Енергоблок теплової електростанції з піковою надбудовою

Реферат: Винахід належить до виробництва теплової та електричної енергії на базі комбінованого використання паро- і газотурбінних установок для генерування електроенергії з виробленням додаткової потужності в години пікових навантажень електромереж енергосистем. Енергоблок теплової електростанції з піковою надбудовою, який містить базовий паровий котел 1, базову парову турбіну з циліндрами високого 3, середнього 7 і низького 9 тисків, підігрівники високого тиску 11, 12, 25, сполучені із циліндром 3 високого тиску, живильний насос 23 з привідною турбіною 24, парову пікову турбіну 26, паропроводи та регулюючу арматуру, включає з'єднаний загальним валопроводом з піковою паровою турбіною 26 повітряний компресор 29, сполучений повітроводом 30 стисненого повітря з камерою 31 згоряння, підключеною до пікової газової турбіни 33 з електрогенератором 34, вихід якої підключено на вхід газової сторони газоводяного теплообмінника 36, виходом сполученої з базовим котлом 1, а за водяною стороною теплообмінник 36 через регулюючі засувки 40, 41 підключено до обвідної магістралі живильної води та базового котла 1. Використання пристрою дозволить підвищити термодинамічний ККД циклу і пікової електричної потужності турбоустановки на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблока. UA 111657 C2 (12) UA 111657 C2 UA 111657 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до енергетики, зокрема виробництва теплової та електричної енергії на базі комбінованого використання паро- і газотурбінних установок для генерування електроенергії з виробленням додаткової потужності в години пікових навантажень електромереж енергосистем. Відомий енергоблок теплової електростанції (Пат. РФ № 2070293, F01K7/22, F01K13/00, F0IK 13/02, 1996), що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну з циліндрами високого, середнього та низького тиску, підігрівниками високого тиску, сполученими з циліндром високого тиску, привідну парову турбіну живильного насоса, паропроводи і регулюючу арматуру, при цьому принаймні один апарат-змішувач пари, розміщено у паропроводі між турбіною і байпасною лінією з клапаном на паропроводі між байпасною лінією та пароперегрівником. Відомий пристрій не дозволяє реалізувати енергоефективну роботу енергоблока для підвищення термодинамічного ККД циклу, покриття та мобільного підняття потужності в години пікових навантажень електромережі без зниження надійності роботи циліндра низького тиску при промперегріві частини пари до температур, що перевищують номінальні експлуатаційні. Відомий енергоблок (Кириллов И.И., Иванов В.А., Арсеньев Л.В., Ходак Е.А. Повышение маневренности современных энергоблоков методом отключения ПВД. -"Теплоэнергетика", 1978, № 2, с.66-69), у якому для короткочасного підвищення потужності турбіни здійснюють відключення мережних підігрівників високого тиску. Одержання пікової потужності в енергоблоці відомого призначення на режимі пікових навантажень енергомережі без високовитратної модернізації пов'язано зі значною витратою умовного палива та зниженням надійності пристрою. Відома газотурбінна установка (Васильєв Б.П., Коваль В.А., Канаков В.