Разработка и внедрение технических и технологических решений, повышающих эффективность бездеаэраторной тепловой схемы энергоблоков СКД на переменных режимах работы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Есин Сергей Борисович

• Есин Сергей Борисович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Есин Сергей Борисович

Перечень сокращений и обозначений

Введение

1 Анализ технических и технологических особенностей БТС ПТУ

1.1 Предпосылки внедрения БТС

1.2 Особенности работы системы регенерации ПТУ с БТС

на переменных нагрузках

1.3 Защитные устройства от снижения уровня КГП в ПВД

1.4 Работа питательных насосов в составе БТС

1.5 Результаты обзора. Постановка задач исследования

2 Расчетные исследования экономичности работы энергоблока 300 (330) МВт

с БТС при пониженных нагрузках

2.1 Влияние схемы отвода КГП от группы ПВД

на экономичность турбоустановки

2.2 Определение экономичности работы ПТН, ПЭН при работе энергоблока

на скользящем давлении в диапазоне нагрузок (0,5-0,6)^ном

2.3 Выводы по разделу

3 Расчетные исследования работы ПТН

при изменении нагрузки энергоблока с БТС

3.1 Исследование кавитационных характеристик ПТН

при изменении нагрузки энергоблока

3.2 Влияние режима сброса нагрузки на величину допустимого давления

на всасе ПТН

3.4 Выводы по разделу

4 Экспериментальная проверка работоспособности

технологической схемы отвода КГП от ПВД в СМ

4.1 Описание объекта исследований

4.2 Методика проведения экспериментов. Оценка неопределенности измерений

4.3 Результаты исследований

4.4 Регламент регулирования давления на всасе ПТН и ПЭН

4.5 Выводы по разделу

5 Повышение надежности конденсатно-питательного тракта ПТУ

5.1 Модернизированная система защиты ПВД

5.2 Проектирование СМ

5.3 Выводы по разделу

Заключение

Список литературы

Приложение А. Исходные данные и результаты расчетов экономичности

турбоустановок

Приложение Б. Письмо ОАО «Пролетарский завод»

Приложение В. Данные замеров уровней вибрации ПТН

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

АВР - автоматическое включение резерва;

АЭС - атомная электростанция;

БН - бустерный насос;

БОУ - блочная обессоливающая установка;

БРУ-К - быстродействующая редукционная установка в конденсатор;

БТС - бездеаэраторная тепловая схема;

БЩУ - блочный щит управления;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ДН - дренажный насос;

ДПМ - договор о предоставлении мощности;

ДУ - дроссельное устройство;

КГП - конденсат греющего пара;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

КПД - коэффициент полезного действия;

КПУ - конденсатор пара уплотнений;

КЭН-1 - конденсатный электронасос первой ступени;

КЭН-11 - конденсатный электронасос второй ступени;

КЭС - конденсационная электростанция;

ОЭ - основной эжектор;

ПГТН - питательный гидротурбинный насос;

ПГУ - парогазовая установка;

ПВД - подогреватель высокого давления (поверхностный); ПВС - подогреватель высокого давления (смешивающий); ПН - питательный насос;

ПНД - подогреватель низкого давления (поверхностный);

ПНС - подогреватель низкого давления (смешивающий);

ПСГ - подогреватель сетевой воды горизонтальный;

ПТН - питательный турбонасос;

ПТО - производственно-технический отдел;

ПТУ - паротурбинная установка;

ПЭН - питательный электронасос;

РК - регулирующий клапан;

РК ПВД - регулирующий клапан на отводе конденсата греющего пара ПВД; РУ - реакторная установка; СКД - сверхкритическое давление; СМ - смеситель;

СП - сальниковый подогреватель;

ТВЭЛ - тепловыделяющий элемент;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - тепловая электроцентраль;

ХПП - холодный промежуточный перегрев пара.

Организации

ВТИ - ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени

теплотехнический научно-исследовательский институт»; ВНИИЭНЕРГОПРОМ - ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром»; ИГЭУ - Ивановский государственный энергетический университет; КТЗ - Калужский турбинный завод;

ЛМЗ - Ленинградский металлический завод; ныне - филиал ПАО «Силовые машины»;

МЭИ - Московский энергетический институт; ныне - Национальный исследовательский университет «МЭИ»;

ОРГРЭС - Всесоюзный трест по организации и рационализации районных электрических станций и сетей, ПО «Союзтехэнерго»; ныне - ОАО «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС» (ОАО «Фирма ОРГРЭС»);

Сарэнергомаш - Саратовский завод энергетического машиностроения;

СПбПУ - Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого;

ТКЗ - ОАО «Таганрогский котлостроительный завод «Красный котельщик»;

ТЭП - АО «Институт Теплоэлектропроект» (Москва);

ХТЗ - Харьковский турбогенераторный завод, Харьковский турбинный завод; ныне - АО «Турбоатом» (Украина);

УТЗ - Уральский турбинный завод;

ЦКТИ - Центральный котлотурбинный институт; ныне - ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (ОАО «НПО ЦКТИ»).

Обозначения:

- удельный расход пара на турбопривод, кг/(Втч); е - коэффициент изменения мощности; / - частота, Гц;

0 - массовый расход, кг/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2; Н - напор насоса, Па;

И„ - адиабатический теплоперепад п-ой ступени, кДж/кг;

1 - энтальпия, кДж/кг; N - мощность, Вт;

п - количество ступеней подогрева, шт; частота вращения, об/мин; Рб - барометрическое давление, Па; Р5 - давление насыщенных паров, Па;

-5

Q - объемный расход, м/с;

дэ - удельный расход теплоты, кДж/(кВт ч);

г - удельная теплота парообразования, кДж/кг;

- скольжение гидромуфты; ? - температура, °С;

-5

V - удельный объем, м /кг;

w - виброскорость, мм/с;

Д^кр - критический кавитационный запас, м;

АР - гидравлическое сопротивление, Па;

п - КПД, %;

^ - коэффициент ценности теплоты;

-5

р - плотность, кг/м

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и внедрение технических и технологических решений, повышающих эффективность бездеаэраторной тепловой схемы энергоблоков СКД на переменных режимах работы»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Общая установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения России на 1 января 2021 г. составила 245,313 млн. кВт, из них 11,97 % АЭС, 20,35 % ГЭС, 66,56 % ТЭС и только 1,12 % на электростанциях, функционирующих на базе возобновляемых источников энергии [1]. Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2035 года [2], долгосрочный прогноз спроса в базовом варианте предполагает к 2035 г. в зоне централизованного электроснабжения России увеличение годового потребления электрической энергии до 1345,2 млрд. кВтч, и увеличение максимума потребления мощности до 197 млн. кВт.

В атомной энергетике основным направлением является внедрение станций замещения энергоблоков с реакторами типа РБМК, отработавшими свой ресурс, на энергоблоки с реакторами типа ВВЭР-1200 или ВВЭР-ТОИ. Также планируется сооружение инновационных энергоблоков с реакторными установками (РУ) типа БН-1200 на Белоярской АЭС и энергоблока с РУ БРЕСТ-ОД-300 на Северской АЭС.

В теплоэнергетике реализуются федеральные программы на основе договоров о предоставлении мощности (ДПМ и ДПМ-2), которые способствуют технической модернизации действующих ТЭС. При строительстве новых ТЭС рекомендуется использовать современные высокотемпературные газотурбинные (ГТУ) в составе парогазовых (ПГУ) установок, а также паротурбинных блоков ультрасверхкритических параметров на угольном топливе.

Таким образом, в России в ближайшей перспективе ТЭС остаются основным производителем электрической и тепловой энергии.

Для любой электростанции, вне зависимости от того, на каком топливе (ядерном или органическом) она работает, предпочтительна работа в базовом режиме несения нагрузки, и, желательно, близкой к номинальной (#ном). Дело

в том, что работа в переменном графике неизбежно снижает ресурс оборудования и, как следствие, ухудшает ключевые показатели экономической эффективности работы электростанции. Однако потребление электроэнергии в течение суток отличается крайней неравномерностью [3]. Для поддержания баланса выработки и потребления электроэнергии, как правило, используют конденсационные энергоблоки мощностью от 50 до 800 МВт.

Возможность энергоустановок различных типов по обеспечению регулирования мощности ограничена рядом факторов. Так, для энергоблоков АЭС допускают снижение нагрузки не более чем до 0,85^ом по условию обеспечения надежности работы тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ). Дальнейшее изменение (снижение/повышение) мощности требует выдержки времени в течение нескольких часов [4].

Гидротурбины ГЭС способны быстро изменять свою нагрузку, однако вынуждены работать при максимальной и постоянной нагрузке весной (при переполняемых паводковыми водами водохранилищах).

Для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) в отопительный сезон допускают изменение мощности в пределах (0,7-1)^ом [5, 6].

ПГУ разгружать нецелесообразно вследствие резкого уменьшения их КПД при снижении нагрузки.

Энергоблоки конденсационных электростанций (КЭС) с газомазутными котлами обеспечивают степень разгрузки до 0,3^ом, а энергоблоки с котлами на твердом топливе - до (0,6-0,7)^ом в зависимости от типа шлакоудаления. Для разгрузки энергоблоков на твердом топливе ниже 0,6^ом приходится использовать «подсветку» топочной камеры парового котла газом или мазутом [9].

Система регенерации позволяет повысить КПД термодинамического цикла паротурбинной установки (ПТУ) в зависимости от состава оборудования на 10-15 %. Расширение регулировочного диапазона изменяет условия

работы энергоблока, в том числе и оборудования системы регенерации паротурбинной установки.

Использование в системе регенерации ПТУ подогревателей низкого давления смешивающего типа (ПНС) с повышенной деаэрационной способностью способствовало разработке и внедрению бездеаэраторных тепловых схем (БТС) на энергоблоках ТЭС, в том числе с турбоустановками, рассчитанными на сверхкритическое давление (СКД) свежего пара [10-12]. Сегодня БТС внедрены на 32 энергоблоках ТЭС в России и странах СНГ.

