О компании Продукция и услуги Внедрения Пресс-центр Карьера Контакты
 
Разделы:
 


Публикации

«Эффективность минитурбин для привода механизмов ТЭЦ с поперечными связями». Опубликовано в журнале «Новости теплоснабжения» №4 за 2015 г.
 
К.т.н. С.Б. Горунович, ведущий инженер ПТО, «Усть-Илимская ТЭЦ» филиал ОАО «Иркутскэнерго», г. Усть-Илимск Иркутской обл.
 

 

Введение

Известно, что начиная с советских времен, турбоприводом обычно комплектуются питательные насосы конденсационных блоков мощностью 300 МВт и выше. ОАО «Калужский турбинный завод» (в настоящее время входит в состав энергомашиностроительного концерна «Силовые машины») разрабатывает и производит паровые турбины для привода питательных насосов и воздуходувок (вентиляторов) энергоблоков ТЭС и АЭС мощностью 300, 500, 800, 1000 и 1200 МВт [1]. Паровые турбины для привода питательных насосов крупных энергетических блоков, как правило, используют для работы пар из тепловой схемы основного турбинного цикла и, в большинстве случаев – пар, отбираемый от главной турбины. Например, широкое распространение получила турбина Калужского турбинного завода типа Р-11-15/3П для привода питательных насосов типа ПТН-1150-340 энергоблоков мощностью 300 тыс. кВт [1]. 

В то же самое время примеры оснащения турбоприводом насосов меньшей мощности встречаются гораздо реже и в научно-технической литературе плохо освещены. Между тем, в настоящее время на электростанциях заметно возрос интерес к оснащению различных механизмов турбоприводом (вместо электропривода). Очевидно данную тенденцию можно объяснить стремлением энергогенерирующих предприятий снизить затраты на электроэнергию для собственных нужд, повысить свою эффективность. 

При этом большинство авторов публикаций в отраслевых журналах не сомневаются в экономической эффективности использования турбопривода питательных насосов меньшей мощности на электростанциях (см. например, [2], [3]). К тому же, благодаря техническому прогрессу отечественной и зарубежной промышленности удалось решить большинство технических вопросов, препятствующих широкому внедрению турбоприводов насосов меньшей мощности на электростанциях [3].

Сегодня на российском рынке представлены несколько производителей турбин малой мощности, предлагающих использовать свою продукцию в качестве приводов насосов. Среди них выделяются компании ООО «Комтек-Энергосервис» (г. Санкт-Петербург) и Турбопар (г. Москва).

Из примеров успешной деятельности компании ООО «Комтек-Энергосервис» можно привести реконструкции питательных насосов с подачей от 380 до 720 м3/ч реализованных на следующих электростанциях: Иркутская ТЭЦ-11 ПН-580-185, Черниговская ТЭЦ ПН-380-200, Ново-Кемеровская ТЭЦ ПН-500-180 и ПН-580-185, Красноярская ТЭЦ-1 ПН-720-185, Нижнекамская ТЭЦ ПН-580-185, 

Казанская ТЭЦ-3 два питательных насоса ПН-500-180, которые заключались в замене электропривода питательного насоса на турбопривод. Схема реконструкции представлена на рис.1 (рисунок взят с официального сайта компании ООО «Комтек-Энергосервис» http://www.comtec-energoservice.ru).

Рис.1 Схема реконструкции питательного насоса ПН-580-185

 

Неудивительно, что главный вопрос, интересующий в наше время специалистов электростанций – как наиболее убедительно и объективно оценить экономическую целесообразность замены электропривода насоса турбоприводом для обоснования возможных будущих инвестиций. В настоящее время существует немало отраслевых методик, позволяющих грамотно оперировать экономическими показателями. В качестве примера можно привести ту же самую методику экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС РАО «ЕЭС» России, на которую ссылается автор [2]. В ОАО «Иркутскэнерго» используется СТП 001.079.078-2007 «Методика оценки эффективности инвестиционных проектов ОАО «Иркутскэнерго». В тоже время экономические показатели носят общий характер и перед тем как на них выйти, необходимо хорошо представить и выразить техническую сторону вопроса. Что касается технической стороны, наиболее бесспорным и осязаемым, на мой взгляд, является понятие – коэффициент полезного действия (КПД), в общем случае определяющий отношение полезной мощности (энергии, работы) к затрачиваемой.

