WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 10 | 11 || 13 | 14 |   ...   | 17 |

Стоимость указанных групп сталей между собой резко отличается. В частности, стоимость труб из сталей II класса отличается от стоимости ст.20 (I класс), в 1,8 3,5 раза, у III класса эта же разница составляет 4 8 раз, а трубы из стали IV класса дороже I класса в 13 16 раз.

На рис. 6.4. показано изменение относительной стоимости перегревательных труб в зависимости от начальных параметров пара в котле. Скачкообразное изменение стоимости вызвано необходимостью перехода на новые марки сталей.

Рис. 6.4. Изменение относительной себестоимости погонного метра труб пароперегревателей в зависимости от температуры для различных давлений пара. 1 – 420 ата; 2 – 250 ата; 3 – 180 ата При оптимизации начальных параметров необходим учет изменения стоимости котла, турбины, паропроводов, системы регенерации, конденсатора, системы технического водоснабжения. Особенно сильно рост давления и температуры влияет на котел и главные паропроводы. Из общего увеличения удельных капиталовложений в энергоблок, обусловленных повышением начальных параметров пара, до 50% приходится на парогенераторы. Относительное изменение удельных расчетных (годовых) затрат на котел в зависимости от параметров приведено на рис 6.5.

Рис. 6.5. Зависимость расчетных затрат на элементы котла под давлением от параметров пара.1-540/540С; 2-570/540С; 3-570/570С; 4-600/570С; 5540/570/570С; 6-570/570/570С; 7-600/570/570С; 8-640/570/570С; 9690/570/570С. В этих обозначениях указаны температуры пара: начальная, первого промперегрева и второго промперегрева.

На отечественных электростанциях на органическом топливе серийные конденсационные блоки мощностью 150-200 MВт работают на начальном давлении 12,7 МПа по циклу с одним промежуточным перегревом, а блоки мощностью 300, 500 и 800 МВт при начальном давлении 23,5 МПа. Температура первичного и вторичного перегревов во всех случаях равна 540 - 560°С. Переход от параметров 8,8 МПа, 535 °С на параметры 12,7 МПа, 540/540 °С приводит к экономии 12-14% тепла, а от давления 12,7 МПа к 23,5 МПа (при тех же начальных температурах) - к дальнейшей экономии еще на 4-5 %.

Цикл с промежуточным перегревом пара на ТЭЦ имеет свои особенности.

В отборе из которого пар подается тепловому потребителю, давление Ротб всегда выше давления в конденсаторе турбины. Поэтому для потоков, поступающих в теплофикационный или промышленный отбор, оптимальные значения Рnn окажутся также более высокими, чем для конденсационного потока при нормальном вакууме.

Из этого следует, что на паротурбинной установке с регулируемыми отбоопт рами при одних и тех же начальных параметрах Pnn будет выше, чем на установках КЭС.

В то же время эффективность промежуточного перегрева на установках ТЭЦ ниже. Объясняется это тем, что используемый в турбине перепад энтальпий для потоков, направляемых тепловому потребителю, значительно ниже, чем для конденсационного потока, а энтальпия пара, идущего в отбор при применении промежуточного перегрева, возрастает. Последнее приводит к уменьшению расхода пара в отборе Dn и, следовательно, к увеличению потерь тепла в конденсаторе. Кроме того, эффект от уменьшения влажности в части низкого давления (ЧНД) турбины в циклах с промежуточным перегревом здесь также ниже, так как расход пара по конденсационному потоку Dк резко понижается, пар потока направляемого тепловому потребителю в промышленных отборах является перегретым, а в теплофикационных отборах влажность всегда заметно ниже, чем в ЧНД установок конденсационного типа.

В силу всех этих причин промежуточный перегрев на ТЭЦ применяется только на установках с закритическими начальными параметрами. Эти начальные параметры принимаются такими же, что и на конденсационных установках.

Проектная мощность теплофикационных блоков составляет 250 МВт.

