Проектирование тепловой электростанции на сверхкритические параметры пара, с предполагаемым КПД приблизительно 50 %, страница 16

Все энергоблоки Японии мощностью от 300 до 1050 МВт, спроектированные после 1990 г., рассчитаны на один промперегрев и обычно на давление р₀ -24,1 МПа при температуре до 600°С (см. рис. 2). Понижение р₀ с 31 до 24,5 МПа согласно табл. 7 снижает термодинамический выигрыш на 0,5...0,8 % (отн.). Это объясняется следующими причинами:

повышенной конечной влажностью при типичном для этих энергоблоков р_к = 3,7 кПа;

существенным увеличением числа ступеней и в некоторых энергоблоках необходимостью добавления еще одного цилиндра;

потребностью при больших мощностях либо в увеличении диаметров паропроводов свежего пара, промперегрева для снижения в них потерь давления, либо в необходимости идти на повышенные потери; потребностью утолщении корпусов ЧВД и ЧСД;

технико-экономической оптимизацией.

Большинство энергоблоков нового поколения европейских стран работает или строится на р₀ до 28 МПа, и только последующие (с вводом в эксплуатацию в начале будущего столетия) рассчитаны на р₀ до 30.. .31 МПа.

Еще одной особенностью многих новых энергоблоков является повышенная по сравнению с начальной температура промперегрева, что даже при используемых сейчас высокоэффективных способах борьбы с влажностью снижает эрозию и повышает их экономичность.

2. Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы станции

Выбор единичной мощности новых энергоблоков, очевидно, зависит от общей мощности энергосистемы, которая в России достаточно велика. Но даже, например, в Нидерландах, имеющих собственную добычу и экспорт газа, строятся угольные энергоблоки мощностью 650 МВт. Достаточно большая единичная мощность снижает удельную стоимость не только строительной части ТЭС, ее инфраструктуры, основного оборудования, но и очень дорогих АСУ ТП, а также систем мониторинга и технической диагностики, без которых не создается ни один новый или реконструируемый энергоблок. Их абсолютная стоимость почти не зависит от мощности энергоблока и примерно одинакова для энергоблоков 300 и 1000 МВт.

Следует подчеркнуть, что изменение цен на топливо и тарифов на электроэнергию, а также стоимость изготовления оборудования и дополнительные затраты на удовлетворение все более ужесточающихся требований экологии могут существенно изменить значения оптимальных технико-экономических показателей энергоблоков (выбор мощностей, параметров, конструкций и схем). Тем не менее представляется, что магистральный путь развития отечественной теплоэнергетики — это создание мощных совершенных энергоблоков на повышенные параметры пара, что подтверждается мировым опытом. Анализ целесообразности создания таких энергоблоков привел к разработке и уже начавшемуся вводу в первую очередь в Японии, а несколько позже и в Германии энергоблоков мощностью вплоть до 1050 МВт. В Японии турбины нового поколения, как и строившиеся ранее турбины мощностью 1000 МВт на параметры 24 МПа/566/566°С, выполняются двухвальными, несмотря на их высокую стоимость. Это объясняется частотой сети в большей части страны, равной 60 Гц, и относительно малыми кольцевыми площадями выхода последних ступеней: только недавно для частоты вращения n = 60 1/с все японские фирмы, также как и «Дженерал Электрик», ввели в эксплуатацию турбины с титановыми лопатками и площадью выхода W = 8,4 м² на один поток. При n = 50 1/с ЛМЗ давно использует последние ступени с W = 11,3 м² , ведется проектирование ступени с W = 17,9 м². В специальной литературе имеются сообщения о разработке для европейских турбин ступени с W до 14,6 м². В турбинах фирмы «Сименс», введенных в эксплуатацию в 1999г., использовались последние ступени с W = 12,5 м² вместо ранее применявшихся с W = 10 м².