вых ступеней цилиндров позволяет также судить и о состоянии
соответствующих концевых уплотнений вала турбины (см.
п. 9.4.4).
9.4.3. ВНУТРЕННИЙ КПД ЦИЛИНДРОВ, РАБОТАЮЩИХ В ЗОНЕ
ПЕРЕГРЕТОГО ПАРА
Величины внутренних КПД цилиндров турбин рассчитыва-
ются по результатам опытов с включенной и отключенной си-
стемой регенерации (см. § 8.1), часть которых проведена при
полном открытии всех или нескольких групп регулирующих кла-
панов.
Как было показано в п. 8.1.1, на внутренний КПД цилиндра
влияют в основном следующие факторы: характеристика систе-
темы парораспределения (давления за регулирующими клапа-
нами, потери при их полном открытии, значения перекрыт),
давления по проточной части, состояние лопаточного аппарата
и протечки через надбандажные и диафрагменные уплотнения,
разъемы цилиндров и диафрагм. Однако если влияние двух
первых факторов на изменение внутреннего КПД в период меж-
ду испытаниями может быть, хотя бы приблизительно, оценено
с помощью h, s-диаграммы и расчетных данных по проточной
части (по изменению отношения и/Сф), то способы непосред-
ственного контроля внутрицилиндровых протечек, к сожалению,
отсутствуют и об изменении их значения приходится судить
лишь по результатам косвенных измерений, в частности, темпе-
ратуры за контролируемым отсеком турбины. Температура пара,
протекающего через внутренние уплотнения, существенно выше,
чем пара, проходящего через сопловой и лопаточный аппараты,
и поэтому при тех же условиях с увеличением зазоров в уплот-
нениях в период эксплуатации температура пара (а следова-
тельно, и энтальпия) на выходе из цилиндра будет превышать
175
Рис. 9.4. Изменение внутренних отно-
сительных КПД ЦВД и ЦСД турби-
ны К-300-240 во времени (надбан-
дажные уплотнения традиционного
типа):
1, 2 — система регенерации включена и от-
ключена
Рис. 9.5. Изменение внутренних одно-
сительных КПД ЦВД и ЦСД турбин
К-300-240 и К-800-240 в течение меж-
ремонтного периода (надбандажные
уплотнения «осерадиального» типа):
1, 2 — турбины К-300-240 Конаковской
ГРЭС, ст. № 6,8; 3 — турбина К-300-240
ГРЭС 19 Ленэнерго, ст. № 4;
4, 5 — турбины К-800-240 Углегорской
ГРЭС. ст. № 5,6
исходную на все большее значение (соответственно будут сни-
жаться внутренние относительные КПД, рассчитанные по изме-
ренным параметрам до и после цилиндра).
Ввиду того что при включенной регенерации часть высоко-
температурных протечек помимо лопаточного аппарата сбрасы-
вается в соответствующие подогреватели, температура пара по-
сле соответствующего цилиндра турбины будет ниже, а следо-
вательно, внутренний КПД последнего больше, чем аналогич-
176
ные величины в опытах с отключенной регенерацией. Исходя из
этого, по значениям расхождения внутренних КПД, полученных
в опытах с включенной и отключенной системами регенерации,
во времени можно судить об изменении «плотности» проточной
части соответствующего цилиндра турбины. Так, в частности, по
данным [13], такое расхождение для ЦВД и ЦСД турбин
300 МВт, оснащенных надбандажными уплотнениями традици-
онного типа (два гребня на бандаже и две вставки в теле диа-
фрагмы) через 11 000 ч работы может увеличиться соответст-
венно на 1,23 и 0,7% (рис. 9.4).
Как показали проведенные ПО «Союзтехэнерго» испытания
1урбин типов К-300-240 и К-800-240, ЦВД и ЦСД которых осна-
щены «осерадиальными» надбандажными уплотнениями (четы-
ре гребня на диафрагме и два гребня на бандаже), последние
обеспечили уровень КПД, практически неизменный в течение
достаточно длительного периода эксплуатации (при этом ввиду
возможности значительного увеличения надбандажного зазора
до 3 мм и более несколько улучшаются и маневренные характе-
ристики турбины) (рис. 9.5).
Влияние изменения внутренних КПД цилиндров на показате-
ли экономичности на примере турбины К-300-240 описано в
п. 8.1.1.
9.4.4. РАСХОД ПАРА, ОТВОДИМОГО ОТ КОНЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ
ЦИЛИНДРОВ ТУРБИНЫ
Ввиду отсутствия возможности непосредственного контроля
изменения значения протечек пара через концевые уплотнения
цилиндров, о нем можно судить по изменению следующих кос-
венных показателей:
количества пара, отсасываемого из промежуточных камер
уплотнений. С этой целью на соответствующих трубопроводах
устанавливаются дроссельные измерительные устройства, кото-
рые используются в комплекте с расходомерами. При проекти-
ровании дроссельных устройств следует выбирать расчетный
перепад давления не более 40 кПа (0,4 кгс/см2), чтобы суще-
ственно не повлиять на распределение потоков пара по отсекам
уплотнения;
давления пара в камерах концевых ступеней цилиндров и
расхода пара, выходящего из данного цилиндра (например,
ЦВД при наличии измерения расхода пара на промежуточный
перегрев) — рис. 9.6.
Как видно из графика рисунка, при неизменном давлении
в контрольной ступени (расходе свежего пара) уменьшились
расход пара, выходящего из ЦВД в промежуточный перегрев
Дбх.п.п, и давление пара за ЦВД а давление пара в
камере IV отбора, в которую направляются протечки пара через
12—6014 177
Рис. 9.6. Совместный анализ значений изменения расхода пара на промежу-
точный перегрев AGx.n.n и давления на выходе из ЦВД от расхода
свежего пара по результатам испытаний турбины К-300-240:
/ — давление в камере IV отбора; 2 —давление за ЦВД
первые отсосы от концевых уплотнений ЦВД, осталось без из-
менений. Отмеченное при этом практическое равенство отноше-
ний AGx n.n/Gx.n.n и Д/гЧВДДрЦВД позволило с достаточным осно-
ванием предположить увеличение зазоров в концевых уплотне-
ниях ЦВД с соответствующим ростом протечек на AGx.n.n;
нагрева конденсата, проходящего через охладители пара, от-
водимого от концевых уплотнений (возможность использования
этого показателя зависит от конкретной схемы утилизации от-
сасываемого пара);
температуры пара перед регенеративным подогревателем, в
трубопровод отбора пара на который направляется отсос от пе-
реднего уплотнения.
Для осуществления такого способа контроля сопоставляются
температуры пара перед регенеративным подогревателем и в ка-
мере или трубопроводе соответствующего отбора до врезки па-
ропровода отсоса от концевого уплотнения. Такое сравнение про-
изводится при неизменном расходе свежего пара и постоянном
178
отборе пара на подогреватель, который определяется в основном
параметрами пара, расходом питательной воды (основного кон-
денсата) и количеством каскадного сброса дренажа от распо-
ложенного выше подогревателя.
Увеличение во времени разности сопоставляемых температур
за счет роста количества пара, сбрасываемого от концевых уп-
лотнений, свидетельствует об увеличении зазоров в последних.
При измерении давлений и температур пара в упомянутых точ-
ках и в линии отсоса пара от уплотнения, а также параметров
и расхода питательной воды (конденсата) есть возможность
осуществления и количественной оценки изменения протечек па-
ра в концевых уплотнениях (см. гл. 6).
9.4.5. МОЩНОСТЬ ТУРБОАГРЕГАТА ПРИ ОТКЛЮЧЕННОЙ
РЕГЕНЕРАЦИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ДАВЛЕНИЯ ПАРА
В КОНТРОЛЬНОЙ СТУПЕНИ
Как указывалось выше, данная зависимость является осно-
вополагающей при оценке изменения электрической мощности
турбоагрегата ААГТ (рис. 9.7). Как правило, зависимость Ут—
(Рк) строится еще для двух-трех давлений с целью подтверж-
дения правильности выбора первоначального контрольного дав-
ления.
Анализ изменения мощности ДАТ при неизменном давлении
в контрольной ступени, по результатам двух последовательно
проведенных испытаний (рис. 9.7), производится одновременно
с сопоставлением между собой перечисленных выше показателей
и зависимостей (см. пп. 9.4.1—9.4.4).
Общую величину изменения мощности можно также предста-
вить в виде суммы отдельных составляющих, часть которых
определяется расчетом по формуле
Д^тРасЧ== ДУтп4-ДАГтпрот_рдДГтпроч; (9. J )
где ДАМ — изменение мощности, вызванное изменением внутрен-
них КПД цилиндров, работающих в зоне перегретого пара;
ДЛ/тпр°’г — изменение мощности, обусловленное изменением ко-
личества протечек пара через концевые уплотнения цилиндров;
ДАТП₽04—изменение мощности из-за прочих неучтенных факто-
ров, главным образом протечек через неплотности разъемов ци-
линдров, обойм и диафрагм, арматуры на дренажных и паровых
трубопроводах, а также из-за изменения внутреннего КПД ци-
линдров, работающих в зоне влажного пара.
Величину ДУтч можно оценить по изменению внутреннего
КПД цилиндра Дг) с учетом его доли в общей мощности турбо-
агрегата (Л^цил/Л^т) и обратного по знаку компенсирующего вли-
яния его на мощность последующего цилиндра (см. п. 8.1.1). На-
пример, при увеличении внутреннего КПД ЦСД турбины
12* 179
Рис. 9.7. Зависимость электрической мощности турбины К-300-240 от давле-
ния в контрольных ступенях (в камере V отбора и за ЦСД) при отключенной
системе регенерации
К-300-240 ХТГЗ на 1 % составит приблизительно 0,70 МВт,
так как ДЯцсд = + 1,22 МВт, а ДЯцнд = —0,53 МВт.
Значение Д.¥тпр°т рассчитывается по изменению протечек и
соответствующим теплоперепадам отдельных отсеков турбины.
Пример. Расход пара первого отсоса от переднего уплотнения
ЦВД турбины К-300-240 ЛМЗ, направляющегося в камеру IV
отбора, увеличился на 1 т/ч (при расходе свежего пара 780 т/ч).
Изменение мощности турбины ДА4прот. определяется из выраже-
ния
A V?POT = [- ДСпрот(Д1-12 + Я’3-18) + С^ввдД№вЦ] -1-,
3600
Я7-!2+я?3-18 — сумма теплоперепадов групп ступеней ЦВД и
ЦСД, помимо которых направляется пар первого отсоса, кДж/кг;
Сцвд—сквозной расход пара через ЦВД, т/ч (определяется по
расчетным данным); Д-^^вз; —увеличение теплоперепада ЦВД
за счет снижения давления за цилиндром из-за роста протечки
(определяется по /г, «-диаграмме), кДж/кг.
Подставляя найденные значения указанных величин, получаем
ДД^рот = )—1(212 4-406)+ 7590,251]^= 119 кВт.
Таким образом, две основные составляющие, обусловливаю-
щие изменение мощности турбины и ДДГтпрот, могут быть
достаточно точно оценены по приведенному способу.
180
Что касается неучитываемого значения ДЛ'тпр°ч, то его состав-
ляющая, связанная с возможным изменением внутреннего КПД
цилиндров, работающих во влажном паре, как правило, весьма
незначительна, так как абсолютные зазоры в их проточной ча-
сти достаточно велики, а относительные (к высоте лопаток) —
весьма малы, что обусловливает достаточную сохранность уплот-
нений во времени и, следовательно, незначительное влияние на
экономичность. Поэтому основной составляющей неучитываемо-
го изменения мощности являются неконтролируемые протечки
пара через неплотности элементов цилиндра (разъемы, обоймы,
диафрагмы) и арматуры паровых и дренажных трубопроводов.
Эти протечки главным образом и определяют расхождение зна-
чений изменения мощности турбины, найденного непосредствен-
но по испытанию (АЛ^Т) и рассчитанного по изменениям внут-
ренних КПД цилиндров и протечек через концевые уплотнения
цилиндров (A^т11+A^тпpo,I) •
9.4.6. МАКСИМАЛЬНАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ
ТУРБОАГРЕГАТА
В качестве основного критерия, ограничивающего перегрузку
турбины по пару, и, следовательно, определяющего максималь-
ную электрическую мощность, используется, как правило, дав-
ление в камере регулирующей ступени, указываемое в инструк-
ции по эксплуатации и технических условиях на поставку
(табл. 9.1).
В некоторых случаях дополнительно ограничиваются давле-
ния в других камерах по проточной части, например в линии
холодного промежуточного перегрева и перед ЦНД (для турбин
К-500-240 и К-800-240, последняя не должна превышать
0,3 МПа).
Одним из факторов, лимитирующих максимальную электри-
ческую мощность, являются также предельно допустимые зна-
чения давления отработавшего пара в конденсаторе и темпера-
туры выхлопного патрубка турбины. Так, при нагрузках, близ-
ких к номинальным, для турбин ЛМЗ давление пара в конден-
Таблица9.1. Максимальная электрическая мощность
турбины К-300-240-2 ЛМЗ
Тепловая схема Предельно допустимое давление в камере регулирующей ступени, МПа (кгс/см2) Максимальная элек- трическая мощность» МВт
Регенерация включена 18,9(190) 308,6
ПВД отключены 15,3(154) 290,0
ПНД отключены 15,7(158) 276,0
Регенерация отключена 12,7(128) 255,0
181
саторе не должно превышать 12 кПа (0,12 кгс/см2), а в диапа-
зоне от 30% до номинальной — не должно превышать значения,
линейно изменяющегося от 8 до 12 кПа (0,08—0,12 кгс/см2).
