Исследование влияния отопительной нагрузки турбины Т-60/65-130-2М на ее тепловую экономичность

Содержание 5
Введение 6
1. Анализ влияния теплофикационной нагрузки ТЭЦ на показатели ее энергетической эффективности 8
1.1 Общие сведения о ТЭЦ и применяемых типах турбинных установок 8
1.2 Классификация тепловых потребителей и способы повышения тепловой экономичности ТЭЦ с учетом применения различных способов регулирования тепловой нагрузки 11
1.3 Режимы работы теплофикационных турбин 18
2. Расчетные исследования влияния теплофикационной нагрузки турбоустановки Т-60/65-130-2М УТМЗ на показатели ее тепловой экономичности 20
2.1 Описание принципиальной тепловой схемы турбоустановки Т-60/65-130-2М и режимов ее работы 20
2.2 Определение предварительного расхода пара на турбину и расчет расхода сетевой воды 25
2.3 Определение расходов пара через отсеки турбины и давления пара в нижнем теплофикационном отборе 26
2.4 Определение давлений пара в регенеративных отборах и заполнение таблицы параметров пара и воды 31
2.5 Расчет составляющих элементов и узлов принципиальной тепловой схемы турбоустановки 34
2.6 Особенности расчета тепловой схемы при других режимах работы турбоустановки 44
Заключение 48
Список используемых источников 49

Весь текст будет доступен после покупки

Установленная мощность электростанций ЕЭС России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем (ТИТЭС) на 01.01.2025 составила 248760,4 МВт, в том числе: АЭС – 28543 МВт (11,47%), ГЭС – 48969 МВт (19,68), ГАЭС – 1355,9 МВт (0,55%), ТЭС – 164805,5 МВт (66,25), ВЭС – 2552,8 МВт (1,03%), СЭС – 2534,3 МВт (1,02%) [1,2]. Структура и изменения установленной мощности электростанций ЕЭС России приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Структура установленной мощности электростанций ЕЭС России по состоянию на 01.01.2025
Прогноз потребления электроэнергии по ЕЭС России предполагает его увеличение к 2031 году до 1 335 798 млн кВт·ч, максимум потребления мощ-ности увеличится до 191 213 МВт, среднегодовые темпы прироста потребле-ния электрической энергии и максимума потребления мощности относитель-но 2024 года составят 2,08 % и 2,09 % соответственно [1, 2].
Также отмечаются два аспекта развития электрических станций – мо-дернизация уже существующего основного оборудования и строительство блоков с реакторами нового типа ВВЭР-ТОИ (водо-водяной энергетический типовой оптимизированный информатизированный реактор) и БРЕСТ-ОД-300 (быстрый реактор естественной безопасности со свинцовым теплоносителем, опытный демонстрационный).
Не смотря на вышесказанное, ключевым моментом в развитие энергети-ки является сбалансированное развитие всех типов генерации, а также реше-ние вопросов надежного покрытия электрической нагрузки энергосистемы [4].
Исходя из вышеуказанного, актуальными задачами энергетики являются повышение надежности и экономичности на всех этапах «жизни» электрообо-рудования. Модернизация систем регенеративного подогрева питательной во-ды обеспечивает повышение КПД блоков до 45-47%.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анализ влияния теплофикационной нагрузки ТЭЦ на показатели ее энергетической эффективности
1.1 Общие сведения о ТЭЦ и применяемых типах турбинных установок
В соответствии с стандартом [5], паровая турбина – тепловой двигатель, в которой в качестве рабочего тела используется водяной пар. В зависимости от характера теплового процесса различают следующие основные тип турбин, которые применяются на ТЭЦ [6,7]:
– Т, П, ПТ – теплофикационные с одним или двумя регулируемыми от-борами пара для производственных или отопительных целей;
– Р – противодавленческие, весь пар подается потребителю на технологи-ческие нужды;
– ПР – с противодавлением и с регулируемым производственным отбо-ром пара;
– ТР – с противодавлением и с регулируемым отопительным отбором па-ра;
– КТ –конденсационные с отпуском тепла на теплофикацию.
Согласно ГОСТ [7] для теплофикационной турбины наиболее важны следующие виды мощности:
– номинальная, при которой установка работает неограниченное время;
– максимальная – наибольшее значение, которую может длительно раз-вивать при определенных соотношениях расходов пара и давлений;
– на конденсационном режиме – при полностью открытых регулирующих клапанах, для турбин типа Т равна или больше номинальной, в том числе может быть равна максимальной, для турбин типа ПТ – равна или меньше номинальной.
Также ГОСТ [7] регламентированы основные параметры ПТУ:
– начальные параметры пара,
– параметры пара после промежуточного перегрева (при наличии),
– температура регенеративного подогрева питательной воды,
– давление за турбиной,
– номинальная (максимальная) мощность,
– частота вращения,
– расход и параметры отбираемого пара для внешних потребителей теп-лоты.
Основная роль ТЭЦ заключается в обеспечении надежного теплоснаб-жения, т.е. подача потребителям пара и воды заданных параметрах темпера-туры и давления. Такие типы станций используются для комбинированной выработке тепло- и электроэнергии и, как правило, в режимах с отборами имеют наименьший удельный расход условного топлива, то при участии в покрытие электрического графика нагрузки, занимают базовую часть. Однако из-за преобладающей отопительной нагрузкой и малой маневренности по сравнению с другими типами станций, ТЭЦ не могут привлекаться в другие зоны покрытия графика и при прохождения летнего максимума, как правило, используются в конденсационных режимах работы турбинного оборудования.
Привлечение ТЭЦ к регулированию перетоков активной мощности в пиковые часы за счет сокращения отборов и увеличения мощности, а также в минимальные часы за счет длительной и кратковременной импульсными раз-грузками средствами автоматического регулирования, сказываются на значи-тельном удельном перерасходе условного топлива на ТЭЦ и в энергосистеме в целом.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Обосновывающие материалы. Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2026-2031 годы. Сводный Отчет по ЕЭС России.
2. Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2026-2031 годы.
3. Особенности создания и эксплуатации паровых турбин для парогазовых установок / Радин Ю.А., Симою Л.Л. и др. // Теплоэнергетика. 2010. № 9. С. 7—11.
4. Интервью с первым заместителем председателя Правления АО «СО ЕЭС» Павлушко С.А. Будущее электроэнергетики: приоритеты, вызовы и решения // «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение». - май-июнь 2025. - №3(90).
5. ГОСТ 23269-78 Турбины стационарные паровые. Термины и определения.
6. Стандарт организации АО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.004-2016 «Нормы участия парогазовых и газотурбинных установок в нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности», утвержденный приказом АО «СО ЕЭС» от 13.09.2016 № 242 с изменениями, утвержденными приказом АО «СО ЕЭС» от 27.03.2020 № 77.
7. ГОСТ 24278-2016 «Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования».

Весь текст будет доступен после покупки