Совершенствование тепловой схемы турбоустановки



Определенные резервы повышения экономичности содержатся и в те пловой схеме, а точнее — в конденсатно-питательном тракте. К таким резервам относится:

использование бездеаэраторной схемы, когда деаэратор исключается и при этом экономится электроэнергия на подъем конденсата из конденсатора на отметку установки деаэратора и экономится теплота пара, покидающего деаэратор вместе с газами;

использование двухподъемной схемы питания котла;

снижение гидравлического сопротивления паропроводов отбора пара на регенеративные и сетевые подогреватели, позволяющее отбирать пар при меньшем давлении и, следовательно, заставить его совершать большую работу в турбине;

увеличение числа регенеративных подогревателей, обеспечивающего большую мощность турбины при той же температуре охлаждающей воды;

снижение гидравлического сопротивления тракта промежуточного перегрева.

Все эти и некоторые другие усовершенствования позволяют снизить удельный расход тепла на турбоустановку примерно на 1,5 %.

Таким образом, суммарный резерв повышения экономичности для энергоблоков нового поколения составит:

  • от совершенствования турбины 6,1 %;
  • от перехода на ССКП 3,2 %;
  • от совершенствования тепловой схемы 1,5 %,

что в итоге дает 10,8 %.

Аналогичному усовершенствованию может быть подвергнута и котельная установка. Ее КПД может быть увеличен примерно на 2,5 %. Таким образом, резерв повышения экономичности обычных энергоблоков СКД на параметры 24 МПа, 540 °С/540 °С с КПД 40 % при переходе на ССКП составляет примерно 13 %, что позволяет построить энергоблок с КПД h = 1,13 · 40 = 45,2 %

 

 

Параметры и технические характеристики зарубежных классических энергоблоков нового поколения

В табл. 10.4 приведены данные по работающим, строящимся и спроектированным энергоблокам ССКП. Список охватывает 58 энергоблоков, что свидетельствует о том, что энергоблоки ССКП перестали быть «экзотикой» и все шире внедряются в теплоэнергетику, в первую очередь, в Японии, Германии и Дании.

 

Таблица 10.4 № энерго-блока п/п Страна и электростанция Год ввода в эксплуа­тацию Топливо Температура свежего пара и пара промежуточных перегревовt0/tп.п1/tп.п2, °С Началь ное дав ле ние, МПа Темпера тура пита тель ной воды, °С Электри­ческая мощность, МВт Давление в конден­саторе, кПа КПД энерго­блока нетто, %
1 США, Эддистоун-1 1954 Уголь 648/565/565 35,9 325
2 США, Авон-8 1955 Уголь 594/564 25,5 215
3 США, Дреклоу-12 1960 Уголь 594/568 24,7 375
4 США, Фило-6 1965 Уголь 621/566/538 32,3 125
5 Россия, Каширская ГРЭС, 1966 Уголь 650/565 29,4   100
6 Япония, Вакамацу 1968 Уголь 593/593/593 31,0   50
7,8 Дания, Струдструп 3 и 4 1984—1985 Уголь 540/540 25,0 261 350 2,1 41—42
  Япония                
9 Кавагое-1 1989 Сжижен- 566/566/566 30,5 310 700 4 41,9
10 Кавагое-2 1990 ный газ 571/569/569         45—16
11 Япония, Матсура 1 1990 Уголь 540/540 25,0 1000
12 Дания, Финсваеркерт 7 1991 Уголь 540/540 25,4 279 350   44,5
12 Дания, Фунен 7 1991 Уголь 540/540 25,0 280 350 2,7 43,5
14 Япония, Хекинен 2 1992 Уголь 538/566 25,0   700
15 Германия, Шгаудингер5 1992 Уголь 545/562 26,2 270 550 3,8 43
16 Дания, Эсбьерг 3 1992 Уголь 562/560 25,0 275 350 2,3 45,3
17 Дания, Фесткрафт 3 1992 Уголь 558/560 24,6 275 417 2,3 45,3
18 Япония, Хекинен 3 1993 Уголь 538/565 24,1 700 4,5
19 Нидерланды, Хемвег 8 1994 Уголь 535/563 25,0 292 680 3,4 44,1
20 Германия, Любек 1995 Уголь 580/560 27,5 400 45,7
21 Германия, Росток 1995 Уголь 545/562 25,0 270 509 (550) 3,4 42,5
22 Германия, Боксберг 4 1997 Уголь 545/560 25,0 300 800 4,6 40,8
23 Германия, Шварце-Пумпе 1997 Уголь 547/565 25,2 270 740 3,4 40
24,25 Дания, Скербек 1 и 2 (Конвой) 1997 Газ 582/580/580 29,5 298 395 2,3 47
26 Дания, Альборг 1997 Уголь 580/580/600 28,5 300 400 2,35 49
27 Япония, Матсура 2 1998 Уголь 593/593/593 25,6 1000 45
28 Дания, Норджилланд (Конвой) 1998 Уголь 582/580/580 29,5 385 49
29 Германия, Гесслер 1998 Уголь 580/600 27,5 301 740 3,6 45,4
30 Германия, Липпендорф 1999 Уголь 554/580 26,7 271 934 3,8 42,8
31 Германия, Боксберг 2   Уголь 541/560 24,3 270 808 4,2 41,25
32 Германия, Франкен 2   Уголь 570/590 22,3 275 601 3,3
33 Германия, Бексбах 2   Уголь 575/595/— 25,0 290 750 46,3
34 Дания Проект Уголь 580/600/— 28,5 310 375 2,8
35 США 2000 Проект Уголь 593/593/593 31,0 318 400 41,2
36 США Проекты Уголь 593/593/593 30,9 304 700 6,5  
37   EPRI Уголь 593/593/593 32,6 321 360 8,5 41,94
38   После 2005 г. Уголь 610/610/630 32,5 340
39 Япония, Нохира 2 566/593 24,1 600
40 Япония, Проект 566/593 24,6 1000
41       600/600 24,6 1000    
42 Германия, Боксберг 2000 Лигнит 545/581 26,6 907 42,7
43 Германия, WEAG, Проект Лигнит 600/620 30,0 49,4
44 Дания, Амагер 1989   545/545 24,5 275 250 3,7 42
45 Дания, Аведоре 1990 Газ 545/545 24,5 275 250 3,7 42
46   2001   580/600 30,0 310 400 2,8 50—53
  Япония,                
47 Бухта Татиба-на 1 2000 566/593 24,1 700
48 Бухта Татиба-на 2 2001 600/610 25,0 1050
  Япония,                
49 Рэйхоку 1 1995 566/566 24,1 700
50 Рэйхоку 2 2001 593/593 24,1 700
  Япония          
51 Хариномати 1 1997 566/593 24,5 1000
52 Хариномати 2 1998 600/600 24,5 1000
53 Япония, Нанао-Оота2 1998 600/600 24,5 740
54 Япония, Цуруга 2 2000 593/593 24,1 700
55 Япония, Тачибанаван 600/610 25,0 1050 44
56 Япония, Харамачи 570/595 25,4 1000  
57 Япония, Изого 600,610 25,0 600  
58 Япония, Карита 566/593 24,6 360 44