Прочими факторами, лимитирующими максимальную электри-
ческую мощность, являются показатели, характеризующие со-
стояние турбины и ее систем (вибрация, относительные расши-
рения и др.), а также «внешние» условия со стороны котла, ге-
нератора и вспомогательного оборудования.
Максимальная электрическая мощность определяется из опы-
тов с полностью включенной системой регенерации и параметрах
пара и воды, минимально отличающихся от проектных. Если
при сравнительном анализе результатов последовательных ис-
пытаний выяснится, что максимальная электрическая мощность
уменьшилась, то для выяснения причин необходимо сопоста-
вить показатели, характеризующие эффективность всех элемен-
тов турбоустановки.
9.4.7. ПОКАЗАТЕЛИ СОСТОЯНИЯ
ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ И КОНДЕНСАТА
Влияние изменения этих показателей (см. гл. 8), основным
из которых является температурный напор, на уровень эконо-
мичности турбоустановки в целом оценивается с помощью со-
ответствующих поправочных зависимостей, приводимых в типо-
вых энергетических характеристиках оборудования, или по фор<
мулам, приведенным в [28].
9.5. ПРАКТИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПРЕСС-ИСПЫТАНИЯ
ЗА РУБЕЖОМ
За рубежом, в частности в США и ФРГ, проверке текущего
состояния оборудования уделяется серьезное внимание [12, 14,
36].
Как правило, экспресс-испытания оборудования или «диагно-
стические проверки» планируются ежегодно с целью своевре-
менного распознавания «критических моментов», какими явля-
ются, например, снижение мощности и КПД, изменение расходов
пара через проточную часть турбины и через концевые уплотне-
ния, давлений по проточной части и т. д. За основу методики
диагностических проверок, в качестве основного критерия, харак-
теризующего состояние отсека турбоагрегата, работающего в зо-
не перегретого пара, принят коэффициент Ст, который, будучи
взятым в разных точках проточной части по результатам про-
верки, сравнивается с данными завода-изготовителя:
182
Обозначения: G — расход пара; рь рг — давление пара до и по-
сле отсека; Vi— удельный объем перед отсеком.
Коэффициент С? является важным показателем состояния
лопаточного аппарата, его снижение свидетельствует об. умень-
шении проходного сечения в проточной части из-за наличия от-
ложений или повреждений лопаток. Увеличение Ст может быть
вызвано износом соплового аппарата, повышенными утечками
через уплотнения и т. д. Измерения температур и давлений по
проточной части позволяют, помимо вычисления Ст, также оп-
ределить и фактический КПД [расчеты показали, что уменьше-
ние КПД на 1 % для турбины с противодавлением ведет к до-
полнительным затратам около 1000 долл/(МВт-год)].
Для анализа состояния конденсационных турбин в качестве
критерия используются, как и в СССР, электрическая мощ-
ность, КПД, давления по ступеням и иногда расход питательной
воды (для блоков с прямоточными котлами) [12].
При проведении испытаний (например, турбоагрегатов с про-
межуточным перегревом пара) фирма ДЖИИ применяет для
измерения давления и температуры пара до и после цилиндров
высокоточные приборы — поршневые манометры класса 0,1 и
протарированные термопары в комплекте с образцовыми потен-
циометрами. Для измерения давлений в камерах отборов (кроме
регулирующей ступени), температур питательной воды, основно-
го конденсата и дренажей регенеративных подогревателей, а
также расходов свежего пара, пара перед промежуточным пере-
гревом и питательной воды применяются протарированные экс-
плуатационные приборы. Электрическая нагрузка определяется
по станционному счетчику.
Как и при проведении испытаний в СССР, большая роль
придается обеспечению полной идентичности тепловой схемы и
отсутствия неучтенных потоков пара и воды, а также примене-
нию одних и тех же средств измерений при каждом из испыта-
ний, что позволяет осуществить корректное сравнение их ре-
зультатов, а следовательно, и надежно обосновать выводы об
изменении состояния турбоагрегатов.
Ниже приведены некоторые примеры подхода к анализу наи.
более характерных признаков ухудшения состояния турбоагре-
гатов, которые были выявлены в результате проведения перио-
дических экспресс-испытаний [12].
Пример 1. Признаки: за период 8-месячной эксплуатации КПД ЦСД и
ЦВД уменьшились соответственно на 6,9 и 1,3%, электрическая нагрузка
(при том же расходе пара) снизилась на 2,0%, а давление перед клапана-
ми ЦСД (после промежуточного перегрева) возросло на 6,3%.
Значительное уменьшение КПД ЦСД при сопутствующем увеличении
давления перед клапанами ЦСД однозначно обусловливается уменьшением
площади проходного сечения клапанов или ступеней ЦСД. Уменьшение
183
площади проходного сечеиия клапанов было исключено путем проверки пе-
репада давлений на ступенях ЦСД, наличие значительных отложений
в ЦСД при их отсутствии в ЦВД также маловероятно. Поэтому предполо-
жили, что в ЦСД имеются серьезные механические повреждения, приводя-
щие к уменьшению проходного сечения проточной части.
Результат обследования: при вскрытии двухпоточного ЦСД со сторо-
ны, противоположной генератору, были обнаружены повреждения, вызван-
ные аварией нескольких рабочих лопаток девятой ступени, в частности по-
вреждения диафрагмы, которая оказалась забитой вылетевшими лопатками.
Причиной аварии было коробление ЦСД из-за заброса воды, последующее
задевание шипов рабочих лопаток, обрыв нескольких ленточных бандажей,
а затем и лопаток.
Пример 2. Признаки: на турбине после 21 мес эксплуатации началось
постепенное снижение нагрузки со скоростью около 1,2 МВт/сут, при этом
общее изменение показателей за 22 мес, по данным испытаний, составило:
расхода свежего пара —17,2; электрической нагрузки —16,5; давления в ка-
мере регулирующей ступени +21,2; КПД ЦВД —12,2%.
Уменьшение расхода свежего пара прн одновременном значительном
возрастании давления в камере регулирующей ступени может быть вызва-
но лишь существенным снижением пропускной способности ЦВД, причиной
которого могли быть механические повреждения или отложения на ступе-
нях. Из-за наличия отложений изменение характеристик происходило с по-
стоянной скоростью в течение относительно длительного периода времени.
Результаты обследования: во всем ЦВД обнаружены значительные от-
ложения меди, толщина которых в соплах изменялась от 1,04 в первой сту-
пени до 2,36 мм в седьмой. В рабочих лопатках толщина отложений соста-
вила 0,25 в первой ступени, 1,53 — в четвертой и 0,64 мм — в седьмой.
Пример 3. Признаки: после пуска турбины по окончании ремонта кот-
ла с целью частичной замены труб максимальная мощность снизилась на
9,1%, при этом общее изменение основных показателей составило: давления
в камере регулирующей ступени +2,1; давления после промежуточного пе-
регрева— 3,3; давления перед ЦНД — 9,7; КПД ЦВД — 8,9; КПД
ЦСД-1,4%.
Причиной повышения давления в камере регулирующей ступени было
признано уменьшение проходного сечения второй и/или последующих сту-
пеней ЦВД. При этом дополнительное снижение давления перед ЦНД сви-
детельствует также и об уменьшении проходных сечений в ЦСД. Таким
образом, имеет место одновременное уменьшение проходных сечений проточ-
ной части в ЦВД и ЦСД и соответствующее снижение их внутренних КПД.
Принимая во внимание большой объем замены труб как в основном, так и
в промежуточном пароперегревателях котла во время его ремонта, можно
было предположить, что неполадки в обоих цилиндрах были вызваны вы-
носом значительного количества инородных металлических частиц из котла,
оставшихся после ремонта.
Результаты обследования: при вскрытии турбины была обнаружена
значительная эрозия твердыми частицами сопловых и рабочих лопаток ре-
гулирующей ступени и второй ступени ЦВД, а также отсутствие участка
184
бандажа рабочих лопаток регулирующей ступени. При обследовании уста-
новленных перед турбиной паровых сит с крупными ячейками было обна-
ружено много застрявших в них крупных частиц сварочного грата (ясно,
что при этом много частиц сквозь сито было вынесено в турбину). Анало-
гичные повреждения были обнаружены и на первых двух ступенях ЦСД.
Данный пример наглядно иллюстрирует необходимость устанавливать сита
с мелкими ячейками после длительного простоя, связанного с ремонтом
котла.
Анализируя изложенное в данной главе, можно сделать сле-
дующие выводы:
тщательно проводимые с соблюдением всех рекомендаций и
минимальной периодичностью экспресс-испытания при сравни-
тельно небольших затратах и трудоемкости определяют точность
диагностики состояния паротурбинной установки и ее элемен-
тов;
для получения надежных и сопоставимых между собой ре-
зультатов при проведении последовательных испытаний следует
соблюдать два основных условия: полную идентичность тепло-
вой схемы и режимных условий и применение одних и тех же
измерительных приборов и датчиков рекомендуемого класса точ-
ности;
постоянным признаком практически любого сколь-нибудь за-
метного дефекта проточной части турбоагрегата является откло-
нение от нормы давления пара в камерах одной или нескольких
ступеней. В связи с этим большое значение приобретает тща-
тельное измерение давления в максимально возможном коли-
честве точек по проточной части турбин, так как это позволит с
большой точностью определить предполагаемое место неполад-
ки, а следовательно, до вскрытия цилиндра выяснить возможную
потребность в соответствующих запасных комплектах соплового
и лопаточного аппарата, уплотнительных сегментов, гребней
и т. д. Кроме того, учитывая относительную простоту измере-
ния, контроль давлений по ступеням следует осуществлять по-
стоянно для своевременной фиксации отклонений от нормы.
Глава десятая
ОСОБЕННОСТИ ИСПЫТАНИЙ
ВЛАЖНОПАРОВЫХ ТУРБИН АЭС
10.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Испытания турбин этого типа с точки зрения их организа-
ции, обработки результатов, а также объема и номенклатуры
определяемых показателей и графических зависимостей практи-
185
чески не отличаются от испытаний турбин ТЭС на органическом
топливе (исключение составляют турбины одноконтурных энер-
гоблоков, испытания которых требуют применения системы ав-
томатической дистанционной регистрации показаний, специаль-
ных мест для размещения датчиков и т. д.).
Специфика испытаний влажнопаровых турбин диктуется,
главным образом, невозможностью (в отличие от турбин ТЭС)
непосредственного определения по h, s-диаграмме состояния па-
ра перед турбиной и по проточной части (энтальпия, влаж-
ность), что является необходимым для оценки экономичности
турбоагрегата в целом, а также внутренних КПД отдельных его
отсеков. Кроме того, наличие влажного пара за парогенерато-
ром вносит определенную погрешность в результат непосредст-
венного измерения его расхода.
Таким образом, основной особенностью проведения испыта-
ний является необходимость разработки и применения косвен-
ных методов определения параметров состояния влажного пара,
которые описываются ниже.
10.2. ОБЗОР МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ
СОСТОЯНИЯ ВЛАЖНОГО ПАРА
В принятой практике испытаний турбин применяются в основ-
ном две принципиально различных группы методов косвенного
определения параметров влажного пара по h, s-диаграмме: ка-
лориметрические и основанные на использовании различных хи-
мических веществ, вводимых в исходную воду и/или влажный
пар.
10.2.1. КАЛОРИМЕТРИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ
Наиболее часто в отечественной практике применяется ме-
тод, основанный на отборе пробы влажного пара и выводе ее
путем дросселирования в зону перегрева с последующим опре-
делением энтальпии по измеренным давлению и температуре.
По полученному таким образом значению энтальпии пробы с
помощью h, s-диаграммы определяют влажность и плотность
основного потока пара и его энтальпия. Этот способ описан в
литературе и ряде технических отчетов ПО «Союзтехэнерго» и
графически проиллюстрирован в h, s-диаграмме на рис. 10.1, из
которого видно, что в процессе дросселирования наблюдается
некоторое снижение энтальпии пробы по сравнению с исходной
за счет теплоотдачи по трассе между местом ее отбора и рас-
ширителем влагомера Д/iq, а также изменение энтальпии за счет
возможного неравенства скоростей основного потока влажного
пара и потока пробы в расширителе (A/ic), т. е. вследствие на-
рушения условия «изокинетичности». С учетом этих факторов
186
Рис. 10.1. Процесс определения на-
чальной энтальпии и влажности пара
турбины АЭС в А, 5-днаграмме:
1 — линия насыщения х=1; 2 — искомая
начальная влажность (сухость) пара; 3 —
искомая начальная энтальпия пара 4—
измеренное начальное давление пара; 5—
измеренное давление пара в расширителе;
6 — измеренная температура пара в рас-
ширителе; 7 — энтальпия пара в расшири-
теле Ап; 8—разность энтальпий h0 и Ап,
равная
искомое значение энтальпии влажного пара перед турбиной мо-
жет быть определено по формуле
ho=hn-]-AhQ-\-\hc,
где /in — энтальпия перегретого пара в расширителе.
Значение Д/iq рассчитывается исходя из суммы тепловых по-
терь Q пот? найденных по геометрическим размерам отдельных
участков трассы прохождения пробы и измеренным температу-
рам металла и теплоизоляции, а также измеренного расхода
пробы бПр по выражению
Д/lQ——Qhot/ б?пр.
