Спосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплоелектроцентралей та енергоблок теплової електроцентралі для його здійснення

1. Спосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплоелектроцентралей, що полягає у відборі з базової турбіни частини відпрацьованої пари на регенерацію, турбінний привід живильного насоса, на підігрів мережної води, додатковий перегрів і повернення пари в частину низького тиску базової турбіни, який відрізняється тим, що на додатковий перегрів відбирають пару з 1-го або 2го відбору циліндра високого тиску або пару 1-го та 2-го відборів при різних тисках, тиск зрівнюють, пару змішують і перегрівають до 800-850°С у високотемпературному пароперегрівнику та подають на спрацьовування теплового перепаду в піковій турбіні з одержанням додаткової пікової потужності, а пару, що відпрацювала в піковій турбіні, по 3 потоковими. Функціонування енергоблока теплоелектроцентралей передбачає, що гостра пара з базового котла по паропроводу свіжої пари надходить у циліндр високого тиску турбіни, з вихлопу якого при більш низькому тиску по паропроводах холодної частини направляється в проміжний перегрівник пари, розміщений у котлі. Нагріта до температури 540°С у промперегрівнику пара по паропроводу гарячої пари надходить у перший циліндр середнього тиску. Відбори пари із першого циліндра середнього тиску спрямовані на забезпечення роботи привідної турбіни живильного насоса (ЖТНа) (відбір №3), підігрівника високого тиску ПВТ-1 (відбір №4), деаератора (відбір №5) і підігрівника низького тиску-4 (відбір №6). ПВТ-2 і ПВТ3 з'єднані з відборами №2 і №1 циліндра високого тиску. Витрата пари на підігрівники і ЖТН при електричній потужності блоків 250МВт і 300МВт на конденсаційному режимі роботи становить, відповідно, 34,1% і 35,2% від витрати пари на вході циліндра високого тиску. Після першого циліндра середнього тиску двома паропроводами, пара направляється в другий циліндр середнього тиску, у який одночасно направляється пара з вихлопу привідної турбіни ЖТНа. Із другого циліндра середнього тиску пара з низькими параметрами направляється в циліндр низького тиску, після якого надходить у конденсатор. У теплофікаційному режимі відбори пари з першого та другого циліндрів середнього тиску використовуються для нагрівання мережної води в підігрівниках: нижнього ступеня ПС-2 (відбір №8 на вихлопі другого циліндра середнього тиску та верхнього ступеня ПС-1 (відбір №7 за 3-ім ступенем у другий циліндр середнього тиску). Регулювання витрати пари на ПС-2 здійснюється поворотними діафрагмами на вході в 1-ий і 2-ий потоки пари в циліндр низького тиску, регулювання витрати пари в ПС-1 - режимом роботи базової турбіни. Одночасно частина пари з відбору №7 (крім ПС-1) використовується в ПНТ-3, а частина пари з відбору №8, крім ПС-2, направляється у ПНТ-2. ПНТ-1 з'єднаний з відбором №9 циліндра низького тиску і при режимі максимального відбору теплоти на теплофікаційні підігрівники (ПС-2 і ПС-1) практично не працює. Теплофікаційне навантаження на ПС-2 і ПС-1 створюється як за рахунок зменшення витрати пари в конденсаторі при теплофікаційному режимі роботи турбіни, так і за рахунок збільшення витрати пари G0 на вході у циліндр високого тиску. Функціонування блока, теплоелектроцентралі при максимальному теплофікаційному навантаженні (що для турбін Т-250/300-240 складає 330Гкал/год або 384,0МВт), істотно ускладнено, оскільки на цих режимах циліндр низького тиску турбіни працює з мінімальною витратою (38т/год при температурі 150°С), пари на обидва потоки (при температурі пари в камері паровпуску, що дорівнює рівної t0пв=88-90°С), яка необхідна для зняття нагрівання, що виникає за рахунок тепла тертя при вентиляційних втратах у ступенях циліндра низького тиску [5] (Інструкція заводу-виготовника з експлуатації турбіни Т-250/300-240), коли максимально припустиме нагрівання пари за останнім ступенем прото 90362 4 чної частини циліндра низького тиску становить 150°С. Робота лопаткового апарата проточної частини циліндра низького тиску при зниженні витрати пари та збереженні частоти обертання ротора (n=3000об./хв) супроводжується появою привтулкового відриву потоку пари від кореневих меридіанальних обводів і появою в міжвiцевих зазорах ступенів обертового торового вихору в периферійній області лопаток. Ці відривні області в лопаткових апаратах крім створення потужних вентиляційних втрат енергії при визначених значеннях об'ємної витрати збуджують значні коливання робочих лопаток, амплітуда яких для робочих лопаток останнього ступеня турбіни Т-250/300-240 збільшується у 3,5 рази з порівнянням як при роботі циліндра низького тиску на номінальній витраті пари. Відомийспосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплових електроцентралей [Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. - Μ.: «Энергия», 1976. - 264с.], що полягає у відборі з (циліндра низького тиску) базової турбіни збільшеної частини відпрацьованої пари на додатковий перегрів, привідну турбіну живильного насоса, теплофікаційне теплопостачання і повернення пари після привідної турбіни в частину низького тиску базової турбіни. Відомий енергоблок теплоелектроцентралі [Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофікаційні парові турбіни. - М.: "Енергія", 1976. - 264c.], що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну з циліндрами високого (ЦВТ), середнього першого (ЦСТ-1), середнього другого (ЦСТ-2) і низького (ЦНТ) тисків, підігрівники високого тиску, сполучені з циліндром високого тиску, привідну турбіну живильного насоса, підігрівники мережної води нижнього (ПС-2) і верхнього (ПС-1) ступенів, систему регенерації тепла, паропроводи та регулюючу арматуру. Відомий енергоблок (теплова схема турбоустановки Т-250/300-240-3, Фіг.1) також включає підігрівники низького тиску (ПНТ №1...№5), живильний турбонасос (ЖТН), деаератор (Д), підігрівники високого тиску (ПВТ №1...