Спосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплових електростанцій та енергоблок теплової електростанції для його здійснення

1. Спосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплових електростанцій, що полягає у відборі з базової турбіни частини відпрацьованої пари на регенерацію, приводі живильного насоса, додатковому перегріві та поверненні пари в частину низького тиску базової турбіни, який відрізняється тим, що на додатковий перегрів відбирають пару з І-го або ІІ-го відбору або пapу І-го і ІІ-го відборів при різних тисках, які вирівнюють перед змішуванням пари, відібрану пару перегрівають до 800-850°С у високотемпературному па C2 2 (19) 1 3 (тиск 23,5МПа, температури свіжої пари і проміжного перегріву дорівнюють 540°С) обмежені. Керуючись вимогами забезпечення та підвищення маневреності відомих парових турбін (Технические требования к маневренности энергетических блоков тепловых электростанций с конденсационными турбинами. - М: СПО «Союзтехэнерго», 1987. - 11с., Прокопенко А.Г., Мысак И.С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 317с.), досягнення високої маневреності можливе тільки при зменшенні маси високотемпературних деталей (корпусів, роторів) або за рахунок зниження параметрів пари, що призводить до зниження енергоефективності. Відомий енергоблок теплової електростанції (Паровая турбина К300-240 ХТГЗ / Под общей ред. Ю.Ф. Косяка - М.: Энергоиздат, 1982. - 272с.), що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну із циліндрами високого і середнього тиску (ЦВТ,ЦСТ) та частиною низького тиску із циліндром низького тиску, підігрівники високого тиску, сполучені із циліндром високого тиску, турбоживильний насос, паропроводи й регулюючу арматуру. Турбіна К-300-240-2, що працює на парі з базового котла відомого енергоблока теплової електростанції, має три вихлопи відпрацьованої пари, які формують три потоки частини низького тиску (ЧНТ); перший потік суміщений із ЦСТ, другий і третій потоки конструктивно об'єднані в циліндр низького тиску. Дві третини витрати відібраної пари після ЦСТ надходять у ЦНТ, одна третина надходить у перший потік частини низького тиску. Після частини низького тиску відпрацьована в турбіні пара віддає залишок тепла охолодній воді в конденсаторі, і сконденсувавшись у вигляді основного конденсату проходить через систему підігрівників низького тиску та деаератор, після якого вже живильна вода, яка нагріта у ПВТ надходить у котел. Регламентованими також є відбори пари на привід живильних насосів і для власного споживання із промперегрівом. Відомий енергоблок теплової електростанції з паротурбінною установкою (К-300-240-2), виконаний за розвинутою тепловою схемою, у яку включені циліндри високого (ЦВТ), середнього (ЦСТ) і низького (ЦНТ) тисків, з'єднані муфтами ротори яких передають отриману механічну енергію на електрогенератор. Регенеративна система турбоустановки включає підігрівники низького тиску (ПНТ), деаератор (Д), підігрівники високою тиску (ПВТ), живильний електронасос (ЖЕН), живильний турбонасос (ЖТН) та ряд допоміжних пристроїв (мережні підігрівники тощо), підігрівники високого тиску, у т.ч.: ПВТ 6, що отримує пару із Ш відбору ЦСТ - привід ЖЕН та деаератора, ПВТ 7, що одержує пару з II відбору, розташованого перед ХПП після вихлопу ЦВТ, ПВТ 8, що отримує пару з І відбору ЦВТ. Така конструкція теплової схеми є типовою для більшості турбоустановок середньої та великої потужності, забезпечує роботу енергоблока в обмеженому діапазоні зміни режимів (60-100%) і не дозволяє в необхідному темпі набирати додат 90361 4 кову потужність у межах до 12-15 МВт для компенсації пікових навантажень енергомережі. Відомий спосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплових електростанцій (Пат. РФ № 2070293, F01K7/22, F01K13/00, F01K13/02, 1996), що полягає у відборі з базової турбіни частини відпрацьованої пари, її додатковому перегріві і поверненні пари в частину низького тиску базової турбіни. Відомий спосіб включає розподіл холодної пари після ЦСТ на два потоки, один потік у кількості 90-50% від потоку вихідної з турбіни пари подають у байпасну лінію, другий