Поправка A/iq, полученная, например, при испытании турбины
К-500-60/1500, изменяется в функции расхода пробы в диапазо-
не 8,4—2,0 кДж/кг (меньшая цифра соответствует максималь-
ным расходам пробы около 2 т/ч). Основное влияние на Д/iq
при неизменном расходе пробы оказывают тепловые потери, по-
этому при монтаже устройства максимальное внимание должно
быть уделено обеспечению высокого качества теплоизоляции.
Поправка к энтальпии на отклонение процесса от изокине-
тического A/ic может быть определена из выражения
с 2___ с 2
A/ic = Ls--ДМ, 186,
8380
где Сп и Со — скорости пара в сопле пробоотборного зонда и
свежего, м/с.
Однако следует учесть, что пробоотборная трубка размеще-
на непосредственно в основном паропроводе влажного пара, и
поэтому результат, полученный по приведенному выше выра-
жению, может быть существенно искажен благодаря теплообмену
между потоками пробы и основным, влияние которого учесть
практически невозможно. Поэтому при существующей схеме оп-
тимальным вариантом, позволяющим свести поправку A/ic к ну-
лю и, следовательно, повысить конечную точность определения
энтальпии, является обеспечение во время опытов изокинетич-
187
Рис. 10.2. Принципиальная схема установки дроссельного влагомера:
1 — пробоотборная труба; 2 — основной паропровод; 3 — приемное сопло; 4 — дифферен-
циальный манометр; 5 — расширитель; 6 — дроссельная арматура; 7 — датчики измере*
иия давления; 8 — датчики измерения температуры; 9— сужающее устройство для изме-
' рения расхода
ности процесса отбора, котролируемого по отсутствию перепада
давления на дифференциальном манометре.
Таким образом, при тщательной организации калориметри-
рования пробы влажного пара, ее достаточных расходах и дав-
лении в расширителе около 0,45 МПа, а также обеспечении ус-
ловия изокинетичности процесса (A/ic=0) остающаяся единст-
венная поправка к энтальпии A/iq, в частности, при больших
нагрузках может быть сведена к минимуму (около 2 кДж/кг).
В этом случае с достаточной точностью можно принять искомую
энтальпию влажного пара равной энтальпии перегретого пара
в расширителе пробы.
Принципиальная схема дроссельного влагомера, применяе-
мая ПО «Союзтехэнерго» при проведении испытаний влажно-
паровых турбин (в частности, К-500-65), показана на рис. 10.2.
188
Схема содержит пробоотборный зонд, устанавливаемый в каж-
дом паропроводе свежего пара перед турбиной, расширитель
пробы и трубопроводы канализации проб в расширители, снаб-
женные дроссельной арматурой. После прохода через расшири-
тель проба через сбросные трубопроводы направляется, напри-
мер, в конденсатор или деаэратор. Пробоотборный зонд пред-
ставляет собой полую трубу, проходящую через трубопровод
свежего пара по его диаметру, в которой установлены семь круг-
лых сопл с внутренней расточкой 7,2 мм (при этом ось цен-
трального сопла совпадает с осью трубопровода). Внутри про-
боотборника проходит импульсная линия для измерения статиче-
ского давления потока в центральном сопле, присоединяемая
к одному из штуцеров дифференциального манометра; ко вто-
рому штуцеру последнего присоединена импульсная линия, из-
меряющая статическое давление в паропроводе в сечении уста-
новки пробоотборника. С помощью дифференциального мано-
метра таким образом осуществляется контроль изокинетичности
процесса, т. е. равенства скоростей основного потока и пробы
в зонде. Для поддержания минимальной разности упомянутых
статических давлений с помощью дроссельных клапанов регу-
лируется расход пробы.
Дросселирование отобранной пробы пара и ее качественное
перемешивание происходят в трехступенчатом расширителе, на
котором установлены также три-четыре термогильзы и не менее
двух штуцеров для измерения температуры и давления пара,
перегрев которого составляет, как правило, не менее 25—30 °C.
Погрешность определения влажности данным способом со-
ставляет не более 0,1%.
Для определения влажности иногда применяется калориметр
с электроподогревом, в котором перегрев пробы достигается не
с помощью дросселирования, а электрическим путем. Этот ме-
тод, однако, не получил широкого распространения в основном
из-за большой стоимости и трудностей, связанных с обеспече-
нием взятия представительной пробы.
10.2.2. МЕТОДЫ, ОСНОВАННЫЕ НА ВВЕДЕНИИ
ХИМИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ В КАЧЕСТВЕ ИНДИКАТОРОВ
Указанные методы предполагают использование химических
веществ [22] (например, солей Na), а также радио- или нера-
диоактивных меченых атомов путем их введения с постоянной
скоростью в поток влажного пара с последующей оценкой вла-
госодержания Свл по отношению исходной концентрации инди-
каторов к их концентрации в смеси по формуле
„ _ р свпр
{-'ВЛ ^ВПр р ’
ссм
189
где GBnp — количество впрыскиваемого холодного раствора ин-
дикатора; свпр, Сем — концентрация индикатора во впрыскивае-
мом растворе и в смеси.
В другом варианте (называемом также «методом конденса-
ции») предполагается сравнение концентраций индикатора в кон-
денсате пробы влажного пара и в котловой воде. В этом случае
относительное количество влаги в паре определяется из выра-
жения
-Л4 — Сс/Сщу,
где с с и cw — концентрации индикатора в конденсате пробы
влажного пара и в исходной котловой воде.
Рекомендации относительно мест ввода индикатора и Отбора
проб, а также скоростей потоков отбора проб даны в [22].
Для определения влажности и энтальпии пара при испы-
таниях турбин на АЭС используется, как правило, калориметри-
ческий метод с применением дроссельного влагомера благодаря
намного более дешевой измерительной аппаратуре и большей
безопасности (в частности, за счет отказа от использования изо-
топов) при сохранении достаточной точности. Следует учитывать
также тот факт, что данный метод позволяет достаточно точно
определить прежде всего основной параметр пара, с помощью
которого рассчитываются экономические показатели цикла, —
его энтальпию, а лишь затем — влажность. Это особенно важно,
если учесть относительно небольшое влияние начальной влаж-
ности, в частности, на удельный расход теплоты (для турбин
К-220-44, К-1000-60/1500 изменение начальной влажности на
0,5% вызывает изменение удельного расхода теплоты всего на
0,1%).
Принимая во внимание эти обстоятельства, а также одно-
значную зависимость начального влагосодержания от уровня
воды в парогенераторе в некоторых случаях, очевидно, будет
достаточно обоснованным считать влажность практически рав-
ной расчетной при условии изменения уровня в парогенераторе
и начальных параметров в определенных пределах (например,
по результатам испытаний нескольких турбин установлено, что
при изменениях уровня в пределах ±50 мм влажность практи
чески остается равной расчетной).
10.3. РАСХОДНЫЙ БАЛАНС
При испытаниях турбоустановок АЭС (также как и ТЭС)
одним из важнейших факторов, обеспечивающих представитель-
ность конечных результатов, является надежное определение
расхода свежего пара двумя-тремя независимыми методами, ос-
новные из которых — непосредственные измерения расходов све-
190
жего пара и питательной воды (значительно реже используется
также расход свежего пара, вычисленный на основании измерен-
ного расхода конденсата на деаэратор и расходов пара на
ПВД).
Следует отметить, однако, что достоверность прямого изме-
рения расхода свежего пара часто считается недостаточной из-
за возможного искажения результатов, связанного с влиянием
начальной влажности. Действительно, ввиду значительного раз-
личия плотности влаги и сухого пара перепад давлений в сужа-
ющем устройстве затрачивается почти целиком на ускорение
сухого пара, и, следовательно, принимая в качестве расчетной
плотность последнего, получают значение расхода лишь сухого
пара. Для последующей коррекции и вычисления полного рас-
хода свежего пара расход сухой фазы рекомендуется умножить
на поправочный коэффициент к, учитывающий влияние влаж-
ности, по формуле
К=1/(1— Т|),
где т] — массовая доля влаги в паре.
Как показали многочисленные испытания турбин АЭС с не-
большим расчетным влагосодержанием свежего пара (около
0,5% и менее), оно мало влияет на точность прямого измерения,
которое в первом приближении зачастую может быть принято
как измерение полного расхода свежего пара. О правомерности
такого вывода свидетельствует хорошая сходимость (расхожде-
ние не более 0,1%) результатов прямых измерений расходов све-
жего пара и питательной воды (разумеется, при надежно отклю-
ченных продувочных линиях парогенератора).
Судя по результатам испытаний влажнопаровых турбин
220—1000 МВт, при которых осуществлялись два независимых
измерения расходов питательной воды (за ПВД и перед паро-
генератором расхождение между ними также оказалось прене-
брежимо малым (0,04—0,12%).
Исходя из изложенного и принимая во внимание также за-
рубежный опыт проведения испытаний турбин аналогичных ти-
пов, можно сделать вывод о том, что при правильной организа-
ции измерения расхода питательной воды с помощью как мини-
мум двух независимых стандартных сужающих устройств и на-
дежном отключении (или тщательном измерении) продувок из
пароводяного тракта отпадает необходимость организации пря-
мых измерений расхода свежего пара. Принятие такого реше-
ния позволит без ущерба для точности испытания повысить эко-
номичность установки за счет исключения постоянной потери
давления свежего пара, а также отказаться от выполнения тру-
доемких и дорогостоящих работ по организации системы соот-
ветствующих измерений.
191
10.4. СИСТЕМА ПРОМЕЖУТОЧНОЙ СЕПАРАЦИИ И
ПЕРЕГРЕВА ПАРА (ПСПП)
Одной из особенностей тепловых схем современных АЭС яв-
ляется наличие в них системы ПСПП, обеспечивающей восста-
новление максимальной работоспособности пара, выходящего из
ЦВД, путем сепарации влаги и последующего его перегрева.
Конструктивно система ПСПП, например для турбины 1000 МВт, вы-
полняется нз трех отсеков — сепаратора и двух ступеней перегрева пара,
на которые подается соответственно пар I отбора и свежий. Эффективность
системы ПСПП определяется теми же критериями, что и любого теплооб-
менного аппарата, т. е. в основном значениями температурного „напора, гид-
равлического сопротивления и в конечном счете — температурой выходяще-
го или вторичного пара.
Влияние системы ПСПП на экономичность турбоагрегата не очень зна-
чительно (например, при уменьшении температуры вторичного пара турби-
ны К-1000-60/1500 на 10 °C удельный расход теплоты повысится лишь на
0,3%), однако ее роль в обеспечении надежности работы последних ступе-
ней ЦНД с точки зрения допустимой влажности пара является определяю-
щей. Так, в частности, несение турбиной К-1000-60/1500 номинальной на-
грузки разрешается заводом-изготовителем лишь при температуре вторич-
ного пара не менее 230 °C, при дальнейшем ее снижении турбину следует
разгружать (приблизительно на 18% на каждые 10 °C уменьшения темпе-
ратуры в зоне нагрузок, близких к номинальным).
10.5. СХЕМА ИЗМЕРЕНИЙ
Принимая во внимание частично упомянутые выше особенно-
сти влажнопаровых турбин, при проектировании схем измерений
желательно руководствоваться следующими основными принци-
пами:
для определения энтальпии (сухости) свежего и при необ-
ходимости отборного пара рекомендуется предусмотреть наи-
более часто применяемый в отечественной практике калоримет-
рический (дроссельный) метод;
при наличии как минимум двух надежных независимых из-
мерений расходов питательной воды и исключении или тщатель-
ном учете возможных утечек по пароводяному тракту (в част-
ности, продувочной воды) измерение расходов свежего пара
можно не производить;
учитывая специфику АЭС, сложность и нежелательность вы-
полнения работ, связанных с установкой большого количества
дополнительных датчиков и приборов (особенно для однокон-
турных блоков), с одной стороны, и гораздо лучшую оснащен-
ность АЭС по сравнению с ТЭС средствами измерений повы-
шенной точности, с другой, целесообразно ориентироваться на
192
использование в максимальном объеме штатных контрольно-из-
мерительных приборов с их тщательной поверкой до и после
испытаний. При этом в пунктах измерения основных показате-
лей и параметров турбоустановки (например, электрической
мощности, расходов свежего пара и питательной воды, давле-
ния отработавшего пара, параметров свежего пара и др.) реко-
мендуется устанавливать дополнительно к штатным высокоточ-
ные датчики и приборы;
принимая во внимание трудности, связанные с необходимо-
стью использования персонала АЭС в качестве наблюдателей
для фиксации показаний приборов, следует стремиться к ма-
ксимально возможной степени автоматизации измерений;
следует предусмотреть достаточное количество средств изме-
рений, позволяющих оценить эффективность ПСПП и каждой
его ступени.
10.6. ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧНОСТИ
Основным показателем экономичности для влажнопаровых
конденсационных турбин, как и для турбин ТЭС, является
удельный расход теплоты, определяемый по (6.64).
При необходимости учета расхода продувочной воды котлов
СПрод общее количество теплоты, переданное второму контуру
блока [Qo в числителе выражения удельного расхода теплоты
по (6.64)] принимает вид
Qo = [(Спит-Спрод) (йо Йцит) + Спрод 0ПГ йпИТ)] 10 3,
где Опит, йпит —расход и энтальпия питательной воды после
ПВД; ho — энтальпия свежего пара; h'nr — энтальпия продувоч-
ной воды в парогенераторе.