В. и др. Основы проектирования газотурбинных двигателей и установок. - Харьков: Контраст, 2005. - 376 с. (с. 24), що включає компресор, камеру згоряння, турбіну для приводу компресора та вільну силову турбіну з електрогенератором. Низький ККД установки обумовлений втратами теплової енергії через непродуктивний викид високотемпературних вихлопних газів. Найбільш близьким за сукупністю ознак і технічному результату є енергоблок теплової електростанції (пат. України № 90361, F01K7/34, 2012), що містить базову парову турбіну з циліндрами високого, середнього та низького тисків, 1-й і ІІ-й відбори циліндра високого тиску якої через редукційний пристрій сполучені з розміщеним у базовому котлі додатковим високотемпературним пароперегрівником, з'єднаним з піковою турбіною, вихлопом приєднаної до паропроводів між циліндром середнього тиску і частиною низького тиску. Відому турбоустановку відрізняє недостатня маневреність через низький темп наборускидання додаткової потужності для компенсації пікових навантажень енергосистеми, а також високі енерговтрати при досить низькому термодинамічному ККД циклу енергоблока. В основу винаходу поставлено задачу створення енергоблока теплової електростанції з піковою надбудовою, у якому шляхом введення додаткових елементів і зв'язків між ними оптимізовано тепло- і енергоспоживання між конструктивними елементами (насамперед шляхом збільшення потужності газової турбіни через використання як двигуна парової турбіни) енергоблока з мінімальними втратами теплової та електричної енергетичних складових без зміни теплової схеми базової турбоустановки і основних робочих характеристик при мобільному включенні у технологічний цикл енергоблока газотурбінної надбудови для вироблення та видачі в енергомережу додаткової пікової потужності, що компенсує добові пікові навантаження енергомережі, за рахунок чого досягнуто підвищення термодинамічного ККД циклу і пікової електричної потужності турбоустановки на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблока. Поставлена задача вирішується тим, що в енергоблоці теплової електростанції з піковою надбудовою, який містить базовий паровий котел, базову парову турбіну з циліндрами високого, середнього і низького тисків, підігрівники високого тиску, сполучені із циліндром високого тиску, живильний насос із турбінним приводом, парову пікову турбіну, паропроводи та регулюючу арматуру, згідно з винаходом, енергоблок теплової електростанції додатково включає з'єднаний загальним валопроводом з піковою паровою турбіною повітряний компресор, сполучений повітроводом стисненого повітря з камерою згоряння, підключеною до пікової газової турбіни з електрогенератором, вихід якої підключено на вхід газової сторони газоводяного теплообмінника, виходом сполученої з базовим котлом, а за водяною стороною теплообмінник через регулюючі засувки підключено до обвідної магістралі живильної води та базового котла. Енергоблок теплової електростанції додатково включає з'єднаний загальним валопроводом з піковою паровою турбіною повітряний компресор, що дозволяє використовувати вироблену 1 UA 111657 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 піковою паровою турбіною потужність на привід повітряного компресора для економії енерговитрат, без втрат теплової енергії у технологічному циклі базової турбоустановки. Повітряний компресор повітроводом стисненого повітря з'єднано з камерою згоряння, підключеною до оснащеної електрогенератором пікової газової турбіни, що дозволяє, використовуючи як робоче тіло енергію стиску гарячого повітря в системі енергоблока, збільшити вироблення пікової потужності з мінімальними енерговитратами та підвищити термодинамічний ККД. Вихід пікової газової турбіни підключено на вхід газової сторони газоводяного теплообмінника, виходом сполученої з базовим котлом, а водяною стороною теплообмінник через