Большой вклад в разработку, внедрение и исследования системы регенерации с БТС внесли В.Ф. Ермолов, Н.Н. Трифонов, Д.Б. Бирюков (ЦКТИ), Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, А.Н. Туркин, Г.Д. Авруцкий (ВТИ), В.А. Иванов (СПбПУ), сотрудники ЛМЗ, МЭИ и др. В результате многолетних исследований были отработаны типовые БТС и регламенты их работы. Однако поддержание нагрузки в энергосистеме, в том числе энергоблоками с БТС, привело к необходимости исследовать работу системы регенерации ПТУ с БТС в расширенном регулировочном диапазоне (0,4-1,0)Лгном. Дело в том, что в зависимости от нагрузки блока регламент предусматривает оперативные изменения в технологической схеме: переключения на линиях отвода конденсата греющего пара (КГП) от группы подогревателей высокого давления (ПВД), переход с питательного турбонасоса (ПТН) на работу с питательным электронасосом (ПЭН) и обратно и др. Это усложняет эксплуатацию и влияет на надежность и экономические показатели блока. Данный вопрос изучен недостаточно и требует дополнительного исследования.

Цель работы заключается в разработке технических и технологических решений, способствующих повышению эффективности БТС ПТУ на переменных режимах работы энергоблоков СКД.

В качестве объекта исследования выбрана система регенерации ПТУ в варианте БТС энергоблоков СКД мощностью 300 (330) МВт.

Предметом исследования являются переменные режимы работы энергоблоков СКД с БТС ПТУ.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1) Провести ретроспективный анализ теоретических, расчетных и экспериментальных исследований работы энергоблоков с БТС на переменных режимах, и по результатам обзора обосновать постановку задач исследований;

2) Выполнить расчётные исследования экономичности работы системы регенерации ПТУ с БТС энергоблока СКД в диапазоне нагрузок

(0,4-0,б)^ом;

3) Определить пределы надежной работы (кавитационные характеристики) насосной группы (ПТН и ПЭН) энергоблока СКД с БТС в диапазоне нагрузок (0,4-1)^ом с учетом поправок на изменение частоты вращения привода, температуры и расхода перекачиваемой жидкости;

4) Разработать технические и технологические решения по повышению эффективности БТС на переменных режимах работы энергоблока СКД ТЭС;

5) Апробировать разработанные технологические решения для БТС в промышленных условиях на действующем энергоблоке СКД;

6) Разработать рекомендации по внедрению технологических решений в систему регенерации ПТУ с БТС энергоблока СКД при работе в диапазоне нагрузок (0,4-Щном.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1) Теоретически обоснована технологическая схема отвода КГП от группы ПВД энергоблоков СКД с БТС, адаптированная для работы в диапазоне нагрузок (0,4-Щном;

2) На основании расчетных исследований экономической эффективности БТС энергоблоков СКД в диапазоне нагрузок (0,4-0,6)^ом установлен приоритет схемы отвода КГП от группы ПВД в смеситель (СМ) в сравнении

с типовыми каскадными схемами отвода КГП от группы ПВД в ПНД и конденсатор;

3) На основе экспериментальных исследований получены кавитацион-ные характеристики ПТН (типа ПН 1135-340-4) и ПЭН (типа ПЭ 600-300-2) с учетом поправок на изменение частоты вращения привода, температуры и расхода перекачиваемой жидкости в диапазоне нагрузок (0,4-1)#ном;

4) Экспериментально подтверждена работоспособность и надежность новой технологической схемы отвода КГП от ПВД в СМ в регулировочном диапазоне нагрузок (0,4-1)Лгном на основе испытаний энергоблока СКД с БТС мощностью 300 МВт;

5) Разработаны, запатентованы и апробированы новые конструкции оборудования конденсатно-питательного тракта ПТУ, позволяющие повысить надежность и эффективность системы регенерации турбоустановки и энергоблока в целом.

Практическая ценность работы:

1) Разработана технологическая схема регенерации (включая конструкции ее элементов и узлов) энергоблока СКД с БТС, позволяющая сохранить отвод КГП от группы ПВД в СМ в диапазоне нагрузок (0,4-1)#ном, что повышает надежность и экономичность работы энергоблока;

2) Разработан регламент работы энергоблока СКД с БТС в регулировочном диапазоне нагрузок (0,4-1)#ном и требования к оборудованию системы отвода КГП от группы ПВД в СМ;

3) Уточнены кавитационные характеристики ПТН (ПН 1135-340-4) и ПЭН (ПЭ 600-300-2), что позволяет повысить качество расчетных исследований работы энергоблоков СКД с БТС (с аналогичным составом насосной группы) в регулировочном диапазоне нагрузок (0,4-1)#ном и обосновать проекты модернизации системы регенерации аналогичных энергоблоков;

4) Проверенные практикой технические и технологические решения могут быть использованы при реконструкции действующего и создании нового оборудования систем регенерации энергоблоков СКД с БТС.

Результаты работы внедрены на четырех блоках СКД с БТС мощностью 300 МВт Зуевской ТЭС, использованы в перспективных проектах модернизации системы регенерации энергоблоков ТЭС с БТС и в учебном процессе при подготовке бакалавров и магистров по направлению «Теплоэнергетика».

Методы исследований: расчетно-аналитическое обоснование технических и технологических решений, промышленный эксперимент.

Достоверность и обоснованность результатов работы подтверждается: использованием апробированных методик исследований; результатами испытаний и опытом эксплуатации оборудования энергоблоков; удовлетворительным согласованием расчетных данных с экспериментальными данными автора и других исследователей; использованием поверенной современной измерительной аппаратуры и привлечением к экспертной оценке результатов работы широкого круга специалистов.

Основные положения, выносимые на защиту:

1) Результаты расчетно-аналитических исследований работы системы регенерации и ее оборудования в варианте БТС;

2) Результаты промышленных испытаний системы регенерации энергоблока СКД с БТС;

3) Рекомендации по внедрению новых технических и технологических решений, способствующих повышению надежности и экономичности работы энергоблоков ТЭС с БТС, в проекты модернизации действующих и при разработке новых энергоблоков.

Личный вклад автора заключается в постановке задач исследований, планировании и организации основных этапов работы, разработке и расчетном обосновании технических и технологических решений по совершенство-

ванию оборудования и схем регенерации энергоблоков СКД, руководстве экспериментальными исследованиями в промышленных условиях, анализе, обработке и обобщении экспериментальных данных и разработке рекомендаций по использованию результатов исследований. Участие сотрудников ЦКТИ в отдельных этапах работы отмечено в тексте диссертации.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на VI Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности энергетического оборудования» (г. Иваново, 2011); Международной научно-практической конференции «Комплексный подход в вопросах энергосбережения, энергоэффективности, экологии в промышленной и коммунальной энергетике в странах Балтии и СНГ» (Литва, г. Друскининкай, 2014); Национальном конгрессе по энергетике (г. Казань, 2014); научно-технической конференции «Новые решения для повышения эффективности работы генерирующего оборудования» (Екатеринбург, 2015); II Всероссийской специализированной научно-практической конференции молодых специалистов «Современные технологии в энергетике» (Москва, 2018) XIV международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Энергия-2019" (г. Иваново, 2019) и научных семинарах в ОАО «НПО ЦКТИ» (Санкт-Петербург, 2011-2021 гг.).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 15 работ, в т. ч. 6 статей в журналах из перечня ВАК (пять из которых имеют переводные версии в изданиях, индексируемых в МБД Scopus), 8 работ в трудах конференций и отраслевых научных изданиях, получен 1 патент РФ.

1 АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ БТС ПТУ

1.1 Предпосылки внедрения БТС

В 70-80-х годах большая часть отечественных энергоблоков ТЭС работала в базовом режиме [8]. Регулирование нагрузки осуществлялось конденсационными энергоблоками мощностью до 200 МВт, энергоблоки СКД мощностью 300 МВт и выше к регулированию привлекались редко. Изменение конъюнктуры энергопотребления в РФ привело к необходимости использовать энергоблоки СКД для регулирования нагрузки энергосистемы с возможностью снижения нагрузки энергоблоков вплоть до технически возможного минимума [7]. При этом с одной стороны необходимо обеспечить экономичность выработки электроэнергии, а с другой - надежность работы всех узлов электростанции.

На рисунке 1.1 в качестве примера приведены типичные графики электрической нагрузки на Среднеуральской ГРЭС, из которых видно, что суточная нагрузка станции (рисунок 1.1, а) может снижаться с примерно 880 МВт (в дневной максимум) до 550 МВт (в ночной минимум), или почти на 40 %; при этом нагрузка отдельного энергоблока (рисунок 1.1, б) мощностью 300 МВт может изменяться в течение суток примерно в 2 раза.

Высокая экономичность современной паротурбинной установки КЭС достигается за счет повышения средней термодинамической температуры воды в регенеративных подогревателях [13]. Регенеративные подогреватели поверхностного и смешивающего типа последовательно установлены по ходу основного конденсата (питательной воды) и соединены по пару с отборами турбины. Для сведения материального и теплового балансов, а также для дегазации питательной воды в тепловой схеме предусмотрена деаэрационная установка с аккумулирующим баком.

б)

Рисунок 1.1 - Типичный суточный график электрической нагрузки Среднеуральской ГРЭС (а) и ее турбогенератора ТГ-9 (б) [по данным станции]

Деаэрационная установка может работать при постоянном, скользящем и комбинированном давлении [14]. На большинстве энергоблоков ТЭС деаэрационная установка работает при постоянном давлении пара во всем диапазоне нагрузок. Для поддержания постоянного давления пара в деаэраторе требуется наличие нескольких источников пара и запорно-регулирующая арматура [15-17].

Применение деаэратора в тепловой схеме турбоустановки имеет свои преимущества и недостатки [18, 19]. Из преимуществ можно выделить:

- поддержание температуры основного конденсата перед питательными насосами при переменных нагрузках;

- прием сбросов пара и конденсата пара высокого давления;

- роль демпфирующей емкости при изменении расхода основного конденсата в переходных режимах работы оборудования.