Фотографии с объектов установки турбин производства ООО «Комтек-Энергосервис»

      

Турбопривод Р-3,7-1,28/0,2 П к питательному насосу ПН-500-185 Иркутская ТЭЦ-11 2011 г.

      

Турбопривод Р-3,7-1,4/0,17 П к питательному насосу ПН-580-185 Нижнекамская ТЭЦ-1 2013 г.

      

Турбопривод Р-3,15-1,28/0,2 П к питательному насосу ПН-500-185 Ново-Кемеровская ТЭЦ 2012 г.

Турбопривод К-1,1-1,6 к нагнетателю воздуха
600А-05 Омсктехуглерод 2013 г.

 

      

Турбопривод Р-4,7-1,08/0,15 П к питательному насосу ПН-720-185 Красноярская ТЭЦ-1 2012 г.

Турбопривод Р-2,6-0,85/0,15 П к питательному насосу ПН-380-185 Черниговская ТЭЦ 2011 г.

Определение КПД брутто установки турбопривода
Определим КПД брутто для привода гидравлического насоса минитурбиной – турбопривода. При этом условимся, что приводная минитурбина работает в блоке с другой более крупной – главной турбиной, т. к. обычно основным источником пара для приводных минитурбин на электростанциях является пар производственного или другого специального отбора более мощных стационарных турбин.
Для вычисления КПД какой-либо системы или установки необходимо ясно представлять процессы преобразования и передачи потоков энергии (или мощности) от самого первого этапа зарождения этого потока до конечного преобразования в рассматриваемом случае в механическую работу. В нашем случае имеем следующую цепочку преобразований энергии: тепловая мощность горения топлива преобразуется в пар в котельной установке, затем острый пар движется по паропроводам к главной турбине, из отбора главной турбины частично отработанный пар подводится к приводной минитурбине. При этом этот пар, прежде чем попасть в отбор, также совершит работу в главной турбине и выработает дополнительную электрическую мощность в генераторе главной турбины, которую также можно использовать для получения механической мощности другого (аналогичного) насоса с электродвигателем. При этом происходит разделение потоков энергии. Часть энергии проходит главную турбину полностью, идет на генератор и далее; часть энергии поступает в приводную минитурбину и преобразуется в механическую энергию вращения вала, рис.2.
Рис. 2. Принципиальная схема потоков энергии (мощности):

КУ– котельная установка; ГТУ– главная турбина; ПТУ– приводная турбина; Г– генератор главной турбины; Н – насос; ТП – тепловой потребитель; QТОП – тепловая мощность сгорания топлива; QПАР – тепловая мощность острого пара; QДОП – дополнительная электрическая мощность, вырабатываемая генератором ГТУ; QНАС – мощность насоса; QК – тепловая мощность потерь с конденсатом.

 

 
Предварительно определимся с КПД брутто приводной минитурбины в отдельности.
Для определения КПД приводной минитурбины используем известную из теории [5] формулу:
ηПТУР = ηПТ ηПО ηПМ,                                                      (1)
где ηПТ – термический КПД приводной минитурбины; ηПО – относительный внутренний КПД приводной минитурбины; ηПМ – механический КПД приводной минитурбины.
Коэффициенты ηПО, ηПМ – относительные, они характеризуют степень технического совершенства минитурбины [5]. Их средние значения можно получить из многих источников. Например, из [5]: ηПО ≈ 0.86; ηПМ ≈ 0.99.