№3), охолоджувачі пари основного ежектора (ОE) і ущільнень пари (УП). У відомому способі та енергоблоку теплоелектроцентралі для турбоустановок великої потужності між циліндром високого тиску та першим циліндром середнього тиску в теплофікаційному режимі здійснюють проміжний перегрів пари, при якому мережна вода, що нагрівається у відповідності з заданим температурним графіком (з догріванням її в піковому водяному котлі (ПВК) або без догрівання, у залежності від температури зовнішнього повітря), направляється споживачеві тепла (СП). Відомі спосіб і пристрій забезпечують роботу енергоблока в діапазоні зміни режимів 60-100% електричної потужності, але не дозволяють покривати дефіцит електричних і теплових навантажень енергомережі (до 10% від максимальної) у випадку позаштатних режимів з екстреним набором додаткової потужності та необхідному темпі. Відомий спосіб створення пікової потужності на енергоблоках теплоелектроцентралей (пат. RФ 5 2070293 F01K7/22, 13/00, 13/02 1996), який полягає у відборі із циліндра середнього тиску базової турбіни частини відпрацьованої пари, на додатковий перегрів і повернення пари в частину низького тиску базової турбіни. Відомий спосіб включає відбір холодної пари після циліндра середнього тиску, розділення його на два потоки. Один потік у кількості 20-50% від потоку пари, що виходить із турбіни, потрапляє у байпасну лінію, інший потік у кількості 10-50% подають у проміжний пароперегрівник. Проміжний перегрівник, у якому частина пари низького тиску (0,1-1,0МПа) перегрівається до температури 650850°С, і друга частина холодної пари в кількості 50-90% через байпас змішується з нагрітою парою з пароперегрівника та направляється в циліндр низького тиску, у результаті чого здійснюється регулювання вологості пари за останнім ступенем аж до нульового значення. Фактично цей спосіб експлуатації паротурбінної установки є високотемпературним варіантом відомих рішень установки на турбіні другого проміжного перегріву пари з відомим принципом регулювання температури на виході промперегрівника шляхом байпасування гарячої нитки холодного промперегріву, що широко застосовується в працюючих енергоблоках для регулювання температури гарячої пари на виході із проміжного пароперегрівника (поряд з упорскуванням в перегріту пару живильної води), що надходить у циліндр середнього тиску. Спосіб спрямований на виключення втрат енергії в проточній частині циліндра низького тиску, викликаних високою вологістю пари, що дозволяє трохи підвищити економічність роботи циліндра низького тиску при підвищенні надійності експлуатації робочих лопаток останніх ступенів внаслідок відсутності краплинної ерозії вхідних крайок лопаткового апарата. Відомий спосіб не приводить до істотного підвищення термодинамічного ККД циклу та енергоефективності турбоустановки з покриттям і мобільним підняттям (електричної або теплової) потужності в години пікових навантажень електромережі. Однак, використання промперегріву частини пари до настільки високих температур після змішування в зазначених пропорціях призводить до зниження надійності роботи циліндра низького тиску через надмірно високу температуру пари на його вході, при якій виникають температурні деформації як вихлопних патрубків і корпусів циліндра низького тиску, так і високонавантажених дисків ротора низького тиску. 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 частину низького тиску із циліндром низького тиску, підігрівники високого тиску, сполучені із 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 90362 6 регенеративного підігріву живильної води, з'єднану трубопроводом живильної води з паровим котлом. Установка обладнана, принаймні, одним апаратом-змішувачем пари, розміщеним у паропроводі між турбіною і байпасною лінією, клапаном на паропроводі між байпасною лінією й пароперегрівником. Відомий пристрій не дозволяє реалізувати швидке та надійне підняття потужності турбоустановки в години пікових навантажень енергомережі. Найбільш близьким по сукупності ознак є спосіб створення пікової потужності енергоблока теплоелектроцентралі (А.с СРСР №1553738 А1 F01K7/34, 1990), що полягає у відборі із циліндра високого тиску базової турбіни частини відпрацьованої пари, на додатковий перегрів, привідну турбіну живильного насоса та повернення пари після вихлопу привідної турбіни в частину низького тиску. Спосіб включає збільшення подачі пари з відбору базової турбіни в привідну турбіну живильного насоса з підвищенням тиску на її вихлопі при відкритті вхідних клапанів і відводу пари з вихлопу привідної турбіни в трубопровід відбору пари базової турбіни та у підігрівники власного споживання. При досягненні повного відкриття паровпускного органа привідної турбіни підвищення тиску на її вихлопі здійснюють одночасно зі зменшенням перепаду тиску на клапані живлення котла, підтримуючи незмінним витрату живильної води. При цьому, для збільшення пікової потужності відключають подачу пари з відбору базової турбіни в привідну турбіну і підключають останню (варіант 2) до стороннього джерела пари (наприклад, пускорезервного котла, протитискової турбіни з необхідними параметрами пари на виході). Відомий спосіб створення пікової потужності без застосування стороннього джерела пари недоцільний, тому що збільшення відбору пари для забезпечення роботи привідної турбіни супроводжується зменшенням витрати пари через циліндр середнього тиску і, як наслідок, - зниженням його навантаження, що не компенсується збільшенням витрати пари через частину низького тиску. Найбільш близьким по сукупності ознак є енергоблок теплової електроцентралі (А.