Начальные параметры и промежуточный перегрев пара, страница 18

В конце 50-х годов началось внедрение основных серийных энергоблоков 300 МВт с начальными параметрами 24 МПа, 560°C и с промежуточным перегревом пара до 565°C.

В настоящее время энергоблоки с давлением пара 13 и 24 МПа работают с начальной температурой и температурой промежуточного перегрева преимущественно 540°С, что ухудшает их тепловую экономичность, но повышает надежность. На зарубежных ТЭС энергоблоки также работают преимущественно с температурой 530–540°C при давлении 13, 16 и 24 МПа. Преобладают схемы с одной ступенью промежуточного перегрева, хотя имеется ряд энергоблоков с двухступенчатым промежуточным перегревом пара.

На электростанции Эддистон (США) имеется энергоблок 325 МВт с параметрами пара около 35 МПа, 650°C, с двухступенчатым промежуточным перегревом пара до 565°C. Энергоблок электростанции Хюльз в ФРГ имеет мощность 85 МВт, начальные параметры около 31 МПа, 605°C, две ступени промежуточного перегрева до 560°C.

В ряде зарубежных стран появились тенденции повышения начальных параметров: новые энергоблоки имеют единичную мощность 800–1300 МВт при начальном давлении пара 24–26 МПа. В отдельных случаях применяются две ступени промежуточного перегрева пара при температурах рабочего тела 566/566/566°С.

В СССР освоена установка с предвключенной турбиной 100 МВт, 30 МПа, 650°C, с промежуточным перегревом при 10 МПа и с противодавлением 3 МПа.

Установки с такими высокими начальными параметрами пара не получили пока дальнейшего распространения из-за высокой стоимости и недостаточной освоенности оборудования, требующего применения аустенитной стали.

По использованию энергоблоков со сверхкритическим давлением пара (СКД) СССР занимает второе (после Японии) место в мире. Одна треть энергооборудования современных ТЭС в стране — энергоблоки СКД. Это позволяет ежегодно экономить около 4×10⁶ т условного топлива по сравнению с начальными параметрами пара 13 МПа, 565/565°C.

Переход от параметров пара 24 МПа, 540/540°C к начальным параметрам пара 30 МПа, 650°C (по данным ГКНТ СССР) обеспечит повышение экономичности электростанций на 4–5 %.

Вакуум. Определение оптимального вакуума — технико-экономическая задача, требующая для своего решения учета ряда факторов: характеристик ЧНД турбины, конденсатора, системы водоснабжения, электростанции с замещающей мощностью, стоимости топлива и др.

Значение вакуума зависит существенно от климатических и метеорологических факторов— температуры охлаждающей воды, температуры и влажности воздуха в системах с испарительным охлаждением воды, их сезонного изменения. Значительно влияет на выбор экономического вакуума также характер нагрузки электростанции, использование ее мощности в году.

Ряд величин, в особенности климатические и метеорологические данные, перспективные нагрузки и т.д., не имеет строго определенных (детерминированных) значений, вследствие чего нужно учитывать частично неопределенный или вероятностный характер исходной информации.

Ввиду значительной сложности и многовариантности оптимизацию вакуума и связанных с ним характеристик электростанции выполняют методами математического моделирования с использованием электронных вычислительных цифровых машин (ЭВМ). Получаемые при этом результаты оптимизации уточняют при реальном проектировании расчетами вариантов, относительно близких к полученному предварительно оптимальному решению.

Рис. 4.19. Пример зависимости основных характеристик конденсационной установки от стоимости условного топлива

Оптимизация вакуума и связанных с ним характеристик оборудования и сооружений имеет важное значение как для конденсационных электростанций, так и для теплоэлектроцентралей.

Примерная зависимость основных характеристик конденсационной установки , кПа, , кг/(м²×ч), m_опт, кг/кг, от стоимости топлива показана на рис. 4.19.

С увеличением стоимости топлива кратность охлаждения возрастает, конечное давление пара в турбоустановке и удельная паровая нагрузка конденсатора турбины снижаются.