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: 419; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!