Перспектива збільшення економічності Зуєвської теплової електростанції за допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку

Введення

Теплові електростанції України становлять основу електроенергетики України. Споруджені в 60 - 80 рр. ТЕС мають 99 конденсаційних енергоблоків потужністю від 175 до 800 МВт установлені на 14 ТЕС і 3 ТЕЦ. При цьому понад 53% енергоблоків експлуатуються більше 200 тис. годин, що перевищує граничний установлений у світовій практиці рівень фізичного й морального зносу.

Ще гірше стан основного й допоміжного устаткування на теплоелектроцентралях. На деяких з них експлуатується обладнання, установлене ще в 50-і рр. Практично більша частина основного обладнання ТЕЦ фізично зношене й у ряді випадків морально застаріло.

Слід зазначити, що прискоренню фізичного зносу котельного обладнання сприяє якість вугілля, так за останні 20 років його зольність збільшилася з 26 до 35-38%, а теплота згоряння зменшилася з 21-22 МДж/кг до 17-19 МДж/кг.

Підвищення зольності вугілля привело до перевантаження систем пилеприготування котлів, ерозійному зношуванню поверхонь нагрівання, підвищенню аварійності, зниженню маневрених можливостей, погіршенню екологічних показників, значному збільшенню об'ємів золошлаковідтлавів.

Погіршення якості палива - енергетичного вугілля - зажадало збільшення спалювання висококалорійного палива: газу й мазуту, для підтримки стійкого горіння вугілля в топках котлів, а з огляду на безупинно зростаючі світові ціни на газ і мазут, Україна однаково повернеться до використання українського вугілля.

У результаті цього значна кількість енергоблоків не можуть розвити проектну потужність, і тому вони були перемаркіровані на менше значення потужності. Як приклад, можна розглядати блоки 300 МВт Зуєвської ТЕС, які в цей час несуть навантаження рівне 275 Мвт, це відбувається в результаті спрацювання устаткування, а також погіршення якості палива.

В Україні після 1990 року практично не вводяться нові потужності. З огляду на фінансовий стан країни й галузі, а також те, що закордонні інвестори не проявляють зацікавленості в розвитку електроенергетики України, немає підстав думати, що в найближчі 5-10 років буде початок будівництва нових ТЕС.

При цьому варто врахувати, що створення нових електростанцій, що споживають органічне паливо, можливо тільки за умови розвитку паливної бази країни або значного збільшення імпорту палива з Росії й інших країн.

Однак ні перший, ні другий шлях для України по економічних і фінансових умовах неможливі.

Тому для збереження й забезпечення енергетичної безпеки країни необхідно здійснити реконструкцію існуючих ТЕС країни з метою продовження терміну служби встаткування на 15-20 років, підвищення його економічності й екологічності. Реабілітація повинна забезпечити продовження строку експлуатації обладнання й підвищити економічність на 3-4%[11].

Одним зі шляхів збільшення економічності станції є:

- вибір оптимального режиму роботи НПК і енергоблоку в цілому;

- розробка СТД НПК ;

- оцінка відкладень у трубках конденсатора на параметри роботи НПК;

Даний дипломний проект розглядає перспективу збільшення економічності Зуєвської ТЕС за допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку.

1. Коротка характеристика Зуєвської ТЕС

1.1 Історична довідка

Технічний проект Зуєвської ТЕС потужністю 2400 МВт виконаний відповідно до завдання на розробку технічного проекту, затвердженим Міненерго УРСР 15 січня 1974 року. Обрано площадку для будівництва нової електростанції в Донецькій області в районі існуючої Зуєвської ТЕС, затверджено постановою Совміна УРСР від 18 вересня 1973 року. Затверджена Міністерством енергетики й електрифікації УРСР 17 липня 1973 року.

Технічний проект Зуєвської ТЕС затверджений від 14 жовтня 1975 року рішенням номер 61 Міністерства енергетики й електрифікації УРСР. 1 січня 1981 року із закінченням будівництва й уведенням пусковій котельні Зуєвської ТЕС, станція уведена в число діючих підприємств виробничого об'єднання «Донбасенерго», з 2003 року Зуєвська ТЕС входить до складу ТОВ «Востокенерго».

Проект Зуєвської ТЕС загальною потужністю 2400 МВт, виконаний Харківським відділенням інституту «Теплоенергопроект». Проект буд бази й ППР по монтажі будівельних конструкцій виконаний Донецькою філією інституту «Атоменергобудпроект». Монтаж обладнання вів трест «Теплоенергомонтаж».

Пусковий комплекс блок 1 потужністю 300 МВт уведений в експлуатацію актом державного приймання від 29 березня 1982 року, енергоблок 2 уведений 30 листопада 1982, енергоблок 3 уведений 30 грудня 1986 року, енергоблок 4 уведений 15 червня 1987 року.

1.2 Природно-географічні умови

Зуєвська ТЕС розташовується в Донецькій області в 40 км, від міста Донецька й в 8 км від районного центра м. Харцизька. Поблизу ТЕС на відстані 1,5 км розташовується Зуєвській енергомеханічний завод і підстанція 35/6. В 3 км розташовується існуюча станція Зуєвська ЕТЕЦ.

Промплощадка Зуєвської ТЕС розташована на лівому корінному схилі ріки Глечик в 3 км від Зуєвського водоймища й в 5 км від Ольховського водоймища. Ділянка являє собою досить одноманітну рівнину, розчленовану лощинообразными зниженнями і ярами.

Клімат району - умеренно-контіненнтальний. Середньорічна температура повітря становить 7,5 ⁰С, із середньомісячними значеннями найбільш холодного місяця - січень 6,5 ⁰С морозу, найбільше печені - липня 22 ⁰С тепла. Абсолютний максимум склав 40 ⁰С тепла, абсолютний мінімум 37 ⁰С морозу.

Середньорічна швидкість вітру становить - 5,4 м/сек. Найбільші середньомісячні швидкості вітру 6,5-7,0 м/сек (січень), найменші 3,8-4,1 м/сек (червень). Норма атмосферних опадів дорівнює 520 мм. Тумани спостерігаються в основному з жовтня по березень.

1.3 Загальний опис підприємства

Зуєвська ТЕС призначена для покриття дефіциту електричної потужності Донбаської енергосистеми. У зв'язку з відсутністю проекту котлоагрегату для вугільних блоків потужністю 800 МВт у той час на ТЕС прийнята установка блоків одиничною потужністю по 300МВт.

При проектуванні Зуєвська ТЕС повинна мати сумарну потужність 2400 МВт. Але в реальності з восьми блоків удалося увести до ладу тільки чотири блоки, у виді відсутності фінансування, будівництво інших блоків було згорнуто.

У цей час основне технологічне встаткування включає чотири енергетичних блоки потужністю 300 МВт із установкою в складі кожного блоку:

- прямоточний однокорпусний котел типу ТПП-312А Таганрозького котельного заводу, П-образного компонування із симетричним розташуванням поверхонь нагріву до двох самостійних потоків по пароводяному тракті. Продуктивність котла по гострій парі 1000 т/година, по промперегріву - 780 т/година. Параметри пари: тиск - 25,5 МПа, температура перегрітої пари 545 ⁰С Температура живильної води 265 ⁰С. На казані встановлені 8 пальників продуктивністю по 17,2 т/година. Паливо вугілля марки Г, розпалювальне паливо - мазут. Розмір котла в плані становить 18,6*23,6, висота 54,0 м.

