Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Суперсверхкритические параметры пара в энергетике 8
1.1. Эффект от применения суперсверхкритических параметров пара сточки зрения термодинамики 8
1.2. Технологии для тепловых электростанций, используемые за рубежом
1.3. Совершенствование отечественных энергоблоков 18
1.3.1. Металлы, используемые при переходе на суперсверх-критические параметры пара 20
1.3.2. Особенности турбин на суперсверхкритические пара-метрыпара 22
1.3.3. Особенности котлов на суперсверхкритические параметры пара 25
1.3.4. Энергоблок повышенной эффективности 28
Глава 2. Способы повышения эффективности работы теплофикационных турбин 34
Глава 3. Основы математического моделирования теплоэнергетических установок 45
3.1. Сущность математического моделирования 45
3.2. Этапы решения задач моделирования теплоэнергетических установок
3.3. Этапы решения задач моделирования теплоэнергетических установок 56
Глава 4. Надстройка блока К-210-130 турбиной на суперсверхкритические параметры пара 60
4.1. Исследование надстройки блока К-210-130 турбиной на суперсверхкритические параметры пара 60
4.2. Исследование вариантов включения турбинных экономайзеров в схему надстроенного блока К-210-130 77
Глава 5. Исследование влияния турбинного эконо майзера на нагрев воды в регенеративном подогревателе 89
5.1. Распределение нагревов в ступенях регенеративного подогрева питательной воды 89
5.2. Аналитическое определение оптимального нагрева в подогревателе при подключении турбинного экономайзера *2
5.3. Определение оптимального нагрева в подогревателе при подключении турбинного экономайзера на основе численного моделирования 9
Глава 6. Параллельная работа теплофикационных турбин 105
Выводы 117
Список литературы 119
Приложения
- Технологии для тепловых электростанций, используемые за рубежом
- Способы повышения эффективности работы теплофикационных турбин
- Этапы решения задач моделирования теплоэнергетических установок
- Исследование вариантов включения турбинных экономайзеров в схему надстроенного блока К-210-130
Введение к работе
В последние годы для индустриальных стран наряду с разработкой энергосберегающих технологий характерна тенденция снижения удельных расходов топлива на электростанциях при одновременном решении проблем экологии. Для России такая задача, безусловно, не менее актуальна. В обобщающей публикации по итогам 15-го Международного энергетического союза [1] применительно к России четко сформулирована суть этой задачи: «Наиболее привлекательным для повышения КПД преобразования первичных энергоресурсов в электричество являются укрупнение единичной мощности энергоблоков, применение ультракритических параметров пара и повышение начальной температуры в ГТУ».
Конкретные направления развития электроэнергетики в значительной степени зависят от используемого топлива. В системе Минтопэнерго РФ примерно 75 процентов электроэнергии вырабатывается на органическом топливе, и этот процент даже в далекой перспективе вряд ли будет заметно снижаться. При такой тенденции многие считают, что электроэнергетика, потребляющая газ, должна ориентироваться в основном на бинарные ПТУ с котлами-утилизаторами (ПГУ-У). Уголь при этом также следует использовать в утилизационных ПГУ с внутрицикловой газификацией (ПГУ-Г). В связи с этим, якобы нет нужды в радикальном совершенствовании обычного паросилового оборудования и тем более в создании новых энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара - давление до 30-35 МПа, и температуру до 590-650С. Вместе с тем, внимательный анализ тенденций развития энергетики развитых стран показывает, что, несмотря на громадные успехи в создании и освоении ПГУ-У и первые итоги освоения ПГУ-Г, постоянно вводятся в эксплуатацию и планируются на будущее многочисленные паротурбинные энергоблоки. Объясняется это гарантиями длительной работы классических энергоблоков (до 200-250 тыс.ч.), а также недостатком производственных мощностей газотурбостроения, особенно для замены оборудования, исчерпавшего свой ресурс.