Недостатки применения деаэратора:

- потери экономичности до 0,5 % КПД энергоблока за счет дросселирования греющего пара;

- необходимость строительства деаэраторной этажерки для создания подпора бустерного и питательного насосов;

- существенные капитальные затраты на обвязку деаэратора арматурой, трубопроводами по пару и воде и наличие установки для редуцирования пара по сравнению с БТС;

- в нерасчетных режимах возможно появление гидроударов, приводящих к разрушению внутренних устройств в деаэраторе;

- опасность обратного потока пара и конденсата в турбину в случае неплотного закрытия обратного клапана;

- необходимость периодического освидетельствования и гидравлических испытаний деаэратора;

- потери энергии конденсатных насосов, особенно на сниженных нагрузках энергоблоков, вследствие дросселирования потока основного конденсата в деаэраторе.

На рисунке 1.2 представлены наиболее распространенные в отечественной энергетике схемы системы регенерации паровых турбин КЭС с деаэраторной установкой [8, 37, 39].

Анализ представленных на рисунке 1.2 тепловых схем показывает общий принцип построения системы регенерации турбоустановки: 8 (9) ступеней отбора пара из турбоустановки для нагрева основного конденсата и питательной воды. Система регенерации низкого давления включает в себя конденсатор, конденсатные насосы, подогреватели поверхностного и смешивающего типа и деаэратора. Система регенерации высокого давления состоит из питательных насосов (ПН) и спирально-коллекторных ПВД.

а)

б)

в)

Продолжение рисунка на следующей странице

д)

Рисунок 1.2 - Принципиальные схемы регенерации с деаэраторами

типовых турбин [8, 37, 39]: а - К-300-23,5 ЛМЗ; б - К-300-23,5 ХТЗ; в - К-800-23,5 ЛМЗ; г - К-200-12,8 ЛМЗ; д - Т-250/300-23,5 УТЗ; 1 - ПВД-8; 2 - ПВД-7; 3 - ПВД-6; 4 - деаэратор; 5 - БН; 6 - ПТН; 7 - ПЭН; 8 - ПНД-4; 9 - ПНД-3; 10 - КЭН-11; 11 - ПНД-2; 12 - ПНД-1; 13 - СП; 14 - КЭН-1; 15 - конденсатор; 16 - ДН; 17 - ПНД-5; 18 - ПСГ; 19 - ДН ПСГ. Римскими цифрами обозначены номера отборов греющего пара

На энергоблоках с деаэрационной установкой, работающей на постоянном давлении, отвод КГП от ПВД в диапазоне нагрузок (0,6-1,0)Жном осуществляется в деаэратор, что обеспечивает разность давления пара в ПВД и деаэраторе с учетом высоты установки деаэратора. При снижении нагрузки ниже 0,6#ном отвод КГП от ПВД переключают в ПНД, что приводит к ча-

стичной потере тепла высокопотенциального КГП ПВД и снижению экономичности турбоустановки энергоблока.

При работе деаэрационной установки на скользящем или комбинированном давлении пара отвод КГП от ПВД в деаэратор сохраняется в расширенном диапазоне нагрузок (0,4-1,0)Жном, при этом дополнительных переключений по линии отвода КГП от ПВД не требуется.

С 1968 г. широкое распространение получили подогреватели низкого давления смешивающего типа - ПНС, которые могут обеспечить наряду с подогревом воды также ее деаэрацию. В работе [20] представлены конструкции ПНС, разработанные в ЦКТИ (авторы В.Ф. Ермолов, Н.Н. Трифонов и др.), а в [23] - конструкции ВТИ (авторы Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий и др.). На рисунке 1.3 представлены типичные конструкции ПНС, разработанные ВТИ и ЦКТИ.

Принципиальное отличие в конструкциях аппаратов ВТИ и ЦКТИ заключается в способе распределения нагреваемой среды (основного конденсата). В ПНС конструкции ЦКТИ (рисунок 1.3, а) принята схема с безнапорным водораспределением [20, 21, 24]. Подвод основного конденсата осуществляется на перфорированные тарелки, которые разделяют конденсат на небольшие струи. Греющий пар из отбора турбины омывает струи основного конденсата, конденсируется и нагревает его. В ПНС конструкции ВТИ (рисунок 1.3, б) принята схема с напорным водораспределительным коллектором. Разделение основного конденсата на струи происходит в напорном коллекторе с перфорацией. Греющий пар омывает струи, конденсируется и нагревает его.

ПНС конструкции ВТИ и ЦКТИ были успешно апробированы в составе БТС турбоустановок К-300-23,5 ЛМЗ и ХТЗ, К-800-23,5 ЛМЗ и Т-250/300-23,5 УТЗ и показали свою работоспособность и эффективность, что подтверждено результатами многочисленных испытаний, выполненных специалистами ОРГРЭС и ПТО станций [20].

Рисунок 1.3 - Смешивающие подогреватели низкого давления: а - конструкция ЦКТИ (безнапорное водораспределение); б - конструкция ВТИ (напорное водораспределение); 1 - подвод греющего пара; 2 - подвод основного конденсата; 3 - подвод конденсата из подогревателя с большим давлением;

4 - аварийный перелив; 5 - отвод основного конденсата

Преимуществом смешивающих подогревателей по сравнению с поверхностными аппаратами является отсутствие трубной системы, практически «нулевой» недогрев основного конденсата, отсутствие клапанов КОС на паропроводах, а также меньшая стоимость изготовления подогревателя. К недостатку применения смешивающих аппаратов, по мнению автора, можно отнести наличие разрыва потока основного конденсата и как следствие установку второй ступени конденсатных насосов.

Применение ПНС позволяет обеспечить норму кислородосодержания для энергоблоков, работающих в нейтрально-кислородном, гидразинно-аммиачном водно-химическом режиме [25-27]. Это обстоятельство совместно с вышеуказанными преимуществами способствовало широкому внедрению ПНС и разработке БТС.

Учитывая изложенное выше, в 1975-1977 гг. ЦКТИ выполнил проектные проработки БТС для энергоблоков СКД мощностью 300 и 800 МВт [28]. Примерно в это же время выполнялись разработки БТС и в ВТИ. В 1979 г. Минэнерго СССР дало указание ряду подведомственных организаций под руководством ВТИ разработать и реализовать БТС на блоке 300 МВт. В результате в 1981 г. БТС впервые в нашей стране была реализована и внедрена на турбине К-300-23,5 ЛМЗ Кармановской ГРЭС [23].

При исключении из тепловой схемы ТЭС деаэраторной установки, ее роль по дегазации и поддержанию ВХР перешла к ПНС. При этом потоки, ранее направляемые в деаэратор, потребовалось перераспределить между оборудованием тепловой схемы энергоблока. В тракте основного конденсата перед группой ПН для приема КГП от группы ПВД был установлен смеситель (СМ), который обеспечивал смешивание КГП от ПВД с основным конденсатом. При этом температура основного конденсата за ПН изменилась и стала выше расчетного для схем с деаэратором значения 165 °С, что потребовало обоснования работы ПН при повышенной температуре эксплуатации. Опыт освоения БТС отражен в работах [28-32]. Результаты испытаний подтвердили работоспособность и эффективность БТС.

На сегодняшний день БТС, выполненные по проектам ЦКТИ и ВТИ при участии турбостроительных заводов, внедрены на 32 энергоблоках тепловых электростанций мощностью 250-800 МВт [33].

В БТС отвод КГП из ПВД в СМ возможен на нагрузках не ниже 0,6#ном, что обеспечивает разность между давлением греющего пара в ПВД и давлением основного конденсата в СМ. При нагрузках (0,4-0,6)#ном КГП от

группы ПВД направляется в ПНД. Также возможен отвод КГП от ПВД в конденсатор, однако это приводит к потере тепла КГП от ПВД и снижению надежности из-за необходимости переключения арматуры на линии отвода КГП от ПВД. При участии энергоблока в суточном регулировании нагрузки данные переключения приходится делать от 2 до 6 раз в сутки, что приводит к существенному снижению ресурса арматуры переключения. Для исключения переключения арматуры на линии отвода КГП от ПВД в СМ требуется исследовать возможность снижения давления основного конденсата во всасывающем коллекторе питательных насосов на нагрузке в пределах (0,4-0,6)#ном с учетом кавитационных характеристик ПН (ПТН и ПЭН) и обеспечения надежности их работы.

Схемно-компоновочные решения в БТС, которые бы учитывали отмеченные выше особенности работы энергоблока в диапазоне нагрузок (0,4-0,6)#ном, не разработаны. Таким образом, разработка научно-технических решений в данной области является актуальной задачей для энергоблоков СКД с БТС, участвующих в суточном регулировании нагрузки.

1.2 Особенности работы системы регенерации ПТУ c БТС на переменных нагрузках

В отечественной энергетике применяют различные схемы системы регенерации паровых турбин с БТС. Общие требования при эксплуатации оборудования системы регенерации представлены в работе [16].

БТС реализована на конденсационных турбоустановках К-300(330)-23,5 ЛМЗ (Кармановская ГРЭС, Каширская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС) и К-300(330)-23,5 ХТЗ (Ладыжинская ГРЭС, Зуевская ГРЭС, Новочеркасская ГРЭС и др.) [84], К-800-23,5 ЛМЗ (Пермская ГРЭС), Т-250-23,5 УТЗ ТЭЦ-22 Мосэнерго. Для турбоустановок Т-100/120-130, Т-185/215-130 [36] ЦКТИ

совместно с УТЗ в начале 90-х годов разработал проекты БТС, которые впоследствии прошли экспертизу в Минэнерго СССР для внедрения на Омской ТЭЦ-6, однако ввиду сложной экономической обстановки в стране в начале 90-х годов эти проекты не были реализованы. На проектируемых энергоблоках, таких как АЭС с реакторной установкой БРЕСТ-0Д-300 (паровая турбина К-306-15,7/50 ЛМЗ) [34] и ТЭЦ-22 Мосэнерго (теплофикационная турбина Т-295/335-23,5 УТЗ) применяется БТС.