 

Прежде всего, из табл. 10.4 видно, что КПД нетто энергоблоков но вого поколения составляет 43—46 %. Исключение составляют несколько энергоблоков с еще большим КПД нетто (49—53 %), которые постоянно работают с очень низкой температурой охлаждающей воды, поступающей в конденсаторы (морская вода из придонных слоев с температурой 2,3—2,7 °С). Эти цифры вполне коррелируют с теми, которые получены выше.

Далее, обратим внимание на то, что большинство энергоблоков, данные по которым приведены в табл. 10.4, работает на твердом топливе. Это еще раз говорит о том, что основной «нишей» для энергоблоков ССКП являются пылеугольные ТЭС, а газ следует использовать для утилизационных ПГУ.

Все энергоблоки имеют повышенную начальную температуру пара и/или температуру промежуточного перегрева. Практически «стандартной» для энергоблоков нового поколения стала температура 580 °С в Европе и 600 °С в Японии.

Большинство новых энергоблоков выполняется с одним промежуточным перегревом пара, хотя, как отмечалось выше, второй перегрев дает прибавку в КПД в 1,2 % (по другим оценкам — 1,5 %). Связано это с тем, что введение второго промперегрева существенно усложняет конструкцию и турбины, и котла, создавая, кроме того, ряд эксплуатационных проблем. Поэтому два промежуточных перегрева пара используют в ос новном в тех энергоблоках, в которых без него обойтись невозможно. В своем большинстве — это энергоблоки с очень низкой температурой охлаждающей воды и соответственно очень низким давлением в конденсаторе. Именно для того, чтобы избежать высокой конечной влажности, необходим второй промежуточный перегрев.

Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выполнено на начальное давление 24—26 МПа. Это также, судя по публикациям, связано с тем, что усложнение конструкции турбины (увеличение числа ступеней и соответственно цилиндров, трудности обеспечения плотности горизонтальных разъемов корпусов с высоким внутренним давлением, сложность обеспечения вибрационной надежности валопровода турбоагрегата и другие) сегодня не окупает выигрыша в экономичности.

Большинство энергоблоков имеет мощность в диапазоне 400—1000 МВт, что, с одной стороны, позволяет оставаться в рамках умеренного количества ЦНД (2—3) и общего количества цилиндров (4—5), а с другой — обеспечить достаточно высокий КПД проточной части турбины. Большинство энергоблоков, вводимых в Японии, имеет мощность 1000 МВт. Заметим, что даже для докритических начальных параметров пара строительство энергоблоков мощностью менее 600 МВт ведется в исключительных случаях, обусловленных специальными соображениями. На этом фоне энергоблоки России мощностью 150—300 МВт, на которых вырабатывается почти половина электроэнергии, выглядят архаичными. Наконец, обратим внимание на температуру питательной воды. Здесь обнаруживается явная тенденция к ее повышению вплоть до 310—340 °С, что также существенно повышает КПД.

Конечно, высокий КПД вновь вводимых зарубежных паротурбинных энергоблоков обусловлен не только их преимуществами в параметрах и тепловых схемах, но и в аэродинамическом совершенствовании самой турбины, которая не отражена в табл. 10.4.

 

 

Первенство в освоении энергоблоков ССКП, безусловно, принадлежит Японии. На рис. 10.12 показан график ввода энергоблоков на ТЭС Японии. После строительства двух энергоблоков с двумя промежуточными перегревами на температуры 566 °С/566 °С/566 °С, Япония перешла на строительство энергоблоков только с одним промежуточным перегревом. После освоения температуры 593 °С, начиная с 1997 г. начался массовый ввод энергоблоков на эти параметры. Уже начаты работы над энергоблоком на начальную температуру 630 °С/630 °С, который планируется освоить в ближайшее десятилетие.

 

 


Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 159;