Одним из показателей, определяемых при испытаниях турбо-
установок АЭС, является тепловая мощность реактора NPT, ко-
торая рассчитывается по уравнению (для двухконтурной схемы)’
^рт=С + ДСг-АТцн,
где АГрт — тепловая модность, переданная второму контуру, МВт;
АА?пот — тепловые потери в первом контуре, учитывающие в основ-
ном его непрерывную и периодическую продувки, МВт; — теп-
лота, вносимая в первый контур от главных циркуляционных на-
сосов, МВт.
13—6014
Глава одиннадцатая
ОРГАНИЗАЦИЯ ПРИЕМОЧНЫХ ИСПЫТАНИИ
ПАРОВЫХ ТУРБИН ЗА РУБЕЖОМ
Вопросы проведения тепловых испытаний паровых турбин
(включая подготовительные работы, методику, собственно испы-
тание и обработку результатов) в зарубежных странах регла-
ментируются соответствующими нормами и правилами. Так,
в частности, в США — нормами ASME [35], в ФРГ — DIN 1943
[37] и т. д. В настоящее время на основе национальных норм
Международной электротехнической комиссией (МЭК) разрабо-
таны единые «Правила тепловых приемочных испытаний паро-
вых турбин» [22].
При проектировании средств измерения расходов пара и во-
ды наиболее часто используются Рекомендации Международ-
ной организации по стандартизации [39], а также нормы DIN
1952 [38].
Данные, касающиеся проведения приемочных испытаний (со-
ответствуют нашим балансовым испытаниям по I категории
сложности) паротурбинного оборудования на конкретных объ-
ектах, весьма редко освещаются в иностранных технических жур-
налах и литературе, поэтому помещаемый ниже материал ни в
коей мере не может претендовать на полноту, однако дает воз-
можность читателю составить общее представление о состоянии
вопроса (применительно к конденсационным турбоагрегатам
большой мощности 500—1300 МВт) [3, 34, 36].
11.1. ОСНОВНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ И ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИБОРЫ
11.1.1. ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ
Давление пара и воды более 0,25—0,3 мПа измеряется, как
правило, грузопоршневыми манометрами класса 0,05, а менее
0,25 мПа — ртутными либо калиброванными пружинными мано-
метрами класса 0,1.
Измерение давления отработавшего пара осуществляется
ртутными манометрами абсолютного давления. Обращает на
себя внимание достаточно большое количество точек измерения
этих величин, которое составило, например, для турбин мощно-
стью 1300 МВт (на ТЭС) и 1100 МВт (на АЭС) соответственно
48 и 28.
При этом на турбинах АЭС принимаются особые меры предо-
сторожности, исключающие попадание ртути в цикл турбоуста-
новки.
194
11.1.2. ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУР
Температуры измеряются чаще всего с помощью калибро-
ванных термопреобразователей хромель—константан, представ-
ляющих, как правило, единое целое с компенсационным прово-
дом. Для измерения низких температур (циркуляционная вода,
конденсат ПНД, холодные спаи, окружающая среда и др.) при-
меняются ртутные стеклянные термометры с ценой деления
0,1 °C.
11.1.3. ИЗМЕРЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
Электрическая мощность генераторов измеряется высокоточ-
ными калиброванными ваттметрами и/или стандартными или
электронными счетчиками. В период испытания используются
как специально установленные образцовые, так и калиброван-
ные эксплуатационные трансформаторы тока и напряжения.
Для измерения мощности приводной турбины на блоке
500 МВт ТЭС «Криль» (ФРГ) был использован оптический тор-
сиометр.
11.1.4. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДОВ ПАРА И ВОДЫ
Расходы пара и воды измеряются сужающими устройствами
в комплекте с однотрубными ртутными дифференциальными
манометрами в соответствии с нормами ISO 541 (или, реже,
DIN 1952 и ASME) по измерению расходов с помощью диа-
фрагм и сопл.
Как правило, сужающие устройства вместе с участками тру-
бопровода калибруются в хорошо оснащенных лабораториях
заказчика оборудования.
При испытаниях турбоустановки 1100 МВт АЭС в ФРГ для
измерения расходов влажного пара в трубопроводах регенера-
тивных отборов были использованы изотопные индикаторы, раз-
работанные фирмой ВВС. Предварительные испытания по про-
верке этого метода позволили определить форму и относительное
расположение отверстий для ввода изотопов и отбора проб сре-
ды, а также точность измерений в зависимости от длины участка
смешения и количества впрысков и отбора проб.
Предметом особого внимания при испытаниях является опре-
деление расхода свежего пара на турбоустановку, так как, по
оценке [21J, влияние погрешности определения последнего на
общую погрешность конечного результата составляет около 70—
80%.
Непосредственным путем расход свежего пара, как правило,
не измеряется по следующим основным причинам:
повышенная погрешность за счет необходимости использова-
ния коэффициента расширения струи;
13* 195
возможная погрешность из-за разницы коэффициентов рас-
ширения металла сужающего устройства и паропровода при вы-
сокой температуре;
перерасход топлива за счет увеличенных потерь давления па-
ра на трассе от котла до турбины;
высокая стоимость организации измерения.
По этим причинам в международной практике обычно отда-
ется предпочтение определению расхода свежего пара по непо-
средственно измеренному расходу питательной воды (для блоч-
ных турбоагрегатов), а также расчетным путем на основании
измерения расходов основного конденсата на деаэратор и дру-
гих потоков, входящих в состав основного расхода свежего па-
ра. Зачастую (в частности, по нормам ASME) более надежным
считается второй способ, т. е. «непрямой», на том основании, что
давление в линии основного конденсата низкое, в отличие от
питательной воды, и, следовательно, возможна ревизия сужаю-
щего устройства до или после тепловых испытаний, что повы-
шает представительность определения основной составляющей
расхода свежего пара.
При этом следует отметить, что упомянутый «непрямой» спо-
соб, несмотря на возможность осуществления ревизии сужаю-
щего устройства на линии подачи конденсата на деаэратор, име-
ет ряд серьезных недостатков, снижающих его эффективность и
способствующих внесению дополнительных погрешностей, в ча-
стности, за счет:
определения расходов пара на ПВД по уравнениям теплового
баланса;
возможных утечек из-за неплотностей трубной системы подо-
гревателей;
необходимости измерения расхода конденсата на уплотнения
питательного насоса;
необходимости измерения или оценки многочисленных второ-
степенных потоков, входящих в расход свежего пара.
С целью исключения недостатков «непрямого» способа опре-
деления расхода свежего пара в США [3] предложена измери-
тельная секция, устанавливаемая на трубопроводе питательной
воды и позволяющая непосредственно измерять расход послед-
ней с точностью, требуемой нормами ASME, а также осуществ-
лять его ревизию и очистку (рис. 11.1, 11.2).
Как видно из рисунков измерительная секция с сужающим
устройством, вваренная в трубопровод питательной воды, снаб-
жена специальным инспекционным окном в виде цилиндричес-
кого канала, заглушенным во время работы плотно подогнанной
крышкой, рассчитанной на давление среды 35 МПа. Ревизия со-
стояния сужающего устройства, осуществляемая через инспек-
ционное окно с помощью специального прибора (например, бо-
роскопа), дает возможность определить изменение его внутрен-
196
1
2
3
4
Рис. 11.1. Врезная секция для измерения
расхода питательной воды:
1 — успокоитель потока; 2 — отбор давления
перед сужающим устройством; 3 — инспекци-
онное окно; 4 — отбор давления за сужаю-
щим устройством
Рис. 11.2. Инспекционное окно врезной
секции
него диаметра, состояние поверхности, наличие отложений
и т. д. По данным ревизии принимается решение либо об очистке
сужающего устройства струями воды со сверхзвуковой скоро-
стью, либо о вырезке всей измерительной секции с ее заменой.
Перед установкой измерительная секция проходит индивидуаль-
ную калибровку с определением коэффициента расхода.
Указанный способ непосредственного высокоточного измере-
ния расхода питательной воды, использованный в США и ФРГ
при испытаниях ряда мощных турбин ТЭС с прямоточными кот-
лами и, особенно, АЭС, где точность измерения расхода свежего
пара недостаточна, позволил отказаться от измерения последне-
го, а также от большого количества измерений, необходимых для
определения расхода свежего пара по «непрямому» способу.
Как следует из пп. 11.1.1—11.1.4, при выборе средств изме-
рений ярко прослеживается тенденция к обеспечению макси-
мальной точности конечного результата, о чем свидетельствует
применение вторичных приборов с ртутным заполнением, ввар-
ных измерительных секций с сужающими устройствами, специ-
ально устанавливаемых трансформаторов тока и напряжения
для измерения электрической мощности и т. д. Основной при-
чиной такой тенденции является прежде всего большая финан-
197
говая ответственность фирмы — изготовителя турбоустановки,
обусловленная значительными штрафными санкциями за невы-
полнение условий гарантий при высокой стоимости топлива.
11.1.5. КОЛИЧЕСТВО ТОЧЕК ИЗМЕРЕНИЙ И СТОИМОСТЬ
ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ
Проведение приемочных испытаний паровых турбин, осуще-
ствляемых в полном соответствии с нормами (например, ASME
США), требует затраты больших средств, что обусловлено их
специфическими трудностями, а также необходимостью-приме-
нения значительного количества высокоточных приборов и дат-
чиков. По этой причине приемочные испытания для подтвержде-
ния гарантий завода проводятся, как правило, лишь на некото-
рых образцах оборудования, в то время как остальные остаются
без проверки. Учитывая эти обстоятельства, с целью увеличения
охвата испытаниями вновь вводимых турбин и повышения ком-
мерческой ответственности заводов предложена методика ASME
для проведения упрощенных испытаний, которая позволила
уменьшить трудности и затраты на испытания практически без
ущерба для их точности. При таких упрощенных испытаниях
предусмотрен объем измерений с использованием высокоточных
приборов, необходимый лишь для расчета удельного расхода те-
плоты на турбоустановку и сравнения его с гарантийными дан-
ными. Остальные измерения осуществляются посредством штат-
ных приборов, прошедших предварительную калибровку.
Так, в частности, для упрощенных испытаний турбоустановки
770 МВт на ТЭС высокоточные приборы применяются лишь для
следующих измерений:
расхода питательной воды с использованием вышеупомяну-
той вварной измерительной секции;
температуры и давления по отборному пару и питательной
воде, характеризующих работу группы ПВД;
расхода пара на турбопривод;
активной мощности генератора.
В табл. 11.1 показано сравнение приблизительного количест-
ва высокоточных измерений при проведении приемочных испы-
Таблица 11.1. Сравнение количества высокоточных измерений
по полной и упрощенной программам
Параметр Количество высокоточных измерений
Полная программа Упрощенная программа
Температура 154 27
Давление 68 16
Перепад давления 15 7
198
Таблица 11.2. Сравнительные затраты при проведении приемочных
испытаний турбин
Составляющая затрат, тыс. долл. Полная программа ASME Упрощенная про- грамма ASME
АЭС TSC АЭС тэс
Вварная измерительная секция на трубопроводе питательной воды — — 32 35
Приборы для определения нейтрон- ной мощности реактора (с оплатой труда техников, работающих с этим оборудованием) 44 — — —
Подготовительные работы к испы- таниям 31 25 8 6
Стоимость измерительного парка высокоточных приборов (с оплатой времени техников, затрачиваемого на подготовку, монтаж и демонтаж средств измерения) 68 68 8 11
Монтаж и калибровка приборов 80 30 6 6 5
Сбор полученных данных 50 50 5 5
Обработка полученной информации (включая оплату инженерного време- ни на анализ результатов, стоимость машинного времени ЭВМ и работ по программированию) 57 55 14 18
Итого: 330 228 73 81
таний по полной и упрощенной программам (на примере той же
турбоустановки 770 МВт).
Сравнительный анализ погрешности конечного результата
показал, что она составляет 0,38% при испытаниях по упрощен-
ной программе по сравнению с 0,27% при испытаниях по полной
программе (имеются в виду среднеквадратичные погрешности)'.
Таким образом, сопоставляя приведенные выше данные, мож-
но сделать вывод о том, что за счет реализации упрощенной
программы испытаний практически без снижения точности ко-
нечного результата удалось весьма существенно сократить объ-
ем высокоточных измерений.
В [3] приводятся данные по снижению затрат (в тысячах
долларов, 1980 г.) при проведении приемочных испытаний мощ-
ных турбин ТЭС и АЭС по упрощенной программе (табл. 11.2).
Из таблицы видно, что благодаря оптимизации схемы измере-
ний проведение упрощенных приемочных испытаний, по сравне-
нию с полными, обходится дешевле для турбин АЭС в среднем
199
на 257, а для турбин ТЭС — на 147 тыс. долл. Доля измеритель-
ной аппаратуры с ее установкой и калибровкой составляет при-
близительно от 55 до 75% от общей стоимости проведения ис-
пытаний.
11.2. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ
Общие принципы проведения испытаний весьма сходны
с применяемыми в СССР (тщательная изоляция контура турбо-
установки от посторонних потоков и возможных утечек, частота
регистрации показаний приборов, длительность опытов и т. д.).
Обращают на себя внимание достаточно жесткие требования
по контролю представительности результатов, осуществляемому
в период самого испытания, в частности следующие:
обязательное повторение опытов на каждой электрической
нагрузке;
организация перерывов в ходе испытания для производства
прикидочных расчетов как после предварительных опытов, так
и после каждой серии, проводимой по основной программе;
непрерывная сверка дублированных измерений и использо-
вание определенных критериев достоверности получаемых ре-
зультатов во время эксперимента. Так, в качестве одного из таких
критериев в практике ФРГ используется упоминаемый (см.