регулюючі засувки підключено до обвідної магістралі живильної води та базового котла, що дозволяє, забезпечивши тепловий баланс базового котла з функціонуванням в економічному режимі, здійснювати у газоводяному теплообміннику догрів живильної води з ефективним використанням тепла високотемпературного вихлопного газу у замкнутому циклі споживання та підвищеного коефіцієнта використання палива. На фіг. 1 подано принципову схему запропонованого енергоблока теплової електростанції, на фіг. 2-T-S діаграму термодинамічного циклу роботи запропонованого енергоблока теплової електростанції. Енергоблок теплової електростанції з піковою надбудовою містить базовий паровий котел 1, з'єднаний трубопроводом 2 гострої пари з циліндром 3 високого тиску базової парової турбіни, що сполучений паропроводом 4 промперегріву холодної пари з проміжним пароперегрівником 5 і паропроводом 6 гарячого промперегріву з циліндром 7 середнього тиску та приєднаним до нього 1 -м потоком 8 частини низького тиску, а циліндр 7 середнього тиску з'єднано з циліндром 9 низького тиску паропроводом 10. Циліндр 3 високого тиску пов'язано з підігрівниками 11 (ГТВТ-1), 12 (ПВТ-2) високого тиску паропроводами 13, 14 1-го та ІІ-го відборів пари через засувки 15, 16, відповідно. Вихід потоку 8 і циліндра 9 низького тиску базової турбіни через послідовно з'єднані конденсатор 17, конденсатний насос 18, охолоджувачі 19 пари ежекторів підключено до послідовно з'єднаних підігрівників 20 низького тиску, приєднаних до деаератора 21, пов'язаного з бустерним насосом 22. Живильний насос 23 привідної турбіни 24 з'єднано з підігрівником 25 високого тиску. Енергоблок теплової електростанції додатково містить високоманеврову протитискувальну пікову парову турбіну 26, пов'язану через паропровід 27 паропроводом 6 з пароперегрівником 5, з'єднаним із циліндром 7 середнього тиску базової турбіни. Вихлоп пікової турбіни 26 пропускним паропроводом 28, з'єднано з пропускним паропроводом 10, приєднаним до циліндрів 7 середнього тиску та 9 низького тиску базової турбіни. Пікова парова турбіна 26 з'єднана (як з генератором) з повітряним компресором 29, повітроводом 30 стисненого повітря, пов'язаним з камерою 31 згоряння. Камера 31 згоряння гарячим газоходом 32 з'єднана з піковою газовою турбіною 33 на електрогенераторі 34. Вихід пікової газової турбіни 33 газоходом 35 підключено на вхід газової сторони газоводяного теплообмінника 36, підключеної трубопроводом 37 до парового котла 1. Теплообмінник 36 по водяній стороні трубопроводами 38, 39 через засувки 40, 41, відповідно, підключений до магістралі живильної води між підігрівником 11 і паровим котлом 1 та підігрівником 12. Циліндр 9 низького тиску базової турбіни пов'язано з електрогенератором 42. Робота енергоблока теплової електростанції з піковою надбудовою полягає у такому. Пара 1-го і ІІ-го теплофікаційних відборів циліндра 3 високого тиску базової турбіни енергоблока у витраті, еквівалентній номінальній (збільшеній на 5 %) при перекритих засувках 15, 16 надходить у проміжний пароперегрівник 5 базового котла 1, перегріваючись у якому до прийнятої температури 540-565 °C промперегріву паропроводом 6 гарячого промперегріву через паропровід 27, надходить у високоманеврову протитискувальну пікову парову турбіну 26. Механічна енергія перепаду спрацьовування пікової турбіни 26, що знімається з ротора, передається через загальний вал на привід повітряного компресора 29. Відпрацьована пара після пікової парової турбіни 26 паропроводомами 28 та 10 надходить у частину низького