Необходимая техническая база для создания в России блоков на супер-сверхкритические параметры пара (ССКП) имеется. В частности, накоплен опыт эксплуатации блока СКР-100 на Каширской ГРЭС с параметрами и Р0= 30 МПа, t0 = 650С; создан и проверен в эксплуатации набор отечественных марок сталей для котлов и турбин; разработаны и опробованы технические решения по конструированию топочных камер котлов на канско-ачинских и кузнецких углях с низкими выбросами токсичных веществ в атмосферу [2-4].
Как в мировой энергетике, так и в России, в последний период ведутся разработки энергоблоков ССКП, позволяющие повысить КПД с 37..38 до 52..55 % [5-10]. Повышение экономичности таких энергоблоков приводит не только к сбережению самого топлива, но и уменьшает расходы на его транспорт и очистку дымовых газов от вредных газообразных и твердых выбросов.
В данной работе рассмотрены направления решения задачи повышения эффективности производства электрической энергии. Проведены исследования тепловой схемы блока на суперсверхкритические параметры пара. В состав предлагаемого блока входит блок К-210-130 и предвключенная турбина на суперсверхкритические параметры пара. Определено влияние элементов блока повышенной эффективности (турбинных экономайзеров) на экономичность предлагаемой паротурбинной установки. В работе определен профиль перспективной паротурбинной установки и пути реконструкции существующих.
Также в работе показано, что в современных условиях функционирования ТЭЦ появляются новые возможности получения дополнительного эффекта. Количество электроэнергии, вырабатываемой на тепловом потреблении, может быть увеличено с помощью оптимизации режимов работы ТЭЦ. Разработан способ распределения тепловой нагрузки между теплофикационными турбоустановками ТЭЦ, позволяющий получить дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.
Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры атомных и тепловых электростанций Томского политехнического университета за критические замечания и ценные советы. Особую благодарность автор выражает научному руководителю к.т.н., доценту Л.А. Беляеву и соруково-дителю к.т.н., доценту Б.Ф. Калугину за помощь и консультации при выполнении теоретической части данной работы.
Технологии для тепловых электростанций, используемые за рубежом
Наибольшей экономичностью обладают сейчас мощные парогазовые установки. При утилизации тепла отработавших в газовой турбине газов для выработки пара, расширяющегося затем в конденсационной паровой турбине, КПД ПГУ достигает 57-58,5 % [5-10]. Столь высокий КПД получен в результате, прежде всего, последовательного развития ГТУ с повышением параметров и экономичности. В настоящее время по программе, которую поддерживает Министерство энергетики США, разрабатываются перспективные энергетические ГТУ, применение которых в парогазовых установках позволит достичь КПД более 60%. Фирмой «Вестингауз», например, в рамках этой программы разработана ГТУ мощностью 290 МВт. При температуре газов на входе в ротор турбины 1500С, степени повышения давления 27, расходе воздуха 550 кг/с и частоте вращения 3600 об/мин КПД ГТУ составит 42 % без утилизации тепла отработавших в турбине газов, температура которых (615С) позволяет выработать в котле-утилизаторе пар, перегретый до температур, освоенных в паровых энергоблоках.
Новым обстоятельством, связанным с этой программой, является использование для охлаждения деталей, работающих в среде наиболее горячих газов, не воздуха, а пара, циркулирующего в замкнутой системе. Переданное охладителю тепло в этом случае не деградирует, как это происходит при смешении охлаждающего воздуха с газами в проточной части турбины, а используется в паровом цикле, например, для промежуточного перегрева пара. Эффективность охлаждения при этом возрастает, так как теплоемкость пара выше, чем воздуха. При охлаждении паром патрубков, соединяющих камеры сгорания с турбиной, и сопловых лопаток первой ступени турбины температура газа на этих участках снижается значительно меньше, чем при воздушном охлаждении. Это позволяет повышать температуру на входе в ротор турбины (от нее, собственно, в тепловом цикле совершается работа), сохраняя температуру горения на уровне 1500...1550С. Превышение этой температуры приведет к нежелательному увеличению образования оксидов азота.