с. СРСР №1553738, F01K7/34, F01K17/04, 1990), що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну із циліндрами високого, середнього тисків і частиною низького тиску із циліндром низького тиску, підігрівники високого тиску, сполучені із циліндром високого тиску, живильний насос із турбінним приводом, підігрівники мережної води нижнього і верхнього ступенів, паропроводи та регулюючу арматуру. Використання стороннього джерела пари для створення пікового навантаження в циліндр низького тиску після пропускання пари через привідну турбіну не дозволяє істотно збільшити (пікову) потужність в циліндрі низького тиску, тому що витрата пари через привідну турбіну обмежена пропускною здатністю її проточної частини, пропускною здатністю циліндра низького тиску, граничним підвищенням тиску в конденсаторі та, як наслідок, збільшеним споживанням електроенергії на забез 7 печення збільшеної витрати охолодної води (тобто додатковою витратою електроенергії на власне споживання блока) при наявності джерела охолодної води достатньої місткості. Розміщення ТЕЦ у міській зоні та використання для охолодження води градирень робить відомий спосіб збільшення пікової потужності неекономічним і малоефективним. Крім того, складна схема перерозподілу потоків пари між підігрівником низького тиску, мережним піковим підігрівником, відбором з циліндра середнього тиску, зав'язані на підвищення протитиску за приводною турбіною і пов'язане із цим застосування зворотного клапана для пропуску пари між вихлопом привідної турбіни, відбором пари з циліндру середнього тиску і підігрівника низького тиску не забезпечує надійного регулювання елементів енергоблока та призводить до порушення роботи циліндру середнього тиску. В основу винаходу поставлена задача реалізації способу створення пікової потужності на енергоблоках теплоелектроцентралей і енергоблока теплової електроцентралі для його здійснення, у яких без зміни основних робочих характеристик базової турбоустановки та базових елементів її теплової схеми реалізоване швидке включення в технологічний цикл базової (основної) турбіни додаткової високотемпературної пікової турбіни з електрогенератором для вироблення та видачі в енергомережу додаткової пікової потужності, що компенсує добові пікові навантаження енергомережі, за рахунок чого досягнуте підвищення потужності енергоблока та надійності його роботи на режимах пікових навантажень із підвищенням термодинамічного коефіцієнту корисної дії циклу енергоблока. Поставлена задача досягається тим, що в способі створення пікової потужності на енергоблоках теплоелектроцентралей, що полягає у відборі з базової турбіни частини відпрацьованої пари, на додатковий перегрів і повернення пари в частину низького тиску базової турбіни, згідно з винаходом, на додатковий перегрів відбирають пару з 1-го або 2-го відбору або пару 1-го і 2-го відборів при різних тисках, які зрівнюють 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 пару, що відпрацювала в піковій турбіні, повертають у циліндр низького тиску або в другий циліндр середнього тиску базової турбіни, при цьому теплофікаційний режим забезпечують при подачі на вхід циліндра низького тиску змішаної пари з вихлопів другого циліндра середнього тиску та пікової турбіни у відносній об'ємній витраті пари на кожний потік циліндра низького тиску в інтервалі 0,61 GV 2 0,31 , а догрів живильної води здійснюють додатковим теплом з вихідної частини базового котла. Поставлена задача досягається також тим, що в енергоблоку теплоелектроцентралі, що містить базовий паровий котел, базову парову турбіну із циліндрами високого, середнього та низького тиску, підігрівники високого тиску, сполучені із цилінд 90362 8 ром високого тиску, живильний насос із турбінним приводом, підігрівники мережної води нижнього та верхнього ступенів, паропроводи та регулюючу арматуру, згідно з винаходом, енергоблок теплоелектроцентралі додатково містить пікову турбіну, з'єднану через додатковий високотемпературний пароперегрівник, розміщений у базовому котлі, з 1м і 2-м відборами циліндра високого тиску базової турбіни, причому паропровід 1-го відбору приєднаний через редукційний пристрій до паропроводу 2-го відбору, вихлоп пікової турбіни приєднаний до перепускних паропроводів між циліндрами середнього та низького тиску або до пропускних паропроводів між першим і другим циліндрами середнього тиску. Крім того, енергоблок теплоелектроцентралі (за варіантом 2) 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 1-го або 2-го відбору або пару 1-го та 2-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 енергогенеруючих 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. Теплофікаційний режим забезпечують при подачі на вхід циліндру низького тиску змішаної пари з вихлопів другого циліндра середнього тиску та пікової турбіни у відносній об'ємній витраті пари на кожний потік циліндра низького тиску в інтервалі 0,61 GV 2 0,31 , для підвищення потужності енергоблоку, при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблоку на режимах пікових навантажень із підвищенням термодинамічного ККД циклу енергоблоку. Енергоблок теплової електростанції додатково містить пікову турбіну, з'єднану через додатковий 9 високотемпературний пароперегрівник, розміщений у базовому котлі з 1-м і 2-м відборами циліндру високого тиску базової турбіни, що дозволяє підвищити термодинамічний ККД циклу та електричну потужність турбоустановки на режимах пікових навантажень енергомережі при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблоку. Паропровід 1-го відбору приєднаний через редукційний пристрій до паропроводу 2-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 подана теплова принципова схема енергоблока теплоелектроцентралі потужністю 300МВт на базі турбоустановки Т-250-300-240-3, на Фіг.2 - принципова схема запропонованого енергоблока теплоелектроцентралі з розміщеним у базовому котлі високотемпературним пароперегрівником і піковою турбіною з електрогенератором, на Фіг.3 - принципова схема запропонованого енергоблока теплоелектроцентралі з піковим котлом-перегрівником і піковою турбіною, на Фіг.4 - TS-діаграма термодинамічного циклу роботи запропонованого енергоблока теплової електростанції в піковому режимі. Спосіб реалізований (Фіг.2) на енергоблоці теплоелектроцентралі (Фіг.1), що містить базовий паровий котел 1, з'єднаний паропроводом свіжої пари 2 із циліндром 3 високого тиску. Циліндр 3 високого тиску сполучений паропроводом холодного промперегреву 4 із проміжним пароперегрівником 5 і паропроводом гарячого