Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Квривишвили Арсений Робертович

Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС
<
Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС
>

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Квривишвили Арсений Робертович. Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС : диссертация ... кандидата технических наук : 05.14.14 / Квривишвили Арсений Робертович; [Место защиты: Новосиб. гос. техн. ун-т].- Новосибирск, 2009.- 253 с.: ил. РГБ ОД, 61 09-5/1614

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Схемы, параметры и технологическая готовность высокоэффективных двухконтурных угольных энергоблоков ТЭС 10

1.1. Исходные предпосылки 10

1.2. ПТУ с внутрицикловой газификацией угля 10

1.3. ПТУ с КСД 15

1.4. ПТУ с воздушным котлом 18

1.5. Паропаровой энергоблок 20

1.5.1. Схема и параметры 20

1.5.2. Технологическая готовность паропаровых энергоблоков 23

1.6. Выводы и задачи исследования 28

Глава 2. Методика исследования 30

2.1. Выбор тепловой схемы 30

2.2. Расчет агрегатов высокотемпературного контура 42

2.2.1. Общие положения 42

2.2.2. Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров пылеугольного котла. Особенности расчета 45

2.2.2.1. Тепловой баланс котла 46

2.2.2.2. Тепловые балансы по поверхностям нагрева 47

2.2.2.3. Расчет топки 48

2.2.2.4. Расчет конвективных поверхностей нагрева 54

2.2.2.5. Методика гидравлического расчета 63

2.2.3. Методика теплового расчета и особенности определения конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературной паровой турбины 66

2.2.3.1 Методика теплового расчета 66

2.2.3.2. Расчет на прочность рабочих лопаток 83

2.2.4. Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров парового компрессора 86

2.3. Выводы 103

Глава 3. Результаты термодинамического исследования 105

3.1. Выбор схемы ЭГШ для термодинамического исследования 105

3.2. Влияние параметров цикла на КПД ЭГШ 108

3.3. Анализ тепловой экономичности ЭГШ 114

3.4. Выводы 118

Глава 4. Конструктивно-компоновочные характеристики высокотемпературных агрегатов эгш и их анализ 119

4.1. Исходные данные 119

4.2. Конструктивно-компоновочные показатели пылеугольного котла и их анализ 119

4.3. Анализ конструктивно-компоновочных показателей высокотемпературной паровой турбины 127

4.4. Конструктивно-компоновочные показатели парового компрессора 132

4.5. Компоновка ЭГШ 135

4.6. Выводы 138

Глава 5. Технико-экономические показатели ЭГШ 141

5.1. Капиталовложения в высокотемпературное оборудование ЭПП 141

5.2. Оценка капиталовложений в котел-утилизатор 142

5.3. Оценка капиталовложений в технические системы и сопутствующее оборудование 148

5.4. Результаты расчета капиталовложений в агрегаты и ЭПП в целом 151

5.5. Выводы 159

Заключение 160

Список используемых источников 166

Приложение

Введение к работе

На обозримую перспективу уголь сохранит и укрепит позиции основного источника производства электроэнергии [13, 65, 86, 95]. Мировые запасы угля позволяют обеспечить потребности человечества в энергии на протяжении, по крайней мере, 250 лет. Запасы газа оцениваются на 35...60 лет, нефти — на 25...50 лет [16, 51, 85]. В соответствии с данными EIA International Energy Outlook (1998 г.) среди всех источников производства электроэнергии в мире уголь составляет 36 %, являясь во многих странах основой крупной энергетики [65], при этом ведется работа по повышению эффективности угольных ТЭС и снижению их воздействия на окружающую среду.

В России, как и во всем мире, наметилась тенденция в энергетике по перераспределению топливного баланса в пользу угля относительно нефти и газа. В соответствии с энергетической стратегией на период до 2020 г. производство и потребление энергетических ресурсов в России, несмотря на намечаемые меры в сфере энергосбережения, будут возрастать. При общем росте энергопотребления на 13... 35 %, потребление угля увеличится на21...54%[13].В настоящее время правительством РФ поставлена задача удвоения ВВП до 2030 г., что обусловливает удвоение генерирующих мощностей.

