Начальные параметры и промежуточный перегрев пара, страница 17

т.е. повышение параметров пара экономически выгодно, если отношение  равно значению а или меньше его, и невыгодно, если это отношение больше а. Графически указанное условие, по предложению ЦКТИ, можно иллюстрировать рис. 4.17, на котором нанесена прямая Dk_расч под углом a_ок, отвечающим определенному сроку окупаемости, например T_ок = 8 лет, и определенной стоимости условного топлива, например  руб/т. Кроме того, нанесена условная кривая действительного возрастания удельной стоимости электростанции Dk_действ при повышении начальных параметров пара. Если наклон касательной к этой кривой a £ a_ок, повышение параметров экономически выгодно. При a > a_ок повышение параметров экономически целесообразно. Кривая Dk_действ может состоять из отдельных отрезков, соответствующих переходам от одних параметров пара к другим, более высоким.

Рис. 4.17. Взаимная связь дополнительных удельных капиталовложений Dk, руб/кВт, и экономии теплоты, расходуемой на турбоустановку Dq_ту, кДж/(кВт×ч), при изменении начальных параметров пара

Выбор начальных параметров пара, параметров и числа ступеней промежуточного перегрева является частью общей задачи комплексной оптимизации термодинамических и конструктивных характеристик энергоблока. Результаты такой разработки, выполненной Сибирским энергетическим институтом (СЭИ) АН СССР применительно к энергоблоку 800 МВт в европейской части Советского Союза при базовой его нагрузке, показаны на рис. 4.18. На этом рисунке показан перерасход расчетных затрат в вариантах с начальным давлением пара, равным примерно 16; 24 и 30 МПа, по сравнению с оптимальным вариантом 24,0 МПа и 560°C в зависимости от начальной температуры пара в пределах 520–640°C. Из рисунка видно, что варианты с начальным давлением 24,0 МПа во всей области начальных температур экономически выгоднее вариантов 16 и 30 МПа.

Рис. 4.18. Зависимость от начальной температуры перерасхода расчетных затрат на энергоблок 800 МВт с различным начальным давлением пара по сравнению с оптимальным вариантом: а — 16 МПа; б, г, д — 24 МПа; в — 30 МПа; а, б, в — исходные данные; г — после оптимизации термодинамических параметров; д — после оптимизации термодинамических и конструктивных характеристик; 1 — сталь 12Х1МФ; 2 — стали ЭИ-756 и 15Х1МФ; 3 — стали ЭИ-257 и ЭИ-756; 4 — сталь ЭИ-695р; 5 — увеличение числа пакетов пароперегревателя; 6 — переход от катаных к сверленым паропроводам и увеличение числа пакетов; 7 и 8 — увеличение числа пакетов и переход к наиболее прочным сталям

Скачкообразное изменение расчетных затрат при некоторых значениях начальной температуры обусловливается применением более совершенных и дорогих классов стали, переходом от катаных к сверленым паропроводам, увеличением числа выходных пакетов пароперегревателя. Важно отметить, что минимум расчетных затрат соответствует, как правило, началу скачкообразного повышения их из-за перехода к другому классу стали, к другому типу паропроводов и т.п.

В Советском Союзе, как и за рубежом, повышение параметров пара происходило вместе с укрупнением агрегатов в соответствии с техническим прогрессом на электростанциях и в энергомашиностроении.

В 20-х и 30-х годах параметры пара составляли у серийного оборудования 2–3 МПа при температуре пара около 400°C. Лишь на отдельных электростанциях были применены более высокие (до 13 МПа и 500°C) параметры пара. В середине 40-х годов началось внедрение параметров пара 9 МПа, 480–535°C без промежуточного перегрева.

В начале 50-х годов на Черепетской ГРЭС был введен в работу наиболее крупный в Европе турбоагрегат 150 МВт с начальными параметрами пара 17 МПа, 550°С и с промежуточным перегревом пара до 520°С, с паровыми котлами барабанного типа. Эти параметры пара не были приняты серийными, хотя на зарубежных ТЭС давление пара 16–17 МПа распространено.

Серийными были приняты параметры пара 13 МПа, 565°C с промежуточным перегревом пара до 565°C у энергоблоков 150 и 200 МВт.