промиерегріву 6 з першим циліндром 7 середнього тиску (ЦСТ-1). Перший циліндр 7 середнього тиску паропроводом 8 з'єднаний із другим циліндром 9 середнього тиску (ЦСТ-ІІ), що у свою чергу - паропроводом 10 з'єднаний із двопотоковим циліндром 11 низького тиску. Вихлоп циліндра 11 низького тиску базової турбіни через конденсатор 12, конденсатний насос 13, охолоджувачі пари ежекторів 14 підключений до підігрівників 15 низького тиску, що приєднані до деаератора 16, з'єднаного з бустерним насосом 17. Живильний насос 18 із приводною турбіною з'єднаний з підігрівниками 19, 20, 21 високого тиску, підключеними через паропровід 22 з котлом 1. Підігрівники 20, 21 високого тиску сполучені через паропроводи 28 і 29 з 1-м і 2-м відборами пари циліндра 3 високого тиску. У контурі мережної води встановлено піковий водогрійний котел 25 для догріву води, що передається споживачеві 26 тепла мережним насосом 27. Підігрівники 23, 24 ме 90362 10 режної води нижнього (ПС-2) і верхнього (ПС-1) ступенів, відповідно, з'єднані паропроводами 30, 31 з відборами №7 і №8 другого циліндра 9 середнього тиску. Енергоблок ТЕЦ (Фіг.2) додатково містить високоманеврену парову протитискову пікову турбіну 32 з електрогенератором, з'єднану через додатковий високотемпературний (піковий) пароперегрівник 33 з 1-м і 2-м відборами з циліндра високого тиску 3 базової турбіни. При цьому паропровід 29 1-го відбору приєднаний через редукційний пристрій 34 до паропроводу 28 2-го відбору, що паропроводом 35 через високотемпературний пароперегрівник 33 з'єднаний з піковою турбіною 32. Вихлоп пікової турбіни 32 приєднаний паропроводом 36 до перепускного паропроводу, що з'єднує другий циліндр середнього тиску 9 з циліндром низького тиску 11 (Фіг.3) до пропускного паропроводу 8, який з'єднує перший циліндр середнього тиску 7 та другий циліндр середнього тиску 9. За варіантом 2 енергоблок ТЕЦ включає (Фіг.3) з'єднаний з базовим котлом 1 додатковий піковий котел 37 з розміщеними в ньому високотемпературним пароперегрівником 33 і економайзером 38 підігріву живильної води. Газохід 39 відхідних газів пікового котла 37 приєднаний до базового котла 1. За підігрівником високого тиску 19 за байпасною схемою трубопровід 40 живильної води приєднаний до економайзера 38 та через трубопровід 41 - до трубопроводу 22 живильної води базового котла 1. Запропонований спосіб полягає у такому. Пара з 1-го й 2-го відборів циліндра високого тиску або з одного з них надходить у високотемпературний пароперегрівник 33 базового котла, або в котел-перегрівник 37, де нагріваючись до високої температури 800-850°С, направляється в пікову турбіну 32 і, після спрацьовування в ній теплового перепаду, по паропроводах 36, 10 передається в циліндр 11 низького тиску. За рахунок додаткової витрати і більш високої температури пари, що надходить у циліндр 11 низького тиску (яка у регулярній тепловій схемі базової турбіни зазвичай конденсується при високому тиску в підігрівниках 20 і 21), підвищується потужність, яка виробляється в циліндрі низького тиску, і таким чином додатково здійснюється вироблення електроенергії основним електрогенератором під час пікових режимів роботи енергомережі. При цьому підвищення потужності базової турбіни, вироблюваної в циліндрі низького тиску, не перевищує максимально припустимої потужності електрогенератора (320МВт). У парову пікову протитискову турбіну 32 (Фіг.3) надходить пара урівноваженого тиску 1-го й 2-го відборів циліндра 3 високого тиску, перегріта до 800-850°С у високотемпературному додатковому пароперегрівнику 33 (Фіг.2) або в окремому котліперегрівнику 37 (Фіг.3) без збільшення витрати живильної води. Вихідні гази котла-перегрівника 37 з високою температурою направляються по газоходу 39 у котел 1 базового блока. При цьому підключення високоманевреної пікової парової турбіни 32 здійснюють у нормальному режимі роботи базової турбоустановки без відхилення па 11 раметрів її роботи від номінальних, а введення додаткових елементів у блок виконано без порушення основних технологічних зв'язків базових конструктивних елементів і теплової схеми турбоустановки. При роботі теплофікаційного блока теплоелектроцентралі у конденсаційному режимі мережні підігрівники ПС-1 24 і ПС-2 23 відключені (це зазвичай літні режими роботи енергоблока) і вся пара після другого циліндра 9 середнього тиску надходить у циліндр низького тиску 11. На теплофікаційному режимі, коли більша частина пари після другого циліндра 9 середнього тиску (відбір №8) і частина пари з (відбору №7) на вході другого циліндра середнього тиску 9 направляються в мережні підігрівники ПС-2 23 і ПС-1 24. У конденсатор надходить мінімальна витрата пари необхідна для охолодження циліндра 11 низького тиску, який нагрівається за рахунок вентиляційних втрат у ступенях проточної частини при роботі на маловитратних режимах. Тому велике значення має додержання витрат пари в заданих мінімальних межах, що необхідні для охолодження циліндра низького тиску при підведенні пари з вихлопу пікової турбіни 32. А саме, теплофікаційний режим забезпечують при подачі на вхід циліндра низького тиску змішаної пари з вихлопів другого циліндра середнього тиску та пікової турбіни у відносній об'ємній витраті пари на кожний потік циліндра низького тиску в інтервалі 0,61 GV 2 0,31 , що дає можливість реалізувати підвищення потужності енергоблоку, при надійному функціонуванні всіх основних елементів базового енергоблоку на режимах пікових навантажень з підвищенням термодинамічного коефіцієнту корисної дії циклу енергоблоку. При експлуатації теплофікаційні турбіни порівняно рідко працюють на чисто конденсаційному режимі, найчастіше - на режимах з комбінованим виробленням електричної і теплової енергії або з максимальною величиною теплофікаційного навантаження. Переважний час теплофікаційні турбоустановки ТЕЦ працюють або за тепловим графіком, коли споживання тепла задане та визначається споживачем, а електрична потужність "прив'язана" до теплового навантаження, або за електричним графіком з незалежним