тиску базової турбіни. Стиснене у повітряному компресорі 29 повітря повітроводом 30 надходить у камеру 31 згоряння, нагріваючись у якій до високої температури з додатковим спалюванням палива, під високим тиском, надходить газоходом 32 у пікову газову турбіну 33 для вироблення електрогенератором 34 електричної потужності. Відпрацьований у газовій турбіні 33 газ надходить газоходом 35 по газовій стороні газоводяного теплообмінника 36 з передачею тепла вихідних газів зустрічному потоку та догрівом до необхідного рівня 274 °C живильної води, що подається через відкриті засувки 40, 41 в об'ємі витрати живильної води через підігрівники 12, 11. Для забезпечення теплового балансу гарячий газ після теплообмінника 36 трубопроводом 37 направляється у топку базового котла 1. 2 UA 111657 C2 5 10 15 20 25 30 35 Як номінальна температура газу на вході у пікову газову турбіну 33 може бути прийнята температура гарячого газу для газової турбіни з неохолоджуваною проточною частиною на рівні 1173 K або 1473 K - для газової турбіни із проточною частиною, охолоджуваною повітрям при внутрішньому конвективному теплообміні з витратою охолодного повітря не більше 6-7 % витрати компресора. Теплоперепад гарячого газу після камери 31 згоряння, спрацьовується в піковій газовій турбіні 33, потужність якої істотно підвищується у порівнянні із газотурбінними установками традиційної компановки. Використання теплообмінника 36 дозволяє зберегти економічність котла, на рівні номінального режиму, тобто без зниження ККД енергоблока при роботі у режимі пікових навантажень. Для визначення рівня потужності енергоблока на режимах несення пікових навантажень базової турбіни за допомогою високотемпературної пікової надбудови, що включає підключені паралельно циліндра 7 середнього тиску послідовно пов'язані пікову парову турбіну 26, яка є приводом повітряного компрессора 29, камеру 31 згоряння, пікову газову турбіну 33 з електрогенератором 34 і теплообмінник 36 газоводяного типу для догріву живильної води, виконано розрахункове дослідження з визначенням загальної пікової потужності при відключених підігрівниках 11,12 високого тиску. Розрахункове дослідження проведене для енергоблока потужністю 325 МВт із сучасною паровою турбіною К-325-23,5 (ВАТ "Турбоатом") з номінальними характеристиками робочого режиму. Відповідно до прийнятих параметрів номінального режиму роботи базової турбіни визначено термодинамічні та геометричні характеристики пікової парової турбіни, повітряного компресора, пікової газової турбіни і газоводяного теплообмінника з оптимізацією роботи базової турбіни при максимальному термодинамічному ККД циклу та виробленні додаткової електричної (пікової) потужності на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблока. Пікова парова турбіна Витрата пари через пікову турбіну 26 на режимі вироблення пікової потужності еквівалентна витраті через підігрівники 11, 12 високого тиску при перекритих засувках 15, 16 1-го та ІІ-го відборів циліндра 3 високого тиску GПТ = GІ +GІІ = 59,34+92,71=152,05 т/год. При цьому, витрата пари через промперегрівник 5 складе GПП = GЦВТ + GПТ = 778,53+152,05=930,58 т/год., а збільшення перепаду тиску у промперегріві за рахунок збільшення витрати пари 2 2  G  КГ  С  93,58  ПП   ЦВТ  О ЦСТ   ПП   3,696  3,345      05015 МПа  5,112  GО ПП   778,53  СМ 2 .     