Газификация, особенно если она производится на кислородном дутье, и очистные системы существенно усложняют электростанцию и вносят в нее элементы химических производств. Связанные с ними тепловые и термодинамические потери снижают КПД преобразования топлива в электрическую энергию. Вследствие этого удельная стоимость построенных в настоящее время мощных демонстрационных ПТУ с газификацией угля высока (1800... 2000 долл./кВт), а их КПД не превышает 40...44 %. В новых проработках, учитывающих опыт проектирования и освоения первых ПГУ при реальном в ближайшем будущем оборудовании, выявлена возможность снижения, удельной стоимости до примерно 1100 долл./кВт и повышения КПД до 50...53 %.
Другая возможность использования ПГУ на угольных ТЭС состоит в прямом сжигании угля в кипящем слое под давлением (КСД). В уже построенных ПГУ мощностью около 80 МВт и строящихся мощностью до 350 МВт воздух после компрессора ГТУ поступает в кипящий слой, в котором расположены котельные поверхности нагрева. Содержащаяся в угле сера связывается в слое добавляемым в него известняком. Продукты сгорания с характерной для кипящего слоя температурой около 850С очищаются от частиц в циклонах или керамических фильтрах и расширяются в газовой турбине. Схема и оборудование таких ПГУ существенно проще. Но из-за того, что доля паротурбинной мощности в них составляет около 80%, их КПД оказывается лишь на 2...3 % выше, чем парового энергоблока на те же параметры пара.
Стремлением использовать сильные стороны обеих технологий объясняются работы над «смешанными» установками, в которых часть угля с помощью пиролиза перерабатывается в горючий газ, а образующийся при этом кокс и другая часть угля сжигаются в КСД. Очищенный горючий газ сжигается в дополнительной камере сгорания для повышения температуры дымовых газов перед газовой турбиной до технически возможного уровня. В проектах таких установок получена удельная стоимость меньше 1000 долл./кВт, а КПД больше 50 %.
Высокоэкономичные пылеугольные паровые энергоблоки единичной мощностью 350... 1100 МВт строятся в последние годы в Европе и Японии. Топливом для них является энергетический каменный уголь, в основном импортируемый. При параметрах пара 25 МПа, 540...560С с одним промперегревом КПД (нетто) энергоблоков составляет 43... 44 % при обычных условиях охлаждения конденсаторов турбин и 45 % при использовании холодной морской воды (при ее температуре 10С и давлении в конденсаторе 2,3 кПа). При таких условиях охлаждения и более высоких параметрах (29 МПа и 580С) с двумя промперегревами до 580С в пущенном в 1998 г. в Дании энергоблоке получен КПД, равный 47 %. Аналогичный блок на природном газе работает с КПД 49 %. В Японии пущены или близки к пуску в эксплуатацию угольные энергоблоки мощностью 600...700 и 1000... 1100 МВт (последние с двухвальной турбиной, часть низкого давления которой вращается с половинной частотой). Они выполняются с параметрами свежего пара 25 МПа, 595...600С с одним промперегревом до 595...610С; их КПД будет на уровне 45...45.5 %. Развитие угольной энергетики Японии на ближайшие 10 лет планируется в основном путем сооружения таких энергоблоков.
В итоге, удельная стоимость высокоэкономичных энергоблоков на су-персверхкритические параметры пара при одинаковом числе промперегревов оказалась близкой или несколько (менее чем на 4...5 %) выше ранее выпускавшихся, при этом эксплуатационные качества и показатели освоенных энергоблоков сохранялись. Ожидается, что удельная стоимость новых угольных ТЭС на суперсверхкритические параметры пара не превысит к 2020 г. 900 долл./кВт [5-8,10].
Прорабатываются возможности дальнейшего развития термодинамического цикла и оборудования паровых энергоблоков. По программе «Терми», осуществляемой в рамках Евросоюза, ведется разработка энергоблока 2010 г. на давление 37,5 МПа и температуры перегретого пара 700...720С. Его КПД, в зависимости от места расположения и вида топлива, должен составить 52...55 %. Технической основой этого проекта является применение, для наиболее высокотемпературных деталей, сплавов на основе никеля. Разумеется, параллельно будет изучена возможность дальнейшего совершенствования жаропрочных сталей и уточнены пределы их использования. В проекте, рассчитанном на 17 лет, участвуют 36 организаций, в числе которых 26 коммерческих промышленных компаний.