завданням електричного навантаження, коли відсутній стабільний споживач теплової енергії. Наявність конденсатора, охолоджуваного циркуляційною водою, дозволяє збільшувати електричне навантаження аж до максимального. При роботі за електричним графіком можлива незалежна зміна теплового та електричного навантажень турбіни аж до режимів, коли теплове навантаження дорівнює нулю. Розподіл витрат пари при розглянутих режимах накладає певні обмеження на вибір потужності пікової турбіни та вибір режимів її роботи залежно від функціонування базової турбіни за одним з режимів: теплофікаційному або конденсаційному. Номінальною потужністю енергоблока ТЕЦ є потужність, що турбіна довгостроково розвиває при номінальній величині теплового навантаження 90362 12 та номінальних значеннях всіх інших основних параметрів. Для турбін типу Τ потужність на конденсаційному режимі відповідно до Держстандарту 3618-69 дорівнює номінальної. Максимальною потужністю є найбільша потужність, яку турбіна може довгостроково розвивати при відповідному зменшенні регульованих відборів пари аж до нуля. Турбіна Т-250/300-240 призначена для безпосереднього приводу електрогенератора та видачі тепла для споживчого опалення, гарячого водопостачання і вентиляції, має номінальну потужність 250МВт та номінальне теплове навантаження (сумарно за двома відборами на ПС-1 24 і ПС-2 25) 384МВт (330Гкал/год). Максимальна потужність турбіни при виключених опалювальних відборах не перевищує 300МВт. Приклад конкретного виконання Для визначення характеристик пікової турбіни доцільно вибрати номінальний режим роботи турбіни Т-250/300-240-3, для якого при номінальних параметрах: тиску 23,5МПа (240кгс/см ) і температурі свіжої пари та пари промперегреву 540/540°С електрична потужність дорівнює 250МВт, витрата свіжої пари 955т/год, витрата тепла на теплофікаційні відбори при цьому 384МВт (330Гкал/ч), витрата охолодної води при температурі на вході в конденсатор, дорівнює 20°С - 28000м3/год. Для турбіни Т-250/300-240-3, що працює при номінальному режимі, витрата свіжої пари в конденсаторі становить Gk=527т/год (146,39кг/с) при 2 тиску в ньому - Рк=5,41кПа (0,0541кгс/см ), параметри 1-го відбору при витраті у ПВТ 21, що дорівнює G1=13,34кг/с (48,094т/год), становлять: тиск Р1=5,710МПа (58,2063кгс/см2), температура t1=339,3°С; параметри 2-го відбору при витраті у ПВТ 20, що дорівнює G2=21,12кг/с (76,032т/год), становлять: тиск Р2=42,4403кгс/см2 (4,1634МПа), температура t2=300,2°С. При відключенні ПВТ 20 і 21 недобір температури живильної води в системі регенерації складе t=270,9-204,5=66,4°С, що еквівалентна тепловій енергії, на рівні 20,5МВт, яка не надійде в котел з живильною водою. Сумарна витрата пари з відборів №1 і №2 циліндра високого тиску 3 складе 34,46кг/с (124,056т/год). Для вирівнювання тисків, пара з 1-го відбору циліндра 3 високого тиску дроселюється в редукційній установці (РУ) 34 до тиску 2-го відбору. Температура змішаної пари, що направляється на високотемпературний перегрів, складе tзм=331,02°С, ентальпія ізм=2978,6кДж/кг. З урахуванням коефіцієнта використання потужності пікової турбіни, на рівні 0,25-0,33 (не більше 6 8 годин на добу при 2-х пусках-остановах) і тривалості експлуатації 20 років як початкова температура перегрітої в піковому підігрівнику пари (на основі досвіду роботи газових турбін з неохолоджуваними лопатками) доцільно прийняти температуру t0ПТ=800-850°С або близьку до неї (що у випадку застосування охолоджуваних лопаток може становити 1000°С і більше). При розрахунковому значенні внутрішнього коефіцієнта корисної дії пікової турбіни oi=0,90, 13 90362 коефіцієнта корисної дії редуктора p=0,98 коефіцієнта корисної дії електрогенератора 0,985 (у діапазоні потужності 30-50МВт) електрична потужність пікової турбіни буде визначатися співвідношенням: Nе=G0ПТ·(i0-iвих)· oi· м· oi· е=0,8688G0ПТ(i0-iвих) де і0 - ентальпія пари на вході в пікову турбіну; івих - ентальпія пари на виході з турбіни при ізоентропному процесі розширення. Як конструкцію пікової турбіни доцільно прийняти турбіну із протитиском, що дорівнює тиску пари на вході в циліндр 11 низького тиску базової турбіни, Рвих=0,8048кгс/см2 (0,07895МПа або 79кПа) при режимі номінальної потужності. Тиск на вході в пікову турбіну з урахуванням гідравлічних втрат у високотемпературному пароперегрівнику (Рпп=0,4МПа) складе Рвх=Р2Рпп=4,1634-0,4=3,7634МПа (38,363кгс/див2), на вході в сопловий апарат з урахуванням втрат тиску в системі регулювання: Р0=0,95 РвхРпп=3,5752Мпа (36,444кгс/см2). Перепад тисків, який спрацьовується у піковій турбіні складе Ρ=3,5752-0,07895=3,4969МПа (35,640кгс/см2), відношення тисків P0 3,4962 44,284 . T Pвих 0,07895 За параметрами пари на вході і виході пікової турбіни (Р0, Т0, Рк), значення ентальпій на вході та виході і0=4140кДж/кг, iіз вих 2900 кДж / кг , відповідно, ізознтропний перепад, що спрацьовує у піковій турбіні Низ і0 івих 1240 кДж / кг , політПТ ропний теплоперепад з урахуванням внутрішніх втрат НПТ=Ніз· oi=1116кДж/кг, температура пари на виході з пікової турбіни t вих 265 С та ентальПТ пія iвих 3024лДж / кг . ПТ Витрата пари з урахуванням витоків ( GВИТ=1,5кг/с) через штоки клапанів і переднє кінцеве ущільнення G0ПТ=34,46-1,5=32,96кг/с. Електрична потужність пікової турбіни при параметрах пари на вході та виході складе Ne=32,96 1240 0,8688=35507кВт=35,51МВт. Підвищення потужності циліндра 11 низького тиску при надходженні в нього додаткової витрати пари з пікової турбіни здійснюється як за рахунок збільшення витрати пари, так і за рахунок підвищення температури змішаної пари, яка надходить як з пікової турбіни, (GПТ=32,96кг/с) так і з другого циліндра 9 середнього тиску (GЦСТ-ІІ=146,39кг/с), що відповідає чисто конденсаційному режиму роботи базової турбіни при номінальній потужності Ne=250МВт (витрата пари на теплофікацію в ПС-1 24 і ПС-2 23 дорівнює нулю). Тиск у конденсаторі за рахунок збільшення витрати пари до GЦНТ=146,39+32,96=179,35кг/с при збереженні ви 14 трати циркуляційної води та її температури