Тиск пари перед циліндром 7 середнього тиску становить РО = РК – ΔΡПП =3,696-0,5015=3,1945 ЦСТ ЦВТ 2  G  КГ  С  93,58  ПП   ЦВТ  О ЦСТ   ПП   3,696  3,345      05015 МПа  5,112  GО ПП  СМ 2  778,53    32,564  40  МПа = 2 . Падіння тиску на регулюючих елементах пікової парової турбіни 26 КГ  С 2 ΔРВХ = ξ·ΡО ЦСТ = 0,04•3,1965=0,12786 МПа = 1,3025 СМ . Тиск пари на вході у проточну частину пікової парової турбіни 26 КГ  С 2 45 50 РО ПТ = РК ЦСТ – ΔΡ ВХ ПТ =3,1945-0,12786=3,0667 МПа = 31,26 СМ . З урахуванням зниження тиску при проходженні пари через промперегрівник 5 при температурі пари 540-565 °C на вході у проточну частину циліндра 7 середнього тиску, кДж hO  3545 ,7 кг . ентальпія пари на вході Розділовий тиск між циліндром 7 середнього тиску і циліндром 9 низького тиску для базової турбіни К-325-32,5 на номінальному режимі дорівнює КГ  С 2 РО ЦТН = 0,26 МПа = 2,65 СМ Температура пари, що надходить з циліндра 7 середнього тиску tО ЦНТ = 192 °C. 3 UA 111657 C2 Відпрацьована у піковій турбіні 26 пара надходить у частину низького тиску та з урахуванням втрат на змішання потоків пари з циліндра 7 середнього тиску і пікової турбіни 26 (при коефіцієнті змішання εзм = 0,1) тиск за останнім ступенем проточної частини становитиме К ПТ  5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 О ЦНТ 1  зм  0,26 КГ  С  0,289 МПа  2,945 . 1  0,1 СМ 2 Ентальпія пари на виході із проточної частини при ізоентропному розширенні кДж '' hК  2,875 кг , температура пари за піковою турбіною t  ПТ  205 С . Відповідно до результатів передескізної проробки конструкції пікової парової турбіни 26 -1 максимальний ККД на вінці при частоті обертання ротора ω = 100 с (n=6000 об/хв.) дорівнює ηu=0,8762, внутрішній ККД - hі = 0,86. Корисно використовуваний теплоперепад у цьому випадку для пікової парової турбіни 26 дорівнює кДж Hі ПТ = (hО – hК)•hі = (3545,7-2875) • 0,86=576,8 кг . Потужність пікової парової турбіни 26 на витраті пари з І-го та ІІ-го відборів циліндра 3 високого тиску складе 152,05  103  576,8  24361 3600 кВт. Температура пари на виході з пікової парової турбіни 26 з урахуванням втрат механічної енергії становить tкпт = 251 °C, що при змішанні з парою базової турбіни, яка надходить з циліндра 7 середнього тиску, приводить до підвищення температури пари на вході у циліндр 9 низького тиску до 204 °C. Розрахунок геометричних характеристик парової пікової турбіни 26 доцільно здійснювати при дещо збільшеній витраті пари (на 35 т/год. або 3,5 % від номінальної витрати на базову турбіну К-325-23,5), що дорівнює G ПТ = 152+35=187 т/год. У цьому випадку потужність пікової парової турбіни 26 для приводу повітряного компресора 29 складе 187 ПТ   24361  29970 кВт  30 МВт 152 . Передпроектне пророблення пікової парової турбіни 26 здійснено за прийняття наступних характеристик. Проточна частина активного типу із ступенем реактивності у кореневих перетинах ступенів ρ = 5 %. Тип турбіни - однокорпускна із протитиском. Тип регулювання - дросельний. -1 Частота обертання ротора - ω = 100 с (n=6000 об/хв.). Кількість ступенів - чотири, високонавантажені. Ротор - суцільнокований, твердого типу. Система змащення масляна, у складі масляної системи базової турбіни. Пікова парова турбіна 26, як привідна, з'єднана з повітряним компресором 29 за безредукторною схемою. Повітряний компресор Пряме з'єднання роторів пікової парової турбіни 26 і компресора 29 задає останньому -1 частоту обертання ротора, що дорівнює ω = 100 с (n=6000 об/хв.). Виходячи з розрахунку вихідної потужності привідної пікової парової турбіни 26, повітряний компресор 29 для високотемпературної пікової надбудови базової турбіни потребує виконання, відмінного від серійних, осьового багатоступеневого, одновального