Более серьезное внимание следует обратить на  термический КПД приводной минитурбины ηПТ, который характеризует преобразование теплоты в цикле; может иметь очень широкий диапазон значений и, следовательно, решающее значение на величину общего значения КПД минитурбины. Естественно предположить, что его значение будет зависеть от типа приводной минитурбины и параметров пара, питающего минитурбину.

Опять обратимся к теории [5]. Если экономичность турбинной установки рассматривать без учета работы питательного насоса (эти затраты можно отнести на собственные нужды и учитывать в КПД нетто), то термический КПД приводной минитурбины можно выразить следующей формулой:
,                                                        (2)

 

где QП и QК – подвод и отвод тепла в цикле; HПК – соответствующий располагаемый теплоперепад минитурбины. Очевидно, что формулу (2) можно представить и в таком виде:
 
,                                                         (3)
т. к. QПQК = QЭ + QТ.
Здесь QЭ и QТ – подвод теплоты на привод и на теплофикацию (или в производственный отбор), если таковой имеется, т. е. в числителе остается только полезная часть теплоты (на привод и теплофикацию).
По аналогии с (2):
.                 (4)
где hП, hКА – энтальпии пара перед турбиной и после нее; hК1 – энтальпия конденсата на выходе от теплового потребителя; hК11 – энтальпия возвратного конденсата; HПД – теплоперепад в приводной минитурбине; HПТ – теплоперепад, отражающий количество энергии, получаемое тепловым потребителем.
Итак, подставим (4) в (1) и получим выражение для КПД брутто приводной минитурбины:
.                                      (5)
Напомним, что пар на турбопривод поступает, как правило, из отбора более мощного турбоагрегата – главной турбины. Рассчитывая эффективность использования турбопривода, необходимо учесть эффект, связанный с прохождением дополнительного количества пара, необходимого для турбопривода, через лопатки главной турбины. Этот пар выработает дополнительную мощность в генераторе главной турбины.
По определению КПД турбопривода должен быть равен отношению полезной к затрачиваемой мощности, т.е выражению:
,                                (6)
где QПОЛ – полезная мощность, которую можно определить следующим образом:
.
Здесь QДОП – дополнительная электрическая мощность; QНАС – необходимая мощность привода; QОТ – мощность теплофикационного или производственного отбора (в случае его наличия).
QЗ – затраченная мощность, равная тепловой мощности дополнительного потока острого пара, поступающего в главную турбину для привода:
QЗ = QПАР.
Дополнительную электрическую мощность QДОП главной турбины можно выразить так:
,                                                           (7)
где DНАС – расход пара на приводную минитурбину; hО – энтальпия пара перед главной турбиной; ηО – относительный внутренний КПД  главной турбины; ηЕМ – электромеханический КПД главной турбины.
Необходимую мощность привода с учетом потерь энергии пара, можно выразить следующей формулой:
.                                  (8)
Этот же расход способен выработать тепловую мощность QОТ в случае его использования в качестве теплофикационного или производственного отбора:
.                                   (9)
Мощность пара, поступающая на привод, соответственно, будет равна:
.                                            (10)
Подставим (7) – (10), в (6) и получим:
.      (11)
С учетом (5) выражение можно преобразовать к виду:
.                   (12)
Первое слагаемое в выражении можно представить в виде:
,                                 (13)
где ηГТУР1 – КПД по выработке электроэнергии главной турбиной дополнительным потоком пара на турбопривод;
ηТ1 – термический КПД главной турбины по выработке электроэнергии в главной турбине дополнительным потоком пара на турбопривод;
.
Коэффициент ηТ1 показывает какая часть теплоты потока пара на турбопривод используется для выработки электроэнергии генератором главной турбины.
Во втором слагаемом в выражении (12) введем обозначение:
,                    (14)
где ηГТУР2 – КПД главной турбины по использованию теплоты на турбопривод;
ηТ2 – термический коэффициент главной турбины по использованию теплоты на турбопривод;
.
Коэффициент ηТ2 показывает какая часть полной теплоты пара главной турбины поступает на турбопривод.
С учетом (13) и (14) преобразуем (12) к виду:
.                                             (15)
Рассчитывая эффективность установки турбопривода, необходимо учесть затраты на производство пара (в котельной установке) и на его транспортировку по паропроводам. С учетом этого суммарный КПД установки турбопривода брутто:
.                        (16)
где ηКУ – КПД котельной установки; ηТР – КПД транспорта теплоты, отражающий потери тепла при движении острого пара от котла к турбине. Ориентировочно, для большинства станций можно оценить значения ηКУ ≈ 0.9 и ηТР ≈ 0.99 [5].
 