потік у кількості 10-50% подають у проміжний пароперегрівник, у якому пару нагрівають до 650-850°С при максимальному тиску 0,1-1,0МПа, а перед подачею в турбіну, потоки перегрітої та холодної байпасованої пари об'єднують в один потік і перемішують. Фактично такий спосіб, базується на використанні другого проміжного перегріву з відомим принципом регулювання температури на виході промперегрівника шляхом байпасування холодної та гарячої ниток промперегріву, який широко застосовується у діючих турбінах для регулювання температури пари промперегріву між ЦВТ і ЦСТ, що відрізняється тільки рівнем тисків і температур у нагрівальній частині промперегріву. Спосіб дає можливість запобігти втратам, обумовленим високою вологістю пари, у проточній частині ЦНТ, що дозволяє підвищити економічність функціонування ЦНТ на 1-1,5%, а також підвищити надійність робочих лопаток останніх ступенів виключно за рахунок усунення ерозії. Спосіб не дозволяє істотно підвищити термодинамічний ККД циклу й енергоефективність турбоустановки з покриттям і мобільним підняттям потужності в години пікових навантажень електромережі. Крім того, використання промперегріву частини пари до таких високих температур після змішування в означених пропорціях призводить до зниження надійності роботи ЦНТ через надмірно високу температуру пари на його вході. Такий режим не відповідає технічним умовам експлуатації ЦНТ і робить його непрацездатним через температурні деформації, оскільки припустимі температури у вихлопній частині ЦНТ не повинні перевищувати 50-60°С при номінальному режимі роботи та 130°С - при роботі на холостому ходу, що не перевищує 1 години. Відомий енергоблок теплової електростанції (Пат. РФ №2070293, F01K7/22, F01K13/00, F01K13/02, 1996), що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну із циліндрами високого і середнього тиску та частиною низького тиску із циліндром низького тиску, підігрівники високого тиску, сполучені з циліндром високого тиску, привідну парову турбіну живильного насоса, паропроводи та регулюючу арматуру. Турбоустановка також включає байпасну лінію проміжного пароперегрівника низького тиску з регулювальним органом-клапаном, електрогенератор, конденсатор пари, водяні насоси, систему регенеративного підігріву живильної води, з'єднану трубопроводом живильної води з паровим котлом, та оснащена, принаймні, одним апаратом 5 змішувачем пари, розміщеним у паропроводі між турбіною та байпасною лінією, клапан на паропроводі між байпасною лінією і пароперегрівником. Відомий пристрій не дозволяє реалізувати швидке та надійне підняття потужності турбоустановки в години пікових навантажень енергомережі. Найбільш близьким за сукупністю ознак або технічним результатом є спосіб створення пікової потужності для теплових електростанцій (А.с. СРСР №1553738, F01K7/34, F01K17/04, 1990), що полягає у відборі з (ЦСТ) базової турбіни частини відпрацьованої пари на регенерацію, привідну турбіну живильного насоса, додатковий перегрів та повернення пари після вихлопу привідної турбіни в частину низького тиску базової турбіни. Відомий спосіб включає подачу пари з відбору ЦСТ базової турбіни в привідну турбіну живильного насоса, підвищення тиску на вихлопі та відводі пари з вихлопу привідної турбіни в трубопровід відбору пари головної турбіни та у підігрівники сітьової води, а підвищення тиску на вихлопі привідної турбіни здійснюють одночасно зі зменшенням перепаду тиску в клапані живлення котла, підтримуючи незмінним витрату живильної води, при цьому пару з вихлопу привідної турбіни направляють у трубопровід відбору пари головної турбіни. Для збільшення пікової потужності за варіантом II відключають подачу пари з відбору базової турбіни в привідну, яку живлять від стороннього джерела пари (резервного котла, протитискової турбіни). Відома турбоустановка не забезпечує тривалого підвищення потужності паротурбінної установки понад номінальну. Скидання пари в ЦСТ може призводити до порушення його роботи, тому що пара в проточну частину надходить через камеру відбору безпосередньо в периферійну зону лопаткового апарата передостанніх ступенів ЦСТ, створюючи