Задача повышения эффективности энергоблоков с БТС и сокращения издержек в эксплуатации на сегодняшний день стоит особенно актуально.

Реализация БТС на ТЭС путем реконструкции действующих энергоблоков с деаэраторной установкой была выполнена в различных вариантах. Выбор того или иного варианта зависел от типа турбоустановки, условий и опыта эксплуатации БТС, наличия необходимого оборудования и возможности его размещения. В результате, на сегодняшний день, можно выделить несколько наиболее распространенных вариантов БТС, описание которых приведено ниже.

Вариант БТС, представленный на рисунке 1.4, был реализован ЦКТИ при модернизации турбоустановок К-300-23,5 ЛМЗ Среднеуральской ГРЭС на энергоблоках СКД (№№ 9-11) мощностью 300 МВт с 1982 по 1985 гг. [18].

Проекты модернизации турбоустановок предусматривали исключение деаэраторной установки из тепловой схемы системы регенерации, замену ПНД-2 на ПНС-2 (с переводом группы дренажных насосов ПНД-2 на работу в качестве конденсатных насосов второй ступени - КЭН-П), перевод ПВД-5 на функцию ПНД-5 (с соответствующим переключением отбора греющего пара), установку СМ на всасе группы ПН, реконструкцию системы отвода КГП от оставшейся группы ПВД (ПВД-6 и ПВД-7).

В новой схеме КГП после ПВД-7 и ПВД-6 в диапазоне нагрузок (0,6-1,0)#ном отводится в СМ, расположенный перед группой ПН. При сни-

жении нагрузки ниже 0,6#ном отвод КГП от ПВД-7 и ПВД-6 перенаправляют в ПНД-5 и далее в ПНД-4, ПНД-3 и в ПНС-2. При пусковых операциях отвод КГП от ПВД-7 и ПВД-6 направляют в конденсатор. Однако это приводит к потере тепла из пароводяного цикла энергоблока с охлаждающей водой. Переключение арматуры по КГП производится автоматически.

Рисунок 1.4 - БТС турбины К-300-23,5 ЛМЗ при двухкорпусном ПВД: 1 - ПВД-7; 2 - ПВД-6; 4 - ПЭН; 5 - ПТН; 6 - СМ; 8 - ПНД-5; 9 - ПНД-4; 10 - ПНД-3; 11 - ПНС-2; 12 - ПНД-1; 13 - КЭН-11; 14 - КЭН-1; 15 - БОУ; 16 - конденсатор. Римскими цифрами обозначены номера отборов греющего пара

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Есин Сергей Борисович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Единая энергетическая система России [Электронный ресурс] // АО «Системный оператор Единой энергетической системы», 2021. URL: https://www.so-ups.ru/functioning/ees/ups2021/. (Дата обращения: 06.11.2021).

2. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года : утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2017 г. № 1209-р [Электронный ресурс]. - URL: http://static.government.ru/media/ files/zzvuuhfq2f3OJIK8AzKVsXrGIbW8ENGp.pdf (Дата обращения: 06.11.2021).

3. Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин ; под ред. В.Я. Гиршфельда. - Москва : Арис, 2014. - 326.

4. Ермаков, Н.И. О маневренности реакторной установки типа ВВЭР / Н.И. Ермаков, Г.И. Бирюков // Теплоэнергетика. 1983. № 6. - С. 7-8.

5. Липец, А.У. Разработка технических решений по привлечению теплофикационных энергоблоков мощностью 110-250 МВт к регулированию графиков электрической нагрузки / А.У. Липец, В.В. Щелоков, Г.Д. Баринберг [и др.] // Труды НПО ЦКТИ. 2002. Вып. 285. - С. 125-132.

6. Иванов, В.А. Проблема покрытия переменной части графиков энергопотребления / В.А. Иванов // Теплоэнергетика. 1983. № 6. - С. 1-7.

7. Цыпин, А.В. Выбор оптимальных параметров и автоматизация режима скользящего давления мощных энергоблоков: дис. ... канд. техн. наук / МЭИ. - М., 2005. - 181 с.

8. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ / Под ред. А.П. Огурцова, В.К. Рыжкова. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 384 с.

9. Мадоян, А.А. Повышение маневренности тепловых электростанций / А.А. Мадоян. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 104 с.

10. Трифонов, Н.Н. Совершенствование системы регенерации паротурбинных установок со смешивающими теплообменниками низкого давления с учетом переменных режимов: дис. ... канд. техн. наук / НПО ЦКТИ. - Л., 1984. - 182 с.

11. Пуск и наладка энергоблока / Под ред. Г.В. Жгулева. - М.: Энергия, 1978. - 254 с.

12. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС / Под ред. А.Г. Прокопенко, И.С. Мысак. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 317 с.

13. Мутовина, А.Т. Совершенствование турбинного оборудования тепловых электростанций / А.Т. Мутовина. - Екатеринбург. 2010. - 384 с.

14. Теплообменные аппараты технологических подсистем паротурбинных установок: энциклопедический справочник / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн; под общей ред. д-ра техн. наук проф. Ю.М. Бродова.

- Екатеринбург: УрФУ, 2013. - 401 с.

15. Иванов, В.А. Режимы мощных паротурбинных установок / В.А. Иванов.

- Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 248 с.

16. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.

17. РД 34.25.105. Типовая пусковая схема моноблока мощностью 300 МВт.

18. Трифонов, Н.Н. Опыт разработки и внедрения бездеаэраторной тепловой схемы на блоке 300 МВт Среднеуральской ГРЭС / Н.Н. Трифонов, И.П. Козловский, В.А. Булатов [и др.] // Работы по повышению технического уровня теплооб-менных аппаратов для паротурбинных и энергетических установок. - Труды ЦКТИ. 1989. № 252. - С. 57-65.

19. Теплообменное оборудование паротурбинных установок: Отраслевой каталог. Часть I. - М. 1989. - 174 с.

20. Ермолов, В.Ф. Смешивающие подогреватели паровых турбин / В.Ф. Ермолов, В.А. Пермяков, Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий. - М.: Энергоиздат, 1982.

- 207 с.

21. Пат. 2568027 Российская Федерация. Смешивающий подогреватель системы регенерации паровых турбин / В.Ф. Ермолов, О.Б. Трофимова, Ю.Г. Сухору-ков, Н.Г. Юдина, Е.А. Сухорукова, В.В. Мухин, Е.А. Большаков. - Заявка № 2014148329/06; заявл. 01.12.2014; опубл. 10.11.2015, Бюл. № 31. - 6 с.

22. Feedwater heating systems. Direct contact low pressure heaters. [Электронный ресурс]. - URL: http://mda139.net/feedwaterheat/dir-con-lp-heaters.html. (Дата обращения: 06.11.2021).

23. Ефимочкин, Г.И. Бездеаэраторные схемы паротурбинных установок / Г.И. Ефимочкин. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 232 с.

24. Сухоруков, Ю.Г. Повышение эффективности работы смешивающих подогревателей в системе регенерации паровых турбин: дис. ... канд. техн. наук / НПО ЦКТИ. - Санкт-Петербург, 2009. - 106 с.

25. Шицман, М.Е. Нейтрально-кислородный водный режим на энергоблоках СКД / М.Е. Шицман. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 136 с.

26. Ефимочкин, Г.И. Бездеаэраторная схема регенерации паровых турбин большой мощности / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, С.Г. Шипилев, Б.М. Кроха-лев // Теплоэнергетика. 1977. № 5. - С. 27-30.

27. Казаров, С.А. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Моделирование и САПР / С.А. Казаров. - СПб.: Энергоатомиздат, 1995. - 390 с.

28. Трифонов, Н.Н. Вопросы проектирования бездеаэраторных схем энергоблоков мощностью 300 и 800 МВт / Н.Н. Трифонов, Д.Б. Бирюков // Результаты исследований, разработки и освоения новых теплообменных аппаратов для электростанций. - Л., 1980. - С. 62-69. - (Труды ЦКТИ ; вып. 180).

29. Ефимочкин, Г.И. Опыт внедрения бездеаэраторной схемы на турбинах К-300-240 ХТГЗ Ладыжинской ГРЭС / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, А.Н. Тур-кин, Е.К. Якушин, Ю.М. Моспан, Д.Р. Павленко // Электрические станции. 1988. № 7. - С. 47-52.

30. Ефимочкин, Г.И. Система регенерации паротурбинных установок со смешивающими ПНД / Г.И. Ефимочкин // Конденсатор и система регенерации паровых турбин : Сборник научных трудов. - М., 1985.

31. Ефимочкин, Г.И. Исследование бездеаэраторной тепловой схемы на турбине К-300-240 ЛМЗ / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, В.М. Беренштейн // Теплоэнергетика. 1984. № 6. - С. 41-45.

32. Ефимочкин, Г.И. Динамические испытания бездеаэраторной схемы турбины К-300-240 / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, А.Г. Прокопенко, Н.П. Стасюк, Е.К. Якушин // Теплоэнергетика. 1991. № 11. - С. 47-51.

33. Трифонов, Н.Н. Бездеаэраторные тепловые схемы: выбор решений / Н.Н. Трифонов, Ю.Г. Сухоруков, В.Ф. Ермолов, Е.В. Коваленко // Энергетика и промышленность России. - 10 октября 2008. - №19 (111). - С. 17.

34. Николаенкова, Е.К. Модернизация системы регенерации паровых турбин / Е.К. Николаенкова, Н.Н. Трифонов, С.Б. Есин, М.Г. Уханова // Международная

научно-практическая конференция «Комплексный подход в вопросах энергосбережения, энергоэффективности, экологии в промышленной и коммунальной энергетике в странах Балтии и СНГ» (Литва, Вильнюс - Друскининкай, 14-18 апреля 2014 г.): Сборник докладов. - Вильнюс, 2014. - С. 48-52.