-парової турбіни потужністю 300 МВт типу ДО-300-240-2 на параметри пари 24,0 МПа й температури гострої й вторинної пари 540/540 ⁰С, виготовленого Харківським турбінним заводом ім. Кірова.

- генератора потужністю 300 Мвт типу ТГВ-300 виготовленого Харківським заводом «Електротяжмаш».

- силового трифазного трансформатора потужністю 400 МВт типу ТДЦ-40000/110, 121/20 кВ, для блоків 1 і 2 і силовий трифазний трансформатори потужністю 400 МВт типу ТДЦ-40000/330, 347/20 кВ для блоків 3 і 4.

Продукція електростанції - електроенергія з річним відпуском у мережу 13,6 млн. кВтг видається на напругу 110 і 330 кв. ТЕС видає теплову енергію у вигляді гарячої води з температурним графіком 130/70 ⁰С для потреб об'єктів житло-цивільного призначення селища Зугрес-2, а також для потреб міста Зугреса з його комунальними й промисловими об'єктами з максимальною річною відпусткою рівною 276 Гкал/година.

1.4 Генеральний план і транспорт

Орієнтація й місце розташування окремих вузлів загального комплексу споруджень ТЕС визначалося на плані технологічними зв'язками й наявністю 4,5 км санітарно-захисної зони від димарів ТЕС до жил поселка.

Транспортний зв'язок з обласним центром м. Донецьком передбачається по найближчій автомобільній дорозі республіканського значення, розташованої в 2-х км від промплощадки. Головний виїзд на промплощадку здійснюється з боку жилпоселка. Під'їзна залізнична колія примикає до роз'їзду «Сороче».

У головному корпусі передбачається установка 4 блоків по 300 МВт, з поперечним розташуванням турбоагрегатів.

Головний корпус виконаний зі збірного залізобетону і являє собою трьохпролітний будинок з наступними розмірами прольотів:

- машинне відділення -45 м;

-бункерно-деаераторне відділення -12 м;

- котельне відділення - 45 м.

Осередок блоку - 48 м. Між енергоблоками 4 і 5 є ремонтний проліт 12 м.

Машинний зал має безподвальне компонування, у зв'язку, із чим котел піднятий вище оцінки зольної підлоги на 3 м, залізобетонних підколониках. Машзал обладнаний двома мостовими кранами вантажопідйомністю 125/20 тс. Оперативна оцінка 9,6 м.

Бункерно-деаераторне відділення являє собою п'ятиповерховий будинок з оцінками:

- 0,00 м - розміщаються електротехнічні пристрої;

- 6,00 м - кабельне господарство;

- 9,60 м - приміщення блокових щитів керування й ІВС;

- 15,00 м - приміщення релейних панелей;

- 31,80 м - приміщення стрічкових конвеєрів топливоподачі.

Котельне відділення обладнане одним мостовим краном вантажопідйомністю 50/10 тс. Оперативна оцінка 9,6 м. Головний корпус має залізничний в'їзд у котельне відділення з боку ремонтного торця. Зв'язок головного корпуса з інженерно-побутовим корпусом забезпечується переходом на оцінці 9,6 м з боку постійного торця.

2. Характеристика основного й допоміжного устаткування блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС

2.1 Основне встаткування блоку 300 МВт ЗуТЕС

2.1.1 Котельна установка

Прямоточний котел ПП-1000-250 Е (заводська модель ТПП-312 А) на закритичні параметри спроектований і виготовлений ПО «Червоний котельщік». котел розрахований на спалювання донецьких вугіль марки ГСШ при рідкому шлаковидаленні, однокорпусний, має П-образне компонування, складається з топкової камери й пусковий конвективної шахти, з'єднаної у верхній частині горизонтальним газоходом. Стіни топкової камери екрановані трубами радіаційних поверхонь нагрівання: нижня радіаційна частина (НРЧ), середня радіаційна частина 1 і 2 щаблів (СРЧ), верхня радіаційна частина (ВРЧ). У частині топлення й горизонтальному газоході розташовані ширмові пароперегрівники (ШПП-1 і ШПП-2), а також конвективний пароперегрівник високого тиску (КППВТ), екрани поворотної камери й стельові пароперегрівники (ЕПК, СПП). У відпускній шахті розташовано два щаблі конвективного пароперегрівника низького тиску (КППНТ-1 і КППНТ-2) і водяний економайзер. Топка призматична, відкрита нижня частина топки екранована ошипованими й покритими карборундом екранами, що поліпшує умови запалення й горіння, а також сприяє кращому утворенню рідких шлаків при спалюванні вугільного пилу. Висота топлення 41400 мм. У нижній частині топлення й на фронтовій і задній стінці розташовані пальники, у кількості 8 штук. Вихід шлаків здійснюється через 2 льотки, захищені змійовиками, охолоджуваними конденсатом.

Регулювання температури пари СКД за котлом здійснюється зміною співвідношення палива й води. Для очищення конвективних поверхонь нагрівання передбачається обдування й обдування ОГ-8.

Характеристика котлоагрегату:

Витрата свіжої пари 1000 т/година;

Тиск живильної води на вході у ВЕ 32 МПа;

Тиск свіжої пари 25,5 МПа;

Температура свіжої пари 545 ⁰С;

Витрата пари промперегрева 780 т/година;

Тиск пари промперегрева 3,9 МПа;

Температура пари промперегрева 545 ⁰С;

Температура живильної води 265 ⁰С;

Температура гарячого повітря 384 ⁰С;

Температура газів, що йдуть 163 ⁰С.

2.1.2 Турбіна ДО-300-240 Харківського турбінного заводу

Турбоустановка ДО-300-240, ДЕРЖСТАНДАРТ 3618-69, парова, конденсаційна, без регульованих відборів призначена для привода генератора змінного струму ТГВ-300. Турбіна виконана для роботи в блоці з котлом ТПП-312А. Турбіна являє собою одновальний трициліндровий агрегат с трьома вихлопами пари в один загальний конденсатор.

Свіжа пара з котла подається до окремо вартих блоків паророзподілу, у яких розташовані стопорні й регулювальні клапани. Турбіна має 9 нерегульованих відборів пари, призначених для підігріву живильної води в ПНТ, деаераторі, ПНТ до температури 265 ⁰С и для харчування привода турбіни турбонасоса.

Технічна характеристика турбіни:

1.Витрата пари через стопорний клапан 914,64 т/година;

2. Температура підігріву живильної води 265 ⁰С;

3.Тиск у конденсаторі 0,00374 МПа;

4.Питома витрата тепла 1864 ккал/кВтг;

5.Кількість холодної води, що проходить

через конденсатор 34805 м³/година

Ротори ЦВТ і ЦСТ з'єднані твердою муфтою, напівмуфти якої отковані заодно з кожним з валів. Ротори середнього й низького тиску, а також низького й генератора з'єднані між собою твердими муфтами, напівмуфти яких насаджені на кінці валів.