§ 9.5) коэффициент Ст или, как его иногда называют, «турбин-
ная константа». По упрощенной формуле
Ст = G У
где G, Vi, pi — соответственно расход, удельный объем и давле-
ние пара на входе в сопловой аппарат каждого из цилиндров
конденсационной турбины.
В качестве примера в табл. 11.3 приводятся значения Ст в
каждом из семи опытов одной серии, полученные для цилиндра
высокого давления при испытании двух турбин мощностью по
500 МВт «Криль» (ФРГ) [36]. Показанные в таблице столь не-
большие величины относительных отклонений Ст от средней
позволяют сделать вывод о достаточной увязке результатов по
опытам данной серии.
Определенный интерес представляют данные по количеству
персонала, привлекаемого к проведению испытаний [34] —
табл. 11.4.
Значительное число наблюдателей, фиксирующих показания
измерительной аппаратуры, объясняется прежде всего широким
применением приборов с ртутным заполнением для измерения
перепадов давлений в сужающих расходомерных устройствах и
малых давлений, а также грузопоршневых манометров. Прибо-
ры автоматической регистрации используются лишь для изме-
200
Таблица 11.3. Относительные отклонения С,
сс Турбина 1 Турбина 2
3 Турбинная кон- Относительное откло- Турбиииая константа ст ДЛЯ ЦВД Относительное
О st станта Ст для ЦВД иеиие ДСТ от сред- ней, % отклонение ДСТ от средней, %
1 0,015869 —0,23 0,015981 —0,02
2 0,015944 0,24 0,016011 0,17
3 0,015683 —1,40 0,015953 —0,19
4 - 0,015983 —0,01
5 0,015913 0,04 0,015975 —0,06
6 0,016024 0,25
7 0,015899 —0,04 0,015961 —0,14
Примечание. ДСТ
С_-Ст _
—-fi—=—100, где Ст — средний Ст по серии.
Таблица 11.4. Данные по количеству персонала
Персонал Турбина мощностью 1300 МВт ТЭС Турбина мощностью 1100 МВт АЭС
Контролирующие представители фирм: АЕР (заказчик) 6 9
ВВС (изготовитель) 8 9
Наблюдатели 55 47
Всего: 69 65
рения температур. Разница потребностей в наблюдателях при
испытаниях турбин ТЭС и АЭС объясняется в основном двумя
факторами. Это, во-первых, большая доля автоматизированных
измерений при испытаниях турбин АЭС, а во-вторых, примене-
ние при проведении последних изотопных средств измерений,,
требующих использования наблюдателей.
11.3. ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ И ДЛИТЕЛЬНОСТЬ
ОТДЕЛЬНЫХ ЭТАПОВ РАБОТ
Типовая программа испытаний иллюстрируется табл. 11.5.
Средняя продолжительность отдельных этапов каждого ра-
бочего дня показана в табл. 11.6.
Интересны данные, касающиеся длительности периода уста-
новки измерительной аппаратуры и проведения опытов по про-
грамме (табл. 11.7).
Из сравнения табл. 11.5 и 11.7 видно, что хотя при проведе-
нии ежедневно одного двухчасового опыта на реализацию всей
201
Таблица 11.5. Типовая программа испытаний
Рабочие дни 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Опыты при нагрузке 100% X X X X
То же 75 % X X
То же 50 % X X
Примечание. 2-й день используется для обработки данных.
Таблица 11.7. Длительность периода установки измерительной аппаратуры
и проведения опытов
программы требуется восемь рабочих дней, однако на самом
деле проведение испытания такого объема занимает около двух
недель, что, очевидно, объясняется чисто режимными факторами
и, возможно, повторением некоторых опытов.
В [34] приводятся также итоговые данные, характеризую-
щие общие затраты времени на весь цикл приемочного испыта-
ния, от начала проектирования измерительной схемы вплоть до
составления отчета (табл. 11.8).
202
Таблица 11.8. Итоговые данные, характеризующие общие затраты времени
на цикл испытания
Проектирование схемы и перечня измерений, расчеты
Врезка первичных измерительных элементов иа оборудовании и трубо- проводах
Составление программы испытаний ——
Составление расчетных формул —
Калибровка и установка аппара- туры —
Проведение испытаний
Обработка данных испытаний и со- ставление отчета
Годы 4 3 2 1
Как видно из таблицы, полный цикл приемочного испытания
турбины большой мощности составляет около 4 лет, из которых
основные затраты времени занимают проектирование схемы из-
мерений и врезка первичных элементов (более 1,5 года) и обра-
ботка данных испытаний с составлением отчета (1 год).
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1. Зависимость температуры насыщения от давления
204
205
р, кг с/см
to
00
1 4—6014
ТУРБОАГРЕГАТ Л М3 ТИПА К-300-240, ст № 8
Приложение 4. Сводная таблица результатов экспресс-испытаний
ПО «Союзтехэнерго» Заказ № 85.103.005
Турбинный цех
№ Номер опыта 01 02 03 04 05
01 Дата опыта. 1986 г. 12.11 12.11 12.11 12.11 14.11
02 Режим регенерации В работе 1 нитка ПВД Откл.*
03 Питательный насос ПТН ПТН ПТН ПТН ПЭН
04 Активная мощность NT, ' МВт 232,94 189,77 143,30 126,67 217,07
05 Состояние пара перед Давление Ао- кгс/см2 231,26 186,19 140,01 124,26 234,51
Об АСК Температура °C Энтальпия h0, ккал/кг 546,05 545,98 545,50 544,70 545,30
07 800,66 812,66 824,17 827,58 799,21
08 Давление пара за регу- За 1-м, 3-м клапанами Акл - кгс/см2 220,83 177,57 134,26 119,03 173,81
09 лирующими клапанами ЦВД За 2-м, 4-м клапанами р**, кгс/см2 223,49 181,20 136,25 120,21 178,04
10 За 5-м, 6-м клапанами А®л6, кгс/см2 129,68 103,56 78,25 68,66 103,46
11 За 7-м клапаном р£л, кг/см2 130,22 104,92 79,15 69,77 104,33
12 13 14 Давление пара в камерах Регулирующей ступени Ар. ст- кгс/см2 6-й ступени Ав ст- кгс/см2 1-го отбора Ап1, кгс/см2 130,23 71,71 38,19 104,69 57,43 28,75 79,10 43,16 28,20 70,34 38,04 25,31 103,99 59,53 41,87
15 Состояние пара за ЦВД Давление А^'3'- кгс/см2 30,10 24,35 18,27 16,30 28,49
16 Температура °C 276,83 283,43 288,30 290,15 284,60
210
Продолжение при лож. 4
№ Номер опыта 01 02 03 04 05
17 Состояние пара за ЦВД Энтальпия /г^вд, ккал/кг 701,03 709,90 717,26 719,66 707,28
18 Энтальпия йдвд, ккал/кг 674,91 682,42 689,23 691,54 670,66
19 Внутренний относитель- ный кпд ЦВД ед % 79,23 78,90 79,23 79,33 71,51
20 Состояние пара перед Давление /^сд, кгс/см2 27,94 22,82 17,01 14,93 26,67
ЦСД Температура /ДСД, °C 547,10 546,20 545,50 543,40 544,20
Энтальпия йЧсд ккал/кг 851,40 852,11 852,96 852,31 850,15
23 Давление пара в камерах 3-го отбора рпр кгс/см2 13,95 9,369
24 4-го отбора рп4, кгс/см2 8,235 6,812 5,146 4,534
25 Состояние пара за ЦСД Давление /?ПСД, кгс/см2 1,743 1,428 1,061 0,934 1,820
26 Температура /!/сд, °C 204,90 208,20 207,70 208,50 209,60
27 Энтальпия /г^сд, ккал/кг 688,31 690,20 690,34 690,84 690,47
28 Энтальпия //ПОД ккал/кг 667,70 668,58 668,44 668,20 671,30
29 Внутренний относитель- ный КПД ЦСД ед. % 88,79 88,22 88,13 87,10 89,28
’ ПНД 1,2 включены.
Продолжение прилож. 4
№ Номер опыта | 06 07 08 09 10
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 Дата опыта. 1986 г. 14.11 14.11 14.11 17.11 17.11
Режим регенерации Откл.* Откл.* Откл.* Вкл. Вкл.
Питательный насос ПЭН ПЭН ПЭН ПТН ПТН
Активная мощность Nt, МВт 195,33 176,99 161,36 305,68 295,24
Состояние пара перед АСК Давление р0, кгс/см2 Температура i0, °C Энтальпия й0, ккал/кг 240,26 547,25 799,С9 240,06 546,40 798,51 229,83 545,45 800,61 234.82 544,73 798,70 223,08 546,30 803,07
Давление пара за регу- лирующими клапанами ЦВД За 1-м, 3-м клапанами р\'л, кгс/см2 За 2-м, 4-м клапанами р^л, кгс/см2 За 5-м, 6-м клапанами Р^л, кгс/см2 За 7-м клапаном р7кл, кгс/см2 152,76 160,61 92,49 92,20 140,65 144,06 84,40 85,33 127,99 132,78 76,88 77,59 225,91 228,51 220,93 195,10 215,44 218,02 210,76 198,21
Давление пара в камерах Регулирующей ступени />р.ст, кгс/см2^ 6-й ступени Реет, кгс/см2 1-го отбора Рп1, кгс/см2 93,68 53,25 37,85 85,05 48,46 34,16 77,58 43,97 30,97 181,54 100,54 64,50 175,05 96,97 62,17
25,64 280,86 23,39 276,93 21,28 276,03 39,93 298,43 38,65 302,65
Состояние пара за ЦВД Давление /^ВД, кгс/см2 Температура /ДВД, °C
Продолжение пригож. 4
№ Номер опыта 06 07 08 09 10
17 Состояние пара за ЦВД Энтальпия йдвд, ккал/кг 707,31 706,82 708,01 706,96 710,74
18 Энтальпия йПВД, ккал/кг 664,43 659,79 658,61 687,16 691,00
19 Внутренний относитель- ный КПД ЦВД <ВД, % 68,16 66,09 65,21 82,25 82,39
20 21 22 Состояние пара перед ЦСД Давление рДСД, кгс/см2 24,04 21,89 19,92 37,51 36,13
Температура ^сд, °C Энтальпия /гЧсд, ккал/кг 546,50 851,96 548,00 853,22 546,90 853,07 548,10 849,85 548,70 850,48
23 Давление пара в камерах 3-го отбора р-а3, кгс/см2 12,55 11,54 10,49 16,60 16,07 10,662
24 4-го отбора /Л,4, кгс/см2 8,425 7,671 6,988 11,001
25 Состояние пара за ЦСД Давление /-'ДСД, кгс/см2 1,641 1,497 1,360 2,312 2,312
26 Температура /^сд, °C 213,90 215,40 214,70 203,80 204,80
27 Энтальпия й^сд, ккал/кг 692,70 693,56 693,35 687,17 687,80
28 Энтальпия ккал/кг 672,27 673,04 672,87 666,37 666,51
29 Внутренний относитель- ный кпд ЦСД Г- % 88,63 88,61 88,63 88,66 88,43
Продолжение прилож. 4
№ Номер опыта 11 12 13 14 15
01 Дата опыта. 1986 г. 18.11 18.И 18.11 18.11 18.11
02 Режим регенерации Вкл. Вкл. Вкл. Вкл. Вкл.
03 Питательный насос ПТН ПТН ПТН ПТН ПТН
04 Активная мощность Nt , МВт 290,66 259,19 242,07 225,13 194,68
05 Состояние пара перед Давление ра, кгс/см2 242,52 236,83 237,29 230,86 199,34
06 АСК Температура t0, °C 547,33 546,98 544,98 546,4b 547,28
07 Энтальпия h0, ккал/кг 798,53 799,83 798,21 801,06 810,11
08 Давление пара за регу- За 1-м, 3-м клапанами р1^, кгс/см2 233,00 226,62 226,01 220,64 191,24
09 лирующими клапанами За 2-м, 4-м клапанами , кгс/см2 234,84 229,81 229,81 223,50 192,56
10 ЦВД За 5-м, 6-м клапанами р%£, кгс/см2 198,07 157,17 137,65 125,76 108,03
11 За 7-м клапаном р*л, кгс/см2 172,90 150,91 138,68 126,68 109,83
12 13 14 Давление пара в камерах Регулирующей ступени рр.ст, кгс/см2 6-й ступени Д6СТ, кгс/см2 1-го отбора рд1, кгс/см2 170,78 94,69 60,96 149,62 83,29 53,99 137,37 76,01 49.76 126,68 69,92 45,87 109,70 60,23 39,59
15 Состояние пара за ЦВД Давление рДВД, кгс/см2 37,90 33,66 31,35 28,98 25,03
16 Температура ^вд, °Cj 292,38 284,80 276,63 272,93 277,75
214
Предо Жжение прилож- 4
№ Номер опыта 11 12 13 14 15
17 18 Состояние пара за ЦВД Энтальпия ЛЧВД, ккал/кг Энтальпия й^вд, ккал/кг 704,57 682,75 703,11 678,78 699,79 674,14 699,52 673,38 705,90 678,97
19 Внутренний относитель- ный кпд ЦВД ед. % 81,16 79,90 79,33 79,53 79,47
20 21 22 Состояние пара перед ЦСД Давление АДСД, кгс/см2 Температура /дсд, °C Энтальпия й^сд, ккал/кг 35,46 548,20 850,36 31.45 547,80 851,02 29,19 547,70 851,47 27,13 548,10 852,13 23,38 547,40 852,58
23 24 Давление пара в камерах 3-го отбора рл3, кгс/см2 4-го отбора Ап4, кгс/см2 15,77 10,382 14,03 9,196 13,05 8,514 12,13 7,896 10,60 6,945
25 26 27 28 Состояние пара за ЦСД Давление АДСД, кгс/см2 Температура ^Сд, °C Энтальпия й^сд, ккал/кг Энтальпия Л^дД, ккал/кг 2,190 204,20 687,50 666,70 1,928 204,50 687,92 666,71 1,786 204,50 688,07 666,82 1,647 205,30 688,60 666,81 1,438 206,60 688,43 667,60
29 Внутренний относитель- ный кпд ЦСД ‘/1ДСА. 7» 88,68 88,49 88,49 88,24 88,20
продолжение прилож. 4
№ Номер опыта 16 17 18 19 20
01 Дата опыта. 1986 г. 20.11 20.11 21.11 21.11 21.И
02 Режим регенерации Вкл. Вкл. Вкл. Вкл. Вкл.