Способы повышения эффективности работы теплофикационных турбин
Преимущество комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии по сравнению с раздельным, как известно, связано с возможностью снижения удельных затрат тепла на выработку электроэнергии в результате уменьшения потерь в холодном источнике. Поэтому основным направлением повышения эффективности работы теплофикационных турбин является снижение потерь тепла в конденсаторах и увеличение доли электроэнергии, вырабатываемой на тепловом потреблении [54-57].
Указанная цель принципиально может быть достигнута двумя путями: полезным использованием тепла отработавшего пара (например, для подогрева в конденсаторе сетевой или технологической воды) и минимизацией потоков тепла в конденсатор, охлаждаемый циркуляционной водой [58-65]. Эффективность первого варианта при детальном рассмотрении оказывается неоднозначной. Полная утилизация тепла, как правило, связана с увеличением давления в конденсаторе и в большинстве случаев ведет к ограничению мощности турбоустановки, а также отрицательно влияет на ее маневренные качества. При этом снижается и надежность турбины. При работе по тепловому графику с охлаждением конденсатора циркуляционной водой не происходит снижения маневренности и располагаемой мощности теплофикационных турбоустановок. С учетом этого оптимизация таких режимов представляется более перспективной.
Количество электроэнергии, вырабатываемой на тепловом потреблении может быть увеличено следующими малозатратными методами [66-74]: - увеличение пропускной способности турбины; - перевод турбины на работу с пониженным коэффициентом теплофикации; - перевод турбины на работу с ротором-проставкой ЦНД; - модернизация проточной части низкого давления; - уплотнение регулирующих диафрагм низкого давления; - организация отборов пара для собственных нужд ТЭЦ; - переход на скользящее давление свежего пара; - получение дополнительной мощности при отключении ПВД; - увеличение конденсационного потока пара через всю турбину, т.е. при переводе турбины в режим работы по электрическому графику.
При работе теплофикационных турбин в переменой части графиков электрической и тепловой нагрузок имеется возможность повышения экономичности в результате оптимизации режимов работы турбин и ТЭЦ в целом. Это обусловлено существенной нелинейностью фактических энергетических характеристик оборудования. В реальных условиях эксплуатации ТЭЦ минимизация потерь тепла в холодном источнике в большинстве случаев достигается реализацией принципа максимально неравномерного распределения тепловых и электрических нагрузок между турбинами, в том числе и однотипными.
Одним из эффективных способов повышения экономичности теплофикационных турбоустановок является организация многоступенчатого подогрева сетевой воды. Все крупные современные турбоустановки типа Т имеют двухступенчатую схему подогрева воды в одной установке, что обеспечивает прирост выработки электроэнергии на базе теплового потребления в размере 5-6% по сравнению с одноступенчатым подогревом.
В этом случае сетевые подогреватели двух установок соединяются по сетевой воде последовательно, что позволяет увеличить суммарную теплофикационную мощность этих установок на 6-8% по сравнению с их мощностью при работе по изолированной схеме.
Как показали расчетные исследования [75-79], объединение двух установок типа Т-100-130, имеющих два теплофикационных отбора, в единый полиблок по сетевой воде также дает возможность увеличить теплофикационную мощность, а, следовательно, и выработку электроэнергии на тепловом потреблении.
Схема последовательного соединения сетевых подогревателей двух установок. Расчетные исследования обеих схем включения сетевых подогревателей для условий закрытой системы горячего водоснабжения (ГВС) с точки зрения повышения теплофикационной мощности турбоустановок Т-100-130 дают примерно одинаковый прирост мощности, составляющий 2-3% мощности раздельной схемы.
Схема последовательного соединения подогревателей двух турбоустановок может быть реализована на действующих и вновь создаваемых ТЭЦ с наименьшими капитальными затратами. Однако эта схема имеет существенные недостатки. Из-за увеличения расхода сетевой воды происходит заметное перераспределение тепловых нагрузок между подогревателями первой по ходу воды установки. Тепловая нагрузка и, следовательно, расход пара на ВСП возрастают, а на НСП - снижаются. При этом потери давления в трубопроводах верхнего теплофикационного отбора первой турбины достигают значительного уровня, что существенно снижает выигрыш от организации четырехступенчатого подогрева сетевой воды. Другим недостатком последовательного соединения подогревателей двух установок является относительно узкий диапазон возможного его применения из-за ограничения по минимально допустимому давлению в верхнем отборе первой турбины.