Задача усложняется тем, что в России в 2000 г. выработан парковый ресурс 36,4 млн. кВт (17 %) мощности электростанций России. К 2015 г. выработают свой парковый ресурс 112... 128 млн. кВт, что составляет 60...70 % действующих энергогенерирующих мощностей [10, 57, 77, 86].

В такой ситуации кардинальным решением должно являться полномасштабное техническое перевооружение энергетики, основанное на замещении оборудования, выработавшего свой ресурс, оборудованием нового поколения (преимущественно отечественного производства). Данное направление требует больших первоначальных инвестиций, значительных средств на создание и освоение головных образцов, с более длительным сроком окупаемости, однако радикально повысит технико-экономический уровень электроэнергетики [78].

Одним из эффективных методов повышения КПД угольных энергоблоков до 50 % является переход от традиционных одноконтурных схем к новым высокотемпературным низконапорным двухконтурным (парогазовым или па-ропаровым) схемам.

Развитие двухконтурных угольных энергоблоков в развитых странах производится в рамках национальных программ [15, 52] (Advanced Turbine Systems в США, THERMIE в Европе и др.) по следующим направлениям:

ПТУ с внутрицикловой газификацией угля (полученный из угля синтез-газ сжигается в камере сгорания высокотемпературной ГТУ); '

ПТУ с кипящим слоем под давлением (камера сгорания ГТУ замещается топочным устройством с кипящим слоем, работающем под давлением сжатого в компрессоре воздуха и в котором расположены котельные поверхности нагрева паротурбинного контура);

ПТУ с непрямым (внешним) сжиганием угля (вместо камеры сгорания ГТУ в такой схеме устанавливается воздушный котел, в трубах поверхностей нагрева которого нагревается воздух для последующей его подачи на газовую турбину).

Дальнейшим развитием двухконтурных схем является создание по типу ПТУ пылеугольных низконапорных высокотемпературных паротурбинных энергоблоков, работающих по комбинированному циклу Фильда-Барановского (на перегретом водяном паре в высокотемпературной области) и Ренкина (в утилизационной части). Такой энергоблок предлагается по аналогии с парогазовым называть паропаровым (ЭГШ).

Целью диссертации является разработка методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования показателей тепловой экономичности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных параметров и профилей технологически новых высокотемпературных низконапорных пылеугольных паропаровых энергоблоков ТЭС и разработка рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

  1. Разработанные методики термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчетов конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП (пылеугольного парового котла, паровых осевых турбины и компрессора) с учетом теплофизических свойств высокотемпературного перегретого пара, ограничений, отражающих технологичность и условия протекания физико-технических процессов.

  2. Разработанные математические модели функционирования агрегатов и в целом ЭПП.

  3. Разработанные на основе выполненных исследований профили и конструктивно-компоновочные параметры высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП и новая схема, защищенная Патентом РФ.

  4. Рекомендации по выбору рациональных схем, расхо дно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров, профилей высокотемпературных агрегатов и в целом энергоблоков для различных их единичных мощностей, определение путей дальнейшего повышения эффективности ЭПП.

Методы исследования: методы термодинамического и энергетического анализа, расходного и энергетического балансов, расчета паровых котлов и турбомашин, гидрогазодинамики, математического и компьютерного моделирования.

Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель и алгоритмы позволяют получать на основе тепловых расчетов профили высокотемпературных агрегатов и конструктивно-компоновочные параметры оборудования ЭПП, определять влияние параметров цикла на эффективность, устанавливать рациональный диапазон мощностей энергоблока. Рассчитанные по-

7 казатели паропаровых энергоблоков могут служить информационной базой для дальнейших исследования и проработки пилотных установок.

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», ЗАО «СибКОТЭС» для перспективного проектирования ТЭС, в Проблемной лаборатории теплоэнергетики при факультете Энергетики НГТУ, в учебном процессе - в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 — «Тепловые электрические станции» и магистров по направлению 140100 - «Теплоэнергетика».