Ротор ЦВТ - цельнокований, ротор ЦСТ - комбінований, ротор ЦНТ - збірний: облопачені диски посаджені на кінці валів з натягом. Валопровід турбіни з «гнучких» роторів, для яких робоча частота обертання вище критичної. Ротор високого тиску - одноопорний, інші ротори опираються кожний на два підшипники.

Підшипник №1 і №2 (передній і середній) змонтовані у виносних опорах. Опорні підшипники №3 і №5 установлені в опорах, вбудованих у вихлопні патрубки ЦНТ. Опора переднього підшипника сприймає й передає на фундамент статичне навантаження від маси корпуса ЦВТ, а також бере участь в організації теплових переміщень турбіни. Завзятий підшипник сприймає осьове зусилля ротора й виконаний у вигляді завзятого гребеня, з кожної сторони якого розташовані завзяті колодки.

Для змащення підшипників підводить масло з тиском 1,6-1,8 кгс/дм². При аварійному відключенні всіх насосів маслосистеми змащення або при різкому зниженню тиск у змащенні турбіни маслоснабженіє здійснюється від аварійних бачків.

Для забезпечення нормального положення й переміщення корпусів турбіни при зміні теплового стану, передбачені вертикальні, поздовжні й поперечні шпонки. Розширення агрегату відбувається убік переднього підшипника на величину до 50мм і незначно убік генератора.

Система регулювання турбіни гідродинамічна, робочим тілом системи є конденсат при тиску 16 - 22 кгс/дм². Транспортування робітничого середовища здійснюється НРТ (насос регулювання турбіни). У процесі експлуатації в роботі 2 насоси, один у резерві.

2.1.3 Генератор

На блоці встановлений генератор типу ТГВ-300. Система охолодження: безпосереднє охолодження ротора, статора - воднем при тиску 0,4 МПа. Переклад генератора з повітряного охолодження на водневе охолодження був викликаний збільшенням одиничної потужності турбогенератора. Тому що неможливо збільшувати діаметр роторів, їхню активну довжину, а можна збільшувати тільки щільність струму в обмотках. А це у свою чергу, веде до поліпшеного охолодження в обмотках.

Вода має перевагу перед повітрям, у меншій щільності в порівнянні з повітрям, а це приводить до менших вентиляційних втрат.

2.2 Допоміжне устаткування блоку 300 МВт

2.2.1 Допоміжне устаткування котлоагрегату

На кожному котлоагрегаті встановлене наступне допоміжне устаткування:

- два осьових димососи ДОД-31-5Ф, продуктивністю 985000 м³/година, напором 500 кг/мІ;

- два дутьових вентилятори типу ВДН-32Б, продуктивністю по 456000 м³/годину, напором 630/354 кг/мІ;

- два димососи присадки інертних газів ДПІГ, продуктивністю по 80000 м³/годину, напором 175 кг/мІ;

- два регенеративних повітропідігрівники діаметром 9,8 м;

- енергетичний калорифер для підігріву повітря;

- два кульові барабанні млини типу Ш-50А;

- два сепаратори вугільного пилу діаметром 5500 мм;

- два пилових циклони НІІОГАЗ діаметром 4250 мм;

два мірошницьких вентилятори типу ВМ-180/1100, продуктивністю 186000 м³/година, напором 1365 кг/дмІ;

два димососи рециркуляції газів ГД-20-500в, продуктивністю 200000

м³/година, напором 350 кг/мІ.

2.2.2 Димосос

Установлено два осьових димососи типу ДОД-31-5Ф призначених для отсосу димових газів з топкової камери, Складається з усмоктувальної кишені, корпуса, двох напрямних апаратів, двох робітників коліс, дифузора, ходової частини й напірного газоходу.

Характеристика осьового димососа:

Продуктивність 985000 м³/година;

Напір 500 кг/м?;

Максимальний КПД 80,5 %;

Споживана потужність 1270 кВт;

Діаметр робочого колеса 3156 мм;

Тип електродвигуна ТАК30-1910-12-41;

Потужність електродвигуна 1700 кВт.

2.2.3 Електричні фільтри

Електрофільтри типу УГ-3-4-177 призначені для вловлювання летучої золи. Харчування здійснюється від агрегатів типу АТФ-1000.

Характеристика електрофільтра:

Площа активного перетину 177 м²;

Кількість полів 4 штуки;

Загальна площа охолодження

електродів 24590 м?;

Температура 250 ⁰С;

Загальна активна довжина коронірующих електродів 67360 м;

Розрядження в ЕФ 5,0 кПа;

Активна висота електродів 3,95 м.

2.2.4 Конденсаційна установка

Конденсаційна установка призначена для конденсації відпрацьованої пари й складається:

- поверхневого, двуходового, суцільнозварного конденсатора типу ДО-15240, що складається з конденсатора й перехідного патрубка.

Поверхня охолодження 15240 мІ, розрахункова температура охолодженої води 12 ⁰С, кількість охолоджуючих трубок 19592 штуки.

Конденсат надходить на конденсатних насосів 1 щабля типу КСВ-500-85, продуктивністю 500 м³/година й напором 8,5 кгс/дмІ, КПД конденсатного насосу 76%. У процесі роботи 2 робочих і один у резерві. Також конденсаційні насоси другого щабля типу КСВ-500-220 продуктивністю 500 м³/година й напором 22 кгс/дивІ, також двох робітників і один резервний, КПД становить 75%.

Пусковий ежектор служить для швидкого створення вакууму при пусках блоку, продуктивністю по вакууму 60 кг/з, двох основних триступінчастих типу ЕП-3-25-75 для відсмоктування пароповітряної суміші з конденсатора, ежектора ущільнень типу ЕУ-8М.

2.2.5 Живильна установка

На блоці встановлена група живильних насосів, що складається із приводної турбіни типу ОР-12ПМ КТЗ і двох живильних насосів. Основним живильним агрегатом, що забезпечує продуктивність котла від 40% до 100%, є насос ПН-1135-340 із приводною турбіною типу ОР-12ПМ Калузького турбінного заводу.

Турбіна ОР-12ПМ активного типу із протитиском складається із семи щаблів тиску. Всі щаблі мають повне підведення пари. Корпус турбіни сталевий, сварнолитої конструкції, виконується з горизонтальним і вертикальним розніманнями. Ротор - цельнокований твердий, із критичним числом оборотів 7750 про/хв.

Насосний агрегат ПЕ-600-300-1 СНЗ призначений для роботи в якості пускорезервного, живильного насоса в блоці 300 Мвт.

Характеристика живильного електронасоса:

Продуктивність 600 м³/година;

Напір 3290 мм.в.ст;

Температура перекачує води, що, 165 ⁰С;

Споживана потужність 6400квт;

Характеристика основного живильного насоса:

Продуктивність 1135 м³/година;

Тиск води на всасі 20 кгс/див²;

Тиск на нагнітанні 340 кгс/див²;

Температура живильної води 165 ⁰С.