35. Филин, А.И. Основные технические решения по второму контуру для АЭС с РУ БРЕСТ-ОД-300 / А.И. Филин, Б.Б. Кубинцев, Ю.В. Нестеров, А.В. Колбасников // Труды НПО ЦКТИ. - СПб., 2002. Вып. № 2 - С. 85-91.

36. Трухний, А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов / А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. - М.: Изд-во МЭИ. 2002. - 540 с.

37. Косяк, Ю.Ф. Паровая турбина К-300-240 ХТЗ / Ю.Ф. Косяк. - М.: Энер-гоиздат, 1982. - 272 с.

38. Трифонов, Н.Н. Определение эффективности турбо- и электроприводов питательного насоса энергоблоков СКД при работе на скользящем давлении пара / Н.Н. Трифонов, Е.В. Коваленко, В.И. Кургин, С.Б. Есин // Теплоэнергетика. 2011. № 2. - С. 67-70. - Пер. ст.: Trifonov N.N., Kovalenko E.V., Kurgin V.I., Esin S.B., Determining the Effectiveness of Turbine and Electric Drives for the Feedwater Pump of Supercritical-Pressure Power Units During Their Operation at Sliding Steam Pressure // Thermal Engineering. 2011. Т. 58. № 2. - pp. 162-166. - DOI: 10.1134/ S0040601511020145.

39. РД 34.30.713. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ (для турбин до заводского № 1198).

40. А.с. 1339346 СССР. Бездеаэраторная установка регенерации паровой турбины / Н.Н. Трифонов, В.Ф. Ермолов, Л.М. Еремин, Б.М. Крохалев. - Заявка № 4052675; заявл. 08.04.1986; опубл. 23.09.1987, Бюл. № 35. - 3 с.

41. Авруцкий, Г.Д. Опыт эксплуатации бездеаэраторной тепловой схемы блока 330 МВт ст. № 3 Каширской ГРЭС / Г.Д. Авруцкий, В.Д. Никаноров, И.Р. Калиновский, О.В. Яшкин, Н.Н. Давыдов // Электрические станции. 2012. № 6. -С. 22-26.

42. Трояновский, Б.М. Турбины для атомных электростанций / Б.М. Трояновский. - М.: Энергия, 1978. - 232 с.

43. Трифонов, Н.Н. Опыт и предложения по выбору технических решений при разработке и модернизации бездеаэраторных тепловых схем современных энергоблоков / Н.Н. Трифонов, Ю.Г. Сухоруков, В.Ф. Ермолов, Е.В. Коваленко // Теплоэнергетика. 2009. № 10. - С. 74-77.

44. Саков, И.А. Применение частотно-регулируемых электроприводов в управлении сливными насосами ПНД турбоустановок ТЭЦ / И.А. Саков // Теплоэнергетика. 2009. № 10. - С. 51-55.

45. Мягков, Ф.Н. Моделирование параллельной работы центробежных насосов с регулируемой частотой вращения / Ф.Н. Мягков // Электрические станции. 2012. № 1. - С. 45-50.

46. Пат. на пол. модель 148801 Российская Федерация, МПК G01 F23/00. Устройство для измерения уровня в теплообменном аппарате / Н.Н. Трифонов, Ф.А. Святкин, Т.Г. Синцова, С.Б. Есин, Е.К. Николаенкова, Ю.Г. Сухоруков. -№ 2014114455/28; заявл. 11.04.2014; опубл. 20.12.2014, Бюл. № 35. - 5 с.

47. Марушкин, В.М. Подогреватели высокого давления ТЭС и АЭС / В.М. Марушкин, С.С. Иващенко, Б.Ф. Вакуленко. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 136 с.

48. Благов, Э.Е. Дроссельно-регулирующая арматура в энергетике / Э.Е. Благов, Б.Я. Ивницкий. - М.: Энергия, 1974. - 264 с.

49. Лясин, О.Ф. Питательные насосы для ТЭС и АЭС / О.Ф. Лясин, Б.И. Остапенко, Е.П. Лисицина [и др.]. - М.: Насосостроение. ЦИНТИХИМНЕФТЕ-МАШ, 1984. - 32 с.

50. Карелин, В.Я. Насосы и насосные станции: Учеб. для вузов / В.Я. Карелин, А.В. Минаев. - М.: Стройиздат, 1986. - 320 с.

51. Малюшенко, В.В. Насосное оборудование тепловых электростанций / В.В. Малюшенко, А.К. Михайлов. - М.: Энергия, 1975. - 280 с.

52. Демьянов, В.А. Разработка на ЛМЗ модернизированных питательных насосов для крупных блоков ТЭС / В.А. Демьянов, И.М. Пылев, С.Я. Ильин [и др.] // Вестник ЮУрГУ. Серия «Машиностроение». 2005. № 6. - С. 47-57.

53. РД 34.41.701-81. Типовая энергетическая характеристика питательных насосов СВПТ-340-1000, ОСПТ-1150М и ПН-1135-340 для энергоблоков 300 МВт.

54. Самойлович, Г.С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах / Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. - М.: Энергоиздат, 1982. - 496 с.

55. Щегляев, А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учебник для вузов / А.В. Щегляев. - М.: Энергоатомиздат,1993. -384 с.

56. Васильев, Ю.Г. Исследование и отработка режимов эксплуатации блока 300 МВт (Котел ТГМП-114, турбина К-300-240 ЛМЗ) на Среднеуральской ГРЭС при скользящем давлении в тракте // Труды ЦКТИ. - Л., 1973.

57. Кирш, А.К. Обобщение эксплуатационных данных и результатов промышленных испытаний питательных насосных агрегатов блоков 150, 200 и 300 МВт при их работе в диапазоне нагрузок от растопочной до максимальной / А.К. Кирш. - М.: ОРГРЭС, 1969.

58. Трифонов, Н.Н. Модернизация схемно-компоновочных решений конден-сатно-питательного тракта и его оборудования турбоустановок ТЭС и АЭС / Н.Н. Трифонов, Е.В. Коваленко, И.В. Игнатьев, Ю.В. Шалкевич // Теплоэнергетика. 2006. № 2. - С. 31-33.

59. ГОСТ 22337-77. Насосы центробежные питательные.

60. Руководство по эксплуатации ЦЕИР.062542.006 РЭ Насос питательный ПН-1135-340. - ОАО «Пролетарский завод». 2005.

61. РД 34.41.202. Инструкция по монтажу питательных насосов для блоков с турбинами типов К-300-240, К-500-240, К-800-240 и Т-250/300-240.

62. Богун, В.С. Способы повышения экономичности и ресурса питательных насосов для ТЭС с энергоблоками мощностью 250-1200 МВт : дис. ... канд. техн. наук / СПбГПУ. - СПб, 2011. - 191 с.

63. Арутюнян, А.А. Конверсия технических решений, апробированных в судовом насосостроении, в конструкции питательных насосов для ТЭС и АЭС / А.А. Арутюнян, В.С. Богун, А.А. Жарковский // Морской вестник. 2009. № 4(32). -С. 57-60.

64. Карелин, В.Я. Кавитационные явления в центробежных и осевых насосах / В.Я. Карелин. - М.: Машиностроение, 1975. - 336 с.

65. Михайлов, А.К. Конструкция и расчет центробежных насосов высокого давления / А.К. Михайлов, В.В. Малюшенко. - М.: Машиностроение, 1971. - 303 с.

66. ГОСТ 6134-2007 (ИСО 9906:1999). Насосы динамические. Методы испытаний.

67. РД 34.40.509-93. Типовая инструкция по эксплуатации систем регенерации высокого давления энергоблоков мощностью 100-800 МВт. - М.: СПО ОР-ГРЭС, 1994. - 76 с.

68. РД 34.25.509. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 300 МВт с турбиной К-300-240 ХТЗ. 2016.

69. Рубинштейн, Я.М. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС / Я.М. Рубинштейн, М.И. Щепетильников. - М.: Энергоиздат, 1982. - 272 с.

70. Есин, С.Б. Исследование бездеаэраторной тепловой схемы и её оборудования при переменных режимах работы энергоблока / С.Б. Есин, Н.Н. Трифонов, Ю.Г. Сухоруков, П.В. Егоров // Всероссийская специализированная научно-практической конференции молодых специалистов (с международным участием) «Современные технологии в энергетике» (Москва, 29-30 марта 2018 г.): сб. докл. / под общ. ред. С.В. Сафронова. - М.: ОАО «ВТИ», 2018. - С. 107-112.

71. Хрусталев, В.А. Надежность теплоэнергетических установок ТЭС и АЭС / В.А. Хрусталев. - Саратов : Саратовский гос. технический университет, 2012. -118 с.

72. Ледуховский, Г.В. Совершенствование действующих и обоснование новых технологий термической деаэрации воды: дис. ... д-ра техн. наук / ИГЭУ, Иваново, 2018. - 572 с.

73. Лазарев, Г.Б. Частотно-регулируемый электропривод - эффективная технология энергосбережения при техническом перевооружении и новом строительстве тепловых электростанций. - Москва: НТЦ Электроэнергетики, 2009. - 33 с.

74. Кирюхин, В.И. Паровые турбины малой мощности КТЗ / В.И. Кирюхин, Н.М. Тараненко, Е.П. Огурцова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 216 с.

75. Кунтин, Е.С. Скользящее давление свежего пара как метод регулирования мощности энергоблоков: дис. ... канд. техн. наук / НПО ЦКТИ. - Л., 1967. -148 с.

76. Глускер, Б.Н. Испытание дубль-блока 300МВт с котлом ТГМП-114 при пусках на скользящем давлении во всем пароводяном тракте / Б.Н. Глускер, В.М. Калиничев, В.А. Щептев [и др.] // Теплоэнергетика. 1997. № 12. - С. 57-61.

77. Руднев, С.С. Исследование влияния температуры воды на кавитационные характеристики насосов / С.С. Руднев // Вестник машиностроения. 1974. № 6. -С. 3-7.

