Скользящее давление в деаэраторе (Пояснительная записка к курсовому проекту), страница 3

Высокая экономичность и надежность работы турбоустановок как при стационарных, так и при переходных режимах под­тверждены опытом эксплуатации ряда энергоблоков 300 МВт с турбинами ЛМЗ при скользящем давлении в деаэраторе.

2. Оценка эффективности перехода с постоянного на скользящее давление в деаэраторе энергоблока.

 Одним из путей повышения тепловой экономичности блочных конденсационных турбоустановок является перевод основных деаэраторов с постоянного на скользящее давление. Использование скользящего давления, особенно в условиях продолжающегося увеличения неравномерности графиков электрических нагрузок энергосистем, по сравнению со схемами с постоянным рабочим давлением в деаэраторе дает следующие основные преимущества: при частичных нагрузках турбины увеличивается число ступеней подогрева питательной воды на 1-2 единицы, что влечет за собой повышение термического КПД цикла теплосиловой установки; исключается процесс дросселирования греющего пара деаэратора, что влечет за собой увеличение мощности турбины без изменения расхода пара на турбоустановку. В свою очередь, повышение термического КПД цикла и увеличение мощности турбины без изменения расхода пара на турбоустановку влекут за собой снижение удельного расхода условного топлива и повышение располагаемой мощности паротурбинной установки. Предложены формулы, позволяющие без расчета полной тепловой схемы энергоблока определить увеличение мощности турбины при переходе на скользящее давление в деаэраторе без изменения расхода пара на турбоустановку или, что то же, уменьшение удельного расхода у. т. на выработку электроэнергии. Они получены на основе обобщения результатов расчета тепловых схем конденсационных энергоблоков единичной мощностью 100-300 МВт. Расчеты, проведенные для конденсационных энергоблоков единичной мощностью 100-300 МВт показали, что перевод деаэратора указанных блоков с постоянного на скользящее давление в зависимости от типа установки и величины текущей нагрузки турбины позволит снизить удельный расход у. т. на величину от 0,1 до 2,2 г/(кВт·ч) и при цене 46 руб./т у. т. и годовом числе часов использования скользящего давления 8000 ч/год получить экономию приведенных расчетных затрат от 3 до 120 тыс. руб. в год.

3. Отключение регенеративных подогревателей

Рис. 1  Принципиальная схема теплофикационной турбоустановки 1 — регулирующие клапаны турбины; 2 — паровая турбина; 3 — поворотная диа­фрагма ЧНД; 4 — конденсатор; 5 - сетевой подогреватель; 6 — обвод сетевого подогревателя; 7 - потребитель теплоты; 8 - сетевой насос; 9 - конденсатный насос; 10 — регенеративные подогреватели низкого давления; 11 — паровые за­движки; 12 — водяные задвижки; 13 — деаэратор; 14 — питательный насос; 15 -регенеративные подогреватели высокого давления

Все регенеративные отборы пара включены и турбина работает с номи­нальным коэффициентом регенерации. Расход пара на турбину, электри­ческая мощность, выработка электроэнергии на тепловом потреблении и температура питательной воды так же находятся на номинальном для этого режима уровне.

Когда по условиям работы энергосистемы электрическая мощность турбины должна быть снижена без изменения отпуска теплоты внешним потребителям, это снижение можно получить отключением регенератив­ных отборов пара. Отметим, что в тепловой схеме практически всех паротурбинных установок заложена возможность отключения любого регенеративного подогревателя в случае выхода его из строя. В схеме рассматриваемой установки этой цели служат сводные трубопроводы конденсата и питательной воды с задвижками 12 и паровые задвижки 11. Эти устройства могут быть использованы для отключения регенератив­ных подогревателей с целью перевода установки в режим работы с по­ниженным коэффициентом регенерации. Таким образом, реализация предложенного способа регулирования электрической мощности тепло­фикационных турбин не требует внесения каких-либо изменений или дополнений в технологическую схему установки. Этот способ может быть осуществлен практически без капитальных и материальных затрат.