на вході в конденсатор збільшиться до Рк=0,062кгс/см2 (6,3кПа). Температура пари на виході з другого циліндра 9 середнього тиску при номінальній потужності роботи турбіни дорівнює 102°С, ентальпія іЦНДІІ=2083кДж/кг. Температура змішаної пари, що надходить з другого циліндра 9 середнього тиску і пікової турбіни 32 складе (при ентальпії змішаної пари іЦНД-ІІ=2745,2кДж/кг), і0 133 С , ізоентроЦНД пний перепад при Рк=6,3кПа та ентальпії наприкінці ізоентропного розширення (х=0,907), рівної складе НІЗЦНТ=2745,2ііз 2354кДж / кг , к ЦНД 2354=391,2кДж/кг. При внутрішньому коефіцієнті корисної дії циліндра 11 низького тиску, рівному oi=0,87 внутрішня потужність циліндра 11 низького тиску складе NЦНТ=G·Hіз· =61,04МВт. oi=179,35 391,2 0,87=61041кВт= При цьому сухість пари збільшиться до х=0,932 (вологість в у=0,068), що знижує втрати з вологістю останніх ступенів циліндра низького тиску приблизно на 3-4%. Потужність циліндра низького тиску при роботі турбіни Т-250/300-240 на номінальному режимі при Gк=146,39кг/с і Рк=0,054кг/см2, дорівнює 41,24МВт. Підвищення потужності циліндра 11 низького тиску за рахунок збільшення витрати і температури пари на вході до G0 179,35кг / с і t 0 ЦНД 133 C ЦНД складе при роботі пікової турбіни NЦHT=61,0441,2=19,84МВт. Темп набору додаткової потужності циліндра 11 низького тиску відбувається у темпі набору потужності піковою турбіною, тобто в заданому режимі набору пікового навантаження. Таким чином, сумарна пікова потужність, утворена піковою турбіною і додатково в циліндрі низького тиску базової турбіни складе Nбл NПТ NЦНТ 35,51 19,84 55,35МВт . пік Для збереження економічності енергоблока при роботі в режимі пікової потужності доцільно встановити додаткову секцію економайзера, у якій відбувається догрів живильної води до необхідної температури. Збільшення навантаження на електрогенератор при роботі основного блока не перевищить 19,84МВт. У цьому випадку навантаження на генератор базової турбіни складе 270МВт, що нижче її максимального значення для генератора ГВВ-320. Підвищення пікової потужності при чисто конденсаційному режимі роботи базової турбіни та відключених теплофікаційних відборах №7 і №8 у другий циліндр середнього тиску на теплофікацію при максимальній потужності базового енергоблока Ne=300МВт і використанні 1-го та 2-го відборів не перевищить допустиме навантаження електрогенератора, тому що режим роботи циліндра 3 високого тиску, першого циліндра 7 середнього тиску не зміниться (витрата пари при номінальних 15 параметрах у режимі максимальної потужності Ne=300МВт дорівнює G0=955т/год). Через другий циліндр 9 середнього тиску пройде, збільшена у порівнянні з режимом номінальної потужності витрата пари за рахунок відключення верхнього теплофікаційного відбору 7, через циліндр 11 низького тиску - збільшена до Gк=171,95кг/с (619т/год) витрата пари за рахунок відключення додатково нижнього теплофікаційного відбору №8. У режимі максимальної потужності тиск перед циліндром 11 низького тиску зростає до 0,9235кгс/м2, тиск у конденсаторі до Рк=0,06239кгс/см2 (6,24кПа). Використання в піковій турбіні на цьому режимі пари з 1-го й 2-го відборів циліндра високого тиску 3 в об'ємі G0 32,96кг / с приведе до збільшенПК ня загальної витрати пари в циліндр низького тиску до G0 17195 32,96 204,91 / с , збіль, кг ЦНД шенню розділового тиску між другим циліндром 9 середнього тиску та циліндром 11 низького тиску до 1,042кгс/см (104,2кПа) та тиску в конденсаторі до Рк=0,07307кгс/см (7,31кПа). Температура змішаної пари (на вході в циліндр 11 низького тиску) у цьому режимі збільшується до t 0 150 C , тепловий перепад до ЦНД Ні=357,6кДж/кг, ступінь сухості пари на виході з циліндра 11 низького тиску складе х=0,935 (вологість пари на виході з останнього ступеня у=0,065). Потужність циліндра 11 низького тиску у цьому режимі при виробленні додаткового пікового навантаження складе Ni=73153кВт=73,15МВт, у режимі вихідного максимального базового навантаження вона дорівнює Ni=50,42МВт, тобто збільшення пікової потужності циліндр низького тискуза рахунок збільшення витрати пари та підвищення температури на вході в другий циліндр 11 низького тиску і складе 73,15-50,42=22,73МВт. У цей же час за рахунок збільшення розділового тиску між другим циліндром 9 середнього тиску і циліндром 11 низького тиску потужність другого циліндра 9 середнього тиску знизиться на NЦНД-ІІ=5,66МВт, тобто в цьому режимі збільшення пікової потужності базової турбіни складе Nбаз 22,73 5,66 17,07МВт , а потужність пік електрогенератора зросте до Ne=300+17,07=317,1МВт, що не перевищує його дозволену потужність, рівну 320Мвт. Потужність пікової турбіни при роботі енергоблоку в чисто конденсаційному режимі з урахуванням збільшення розділового тиску буде дорівнювати ΝПТ=34,87МВт. Сумарна пікова потужність енергоблоку з турбіною Т-250/300-240, що працює в конденсаційному режимі при максимальній електричній потужності, складе NПІК=34,87+17,07=51,9МВт, тобто 17,3% від базової потужності турбіни. Однак, робота лопаткового апарата проточної частини циліндра 11 низького тиску при зниженні витрати пари і збереженні частоти обертання ротора (n=3000об./хв) супроводжується появою привтулкового відриву потоку пари від кореневих меридіональних обводів і появою в периферійній 90362 16 області міжвінцевих зазорів ступенів обертаючого торового вихру лопаток. Ці відривні області в лопаткових апаратах крім створення потужних вентиляційних втрат енергії при певних значеннях об'ємної витрати збуджують значні коливання робочих лопаток, амплітуда яких для робочих лопаток останнього ступеня турбіни Т-250/300-240 збільшується в 3,5 рази в порівнянні з такою ж при роботі циліндра низького тиску на номінальній витраті. Для оцінки працездатності елементів проточної частини турбін і, насамперед циліндр низького тиску, прийнята відносна об'ємна витрата пари через ступені одного потоку проточної частини G 2 , де G - витрата робочого тіла, G 2 (G 2 )ном що виражається в кг/с, V2 - питомий об'єм пари за робочою лопаткою при докритичному витіканні пари з каналів соплових і робочих решіток або горловому перерізі каналів при надкритичному витіканні. Аналіз режимів роботи ступенів з малим відношенням Dcp/l [Шнеэ Я.