 
Оценка экономического эффекта
Как правило, цены на топливо и электроэнергию формируются по отдельным механизмам, и поэтому, при оценке эффективности замены электропривода, важно оценить разницу между стоимостью единицы мощности в тепловом и электрическом эквивалентах.
Пусть необходима мощность – тепловая и электрическая QНАС (кВт) в течении времени Т (часов). Требуемые на это затраты, в руб., можно оценить по формуле:
,
где ЗТЕП – затраты на тепловую мощность; СТОП – стоимость тонны условного топлива, руб./т.у.т; ηТЕП – суммарный КПД при производстве и передаче тепловой энергии. При оценке эффективности турбопривода, описанного выше, ηТЕП = ηУСТ.
Затраты на покупную электроэнергию в этом же объеме, в руб., можно оценить по формуле:
,
где СЭЛ – стоимость электроэнергии, руб./кВтч.
Соответственно, при установке турбопривода экономического эффекта можно достичь при условии:
.                                         (17)
Очевидно, что чем выше стоимость электроэнергии (ниже стоимость топлива) и КПД установки, тем выше эффективность. Если отношение (17) меньше единицы, то замена электропривода заведомо убыточна.
 
 
Пример
Приведем пример. На Усть-Илимской ТЭЦ по линии оптимизации производства изучалась возможность замены электропривода питательного насоса мощностью QНАС = 4000 кВт на турбопривод, рис. 3. В качестве источника пара предполагалось использовать выхлоп противодавления турбоагрегата типа Р-50-130/13. В пользу этого решения выступает ряд обстоятельств, одно из которых – низкая загрузка производственных отборов и, как следствие, низкая эффективность использования турбин противодавления. В качестве приводной турбины планировалось использовать минитурбину противодавления. Для увеличения эффективности выхлоп противодавления приводной минитурбины было решено использовать в теплофикационных целях – для подогрева воды подпитки теплосети. Исходные данные и результаты расчета сведем в таблицу ниже.
 
Таблица 1. Исходные данные и результаты расчета
 
N
п/п
Наименование величины
Обозначение
величины
Номер формулы, равенство
Значение, размерность
 
Характеристики приводной минитурбины:
1
 
энтальпия пара перед турбиной -
 
hП
 
=
 
2993 кДж/кг
 
2
 
энтальпия пара после турбины -
 
hКА
 
=
 
2779.3 кДж/кг
 
3
механический КПД приводной минитурбины -
ηПМ
=
0.99
4
КПД брутто приводной минитурбины
 
ηПТУР
 
по (5)
 
0.759
 
Характеристики главной турбины:
5
 
энтальпия пара перед главной турбиной (Р-50-130/13) -
hО
 
=
 
3483 кДж/кг
 
6
 
электромеханический КПД главной турбины -
ηЕМ
 
=
 
0.98
 
7
 
относительный внутренний КПД главной турбины -
ηО
=
0.86
8
энтальпия конденсата на выходе от теплового потребителя
 
hК1
 
=
 
419 кДж/кг
9
энтальпия возвратного конденсата
 
hК11
 
=
 
104.8 кДж/кг
10
КПД брутто главной турбины по дополнительной выработке электроэнергии
 
ηГТУР1
 
по (13)
 
0.12
11
КПД брутто главной турбины по использованию теплоты на турбопривод
 
ηГТУР2
 
по (14)
 