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием разработанных методик (основанных на нормативных методах) расчета котлов и турбомашин, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, гидрогазодинамики, теплопередачи, сопротивления материалов. Математические модели и компьютерное моделирование ЭПП базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на: 9-й Российско-Корейской международной конференции «KORUS — 2005» (г. Новосибирск, НГТУ); международном коллоквиуме XXXVII Kraftwerk-stechnisches Kolloquium (Германия, г. Дрезден, 2005 г.); международной научно-практической конференции «ИННОВАЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА» (г. Новосибирск, ИТ СО РАН, 2005 г.); одиннадцатой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г. Томск, ТПУ, 2005 г.); пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006 г.); Всероссийской конференции - конкурсе инновационных проектов студентов и аспирантов по приоритетному направлению Программы «Энергетика и энергосбережение» (г. Томск, ТПУ, 2006 г.); на втором международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2008» (г. Новосибирск, НГТУ); третей молодежной Междуна-

8 родной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, КГЭУ, 2008 г.); межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (г. Саратов, СГТУ, 2008 г.); Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» НТИ-2005, НТИ-2006, НТИ-2007 (г. Новосибирск, НГТУ); в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них: 1 статья в журнале, входящем в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 1 - патент РФ, 4 - в сборниках научных трудов, 11 - в сборниках трудов конференций.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка используемых источников и приложений. Основной текст изложен на 177 страницах и содержит 48 рисунков, 24 таблицы, список литературы из 104 наименований. Общий объем — 253 страницы.

В первой главе выполнен обзор высокоэффективных двухконтурных угольных технологий для производства электроэнергии, предлагается схема пылеугольного низконапорного высокотемпературного паропарового энергоблока, показана ее перспективность и технологическая готовность и обосновывается актуальность исследований предложенной схемы. На основании проведенного анализа сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе изложены методики и особенности термодинамического анализа ЭНН с определением показателей тепловой экономичности, теплового и гидравлического расчета паровых котлов с высокотемпературными генерирующими поверхностями, теплового и прочностного расчета высокотемпературной низконапорной паровой турбины, теплового расчета осевого парового компрессора с определением геометрических характеристик узлов.

В третьей главе произведено обоснование выбора схемы ЭПП для исследований, приведены результаты термодинамического исследования и ана-

9 лиз тепловой экономичности ЭПП, рассмотрено влияние параметров цикла на КПД схемы по отпуску электроэнергии.

В четвертой главе приведены результаты расчета расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературных агрегатов (пылеугольного котла, высокотемпературной паровой турбины и парового осевого компрессора) и их анализ, рассмотрена рациональная компоновка оборудования ЭПП для различных мощностей, установлены ограничения по мощности для выбранных параметров схемы и определен рациональный диапазон мощностей ЭПП.

В пятой главе изложена методика и приведены результаты оценки капиталовложений в агрегаты, технические системы и в целом в ЭПП.

В заключении приведены выводы и выработанные рекомендации по выбору расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров, профилей агрегатов и ЭПП в целом, рациональному диапазону мощностей.

В приложениях приведены результаты тепловых расчетов высокотемпературных паровых турбин, осевых паровых компрессоров для энергоблоков мощностью 58,9...180 МВт, а также принципиальная пусковая схема ЭПП.