компресора потужністю споживання 30 МВт. Для зменшення кількості ступенів доцільне виконання проточної частини з постійним зовнішнім діаметром. За результатами дослідного розрахунку основні характеристики компресора 29 з проточною частиною постійного діаметра Dh=const наступні: Температура зовнішнього повітря t3=15 С. Тиск зовнішнього повітря Р3=0,102 МПа. Тиск перед 1 -м ступенем з урахуванням втрат у камері шумоглушіння Р0* = 0,0975 МПа. N ПТ  G  Hі  4 UA 111657 C2 Параметри повітря на виході з проточної частини  кг  с    0985 МПа 10,04 .   см2   Тиск 5  Вихідна температура компресора в их = 327 С. кг  их  5,720 3 в м . Густина стисненого повітря   n   600 1     628,32 . 30 30 c Кутова частота обертання ротора Окружна швидкість кінців робочих лопаток 1-го ступеня м U1  361,26 с.  10 15 20 25 30 35 40 Ступінь стиску повітря в компресорі   10 . Кількість ступенів Ζ = 9. Витрата повітря при заданій потужності, забезпечуваній компресором кг G  95,24 . с Геометричні характеристики Зовнішній діаметр проточної частини компресора D1=1150=1,15 м. Діаметр втулки 1-го ступеня d1вт - 765 мм. Висота лопатки 1-го ступеня  1 = 192,5 мм. Довжина хорди лопатки 1-го ступеня b1-55 мм.  Тиск на виході з дифузора  = 1,01113 МПa. Зовнішній діаметр останнього 9-го ступеня D9=1150=1,15 м. Розмір втулки 9-го ступеня d9вт = 1060 мм. Висота робочої лопатки  9 = 45 мм. Довжина хорди лопатки 9-го ступеня d9=30 мм. Кут розкриття дифузора γдиф = 10.  Висота вихідного перерізу дифузора диф. = 122 мм. Довжина дифузора Lдиф.  400 мм. Загальна довжина компресора 29 LК  1750 мм. Камера згоряння Конструктивні особливості та газодинамічні параметри камери 31 згоряння визначено згідно з компонувальною схемою пікової надбудови енергоблока: розміщення пікової парової турбіни з повітряним компресором; розміщення газової турбіни з електрогенератором; довжина сполучних магістралей з гідравлічними опорами; камера згоряння за вбудованим у газову турбіну чи виносним варіантами; тип газової турбіни - з охолоджуваною чи з неохолоджуваною проточними частинами, за визначенням рівня температури газу перед турбіною. При нормованій швидкості повітря на рівні 40 м/с у повітряній магістралі 30 з внутрішнім діаметром, що дорівнює 728 мм, втрати тиску між компресором 29 і камерою 31 згоряння  кг  с  тр  0,01 МПа  0,1 2 ,   см  при тиску перед камерою 31 згоряння нарівні РО КЗ =  становитимуть 1,00113 МПа. Параметри газу на виході з камери 31 згоряння, що визначені типом газової турбіни 33 (з неохолоджуваною чи охолоджуваною проточною частиною). Основні характеристики камери 31 згоряння наведено у таблиці 1. 5 UA 111657 C2 Таблиця 1 Характеристика Температура газу на виході вх камери згоряння, ΤГТ Відносна витрата палива, q Коефіцієнт надлишку повітря, α з Витрата паливного газу, GГ Ступінь підігріву повітря, Q Коефіцієнт втрат тиску у камері згоряння, Тиск на виході камери згоряння, РГ* Масова витрата гарячого газу, GГ Втрати тиску в тракті між камерою згоряння і газовою турбіною 5 Неохолодж. прот. частина 1173 900 0,01457 3,6976 Охолонув. прот. частина 1473 1200 0,022197 2,4271 2,006 3,037 1,955 2,455 0,95 0,95 МПа 0,95107 0,95107 кг с 96,62 97,33 МПа 0 0 Розмірність K (°С) 3 н•м с Параметри газу за камерою 31 згоряння для вбудованої у газову турбіну 33 камери 31 згоряння дорівнюють газодинамічним параметрам на вході у проточну частину газової турбіни 33. Газова турбіна Характеристики газової 33 турбіни, що визначені типом проточної частини (неохолоджувана, охолоджувана), наведено у таблиці 2. Таблиця 2 Характеристика Тиск газу на вході, Р0Г* Температура газу на вході, ТОГ* Тиск газу на виході з газової турбіни Витрата газу, GГТ Питома робота газу в газовій турбіні Потужність, що розвиває турбіна, NГТ Електрична потужність Частота обертання ротора, ωТ, (nΤ) Кількість ступенів у газовій турбіні, z Середній діаметр ступеня, Dcep u Характеристичне число, c 0 К.