WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 15 | 16 ||

Мощность современных ПГУ использующих внутрицикловую газификацию угля достигает 500 МВт с КПД на уровне 43-45% в зависимости от качества угля. В России создан ряд газификаторов и разработаны проекты перспективных установок на базе газификации угля. На Зуевской экспериментальной ТЭЦ проработана технология газификации углей с горновым газогенератором и сухой газоочисткой на металлотканевом фильтре. На Несветай ГРЭС внедрена опытно-промышленная установка газификации и сжигания углей в объеме жидкого шлака, барботируемого обогащенным кислородным дутьем.

8.3. Энергоблок ультракритических параметров Блок ультрасверхкритических параметров для работы новых электростанций на твердом топливе для работы в базовом режиме. Основная цель создания таких блоков - достижение высокой экономичности благодаря повышению начальных параметров пылеугольных блоков до уровня: начальное давление 30 МПа, начальная температура 600 °С. Достижение таких показателей становится возможным на основе новых металловедческих проработок. Основные технические характеристики проекта:

КПД блока нетто - 45,5% Удельный расход топлива - 270 г/кВт.час Нижний предел нагрузки без изменения состава оборудования – 60% от номинала Мощность на клеммах генератора - 525 МВт Полный срок службы - 40 лет Коэффициент готовности - 0,Производительность по свежему пару - 1500 т/час Абсолютное давление пара За котлом перед ЦВД – 30/29 МПа Температура свежего пара за котлом/перед ЦВД – 600/595 С Абсолютное давление за ЦВД – 5,4 МПа Температура пара промперегрева – 600 0С Абсолютное давление на нагнетание питательных насосов – 35,5 МПа Температура питательной воды на входе в котел – 300 С Для энергоблока предусмотрены предельные значения окислов азота (~ 350 мг/мм3) и окислов серы (~ 700 мг/мм3) в уходящих газах при их температуре 100-135 °С. Принята бездеаэраторная схема с 8 ступенями регенерации, при этом ПНД-1 и ПНД-2 смешивающие.

Конструктивная схема одновальной турбины ЦВД+ЦСД+2ЦНД.

Кроме решения новых технологических проблем при создании котла и турбины на повышение параметра пара, потребуется разработка новых пита тельных насосов на повышенные напоры, значительное обновление комплектующей арматуры, создание новых паропроводов острого пара с толщиной стенки не менее 8 см.

Прогнозное удорожание оборудования проектируемого блока составит по разным оценкам от 20% до 50% по сравнению со стандартными блоками СКД.

Начальные параметры 30 МПа и 600 °С за рубежом считаются предельно достижимыми для разработанных марок сталей.

Подобные блоки строились в Германии, Дании, Японии. Параметры большинства аналогичных блоков находящихся в эксплуатации все же ниже 30 МПа 600 С, что несколько упрощает технические проблемы возникающие при их создании и эксплуатации. В таблице 8.3. приведены основные характеристики эксплуатируемых энергоблоков на ультракритические параметры пара.

Основные характеристики зарубежных угольных паротурбинных энергоблоков на ультракритическое давление пара Таблица 8. Год Номи- Начальные параметры КПД ввода нальная пара нетто Страна Наименование в экс- мощность, энердавление, темпера энергоблока плуа- МВт гоблокгс/см2 тура, °С та- ка, % цию Нидераузем К 2002 1012 280 580/600 45, Фриммерсдорф 2000 1000 270 575/595 ~ Липпендорф 1,2 2000 936 265 550/582 42, Боксберг IV 2000 907 265 571/578 42,Герма- Шварце Пумпе 1, 2 1997, 856 265 544/562 40,ния Франкен II 1992 770 280 580/600 45, Бексбах II 750 255 575/595 46, Хесслер 1997 739 280 580/600 45, Штаудингер 5 1992 550 260 540/560 42, Росток 1994 550 260 540/560 42, Вестфален Д 2003 330 296 600/620 47, Продолжение таблицы 8.3.

Год Номи- Начальные параметры КПД ввода нальная пара нетто Страна Наименование в экс- мощность, энердавление, темпера энергоблока плуа- МВт гоблокгс/см2 тура, °С та- ка, % цию Тачибанаван 2 2001 1050 255 600/ Харамачи 1 1997 1000 259 593/593 42, Харамачи 2 1998 1000 259 600/600 44,Япония Мацуура 2,3 1997, 1000 247 593/ Мицуми 1 1998 1000 247 600/600 ~ Хироно 3,4 1993, 1000 247 538/ Шинчи 1 1993 1000 247 538/ Хекинан 3 1993 700 247 538/593 41, Кавагое 1*) 1989 700 304 566/563/ Ковагое 2*) 1989 700 304 566/563/ Изого 1 600 255 600/Япония Изого 2 2002 600 255 600/ Тачибанаван 1 600 255 600/ Нонао Охта 1994 500 247 566/ Аведор 2 х) 2001 460 306 580/600 49, Эсберг 3 1992 417 251 558/560 45,Дания Скарбек 3 х) 1997 415 296 580/580/ 580 ~ Норленд 1 1998 413 296 580/580/ 580 ~ х) Топливо – природный газ.

Библиографический список 1. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции - М., Энергия, 1976.

2. Маргулова Т. Х. Атомные электрические станции - М., Высшая школа 1974.

3. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети - М., 1982.