Применение схемы соединения подогревателей двух установок в «рассечку» значительно расширяет диапазон возможного использования полиблочного принципа регулирования тепловой нагрузки. Применение такой схемы позволяет полнее использовать термодинамическое преимущество четырехступенчатого подогрева [75-81], поскольку в этом случае наблюдается более благоприятное распределение тепловых нагрузок и расходов пара между верхними и нижними сетевыми подогревателями обеих турбоустановок, увеличиваются расходы пара и перепады энтальпий, срабатываемые промежуточными отсеками турбин, повышается КПД промежуточных отсеков, потери давления в трубопроводах верхнего отбора первой установки меньше, чем для схемы последовательного соединения. Все это обусловливает более высокую экономичность четырехступенчатого подогрева со схемой соединения подогревателей в «рассечку». Суммарная теплофикационная мощность полиблока из двух турбоустановок возрастает при этом на 2.5-3%, по сравнению с их суммарной мощностью при изолированной работе.
Таким образом, на основе изложенного можно сделать следующие выводы. Организация четырехступенчатого подогрева воды в подогревателях попарно объединенных по сетевой воде в единый полиблок двухотборных турбоустановок типа Т-100-130 позволяет повысить их суммарную теплофикационную мощность на 1.5-3% [75-79].
Диапазон возможного использования четырехступенчатого подогрева и повышение экономичности зависит от схемы соединения подогревателей. Схема соединения их в «рассечку» обеспечивает прирост теплофикационной мощности в размере 2.5-3% и позволяет применять четырехступенчатый подогрев практически в течение всего отопительного периода.
Этапы решения задач моделирования теплоэнергетических установок
В процессе проектирования, эксплуатации и наладки теплоэнергетической части электрических станций возникает необходимость сравнительной оценки эффективности различных тепловых схем ТЭС на базе серийного и вновь создаваемого парогенерирующего и паротурбинного оборудования. Повышение начальных параметров ТЭС, введение многократного промежуточного перегрева, внедрение парогазового цикла и другие пути реального снижения удельных расходов топлива требуют предварительного тщательного численного исследования с целью нахождения наилучших решений. Такого рода задачи, а также оценка тепловой эффективности новых станций или пути модернизации существующих энергоблоков, получение реальных характеристик эксплуатации тепломеханического оборудования, обработка данных тепловых испытаний, могут быть решены и решаются в рамках единого подхода - на основе уравнений балансов. Последние есть ни что иное, как уравнения законов сохранения массы, энергии (в термодинамическом виде) и импульса.
Решение каждой из перечисленных задач проводится в несколько этапов [82-88]. Первый из них - постановка задачи. Здесь формулируются основные цели и определяются средства их достижения. Второй этап -построение физической модели объекта. В нашем случае наглядным отражением физической модели является тепловая схема моделируемого объекта. Исходя из цели задач, множества располагаемой информации, требуемой точности описания, исследователь определяет наиболее существенные на его взгляд процессы и взаимосвязи между элементами оборудования. Все это находит отражение в принципиальной тепловой схеме объекта, для которой на третьем этапе проводится построение математической модели, причем коэффициентам уравнений математической модели и функциональным зависимостям, полагаемым известными, придаются конкретные численные значения. После этого, на четвертом этапе, определяются метод и алгоритм решения, которые реализуются на ЭВМ.
Приведенное деление на этапы достаточно условно, так как они тесно связаны между собой, перемежаются, последовательность их выполнения, хотя в целом, и соблюдается, но может нарушаться в результате неоднократного циклического возврата к предыдущим этапам с целью их уточнения.