2.2.6 Регенеративна установка

Регенеративна установка призначена для підігріву основного конденсату й живильної води. Підігрів здійснюється пором, що надходить у казан, із проміжних нерегульованих відборів турбіни й виконаний, однонитковим у частині низького й високого тиску.

Підігрівники низького тиску вертикальні, чотириходові, по конденсаті мають поверхню охолодження 400 м².

Підігрівники високого тиску вертикальні, двуходові по воді з горизонтальними спіральними трубками, з нижнім розташуванням фланцевого рознімання корпуса. Підігрівник має охолоджувач пари, що гріє, і охолоджувач дренажу, що знижує температуру конденсату пари, що гріє.

Регенеративна установка складається:

- охолоджувач основних ежекторів і ежекторів ущільнень;

- підігрівників низького тиску (ПНТ):

ПНТ-1 типу ПН-400-260-2

ПНТ-2 типи ПНСВ-800-2

ПНТ-3 і ПНТ-6 типу ПН-40-26 МНЖ

- підігрівників високого тиску (ПВТ):

ПВТ-7 типу ПВ-900-380-18-1

ПВТ-8 типу ПВ-1200-380-42

ПВТ-9 типу ПВ-900-380-16.

2.2.7 Блокова знесолююча установка

У тепловій схемі для 100% знесолення основного конденсату передбачена блокова знесолююча установка (БЗУ), що складається із целюлозних фільтрів і фільтрів змішаної дії. Очищення брудного конденсату з бака брудного конденсату (ББК) виробляються автономної знесолюючої установкою (АЗУ).

Система технічного водопостачання прийнята двохпідйомною поворотною з охолодженням циркуляційної води двома баштовими протиточними градирнями, площею зрошення по 9400 мІ кожна. Продуктивність кожної градирні 100000 м³/година. Також передбачений, у зв'язку з відставанням будівництва градирні для охолодження циркводи, бризкальний басейн. Для подачі води на бризкальний басейн установлюються два циркнасоса типу ОПВ-2-110-Э, установлюваних в осередках двох циркуляційних насосів типу ОПВ-10-185-ЭГ.

Устаткування основних водопідготовчих установок, знесолюючої і підживлення тепломережі, розміщається в блоці допоміжних цехів. Велике встаткування - освітлювачі, баки, і декарбонізатори. Для зберігання реагентів хімводоочистки, установки очищення турбінного конденсату, обробки живильної води й увідно-хімічного промивання передбачені склади рідких і твердих реагентів.

3. Характеристика й розрахунок проектної теплової схеми блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС

3.1 Опис теплової схеми блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС

Як видно із принципової теплової схеми свіжа пара з параметрами 23,5 МПа й 540 ⁰С підводить до двох блоків паророзподілу, звідки по пропускних паропроводах десятьома нитками направляється на паровпуск ЦВТ турбіни. Відпрацьована пара з параметрами 4,0-4,2 МПа й з температурою 325⁰С із вихлопу ЦВТ надходить у промперегревательний тракт котла, а потім перегріта пара з параметрами 3,6-3,8 МПа й з температурою 540⁰С надходить до двох блоків клапанів промперегріву.

Після блоків клапанів пара направляється в ЦСТ, а зі ЦСТ дві третини пари по ресиверним трубах з параметрами 0,25 МПа й 192 ⁰С надходять на двохпотоковий ЦНТ, а одна третина пари в перший потік ЦНТ об'єднаний зі ЦСТ. Із трьох потоків низького тиску пара надходить у поверхневий двухходовий конденсатор, що складається з двох незалежних трубних пучків. Номінальний вакуум у конденсаторі 3,43-3,47 КПа. З конденсатора через групу конденсатних насосів I щабля 100% конденсату прямує через холодильники ежекторної групи на блокову знесолюючу установку, після проходить через ПНТ 1 і ПНТ 2 до ІІ щабля конденсатних насосів де весь основний конденсат прокачується через інші регенеративні підігрівники низького тиску (через ПНТ 3 і ПНТ 6).

Після ПНТ6 конденсат направляється в змішувач потім на усмоктувальні патрубки живильних насосів - головного із противотисковим трубопроводом і пускорезервного з електроприводом. Живильна вода від насосів з тиском 32,0-34,0 МПа й з температурою 165С прямує на підігрівники високого тиску, звідки з температурою 265⁰С надходить у котел.

Турбоустановка має розгалужену систему регенерації, на яку пара надходить із дев'яти нерегульованих відборів ЦВТ, ЦСТ і ЦНТ.

Конденсат пари, що гріє (дренаж) із ПВТ обладнаних убудованими охолоджувачами дренажу зливається каскадно із ПВТ 9 і ПВТ 8 і направляється в змішувач. Дренаж із ПВТ 7 надходить ПНТ 6. Дренаж із ПНТ 6 зливається через ПНТ 5, ПНТ 4 і направляється за допомогою дренажного насоса в лінію основного конденсату за ПНТ 4. Конденсат пари, що гріє, ПНТ 3 зливається в ПНТ 2 виконаним типи, що змішує. Конденсат пари, що гріє, ПНТ 1 через сифон надходить у конденсатор турбіни.

Тепловою схемою турбіни передбачена подача пари на установку мережних підігрівників (основного й пікового бойлерів) призначених для постачання гарячою водою з температурою 130⁰С, зворотна подача 70⁰С. При цьому теплова продуктивність бойлерної установки становить 62,8 МДж/г. Каскад конденсату пари, що гріє, бойлерів через охолоджувач дренажу надходить у конденсатор.

У паропроводі відборів пари встановлені оброблені клапани з гідроприводом для запобігання влучення потоку пари в проточну частину турбіни при скиданнях навантаження.

Відповідно до вимог пропонованими до основного встаткування в схемі передбачені додаткові відбори пари, що не приводять до зниження потужності турбіни, [2].

Як видно із принципової схеми на Зуєвській ТЕС всі 4 блоки модельовані, тобто уведена бездеаераторна схема з підігрівником, що змішує, ПНТ 2 і видаленням зі схеми деаератора й бустерних насосів, що приводить до значного спрощення теплової схеми й підвищенню її економічності.

Бездеаераторна теплова схема (БТС) має наступні переваги:

· Зменшення витрат на ремонт бустерних насосів, деаераторів, трубопроводів і арматур;

· Підвищення економічності за рахунок зниження витрат електроенергії на власні потреби й виключення недогріву в ПНТ 2;

· Виключення необхідності технічного огляду деаератора підвідомчого Госгортехнадзору.

У зв'язку з відсутністю деаератора функцію деаерірующої ємності виконує конденсатосборникі конденсатора й підігрівника, що змішує, ПНТ 2, які компенсують перерозподіл маси робочого тіла між елементами пароводяного контуру при змінах навантаження. Підживлення блоку здійснюється хімзнесолювальною водою із БЗК через загальстанційний колектор хімзнесолювальної води (ХЗВ) насосами БЗК. Конденсатопровід із що змішує ПНТ 2 виконаний безпосередньо на конденсатних насосів II щабля куди виконане також аварійне підведення основного конденсату із загальностанційного колектора ХЗВ

3.2 Розрахунок теплової схеми проектного блоку 300 МВт

Вихідні дані

Початковий тиск P₀ = 23,5 МПа

Кінцевий тиск P_к = 0,0035 МПа при

Температура гострої пари t₀ = 540⁰ С

Температура перегрітої пари t_пп = 540⁰ С

3.2.1 Побудова процесу розширення пари в H-S діаграмі.