4. Качан А. Д. Муковозчик Н. В. Технике- экономические основы проектирования тепловых электрических станций - Минск, Высшая школа, I983.

5. Экономика энергетики СССР (под ред. А. Н. Шишова). М., Высшая школа, 1986.

6. Монахов А. С. Атомные электрические станции и их технологического оборудование - М., Энергоатомиздат, 1986.

7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М., 1994.

8. Перечень и коды веществ загрязняющих атмосферный воздух. Л., 199I.

9. Электроэнергетика России. История и перспективы развития /под редакцией А. Ф. Дьякова/ - M., I997.

10. Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций.

СПб., 1997.

11. Кругликов П. А., Смолкин Ю. В. Технико экономический подход к проектированию энергоустановок в условиях перехода к рыночным экономическим отношениям - Тяжелое Машиностроение, 1997, № 9.

12. Кругликов П. А. Вопросы технико-экономического обоснования профиля крупных энергоблоков. – Тяжелое Машиностроение, 2002, №10.

Предметный указатель Вакуум в конденсаторе 82, - экономический Внутренняя норма доходности 69, Водяной эквивалент Выброс допустимый 23, - нормализованный 23, - предельно допустимый 23, Гидромуфта 56, Годовые расчетные затраты - экономический эффект Горизонт расчета Давление начальное 72, - разделительное Затраты замыкающие 33, 36, - приведенные 31, 34, Зона свободного режима - строгого режима 21, Издержки годовые 29, - топливные 30, - эксплуатационные 30, Индекс доходности Капиталовложения предельно допустимые - удельные 25, 27, Комбинированное производство Концентрация предельно допустимая (ПДК) 16, 17, - фоновая Коэффициент аварийности - амортизации - гидравлического трения - готовности - дезактивации - дисконтирования - теплофикации - эффективности капиталовложений 31, 32, Коэффициент полезного действия абсолютный внутренний - внутренний относительный 73, - котлоагрегата 34, - термический Кратность охлаждения Низкопотенциальная часть (НПЧ) 85, 86, Норма дисконта 32, Параметры оптимальные 37, 38, - сверхкритические - ультракритические 110, Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором - с котлом утилизатором 102, - с низконапорным парогенератором Предельный ресурс Расход топлива пусковой - удельный 34, Реакции восстановительные - окислительные Резерв мощности аварийный 43, 44, - ремонтный 43, Срок окупаемости 31, 63, Структура установленных мощностей Температура начальная - промежуточного перегрева 74, Температурный напор 82, Техническое водоснабжение 84, Турбины типа Р - типа ПР - типа ПТ Удельная паровая нагрузка Универсальная кривая поправок на вакуум 82, Цикл насыщенного пара - Ренкина Число часов использования установленной мощности 34, Чистый дисконтированный доход 69, Экологическая безопасность Эффект годовой экономический 33, - интегральный - энергетический ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие 1.Основные тенденции развития энергетики РФ на рубеже ХХI века. 1.1. Сырьевая база и структура топливоснабжения РФ. 1.2. Основные этапы развития энергетики РФ. 1.3. Энергомашиностроение РФ в периоды перехода к рыночным отношениям. 2.Основные требования к тепловой электростанции. 2.1. Основное назначение и характеристики электростанций. 2.2. Обеспечение санитарных требований и норм по выборосу веществ в атмосферу. 2.3. Дезактивационные и вентиляционные установки АЭС. 3. Основы технико-экономической оптимизации ТЭС и АЭС. 3.1. Критерии технико- экономической оптимизации. Структура стоимости электростанций и основные эксплуатационные расходы. 3.2. Условия технико-экономической сопоставимости вариантов проектирования. 3.3. Замыкающие затраты на топливо и энергию. 3.4. Особенности оптимизации характеристик оборудования электростанций. 3.5. Учет вопросов унификации при технико-экономическом обосновании характеристик оборудования. 4. Выбор основного оборудования ТЭС и АЭС. Влияние энергетической эффективности теплофикации на состав оборудования ТЭЦ. 4.1. Выбор единичной мощности и резерва мощности. 4.2. Основное оборудование электростанций. 4.3. Влияние энергетической эффективности теплофикации на состав оборудования ТЭЦ. 4.4. Особенности выбора основного оборудования ТЭЦ. 5.Технико-экономическая оптимизация отдельных элементов тепловой схемы и особенности проектирования в новых экономических условиях. 5.1. Выбор типа и характеристик привода питательных насосов. 5.2. Выбор оптимальных скоростей среды и расчет потерь давления в трубопроводах. 5.3. Особенности проектирования в новых экономических условиях. 6.Оптимизация начальных и конечных параметров теплосиловых циклов. 6.1. Начальные температура и давление пара. 6.2. Оптимизация конечных параметров теплосиловых циклов. 7.Оптимизация систем регенеративного подогрева питательной воды. 7.1. Влияние регенеративного подогрева на экономичность паротурбинных установок и оптимальная температура питательной воды 7.2. Выбор температурных напоров в поверхностных подогревателях, распределение интервалов подогрева между подогревателями и выбор их числа. 8. Перспективные технологии в энергетике. 8.1. Парогазовые установки в электроэнергетике. 8.2. Энергоустановки на базе газификации угля. 8.3. Энергоблок ультракритических параметров. Библиографический список Предметный указатель

Pages:     | 1 |   ...   | 15 | 16 ||



© 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.