Постановка задачи. Целью проектных или поверочных тепловых расчетов является получение технико-экономических показателей работы турбоустановок, необходимых для выбора наилучших параметров, профиля и структуры тепловой схемы. Цель обработки данных тепловых испытаний - определение характеристик оборудования, внесение поправок и приведение результатов к виду, в котором можно сравнивать турбоустановку с нормативной. Для решения всех этих задач необходимо знать тепловую схему реального оборудования и состояние рабочих тел во всех точках схемы. При проведении проектных или поверочных расчетов в качестве исходной числовой информации можно использовать данные заводских расчетов различных режимов работы и внутренние характеристики конкретных элементов оборудования или результаты обработки данных тепловых испытаний, т. е. характеристики реального оборудования. Для обработки данных тепловых испытаний исходной информацией является схема расстановки датчиков, их показания в различных режимах работы и изменения структуры тепловой схемы, соответствующие этим режимам работы.
Физическая модель. Единых рецептов аппроксимации реальной структуры моделируемого объекта и построения его принципиальной тепловой схемы нет. Все это зависит от целей задачи и желаемой точности описания параметров объекта моделирования, хотя и существуют некоторые общие соображения об учете тех или иных процессов, элементов оборудования и их взаимосвязей. Например, если нас интересует только диаграмма режима в основных эксплуатационных режимах, то нет необходимости описывать процессы, дающие малый вклад в общий тепловой баланс. К ним относятся, например, отсос паровоздушной смеси из конденсатора, распределенность давления в коллекторах, возможно, потери теплоты в теплообменниках и т. п. Все это достаточно условно. Но от физической модели, в конечном счете, зависит общее решение, и потери на этом этапе невосполнимы на следующих и могут привести к самым значительным ошибкам.
Для адекватного описания состояния энергоустановки необходимо знать параметры рабочего тела во всех точках тепловой схемы. Технологически потоки рабочего тела связывают между собой конкретные элементы оборудования. В зависимости от типа и назначения установки она может включать в себя те или иные типы оборудования. По функциональному назначению все оборудование может быть разбито на следующие группы: - турбина, которая включает в себя отсеки расширения, смесители пара и камеры отбора; - арматура: задвижки, стопорные и регулирующие клапаны; - насосы; - теплообменные аппараты: охладители пара и дренажа, подогреватели различных типов, конденсаторы, деаэраторы и т. п., - прочие элементы. Вне зависимости от места в тепловой схеме функциональное назначение и агрегатное состояние рабочего тела, участвующего в процессах внутри элемента оборудования, остается одним и тем же. Например, в подогревателе поверхностного типа происходит теплообмен между паром и водой в процессе конденсации пара. В условиях статического равновесия этот процесс упрощенно может быть описан следующим образом. Расход воды на входе в подогреватель равен расходу его из подогревателя, расход греющего пара в подогреватель равен расходу дренажа из подогревателя, количество теплоты, приобретенной водой, равно разности теплосодержания греющего пара и дренажа. При таком описании не важно, понимаем ли мы в качестве воды основной конденсат, питательную или сетевую воду, т. е. играет ли подогреватель роль ПНД, ПВД или ПСГ. Кроме того, тот же подогреватель поверхностного типа может содержать охладители дренажа и пара. Функциональное назначение последних и их математическое описание не зависят от того, встроен ли охладитель в подогреватель или расположен отдельно как самостоятельная технологическая единица.
Исследование вариантов включения турбинных экономайзеров в схему надстроенного блока К-210-130
Выше было обосновано применение наиболее выгодного варианта включения приводной турбины (ТПН) питательного насоса второго подъема; доказано, что при организации дополнительного отбора у турбины К-210-130 (отбор «О»), с установкой дополнительного подогревателя высокого давления (ПВД) ПВД-0, можно получить повышение КПД надстроенного блока, по отношению к КПД блока К-210-130 без надстройки, на 8.242%.
В работах [36-40] предлагается БПЭ, когда устанавливается более тесная связь системы регенеративного подогрева питательной воды турбинной установки и котла: система регенеративного подогрева байпасируется в тех или иных местах, часть питательной воды в обвод определенных подогревателей направляется в котел, где в специальных теплообменниках — турбинных экономайзерах - нагревается за счет тепла дымовых газов. Освобожденный отборный пар поступает в часть турбины, расположенную за отбором, к которому подключен байпасированный регенеративный подогреватель, вырабатывает дополнительную мощность, далее уходит в конденсатор.