78. РТМ 108.271.23-84. Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления.

79. Трифонов, Н.Н. Совершенствование системы регенерации турбины К-200(225)-12,8 ЛМЗ / Н.Н. Трифонов, Ф.А. Святкин, И.В. Ковынев, М.Г. Уханова, С.Б. Есин // Теплоэнергетика. 2012. № 3. - С. 26-30. - Пер. ст.: Trifonov N.N., Svyatkin F.A., Kovynev I.V., Ukhanova M.G., Esin S.B. Enhancement of the Leningrad Metal Works K-200(225)-12.8 Turbine Regeneration System // Thermal Engineering. 2012. Т. 59. № 3. - pp. 204-208. DOI: 10.1134/S0040601512030160.

80. Тепловые испытания турбоустановки К-300-240-2 ст. № 1 Зуевской ТЭС после модернизации: Технический отчет / ДонОРГРЭС; Н.Г. Середенко, Н.В. Кир-жаев, О.К. Калмыков. - Инв. №Т-2378. - Горловка. 2010. - 147 с.

81. Стерман, Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. - М.: Энергоатомиздат, 1995. -416 с.

82. Архипов, Г.В. Автоматическое регулирование поверхностных теплообменников / Г.В. Архипов. - М.: Энергия, 1971. - 304 с.

83. Sebestyen, G. Qualiticative inverstigation of cavitation in pumps/ G. Sebestyen. - Budapest, 1987.

84. Пат. 2029102 Российская Федерация. Бездеаэраторная система регенерации паротурбинной установки / Г.И. Ефимочкин, В.М. Марушкин, В.Л. Вербицкий, В.Н. Васильев. - Заявка № 5023259/06; заявл. 22.01.1992; опубл. 20.02.1995, Бюл. № 5.

85. Туркин, А.Н. Исследование работы питательных насосов бездеаэратор-ной тепловой схемы турбоустановки К-300-240 ЛМЗ / А.Н. Туркин, В.М. Гаврило-ва // Электрические станции. 1983. № 12. - С. 42-45.

86. Современный уровень и тенденции проектирования и эксплуатации подогревателей системы регенерации паровых турбин ТЭС и АЭС : учебное пособие / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн, И.Б. Мурманский,

Н.В. Желонкин ; под общей ред. Ю.М. Бродова. - Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2019. - 100 с.

87. Исследование работы турбонасосного агрегата (ПН 1135-340 и ОР-12-ПМ) в блоке 300 МВт с турбиной К-300-240 ЛМЗ : Отчет ЦКТИ / К.Т. Шле-мензон. - Ленинград, 1976. - 35 с.

88. Туркин, А.Н. Исследование питательных насосов бездеаэраторной тепловой схемы турбоустановки К-300-240 ЛМЗ : Отчет УралВТИ. - Челябинск, 1982.

89. РД 34.30.715. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240-2 ХТЗ (для турбины, начиная с заводского № 114039).

90. Ломакин, А.А. Центробежные и осевые насосы / А.А. Ломакин. - Л.: Машиностроение, 1966.

91. Михайлов, А.К. Лопастные насосы. Теория, расчет и конструирование / А.К. Михайлов, В.В. Малюшенко. - М.: Машиностроение, 1977. - 288 с.

92. Григорьева, Е.Б. Модернизация системы регенерации турбоустановки при работе на пониженной нагрузке энергоблока 300 МВт с бездеаэраторной тепловой схемой / Е.Б. Григорьева, Н.Н. Трифонов, С.Б. Есин, Ф.А. Святкин, Е.К. Николаенкова, Е.А. Сухорукова, Ю.Г. Сухоруков // Вестник НТУ «ХПИ». 2014. № 13. - С. 29-34.

93. РД 10-249-98. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды.

94. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок.

95. Полыновский, Я.Л. К вопросу о показателях работы ПВД действующих энергоблоков 200, 300 и 800 МВт / Я.Л. Полыновский, В.М. Марушкин, Т.Я. Куль-мухаметов // Повышение надежности и экономичности энергетических блоков. -М., 1975. - (Труды ВТИ ; вып. 7).

96. Бродов, Ю.М. Анализ показателей надежности турбоустановок и энергоблоков в целом АО «Свердловэнерго» / Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский, М.М. Ми-тельман // Теплоэнергетика. 1997. № 1. - С. 9-14.

97. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара : Справочник / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. - М. : Изд-во МЭИ, 2003. - 158, [6] с.

98. Аракелян, Э.К. Оценка экономической эффективности применения режима скользящего регулирования на энергоблоках СКД с турбоприводом питательного насоса. / Э.К. Аракелян, С.Ю. Бурцев // Энергетик. 2015. № 3. - С. 33-37.

99. Кавитационные испытания питательного насоса ПН 1135-340-1 и расчет его характеристик при работе в бездеаэраторной тепловой схеме энергоблока 300 МВт : Отчет о НИР (Этап 1 и 2). - Ленинград, 1991.

100. Результаты стендовых испытаний опытного агрегата КПТН-I : Отчет о НИР, инв. № 3510, з-д «Экономайзер». - Л., 1973.

101. Гумеров, А.Г. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердин - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 350 с.

102. Григорьева, Е.Б. Модернизация подогревателей высокого давления для энергоблоков мощностью 200 МВт / Е.Б. Григорьева, Н.Н. Трифонов, С.Б. Есин, А.Ю. Юрченко, Е.К. Николаенкова // Национальный конгресс по энергетике НКЭ-2014 (г. Казань, 8-12 сентября 2014 г.): - Казань: Изд-во КГЭУ, 2014. - С. 151-158.

103. РТМ 108.030.107-76. Выбор пускосбросного оборудования блоков на сверхкритические параметры пара. - Л.: НПО ЦКТИ, 1976. - 53 с.

104. Исследование работы бездеаэраторной тепловой схемы при изменении нагрузки блока от 300 до 120 МВт энергоблока 300 МВт структурной единицы «Зуевская ТЭС» : Отчет о НИР ООО «Востокэнерго» (Этап 1 и 2). - Санкт-Петербург, 2011.

105. Есин, С.Б. Исследование системы регенерации бездеаэраторной тепловой схемы энергоблока 300 МВт при сниженной нагрузке / С.Б. Есин, Н.Н. Трифонов, Ю.Г. Сухоруков, А.Ю. Юрченко, Е.Б. Григорьева, И.П. Снегин, Д.А. Живых, А.В. Медведкин, В.А. Рябич // Теплоэнергетика. 2015. № 9. - С. 9-12. - DOI: 10.1134/S0040363615090039. - Пер. ст.: Esin S.B., Trifonov N.N., Sukhorukov Y.G., et al, Study of Regeneration System of 300 MW Power Unit Based on Nondeaerating Heat Balance Diagram at Reduced Load // Thermal Engineering. 2015. Т. 62. № 9. -pp. 621-624. DOI: 10.1134/S0040601515090037.

106. Есин, С.Б. Разработка и опыт совершенствования схем регенерации и её оборудования турбин мощностью 100-800 МВт / С.Б. Есин, Н.Н. Трифонов, Ю.Г. Сухоруков, П.В. Егоров, Е.Б. Набагез, Е.К. Николаенкова, Ф.А. Святкин, Т.Г. Син-

цова, К.А. Григорьев // Надежность и безопасность энергетики. 2017. Т. 10. № 4. -С. 340-347. DOI: 10.24223/1999-5555-2017-10-4-340-347.

107. Есин, С.Б. Повышение надежности и эффективности бездеаэраторной схемы энергоблока СКД в расширенном регулировочном диапазоне нагрузок / С.Б. Есин, Н.Н. Трифонов // Теплоэнергетика. "Энергия-2019". Четырнадцатая международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Иваново, 2-4 апреля 2019 г.) : материалы конференции: В 6 т. Т. 1. - Иваново: ИГЭУ, 2019. - С. 7.

108. Торхунов, С.Ф. Освоение и эксплуатация блока № 3 Каширской ГРЭС / С.Ф. Торхунов, А.Л. Шварц, Г.Д. Авруцкий, Э.Х. Вербовецкий, А.К. Бокша, В.А. Верещитин, А.А. Сомов, А.А. Чугреев // Электрические станции. 2012. № 6. -С. 13-22.

109. СТО 70238424.27.040.018-2009. Турбина паровая К-300-240-1 (2) ХТГЗ. Технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования. - М.: НП «ИНВЭЛ», 2009. - II, 287 с.

110. Костюк, А.Г. Паровые турбины и газотурбинные установки для электростанций / А.Г. Костюк, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний ; под ред. А.Д. Трухния. -Москва : Издательский дом МЭИ, 2018. - 687 с.

111. Сахаров, А.М. Тепловые испытания паровых турбин / А.М. Сахаров. -М.: Энергоатомиздат, 1990. - 238 с.

112. РД 153-34.1-30.311-96. Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин ТЭС. - М.: СПО ОРГРЭС, 2001. - 61 с.

113. СТО 70238424.27.040.007-2009. Паротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. - М.: НП «ИНВЭЛ», 2009. - III, 165 с.

114. ГОСТ 8.207-76 ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. - М.: Стандартинформ, 2008. -7 с.

115. Р 50.2.038-2004 ГСИ. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей и неопределенности результатов измерений. - М.: Стандартинформ, 2011. - III, 8 с.

116. Иващенко, С.С. Основные результаты теплогидравлических испытаний подогревателей высокого давления в схеме регенерации турбин К-800-240-5 / С.С. Иващенко, А.А. Дядиченко, А.В. Шершнев // Новые технические решения в тепло-обменном оборудовании энергетических установок. - СПб., 1994. - С. 66-78. (Труды ЦКТИ ; вып. 277).

117. Сухоруков, Ю.Г. Теплогидравлические испытания модели смешивающего подогревателя высокого давления / Ю.Г. Сухоруков, Б.Ф. Балунов, В.В. Лемехов, В.А. Когут, А.В. Проухин, А.А. Щеглов, Ф.А. Святкин, А.Ю. Юрченко, А.С. Матяш, А.О. Борисов, Н.А. Шорин, К.А. Григорьев // Теплоэнергетика. 2021. № 12. - С. 68-75.