ПТУ с внутрицикловой газификацией угля

Газификация угля с последующей очисткой полученного газа до кондиций, близких к природному газу, позволяет использовать для работы на угле высокоэкономичные парогазовые установки (ПГУ) [7, 16, 50, 51, 54, 62...64, 80,92,101]. Принципиальная схема ПГУ (IGCC - Integrated Coal Gasification Combined Cycle) с внутрицикловой газификацией (ВЦГ) угля показана на рис. 1.1. Газовая турбина работает не на природном, а на синтез-газе, получаемом при газификации угля. Предварительно подготовленный уголь подается в газоге нератор, где осуществляется его газификация с использованием парокисло-родного дутья. Для этой цели сжатый воздух компрессора ГТУ разделяется на кислород и азот в специальной установке. Продукты газификации угля после многоступенчатой очистки и удаления серы в виде синтез-газа поступают для сжигания в камеру сгорания ГТУ. Уходящие газы ГТУ в котле-утилизаторе (КУ) генерируют пар для паротурбинной установки ПТУ. В пароводяном контуре используется также теплота газов газогенератора для генерации пара. Газификация, особенно если она производится на кислородном дутье, и очистные системы существенно усложняют электростанцию и вносят в нее элементы химических производств. Связанные с ними тепловые и термодинамические потери снижают КПД преобразования топлива в электрическую энергию. Вследствие этого удельная стоимость построенных в настоящее время мощных демонстрационных ПГУ с газификацией угля высока (1600...2000 дол л/кВт), а их КПД не превышает 40...44 % (при использовании газовых турбин с начальной температурой газа 1300 С и мокрой системы десульфуризации). В новых проработках, учитывающих опыт проектирования и освоения первых ПТУ, выявлена возможность снижения удельной стоимости до примерно 1100...1200 долл/кВт и повышения КПД до 50 % (для газовой турбины с температурой газов 1500 С и сухой системой десульфуризации, очищающей поток газов при 450 С и выше). Наиболее проработанные технологии газификации угля: Лурги — газификация кускового угля в насыпном слое под давлением 2,0...3,5 МПа на па-рокислородном или паровоздушном дутье;

Винклера — газификация мелкозернистого угля в кипящем слое при атмосферном давлении (дутье - парокисло-родная или паровоздушная смесь); Копперса-Тоцека - газификация пылевидного угля в потоке при атмосферном давлении (дутье парокислородная смесь) [47]. Большой интерес также представляет газификация угля в плазмотерми-ческом реакторе [47], КПД процесса газификации составляет на уровне 92...93%. В США в рамках правительственной программы «Чистый уголь» разрабатываются и создаются парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива (ПГУ с ВЦГ). Наряду с США аналогичные программы приняты в Германии, Англии, Японии и других странах. По проектам, разработанным с помощью этих программ, были построены демонстрационные ПГУ с ВПГ (высоконапорным парогенератором), основанные на различных процессах газификации (Тексако, Шелл, Пренфло, Бритиш Гесс-Лурги, высокотемпературный Винклер и др.), с применением, как правило, парокислородного дутья. Результаты расчетов, проведенных для ПГУ с газификацией битуминозного угля и связыванием С02, показали, что последнее увеличивает удельные капиталозатраты при использовании газификаторов Texaco примерно на 350 долл/кВт, при газификации по технологии E-Gas или Shell - на 550 долл/кВт. При этом стоимость электроэнергии увеличивается на 25.. .36 % [64]. В настоящее время за рубежом эксплуатируются, строятся и проектируются более 70 ПГУ с ВЦГ, некоторые из них приведены в табл. 1.1. На уста С 1995 г. в США (шт. Индиана) работает ПТУ Wabash River мощностью нетто 262 МВт с ГТУ 7FA мощностью 192 МВт и паровой турбиной мощностью 104 МВт (газификатор Destek - Dow Chemical - с газификацией на кислородном дутье) [63]. В 2003 г. была завершена реконструкция на ТЭЦ Vresova в Чехии двух ПТУ мощностью по 185 МВт (в составе каждой из них ГТУ PG9171E мощностью 128 МВт) с 26 газификаторами Lurgi для бурого угля с заменой на высокотемпературную систему газификации Winkler с увеличением установленной мощности до 384,5 МВт. В конце 2004 г. состоялся ввод в эксплуатацию ПТУ с газификацией угля Sulcis мощностью брутто около 620 МВт на острове Сардиния (Италия) с газификатором Shell. В 2006 г. в Южном Йоркшире (Великобритания, близ г. Донкастер) планировалось ввести в эксплуатацию парогазовую ТЭЦ Hatfield с газификацией 123,5 т/ч угля, мощностью 432 МВт. КПД ПТУ составит 41,3 %. [64]. Компания WePower (США) планирует в 2011 или 2012 г. построить парогазовую ТЭС с газификацией битуминозного угля мощностью 600 МВт с удельными капиталозатратами 1579 долл/кВт. В России по государственной программе «Экологически чистая энергетика» в 90-х годах было разработано несколько проектов ПТУ с газификацией [51]. НПО ЦКТИ совместно с энергомашиностроительными заводами разрабатывал проекты строительства масштабных ПТУ с ВЦГ на Кировской ТЭЦ-5 и Березовской ГРЭС-1 (табл. 1.2) [58].

Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров пылеугольного котла. Особенности расчета

Задача выбора принципиальной схемы заключается в достижении противоречивых целей: поддержание высокого КПД при сравнительной простоте схемы и технологической целесообразности и выполнимости. Выполнены многовариантные расчеты по описанной выше методике (см. п.2.1) для начальных давлений /? = 0,05...1 бар, степеней повышения давления в компрессоре 8 = 7...40, начальных температурах высокотемпературного контура t0 =1000... 1500 С, при этом горение топлива производилось в пыле угольном котле, использовался котел-утилизатор одного давления, рассматривались схемы с выработкой только электроэнергии. Расчеты показали: начальные давления пара перед компрессором ниже р = 0,2...0,3 бар хотя и позволяют иметь высокие КПД схемы r\N = 0,48...0,54 [34], но накладывают ограничения на создание таких установок относительно высокой мощности (ограничение мощности одного потока в турбине), вследствие резкого уве-личения удельного объема пара 14...28 м /кг (объемных пропусков пара через агрегаты). Этот вывод хорошо согласуется с данными [1]; для достижения высокого КПД схемы в двухконтурном исполнении степень повышения давления должна находится на уровне как минимум = 25...28 при температуре t0 =1100... 1300 С; дальнейшее повышение параметров ограничивается только технологической готовностью техники и возможностью реализации (возможность сжать пар в компрессоре при сохранении приемлемых количества ступеней в цилиндрах и высоты лопаток рабочего колеса последней ступени); при столь высоких степенях повышения давления температура высокотемпературного пара на входе в пылеугольный котел (в конце сжатия в ком прессоре) составляет 530...560 С и выше, а, следовательно, температура продуктов сгорания за последней поверхностью высокотемпературного контура по ходу газов будет еще выше с учетом разности температур на конце поверхности нагрева; для достижения высокого КПД пылеугольного котла и схемы в целом (минимизация эксергетических потерь) необходимо стремиться к минимальным температурных напорам на концах поверхностей нагрева 10...30 С и низким температурам уходящих газов на выходе из котла, допустимым для данного вида топлива по условиям точки росы в устье источника рассеивания.

Поэтому в зоне температур между последней поверхностью нагрева высокотемпературного контура и воздухоподогревателем принято решение установить конвективный пароперегреватель утилизационного пара, сгенерированного в котле-утилизаторе; давление /? на уровне 0,3 бар позволяет при высоких степенях повышения давления в компрессоре и допустимых объемных пропусках иметь относительно невысокие давления в трубках пылеугольного котла, что приводит к малым толщинам стенок труб (2...3 мм) при использовании современных высокотемпературных материалов, а, следовательно, уменьшить металлоемкость котла. Кроме того, такие давления высокотемпературного контура, дают возможность отказаться от системы регенерации в утилизационном контуре при сохранении высокого КПД схемы, полностью передавать тепловую энергию рабочему телу утилизационного контура в котле-утилизаторе от пара высокотемпературного контура, при охлаждении последнего до начальных параметров (практически без отвода тепла охлаждающей водой), а также иметь достаточно высокие значения относительного расхода пара утилизационного контура р = 0,35...0,4. В результате проведенных многовариантных расчетов для дальнейших исследований принята принципиальная схема Э1111, представленная на рис. 3.1. Дальнейшие термодинамические исследования схемы производились в области следующих параметров: /? = 0,3бар, є = 28, ґ0=1200С, давление в конденсаторе рк = 0,05 бар [26, 36].