додаткові силові збурювання у робочих лопатках ступенів, розташованих як перед, так і за відбором. Скидання пари в зазначеному місці ЦНТ призводить до порушення роботи ЦСТ внаслідок зниження потужності ЦСТ, яке не компенсується задекларованим підвищенням потужності та призводить до зниження потужності базової турбоустановки. Одержання додаткової потужності у відомій турбоустановки пов'язане з додатковою витратою пари та наявністю додаткового незалежною джерела пари. Використання відомого способу створення пікової потужності без застосування стороннього джерела пари з додатковою витратою живильної води недоцільно, тому що збільшення відбору пари в привідну турбіну супроводжується зменшенням витрати пари через ЦСТ і, як наслідок, зниженням його навантаження, що не компенсується збільшенням витрати пари через частину низького тиску. Найбільш близької за сукупністю ознак або технічним результатом є енергоблок теплової електростанції (А.с. СРСР № 1553738, F01K7/34, F01K17/04, 1990), що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну із циліндрами високого і середнього тиску та частиною низького тиску із циліндром низького тиску, підігрівники високого 90361 6 тиску, сполучені з циліндром високого тиску, живильний насос із турбінним приводом, паропроводи і регулюючу арматуру. Використання стороннього джерела пари для створення пікового навантаження в ЦНТ після пропуску пари через привідну турбіну не дозволяє істотно збільшити пікову потужність у ЦНТ, оскільки витрата пари через привідну турбіну обмежена пропускною здатністю її проточної частини і режимом роботи базового котла. Складна схема перерозподілу потоків пари між ПНТ, сітьовим піковим підігрівником, відбором з ЦНТ, що направлена на підвищення протитиску за привідною турбіною, та пов'язаного із цим застосування зворотного клапана для перепуску пари між вихлопом привідної турбіни, відбором пари зі ЦСТ та ПНТ не забезпечує надійного регулювання роботи всіх цих елементів, включаючи і порушення роботи ЦСТ. Крім того, використання для створення додаткової потужності турбоустановки привідної турбіни живильного турбонасоса та запропонованої схеми повернення пари пов'язано з погіршенням роботи ЦСТ і ЧНТ на режимах пікового навантаження, що призводить до зниження надійності роботи блока через використання камери відбору в реверсному режимі та перевантаженням периферійної частини робочих лопаток після відбірних ступенів, а також через небезпеку виникнення температурних деформацій відсіку ЧНТ, з'єднаного із ЦСТ. В основу винаходу поставлено задачу реалізації способу створення пікової потужності на енергоблоках теплових електростанцій та енергоблоку теплової електростанції для його здійснення, у яких без зміни основних робочих характеристик базової турбоустановки та базових елементів її теплової схеми реалізовано додаткове швидке включення в технологічний цикл енергоблока базової основної турбіни високотемпературної пікової турбіни (з електрогенератором) для вироблення та видачі в енергомережу додаткової пікової потужності, що компенсує добові пікові навантаження енергомережі, за рахунок чого досягнуто підвищення термодинамічного коефіцієнту корисної дії (ККД) циклу та електричної потужності турбоустановки на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблока. Поставлена задача досягається тим, що в способі створення пікової потужності на енергоблоках теплових електростанцій, що полягає у відборі з базової турбіни частини відпрацьованої пари на привід живильного насоса, додатковий перегрів та повернення пари в частину низького тиску базової турбіни, згідно з винаходом, на додатковий перегрів відбирають пару з І-го або ІІ-го відбору або пару І-го та ІІ-го відборів при різних тисках, які вирівнюють і змішують, відібрану пару перегрівають до 800-850°С у високотемпературному пароперегрівнику та направляють на спрацьовування теплового перепаду в піковій турбіні з одержанням додаткової пікової потужності, а відпрацьовану в піковій турбіні пару, повертають у частину низького тиску базової турбіни, причому догрівання живильної води здійснюють додатковим теплом з вихідної частини базового котла. 