И., Пономарев В.Η., Федоров М.Ф., Быстрицкий Л.Μ. Особенности работы турбинной ступени с малым Dcp/l в режимах малых нагрузок. / ТЭ, 1971. №1, с. 39-42], [Хаимов В.Α., Кокин В.К, Павлышев А.К. и др. Внедрение заградительного охлаждения ЦНД мощных паровых турбин К-300 и Т-250 / Электрические станции, 2003, №1, с. 29-35], [Малорасходные режимы ЦНД турбины Т-250/300-240. Под ред. В.А. Хаимова. СПб: БХВ - Петербург, 2007. - 240с.] при зменшеній об'ємній витраті робочого тіла (пари) доводить, що при відношенні G 2 0,31 останні ступені циліндра 11 низького тиску турбіни Т-250/300-240 переходять від режиму вироблення потужності (через нульову потужність N=0) до режиму роботи з вентиляційними втратами, коли споживається потужність, вироблювана іншими ступенями. В області 0,068 G 2 0,263 виникають великі динамічні напруги в робочих лопатках останніх ступенів, максимум яких доводиться на G 2 0,15 0,18 . Нульова потужність 31-го та 40-го ступенів циліндра низького тиску (останні ступені в 2-х потоках циліндр низького тиску) досягається за умови, коли витрата пари в конденсаторах залежно від тиску в ньому дорівнює GЦНТ=5,992Рк, де GЦНТ на 2 потоки визначається в кг/с, Рк - тиск у конденсаторі в кПа (кілопаскалях). Така витрата відповідає G 2 0,31 і може бути визначена по тиску в конденсаторі. Пряме використання пари з вихлопу пікової турбіни з температурою t2=265°С з подачею у циліндр 11 низького тиску недоцільне, тому що крім високої початкової температури витрата пари в один потік (G1=16,48кг/с) відбувається при відносному G 2 0,257, тобто за умови, коли останні ступені циліндра 11 низького тиску працюють у режимі вентиляції зі споживанням потужності, за умов якої температура робочих лопаток останніх 17 ступенів буде перевищувати дозволену відповідну температуру пари у периферійній області за робочим колесом для робочих лопаток, яка дорівнює 150°С. Тому, для забезпечення економічної та надійної роботи циліндра 11 низького тиску доцільно використовувати також частину пари з другого циліндра 9 середнього тиску, що надходить у циліндр 11 низького тиску при тиску в нижньому відборі Рпаровп=Рнто=77,3кПа. Для визначення цієї частини витрати приймемо обмеження, що кількість пари, яка надходить із ЦСТ (без підключення пікової турбіни), достатньо для забезпечення роботи циліндра 11 низького тиску при нульовій потужності останніх ступенів, тобто при G 2 0,31 . Цій умові відповідає витрата пари, що дорівнює GЦНТ-II=22,7кг/с на один потік циліндра низького тиску, при тиску в нижньому теплофікаційному відборі Рнто=77,3кПа та температурі 102°С. Додаткова витрата пари з вихлопу пікової турбіни, що припадає на один (кожний з двох) потік циліндра низького тиску складе G1,2=16,48кг/c, а сумарна витрата пари на один потік дорівнюматиме Gпотік=22,7+16,48=39,18кг/с, чому відповідає G 2 0,61 , при якому останні ступені циліндр низького тиску мають максимальне значення коефіцієнту корисної дії. Температура пари, що надходить у циліндр низького тиску після змішування, складе tЦНТ=170,6°С. Розрахунок проточної частини циліндра 11 низького тиску в умовах безвідривної течії пари в ступенях при розширенні до тиску в конденсаторі Рк=5,4кПа показує, що в циліндра 11 низького тиску може бути отримана пікова потужність, рівна 15,4МВт на один потік або NЦНТ-II=2 15,4=30,8МВт. Сухість пари при цьому режимі становитиме x=0,96, що додатково підвищує коефіцієнт корисної дії останніх ступенів циліндра 11 низького тиску. Потужність циліндра 11 низького тиску при роботі 2-х перших ступенів при режимі G 2 0,31 , що відповідає нульовій потужності останніх ступенів, становить 9,13МВт. Тому, збільшення пікової потужності циліндра 11 низького тиску при підключенні пікової турбіни складе Νп=30,89,13=21,67Мвт. Пікова потужність енергоблоку при цьому режимі роботи складе Νп=35,51+21,67=57,18МВт. Розглянуті принципи формування пікової потужності на базовій енергоустановці при її роботі в номінальному режимі, режимі максимальної потужності, режимі з максимальним відбором тепла в мережні (сітьові) підігрівники, коли мінімальна витрата пари на два потоки циліндра низького тиску становить 38т/год або G 2 0,34 (або 5,28кг/с на два потоки), з урахуванням обмежень, що накладаються через надійність роботи циліндра 11 низького тиску дозволяють прийняти обмеження за мінімальним дозволеним пропусканням пари в циліндр 11 низького тиску з урахуванням виникнення в ньому відривних явищ і, як наслідок поту 90362 18 жних вентиляційних втрат, а саме - сумарна витрата від пікової турбіни пари, що відбирається на охолодження лопаткового апарата циліндра 11 низького тиску, не повинна бути нижче відношення G 2 0,31 , на кожний потік циліндра низького тиску, що забезпечує роботу ступенів, крім останнього, у безвідривному режимі і вироблення пікової потужності в циліндрі 11 низького тиску при роботі на теплофікаційному режимі. Для роботи турбіни Т-250/300-240 за теплофікаційним графіком з максимальним тепловим навантаженням при створенні пікової потужності, за якої у циліндрі 11 низького тиску на два потоки відбувається протікання пари в кількості 38т/год (для охолодження циліндра 11 низького тиску) потрібна при схемі підключення вихлопу пікової турбіни на вхід циліндра 11 низького тиску оцінка температури робочих лопаток. Використання пари після вихлопу пікової турбіни, що має температуру 265°С при витраті 32,96кг/с і при мінімальній витраті пари на охолодження проточної частини циліндра 11 низького тиску в об'ємі 38т/год (5,28кг/с на один потік), з температурою пари на вході в проточну частину циліндра 11 низького тиску - 7880°С [9 Малорасходные режимы ЦНД турбины Т250/300-240 / Под редакцией В.