Влияние параметров цикла на КПД ЭГШ

В выполненных многовариантных расчетах температура перегретого пара перед компрессором определялась по заданному давлению перед компрессором и принималась на 10 С выше температуры насыщения /нас , соответствующей этому давлению, Влияние температуры острого пара высокотемпературного контура t0 на КПД энергоблока по отпуску электроэнергии r\N показано на рис. 3.2, 3.3. Из представленных зависимостей видно, что значение давления на входе в компрессор р играет роль только при температурах ниже 1250...1300 С, при более высоких температурах величина давления перед компрессором практически не влияет на эффективность энергоблока. Кроме того, наблюдается существенный рост значения КПД при увеличении температуры острого пара вплоть до 1300 С, при дальнейшем увеличении температуры t0 прирост КПД постепенно уменьшается. При t0 -1300 С увеличение є с 20 до 25 дает прирост т в 1,42 %, с 25 до 30 - в 1,02 %, с 30 до 35 - в 0,65 %. Влияние степени повышения давления в компрессоре є на КПД энергоблока по отпуску электроэнергии гдг представлено на рис. 3.4. Результаты расчетов показали, что имеется оптимум по r\N от степени повышения давления є. Кроме того, этот оптимум является пологим примерно в диапазоне sonT ± 5. При увеличении температуры острого пара высокотемпературного контура t0 максимальное значение КПД по отпуску электроэнергии сдвигается в область более высоких значений є. Кроме того, прирост КПД при повышении температуры t0 для выбранной степени повышения давления є замедляется в области высоких температур: для є = 30 - увеличение tQ с 1150 до 1200 С повышает КПД цм на 1,12 %, а с 1200 до 1300 С - уже только на 0,72 %; для є = 35 -увеличение t0 с 1200 до 1300 С повышает r[N на 1,28 %, а с 1300 до 1400 С - на 0,48 %.

Влияние температуры перегрева пара (утилизационного контура) в котле-утилизаторе /ку на КПД энергоблока r\N отображено на рис. 3.5. Для схемы паропарового энергоблока (рис. 3.1) температура пара tKy на выходе из котла-утилизатора находится на уровне 260...300 С (из условия необходимого снижения температуры газов в пылеугольном котле), т.е. не меняется в широком пределе. При увеличении температуры tKy с 270 до 300 С прирост в КПД составляет 0,32.. .0,50 % (абс.) в рассматриваемом диапазоне є. Влияние давления в конденсаторе рк утилизационного контура на КПД энергоблока по отпуску электроэнергии гідг представлено на рис. 3.6. Видно, что при ухудшении вакуума в конденсаторе с 4 кПа до 10 кПа КПД энергоблока падает на 0,825...1,1 % (меньшее значение для большей температуры острого пара высокотемпературного потока). Во всех случаях при давлении в конденсаторе 3 кПа схема работает с повышенной температурой уходящих газов (относительно принятого значения 130 С). Это приводит к уменьшению КПД котла, а, следовательно, и к снижению КПД по отпуску электроэнергии. Произведенные расчеты показали, что r\N мало зависит от давления пара перед компрессором р при постоянной начальной температуре цикла t0 (рис. 3.7). Зависимость КПД энергоблока по отпуску электроэнергии r\N от КПД компрессора гКм приведена на рис. 3.8. Повышение на 3 % (абсолютных) КПД компрессора дает в среднем прирост на 0,5 % в КПД блока. Влияние КПД высокотемпературной турбины (ВТ-турбины) цт на КПД энергоблока r[N показано на рис. 3.9. Из представленной зависимости видно, что увеличение на 3 % КПД высокотемпературной турбины приводит к повышению КПД энергоблока по отпуску электрической энергии в среднем на 1,5%.

Анализ конструктивно-компоновочных показателей высокотемпературной паровой турбины

Тепловой и прочностной расчеты высокотемпературной турбины производился для параметров, представленных в табл.4.1. Задачей расчета является определить рациональный профиль проточной части, внутренний относительный КПД ВТ-турбины и максимальную мощность, которую может развить од-нопоточная турбина при рассматриваемых параметрах: р0 =8 бар, t0 =1200 С и рк = 0,33 бар [26, 27].