7 Поставлена задача досягається також тим, що в енергоблоку теплової електростанції, яка містить базовий паровий котел, базову парову турбіну із циліндрами високого, середнього тисків та частиною низького тиску із циліндром низького тиску, підігрівники високого тиску, сполучені з циліндром високого тиску, живильний насос із привідною турбіною, паропроводи та регулюючу арматуру, згідно з винаходом, енергоблок теплової електростанції додатково містить пікову турбіну, з'єднану через додатковий високотемпературний пароперегрівник, розміщений у базовому котлі з І-м і ІІ-м відборами циліндра високого тиску базової турбіни, причому паропровід І-го відбору приєднаний через редукційний пристрій до паропроводу ІІ-го відбору, вихлоп пікової турбіни приєднаний до перепускних паропроводів між циліндром середнього тиску і частиною низького тиску. Енергоблок теплової електростанції включає, з'єднаний з базовим паровим котлом додатковий піковий котел з розміщеними в ньому високотемпературним пароперегрівником і економайзером підігріву живильної води, при цьому газохід відхідних газів пікового котла приєднаний до базового котла. На додатковий перегрів відбирають пару з І-го або ІІ-го відбору або пару І-го та ІІ-го відборів при різних тисках, які вирівнюють і змішують, для використання попередньо перегрітої пари в піковій турбіні з одержанням додаткової потужності, що дозволяє підвищити термодинамічний ККД циклу і електричну потужність турбоустановки на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблоку. Відібрану пару перегрівають до 800-850°С у високотемпературному пароперегрівнику та направляють на спрацьовування теплового перепаду в піковій турбіні з одержанням додаткової пікової потужності, що дозволяє на режимах пікових навантажень енергомережі мобільно піднімати потужність енергогенерирующих блоків (з використанням високоперегрітої пари) для ліквідації провалів потужності енергомережі з мінімальними змінами технологічних параметрів при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблоку. Відпрацьовану в піковій турбіні пару, повертають у частину низького тиску базової турбіни, причому догрівання живильної води здійснюють додатковим теплом з вихідної частини базового котла для найбільш повного ефективного використання відібраного тепла при надійному функціонуванні елементів теплової схеми з дотриманням параметрів технологічного процесу базової турбоустановки. Енергоблок теплової електростанції додатково містить пікову турбіну, з'єднану через додатковий високотемпературний пароперегрівник, розміщений у базовому котлі з І-м і ІІ-м відборами циліндра високого тиску базової турбіни, що дозволяє підвищити термодинамічний ККД циклу та електричну потужність турбоустановки на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функці 90361 8 онуванні всіх основних елементів базового енергоблоку. Паропровід І-го відбору приєднаний через редукційний пристрій до паропроводу ІІ-го відбору, вихлоп пікової турбіни приєднаний до перепускних паропроводів між циліндром середнього тиску і частиною низького тиску для вирівнювання тисків і використання відібраного тепла на спрацьовування перепаду з одержанням додаткової потужності в години пікових навантажень енергомережі. Енергоблок теплової електростанції включає, з'єднаний з базовим паровим котлом додатковий піковий котел з розміщеними в ньому високотемпературним пароперегрівником і економайзером підігріву живильної води, при цьому газохід відхідних газів пікового котла приєднаний до базового котла для підтримання параметрів технологічного процесу базової турбоустановки на рівні номінальних і покриття дефіциту тепла недобраного за рахунок перерозподілу пари. На Фіг.1 подано принципову теплову схему енергоблока теплової електростанції потужністю 300МВт на базі турбоустановки К-300-240-2, на Фіг.2 - принципову схему запропонованого енергоблока теплової електростанції з високотемпературним пароперегрівником, розміщеним базовим котлом та піковою турбіною з електрогенератором, Фіг.3 - принципову схему запропонованого енергоблока теплової електростанції з піковим