Будуємо процес розширення пари по заданих початкових і кінцевих параметрах пари (Мал.3.1), з огляду на втрати тиску:

a) у пароподводящих органах і регулювальних клапанах Р_срк=5%

Р_о'=Р_о? ДР_срк=22,33 МПа

b) у промперегревателе Р_ПП=10%

Р_гп=0,9• Р_хпп=3,60 МПа

c) у відсічних клапанах РОТ=2%

Р_гп'=Р_гп? ДР_отс.кл =3,53 МПа

d) у ресивері ДР_рес=2%:

Р₀₆'=Р_о6? ДР_рес=0,21 МПа

e) у турбоприводі ДР_тп=10%:

Р_отп=0,9• Р₀₃=1,40 МПа

Знаходимо опорні крапки в H-S координатах (ентальпії пари на виході ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ)

= кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг, = кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг, = кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг

= кДж/кг, = кДж/кг

= кДж/кг

Прийнявши :

КПД ЦВТ :

КПД ЦСТ :

КПД ЦНТ :

3.2.2 Складання таблиці параметрів пари, живильної води й основного конденсату

Наносимо тиск всіх відборів на отриманий процес розширення пари в турбіні. Знаходимо із процесу розширення ентальпії пари з відборів турбіни й заносимо їх у таблицю 3.1.Приймаємо гідравлічні втраті від місця відбору до підігрівника :

- у групі ПВТ - 3%

- у групі ПНТ - 6%

а також підігріви живильної води й конденсату в підігрівниках :

- у групі ПВТ - 3⁰ С

- у ПНТ 6 - 1⁰ С

- в інших ПНТ - 4⁰ С

Крім ПНТ 2 - 0⁰ С и ПНТ 1 - 5⁰ С

Визначаємо підігрів води в живильному насосі :

= кДж/кг

де V - усереднений питомий об'єм води на вході й виході прийнятий 1,1 м/т;

Рвх - тиск на вході в ПТН ; Рвх=2,2 МПа;

Рвих - тиск на виході із ПТН ; Рвих=32 МПа;

- к. п. буд. насоса ;

Параметри пари живильної води й основного конденсату зведені в таблицю 3.1

Таблиця 3.1 Основні параметри пари й води

№ крапки в H-S	№ під- ля	Параметри пари	Вода на лінії насичення	Пит. вода й основ - й конденсат	Дренаж
		P0r,МПа	h0r, МПа	P0r,%	P0r', МПа	t0r'0С	h0r' кДж/кг	n, 0С	tn', 0С	hn', кДж/кг	Hдр', кДж/кг
0	-	22,36	3320	-	-	-	-	-	-	-	-
1	ПВТ9	5,6	2996	3	5,43	269	1179,1	3	266	1166,5	1105,6
2	ПВТ8	4,0	2929	3	3,88	248,7	1078,2	3	245,7	1065,6	872,4
П	-	3,53	3542
3	ПВТ7	1,56	3308	3	1,51	198,3	845	3	195,3	832,4	770,3
	ТП	1,56	3308	10	1,404	-	-	-	-	-	-
4	ПНТ6	0,61	3076	6	0,573	156,9	662	1	155,9	657,8	602,2
5	ПНТ5	0,36	2960	6	0,338	137,8	579	4	133,8	562,2	579
6	ПНТ4	0,21	2856	6	0,197	120,2	504,3	4	116,2	487,5	504,3
7	ПНТ3	0,118	2784	6	0,111	102,3	429	4	98,3	412,2	429
8	ПНТ2	0,054	2656	6	0,051	81,5	341	0	81,5	341	-
9	ПНТ1	0,023	2540	6	0,022	62,2	260,1	5	57,2	239,2	260,1
К	К	0,00374	2339	-	0,00374	27,8	116,8	-	27,8	116,8	-

3.2.3 Матеріальний баланс живильної води

де - частка витрати пари на турбоустановку ;

- втрати пари й води в частках ;

3.2.4 Розрахунок підігрівників високого тиску й турбопривода

ПВТ-9:

Становимо рівняння теплового балансу :

,

=

ПВТ-8:

з рівняння теплового балансу :

= ПВТ-7:

Становимо рівняння теплового балансу :

=

ЗМІШУВАЧ:

З рівняння матеріального балансу знаходимо ентальпію живильної води на виході зі змішувача:

Теплового балансу :



Знаходимо

=692,3 кДж/кг

тоді

= 692,3+38=730,3 кДж/кг

1,02-0,1095-0,0544=0,8561

ТУРБОПРІВОД

=

Теплоперепад пари в ТП :

=(3308-2828)=480 кДж/кг

3.2.5 Розрахунок підігрівників низького тиску.

ПНТ-6:

Становимо рівняння теплового балансу :

0,0303

ПНТ-5 із крапкою змішування :

Становимо рівняння теплового балансу :

Становимо рівняння матеріального балансу :

Звідси

(2960-579-487,5+540,3) 0,8561(562,2-487,5) -(0,041+0,0303)·

602,2+504,3-579-487,5)- (504,3-487,5) ;

рівняння (1) ;

ПНТ-4:

Становимо рівняння теплового балансу :



(2856-504,3) · (0,8561-0,041-0,0303- )·(478,5-412,2) -

- (0,041+0,0303+ )·(579-504,3) ;

2427 ; звідси

рівняння (2) ;

Підставимо рівняння (2) у рівняння (1) і знайдемо :

Знаходимо :

ПНТ-3:

Рівняння теплового балансу:

ПНТ-2:

Становимо рівняння матеріального балансу :

де

Становимо рівняння теплового балансу :

Знаходимо

тоді

ПНТ-1: Рівняння теплового балансу:

3.2.6 Розрахунок теплофікаційної установки

Для постачання житлового селища теплом ,у теплову схему включена теплофікаційна установка тепловою потужністю Qт=60 Мвт.

Застосовано схему двухступінчатого підігріву мережної води(основного й пікового бойлерів). Температура прямої води 130 С , температура мережної води 70 С. Недогрів мережної води в ПРО і ПБ становлять ?про=12 С ,? пб=8 С ;

Ентальпії мережної води :

hвх=tвх·4,19=70·4,19=293,3 кДж / кг

hвих=tвих · 4,19 = 130 · 4,19 = 544,7 кДж / кг

hс = tоб · 4,19 = (tоб-?об) · 4,19 = (119-12)·4,19 = 448,3 кДж / кг

Становимо рівняння теплового балансу , для пікового бойлера :

 кг / з

де Gсв - кількість мережної води необхідної для відводу

60 МВт тепла

кг / з

Становимо рівняння теплового балансу , для основного бойлера:

кг / з

Знаючи витрату пари на турбіну з розрахунку теплової схеми блоку 300 МВт працюючому на конденсаційному режимі визначаємо частки витрати пари на бойлера :

при 950 т/г = 263,9 кг / з

; ;

3.2.7 Відомість балансу по витрати пари й потужності

Визначаємо частки пари, що гріє, по відборах:

= =

= =

=

= =

= =

=

Визначення еквівалентного теплоперепада й дійсної витрати пари.