03 Питательный насос ПТН ПТН ПЭН ПЭН ПЭН
04 Активная мощность Nt, МВт 310,28 309,50 186,28 155,90 121,58
05 Состояние пара перед Давление р0, кгс/см2 240,38 240,84 238,78 236,74 231,06
06 АСК Температура t0, °C 545,98 547,45 547,38 547.48 534,78
07 Энтальпия h0, ккал/кг 798,11 799,08 799,59 800,50 792,29
08 Давление пара за регу- За 1-м, 3-м клапанами р^л, кгс/см2 233,01 231,89 170,47 141,45 106,36
09 лирующими клапанами ЦВД За 2-м, 4-м клапанами р*л, кгс/см2 234,09 233,88 178,42 147,41 116,94
10 За 5-м, 6-м клапанами Акд6> кгс/см2 225,43 266,43 99,95 83,41 64,98
И За 7-м клапаном р*л, кгс/см2 195,20 193,54 101,33 84,71 66,02
12 Давление пара в камерах Регулирующей ступени Ар,ст, кгс/см2 183,57 183,63 101,30 84,44 65,72
13 6-ступени Ав.ст. кгс/см2 102,03 101,73 56,04 46,77 36,27
14 1-го отбора Ап1, кгс/см2 65,31 65,11 37,51 31,23 24,73
15 Состояние пара за ЦВД Давление Аг^. кгс/см2 50,54 40,53 24,37 20,51 16,34
16 Температура /ДВД, °C 297,80 298,98 269,05 264,33 248,58
Продолжение прилож. 4
№ Номер опыта 16 17 18 19 20
17 Состояние пара за ЦВД Энтальпия ккал/кг 706,06 706,85 701,22 701,82 696,48
18 Энтальпия йЦВД ккал/кг 686,36 686,90 662,62 655,66 641,37
19 Внутренний относитель- ный кпд ЦВД »1ЙВД, % 82,37 82,21 71,82 68,13 63,48
20 Состояние пара перед Давление //ДСД, кгс/см2 37,99 37,86 22,78 19,20 15,09
21 ЦСД Температура °C 545,10 546,60 545,80 546,00 541,10
22 Энтальпия ккал/кг 848,11 848,96 851,86 852,77 851,07
23 Давление пара в камерах 3-го отбора //п3, кгс/см2 16,80 16,74 11,47 9,667 7,726
24 4-го отбора //ц4, кгс/см2 11,153 11,201 7,365 6,163 4,966
25 Состояние пара за ЦСД Давление //ДС;1, кгс/см2 2,344 2,335 1,332 1,112 0,895
26 Температура °C 201,80 202,40 193,10 191,90 192,40
27 Энтальпия ккал/кг 686,17 686,47 683,14 682,83 683,31
28 Энтальпия //ЦСД. ккал/кг 665,48 665,92 664,86 665,04 664,98
29 Внутренний относитель- ный КПД ЦСД •#Д, % 88,67 88,77 90,22 90,53 90,15
to
гурбоуста-
218 219
наРизмеимиеНпя1п6РнияРл результатов опытов для определения поправки к мощности турбины К-800-240-3
на изменение давления отработавшего пара
Номер^опыта 1 2 6 8 9 10 11 15 18 19
Дата проведения опыта 5-03.78 19.03-78
Продолжительность опыта, мин 20 12 15 20 20 20 21 20 28 19
Величины в условиях опытов Мощность иа зажимах генерато- ра Мт, МВт 699,7 700,9 676,9 677,9 670,4 379,2 372,5 366,2 317,8 325,8
Коэффициент мощности cos ф 0,896 0,899 0,900 0,872 0,868 0,763 0,752 0,900 0,719 0,735
Температура свежего пара °C 538,3 538,7 539,0 540,1 540,3 539,4 539,7 539,0 540,4 541,2
Температура пара после промпере- грева „ п, °C 544,5 544,3 543,0 542,0 542,3 536,3 535,1 535,0 536,1 536,2
Давление в контрольной ступени р ' МПа кгс/см2 0,626 6,382 0,627 6,400 0,627 6,400 0,632 6,449 0,634 6,464 0,347 3,537 0,343 3,500 0,345 3,520 0,340 3,473 0,343 3,503
Давление отработавшего пара р9- кПа кгс/см2 2,569 0,0259 2,520 0,0257 8,225 0,0839 9,137 0,0932 11,118 0,1134 2,304 0,0235 3,020 0,0308 4,578 0,0467 15,186 0.1549 12,451 0.197П
Величины, принятые за номинальные Коэффициент мощности cos фн 0,9 0,9
Температура свежего пара tQn, °C 539,0 539,0
Температура пара после промпере- грева <яг п п, °C 543,0 535,0
Давление контрольной ступени р н. МПа к ' кгс/см2 Расход пара в ЧНД G цНд. т/ч 0,627 6,40 0,345 3,52
1645 915
Поправки к мощности для приведе- ния к номинальным условиям на отклонение: ни ааВЛеуИ=&г В КОнтролЬн°й ступе- 0,282 0 0 —0,760 -0,990 —0,481 —0,571 0 1,266 0,428
См. п. 6.6.5 текста
Примечание
П родолжение прилож. 6
Номер опыта 1 2 6 8 9 10 11 15 18 »1 1 Примечание
температуры свежего пара аЦвд, о/о температуры пара после пром- перегрева “/г п щ коэффициента мощности ДЛ'СОЗ'Р, МВт 0,056 —0,131 0,040 0,024 —0,114 0,010 0 0 0 -0,088 0,088 0,250 -0,104 0,061 0,280 —0,032 -0,114 0,440 —0,056 -0,009 0,460 0 0 0 —0,112 -0,096 0,380 —0,176 —0,105 0,380 '0,08( о"-'»)® “^".п.пЛ.,,.,,’* См. п. 6.6.5 текста
Мощность на зажимах генератора, приведенная к номинальным усло- виям МТПР, МВт 701,2 700,2 676,9 673,0, 663,8 377,2 374,9 366,2 321,5 329,7
Поправка к давлению отработавше- го пара для приведения к номи- нальным условиям ар2 » % 0,239 -0,018 0 —0,692 —0,910 —0,456 0,614 0 1,352 0,563
Давление отработавшего пара, при- веденное к номинальным условиям Р2пр- кПа кгс/см2 Изменение мощности на зажимах генератора относительно ее значе- ния в опытах № 6 и 15 ДМТПР, МВт 2,549 0,0260 —24,3 2,520 0,0257 -23,3 8,225 0,0839 0 9,078 0,0926 3,9 11,020 0,1124 13,1 2,294 0,0234 -11,0 3,039 0,0310 -8,7 4,578 0,0467 0 15,392 0,1570 44,7 12,520 0,1277 36,5
Паоаметры „универсальной* кривой: пр МПа-ч/Т 0,1550 0,1531 0,5000 0,5519 0,6699 0,2507 0,3322 0,5010 1,6822 1,3682
1 о5, °ЧНД кгс-ч/см2-т ду пр кВт-ч/Т ° ЧНД 1,580 -14,71 1,562 J -14,18 5,100 0 5,629 2,40 6,833 7,98 2,557 —12,0 3,388 —9,43 5,110 0 17,158 48,84 13,956 39,96 -
* Коэффициенты 0,08 и 0,0875 ператур свежего пара и пара^после ** Коэффициенты арк и {i представляют собой удельное изменение теплоперепадов цвд и (щщ-щвд), Vo при отклонении тем- промежуточного перегрева на 1 °C; определяются по h, s-диаграмме для водяного пара. н—40) учитывают изменения расхода из-за отклонения соответственно давления и температуры све-
жего пара в течение опыта от принятых за номинальные.
g Приложение 7. Пример расчета трех точек линии Q„=const для диаграммы
режимов турбины ПТ-80/100-130 при двухступенчатом подогреве сетевой воды
Тепловая на- грузка про- изводственно- го отбора Qn, Гкал/ч (ГДж/ч) Расход пара иа входе в ЧСД, т/ч Расход свежего пара Go, т/ч Внутренняя мощ- ность ЦВД при РП=13 кгс/см2 (1,28 МПа), МВт Давление пара за ЦВД с учетом зоны естественного по- вышения (ЕПД), кгс/см2 (МПа) Сквозной расход пара через ЦВД, т/ч Удельная поправка к мощности ЦВД на отклонение давления в П-отборе от 13 кгс/см2 (1,28 МПа), кВт-ч/т
1 2 3 4 5 6 7
30(126) В пределах харак- теристики ЦНД См. рис. 6.32 80 230 273 См. рис. 6.34 158 344 401 См. рис. 6.26 16,1 47,9 56,5 См. рис. 6.34 13,0(1,28) 13,5(1,33) 16,0(1,57) См. рис. 6.33 297,5 346,2 См. рис. 6-25 0 —2,3 — 12,5
Продолжение прилож. 7
Тепловая нагрузка про- изводственно- го отбора Qn, Гкал/ч (ГДж/ч) Поправками мощ- ности ЦВД иа от- клонение от 13 кгс/см2 при работе в зоне ЕПД, МВт Внутренняя мощность ЦВД приве- денная, МВт Внутренняя мощ- ность ЦНД при йп=715 ккал/кг и РВТо=1,2 кгс/см2 (3000 кДж/кг и 117 кПа), МВт Энтальпия пара в камере П-от- бора при Рп= = 13 кгс/см2 (1,28 МПа), ккал/кг (кДж/кг) Поправка на изменение энтальпии при работе в зоне ЕПД, ккал/кг (кДж/кг) Энтальпия пара в камере П-отбора, ккал/кг (кДж/кг) Поправочный коэффициент к мощности ЦНД за счет отклонения энтальпии в ка- мере П-отбора от 715 ккал/кг (3000 кДж/кг)
1 8 9 10 11 12 13 14
30(126) (6.93) 0 —0,68 —4,33 (6.94) 16,1 47.22 52,17 См. рис. 6.32 12,7 43,5 52,9 См. рис. 6.38 743,8(3114) 707,7(2962) 704,5(2950) 0 +2,0(+8) + 10,8(45) (П) + (12) 343.8(3114) 709,7(2970) 715,3(2995) См. рис. 6.29 0,914 1,016 0,998
es—ai
Продолжение прилож. 7
Тепловая нагрузка про- изводственно- го отбора Qn, Гкал/ч (ГДж/ч) Внутренняя мощ- ность ЦНД при реальной энталь- пии в камере П-отбора, МВт Внутренняя мощ- ность турбины при реальных давлении и эн- тальпии в камере П-отбора, МВт Суммарные потери турбо- агрегата, МВт Электрическая мощность турбоагрегата, МВт Конечная энталь- пия питательной воды \!ИТ, ккал/кг (кДж/кг) Теплота, воспри- нятая теплоноси- телем в котлеQq, Гкал/ч (ГДж/ч) Расход теплоты на выработку электроэнергии при работе без теплофикацион- ного отбора Qo—<ЭП> Гкал/ч (гДж/ч)
1 15 16 17 18 19 20 21
30(126) (Ю): (14) 13,42 43,09 52,96 (9)+(15) 29,52 90,31 105,13 См. рис. 6-2 1,47 1,98 2,21 28,05 88,3 102,92 ' (См. рис. 6-36) 219,4(918,4) 250,0(1046,5) 258,4(1081,7) ®о(^о—+ит) 96,87(405,5) 200,38(838,8) 230,21(963,7) 66,87(279,9) 170,38(713,2) 200,21(837,7)
Продолжение прилож. 7
Тепловая нагрузка про- изводственного отбора Qn, Гкал/ч (ГДж/ч) Удельный расход теплоты на вы- работку электро- энергии при ра- боте без тепло- фикационного отбора, ккал/(кВт-ч) [кДж/(кВт-ч)1 /Vn, , МВт тф Полная удельная выработка элект- роэнергии паром производственно- го отбора, кВт-ч/Гкал (кВт-ч/ГДж) Максимальный расход пара в тепло- фикационный отбор, т/ч Л'т » МВт тф Полная удельная выработка электро- энергии паром теп- лофикационного от- бора, кВт-ч/Гкал (кВт-ч/ГДж)
22 23 24 25 26 27
30(126) (6.Ю1) 2384(9979) 1929(8074) 1945(8142) (6-Ю5) при т]эм=0,975 5,84 8,67 8,93 (6.Ю4) 194(46,34) 289(69,04) 298(71,19) (6.Ю7) при С“иннд=20 т/ч 50,6 183,1 221,1 (6-108) при • 7]эм=0,975 13,07 56,27 67,71 (6.106) 497(118,72) .591(141,18) 589(140,71)
Приложение 8. Поправка на капиллярность для вакуумметров
с ртутным заполнением
Приложение 9
Техническая программа испытаний
конденсационного турбоагрегата типа...
