Стартовая >> Архив >> Генерация >> Режимы мощных паротурбинных установок

Характерные особенности предстоящего этапа энергетики - Режимы мощных паротурбинных установок

Оглавление
Режимы мощных паротурбинных установок
Переход к блочной компоновке электростанций
Особенности тепловых схем мощных энергоблоков
Характерные особенности предстоящего этапа энергетики
Особенности АЭС
Режимы работы современных энергосистем
Паротурбинный блок как единый энергетический агрегат
Требования к маневренности паротурбинных установок
Расчеты тепловых схем
Характеристики турбинных отсеков
Дроссельное парораспределение
Идеальное сопловое парораспределение
Реальное сопловое парораспределение
Обводное парораспределение
Турбообводное парораспределение
Компрессорно-обводное парораспределение
Выбор типа парораспределения
Работа системы регенеративного подогрева питательной воды
Отключение ПВД как источник пиковой мощности
Скользящее начальное давление пара
Тепловая экономичность работы энергоблоков при скользящем давлении
Комбинированное регулирование
Полиблочный принцип регулирования
Влияние паро-парового промперегрева на к.п.д. турбоустановки
Программы регулирования влажнопаровых турбоустановок
Скользящее давление
Работа турбоустановок при продлении рабочей кампании энергоблока
Эрозионная надежность лопаточного аппарата последних ступеней при работе турбины в переменных режимах
Графики тепловых нагрузок теплофикационных турбоустановок
Диаграмма режимов теплофикационных турбоустановок
Основные типы характерных режимов теплофикационных турбоустановок
Скользящее начальное давление пара для теплофикационных ПТУ
Теплофикационные полиблоки с параллельным соединением турбоагрегатов
Полиблочный принцип регулирования тепловой нагрузки
Влажнопаровые теплофикационные турбоустановки
Пути повышения маневренности теплофикационных турбоустановок при больших тепловых нагрузках
Уменьшение мощности турбины с частичной передачей тепловой нагрузки на ПВК
Скользящее противодавление
Список литературы

Границей четвертого этапа можно условно считать выпуск и ввод в эксплуатацию в конце 70-х — начале 80-х годов головных образцов турбоагрегатов мощностью 1200—1300 МВт для ТЭС и 1000—1300 МВт для АЭС. С их выпуском энергетика вступает в новый, пятый этап своего развития. Стратегические задачи этого этапа определяются Энергетической программой СССР [48]. Можно попытаться определить основные тенденции предстоящего этапа.
Как и прежде, ведущая роль (более 80%) в выработке электроэнергии будет принадлежать паротурбинным установкам ТЭС и АЭС. Опережающими темпами будет развиваться атомная энергетика, особенно в Европейской части СССР [48, 65]. Можно ожидать, что к концу века атомными электростанциями будет вырабатываться до 30—40 % всей производимой электроэнергии. Наряду с применяемыми в настоящее время реакторами на тепловых нейтронах начнут использоваться реакторы на быстрых нейтронах, обеспечивающие расширенное воспроизводство вторичного ядерного горючего и тем самым использование для выработки электроэнергии изотопа урана 238U, составляющего 99,3 % всех природных запасов урана [65]. Доля ТЭЦ сохранится на современном уровне, мощность их будет составлять примерно 30 % общей установленной мощности ТЭС. Начнется использование ядерной энергии для целей теплофикации. Могут получить некоторое развитие газотурбинные и комбинированные парогазовые и газопаровые установки.
Что касается перспектив дальнейшего увеличения единичной мощности агрегатов, то следует четко представлять, что основные технико-экономические преимущества укрупнения агрегатов исчерпаны на предыдущем этапе. С переходом к многопоточным конструкциям цилиндров низкого и среднего давления паровых турбин при сохранении общепринятой в настоящее время пятицилиндровой конструкции дальнейшее увеличение мощности выше 1000—1200 МВт не даст ощутимого прироста тепловой экономичности ПТУ. Правда, с повышением единичной мощности агрегатов уменьшаются капитальные затраты на их производство и строительство электростанций, а также увеличивается производительность труда в энергетике и энергомашиностроении, но это в значительной мере компенсируется необходимостью увеличения резерва в энергосистемах. Поэтому есть все основания ожидать, что до середины этапа единичная мощность агрегатов не будет возрастать по сравнению с  достигнутым на предыдущем этапе уровнем 1000—1200 МВт. Основные усилия энергетиков и энергомашиностроителей в этот период будут направлены на освоение этого уровня как серийного. За счет широкого ввода таких агрегатов на электростанциях средняя установленная мощность агрегата в энергосистемах будет при этом возрастать. В дальнейшем во второй половине этапа возможно появление агрегатов большей единичной мощности (до 2000—3000 МВт). Они будут носить в рассматриваемый период преимущественно опытно-промышленный характер и выпускаться в небольшом количестве с целью создания технического задела для последующих этапов энергетики.

Тепловые электростанции.