А. Хаимова. - СПб.: БХВ-Петербург, 2007. - 240с.] створює температуру змішаної пари на вході в циліндр низького тиску, що дорівнює 220,1°С, що, у свою чергу, призводить до підвищення температури пари в проточній частині циліндра низького тиску 11 і, як наслідок, температури робочих лопаток. При названому режимі роботи циліндра 11 низького тиску витрата пари на один потік складе 21,77кг/с або при тиску в конденсаторі Рк=6кПа об'ємна витрата пари дорівнюватиме V2=535м3/с, що відповідає відношенню G 2 0,446 при якому ККД останніх ступенів циліндра 11 низького тиску не перевищує 0,65, а відносна потужність 0,10 [9] Максимальна температура робочих лопаток останнього ступеня складе [10 Урьев Е.В., Локалов С.А., Масленников Л.П., Фуксман Л.Д., Вислова В.М. / Исследование теплового состояния части низкого давления турбины Т-250/300-240 // Теплоэнергетика, 1985, №3, С. 61-63] t рл 31 t но 0,79 Pк 295 3 G Pк 339 , де Рк - в кПа, G - в кг/с. При заданих витраті пари та тиску в конденсаторі Рк t рл 31 220,1 339 0,79 6 295 3 21,77 6 112,5 С . Згідно [9] робота циліндра 11 низького тиску при такій температурі робочих лопаток обмежений час не приведе до зниження надійності роботи циліндра низького тиску базової турбіни. При підключенні вихлопу пікової турбіни 32 до входу в другий циліндр 9 середнього тиску частина 19 тепла, що залишилося після пікової турбіни, спрацьовується в другому циліндрі 9 середнього тиску, частина тепла надходить із парою більш високої температури на ПС-1 24 верхнього ступеня підігріву мережної води, пара з більш низькою температурою надходить у циліндр 11 низького тиску. Режим роботи циліндра низького тиску при цьому регулюється поворотними діафрагмами 29-го і 38го ступенів циліндра низького тиску залежно від теплового навантаження блока Qтф. При обох варіантах підключення вихлопу пікової турбіни до входу в другий циліндр 9 середнього тиску або циліндр 11 низького тиску базової турбіни пікове навантаження вироблятиметься за допомогою пікової турбіни і на рівні 35,5МВт. Режим набору пікового навантаження і її зниження дозволяє роботу за графіком навантаження енергомережі з максимумами в ранкові і вечірні години при необмеженому числі пусків з гарячого та неостиглого станів (не менш 15 тисяч за 20 років експлуатації). Запропонований спосіб створення пікової потужності на базі енергоблоків з теплофікаційними турбінами Т-250/300-240 забезпечує: більш швидкий за часом набір навантаження у порівнянні з набором навантаження високоманевреними газотурбінними двигунами, що дозволяє задовольнити умовам набору пікового навантаження відповідно до вимог енергомережі; створення потрібних високоманевренних потужностей на базі діючих енергоблоків ТЕЦ при реконструкції та на базі енергоблоків, що проектуються для ТЕЦ; зменшити капітальні витрати на створення пікової потужності в порівнянні з спорудженням гідроакумулювальних електростанцій забезпечити більш високий коефіцієнт використання палива на енергоблоці. Використання високотемпературної парової пікової турбіни 32 з температурою нагрівання пари 800850°С дозволяє при роботі в режимі пікового навантаження підвищити термодинамічний ККД циклу на 2,5-3,0%. Таким чином, 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 обмеженої витрати пари на кожний потік циліндра низького тиску, при якому еквівалентна температура приєднаного циклу вище температури основного циклу базової турбоустановки, за рахунок чого досягнуто одержання додаткової потужності базової турбоустановки, що еквівалентно підвищенню корисної дії циклу при роботі в режимі несення 90362 20 пікових навантажень при надійній експлуатації всіх конструктивних елементів схеми. На Фіг.4 наведена T-S-діаграма циклу турбоустановки Т-250/300-240-3 з високотемпературною частиною, реалізованою в піковій турбіні. Від критичної точки (1) переходу живильної води в пару відбувається її нагрівання при тиску в котлі 25МПа до температури t2=540°С (точка 2). У циліндрі 3 високого тиску пара віддає свою енергію (процес 2-3) зі зниженням температури і тиску до Р3=4,164МПа (Р3=42,4414кгс/см2) t3=300,4°С, після чого направляється в пароперегрівник базового котла, у якому з деяким зниженням тиску (на 0,4МПа) нагрівається до температури Тпп=t4=540°С (процес 3-4). Після промперегріва в базовому котлі пар направляється в ЦСТ-І 7, у якому віддає свою енергію зі зниженням тиску до Р5=0,5566МПа (Р5а=5,6739кг/см2) і t5a=281,1°С (точка 5а). У базовому варіанті роботи турбіни Т-250/300240 пар після ЦСТ-І 7 надходить у другий циліндр 9 середнього тиску, у якому спрацьовує свій перепад тиску та температури до Р5=0,0942МПа (Р5=0,96кг/см2) і t5=116°С (процес 5а-5) і далі в циліндр 11 низького тиску, де повністю спрацьовує теплоперепад до тиску Рк=Р6=0,005МПа (Р6=0,0541кг/см2) і вологості у6=0,093 (точка 6, процес 5-6). Для роботи пікової турбіни частина пари (~13%) з 1-го та 2-го відборів (GПТ=34,46кг/с) направляється у високотемпературний пароперегрівник 33 або в піковий котел 37 (Фіг.2, 3), у якому пара нагрівається від температури дещо вище температури холодного перегріву (точка 3а) до температури t7=800°С (процес 3а-7), або до температури, що задається, виходячи з конструкції пікової турбіни 32 і призначеного для неї ресурсу. Спрацьовування теплоперепаду в піковій турбіні 32 (процес 7-8, t8=265°С) і наступне змішування пари з пікової турбіни з парою із другого циліндру середнього тиску базової турбіни, температура якої дорівнює 116°С (точка 5), створюють температуру парового потоку на вході в циліндр низького тиску, що дорівнює t9=133°С. Подальше спрацьовування пари в циліндр низького тиску відбувається до тиску Рк=0,00642кг/см2 (6,3кПа) при вологості пари у=0,0664. Додаткова робота пари, створювана в піковій турбіні з 1-го й 2-го відборів циліндрa високого тиску дорівнює площі 4а-7-8-5 у T-S-діаграмі. Додаткова робота, зведена до 1кг пари, еквівалентна площі 4-4а-9-10-6-5-4 і відповідає вищезгаданому підвищенню коефіцієнту корисної дії циклу з піковою турбіною при роботі в режимі пікового навантаження. 21 90362 22 23 90362 24 25 90362 26 27 Комп’ютерна верстка О. Гапоненко 90362 Підписне 28 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