Станционный № ...
Цели и задачи:
определение фактической экономичности при различных режимах;
проверка выполнения гарантий завода-изготовителя по удельному рас-
ходу теплоты и электрической мощности;
анализ эффективности отдельных узлов и элементов турбоустановки;
разработка рекомендаций по повышению экономичности работы турбо-
установки.
Перечень режимов и характеристика опытов
1. Регенерация отключена, кроме ПНД1,2.
1.1. Опыты для сопоставления расходов свежего пара, измеренных раз-
личными способами, — тарировочные (всего восемь опытов продолжитель-
ностью 30 мин) (табл. П.9.1).
1.2. Опыты для определения поправки к мощности от изменения давле-
ния отработавшего пара — «вакуумные» (всею две серии по 11 опытов
продолжительностью 15 мин) (табл. П.9.2).
Примечание. Давление отработавшего пара изменяется искусст-
венно от опыта к опыту путем впуска воздуха в конденсатор.
222
Таблица П.9.1
2. Тепловая схема проектная. Основные опыты по определению тепло-
вых характеристик (всего 18 опытов продолжительностью 1 ч) (табл. П.9.3).
3. Специальные серии опытов (проводятся в случае необходимости).
3.1. Опыты со скользящим давлением свежего пара (всего 12 опытов
продолжительностью 1 ч).
Условия. Проектная тепловая схема и полностью открытые регулирую-
щие клапаны (или часть из них) (табл. П.9.4).
3.2. Опыты с перегретым паром в выхлопном патрубке турбины для
определения внутреннего КПД ЦНД (всего восемь опытов продолжитель-
ностью 1 ч).
Таблица П.9.4
Мощность на зажимах
генератора, % номинальной
Макси-
мальная
100
90
80
70
60
50
40
Количество опытов
2
2
2
2
223
Таблица П.9.5
Мощность на зажимах
генератора, % номинальной
. 55
Количество опытов
Условия. Регенерация отключена, кроме ПНД1,2. Давление отработав-
шего пара в каждом из опытов искусственно повышается (указать способ)
до вывода его в перегретое состояние (табл. П.9.5).
Примечание. В разд. 3 могут также включаться опыты по опре-
делению максимальных мощности и пропускной способности турбины, по
проверке эффективности от внедрения различных мероприятий и т. д.
Общие требования. Для обеспечения нормального хода испытаний необ-
ходимо обеспечить следующие условия:
отклонения параметров пара не должны превышать указанные в § 5.3.
и в [15] (приводятся подробно);
все отборы пара от турбины на посторонние нужды отключены;
пар на деаэратор подается из отбора турбины (или от постороннего
источника);
постоянство открытия регулирующих клапанов при каждом из режи-
мов (обеспечивается вводом ограничителя мощности);
расход питательной воды через трубные пучки ПВД поддерживается
равным расходу свежего пара (для неблочных турбоустановок);
расход сетевой воды через сетевые подогреватели поддерживается в
каждом из опытов неизменным
На каждую серию опытов составляется календарная рабочая программа.
Примечание Продолжительность каждого опыта, указанная в про-
грамме, не учитывает длительность периода наладки режима.
Согласовано: Составители программы
Начальник котлотурбинного цеха (разработчики):
Начальник цеха тепловой Руководитель бригады
автоматики и измерений Производственного
Начальник цеха наладки Объединения «Союзтехэнерго»
и испытаний
Начальник электроцеха
Начальник производственно-
технического отдела Дата
Пр иложение 10
Техническая программа испытаний
теплофикационного турбоагрегата ТМЗ
типа Т-100/120-130-3, ст. №2*
Перечень режимов и характеристика опытов
1. Конденсационный режим с отключенным регулятором давления в РТО.
1.1. Регенерация отключена, кроме ПНД1,2.
* Содержание пунктов, касающихся целей и основных условий, см. при-
ложение 9.
224
Таблица ПЛОД
Таблица П.10.4
р вто’ кгс/см2 Расход свежего пара, т/ч 250 | 290 | 330 | 370 | 400 | 440 | Максимальный Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,5 1,2 2,0 55—100 50— 100 40 — 90
1.1.1. Опыты для сопоставления расходов свежего пара, измеренных
различными способами, — «тарировочные» (всего 10 опытов продолжитель-
ностью 30 мин) (табл. П.10.1).
1.1.2. Опыты для определения поправки к мощности от изменения дав-
ления отработавшего пара — «вакуумные» (всего 2 серии по 11 опытов
продолжительностью 15 мин) (табл. П.10.2).
Примечание. Давление отработавшего пара изменяется искусст-
венно от опыта к опыту путем впуска воздуха в конденсатор.
15—6014 225
1.2. Тепловая схема проектная. Основные опыты по определению тепло-
вых характеристик (всего 9 опытов продолжительностью 1 ч) (табл. П.10.3).
2. Опыты с теплофикационным отбором, необходимые для построения
диаграммы режимов.
2.1. Режимы теплового графика (поворотные диафрагмы закрыты, теп-
ловая схема проектная).
2.1.1. Одноступенчатый подогрев сетевой воды (всего 3 серии, состоя-
щие из 7 опытов продолжительностью 1 ч).
2.1.2. Двухступенчатый подогрев сетевой воды (всего 3 серии, состоя-
щие из 5, 7 и 7 опытов продолжительностью 1 ч) (табл. П.10.5).
2.1.3. Трехступенчатый подогрев сетевой воды (всего 3 серии, состоящие
из 5, 7 и 7 опытов продолжительностью 1 ч) (табл. П.10.6).
2.2. Режимы электрического графика (ПВД отключены).
2.2.1. Одноступенчатый подогрев сетевой воды (всего 3 серии по 6 опы-
тов продолжительностью 1 ч (табл. П.10.7).
2.2.2. Двухступенчатый подогрев сетевой воды (всего 3 серии по 6 опы-
тов продолжительностью 1 ч) (табл. П.10.8).
3. Опыты с подогревом сетевой воды, необходимые для определения
поправки к мощности турбины на изменение давления в РТО (тепловой
график, ПВД отключены).
3.1. Одноступенчатый подогрев (всего 2 серии по 7 опытов продолжи-
тельностью 40 мин) (табл. П.10.9).
3.2. Двухступенчатый подогрев (всего 2 серии по 7 и 8 опытов продол-
жительностью 40 мин) (табл. П.10.10).
Примечание. Изменение мощности на зажимах генератора в
пп. 2 и 3 дано приблизительно.
Таблица П.10.5
Т’вто' КГС/СМ* Расход свежего пара, т/ч 250 | 290 | 320 | 370 | 400 | 440 | Максимальный Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,6 1,5 2,5 60—110 50—100 45 — 90
Таблица П.10.6
РВТо, кгс/см* Расход свежего пара, т/ч 250 | 290 | 330 I 370 | 400 | 440 | Максимальный Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,6 1,5 2,0 60—100 45—105 40— 100
226
Таблица П.10.7
РИТо. кгс/см2 Теплофикационный отбор, Гкал/ч
140 I 105 | 75 | 55 | 35 | 0
Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,5 1,5 2,0 80 — 95 70 — 85 65 — 80
Примечай и е. Расход свежего пара составляет 330 т/ч.
Таблица П.10.8
Теплофикационный отбор, Гкал/ч
РВТо, кгс/см2 145 1 105 | 75 | 55 | 35 | 0
Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,6 1,5 2,5 85— 100 75 — 95 67 — 87
При меча и е. Расход свежего пара 330 т/ч.
Т а б л и ц а П. 10.9
Давление пара в НТО, кгс/см2
Расход све- жего пара, т/ч 0,5 1 0,7 | 0,9 | 1,2 | 1,5 | 1,8 2,0
Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
270 360 62 — 50 85 — 70
Таблица П.10.10
Давление пара в ВТО, кгс/см2
Расход свеже- го пара, т/ч 0,6 | 0,8 | 1,1 | 1,4 | 1,7 | 1,9 | 2,2 2,5
Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
300 400 73 — 55 110 — 80
15*
227
Приложение 11
Техническая программа испытаний теплофикационного турбоагрегата
ЛМЗ типа ПТ-80/100-130/13, ст. №10*
Перечень режимов и характеристика опытов
1. Конденсационный режим.
1.1. Регенерация отключена, кроме ПНД1,2. Регуляторы давления П-
отбора и РТО отключены.
1.1.1. Опыты для сопоставления расходов свежего пара, измеренных раз-
личными способами, — «тарировочные» (всего 10 опытов продолжитель-
ностью 30 мин) (табл. П.11.1).
1.1.2. Опыты для определения поправки к мощности от изменения дав-
ления отработавшего пара — «вакуумные» (всего 2 серии по 11 опытов про-
должительностью 15 мин) (табл. П.11.2).
Примечание. Давление отработавшего пара изменяется искусст-
венно от опыта к опыту путем впуска воздуха в конденсатор.
1.2. Регулятор давления П-отбора включен; давление в ВТО и НТО
переменное, ПВД отключены; опыты для определения поправки к мощ-
ности на изменение давления в ВТО и НТО.
Серия 1. Переменное давление в ВТО; расход свежего пара 200 т/ч;
пять опытов с изменением давления в ВТО от минимума до 2,5 кгс/см2.
* Содержание пунктов, касающихся целей и основных условий, см. при-
ложение 9.
* Применяются приемы, описанные в § 3.3.
228
Серия 2. Переменное давление в ВТО; расход свежего пара 150 т/ч;
пять опытов с изменением давления в ВТО от минимума до 2,5 кгс/см2.
Серия 3. Переменное давление в НТО; расход свежего пара 200 т/ч;
пять опытов с изменением давления в НТО от минимума до 2,0 кгс/см2.
Серия 4. Переменное давление в НТО; расход свежего пара 150 т/ч;
пять опытов с изменением давления в НТО от минимума до 2,0 кгс/см2.
Всего 20 опытов продолжительностью 40 мин.
Пр и м е ч а и и е. На данной турбине возможный диапазон измене-
ния рвто и рнто на конденсационном режиме при расходах свежего пара бо-
лее 150—200 т/ч невелик (в отличие от турбин ТМЗ типов ПТ-50, ПТ-135),
поэтому полученные в результате этих опытов поправки целесообразно ис-
пользовать главным образом для сравнения с их значениями, найденными
расчетным способом.
1 3. Тепловая схема проектная.
1.3.1. Регуляторы давления П-отбора и РТО отключены (всего 7 опы-
тов продолжительностью 1 ч) (табл. П.11.3).
1.3.2. Регуляторы давления П-отбора и РТО включены (серия 1: рп=
= 13 кгс/см2; рВ1 о== 1,2 кгс/см2; серия 2: р„=13 кгс/см2, рНто=0,9 кгс/см2)
(всего две серии по семь опытов продолжительностью 1 ч) (табл. П.11.4).
Таблица П.11.3
Мощность на зажимах генератора, МВт 40 55 70 75 Максимальная
Количество опытов 1 1 2 1 2
Таблица П.11.4
Мощность иа зажимах генератора» МВт 35 45 55 65 70 75 Максимальная
Количество опытов 1 1 1 1 1 1 1
Таблица П.11.5
Расход свежего пара» т/ч 350 400 450 Максимальны!!
Расход в П-отбор, т/ч 80 130 170 180
Мощность на зажимах генератора, МВт (приблизительно) 80 85 90 95
229
Таблица П.11.6
Теплофикационный отбор, Гкал/ч
РНТО- кгс/см2 Максимальный | 40 | 30 | 20 | 10 | 0
Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,5 55—65
1,5 45—55
2,0 40—50
li р и м е а и и е. Расход свежего пара 250 т/ч.
Таблица П.11.7
Теплофикационный отбор, Гкал/ч
Z’bto’ кгс/см2 Максимальный | 80 | 60 | 40 | 20 | 0
Изменение мощности на зажимах генератора, МВт
0,6 50—65
1,5 40—55
2,5 35—50
Примечание. Расход свежего пара 250 т/ч.
2. Режимы с производственным отбором (всего четыре опыта продол-
жительностью 1 ч).
Условия. Регулятор давления П-отбора включен, рп=13 кгс/см2
(табл. П.11.5).
3. Режимы с теплофикационным отбором.
Условия. Электрический график, ПВД отключены, регулятор давле-
ния П-отбора включен, рп= 13 кгс/см2.
3.1. Одноступенчатый подогрев сетевой воды (всего три серии из шести
опытов продолжительностью 1 ч) (табл. П.11.6).
3.2. Двухступенчатый подогрев сетевой воды (всего 3 серии из 6 опы-
тов продолжительностью 1 ч) (табл. П.11.7).
Примечание. Изменение мощности на зажимах генератора в
габл. П.11.6, П.11.7 дано приблизительно.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бартлетт Р. Тепловая экономичность и экономика паровых турбин:
Пер. с англ./ Под ред. А. Э. Гельтмана. М.—Л.: Госэнергоиздат, 1963.
2. Бененсон Е. И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины.
М.: Энергоатомиздат, 1986.