Многовариантные расчеты производились для ВТ-турбин, способных обеспечить полезную мощность высокотемпературной турбокомпрессорной группы 15, 20, 25, 30 и 33 МВт (около 2/3 собственной мощности турбины затрачивается на привод парового компрессора). В расчетах принят профиль проточной части с постоянным корневым диаметром. Основные параметры ВТ-турбин приведены в табл. 4.8.

В качестве материала лопаток первых ступеней, работающих в области температур рабочей среды 880-1200 С, был выбран материал ХН65КМВЮТ. Допустимая рабочая температура стенки лопатки с направленной кристаллизацией и поликристаллической лопатки, выполненной из этого материала, может достигать 950 С [68]. Для лопаток последующих ступеней использовались сплавы марок ЭП539ЛМУ, ЭИ893, ЭИ607, ЗМИ-3, ЭП800ВД. В качестве материала ротора выбран сплав 20Х12ВНМФШ, корпуса - Х25Н13АТЛ.

В приложение (табл.П. 1.1-П. 1.6) подробно даны показатели всех ВТ-турбин для компоновки, показанной на рис. 4.3. На рис. 4.4-4.9 представлены газодинамические и аэродинамические ха-рактеристики и показатели высокотемпературной низконапорной паровой турбины (ВТ-турбины) с расходом острого пара 68 кг/с. Из этих данных следует, что располагаемый теплоперепад нагступень (150...230 кДж/кг) соизмерим с теплоперепадом для ступеней цилиндров низкого давления традиционных турбин. В результате - при практически одинаковом располагаемом теплопе-репаде на турбину число ступеней ВТ-турбины в 2...2,5 раза меньше числа ступеней традиционной паровой турбины [31].

Значения чисел Маха не превышают 0,7 на среднем диаметре при том, что абсолютная с\ и относительная w2 скорости выше, чем для традиционных паровых турбин и находятся в среднем на уровне 450 и 370 м/с. Таким образом, все ступени турбины являются дозвуковыми. Значение углов а2 находит ся на уровне 60. ..70 , что свидетельствует о больших потерях с выходной скоростью (которые надо по возможности использовать в последующих ступенях) и не совсем оптимальном распределении теплоперепада по ступеням, которое связано со стремлением сократить количество ступеней в ВТ-турбине. Числа Рейнольдса близки к границе автомодельного режима (3...5)-105 или выходят за нее, что обуславливает значение коэффициентов скорости Ф=0,965... 0,975 и \/=0,935...0,951, а таюке коэффициентов расхода ці=0,964...0,972 и ц2=0,939...0,955. На рис. 4.10 показан профиль ВТ-турбин, высоты рабочих лопаток находятся в диапазоне 59...591 мм, такие высоты являются характерными для традиционных паровых и газовых турбин, таким образом, производство лопаток не предъявляет особых требований.

По результатам теплового расчета определены внутренние относительные КПД турбин и коэффициенты возврата тепла (рис. 4.12). Два значение по КПД и коэффициенту возврата тепла соответствуют мощности ВТ-турбины 75 МВт (расход острого пара 52 кг/с), большее значение КПД (меньшее значение qT) соответствует турбине с 10 ступенями. Итак, внутренний относительный КПД ВТ-турбины будет находиться на уровне 0,88...0,90 несмотря на относительно невысокий (0,80...0,82) КПД ступеней (рис. 4.11), что обусловлено большим коэффициентом возврата тепла (почти 10 %) [97]. Можно отметить, что КПД ступеней (и в целом турбины) будут выше при увеличении числа ступеней (уменьшении теплоперепада на ступень) при практически тех же высотах лопаток и степеней реактивности ступеней 0,1.. .0,5. рис.4.10), что для выбранных параметров ЭПП соответствует расходу пара 68-70 кг/с. Поэтому с увеличением мощности энергоблока необходимо деление потоков пара.

Тепловой расчет осевых паровых компрессоров производился для параметров, представленных в табл.4.1. Задачей расчета является определить профиль проточной части и диапазон мощностей, при которых можно в одном потоке сжимать пар при рассматриваемых параметрах: р =0,3бар, ґ =80С и PKR -8,4 бар (є = 28). Данные представлены в табл. 4.9, 4.10.

Похожие диссертации на Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС