Диссертация (781919), страница 18
Текст из файла (страница 18)
Известно,что внутренний относительный КПД приводных турбин значительно ниже, чем тот же показатель главной турбины.Стоит отметить, что потери, связанные с преобразованием механической энергии вращенияротора турбины в электрическую, не столь значительны. В конечном итоге этим и можно объяснить увеличение тепловой экономичности схемы с электроприводом питательных насосов посравнению с турбоприводом.Дополнительным преимуществом двухподъемной схемы включения питательных насосовявляется тот факт, что подогреватели высокого давления в такой схеме работают с меньшимиперепадами давлений на трубной системе по сравнению с одноподъемной схемой (рисунок 2.13). Характер изменения давлений пара и воды по тракту высокого давления отражен нарисунке 2.14.97а) с турбоприводным питательным насосом первой и второй ступениб) с электроприводным насосом первой ивторой ступениРисунок 2.12 – Варианты двухподъемных принципиальных схем энергоблока с УСКП с элек-Величина перепада давления, МПатроприводным и турбоприводным питательными насосами454035302520151050123Порядковый номер ПВД (нумерация от котла)Одноподъемная схемаДвухподъемная схемаРисунок 2.13 – Перепад давлений на трубной системе в ПВД98Давление, МПа108642012Порядковый номер ПВД (нумерация от котла)Давление пара в ПВД3Давление воды на выходе из ПВДРисунок 2.14 – Изменение давлений пара и воды в питательном тракте высокого давленияПроведенные расчетные оптимизационные исследования тепловых схем блока позволяютсделать ряд выводов и предложить рекомендации по проектированию схем для энергоблоков сУСКП:1) Наибольшее влияние на КПД цикла оказывает начальная температура пара: при переходеот 600 к 720 °С – КПД возрастает более чем на 2,23 %.
При увеличении начального давления с24 до 35 МПа КПД возрастает на 0,3 %.2) Оптимальное давление однократного первичного перегрева находится в диапазоне от 15до 25 % от значения начального давления пара. При двукратном промперегреве оптимальноедавление первого промперегрева составляет от начального давления 25-30 %, второго промперегрева – 6-9 %. Применение однократного промежуточного перегрева совместно с увеличением начальной температуры позволяет при начальном давлении 35 МПа сократить влажность впоследних ступенях турбины до 4,76 %.
В связи с этим использование двукратного промежуточного перегрева целесообразно с точки зрения увеличения КПД цикла и может быть оправдано, если не приведет к чрезмерному росту затрат на материалы для дополнительных паропроводов из дорогостоящих сплавов.3) Определен диапазон оптимальной температуры питательной воды, который для начальных давлений 30-35 МПа составляет 330-340 °С.4) Предложена система регенерации высокого давления, которая состоит из четырех подогревателей и позволяет обеспечить температуру питательной воды в диапазоне 330-340 °С. Длясистемы ПВД найдено оптимальное распределение подогрева и определены соответствующиедавления в отборах.5) Установлено, что с термодинамической точки зрения предпочтительной являетсядвухъподъемная схема установки питательных насосов.996) Спроектированная с учетом полученных результатов оптимизации тепловая схема обеспечивает КПД энергоблока по выработке электроэнергии порядка 51 %.В результате разработана тепловая схема энергоблока с ультрасверхкритическими параметрами пара и создана расчетная модель энергоблока УСКП (рисунок 2.15) с оптимизированнымипараметрами цикла.