КПД теплового цикла несколько снижается, но турбинные экономайзеры отбирают дополнительное количество тепла от дымовых газов, температура которых на выходе из котла снижается, а КПД котла при этом повышается. В итоге КПД блока возрастает. ПК — паровой котел; Р - предвключенная турбина; ЭГ1 — электрический генератор предвключенной турбины; ЦВД, ЦСД, ЦНД - соответственно, цилиндры высокого, среднего и низкого давлений турбины К-210-130; ЭГ2 - электрический генератор турбины К-210-130; ГГП1 - первый промежуточный перегреватель; ПП2 — второй промежуточный перегреватель; К - конденсатор турбины К-210-130; ОЭ - охладитель эжектора; СП-50 - подогреватель уплотнений; ПНД-5, ПНД-6, ПНД-7, ПНД-8 - подогреватели низкого давления; СП-100 - второй подогреватель уплотнений; ДН - дренажный насос; ДП — деаэратор; ПН1 - питательный насос первого подъема с электроприводом; ПВД-1, ПВД-2, ПВД-3 — регенеративные подогреватели высокого давления, те, которые имеются у серийной турбины К-210-130; ПВД-0 - дополнительный ПВД; ПН2 — питательный насос второго подъема; ТИН - приводная турбина питательного насоса второго подъема; на схеме показан калорифер для предварительного подогрева воздуха; ТуЭ1 —турбинный экономайзер, включен в обвод ПВД-2; ТуЭ2 - турбинный экономайзер, включен параллельно ПНД-7; КН — конденсатный насос; цифры внутри цилиндров турбины К-210-130 — номера отборов, причем «О» - дополнительный отбор для дополнительного ПВД-0, а 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 - номера тех отборов, которые имеются у серийной турбины К-210-130.
ТуЭ1 во всех вариантах включается в обвод ПВД-2, а ТуЭ2 — на схеме показан в обвод ПНД-7. Еще были рассмотрены варианты включения ТуЭ2 в обвод ПНД-8 и в обвод ПНД-7 и ПНД-8 вместе. На рис. 4.5 показан наиболее экономичный вариант включения ТуЭ2.
После этого было рассмотрено (при условии, что сжигаем то же количество топлива) распределение температур при снижении температуры уходящих газов до 90С и при наличии ТуЭ1 и ТуЭ2.
Распределение температур дымовых газов в этом случае в области водяного экономайзера, воздухоподогревателя, ТуЭ1 и ТуЭ2 показано на рис. 4.7. Там же показаны температуры воздуха на обеих частях воздухоподогревателя, потоков питательной воды на входе и выходе водяного экономайзера (идет вся вода), на входе и выходе ТуЭ1 (идет часть воды в обвод ПВД-2), части потока основного конденсата на входе и выходе ТуЭ2 (байпасируется ПНД-7); а так же показано количество теплоты, которое воспринимают поверхности нагрева.
На рис. 4.7. обозначено: ВЭ - водяной экономайзер; ВП2 - вторая ступень воздухоподогревателя; ТуЭ1 - турбинный экономайзер, включенный в обвод ПВД-2; ВП1 - первая ступень воздухоподогревателя; ТуЭ2 — турбинный экономайзер, байпасирующий ПНД-7; 2вэ, йвю, QTDI, Qeni, QTD2 количество тепла, воспринимаемое, соответственно, водяным экономайзером, второй ступенью воздухоподогревателя, первым турбинным экономайзером, первой ступенью воздухоподогревателя, вторым турбинным экономайзером.
Распределение температур показано для варианта надстройки, когда ТИН подключена к холодной нитке первого промперегревателя (ПП1), а сброс отработанного пара из нее осуществляется частично в первый отбор, а остаток пара идет в ПВД-1, имеется ПВД-0 (тепловую схему см. на рис. 4.5).
Для вычисления распределения температур дымовых газов по поверхностям нагрева разработана программа, и распределение температур дымовых газов по котлу в других вариантах производилось на ЭВМ.