0.706
 
Характеристики установки:
12
КПД брутто котельной установки
ηКУ
=
0.93
13
КПД транспорта теплоты
ηТР
=
0.99
14
Стоимость тонны условного топлива
 
СТОП
 
=
 
1514 руб./т.у.т;
15
Прогнозируемая средняя стоимость электроэнергии
 
СЭЛ
 
=
 
0.6 руб./кВтч
16
КПД установки
ηУСТ
по (16)
0.603
17
Оценка эффективности
-
по (17)
1.946
 
 

Рис. 3. Принципиальная схема турбопривода на Усть-Илимской ТЭЦ:

ОУ – охладительная установка; П-отбор – производственный отбор; ПН – питательный насос; Т-отбор – теплофикационный отбор.

 Как следует из результатов расчета, КПД установки приводной минитурбины довольно высок. Главной причиной здесь можно считать решенный вопрос об использовании выхлопа противодавления в теплофикационных целях и, следовательно, высокий термический КПД приводной минитурбины.

По (17) получена оценка экономической эффективности проекта (п. 17 таблицы) – 1.946 – значение существенно больше единицы. Фактически это означает, что использовать пар вместо электричества почти в два раза выгодней.

Полезно упомянуть, что в виду того, что начальные параметры пара в приводных минитурбинах ниже, чем в главных, их термический КПД будет также ниже. К примеру, если рассматривать вариант использования приводной минитурбины конденсационного типа, получим следующее значение КПД приводной минитурбины по (5): 

.

где для минитурбины конденсационного типа:

hК1 = 2430 кДж/кг – энтальпия пара в конденсаторе (при 0.0035МПа);

hК11 = 125.7 кДж/кг – энтальпия конденсата.

Соответственно по (16) получим значение КПД всей установки ηУСТК = 0.219.

По (17) определим экономическую эффективность замены:
.
Выражение меньше единицы, следовательно, можно сделать вывод, что при сложившихся ценах на электроэнергию замена электродвигателя на приводную минитурбину конденсационного типа на Усть-Илимской ТЭЦ убыточна.
Из этого следует, что при постановке вопроса об использовании приводной минитурбины необходимо прежде решить вопрос об использовании пара из выхлопа этой самой турбины. Ведь при относительно невысоких параметрах на паровпускных клапанах только 20 – 30% энергии пара будет использовано на механический привод. Чтобы КПД установки оставался на приемлемом уровне остальным 70 – 80% тепловой энергии необходимо также найти применение. В случае значительной разницы между ценой на электроэнергию и топливо можно, теоретически, достичь приемлемого срока окупаемости конденсационных приводных минитурбин, но КПД таких установок будет меньше КПД современных конденсационных турбин большой и средней мощности. При этом потребуется дополнительная конденсационная нагрузка и в целом минитурбина с конденсатором окажется больше, сложнее и дороже.

 

Схема с противодавленческими минитурбинами на рис. 3, несмотря на высокую энергетическую эффективность, имеет также свои недостатки. Один из очевидных это сложность процесса регулирования. Из схемы очевидно, что одновременно можно регулировать либо расход питательного насоса (ПН), либо давление в теплофикационном отборе (Т-отборе). Естественно предпочтительнее регулировать расход питательного насоса (ведь ради замены электродвигателя все и затевалось), но тогда необходимо компенсировать недостаток или избыток теплофикационного пара. Самый простой вариант решения данной проблемы – это параллельная работа теплофикационной минитурбины с конденсатором, который можно использовать для сброса излишков теплоты. Соответственно теплофикационный отбор данной турбины может восполнять возможный недостаток теплоты для работы по тепловому графику. При этом предпочтительнее иметь на станции не только общий коллектор пара производственного отбора (к которому можно подключать приводные турбины) но и коллектор теплофикационного пара. В связи со слабой загруженностью коллекторов производственных отборов, возможен, как правило, и вариант использования одного из них в качестве теплофикационного.
 