котломперегрівником і піковою турбіною, на Фіг.4 - T-Sдіаграму термодинамічного циклу роботи запропонованого енергоблока теплової електростанції. Спосіб реалізовано (Фіг.2) на енергоблоку теплової електростанції (Фіг.1), що містить базовий паровий котел 1, з'єднаний трубопроводом гострої пари 2 із циліндром 3 високого тиску, що сполучений паропроводом холодного промперегріву 5 з проміжним пароперегрівником 6 і паропроводом гарячого промперегріву 7 з циліндром 4 середнього тиску приєднаним до нього потоком 8 частини низького тиску, а циліндр 4 середнього тиску з'єднано з циліндром 9 низького тиску паропроводом 10. Підігрівники 11, 12 високого тиску, сполучені через паропроводи 13, 14 з І-м і ІІ-м відборами пари і з установленими в них. відповідно, засувками 15, 16, із циліндром 3 високого тиску. Вихід частини низького тиску базової турбіни 8, 9 через конденсатор 17 і конденсатний насос 18, охолоджувачі пари ежекторів 19, підключено до підігрівників 20 низького тиску, приєднаних до деаератора 21, з'єднаного з бустерным насосом 22. Живильний насос 23 привідної турбіни 24 з'єднано з підігрівниками 25, 12, 11 високого тиску. Паротурбінна установка енергоблока теплової електростанції (Фіг.2) додатково містить високоманеврену парову протитискову пікову турбіну 26 з електрогенератором, з'єднану через додатковий високотемпературний (піковий) пароперегрівник 27 з 1-м і 2-м відборами ЦВТ 3 базової турбіни. При цьому паропровід 13 І-го відбору приєднано через редукційний пристрій 28 до паропроводу 14 2-го відбору, що паропроводом 29 через високотемпературний пароперегрівник 27, з'єднано з піковою турбіною 26. Вихлоп пікової турбіни 26 приєднано перепускним паропроводом 30 до перепускного паропро 9 воду 10, що з'єднує ЦСТ 4 з ЦНТ 9, а також паропроводом 31 із частиною низького тиску, приєднаної до ЦСТ 4. Енергоблок теплової електростанції (за варіантом II) включає (Фіг.3) з'єднаний з базовим паровим котлом 1 додатковий піковий котел 32, з розміщеними в ньому високотемпературним пароперегрівником 27 та економайзером 33 підігріву живильної води. Газохід 34 відхідних газів пікового котла 32 приєднано до базового котла 1. За підігрівником 25 за байпасною схемою трубопровід 35 живильної води приєднано до економайзера 33, що через трубопровід 36 з'єднано з трубопроводом основного конденсату 37 базового котла 1. Проміжний пароперегрівник 6 підключено паропроводом 7 до ЦСТ 4. Для роботи турбоустановки запропонованим способом використовується пара з І-го і ІІ-го відборів або з одного з них, що надходить у високотемпературний пароперегрівник 27 (Фіг.2) або в котел-перегрівник 32 (Фіг.3), де нагрівається до температури промперегріву 800-850°С, потім надходить в пікову турбіну 26 і, після спрацьовування в ній теплового перепаду, по паропроводах 30, 31, 10 - в частину низького тиску, розподіляючись по потоках. За рахунок додаткової витрати пари з більш високою температурою, що надходить у частину низького тиску 8, 9 (який у базовій тепловій схемі конденсується у ПВТ 11 і 12), підвищується потужність, вироблювана в частині низького тиску, та виробляється додаткова електроенергія під час пікових режимів роботи енергомережі. При цьому підвищення потужності базової турбіни (спільно ЦВТ, ЦСТ і ЦНТ) не перевищує максимально дозволеної потужності електрогенератора. Так, для блока 300МВт із турбіною К-300-240-2 потужність електрогенератора ТГΒ-300 не повинна перевищувати 320МВт при тривалості роботи 6-8 годин. У парову пікову протитискову турбіну 26 (Фіг.3) надходить відібрана пара зі ЦВТ і холодних ниток проміжного перегріву (ХПП) (І-й та ІІ-й відбори ЦВТ 3), перегрів пари до температури вище гострої пари та промперегріву 800-850°С здійснюється у високотемпературному додатковому пароперегрівнику 27 (Фіг.2) або в окремому котлі-перегрівнику 32 (Фіг.3) без збільшення витрати живильної води. Відхідні гази котла-перегрівника 32 з високою температурою направляють по газоходу 34 у котел 1 базового блока. При цьому підключення високоманевреної парової пікової турбіни 26 здійснюється в режимі роботи базової турбоустановки без відхилення параметрів її роботи від номінальних, а введення додаткових елементів в енергоблок виконано без порушення основних технологічних зв'язків базових конструктивних елементів і теплової схеми турбоустановки. Робота базової турбоустановки у регламентованому режимі (без пікового навантаження) здійснюється у такий спосіб. Пара, отримана у базовому котлі 1, з номінальними параметрами (температурою 540°С і тиском 23,5МПа) по паропроводу 2 гострої пари надходить у ЦВТ 3 базової турбіни, після чого по нитках холодного промперегріву 7 через проміжний пароперегрівник 6 по паропроводу гарячого промперегріву 7 направляєть 90361 10 ся в ЦСТ 4, спрацювавши теплоперепад у якому, пара розділяється у двох напрямках - безпосередньо в частину низького тиску 8, з'єднану з ЦСТ 4 та перепускним паропроводом 10 в ЦНТ 9. По ходу пари здійснюється її частковий відбір (через сполучні паропроводи) у схему регенерації, що включає підігрівники низького тиску 20, деаератор 21 і підігрівники 25, 12, 11. При цьому пара, спрацювавши тепловий перепад у базовій турбіні, надходить зі ЧНТ у конденсатор 17, з якого конденсатним насосом 18 основний конденсат прокачується через підігрівники 20 низького тиску в деаератор 21. Живильна вода з деаератора 21 бустерним 22 і живильним 23 насосами через підігрівники 25, 12, 11 високого тиску подається в базовий котел 1, у якому випаровується та перегрівається до номінальних параметрів гострої пари. Пікова турбіна 26 є приводом для окремого генератора, потужність якого визначається витратою відбираної пари, рівнем її перегріву та конструкцією турбіни, що забезпечує її високу маневреність на пікових режимах роботи. Для визначення рівня пікової потужності на режимах несення пікових навантажень базовою турбоустановкою з підключеної паралельно ЦСТ 4 піковою турбіною 26, можуть бути наведені розрахунки. Пара, що надходить по трубопроводу 13 з Іго відбору ЦВТ через редукційну установку 28, та з ІІ-го відбору, розташованого за вихлопом ЦВТ 3 перед ХПП 5 при тиску 3,508МПа і температурі tсм=304,85°С після перемішування (тиск за І-м відбором при розраховуваному режимі, що дорівнює Р1от=5,664МПа, температура t1от=340,4°С, тиск за ІІ-м відбором Р2от=3,508МПа, температура t2=281,5°C), направляється в пароперегрівник 27 або котел-перегрівник 32. Сумарна витрата пари на вході в пароперегрівник 27 або котел-пароперегрівник 32 складе GПК=16,65кг/с (І-й відбір)+24,57кг/с (ІІ-й відбір)=41,22кг/с. Як варіант для створення пікової потужності може бути використаний тільки другий відбір базової турбіни. При цьому витрата пари через промперегрів і ЦСТ базової турбіни не змінюються і всі характеристики теплової схеми зберігаються (за винятком відключених ПВТ 11 і 12, Фіг.1). Як пікова турбіна може бути використана турбіна із протитиском, що дорівнює тиску пари на вході в частину низького тиску, тобто Р2=0,293МПа. У цьому випадку з урахуванням втрат тиску у високотемпературному пароперегрівнику 27 або пікового котла-пароперегрівника 32 Ρ=0,4МПа тиск на вході в пікову турбіну складе Ро=РХПН- Ρ=3,108МПа. Спрацьовуваний на піковій турбіні перепад тиску складе Ρ=Р1-Р2=3,1080,293=2,815МПа, а відношення тисків P0ПкТ 3,108 10,608 , що відповідає T РвихПкТ 0,293 відношенню тисків входу та виходу для газових турбін і газотурбінних установок. Для збереження працездатності конструктивних елементів пікової турбіни по термонапруженнях і температурних деформаціях з розрахунку добової роботи в продовж 6-8 годин і тривалості 11 роботи 20 років як початкова температура перегрітої пари в пароперегрівнику або в піковому котліперегрівнику пари (на основі досвіду створення неохолоджуваних лопаток газових турбін) доцільно прийняти температуру Т0=800-850°С. Для пікової турбіни з охолоджуваними лопатками дозволеними значеннями температури робочої пари на вході в пікову турбіну є 1100-1200°С. При розрахунковому значенні внутрішнього коефіцієнта корисної дії турбіни і=0,90 і ККД електрогенератора е=0,985 (у діапазоні потужності 3050МВт) електрична потужність електрогенератора пікової турбіни складе NeПТ=GПК(і0Івих)· і· е=32400кВт=32,4МВт, де і0=4132кДж/кг ентальпія пари на вході в пікову турбіну, і2=3246кДж/кг - ентальпія пари на виході з турбіни при ізоентропному процесі розширення. Температура пари на виході з пікової турбіни при одержаних початкових параметрах Ро=3,108МПа, Те=800°С і протитиску Р2=0,293МПа складе tвих=437°С, тобто перевищення температури вихідного зі ЦСТ (tкцсд=237,1°С) пари складе t=200°C. При цьому, пара, що вийшла з пікової турбіни, надходить у три потоки ЧНТ. Після змішування пари з пікової турбіни з основним потоком пари, що надходить із ЦСТ у ЧНТ, температура змішаної пари складе t0ЦНД=263,5°С, тобто буде вища, ніж при роботі ЧНТ у базовому режимі (tвцсд=207,2°С) на 56,3°С. Такий температурний режим є безпечним для роботи ступенів частини низького тиску протягом 6-8 годин, причому зазначене підвищення температури створює збільшений теплоперепад, опрацьовуваний у ЧНТ, що приводить до істотного підвищення потужності ЧНТ при роботі в режимі пікового навантаження. При цьому потужність ЦСТ через підвищення розділового тиску між ЦСТ і ЧНТ знизиться на 13,1МВт. Збільшення витрати пари через ЧНТ за рахунок повернення пари з пікової турбіни складе 24%, а витрата через ЧНТ буде G1=Gвих+СІІІ=170,03+41,22=211,25кг/с. Збільшення теплоперепаду та витрати пари дозволяє при роботі ЧНТ у піковому режимі одержати додатково потужність на ЧНТ, що дорівнює 36,25МВт, і додатково пікову потужність на блоці базової турбіни, що дорівнює ΝЧНТ=36,25-13,1=23,11МВт. Таким чином, використання запропонованих способу й енергоблока теплової електростанції дозволяє підвищити сумарну пікову потужність енергоблока потужністю 300МВт на базі турбіни К300-240-2 до ΝПИК=ΝΕΠТ+ΝЧНТ=32,4+23,11=55,51МВт. Потужність базової турбіни при роботі в піковому режимі не повинна перевищувати максимально дозволену потужність електрогенератора, яка дорівнює 320МВт. Наведені вище характеристики відповідають режиму роботи базової турбіни при виробленні пікового навантаження з витратою пари Gоп=882т/год, що забезпечує потужність генератора 308,7МВт. При цьому, перепуск додаткової витрати пари через частину низького тиску при заданому тиску в конденсаторі приводить до невеликого підвищення 90361 12 розділового тиску між ЦСТ 3 і ЦНТ 8, 9 приблизно на 0,068МПа, що практично не впливає на роботу ЦСТ 3, а, отже, на роботу елементів схеми регенерації: турбопривода 24 живильного насоса 23, деаератора, підігрівників низького тиску 20, сітьових підігрівників 38 (Фіг.1). При цьому, додатковий об'єм пари, що надходить у ЧНТ із пікової турбіни, не порушує режимів його роботи. У той же час підтримання температури живильної води, що надходить у котел енергоблока в режимі з відключеними ПВТ 11 і 12, у котлі-перегрівнику 32 досягається установкою секції економайзера 27, що забезпечує необхідний підігрів живильної води. Пікову парову турбіну доцільно також виконати в тонкостінному добре ізольованому корпусі з легким ротором. Як паливо для пікового котлаперегрівника 32 може використовуватися природний газ - синтез-газ із газифікаційної установки, циркулюючий киплячий шар з котла або інший вид палива. Підключення пікової турбіни в теплову схему турбоустановки відбувається в такий спосіб. При роботі базової турбіни через високотемпературний пароперегрівник або піковий котелпароперегрівник та через пікову турбіну пропускається невелика витрата пари з гарячого промперегріву з температурою 540°С, за допомогою якого вся теплова схема пікової турбіни підтримується в гарячому стані. При цьому ротор пікової турбіни обертається валоповоротним пристроєм. Перед включенням пікового навантаження збільшується завантаження базового котла 1 або розпалюється котел-перегрівник 32, у якому температура пари, що надходить із ХПП, доводиться до t=800-850°С при одночасному наборі оборотів ротором пікової турбіни. Після виходу на робочу частоту обертання ротора, генератор пікової турбіни синхронізується та включається в енергомережу базової турбоустановки. Набір пікового навантаження здійснюється з одночасним підвищенням температури пари, що надходить у пікову турбіну. Темп підвищення навантаження пікової турбіни та ЧНТ базової турбіни визначається умовою неперевищення припустимої інтенсивності напруг у дисках перших ступенів пікової турбіни, що задається вибраним ресурсом, і може становити 15-20МВт/хв. Після виходу пікової турбіни на номінальну потужність подальша її робота відбувається при постійному навантаженні аж до зупинки. Розвантаження турбіни проводиться в темпі, що не створює охолодження внутрішніх поверхонь деталей пікової турбіни. При остиганні пікової турбіни до 540°С включається її прогрів паром з температурою 540°С (при необхідності). Запропонований режим набору пікової потужності та її знижень допускає роботу за графіком навантаження енергомережі з максимумами в ранкові та вечірні години і необмеженим числом пусків і зупинів з гарячого та неостиглого станів (не менш 15000 за 20 років експлуатації). Як пікова турбіна може бути використана газова турбіна стаціонарних газотурбінних двигунів із близьким відношенням Т і температурою газу на 13 вході близько 800°С із неохолоджуваними робочими лопатками перших ступенів. Запропонований спосіб створення пікової потужності при роботі енергоблоків забезпечує умови для швидкого набору навантаження, порівнянного за часом з набором навантаження високоманеврених газотурбінних двигунів, що задовольняє вимогам енергомережі; дозволяє підвищити маневреність енергоблоків на базі діючих і знову конструйованих турбоустановок енергоблоків ТЕС, знизивши до мінімуму капітальні витрати на створення пікової потужності в порівнянні з будівництвом гідроакумувальних електростанцій, що дозволяє забезпечити більш високий коефіцієнт використання палива на енергоблоку. Доказом реалізації способу та пристрою для його здійснення із зазначеним технічним результатом є розрахункові дослідження термодинамічного циклу базової турбоустановки з підключеною піковою турбіною та здійсненням проміжного перегріву в заданому режимі, при якому еквівалентна температура приєднаного циклу вище температури основного циклу базової турбоустановки, за рахунок чого досягнуто одержання додаткової потужності базової турбоустановки, що еквівалентно підвищенню ККД циклу при роботі в режимі несення пікових навантажень при надійній експлуатації всіх конструктивних елементів схеми. Отже, використання високотемпературної паротурбінної пікової надбудови з температурою нагрівання частини пари, яка дорівнює 800-850°С, дозволяє підвищити термодинамічний ККД циклу при роботі в режимі пікового навантаження на 2,53,0%, як це свідчить наведена (Фіг.4) T-S- діаграма 90361 14 циклу роботи турбіни К-300-240-2 з високотемпературною надбудовою піковою турбіною. Від критичної точки (1) переходу живильної води в пару відбувається її перегрів при тиску в котлі 25МПа до температури 540°С (точка 2). Пара, що надійшла у ЦВТ, віддає свою енергію (процес 2-3) зі зниженням температури та тиску, після чого направляється в пароперегрівник, у якому з деяким зниженням тиску (до 0,5МПа) нагрівається до температури Тпп=540°С (процес 3-4) і направляється в ЦСТ. Пара з І-го і ІІ-го відборів ЦВТ (GПК=41,22кг/с), що направляється у високотемпературний пароперегрівник (Фіг.2) або в піковий котелпароперегрівник (Фіг.3), у якому від температури змішаної пари, трохи вище температури ХПП (точка 3а) нагрівається до температури 800-850°С або такій, що задається, виходячи з конструкції пікової турбіни та опрацьовуваного в ній перепаду. Спрацьовування теплоперепаду в піковій турбіні (процес 7-8) з температурою пари в точці 8 (Т=437°С) з наступним змішуванням пари із вихлопу пікової турбіни з парою зі ЦСТ базової турбіни, що має температуру 237,1°С (точка 5), забезпечує температуру змішаної пари 263,5°С (точка 9), з якої він надходить у частину низького тиску. Як видно з діаграми, додаткова робота пари, створювана в піковій турбіні парою з І-го та ІІ-го відборів ЦВТ, дорівнює площі 4-7-8-5 T-Sдіаграми, у частині низького тиску - площі 9-10-6-59. Додаткова робота, що приведена до 1кг пари, еквівалентна площі 4-4а-9-10-6-5-4 і відповідає вищезгаданому підвищенню коефіцієнту корисної дії турбоустановки теплової електростанції. 15 90361 16 17 90361 18 19 Комп’ютерна верстка О. Гапоненко 90361 Підписне 20 Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601