Тепловая схема энергоблока с суперкритическими параметрами и двумя промежуточными перегревами мощностью 600 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский энергетический институт (технический университет)

Тепловая схема энергоблока с суперкритическими параметрами и двумя промежуточными перегревами мощностью 600 МВт

Е.В. Дорохов, А.С. Седлов

Аннотация

Содержит результаты расчетных исследований параметров тепловой схемы угольного энергоблока с двумя промежуточными перегревами пара. Параметры свежего пара сверхкритические - 30 МПа и 600 °С. Показано, что переход от схемы с одним промперегревом к схеме с двумя промперегревами повышает КПД энергоблока на 1,2 %. При включении теплофикационной нагрузки КПД энергоблока составляет 46,6 %.

В создании угольного энергоблока нового поколения следует выделить два направления. Первое направление -- разработка тепловой схемы энергоблока для замещения энергоблоков, выработавших свой индивидуальный ресурс (устанавливается на место демонтируемого в существующем главном корпусе). Второе - разработка тепловой схемы и основных технических решений по конструкции энергоблока для строительства на новых площадках (новые ТЭС и новые очереди действующих ТЭС).

На компоновочные и конструктивные решения замещающего энергоблока действуют ограничения по габаритам имеющейся блочной секции и фундаменту. Поэтому тепловая схема замещающего энергоблока суперкритических параметров в значительной мере должна быть традиционной (с одним промежуточным перегревом пара).

Тепловая схема энергоблока для новых площадок ТЭС должна обеспечивать их более высокий КПД по сравнению с замещающими энергоблоками. При суперкритических параметрах свежего пара более высокий КПД энергоблока обеспечивает тепловая схема с двумя промежуточными перегревами пара [1]. На кафедре ТЭС МЭИ разработана тепловая схема, представленная на рис. 1. Турбина состоит из ЦВД с внутренним цилиндром (с петлевой схемой), совмещенных ЦСД1 и ЦСД2, а также из одного двухпоточного ЦНД. Принят двойной промежуточный перегрев пара. Деаэратор создает демпфирующую емкость в тракте с тремя последовательно включенными группами насосов и тем самым повышает гидравлическую устойчивость системы регенеративного подогрева в переходных режимах. Для восполнения утечек применяется испарительная установка (И, КИ).

Питательный насос первой ступени ПН1 с электроприводом, а второй ПН2 -- с приводной турбиной. Давление свежего пара -- 30 МПа, а температура 600 °С (сталь 10Х9КЗВ2МФБР). Параметры пара перед стопорным клапаном ЦСД1 -- 5,5 МПа и 600 °С. Параметры перед ЦСД2 -- 0,957 МПа и 595 °С (сталь 10Х9В2МФБР). Давление в каждом выхлопе ЦНД -- 3,2 кПа. Температура питательной воды 302 °С.

тепловой перегрев энергоблок пар

Питательный насос второй ступени установлен после группы ПВД. Давление на выходе ПН2 -- 37,8 МПа, а на выходе ПН1 -- 21 МПа. При снижении нагрузки напор ПН1 повышается, а напор ПН2 снижается путем уменьшения частоты вращения. Такая схема обеспечивает возможность эксплуатации на скользящем давлении при сниженных нагрузках.

При глубокой разгрузке питательный насос первой ступени обеспечивает работу энергоблока с выключенным насосом второй ступени в режиме с докритическими параметрами.

Для сравнения тепловых схем с одним и двумя промежуточными перегревами рассматриваются варианты без подключения сетевых подогревателей.

Исходя из применения современных ступеней (саблевидные лопатки, сотовые уплотнения и др.) приняты следующие величины относительных внутренних КПД отсеков (по ходу пара), %: 92; 94; 94,5; 95,5; 94,5; 95; 90; 90,5; 86.

Благодаря второму промежуточному перегреву диаграммная влажность пара на выходе последней ступени турбины 2,5 %. Поэтому относительный внутренний КПД последнего отсека с учетом фазового перехода принят равным 85,2 % (на сухом паре 86 %). Низкая влажность в последней ступени снижает действие факторов, вызывающих эрозию рабочих лопаток.

Принята длина рабочих лопаток последней ступени 1400 мм (из лёгкого титанового сплава) с торцевой площадью выхода 16,3 м . Такой выбор обеспечивает возможность применить один двухпоточный ЦНД. Необходимая расчетная кольцевая площадь выхода последней ступени -- 15,82 м (одного потока). Следовательно, имеется запас для прохода повышенного расхода пара в режимах получения пиковой мощности. Располагаемый тепло-перепад ЦНД -- 762,5 кДж/кг. Полезно используемая энергия в последнем отсеке -- 200,5 кДж/кг. Потери энергии пара с выходной скоростью в последней ступени -- 43,4 кДж/кг. Число Маха по среднерасходному значению абсолютной скорости пара на выходе из последней ступени Мег = 0,764.

Параметры регенеративных отборов определены вариантными расчетами тепловой схемы с учетом технических ограничений.

Расход питательной воды -- 394,8 кг/с (1421,4 т/ч), а расход свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД -- 390,9 кг/с (1407 т/ч). Удельный расход охлаждающей воды -- 88 м3/(МВт-ч)

В турбине две части среднего давления и две линии трубопроводов второго промперегрева. При применении труб с внутренним диаметром 992 мм скорость пара в холодных линиях второго промперегрева равна 43,5 м/с, а в горячих -- 67 м/с.