На каждом из предшествующих этапов энергетики существенно возрастали начальные параметры пара (табл. 1-1). Попытаемся оценить тенденции изменения параметров на наступающем этапе.
Выбор начальных параметров пара неразрывно связан с оценкой предполагаемых режимов работы турбины, а также стоимости топлива. Исследованиями советских и зарубежных ученых [4, 33] выявлено, что для каждой фиксированной начальной температуры пара существует оптимальное начальное давление р0, которому соответствует наивысший к. п. д. установки. Повышение давления сверх оптимального приводит к снижению экономичности установки. Для применяемых в настоящее время температур 808—838 К термодинамически оптимальное давление не превышает 30—34 МПа. С повышением начальной температуры пара термодинамически оптимальное давление возрастает. Технико-экономический оптимум соответствует меньшим начальным параметрам, чем термодинамический.
В Европейской части СССР тепловые электростанции на органическом топливе будут использоваться в основном в полупиковой части графиков нагрузок [23]. Для таких электростанций начальное давление длительно сохранится на достигнутом уровне (23,5 МПа). По мере повышения надежности агрегатов можно ожидать возврата от применяемых сейчас начальных температур для блоков сверхкритического давления (813 К) к расчетным значениям (833 и даже 853 К). В то же время можно ожидать увеличения в Европейской части страны доли маневренных блоков докритических параметров (12,7 МПа, 783 К), предназначенных в основном для ежесуточной остановки. Эти агрегаты будут вводиться в основном взамен морально устаревших агрегатов конденсационных электростанций (КЭС) неблочного типа с начальным давлением 8,8 МПа, уже давно отслуживших расчетный срок своей эксплуатации.
В восточных районах страны базовая часть нагрузки длительное время будет вырабатываться преимущественно конденсационными электростанциями (КЭС), работающими на дешевых углях Канско-Ачинского и Экибастузского месторождений. Значительная часть вырабатываемой этими электростанциями электроэнергии будет передаваться в Европейскую часть СССР по протяженным линиям электропередачи. В связи с невысокой стоимостью топлива для этих электростанций также нет оснований ожидать повышения начальных параметров пара по сравнению с уже достигнутыми. В отдаленном будущем по мере выработки открытых месторождений топлива и использования более глубоких его залежей стоимость топлива может существенно возрасти. При этом могут оказаться рентабельными более высокие параметры пара, однако это выйдет уже за пределы рассматриваемого этапа.
Сравнительно небольшая выделяемая для энергетики доля дефицитного жидкого или газообразного топлива может быть наиболее целесообразно использована в высокоэкономичных парогазовых или газопаровых энергетических установках того или иного типа, а также в комбинированных установках с МГД-генераторами [33, 65]. Эти типы установок могут найти применение также для твердого топлива с его предварительной газификацией и высокой степенью очистки полученных газов. Наибольшего внимания, по мнению автора, заслуживают те типы комбинированных установок, которые допускают автономную работу паротурбинной части на твердом топливе; при этом газотурбинная часть установки или МГД-генератор, потребляющие жидкое либо газообразное топливо, будут использоваться лишь для покрытия пиковых нагрузок. Можно выделить два типа таких установок [33]. В одном из них газы, уходящие из газовой турбины или МГД-генератора, поступают в парогенератор, где за счет теплоты газов производится пар, направляемый в паровую турбину. В установках другого типа теплота этих газов используется для регенеративного подогрева питательной воды при режимах с отключенными подогревателями высокого давления. Пиковая мощность в установках последнего типа получается как за счет газовой турбины, так и за счет повышения мощности паровой турбины сверх номинальной при отключении ПВД. Суммарная пиковая мощность рассматриваемой парогазовой установки составляет свыше 30 % номинальной мощности паротурбинного блока. Затраты на выработку пиковой мощности связаны в основном с созданием только газотурбинной установки и газового экономайзера, поэтому требуются лишь небольшие капитальные вложения. Пиковая мощность вырабатывается при низких удельных расходах топлива, поскольку к. п. д. установки, работающей при отключении ПВД по парогазовому циклу, при освоенных в настоящее время параметрах газового контура на 1,5—2 % выше к. п. д. современных паротурбинных блоков сверхкритического давления.
Оба рассмотренных типа парогазовых установок (со сбросом газа в котел или экономайзер) могут найти применение не только при создании новых электростанций, но также при модернизации морально устаревших ТЭС, оснащенных паротурбинными установками со сравнительно низкими параметрами пара. Это позволит, повысив экономичность этих ТЭС, увеличить технико-экономически оправданное время их эксплуатации.
Наиболее эффективный путь повышения тепловой экономичности комбинированных установок — увеличение начальных параметров высокотемпературной части цикла, используемой в газовой турбине или МГД-генераторе. Повышение параметров низкопотенциальной паровой части цикла приводит к уменьшению работы его высокопотенциальной части. Поэтому для каждой конкретной установки существуют оптимальные параметры парового цикла, превышение которых снижает ее экономичность. Можно ожидать, что для комбинированных установок найдут применение паровые турбины с начальными параметрами, не превышающими их освоенных значений на обычных ТЭС.



 
« Режим системы охлаждения генераторов на теплофикационных энергоблоках 250 МВт   Результаты внедрения разработок по повышению эффективности золоулавливания »
электрические сети