Создание энергоблоков на ультра-сверхкритические параметры пара

116 угольных ТЭС, количество установленных наиболее крупных блоков представлено в

табл. 1.1 [2].
Таблица 1.1 – Количество установленных наиболее крупных энергоблоков
Большинство из них проработало 35-40 лет и имеет невысокие показатели надежности и эффективности (электрический КПД блоков -30-36%), низкий уровень автоматизации, высокие выбросы NOx, SO2 , твердых частиц, на многих станциях существуют проблемы с золоотвалами.

По данным Международного энергетического агентства (МЭА) почти 70% угольных ТЭС России функционирует на докритических параметрах пара

энергооборудования нового поколения;
повышение эффективности тепловых электростанций путем вывода из эксплуатации

старого низкоэкономичного оборудования и замена его перспективным, обеспечивающим:
радикальное снижение затрат на производство электроэнергии и тепла;
снижение расхода топлива и штатного коэффициента;
уменьшение выбросов в окружающую среду;
уменьшение ремонтных затрат.

расчётным оценкам фирмы Siemens, переход от энергоблоков докритических параметров пара

167 бар, 538/538 ºС к энергоблокам СКД с параметрами пара 250 бар, 540/540 ºС даёт повышение коэффициента полезного действия (КПД) нетто на 1.5%; дальнейшее повышение параметров до 270 бар, 580/600 ºС обеспечивает повышение КПД ещё на 1.3%, и последующий переход на параметры пара 285 бар, 600/620 ºС сулит прибавку КПД ещё на 0.6%. 

Сопоставление экономичности энергоблоков докритического и сверхкритического давления

и супер-сверхкритическим параметрам пара явилось удорожание угольного топлива и новые

требования к снижению выбросов токсичных (NOx и SO2) и парниковых (СO2) газов в атмосферу. Повышение КПД энергоблоков снижает расход топлива при выработке того же количества электроэнергии, а следовательно, уменьшает количество выбрасываемых в атмосферу продуктов сгорания.

г.
Мощностью 325 МВт при расходе пара 252,2 кг/с.
Параметры свежего пара

: р0=34,62 МПа (353 ата); tо = 649 оС.
Двукратный промежуточный перегрев до tпп1=565 оС (Pп.п1=6,92 МПа) и tпп2=565 оС (Pп.п1=1,74 МПа) [35].
Турбоустановка состоит из двух турбин мощностью 149,5 и 175,5 МВт. С выхлопа первой турбины пар с давлением 1,74 МПа поступает на второй промежуточной перегрев и затем во вторую турбину.

турбины СКР-100-300, построенной ХТЗ на начальные параметры 29,4 МПа, 650 °С с

противодавлением 3,03 МПа. В течение ряда лет отечественная теплоэнергетика получала уникальный опыт работы на ССКП.

Тепловая схема энергоблока Каширской ГРЭС на базе турбина СКР-100-300

Наработка энергоблока СКР-100 с котлом П-37 паропроизводительностью 720 т/ч с параметрами острого пара 30 МПа и 650 С, эксплуатировавшегося на Каширской ГРЭС до 1986 г., составила 42000 ч (после выработки ресурса турбиной среднего давления эксплуатация энергоблока не возобновлялась).

промперегревом

С
1 - блок 400 МВт с однократным промперегревом»; 2 –

блок 400 МВт с двойным промперегревом; 3 – блок 930 МВт с однократным перегревом; 4 – блок 930 МВт с двойным промперегревом; 5 - максимальная стоимость угля в Западной Европе к 2020 г.; 6 – средняя цена за уголь в Западной Европе в 2007 г.; 7- минимальная цена за уголь в Западной Европе к 2020 г.; I – экономически целесообразно; II – экономически нецелесообразно

конструкциям блока с температурой пара до 700°С, в США действует

программа A-USC (УСКП) для достижения на пылеугольных блоках температуры пара 760°С.

Первый в мире котел на суперкритические параметры пара 29,4 МПа и 600 ° С, изготовленный «Подольским машиностроительным заводом» (ОАО “ЗиО”), был пущен в России на ТЭЦ ВТИ в ноябре 1949 г.

Котел ПК-37

часть; ШПП- 1 и ШПП-2 – ширмовые поверхности пароперегревателя первой

и второй ступеней; КВП-1 и КВП-2 первая и вторая ступени конвективного вторичного пароперегревателя; ВЭ- водяной экономайзер

Котел Пп-1800-27,0-610/610 с кольцевой топкой

меридиональное профилирование ступеней паровой турбины,
применение модернизированных конструкций лабиринтовых и

концевых уплотнений,
организация оптимальной схемы влагоудаления последних ступеней паровых турбин,
переход к новому типу облопачивания с цельнофрезерованными бандажами.

Изменение КПД последней ступени ЦНД в зависимости от относительного объемного расхода пара:
1 — ступень с ранее применяемыми лопатками; 2 — ступень с саблевидными лопатками
 

Схема универсальной системы охлаждения ротора с совмещенным ЦВД японской фирмы Тошиба мощностью 700 МВт на параметры 24.1 Мпа, 593 оС/ 593 оС:
1 – промежуточное уплотнение между ЧВД и ЧСД; 2 – сопловая коробка ЧВД; 3 – внутренний корпус; 4 – подача охлаждающего пара из первого отбора; 5 – подача охлаждающего пара из выходного патрубка ЧВД (второго отбора, холодной нитки промперегрева); 6 - диафрагма 2-й ступени

700/730C)

никелевых сплавов, стоимость которых может достигать до 110 долл.США за

1 кг

на рис
Использование такой компоновки позволяет сократить почти на половину протяженность

паропроводов острого пара и системы промперегрева и уменьшить стоимость проекта

с целью определения влияния параметров цикла на показатели эффективности. В

качестве расчетной модели были выбраны схемы на основе турбоагрегата единичной мощностью 1000 МВт с однократным и двукратным промежуточным перегревом.

Принципиальная тепловая схема энергоблока УСКП с однократным промперегревом
1 – паровой котел; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4- конденсатор; 5 – насосм основного конденсата; 6 – группа подогревателей низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – турбопривод питательного насоса с собственным конденсатором; 10 – группа подогревателей высокого давления

Факторы, влияющие на эффективность цикла:

начальные параметры пара

параметры промежуточного перегрева

температура питательной воды

схемы включения питательной установки

КПД 51%

эффективность схемы, так при начальном давлении 30 МПа переход к

температуре острого пара c 600 oС до 700 oС дает относительный прирост в 4,31 %.

диапазоне 20-25 % от начального давления, что коррелирует с данными

для блоков на сверхкритические параметры.

При применении однократного промперегрева влажность в последних ступенях турбины составляет не более 7%

составляет 25-30% и 6-10% от начального давления соответственно.

320-340 С в зависимости от начального давления пара

привода питательного насоса для объекта исследования- двухподъемная с турбоприводами. Электроприводные

насосы не выбраны по причине технических ограничений