Конденсационный блок

Cтраница 2

Турбина Т-250-240 может работать па чиск кчшденсациошюм режиме, и потому спжпая схема блока решается аналогично тепловой схеме конденсационного блока К-300-240 с включением дополнительных элементов, связанных с работой турбины в теплофикационных режимах. [16]

Эффективность рассмотренного алгоритма совместной оптимизации непрерывно и дискретно изменяющихся переменных проверялась на примере выходной ступени пароперегревателя для котлоагре-гата паротурбинного конденсационного блока мощностью 1200 Мет применительно к перспективным условиям его использования в европейской части СССР и в Центральной Сибири. Если в предыдущей задаче дается лишь анализ вычислительных результатов по процессу оптимизации непрерывно изменяющихся параметров, в данной задаче остановимся подробнее на ее структуре. [17]

В условиях ограниченного завоза органического топлива в европейскую часть нашей страны в качестве дополнительного пути развития теплофикации целесообразно использовать КЭС, расположенные вблизи крупных городов, путем реконструкции конденсационных блоков 160 200, 300 МВт в теплофикационные с заменой всех изношенных узлов. Такая реконструкция позволяет продлить время активной эксплуатации этих КЭС и существенно ( на 10 - 30 %) повысить их тепловую экономичность. [18]

Обеспечение необходимых темпов роста энергетики страны потребует дальнейшего увеличения единичной мощности агрегатов, в связи с чем в ЦКТИ, ВТИ и на заводах отрасли ведутся работы по созданию конденсационных блоков мощностью до 1000 - 1600 тыс. кет. [19]

В связи с тем что конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ, как правило, производится с большим удельным расходом топлива, чем на конденсационных электростанциях, она допускается только в те периоды, когда мощность конденсационных блоков оказывается недостаточной. Таким образом, график электрической выработки теплофикационных блоков оказывается зависимым от структуры энергосистемы, мощности и экономичности ее конденсационных станций и наличия пиковых энергоустановок. [20]

Цикл Ренкина и регенеративный.| Принципиальная тепловая схема с газовым промежуточным перегревом. [21]

Промежуточный перегрев применяется в настоящее время в СССР для конденсационных блоков на параметры р0 13 МПа, t0 545 С, tna 545 С и на параметры р0 - 24 МПа, t0 545 С, пп 545 С как для конденсационных блоков К-300-240, К-500-240, К-800-240, так и для теплофикационных турбин Т-250-240 Уральского турбомоторного завода. [22]

По условием работы фильтров БОУ температура конденсата перед БОУ не должна превышать 40 - 45 С. При работе блока Т-250 / 300 - 240 в конденсационных режимах очистка конденсата осуществляется так же, как и на конденсационных блоках 300 МВт и не вызывает затруднений. Температура конденсата греющего пара сетевых подогревателей в зависимости от графика теплосети может достигать 100 - 110 С. В охладителе I ступени OKI конденсат сетевых подогревателей охлаждается основным конденсатом после БОУ, охладителя эжекторов ПЭ и сальникового охладителя СХ. В охладителе II ступени ОК2 для охлаждения используется циркуляционная вода. [23]

Таким образом, применение КР позволяет существенно повысить тепловую экономичность теплофикационных турбоагрегатов. К их числу относятся, в частности, турбины Т-250 / 300 - 240, Т-180-130, ПТ-135-130, Т-100-130, ПТ-80-130 и др. Комбинированное регулирование целесообразно предусматривать также при модернизации ранее выпущенных конденсационных блоков с организацией на них теплофикационных отборов. [24]

На отечественных ТЭС мощность паротурбинных установок, работающих при начальном давлении р до 12 7 МПа, составляет 200 - 215 МВт, а расход энергии на привод - 2 % энергии, вырабатываемой при номинальной мощности блока. Поэтому здесь применяются питательные установки с электроприводом. На конденсационных блоках 300, 500, 800 и 1200 МВт, так же как на теплофикационном блоке мощностью 250 МВт ( работающем при р0 23 5 МПа), используется турбопривод. Мощность турбогенераторов пвухконтурных АЭС с турбинами насыщенного пара доходит до 500 МВт, но давление пара перед турбиной не превышает 7 МПа, поэтому здесь в основном применяется электропривод. Однако в этих условиям находит также применение турбопривод. Так, на отечественных дву сконтурных станциях с реактором мощностью 1000 МВт и двумя турбинами мощностью 500 МВт устанавливаются два питательных насоса с турбоприводами. [25]

Зависимость к. п. д. ТЭЦ и КЭС от параметров промежуточного перегрева пара. [26]

Более благоприятно применение промежуточного перегрева на ТЭЦ с отопительным отбором, имеющим давление пара 1 - 2 ат и ниже. В этом случае оптимальные параметры промежуточного перегрева пара и выигрыш от него приближаются к значениям, соответствующим конденсационным турбоагрегатам. Так, для теплофикационной турбоустановки Т-250-240 мощностью 250 Мет, с начальным давлением пара 240 ат, создаваемой на базе конденсационного блока 300 Мет, 240 ат, давление промежуточного перегрева пара, по условиям унификации с конденсационным блоком, выбрано равным 40 / 36 ат. Снижение экономичности по сравнению с оптимальным для этой турбоустановки давлением промежуточного перегрева пара ( около 60 ат) составляет около одного процента. [27]

Основные исходные характеристики сравниваемых вариантов приведены в табл. 2.6. Во всех четырех вариантах начальные параметры пара pi 23 5 МПа и - - 545 С, давление и температура промежуточного перегрева р 3 9 / 3 5 МПа, П 545 С. Эффективность таких схем при условии одинакового отпуска теплоты отборного пара видна из табл. 2.7. За критерий тепловой экономичности установок принят коэффициент термодинамической эффективности т ] т.э. Расчет произведен при оптимальных температурных напорах в пароохладителях. Для принятых параметров пара конденсационных блоков закритического давления при относительной доле производственного отбора dn0 8 оказывается целесообразным отказ от совмещенного ПВД и переход на схему с одним пароохладителем. [29]

Поскольку степень переработанности вновь получаемой информации возрастает в направлении ее движения: сначала на входах в нижестоящие модели, а при обратном проходе - на входах в вышестоящие ( обратная связь по результатам оптимизации), то при окончательной оптимизации основных параметров на полной модели мы имеем наиболее достоверную информацию об оптимальных решениях. Это обеспечивает большую точность окончательных результатов на один полный цикл обмена информацией вниз - вверх. При обмене промежуточной информацией в процессе работы системы моделей обмен внешней исходной информацией между моделями может не производиться, поскольку она не изменяется и может быть распределена по моделям разного уровня и содержания до начала процесса решения. Практические расчеты на иерархической системе детерминированных математических моделей паротурбинных конденсационных блоков мощностью 800 Мет, проведенные приме-менителыю к характерным условиям европейской части СССР и Центральной Сибири [6,7], показали достаточность одного цикла обмена информацией для получения окончательного решения. Критерием окончания корректировок принята достаточная устойчивость зоны оптимальных значений для основных параметров, в наибольшей степени влияющих на минимизацию расчетных затрат по установке, и практическая тождественность результатов повторной оптимизации второстепенных параметров низших уровней в смысле их влияния на величину расчетных затрат по установке в целом. [30]

Страницы: 1 2