Дійсна витрата свіжої пари на турбіну :

, де

H_ЭКВ=1225,59 кДж/кг hпп=613кдж/кг

ДО=249,78 кг/з

Витрати пари на регенеративні підігрівники:

Д₁=13,59 кг/з ДД_тп= 8,49кг/з

Д₂=27,35 кг/з Д₇=5,57 кг/з

Д₃=38,17 кг/з Д₈= 7,34кг/з

Д₄=16,59 кг/з Д₉=9,22 кг/з

Д₅=6,32 кг/із Д_К=134,13 кг/з

Визначення потужностей працюючих потоків

N_i=Д_i• (h_o-h_oi)з_м з_г

N₁=4315,1 кВт

N₂=10479,97 кВт

N₃=23379,13 кВт

N₄= 13933,28 кВт

N₅= 6026,37 кВт

ДN_ТП=4301,54 кВт

N₇=6271,93 кВт

N₈=9185,72 кВт

N₉=12586,59 кВт

N_К=209527,2 кВт

Сума ? N_і=300006,78 кВт

Показники енергетичної ефективності

1.Повна витрата теплоти на турбоустановку (ту):

=605920,15 кДж/кг

де Д_пп=До-Д_1-Д2=249,78-13,59-27,35=208,84 кг/з

2.Абсолютний електричний КПД ТУ:

=0,4951

3. КПД енергоблоку брутто:

=0,4951·0,894·0,987=0,4369 , ГДж

=0,894, =0,987

4. КПД енергоблоку нетто:

- вироблення електроенергії на власні потреби.

=0,3757 з

5. Питомі витрати умовного палива брутто й нетто:

=281,53 , =327,4

6. Питома витрата теплоти на брутто й нетто:

=2,289, =2,662

3.3 Розрахунок реальної теплової схеми в експлуатаційному режимі

На діючої Зуєвській ТЕС потужність в експлуатаційному режимі становить у середньому 275 Мвт. Зміна параметрів відбувається шляхом прикриття регулювальних клапанів при постійному початковому тиску , тобто дроселірованієм.

3.3.1 Визначення початкових параметрів пари

Визначаємо початкові параметри пари перед регулюючим клапаном по формулі Флюгеля-Стодола :

т.к. параметри пари перед регулюючим щаблем перебувають в області сухої пари , то виправлення

Для першої ітерації виправлення дорівнюємо

Тоді МПа

тому що ;

Знаходимо температуру пари при цьому тиску :

З ;

друга ітерація : МПа

температура пари складе :

З

третя ітерація : МПа

розрахунок кінчений.

3.3.2 Основні параметри пари

Початковий тиск перед регулювальними клапанами складе

МПа;

температура пари складе :

З

тиск у холодному промперегріві складе :

МПа;

Втрати тиску в тракті промперегріву визначається з [4] і становлять Р_пп = 8,5% ;

Тоді тиску гарячого прома складе :

Р_гп =0,915 * Р_хпп = 0,915 * 3,668 = 3,358 МПа

Визначаємо основні ентальпії пари з H-S діаграми :

=3328 кДж/кг

=2876 кДж/кг

=3542 кДж/кг,

=2762 кДж/кг

=2316 кДж/кг

Приймаємо тиск у конденсаторі середньорічне значення по [4] P_к=0,0067 МПа

Визначаємо ККД ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ і регулюючого клапана з [4] значення становлять :

Визначаємо дійсний стан пари за ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ :

=2973 кДж/кг

=2836 кДж/кг

=2383 кДж/кг

Визначаємо параметри пари за регулюючим щаблем:

кДж/кг

де кДж/кг - теоретичний теплоперепад у регулюючому клапані .

кДж/кг

Тиск пари за регулюючим клапаном складе : МПа;

Визначаємо параметри пари по регенеративних відборах з H-S діаграми в системі регенерації. Всі дані заносимо в таблицю 3.3.1

Таблиця 3.3.1 - Параметри пари по регенеративних відборах .

Номера відборів	Тиск пари у відборах	Ентальпія пари у відборах ,кДж / кг	Питомі об'єми в номінальному режимі ,м/кг	Питомі об'єми в реальному режимі, м/кг
1	5,14	3044	0,046	0,049
2	3,67	2973	0,059	0,0685
3	1,43	3293	0,2026	0,2208
4	0,559	3054	0,382	0,474
5	0,33	2940	0,5952	0,7054
6	0,193	2836	1,0056	1,113
7	0,108	2748	1,591	1,716
8	0,0495	2624	2,892	3,324
9	0,0211	2514	6,311	7,364

З урахуванням втрат тиску в ресивері : Р _рес = 2%

Тиск перед ЦНТ складе :

Р₀₆^/ = Р_{06 *} Р_рес = 0,193 *0,98=0,189 МПа;

3.3.3 Визначення тиску пари в підігрівниках з урахуванням втрати тиску в трубопроводах пари, що гріє.

Втрати тиску визначають по формулі :

% ;

Тиск у підігрівнику визначається по формулі:

МПа;

Таблиця 3.3.2 - Тиск пари в підігрівниках.

Номер підігрівника	Втрати тиску в ТП	Тиск пари в підігрівниках
	проектні	експлуатаційні
ПВТ 9	3	2,69	5
ПВТ 8	3	2,93	3,56
ПВТ 7	3	2,75	1,39
ПНТ 6	6	5,89	0,526
ПНТ 5	6	5,96	0,31
ПНТ 4	6	5,58	0,182
ПНТ 3	6	5,44	0,102
ПНТ 2	6	5,8	0,0466
ПНТ 1	6	5,89	0,01099
ТУРБОПРІВОД	10	9,17	1,29

3.3.4 Підігрів живильної води й основного конденсату в системі регенерації

З літератури [8] визначаємо підігрів живильної води й основного конденсату в кожному підігрівнику системи регенерації.

Підігрів визначається по формулі:

З ; де

- температура води після i-того підігрівника;

- температура води до i-того підігрівника;

Таблиця 3.3.3 - Величина підігріву живильної води й основного конденсату

Номер підігрівника	Величина підігріву в проектному режимі ,З	Величина підігріву в розрахунковому режимі , З
ПВТ 9	29	29
ПВТ 8	43	43
ПВТ 7	28	24
ПНТ 6	20	20
ПНТ 5	15	15
ПНТ 4	26	26
ПНТ 3	22	22
ПНТ 2	25	25
ПНТ 1	24,5	12,8

3.3.5 Визначення недогріву живильної води й основного конденсату в підігрівниках

Недогрів визначається з формули :

;

де, -- нагрівання охолодженої води в конденсаторі.