Основные характеристики тепловой схемы энергоблока представлены втаблице 2.3 [241-245].Рисунок 2.15 – Расчетная модель тепловой схемы энергоблока УСКП мощностью 1000 МВтТаблица 2.3 – Результаты расчета схемы энергоблока УСКП мощностью 1000 МВтНаименованиеСостав схемы и основные параметрыЭлектрическая мощность энергоблока, МВтТип топливаНизшая рабочая теплота сгорания топлива, кДж/кгКПД котельного агрегата, %Значение1000уголь2500093100Продолжение таблицы 2.3КПД отсеков турбины, %:ЦВДЦСДЦНДДавление острого пара, МПаТемпература острого пара, °СПромежуточный перегрев параДавление промежуточного перегрева пара, МПаТемпература промежуточного перегрева пара, °СТемпература питательной воды, °ССостав системы регенерации высокого давления89918835710однократный77203304 ПВД1 деаэратор + 5 ПНД, слив дренажа сСостав системы регенерации низкого давленияточкой смешениятурбинный, с собственнымТип привода питательного насосаконденсаторомСхема подачи питательной воды в котелодноподъемнаяНомер отбора турбины на турбопривод4Давление в конденсаторе паровой турбины, кПа3,5Основные показатели эффективности схемыЭлектрический КПД брутто, %50,96Электрический КПД нетто, %48,5Теплота сгорания топлива, кДж/с2053016Расход натурального топлива, кг/с82,12Удельный расход условного топлива на выработку0,24электроэнергии, кгут/кВт·чУдельный расход условного топлива на отпуск элек0,254троэнергии, кгут/кВт·чПолученные характеристики тепловой схемы энергоблока позволяют говорить о возможности создания энергоблока с КПД порядка 50-51 %, что находится на уровне лучших мировыхразработок в области создания паротурбинных энергетических установок, а в некоторых случаях даже превосходит их (КПД брутто энергоблоков с УСКП пара, разрабатываемых за рубежом,колеблется в диапазоне от 48 до 51 %).Результаты расчета тепловой схемы являются основой для разработки технических требований к основному оборудованию энергоблока с ультрасверхкритическими параметрами пара –котельному агрегату и паровой турбине.2.1.2 Разработка конструктивного облика основного оборудования энергоблока УСКПУвеличение начальных параметров пара приведет к серьезным изменениям в конструкцииосновного и вспомогательного оборудования энергоблока.
Особенно сильно скажется увеличе-101ние температуры и давления на элементах котельного агрегата и паровой турбины, работающихв области высоких параметров.2.1.2.1 Разработка конструктивного облика котельного агрегатаГабаритные размеры котельного агрегата, оказывающие значительное влияние на суммарную длину дорогостоящих высокотемпературных трубопроводов, определяются по итогам конструктивного и теплового расчетов. Следовательно, наиболее целесообразную для энергоблокас УСКП конструкцию котельного агрегата можно определить уже на данном этапе.В ходе разработки облика котельного агрегата было рассмотрено три потенциально возможных компоновки, нашедших широкое применение в отечественном и зарубежном котлостроении: П-образная, Т-образная и башенная.
При проведении тепловых расчетов было принято, что для башенного и П-образного котлов после топочной камеры по ходу дымовых газоврасположены ширмовый пароперегреватель (ШПП), конвективный пароперегреватель (КПП),вторая и первая ступени промежуточных пароперегревателей (ППП2 и ППП1, рассматриваласьсхема с одним промежуточным перегревом), экономайзер и регенеративный воздухоподогреватель (РВП). Для Т-образного котла на выходе из топки потоки дымовых газов и водяного параразделяются на две равные части, и далее каждая из них в той же последовательности проходитте же поверхности нагрева. Перед ширмами для регулирования температуры пара предусмотренвпрыск питательной воды.Исходными данными для расчета являются параметры нагреваемой среды на входе и навыходе из котельного агрегата (таблица 2.4)Таблица 2.4 – Исходные данные для теплового расчета котельного агрегата энергоблока УСКППараметрРасход острого пара, кг/сРасход вторичного пара, кг/сДавление острого пара, МПаТемпература острого пара, °СТемпература питательной воды, °СДавление промперегрева (холодная нитка), МПаДавление промперегрева (горячая нитка), МПаТемпература промперегрева (холодная нитка), °СТемпература промперегрева (горячая нитка), °СЗначение692,5530,8357103348,37,2432720Результаты расчета для башенного котла приведены в таблице 2.5, для Т-образного – в таблице 2.6, для П-образного – в таблице 2.7.
Значения соответствуют традиционной компоновкекотельных агрегатов, схемы которых представлены на рисунках 2.16, 2.17 и 2.18.102Таблица 2.5 – Результаты конструктивного теплового расчета башенного котельного агрегатаПоверхностьТипpвых, МПаwρ, кг/м·с2wп, м/сF, м2Q, кДж/кгθвх, °Сθвых, °Сtвх, °Сtвых, °Сtст.н, °СΔp, атмЭкономайзершахм.37,47201,111318921024943743343804221,4НРЧтопкиэкр.37,239979,420163808−15363804264957,2СРЧтопкиэкр.37,1288312,4279453536153613334264715071,3ВРЧтопкиэкр.362883918,331412143133312004715235194,7ШППКППППП2ППП1ширм.35,2130011,66524285112009035436497235,4шахм.35144115,7659414309038266497107554,7шахм.7,254528,44738728128266195207207529,4шахм.8,354619,946860138561949443252053710,9Таблица 2.6 – Результаты конструктивного теплового расчета Т-образного котельного агрегатаПоверхностьТипpвых, МПаwρ, кг/м·с2wп, м/сF, м2Q, кДж/кгθвх, °Сθвых, °Сtвх, °Сtвых, °Сtст.н, °СΔp, атмЭкономайзершахм.37,951815535016675783923344004240,6НРЧтопкиэкр.37,92547730453414−15444004364973,0СРЧтопкиэкр.37,831841432673112154413474364805051,3ВРЧтопкиэкр.36,731842038601634134712004805185207,8ШППКППППП2ППП1ширм.35,71500132195965120010625586296667,0кор.35,0737829849759598546297107550,6кор.7,2586342231112478546755407207340,7шахм.7,9271121239377467557843254156015,4Таблица 2.7 – Результаты конструктивного теплового расчета П-образного котельного агрегатаПоверхностьТипpвых, МПаwρ, кг/м·с2wп, м/сF, м2Q, кДж/кгθвх, °Сθвых, °Сtвх, °Сtвых, °Сtст.н, °СΔp, атмЭкономайзершахм.38,2125228381621345063753343804025,0НРЧтопкиэкр.38,12123541343896−15503804295092,0СРЧтопкиэкр.38,031841333783520155013364294725341,3ВРЧтопкиэкр.37,131841937772032133612004725165577,4ШППКППППП2ППП1ширм.36,017001430321707120010555355926696,6кор.35,01406144999296910558235927107693,0кор.7,2522329062135082372562072074218,4шахм.9525256608527727255064326316773,0103 Рисунок 2.16 – Башенный котельный агрегат для энергоблока с УСКП104Рисунок 2.17 – Т-образный котельный агрегат для энергоблока с УСКП105Рисунок 2.18 – П-образный котельный агрегат для энергоблока с УСКП1062.1.2.2 Разработка конструктивного облика высокотемпературного турбоагрегатаПовышение параметров пара на входе в турбину неизбежно приведет к увеличению ее стоимости из-за необходимости применения дорогостоящих жаропрочных материалов для изготовления деталей и узлов, работающих в зоне высоких температур, к которым относятся цилиндр высокого и среднего давления турбины.
Выбор компоновочных решений во многомопределяет как металлоемкость турбомашины, так и ее эксплуатационные характеристики, втом числе маневренность и ремонтопригодность. Возможные конструктивные схемы мощнойпаровой турбины для энергоблоков усльтрасверхкритических параметров представлены на рисунках 2.19 и 2.20.Рисунок 2.19 – Компоновка паровой турбины с петлевым ЦВД и двухпоточным ЦСДРисунок 2.20 – Компоновочная схема турбины с совмещенными ЦСВДНа рисунке 2.19 приведена компоновочная схема, традиционно используемая на отечественных энергоблоках сверхкритических параметров. Цилиндр высокого давления выполняется двухкорпусным с петлевой схемой движения пара. Двухкорпусная конструкция обеспечивает снижение толщины корпусов, по сравнению с однокорпусным исполнением, что способствует повышению маневренности.На рисунке 2.20 представлена схема с совмещенными цилиндрами высокого и среднегодавления (ЦСВД), призванная обеспечить снижение расхода жаропрочных материалов за счет107концентрации в одном узле большинства высокотемпературных элементов.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