Для размещения линий двух промежуточных перегревов потребуется увеличить на 1,7--2 м строительно-монтажную отметку турбины при сохранении типовой ширины секции.

Расчетный КПД нетто энергоблока -- 45,3 % при оценке затрат электроэнергии на собственные нужды -- 4,5%. Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию -- 271,1 г/(кВт-ч). При сжигании угля Кузнецкого бассейна с теплотой сгорания 24870 кДж/кг его расход составляет 184 т/ч. Отпускаемая электрическая мощность 573 МВт. Удельный расход теплоты турбоустановкой на производство электроэнергии -- 6915 кДж/(кВт-ч) (с учетом эффективной мощности турбопривода), что на 9,2 % меньше чем турбоустановкой К-500-23,5-4. Удельный расход пара -- 2,3 кг/(кВт-ч). На подогрев добавочной воды от турбоустановки отбирается 6707 кВт теплоты.

Энергоблок с одним промежуточным перегревом, аналогичным составом оборудования и параметрами характеризуется КПД нетто 44,08 % (снижение на 1,2 %), а удельный расход кузнецкого угля марки 1СС составляет 328,4 г/(кВт-ч). При температуре промперегрева 600°С конечная влажность 8,8 %.

При годовом числе часов использования номинальной мощности 8000 ожидаемая экономия натурального топлива энергоблоком с двумя промперегревами составляет более 44 тыс. ф угля в год с соответствующим уменьшением вредных выбросов в окружающую среду (снижение выбросов оксидов азота на 280 т). При прогнозируемой цене поставки кузнецкого угля в 2015 г. 2000-2900 руб/т ожидаемая годовая экономия по топливной составляющей не менее 88 млн. руб. При снижении расхода питательной воды на 11,3 % линия от питательного насоса до котла и паропроводы свежего пара выполняются трубами меньшего диаметра. Сокращается количество опорных подшипников ротора ЦНД.

В схеме с двумя промперегревами тепловая нагрузка тракта суперкритических параметров составляет 70 %, а нагрузка трактов промежуточных перегревов -- 30 %. В схеме с одним промперегревом тепловая нагрузка тракта суперкритических параметров -- 77,3 %, а промежуточного пароперегревателя 22,7 %.

На рис. 2 приведена диаграмма, показывающая объемные расходы пара через основные тракты котла энергоблока. Видно, что расход через первый промежуточный пароперегреватель котла с двумя промперегревами в два раза меньше, чем расход пара через промперегреватель котла с одним промежуточным перегревом.

Определены параметры тепловой схемы с тем же расходом свежего пара при подключении к выхлопу ЦСД2 сетевого подогревателя типа ПСВ-500-3-23 с расходом сетевой воды 1018,5 т/ч (номинальный расход 1500 т/ч) и нагревом от 60 до 115,5 °С. При проектировании тепловой схемы в номинальном режиме работы с теплофикационной нагрузкой 54,34 МВт (отпускаемая теплота -- 46,3 Гкал/ч) и расчете расхода топлива на производство электроэнергии по «физическому» методу, КПД энергоблока нетто -- 46,6 %, а удельный расход топлива на отпускаемую теплоту -- 42,4 кг/ГДж (177,55 кг/Гкал). При этом электрическая мощность снижается на 11,8 МВт. Удельная выработка электроэнергии паром теплофикационного отбора 582 кВт-ч/Гкал.

В таблице приведены параметры пара в регенеративных отборах турбины, теплоперепады отсеков и расходы пара в подогреватели.

Заключение

1. При принятых параметрах свежего пара и пара после промежуточных пароперегревателей расчетный КПД энергоблока с представленной тепловой схемой составляет 45,3 %. Экономия угля по сравнению с энергоблоком на суперкритических параметрах с одним промежуточным перегревом составляет около 44 тыс. ф в год. В схеме с теплофикационной нагрузкой КПД энергоблока по отпускаемой электроэнергии повышается до 46,6-- 46,7 % в зависимости от величины нагрузки.

2. Применение последней ступени ЦНД с рабочими лопатками длиной 1400 мм обеспечивает возможность конструирования турбины с одним двухпоточным ЦНД. Благодаря этому длина ротора ЦНД примерно в два раза меньше (на 6 м), чем у турбины К-500-23,5- 4 и меньше необходимый пролёт здания машзала.

3. Угольные энергоблоки с одним промперегревом рационально использовать в качестве замещающих на действующих ГРЭС, а энергоблоки с двумя промежуточными перегревами на вновь проектируемых ТЭС и новых очередях действующих ГРЭС.

Список литературы

1. Современная теплоэнергетика/ А.Д. Трухний, М.А. Изюмов, О.А. Поваров, СП. Малышенко; под ред. А.Д. Трухния. В кн.: Основы современной энергетики / под общей редакцией Е.В. Аметистова. М.: Издательский дом МЭИ, 2008.^72 с.

2. Труды конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем», 2010 г., МЭИ, http://www.energy2010.mpei.ru

Размещено на Allbest.ru