К.Д. ступенів, η*i Температура газу за турбіною, ТКТ* Довжина лопатки на вході у 1-й ступінь, L1Т Довжина робочої лопатки 8-го (останнього) ступеня, L8Т Неохолодж. прот. частина 0,9695 Охолонув. прот. частина 0,95107 1173 (900) 1473 (1200) 0,15 0,15 96,62 97,33 кДж кг 455,32 553,47 кВт 43993 52551 кВт 43333 51763 1  об    c  хв.  50 (3000) 50 (3000) од. 8 9 м 0,980 1,020 0,456 0,456 K (°С) 0,88 711 (438) 0,88 929 (656) мм 90 100 мм 348 425 Розмірність МПа К (°С) МПа 10 6 UA 111657 C2 Продовження таблиця 2 Проточна частина виконана за законом Зовнішній діаметр робочого колеса, D1Н Внутрішній діаметр 1-го ступеня, dвн Зовнішній діаметр 8-го ступеня, D8Н Внутрішній діаметр 8-го ступеня, d8вн Доля пікової потужності енергоблока відносно номінального 5 10 15 мм мм мм мм Dcep=const 1070 890 1328 632 Dcep=const 1120 920 1465 595 % 13,54 16,17 Геометричні розміри ступенів доводять можливість реалізації енергоблока з газовою турбіною як з не охолоджуваною, так і з охолоджуваною проточними частинами. Теплообмінник для підігріву живильної води відхідними газами Витрата живильної води на вході у котел 1 з урахуванням додаткового навантаження пікової турбіни ΔGЖВ = 1020+35=1055 т/год. (293 кг/с). Температура живильної води на виході з підігрівника 25 високого тиску t1ЖВ = 235 С, на вході у котел t2ЖВ = 274 С. Необхідна кількість тепла для нагрівання живильної води, що направляється в котел 1, складе QТО = GЖВ•СР • (t2ЖВ - t1ЖВ) = 293 •4,1868 •(274-235) = 47842 кВт. При температурі не нижче 300 °C відвідного газу у котел 1 кількість тепла, переданого живильній воді для турбіни з неохолоджуваною проточною частиною, визначиться як неох QГ = GГ • СРсер • (tвх - tвих) = 96,62 • 1,122 • (438-300) = 14960 кВт, що складе 31,3 % тепла, необхідного для догріву води, що надходить у котел 1. Відсутня кількість тепла для догріву неохолодженої живильної води, складе неох ΔQ = 47842-14960=32882 кВт, що потребує додаткової кількості спалюваного природного газу в об'ємі Qнеох 32882 н  м3 н  м3   0,994  3578  33080 с год. Кількість тепла, що віддається газом турбіни з охолоджуваною проточною частиною ох QГ = GГ • СРсер • (tвх - tвих) = 97,33 • 1,14• (656-300) = 39500 кВт. Відсутня кількість тепла для підігріву живильної води, яка надходить у котел 1, складе ОX ΔQ =47842-39500=8342 кВт, що може бути компенсовано при спалюванні природного газу в об'ємі V  20 Qох 8342 н  м3 н  м3   0,2522  91  33080 с год. -. Витрата природного газу на догрів живильної води в теплообміннику 36 для газової турбіни з охолоджуваною проточною частиною у 39,3 разу менше, ніж з не охолоджуваною проточною частиною. Баланс пікової потужності Пікова потужність енергоблока теплової електростанції за запропонованою тепловою схемою складається з додаткової потужності, вироблюваної в 10-12 ступенях циліндра 3 ПІК високого тиску, яка дорівнює ΔNЦВТ =1,721 МВт; з пікової потужності, вироблюваної у циліндрі 9 низького тиску за рахунок додаткового надходження пари, еквівалентної витраті І-го та ІІ-го відборів при відключених підігрівниках 11 і ПІК 12 високого тиску і додаткової потужності ΔNЦНТ =21,1 МВт; при використанні газової турбіни 33; з