; де ;

Таблиця 3.3.4. - Величини недогріву в підігрівниках

Номер підігрівника	Величина недогріву в проектному режимі ,? З	Величина недогріву в експлуатаційному режимі , ? З
ПВТ 9	3	2,67
ПВТ 8	3	2,64
ПВТ 7	3	2,29
ПНТ 6	1	0,87
ПНТ 5	4	3,67
ПНТ 4	4	3,61
ПНТ 3	4	3,63
ПНТ 2	0	0
ПНТ 1	5	2,38

3.3.6 Відомості балансу по витраті пари й потужності

Частки відборів пари залишаються незмінними, і рівні як і в розрахунку проектної схеми в пункті 3.1 за винятком часток відборів під номерами 3 , 6 , і 9 . Також у виді малої зміни режиму роботи блоку незначно змінюються й частки мережних відборів , тому їх приймаємо незмінними з розрахунку проектної схеми .

Тоді:

= =

= =

=

= =

=

=0,1006

=

Частка витрати пари в конденсатор визначаємо по формулі :

=

Визначення еквівалентного теплоперепаду :



H_ЭКВ=1165,14 кДж/кг hпп=613кдж/кг

Витрата свіжої пари на турбіну :

кг/з

Витрати пари на регенеративні підігрівники:

Д₁=13,1 кг/з ДД_тп= 5,49 кг/з

Д₂=26,37 кг/з Д₇=5,37 кг/з

Д₃=32,68 кг/з Д₈= 7,08 кг/з

Д₄=15,99 кг/з Д₉=4,65 кг/з

Д₅=6,09 кг/із Д_К=134,99 кг/з

Визначення потужностей працюючих потоків

N_i=Д_i• (h_o-h_oi)з_м з_г

N₁=3645,9 кВт

N₂=9174,1 кВт

N₃=19343,9 кВт

N₄= 13209,9 кВт

N₅= 5711,6 кВт

ДN_ТП=2437,8 кВт

N₇=6046,7 кВт

N₈=8832,6 кВт

N₉=6302,3 кВт

N_К=200287,4 кВт

Сума ? N_і=275192,2 кВт

3.3.7 Техніко - економічні показники

1.Повна витрата теплоти на турбоустановку (ту):

кДж/кг

де Д_пп=До-Д_1-Д2=240,84-13,1-26,37=201,37 кг/з

2.Абсолютний електричний ККД ТУ:

=0,4785

3. ККД енергоблоку брутто:

=0,4951·0,894·0,987=0,42222 ,

де =0,894, =0,987

4. ККД енергоблоку нетто:

=0,3631 з

5. Питомі витрати умовного палива брутто й нетто:

=291,33 , =338,73

6. Питома витрата теплоти на брутто й нетто:

=2,369, =2,754

3.4 Тепловий розрахунок конденсатора турбоустановки ДО-300-240

Тепловий розрахунок конденсатора турбоустановки ДО-300-240 Зуєвській ТЕС проводиться в реальному режимі при заміні латунних трубок на мідно-нікелеві трубки типу МНЖ-5-1

Таблиця 3.4.1 Вихідні дані

Вихідні дані	Використовуючи латунні трубки	Використовуючи трубки типу МНЖ-5-1
1. Витрата пари через конденсатор Dк, кг/з 2. Тиск пари в конденсаторі Рк, кПа 3.Номінальна витрата охолодженої води G, кг/з 4. Температура охолодженої води tв, 0С 5. Швидкість води в трубках ,м/с 6.Діаметр трубок, мм 7. Коефіцієнт чистоти трубок 8.Число ходів у конденсаторі, z 9.Матеріал трубок 10. Різниця ентальпії пари й конденсату qк=hк-hк/, кДж/дог	145 6,7 8833 15 2 28/26 0,7 2 2223	139 4,9 8819 15 2 28/26 0,82 2 МНЖ-5-1 2208

Обчислюємо коефіцієнт теплопередачі, Вт/м²До по формулі Л. Д. Бермана вираженої за допомогою коефіцієнтів-співмножників:

; Вт/м²ДО;

Розрахунки й результати зводимо в таблицю 3.4.2

Таблиця 3.4.2 Розрахунок коефіцієнта теплопередачі

Величини, що розраховують	Формула розрахунку	Результат
		використання латунних трубок	використання трубок марки МНЖ-5-1
1. Коефіцієнт чистоти поверхні трубок	Приймаємо, по літ.[8]	0,7	0,82
2. Співмножник, що враховує впливи швидкості охолодженої води	, де:	0,9929	0,9917
3.Співмножник, що враховує вплив температури охолодженої води 3.1 Парове питоме навантаження [г/м2з]	де:	0,8429 0,4516 9,5	0,8335 0,4543 9,12
4. Співмножник, що враховує число ходів у конденсаторі		1	1
5. Співмножник, що враховує вплив парового навантаження
6. Коефіцієнт теплопередачі [Вт/м2ДО]		2275,8	2614,4

Співвідношення К^{лат. труб.}/К^МНЖ-5-1= 2614,4/2275,8=1,149;

У такий спосіб внаслідок зниження - коефіцієнта чистоти трубок з до , відбулося зниження коефіцієнта теплопередачі на ~ 13%; [8]

Таблиця 3.4.3 Розрахунок кінцевого тиску в конденсаторі

Найменування	Формула розрахунку	Результат
		використання латунних трубок	використання трубок марки МНЖ-5-1
1. Нагрівання охолодженої води, 0С	де: - кратність охолодження	8,71 61	8,65 61
2. Температура охолодженої води на виході з конденсатора, 0С		23,71	23,65
3. Температурний напір, 0С		5,6	4,46
4. Температура конденсації пари, 0С		29,31	28,11
5. Кінцевий тиск у конденсаторі, бар.		0,0412	0,0378

З отриманих розрахунків видно, що використання трубок марки МНЖ-5-1 дає можливість зменшити температурний напір і температуру конденсації пари й тим самим зменшити кінцевий тиск у конденсаторі.

Використання трубок марки МНЖ-5-1 сприяє більшому коефіцієнту теплопередачі й поліпшеному вакууму в конденсаторі.

3.4.1 Визначення оптимальних строків чищення поверхонь теплообміну конденсаторів парових турбін

У цей час, при експлуатації застарілого обладнання ТЕС і АЕС і різкої зміни графіків електричних навантажень, одним з ефективних способів підвищення економічності є розробка й впровадження профілактичних заходів щодо усунення й попередження відмов у роботі встаткування. Для конденсаційних установок, одним з істотних способів є чищення поверхонь конденсаторів. Ефективність чищення конденсаторів багато в чому визначається строками й способами чищення. Пропонується методика визначення оптимальних строків чищення з урахуванням температури охолодної води, її забруднення, режиму роботи енергоблоку й вибору оптимального способу для умов конкретних ТЕС і АЕС.

Оскільки найближчим часом проблеми реабілітації ТЕС не можуть бути вирішені шляхом глобальних реконструкцій устаткування, то на нашу думку одним з реальних варіантів є вдосконалювання режимів експлуатації встаткування, як окремих елементів (казанів, турбін, генераторів), так і енергоблоків у цілому. Для рішення цього питання необхідна оптимізація режимів експлуатації, з урахуванням досягнення вітчизняної й світової науки в області енергетики й нових технологій.