118. СТО 70238424.29.160.20.017-2009. Турбогенераторы серии ТГВ. Групповые технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования. - М.: НП «ИНВЭЛ», 2010. - 76 с.

119. Производственная инструкция для персонала по пуску и обслуживанию питательного насосного агрегата ПЭ 600-300-2 блока 300 МВт Зуевской ТЭС. -Зугрэс: «Востокэнерго, структурная единица «Зуевская ТЭС», 2006. - 15 с.

120. Есин, С.Б. Разработка и опыт совершенствования схемы регенерации и её оборудования турбины К-200(225)-130 ЛМЗ / С.Б. Есин, Н.Н. Трифонов, Ф.А. Святкин, М.Г. Уханова // VI Международная научно-практическая конференция «Повышение эффективности энергетического оборудования» (г. Иваново, 6-8 декабря 2011 г.): сб. матер. / под ред. A.B. Мошкарина. - Иваново: ИГЭУ, 2011. -С. 17-23.

121. Есин, С.Б. Выбор варианта модернизации системы регенерации турбины К-200(225)-130 ЛМЗ / С.Б. Есин, Н.Н. Трифонов, Ф.А. Святкин, М.Г. Уханова // Национальный конгресс по энергетике НКЭ-2014 (г. Казань, 8-12 сентября 2014 г.): - Казань: Изд-во КГЭУ, 2014. - С. 213-219.

122. Трифонов, Н.Н. Модернизированная система защиты ПВД для АЭС и ТЭС / Н.Н. Трифонов, Ф.А. Святкин, М.Г. Уханова, С.Б. Есин // VI Международная научно-практическая конференция «Повышение эффективности энергетического оборудования» (г. Иваново, 6-8 декабря 2011 г.) : сб. матер. / под ред. A.B. Мошкарина. - Иваново: ИГЭУ, 2011. - С. 23-27.

123. Святкин, Ф.А. Модернизированная система защиты ПВД для АЭС и ТЭС / Ф.А. Святкин, Н.Н. Трифонов, М.Г. Уханова, В.Б. Тренькин, В.А. Колтунов, А.И. Боровков, О.И. Клявин // Теплоэнергетика. 2013. № 9. - С. 28-35. DOI: 10.1134/S0040363613090130

124. СО 153-34.40.508 (РД 34.40.508-85). Методические указания по эксплуатации поверхностных подогревателей турбоустановок ТЭС и АС. - М.: ВТИ, 1988. - 63 с.

125. Пат. 2328644 Российская Федерация, МПК F16K 1/04, F16K 37/00, F01D 17/14 (2006.01). Клапан быстродействующего защитного устройства поверхностных подогревателей системы регенерации паровых турбин / Н.Н. Трифонов, Е.В. Коваленко, Ф.А. Святкин, А.И. Боровков, О.И. Клявин. - Заявка № 2006134789/28; заявл. 02.10.2006; опубл. 10.07.2008, Бюл. № 19. - 4 с.

126. Трифонов, Н.Н. Опыт разработки и результаты испытаний оборудования системы регенерации и ПСПП энергоблока № 4 Калининской АЭС / Н.Н. Трифонов, Ю.Г. Сухоруков, В.Ф. Ермолов, Ф.А. Святкин, Е.К. Николаенкова, Т.Г. Синцова, Е.Б. Григорьева, С.Б. Есин, М.Г. Уханова, Е.А. Голубев, С.П. Бик, В.Б. Тренькин // Теплоэнергетика. 2014. № 6. - C. 44-48. DOI: 10.1134/ S0040363614060113. - Пер. ст.: Trifonov, N.N., Experience Gained from the Development and Results from Tests of the Equipment of the Kalinin NPP Unit 4 Regeneration and Intermediate Steam Separation and Reheating System / N.N. Trifonov, Y.G. Sukho-rukov, V.F. Ermolov, F.A. Svyatkin, E.K. Nikolaenkova, T.G. Sintsova, E.B. Grigor'eva, S.B. Esin, M.G. Ukhanova, E.A. Golubev, S.P. Bik, V.B. Tren'kin // Thermal Engineering. 2014. T. 61. № 6. - pp. 425-432. DOI: 10.1134/S004060151406010X.

127. Трифонов, Н.Н. Перспективные решения по оборудованию системы регенерации ТЭС и АЭС, снижающие вероятность попадания воды в турбину и разгона ротора обратным потоком пара / Н.Н. Трифонов, Ф.А. Святкин, Т.Г. Синцова, М.Г. Уханова, С.Б. Есин, Е.К. Николаенкова, А.Ю. Юрченко, Е.Б. Григорьева // Теплоэнергетика. 2016. № 3. - С. 21-24. DOI: 10.1134/S0040363616020090. -Пер. ст.: Trifonov, N.N., Some Perspective Decisions for the Regeneration System Equipment of the Thermal and Nuclear Power Plants Decreasing the Probability of Water Ingress into the Turbine and Rotor Acceleration by Return Steam Flow / N.N. Trifonov, F.A. Svyatkin, T.G. Sintsova, M.G. Ukhanova, S.B. Yesin, E.K. Nikolayenkova, A.Y.

Yurchenko, E.B. Grigorieva // Thermal Engineering. 2016. T. 63. № 3. - pp. 174-178. DOI: 1G.1 134/SGG4G6G1516G2GG99.

ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные и результаты расчетов экономичности

турбоустановок

А.1 Тепловые схемы паротурбинных установок

lo Г—■

СЭ >

II

сэ Q_ Ó¿

LO

¿ I

I—' Ш

i о_

□О CD

Zn CD lQ Q_ zn

X

k_J

CR

<C

OD CD

CR

<c nz _0

<C

Ji

undugm Q9¿"81| ñi/ша» n 0£9"9S£

Изготовитель:

Наименование:

№ чертежа

Дата:

Турбина:

ОАО "Турбоотом"

ТеплоЕшя схемо

2D08

К-330-23.Б

о з> о

от котла 13.61р

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЧРБОУСТАНОВКИ К-330-23.5

Режим: 40% ВМСР; Ро=уаг: й0=АОО.О т/ч

МЭ=Н7.11 МВт

Пэбр=7851.9 кДж/КВтч ЦНД ЫТп=3.23 МВт

от ПП Шр 5201

о

01

Р - МПа

\ - кДж/кг б - т/ч

ю 00

Рисунок А.2 - Тепловые балансы турбоустановки К-330-23,5 ХТЗ (Ы= 0,45Л/,юм, Р0 = 13,61 МПа и (}() = 400 т/ч). Отвод КГП от группы ПВД в ПНД-5. Данные ОАО «Турбоатом» (г. Харьков, Украина)

ю

Рисунок А.З - Тепловые балансы турбоустановки К-330-23,5 ХТЗ (Ы= 0,55ЫНОМ, Р0 = 13,51 МПа и С0 = 500 т/ч). Отвод КГП от группы ПВД в ПНД-5. Данные ОАО «Турбоатом» (г. Харьков, Украина)

Рисунок А.4 - Тепловые балансы турбоустановки К-330-23,5 ЛМЗ (N = 0,45NHOM, Р0 = 11,0 МПа и G0 = 420 т/ч). Отвод КГП от группы ПВД в ПНД-5. Расчеты автора по программе United Cycle

Рисунок А.5 - Тепловые балансы турбоустановки К-330-23,5 ЛМЗ (N = 0,59NHOM, Р0 = 14,25 МПа и G0 = 550 т/ч). Отвод КГП от группы ПВД в ПНД-5. Расчеты автора по программе United Cycle

Рисунок А.6 - Тепловые балансы турбоустановки К-330-23,5 ЛМЗ (N = 0,45^ом, Р0 = 11,0 МПа и G0 = 420 т/ч).

Отвод КГП от ПВД-7 в СМ. Расчеты автора по программе United Cycle

Рисунок А.7 - Тепловые балансы турбоустановки К-330-23,5 ЛМЗ (N = 0,59^ом, Р0 = 14,25 МПа и G0 = 550 т/ч).

Отвод КГП от ПВД-7 в СМ. Расчеты автора по программе United Cycle

А.2 Результаты расчетов экономических показателей ПТУ

Таблица А.1 - Расчет КПД цикла (п) турбоустановки К-330-23,5 ХТЗ по методу Я.М. Рубинштейна и М.И. Щепетильникова в варианте отвода КГП от ПВД-7 в СМ

для режима 0,45^

Формула Значения величин

1 - е^ Л'— еЛв

, 'к — '(в)к 1 - ^ = --—- '(п)1 - г(в)к 0,961 34,7 1,356 0,093

, ¡(в)1 + еЛ(в)1 1 е2 = . . 1(п)2 - 7(в)1 0,877 142,3 17,461 0,271

(л \г(п)2 —1(к )3 1 е3 =(1 е2) .() .() ¡(п)3 ¡(к)3 0,838 62,9 10,167 0,35

, ¡к — ¡(в)3 + Е (е1Л/(—)1 + е2 Л(в)2 + +е3Л'(в)3 ) 1 е4 = . . 1(п)4 1(в)3 0,771 64,4 14,734 0,494

1 е =(1 ^) ¡(п)4 + ¡(к )5 1(п)5 -1(к)5 0,759 102,3 24,679 0,522

1 — е6 =(1 — е5 )/(п)5 + /(к )6 ¡(п)6 ¡(к)6 0,682 124,3 39,573 0,684

1 — е7 =(1 — е6 ) 1(")б + '(к)7—(1 — ^)Л'пп '(п)7 '(к)7 '(п)7 '(к)7 0,652 161,9 56,281 0,730