В общем случае целесообразность применения промперегрева на ТЭЦ определяется при сопоставлении затрат на топливо с затратами на организацию промперегрева. Так, например, при Ро = 12,7 МПа или 23,5 МПа промперегрев выгоден только на отопительных ТЭЦ (без промышленных отборов) с Ротб < 0,опт МПа. На таких ТЭЦ оптимальное давление промперегрева Pnn 5,5 6 МПа.

Значительно отличается выбор оптимальных начальных параметров цикла для АЭС. Здесь, в основном, используется цикл насыщенного пара.

На АЭС схема установки и значения начальных параметров, на которые целесообразно ее проектировать, предопределяются фактически выбранным типом реактора. При одноконтурной схеме применяются корпусные и канальные реакторы кипящего типа, при двухконтурной наибольшее распространение нашли реакторы с водой под давлением.

В двухконтурных схемах с турбинами насыщенного пара температура теплоносителя не должна достигать температуры насыщения, так как для нормальной циркуляции необходимо, чтобы паровая фаза в потоке за реактором отсутствовала. Поэтому даже в условиях, когда в первом контуре поддерживается сравнительно высокое давление (до 16,5 МПа) температура воды на выходе из реактора не превышает 330 °С. При таких температурах теплоносителя в ПГ можно генерировать насыщенный пар давлением до 7,0 МПа или перегретый пар с небольшим перегревом (до 50-60 °С), но при более низком давлении. Таким образом, на двухконтурных АЭС с водяным теплоносителем, когда для образования пара используется тепло, отнимаемое от теплоносителя, схемы с турбинами насыщенного пара оказываются не только более простыми, но и более экономичными.

При работе на насыщенном паре предельно допустимая влажность на выходе из турбины достигается уже при начальном давлении 0,3 0,4 МПа, поэтому возникает необходимость в применении систем осушки пара.

Применение промежуточной сепарации и промперегрева увеличивает тепловую экономичность АЭС за счет повышения внутреннего относительного КПД турбины (oi). Выигрыш в тепловой экономичности существенно зависит от схемы осуществления промежуточной сепарация и промперегрева.

Из рис. 6.6. видно, что при использовании только сепарации (кривая 1), оптимальное разделительное давление можно выбирать в широком диапазоне от до 20% начального давления Ро.

При использовании однократной сепарации с одноступенчатым перегревом пара (кривая 2) оптимальное разделительное давление наводится в пределах 8 22% от начального давления. В аналогичных пределах находятся оптимальные значения разделительного давления и для одноступенчатой сепарации с двухступенчатым перегревом пара (кривая 3).

Рис. 6.6. Повышение экономичности турбоагрегата на насыщенном паре в зависимости от давления в сепараторе (СПП):

1 - только сепарация; 2 - сепарация и одноступенчатый перегрев;

3 - сепарация и двухступенчатый перегрев Для ряда турбин АЭС (К-220-44/3000, К-500-65/3000) разделительное давление принято меньше оптимальных значений. Это связано с тем, что для ускорения проектирования и выпуска турбин для АЭС использовались отдельные корпуса турбин, хорошо зарекомендовавшие себя в эксплуатации на ТЭС, работающих на органическом топливе. Так, для ЦНД турбины К-220-44/использованы конструкции турбин К-300-240/3000 и К-500-240/3000 для ТЭС.

Выигрыш в тепловой экономичности определяется не только оптимальным значением разделительного давления, но и конечной температурой перегрева пара tnn. Чем выше tnn, тем выше тепловая экономичность. Но повышение tnn приводят к уменьшению tnn = to - tnn. Снижение tnn увеличивает поверхность теплообмена промперегревателя, что ведет к удорожанию установки. Минимальное значение tmin выбирается на основе технико-экономических расчетов и nn оптимальные его значения равны 18-25 °С. Для турбин К-220-44/3000 tmin соnn ставляет 13,9 °С, для K-500-65/3000 оно составляет 15,4 °С, для К-750-65/3000 - 17,4 °С. Для всех тихоходных турбин tmin = 24,3 °С.

nn Промежуточные пароперегреватели являются теплообменниками паропарового типа, у которых коэффициент теплопередачи мал, т.к. с обеих сторон поверхность омывается паром. Поэтому tmin существенным образом влияет на nn поверхность теплообмена. Чем меньше tmin тем больше поверхность, больше nn металлоемкость и стоимость.