Досить істотний вплив на показники ефективності ТЕС роблять низькопотенційні комплекси, і їхній основний елемент конденсатор. Зміна режимів роботи енергоблоків і якості охолодженої води приводять до інтенсивного забруднення поверхні теплообміну конденсаторів, а отже до зниження вакууму й значному росту витрат на підтримку чистоти поверхонь охолодження конденсаторів [8],[18]. Забруднення конденсаторів приводить:

- до зниження потужності енергоблоків (недовиробіток електроенергії);

- при збільшенні тиску на 1 кПа потужність турбіни в конденсаційному режимі зменшується на 0,8 - 0,9% або настільки ж зростає питома витрата палива;

- збільшенню експлуатаційних витрат;

- до погіршення економічності енергоблоків.

Одночасно із цим підтримування чистоти конденсаторів вимагає додаткових витрат, приводить до недовиробітку електроенергії в період чищень [9]. У цьому зв'язку виникає проблема оптимізації режимів чищення конденсаторів.

В основу математичної моделі визначення оптимальних строків чищення поверхонь конденсаторів прийнята методика [12], що удосконалена авторами шляхом обліку й аналізу багаторічних статистичних даних умов експлуатації елементів низькопотенційних комплексів енергоблоків Змиївської ТЕС, Зуєвської ТЕС, Запорізької АЕС.

Відмінність пропонованої методики визначення оптимальних строків чищення від існуючих полягає в наступному:

Замість незалежної оптимізації кожного інтервалу між чищеннями [12]- [15] пропонується оптимізація на деякому характерному інтервалі часу Т. За час вибирається міжремонтний період. У цьому випадку реалізується оптимальне розташування на тимчасовій осі моментів відключення конденсатора на очищення, тобто

, (3.4. 1)

де k - кількість відключень конденсатора на чищення за міжремонтний період;

Т - міжремонтний період блоку, година;

? ф - тривалість чищення конденсатора, година;

- оптимальний інтервал між двома чищеннями, година;[8].

Пропонується облік нерівномірності температури охолодної води за період Т шляхом перерахування проміжків між чищеннями, тобто введення нерівних інтервалів між чищеннями протягом часу Т.

У всіх існуючим нині методиках як експериментальний матеріал беруться або результати обробки даних поточного контролю за роботою конденсатора, або результати випробувань досліджуваного конденсатора.

У пропонованій же методиці вибирається напіваналітична модель забруднення конденсатора залежно від якості охолодженої води й умов станції, таким чином, тиск у забрудненому конденсаторі прогнозується по цій моделі.

Послідовність визначення оптимальних строків чищення за пропонованою методикою наступні:

1) Через участь реального енергоблоку в регулюванні потужності енергосистеми вводиться поняття середньої потужності , рівної среднєїнтегральної за певний характерний період і, що розраховує по графіку навантаження енергоблоку. Витрата пари т/година, що відповідає розрахованої середньої потужності

, (3.4. 2)

де - витрата пари, що подається в конденсатор при номінальному режимі, т/ч.

- номінальна потужність блоку, Мвт.

2) Будується залежність зміни температури охолодженої води на вході в конденсатор від часу на досліджуваному періоді Т, дані прогнозуються вперед за досвідченим значенням попереднього року аналогічних днів і місяців. Визначається середньо інтегральна температура охолодженої води за період Т.

3) По нормативним характеристиках [15], [18] конденсатора того ж типу, що й досліджуваний, але з максимально чистої в умовах електростанцій охолодженою поверхнею, будується залежність зміни тиску в конденсаторі від температури охолодженої води при тих же режимних параметрах витраті пари, витраті води

По цій залежності визначається тиск у чистому конденсаторі при даній витраті пари, витраті води й середньо інтегральної температурі охолодженої води.

У результаті досліджень математичної моделі забруднення отримані значення для ступеня "n" в (17) n ~ 0,5 - 0,85, у багатьох випадках (при збільшенні температури охолодженої води) ступінь "n" наближається до одиниці, а залежність - до лінійного, що відповідає отриманим раніше даним з літературних джерел (наприклад, [12], [15]). Критерій Фишера у всіх розрахованих варіантах мав високе значення, значно більше табличного значення критерію Фишера, що гарантує адекватність моделі.

4) Визначення оптимального строку чищення

У цей час конденсаційні установки великих турбін ТЕС і АЕС проектуються таким чином, щоб можна було реалізувати можливість відключення частини конденсаційної установки на чищення без останова всього блоку. Тому необхідно врахувати ступінь зменшення потужності при відключенні частини конденсатора на чищення коефіцієнтом "З", величина якого визначається по даним контролю персоналу станції за роботою турбоагрегату

, (3.4. 3)

де - потужність, вироблювана блоком після відключення частини конденсатора на чищення, Мвт.

Математичне формулювання завдання мінімізації сумарних втрат внаслідок забруднення конденсатора, пов'язаних з недовиробітком електроенергії й перевитратою палива, витратами на замикаючу електроенергію в періоди чищень і витратами на їхнє проведення, може бути представлена у вигляді:

, (3.4. 4)

де - питома витрата палива, г. у.п. /(кВт година)

- вартість 1 т умовного палива, грн. /т.у.п.

- витрати на чищення, грн.

У такий спосіб у порівнянні з [12] у даній методиці враховується час на чищення конденсатора ?ф , що вносить досить істотне виправлення й підвищує якість планування періодів чищень. Для варіантів, коли , з обліком

(3.4. 5)

одержуємо повний збіг c методикою [12]. Тобто дана методика є узагальненням і розвитку методики [12], у якій прийнята умова ??<<? , тому не розглядається в умові оптимізації й приймається замість цього k? = Т.

Використовуючи стандартні програмні методи пошуку оптимуму системи визначається мінімум функції Ф у крапці , після чого маємо можливість визначити оптимальне число чищень конденсатора за період Т.

Висновок.

Запропоновано методику визначення оптимальних строків чищення конденсаторів парових турбін, шляхом мінімізації сумарних втрат внаслідок забруднення поверхонь нагрівання. На відміну від існуючих методик, дана методика враховує час чищення , що дає можливості для оптимального вибору способу чищення, для конкретних умов експлуатації ТЕС і АЕС. Дана методика може бути застосована при різних методах чищення конденсаторів: механічної, хімічної, термічної, гідравлічної, кулькової й ін.

3.5 Висновки про необхідність заміни латунних трубок на трубки марки МНЖ-5-1

З наведеного вище матеріалу, можна зробити висновки: одним з факторів погіршення економічності Зуєвській ТЕС є перевищення фактичного кінцевого тиску пари, що відробило, Ркфакт=0, 00679 МПа в конденсаторі над нормативним кінцевим тиском Ркнорм=0, 0034 МПа, тобто Р_к^факт>Р_к^норм.

Це невідповідність можна пояснити тим, що споконвічно Зуєвська ТЕС працює на системі охолодження від градирень, що підвищує тиск на вихлопі турбін у порівнянні з розрахунковим тиском і тим самим підвищує тиск у конденсаторі вище проектного. Ця проблема ставати актуальною в літню пору через збільшення температури повітря до 40 ⁰С, і збільшенням температури охолодженої циркуляційної води до 20ч25 ⁰С, все це позначається в підсумку на тиск у конденсаторі.