1 ^ =(1 ^ ) 1(п)7 + '(к)8 '( п)8 —'(к )8 0,621 114,3 43,368 0,797

¿п + А1пп - ¿к-1?еД1в П = 1 + А^п.п — / 0,4763

420.00 т/ч ) ( 112.23 кг/см2

359.26 т/ч ) ( 17.71 кг/см2

1. Стопорный клапан N48 Параметры пара, поступающего на турбину

расход.......... 116.67 кг/с

давление.......... 110.06 бар

температура........... 545.00 Ц

2. Стопорный клапан N62 Параметры пара, поступающего на турбину

расход.......... 99.79 кг/с

давление.......... 17.37 бар

температура........... 544.30 Ц

3. КПД электрогенератора...................98.43 %

4. Внутренняя мощность ПТУ............... 152.24 МВт

5. Электрическая мощность ПТУ (брутто)........... 149.25 МВт

6. Удельный расход теплоты на выработанную ПТУ э/э.....8284.99 кДж/(кВт*ч

7. КПД ПТУ по производству э/э............... 43.45%

8. Абсолютные затраты мощности на собственные нужды.... 5.84 МВт

9. Относительные затраты мощности на собственные нужды .... 3.91 %

10. Электрическая мощность ПТУ (нетто - отпущенная).... 143.41 МВт

11. Удельный расход теплоты на отпущенную ПТУ э/э..... 8622.41 кДж/(кВт*ч)

12. КПД ПТУ по отпуску э/э................. 41.75 %

13. Потребитель теплоты в горячей воде N59 Потребитель О

13.1. Отпуск теплоты..................... 189.05 МВт ( 162.56 Гкал/ч )

13.2. Расход воды..................... 10000.00 кг/с (36000.00 т/ч )

13.3. Температура прямой воды................16.51 Ц

13.4. Температура обратной воды...............12.00 Ц

14. Потребитель теплоты в горячей воде N93 Потребитель теплоты

14.1. Отпуск теплоты..................... 0.00 МВт ( 0.00 Гкал/ч )

14.2. Расход воды..................... 0.00 кг/с ( 0.00 т/ч )

14.3. Температура прямой воды................ 69.96 Ц

14.4. Температура обратной воды............... 70.00 Ц

15. Суммарный отпуск теплоты с горячей водой......... 189.05 МВт

16. Потребитель теплоты в паре N103 Потребит, пара

16.1 Отпуск теплоты..................... 0.00 МВт

16.2. Расход пара...................... 0.00 кг/с (

16.2. Давление пара..................... 19.46 бар

16.3. Температура пара....................303.98 Ц

16.3. Температура конденсата пара.............. 6.97 Ц

17. Потребитель теплоты в паре N112 Потребит, пара

17.1 Отпуск теплоты..................... 3.30 МВт

17.2. Расход пара...................... 8.33 кг/с

17.2. Давление пара..................... 0.01 бар

17.3. Температура пара....................215.02 Ц

17.3. Температура конденсата пара.............. 6.97 Ц

18. Суммарный отпуск теплоты с паром............. 3.30 МВт ( 3.82 Гкал/ч

1978.84 ккал/(кВт*ч))

2059.43 ккал/(кВт*ч))

162.56 Гкал/ч

( 0.00 Гкал/ч 0.00 т/ч ) ( 19.84 кг/см2

( 2.83 Гкал/ч 30.00 т/ч ) ( 0.01 кг/см2

Рисунок А.8 - Фрагмент интерфейса программы United Cycle с результатами расчета ПТУ типа К-330-23,5 ЛМЗ при отводе КГП от ПВД-7 в СМ при нагрузке 0,45^ом

550.00 т/ч ) ( 145.42 кг/см2

463.43 т/ч ( 22.80 кг/см2

1. Стопорный клапан N48 Параметры пара, поступающего на турбину

расход.......... 152.78 кг/с

давление.......... 142.60 бар

температура...........545.00 Ц

2. Стопорный клапан N62 Параметры пара, поступающего на турбину

расход.......... 128.73 кг/с

давление.......... 22.36 бар

температура...........544.48 Ц

3. КПД электрогенератора...................98.43 %

4. Внутренняя мощность ПТУ............... 196.99 МВт

5. Электрическая мощность ПТУ (брутто)........... 193.29 МВт

6. Удельный расход теплоты на выработанную ПТУ э/э..... 8128.09 кДж/(кВт*ч) (1941.36 ккал/(кВт*ч))

7. КПД ПТУ по производству э/э............... 44.29 %

8. Абсолютные затраты мощности на собственные нужды.... 7.43 МВт

9. Относительные затраты мощности на собственные нужды .... 3.84 %

10. Электрическая мощность ПТУ (нетто - отпущенная).... 185.86 МВт

11. Удельный расход теплоты на отпущенную ПТУ э/э..... 8452.95 кДж/(кВт*ч) ( 2018.95 ккал/(кВт*ч))

12. КПД ПТУ по отпуску э/э................. 42.59 %

13. Потребитель теплоты в горячей воде N59 Потребитель О

13.1. Отпуск теплоты.....................237.44 МВт ( 204.16 Гкал/ч )

13.2. Расход воды..................... 10000.00 кг/с (36000.00 т/ч )

13.3. Температура прямой воды................17.67 Ц

13.4. Температура обратной воды...............12.00 Ц

14. Потребитель теплоты в горячей воде N93 Потребитель теплоты

14.1. Отпуск теплоты..................... 0.00 МВт ( 0.00 Гкал/ч )

14.2. Расход воды..................... 0.00 кг/с ( 0.00 т/ч )

14.3. Температура прямой воды................ 69.96 Ц

14.4. Температура обратной воды............... 70.00 Ц

15. Суммарный отпуск теплоты с горячей водой......... 237.44 МВт ( 204.16 Гкал/ч )

16. Потребитель теплоты в паре N103 Потребит, пара

16.1 Отпуск теплоты..................... 0.00 МВт

16.2. Расход пара...................... 0.00 кг/с (

16.2. Давление пара..................... 25.04 бар

16.3. Температура пара.................... 300.53 Ц

16.3. Температура конденсата пара.............. 9.92 Ц

17. Потребитель теплоты в паре N112 Потребит, пара

17.1 Отпуск теплоты..................... 3.23 МВт

17.2. Расход пара...................... 8.33 кг/с

17.2. Давление пара..................... 0.01 бар

17.3. Температура пара....................213.75 Ц

17.3. Температура конденсата пара.............. 9.92 Ц

18. Суммарный отпуск теплоты с паром............. 3.23 МВт ( 3.75 Гкал/ч

( 0.00 Гкал/ч 0.00 т/ч ) ( 25.54 кг/см2

( 2.78 Гкал/ч 30.00 т/ч ) ( 0.01 кг/см2

Рисунок А.9 - Фрагмент интерфейса программы United Cycle с результатами расчета ПТУ типа К-330-23,5 ЛМЗ при отводе КГП от ПВД-7 в СМ при нагрузке 0,59^ном

Таблица А.2 - Значения КПД приводов и собственно насосной части

ПЭН типа ПЭ 600-300-2 и ПТН типа ПН 1135-340-4 турбоустановки К-300-23,5 ХТЗ

Наименование Обозначение Значение Источник

КПД элементов ПЭН:

собственно ПЭН пН 0,77 [62]

редуктора Пр 0,984 [119]

гидромуфты Пгм 0,95 [119]

электродвигателя Пэм 0,976 [119]

электропередачи Пп 0,99 принято

КПД элементов ПТН:

собственно ПТН пН 0,8 [51]

внутренний относительный

турбопривода пр п0р 0,82 [53]

механический турбопривода пр пмех 0,86 [74]

КПД турбоустановки:

III отбора при работе на ПТН поШ1 0,94 [37]

генератора пген 0,987 [118]

механический привода пмех 0,995 по данным заво-

да изготовителя

турбин

Агрегатный КПД:

ПЭН „аэн Чагр 0,732 Расчет по

формуле (2.19)

ПТН Чагр 0,564 Расчет по

формуле (2.20)

Приложение Б Письмо ОАО «Пролетарский завод»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«ПРОЛЕТАРСКИЙ ЗАВОД»

ул Дуд «о, Д.з, Санкт-Петербург, 192029 Для телеграмм: 122214 NASOS RU тел.[phone] Факс: [phone] E-mail [e-mail] http: // www.proletaraky.nj ОКПО 07520955, ОГРН 102780607S2S9 ИНН/КПП 7811039386/998050001

На№ 11-03/802 от 22 02.2010

Гкас. параметров ПН 1135-340-4

"г 5310 14:57

CTP1

Техническому директору

"ВОСТОКЭНЕРГО" ШгорскомуА. Н.

Украина, г. Харьков, ФАКС [phone]

Питательный турбонасосный агрегат ПТНА 1135-340-4 обеспечивает работу энергоблока N=300 МВт Зуевской ТЭС со следующими параметрами:

1. Q=1135 м3/ч (0,315 м3/с), Н=3520 м, п=5200 об/мин, Пн=83%, ДИд=112 м при ф=1,7, ДЬкр=65 м (Скр=750).

Требуемая величина давления на входе при t=165 "С составляет

Дhs p ■ 112-902,5 ,,, . 2

Рпх = Pd + —-— = 6,0 +-— = 16,1 кгс/см .

м d 10000 юооо

2. При изменении мощности энергоблока будут меняться параметры ПН, при этом насосный агрегат будет находиться на изогональном режиме. Поясняем. При уменьшении мощности блока до 150 МВт количество требуемого рабочего тела

(воды) составит: Q = QH

-^ = 1135-^ = 567,5 uW

NHom 300

5200

Частота вращения п = = 2600 об/мин.

Напор Я = Ннои •(-)5 =3520-(^—)2 =880 м.

пМш 5200

Д/írr =

ДА*

= — = 16,3 м. ч 4

При температуре воды на входе 1=121 "С необходимая величина давления на входе в насос составит

При 1=165 °С

Приложение В Данные замеров уровней вибрации ПТН

Объект: Энергоблок № 4, Зуевская ТЭС

Протокол от 11.10.2011 Испытания в режиме понижения давления на всасе насоса ПТН-4