Увеличение поверхности пароперегревателя ведет к увеличению его объема. Суммарный объем промежуточных элементов турбины (сепаратора, и промперегревателя) вынуждает применять дополнительные меры от разгона турбины при отключении стопорного клапана. Так, если расход пара в ЦВД прекращается, то пар из объема сепаратора и промперегревателя через ЦНД может раскручивать турбину до предельно опасных оборотов. По этой причине для уменьшения объема сепаратора и промперегревателя их выполняют в едином элементе и называют сепаратором-промперегревателем (СПП). Для защиты турбины от разгона после СПП стоит отсечной клапан для сброса пара помимо ЦНД в конденсатор или в атмосферу на двухконтурных АЭС и в конденсатор или в баки-барботеры для одноконтурных АЭС. В табл. 6.1. приведены основные характеристики СПП.

Основные характеристики сепараторов-пароперегревателей Таблица 6.Характеристика СПП-220М СПП-1000 СПП-500-1 СПП-Количество на одну турбину 2 4 4 Нагреваемая вода:

влажность перед сепаратором, 13 11,6 15,4 % давление на входе, МПа 0,3 1,13 0,33 0,241 250 263 температура на выходе, °С расход на входе, кг/с 135,6 327,8 141,1 181, Продолжение таблицы 6.1.

Греющий пар:

давление на входе, МПа:

первая ступень 1,77 2,7 1,92 6,вторая ступень 4,23 5,71 6,27 температура на входе, °С:

первая ступень 206,2 228,1 210 вторая ступень 253,5 272,3 278,4 расход, кг/с:

первая ступень 8,92 10,47 8,75 31,вторая ступень 7,44 18,03 11,7 Число сепарационных блоков 16 20 20 Число сепараторов в блоке 5 6 3 Число труб пароперегревателя:

первая ступень 3478 2960 14876 вторая ступень 3440 3959 17780 Число модулей (кассет):

первая ступень 94 96 60 Один вторая ступень 93 107 70 пучок Наружный диаметр корпуса, 3,48 3,49 4,17 4,м Высота корпуса, м 13,98 13,35 9,05 13,Масса сухого аппарата, т 109 128 119 6.2. Оптимизация конечных параметров теплосиловых циклов Давление в конденсаторе (Рк), противодавление или давление в регулируемом отборе на теплофикацию в большой степени влияют на эффективность цикла и экономичность турбин. В общем случае Рк зависит от температуры и расхода охлаждающей воды, условий теплообмена и температурного напора в конденсаторе, конструктивных характеристик и состояния поверхности конденсатора, эффективности отсоса воздуха и т.д.

Так как Рк - однозначно зависит от температуры насыщения конденсирующего пара (tн), то применительно к t - Q диаграмме конденсатора (рис. 6.7.).

Рис. 6.7. tQ-диаграмма для конденсатора турбины tн = tв1 + tв + t = tв2 + t где tв1 и tв2 - температуры охлаждающей воды на входе и выходе конденсатора;

t - температурный напор (недогрев охлаждающей воды до tн).