пікової потужності, вироблюваної газовою турбіною, що для турбіни з не охолоджуваною проточною частиною дорівнює NГТ =43,33 МВт та NГТ =51,76 МВт - з охолоджуваною. У балансі пікової потужності враховується зниження потужності циліндра 7 низького тиску базової турбіни на ΔNЦСТ = -8,3 МВт через підвищення розділового тиску між циліндром 7 середнього тиску і циліндром 9 низького тиску при роботі пікової парової турбіни 26. Загальна пікова потужність у варіанті з піковою паровою турбіною складе: для газової турбіни з неохолоджуваною проточною частиною ΔNПІК =1,721+21,1-8,3+43,33=57,85 МВт або 13,7 % номінальної потужності енергоблока з турбіною К-325-23,5: для газової турбіни із охолоджуваною проточною частиною ΔNПІК = 1,72+21,1-8,3+51,76=66,28 МВт, або 20,6 % номінальної потужності енергоблока з турбіною К-325-23,5. V  25 30 35 40 45 7 UA 111657 C2 Таким чином, пікова потужність енергоблока на турбіні К-325-23,5 при номінальній потужності 300 МВт з піковою надбудовою може бути визначена БЛ + NПІК = NYJV ΔNПІК = 300=66,28=366,28 МВт. Тепло палива, використовуване на енергоблоці при виробництві пікової потужності 5 QБЛ   Qi  QГТ  QНОМ  QВИХЛ  875,14  88,63  60,35  894,44 МВт . ПІК Термодинамічний ККД блока при роботі у режимі вироблення пікової потужності ПІК  ПІКБЛ QПІКБЛ  366,28  0,4035  0,41 . 894,44 При цьому, підвищення ККД енергоблока теплової електростанції з піковою надбудовою при роботі у режимі пікової потужності становить 10 15 20 25 ПІК  ПІК  БЛ  0,41  0,35  0,06 . Тобто, при дотриманні основних температурних характеристик у робочих точках на рівні номінальних для теплової схеми енергоблока з базовою паровою турбіною К-325-23,5, а саме: 1. Температура зовнішнього повітря ТВХ = 15 С.· 2. Вихідна температура компресора ТВИХ = 327 С. 3. Температура газу на вході у газову турбину з не охолоджуваною проточною частиною ТОГ* = 900° С. 4. Температура газу за газовою турбиною ТКТ* = 438 С. 5. Температура конденсації ТКОНД = 35 С. 6. Температура живильної води на вході у базовий котел tЖВ = 274 С. 7. Температура випарника ТВИП = tЖВ = 274 С. 8. Температура промперегріву ΤПП = 540 С. 9. Температура вихідної пари Τ ВИХ =35 С. використання високотемпературної пікової надбудови з газотурбінним приводом БЛ генератора при роботі базового блока з термодинамічним ККД η Τ = 0,35, дозволяє підвищити термодинамічний ККД запропонованого енергоблока теплової електростанції на 6 %, що доводить T-S - діаграма термодинамічного циклу роботи (фіг. 2). ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 30 35 Енергоблок теплової електростанції з піковою надбудовою, який містить базовий паровий котел, базову парову турбіну з циліндрами високого, середнього і низького тисків, підігрівники високого тиску, сполучені із циліндром високого тиску, живильний насос із турбінним приводом, парову пікову турбіну, паропроводи та регулюючу арматуру, який відрізняється тим, що енергоблок теплової електростанції додатково включає з'єднаний загальним валопроводом з піковою паровою турбіною повітряний компресор, сполучений повітроводом стисненого повітря з камерою згоряння, підключеною до пікової газової турбіни з електрогенератором, вихід якої підключено на вхід газової сторони газоводяного теплообмінника, виходом сполученої з базовим котлом, а за водяною стороною теплообмінник через регулюючі засувки підключено до обвідної магістралі живильної води та базового котла. 8 UA 111657 C2 9 UA 111657 C2 Комп’ютерна верстка Л. Бурлак Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 10