Использование поперечных связей
Важно отметить, что станции с развитыми поперечными связями (коллекторами) имеют существенное преимущество по сравнению с блоковыми станциями в контексте замены электропривода турбоприводом. Действительно, имея более широкие возможности по перетоку мощностей в паре, можно эффективно поддерживать диспетчерские нагрузки, используя более эффективные безконденсаторные тепловые схемы либо до минимума снижать сбросы тепла в конденсатор. В качестве примера рассмотрим принципиальную схему станции с развитой системой коллекторов на рис. 4.
В предложенной схеме острый пар от котлов поступает на главную турбину противодавления для привода генератора. Мятый пар из выхлопа главной турбины поступает в коллектор производственного отбора.  Известно, что в современных условиях многие станции имеют проблемы со сбытом пара производственного отбора. Существует тенденция, что прежние потребители из-за снижения производства или в целях экономии отказываются от его потребления. В этой связи открываются широкие перспективы использования данного пара для внутренних целей, а именно для привода различных механизмов, традиционно использующих электрический привод. Существует возможность использования минитурбины и для привода генератора, как показано на схеме, рис. 4.
 
 
Рис. 4. Принципиальная схема распределения мощности на ТЭЦ с развитыми поперечными связями:
 
РУСН – распределительное устройство собственных нужд; ТПС – трансформаторная подстанция; РНП – расширитель непрерывной продувки; РПП – расширитель периодической продувки; ЭК – электрический отопительный котел; ТП – тепловой потребитель; ТП СН – тепловой потребитель собственных нужд; ЭНП – электронагревательный прибор; К – конденсатор; ПО, ТО, К – коллектора соответственно производственного, теплофикационного отбора, коллектор конденсата.
 