Нагрев охлаждающей воды в конденсаторе равен Gк(iк - i' ) iк - i' к к tв = = GвСр mCр где Gв и Gк – расходы охлаждающей воды и пара в конденсатор;

Ср – теплоемкость воды;

Gв m = – кратность охлаждения, составляющая 80-120 для одноходовых конGк денсаторов, 60-70 для двухходовых и 40-50 для трех и четырехходовых. В конденсаторах поверхностного типа температурный напор составляет 6-8 0С и может быть определен по приближенной формуле Щегляева:

A t = (dк + 7,5) 31,5 + tвгде А - коэффициент, характеризующий чистоту поверхности охлаждения и воздушную плотность конденсатора, равный 5-7;

Gк dк = Fк где Gк - удельная паровая нагрузка конденсатора, кг/м2 час;

Fк - поверхность охлаждения конденсатора, м2.

При росте Рк термический КПД цикла существенно снижается за счет уменьшения располагаемого теплопадения. Например, при начальных параметрах 8,8 МПа, 535 °С повышение Рк с 0,004 до 0,005 МПа снижает t на ~ 2%.

При 100% электрической нагрузке и постоянной мощности турбины изменение вакуума на 1% приводят к изменению расхода пара на ~ 1,2 1,4%, примерно такое же влияние оказывает изменение температуры охлаждающей воды на 5 °С. Для практических оценок, в зависимости от типа турбины, можно считать, что на номинальной мощности изменение Рк на 0,001 МПа меняет электрическую мощность турбины на 0,6 1%.

Влияние вакуума на тепловую экономичность многофакторно. При изменении Рк меняется не только t, но и внутренний относительный КПД (oi) последних ступеней турбины, потеря с выходной скоростью, конечная влажность пара, нагрузка первого по ходу конденсата ПНД. Учет влияния конечного давления производится с помощь кривых поправок на вакуум, которые показывают приращение мощности турбины по сравнению с некоторой исходной в зависимости от Рк (рис. 6.8.). Зависимости строятся опытным путем или с помощью расчетов.

Достаточно строго удельное изменение мощности турбины определяется величиной Рк/Gк. Зависимость N/Gк = (Рк/Gк) называется универсальной кривой поправок на вакуум. Универсальность этой зависимости заключается в том, что изменение мощности может быть представлено только одной кривой, пригодной для всех режимов работы данной турбины.

а б в Рис. 6.8. Сетка кривых поправок на вакуум а - турбины К-160-130; б - турбины К-200-130; в - турбины К-300-240 ЛМЗ На рис. 6.9. показана универсальная кривая поправок на вакуум турбины К-300-240. Как видно, она имеет три характерных участка. Участок АВ представляет практически прямую линию и соответствует докритическим режимам истечения пара в последней ступени. Участок ВС соответствует сверхкритическим режимам, на которых прирост мощности замедляется. При таких режимах имеет место расширение пара в косом срезе сопел и рабочих лопаток, связанное с отклонением потока и уменьшением окружной составляющей скорости, определяющей мощность ступени. При некотором предельном вакууме (точка С) исчерпывается расширительная способность косого среза и прекращается прирост мощности в турбине. При дальнейшем углублении вакуума (третий участок кривой) мощность турбины снижается (на рис. 6.9. показано пунктиром) за счет уменьшения температуры конденсата и увеличения расхода греющего пара на первый подогреватель низкого давления.

Рис. 6.9. Универсальная кривая поправок на вакуум для турбины К-300- При эксплуатации предельный вакуум не достигается, так как быстрее устанавливается экономический вакуум при котором полезная мощность турбоустановки (за вычетом затрат мощности на привод циркуляционных насосов) при данном расходе пара в конденсатор достигает максимального значения, т.е.

прирост мощности прекращается раньше достижения т. С.

Кроме конденсации пара, вода в системе технического водоснабжения используется на охлаждение масла турбогенераторов; воздуха или водорода в электрогенераторах; охлаждения подшипников вспомогательного оборудования; удаления золы и шлака; восполнения потерь и т.д. В зависимости от типа энергоблока и мощности турбины на эти нужды затрачивается от 10 до 30% расхода воды в конденсатор.

Pages:     | 1 |   ...   | 10 | 11 || 13 | 14 |   ...   | 17 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.