3. Борнстайн, Коттон. Методика ASME проведения упрощенных при-
емочных испытаний паровых турбин// Combustion. Март. 1981, С. 40—47.
4. Гиршфельд В. Я., Глушнев В. Д. Новый метод измерения расходов
циркуляционной и сетевой воды// Теплоэнергетика. 1981. № 9.
5. Метод эксплуатационных тепловых испытаний теплофикационной
установки турбины Т-250/300-240/ В. Я- Гиршфельд, Воробьев, А. М. Саха-
ров и др.// Теплоэнергетика. 1987. № 8. С. 31—33.
6. ГОСТ 8.513—84. Проверка средств измерений. Организация и поря-
док проведения. М.: Изд-во стандартов, 1985.
7. ГОСТ 8.002—71. Организация и порядок проведения поверки, реви-
зии и экспертизы средств измерений. М.: Изд-во стандартов, 1985.
8. ГОСТ 356—80. Арматура и детали трубопроводов. Давления услов-
ные, пробные, рабочие. М.: Изд-во стандартов, 1981.
9. ГОСТ 3044—84. Преобразователи термоэлектрические. Номиналь-
ные статические характеристики преобразования. М.: Изд-во стандартов,
1985.
10. Инструкция по проведению экспресс-испытаний турбоустановки
К-300-240 ЛМЗ. М.: СПО ОРГРЭС, 1976.
11. Клямкин С. Л, Тепловое испытание паротурбинных установок элек-
тростанций. М.: Госэнергоиздат, 1961.
12. Коттон К., Шофилд П. Анализ изменения рабочих характе-
ристик паровых турбин// Энергетические машины и установки. 1971. № 2.
С. 62—72.
13. Определение изменения экономичности цилиндров паровых турбин/
И. А. Лазутин, М. Г. Таращук, Н. Н. Новиков и др.// Теплоэнергетика. 1983.
№ 4. С. 63—64.
14. Ларс Ильмениус. Контроль турбины в ходе эксплуатации// Power.
1970. № 11.
231
15. Методические указания 34-70-093—84 по тепловым' испытаниям паро-
вых турбин. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1986.
16. Методические указания 34-70-006—82 по испытанию ПВД. М.: СПО
«Союзтехэнерго», 1982.
17. Методические указания 34-70-005—82 по испытанию ПНД. М.: СПО
«Союзтехэнерго», 1982.
18. Методические указания 34-70-001—82 по испытанию сетевых подо-
гревателей. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1982.
19. Методические указания по испытаниям конденсационных установок.
М.. СПО «Союзтехэнерго», 1982.
20. Методические указания по испытанию питательных электронасосов и
турбонасосов. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1982.
21. Обзор. Тепловые испытания паровых турбин// Energie. 1964. Т. 16,
№ 5, 6. Пер. с англ./ Под ред. А. К- Кирша М.: БТИ ОРГРЭС, 1965.
22. Правила тепловых приемочных испытаний паровых турбин (проект).
Международная электротехническая комиссия. Технический комитет № 5:
Паровые турбины. Документ 46Б—78: Пер. с англ. Л.: НПО ЦКТИ, ОНТИ,
1986.
23. Преображенский В. .П. Теплотехнические измерения и приборы. М.:
Энергия, 1978.
24. Рабинович С. Г. Погрешности измерений. Л.: Энергия, 1978.
25. РД 50-213—80. Правила измерения расхода жидкостей и га-
зов стандартными сужающими устройствами. М.: Изд-во стандартов,
1982.
26. Рекомендации по паровым турбинам. 4.2. Правила приемочных ис-
пытаний/ Международная электротехническая комиссия. Публикация 46.
М.—Л.. Энергия, 1965.
27. Ривкин С. Л., Александров А. А. Теплофизические свойства воды и
водяного пара. М.: Энергия, 1980.
28. Рубинштейн Я. М., Шепетильников М. И. Расчет влияния измене-
ний в тепловой схеме на экономичность электростанции. М.: Энергия,
1969.
29. Самойлович Г. С., Трояновский Б. М. Переменные и переходные ре-
жимы в паровых турбинах. М.: Энергоатомиздат, 1982.
30. Сахаров А. М. Влияние типа надбандажных уплотнений на экономич-
ность// Теплоэнергетика. 1980. № 5. С. 24—25.
31. Точность экспериментального определения внутреннего относительно-
го КПД при промышленных испытаниях паровых турбин ТЭС/ Л. И. Семе-
нов, В. В. Коробков, В. В. Нитусов и др.// Теплоэнергетика. 1986. № 9.
С. 9—14.
32. Ухоботин М. А Испытание паровых турбогенераторов. М.: Госэнер-
гоиздат, 1952.
33. Шегляев А. В. Паровые турбины. М.: Энергия, 1976.
34. АЕР/ВВС JOINT PAPER for 1982 American Power Conference. Ex-
perience in heat—rate acceptance tests of steam turbinegenerators.
35. ANSI/ASME PTC-6: Steam turbines. The American Society of Mecha-
nical Engineers, New York, 1976.
232
36. BBC, Brown Boveri. Abnahmemessung an den Bloeken Kriel 1 und 2.
Druckschrift Nr. CH—T 050 123D. S. a.
37. DIN 1943: Waermetechnische Abnahmeversuche an Dampfturbinen.
Beuth, Berlin/Koeln, 1975.
38. BIN 1952: Durchflussmessung mit genormten Duesen, Blenden und
Venturiduesen. Beuth, Berlin/Koeln, 1971.
39. ISO R 541: Measurement of fluid flow by means of orifice plates and
nozzles. ISO, 1986.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие ....................................................... 3
Принятые обозначения............................................... 5
Глава первая. Цели и задачи тепловых испытаний. Показатели
экономичности турбоустановок ................................... 7
Глава вторая. Средства и методы определения показателей тур-
боустановки при испытании...................................... 13
Глава третья. Программа испытания..................................24
3.1. Опыты при испытаниях конденсационных турбин и теплофи-
кационных турбин с отключенными регулируемыми отбора-
ми пара ...................................................... 2&
3.2. Опыты без регулируемых отборов пара для турбин с проти-
водавлением ...................................................29
3.3. Опыты с регулируемым отбором пара для турбин с теплофи-
кационным отбором (типа Т) . ....................... 29
3.4. Опыты с регулируемыми отборами пара на производство и
теплофикацию для турбин со ступенчатым подогревом сете-
вой воды (типа ПТ) ............................................31
Глава четвертая. Подготовка к испытанию............................33
4.1. Ознакомление с турбоустановкой.............................33
4.2. Разработка схемы измерений и перечня подготовительных
работ .........................................................34
4.3. Подбор контрольно-измерительных приборов и организация
основных измерений ............................................35
4.4. Выполнение подготовительных работ на оборудовании ... 44
4.5. Требования к турбоустановке перед испытанием .... 48
Глава пятая. Проведение испытаний..................................48
5.1. Рабочая программа..........................................48
5.2. Обязанности персонала. Фиксация наблюдений.................49
234
5.3. Допустимые отклонения основных параметров....................52
5.4. Длительность опытов и частота записи показаний приборов 53
5.5. Контроль хода опыта..........................................53
5.6. Пробные (предварительные) опыты..............................55
5.7. Основные особенности проведения испытаний турбин с регу-
лируемым теплофикационным отбором пара...........................56
5.8. Особенности проведения опытов с переменным давлением от-
работавшего пара для снятия зависимости изменения электри-
ческой мощности («универсальной» кривой)............56
Глава шестая. Обработка результатов испытания .... 57
6.1. Обработка исходной информации........................57
6.2. Расходный баланс установки...........................64
6.3. Энтальпия отработавшего пара ........................ 73
6.4. Расчет внутреннего относительного КПД цилиндров (отсеков) 77
6.5. Расчет внутренней мощности цилиндров (отсеков) ... 79
6.6. Приведение опытных данных к номинальным параметрам и
проектной тепловой схеме, расчет мощности и расходов теп-
лоты для конденсационной турбины ............................... 80
6.7. Расчет и построение основных зависимостей для турбин с ре-
гулируемым отбором пара на теплофикацию (типа Т) при
номинальных условиях.............................................98
6.8. Расчет и построение основных зависимостей для турбин с ре-
гулируемыми отборами пара на производство и теплофикацию
(типа ПТ) при номинальных условиях..............................108
6.9. Расчет и построение основных зависимостей для турбин с про-
тиводавлением (типа Р) при номинальных условиях . . . 123
Глава седьмая. Оценка погрешности испытания..........................126
7.1. Виды погрешностей...........................................127
7.2. Случайные погрешности измерений ............................128
7.3. Расчет погрешностей прямых измерений технологических па-
раметров .......................................................130
7.4. Погрешности косвенных измерений ............................134
Глава восьмая. Анализ результатов испытания..........................139
8.1. Анализ состояния элементов турбо установки..................140
8.2. Оценка уровня экономичности турбоустановки..................158
8.3. Типовые энергетические характеристики.......................160
Глава девятая. Экспресс-испытания по сокращенной програм-
ме с уменьшенным объемом измерений.........................165
9.1. Цели и задачи...............................................Ig5
9.2. Программа экспресс-испытания................................167
9.3. Основные условия проведения испытаний. Измеряемые пара-
метры и величины................................................170
235
9.4. Обработка результатов и их анализ.......................172
9.5. Практика проведения экспресс-испытаний за рубежом ... 182
Глава десятая. Особенности испытаний влажнопаровых тур-
бин АЭС......................................................185
10.1. Общие сведения.........................................185
10.2. Обзор методов определения параметров состояния влажного
пара ........................................................186
10.3. Расходный баланс........................... . . 190
10.4. Система промежуточной сепарации и перегрева пара (ПСПП) 192
10.5. Схема измерений........................................192
10.6. Показатели экономичности...............................193
Глава одиннадцатая. Организация приемочных испытаний
паровых турбин за рубежом ..............................194
11.1. Основные измерения и применяемые приборы .... 194
11.2. Проведение испытаний...................................200
11.3. Программа испытаний и длительность отдельных эта-
пов работ....................................................201
Приложения ......................................................204
Список литературы ..............................., . . . . 231
Сахаров А. М.
С 22 Тепловые испытания паровых турбин. — М.:
Энергоатомиздат, 1990. — 238 с.: ил.
ISBN 5-283-00129-6
Изложены методические вопросы, связанные с подготов-
кой и проведением тепловых испытаний паровых турбин и
обработкой полученных результатов. Дана классификация ис-
пытаний, описаны организация подготовительных работ, тех-
нология проведения испытаний, оценка погрешности и анализ
результатов. Приведены примеры расчетов экспериментальных
характеристик, выбора схем измерений, разработки программы
испытаний.
Для инженерно-технического персонала электростанций,
промышленных предприятий, энергосистем, наладочных и про-
ектных организаций.
2203050000-262
С 051(01)-90 151'90
ББК 31.363
Производственное издание
Сахаров Александр Михайлович
ТЕПЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН
Заведующая редакцией И. В. Волобуева
Редактор издательства Т. И. Мушинска
Художественные редакторы: В. А. Гозак-Хозак,
Г. И. Панфилова
Технический редактор Т. Ю. Андреева
Корректор Курдюкова Н. И.
ИБ № 1875
СДано в набор 14.03.90. Подписано в печать 13 08.90.
Формат 60Х88*/1в Бумага типографская № 2 Гарнитура литературная
Печать высокая Усл. печ. л.14,7 Усл. кр.-отт.14,7 Уч. -изд. л.15.47
Тираж 5000 экз. Заказ 6014 Цена 1р. Юк.
Энергоатомнздат. 113114 Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени
МПО «Первая Образцовая типография» Союзполиграфпрома при
Госкомиздате СССР. 113054 Москва, М-54, Валовая, 28.
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ ВЫПУСТИТ В 1991 г.
СЛЕДУЮЩИЕ КНИГИ:
Балашов А. М., Карасюк В. А. Ремонт и на-
ладка систем регулирования теплофикационных тур-
бин.— (IV).—7 л. — (Б-ка тепломонтажника). 35 к.,
8000 экз.
Описаны принцип работы и устройство систем авто-
матического регулирования паротурбинных установок
с регулируемым теплофикационным отбором пара,
рассмотрены особенности ремонтного обслуживания
и наладки наиболее распространенных отечественных
турбин как серийно выпускаемых турбостроительными
заводами, так и реконструируемых в связи с органи-
зацией регулируемых отопительных отборов пара.
Даны рекомендации по контролю состояния турбин и
повышению надежности их работы.
Для бригадиров, мастеров и рабочих ремонтно-
наладочных организаций и эксплуатационного персо-
нала электростанций.
Щегляев А. В., Трояновский Б. М. Паровые
турбины: Учебник для вузов. — 6-е изд., перераб. —
(I).—50 л. 2 р., 20 000 экз.
Рассмотрены теория теплового процесса и конст-
рукции энергетических паровых турбин для электро-
станций, работающих на органическом и ядерном
топливе. Большое внимание уделено переменным ре-
жимам работы турбин, методам расчета (с примера-
ми) и конструирования турбин и их элементов. Пятое
издание вышло в 1976 г. Шестое издание дополнено
сведениями об использовании ЭВМ и САПР в турбо-
строении. Расширены главы с описанием конструкций
турбин, главным образом для АЭС. Рассмотрены кон-
кретные задачи модернизации паровых турбин.
Для студентов политехнических и энергетических
вузов и факультетов. Может быть использован также
работниками электростанций и турбостроительных за-
водов.