 
На схеме, рис. 4, приводная турбина (ПТУ1), использующая пар коллектора производственного отбора используется для привода насоса. При этом один из насосов, работающих на общий коллектор, имеет традиционный электропривод. На выработку электрической нагрузки кроме главной турбины может работать и приводная турбина противодавления (ПТУ2) для привода генератора. Потребителем электрической нагрузки, кроме электропривода насосов являются электрические нагревательные приборы (ЭНП) (в т. ч. и внутри станции) и электрический нагревательный котел (ЭК).
Для сохранения высоких значений КПД выхлоп турбин мятого пара целесообразно использовать для отопительной нагрузки, т. е. подключать к коллектору теплофикационного пара. Двухступенчатое использование тепла продувки котлов, очевидно, также способствует повышению эффективности тепловой схемы станции, поэтому на схеме, рис. 4, на коллектор теплофикационного пара работает также расширитель периодической продувки котлов (РПП). Теплофикационный пар поступает как на отопление внешних потребителей, так и на собственные нужды, при его избытке, в схеме предусмотрена возможность сброса в конденсатор (К). Очевидно, что для эффективной работы необходимо стремиться свести эти сбросы к минимуму. Отдельно на схеме выделены электропотребители (электронагревательные приборы), которые широко используются для целей отопления как на самом энергогенерирующем предприятии, так и в среде внешних потребителей.
Как часто, в каком объеме используются электронагревательные приборы для целей отопления – предмет отдельного изучения. При этом очевидно, что их использование может влиять на эффективность схем теплофикации теплоэлектростанций.  Проще учесть их степень влияния внутри станции при отборе тепла на собственные нужды. Сравнивая КПД электрического отопления и отопления теплофикационным паром, как правило, приходят к выводу, что для станции выгоднее использовать теплофикационный пар для отопления собственных нужд даже с определенным избытком, чтобы свести к минимуму использование электронагревательных приборов. Следовательно, по умолчанию будем считать, что на схеме рис. 4 отбор теплофикационного пара в систему отопления собственных нужд производится с некоторым избытком.
Схема будет обладать эффективным регулированием, если способна нести любую нагрузку: электрическую (ЭН), нагрузку по потреблению пара  производственного отбора (ПН), гидравлическую нагрузку (ГН) (поддерживать расход воды в коллекторе), нагрузку по отоплению (ТН) – независимо. При этом, как подчеркнуто выше, сброс тепла в конденсатор должен быть минимальным. Проанализируем поведение элементов в схеме при изменении любой из нагрузок в большую и меньшую стороны.
Допустим, главная турбина работает на поддержание электрической нагрузки  (по электрическому графику), т. е. при изменении электрической нагрузки, все остальные (ПН, ГН, ТН) меняться не должны. При увеличении нагрузки, необходимо увеличить расход острого пара на турбину, при этом излишки пара производственного отбора можно переправить по коллектору на привод турбины с генератором (ПТУ2), рис. 4. Для сохранения тепловой нагрузки (ТН) излишки пара теплофикационного отбора придется сбросить в конденсатор. 
При снижении нагрузки, соответственно, можно также компенсировать недостаток пара производственного отбора за счет снижения расхода мятого пара на приводную турбину с генератором (ПТУ2). Последующий недостаток теплофикационного пара и, следовательно, недостаток ТН можно отнести на отопление собственных нужд, где, как мы оговаривали выше, уже существует некоторый избыток тепла. В крайнем случае, при дальнейшем снижении электрической нагрузки, недостаток тепла можно компенсировать электронагревательными приборами.
При работе турбин противодавления с теплофикационными отборами параллельно с использованием электроэнергии для отопления (например, с электрокотлами) теоретически возможен и безконденсаторный режим. Ведь недостаток или избыток теплофикационного пара может компенсировать электрокотельная, соответственно повышая или снижая свою выработку. Таким образом перераспределение электрической и тепловой нагрузок может принести экономический эффект за счет исключения потерь с конденсатором, которые, как известно, могут достигать 40%. С другой стороны стоимость электроэнергии может быть значительно выше стоимости тепла в паре. Получается это из-за того, что стоимость электроэнергии рассчитывается не по себестоимости внутри станции, а имеет характер общей рыночной цены и, как правило, закупается извне. Поэтому оптимальный режим работы тепловой схемы можно наладить лишь с учетом реальных цен на тепло и электроэнергию, что уже упомянуто выше.
Развитая система коллекторов (поперечных связей) позволяет эффективно перераспределять потоки тепловой мощности и придает схеме большую гибкость. С другой стороны в таких схемах необходимо учитывать дополнительные транспортные потери при перетоках пара, их сложность и, соответственно, сложность регулирования.  
Выводы
1. Краткий обзор состояния проблемы на сегодняшний день показывает актуальность замены электропривода приводными турбинами.
2. Расчет КПД брутто установки приводной турбины позволяет рациональным путем учесть потери энергии при ее преобразовании в энергию привода. Большое прикладное значение имеет значение КПД брутто установки турбины для привода насоса при ее работе в блоке с главной турбиной большей мощности и питании от ее отбора.
4. Наряду с КПД установки турбопривода для предварительной оценки эффективности замены электродвигателя турбоприводом необходимо учесть текущие цены на электроэнергию и топливо. 
5. Численный пример использования турбопривода питательного насоса в блоке с основной турбиной типа Р-50-130/13 на Усть-Илимской ТЭЦ доказывает возможность снижения затрат на топливо в случае реализации данного мероприятия.
6. Развитые поперечные связи (наличие общих станционных коллекторов) способствуют использованию турбопривода и, соответственно, способствуют увеличению тепловой эффективности станции.
 
Литература
1. Кирюхин В.И., Тараненко Н.М., Огурцова Е.П. и др. Паровые турбины малой мощности КТЗ. М.: Энергоатомиздат, 1987.
2. Сухарев В.А. Экономические показатели использования турбопривода питательного насоса // Тезисы докладов [Электронный ресурс] URL: http://rudocs.exdat.com/docs/index-435756.html (дата обращения 16.10.2013).
3. Гринман М.И. Новый турбопривод питательных насосов ТЭЦ // Новости теплоснабжения. 2010. №05.
4. Бененсон Е.И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины. М.: Энергоиздат, 1986.
5. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.
 
Назад