1.3. Позонное развитие тэс. Базовые, полупиковые и пиковые электрические станции

Оптимальное развитие энергетики, обеспечивающее мини­мальную величину расчетных затрат, может достигаться только при одновременном строительстве различных типов ТЭС, отли­чающихся числом часов использования установленной мощности в году. В соответствии с наличием трех зон суточного графика нагрузок различают базовые, полупиковые и пиковые электро­станции.

Для базовых станций значение числа часов использования установленной мощности можно принять в пределах 5000—7500 в год, для полупиковых и пиковых оно составит соответственно 2000—5000 и 500—2000. С течением времени морально устарев­шие ТЭС, имеющие меньшую экономичность, постепенно перехо­дят в разряд полупиковых и пиковых.

Число часов использования установленной мощности опреде­ляет структуру расчетных затрат на производство электрической энергии и требования к экономическим, маневренным и стои­мостным показателям станции.

К базовым электрическим станциям прежде всего предъяв­ляется требование высокой тепловой экономичности, для полу­пиковых и пиковых станций определяющими являются высокая маневренность и низкая величина капитальных вложений, для достижения которых оправданным становится некоторое сниже­ние экономичности.

Высокая тепловая экономичность базовых ТЭС достигается применением энергетических блоков большой мощности на сверхкритическое давление с предельной температурой перегре­ва 540—565° С, с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды и низким конечным давлением, с обязатель­ным применением промежуточного перегрева пара. Это реализу­ется ценой больших капиталовложений, причем при проектиро­вании таких энергетических установок к ним предъявляются меньшие требования в части маневренности.

К базовым электрическим станциям относятся мощные блоч­ные ТЭС сверхкритического давления, прежде всего с блоками 500, 800 МВт и перспективными блоками еще большей единич­ной мощности. В базовой части графика должны работать также АЭС, отличающиеся низкой величиной топливной составляющей себестоимости электрической энергии, и ТЭЦ, разгрузка которых ограничивается величиной присоединенных тепловых нагрузок.

Энергетические установки полупиковых станций должны быть маневренными, с умеренными удельными капиталовложениями. Для таких станций перспективным является применение специ­альных паротурбинных блоков мощностью 500 МВт и выше, ра­ботающих с пониженными начальными параметрами пара на уровне 12,7 МПа, 510—520° С [30].

Снижение температуры свежего пара позволяет повысить ма­невренность установок за счет увеличения скорости и сокращения времени прогрева главных паро­проводов и турбин. Примерное 7» сокращение времени пуска тур­бины ПТ-60-130/13 из холодного состояния приведено на рис. 1.2 [47]. Промперегрев для полупико­вых блоков уменьшает мобиль­ность, но не приводит к существенному ухудшению пусковых ха­рактеристик, если предусмотреть подачу во вторичный пароперегре­ватель пара от постороннего 'источника. Поэтому полупиковые блоки могут выполняться как с промежуточным перегревом пара, так и без него. В целях уменьше­ния стоимости блоков для пере­менной части графика оправдан­ным также является снижение в определенных пределах температуры питательной воды и упро­щение схемы регенерации, повышение конечного давления, темпе­ратуры уходящих газов, скорости теплоносителей. Некоторые результаты оптимизации параметров таких паротурбинных уста­новок приведены в работе [51].

Рис 1.2. Относительное сокращение времени пуска турбины ПТ-60-130/13 из холодного состояния в зависимости от температуры свежего пара

Эти мероприятия, упрощающие конструкцию блоков, одно­временно обеспечивают повышение их маневренности. Например, сокращение числа регенеративных подогревателей умень­шает отвод тепла через патрубки отборов, что обеспечивает уменьшение разности температур верхних и нижних половин ци­линдров и допускает большие скорости прогрева и нагружения турбины, повышение конечного давления сокращает длину валопровода за счет уменьшения числа выхлопов пара в конденса­тор и уменьшает длину лопаток последних ступеней турби­ны и т. д.

Одновременно при создании паротурбинных установок для переменной части графика нагрузок возможно применение ряда Других специальных мероприятий по улучшению маневренных характеристик основного оборудования, таких, как поддержание определенного температурного уровня роторов турбин за счет экранирования паровпуска и проточной части, разработка специ­альной конструкции уплотнений турбин, позволяющих увеличить зазоры в них на пусковых режимах [62], переход на бесфланце­вую конструкцию цилиндров и др.

Повышение маневренности котлоагрегатов возможно за счет применения комбинированной циркуляции рабочей среды в экра­нах топки и рециркуляции дымовых газов. Использование при­нудительной рециркуляции части рабочей среды с помощью спе­циальных насосов улучшает циркуляцию и повышает надежность работы котлоагрегатов в период пуска, малых нагрузок и оста­нова, способствует расширению их регулировочного диапазона. Рециркуляция дымовых газов (ввод части газов из конвективных газоходов в топку) позволяет получить стабильную температуру перегрева пара в широком диапазоне нагрузок, снижает темпе­ратуру и повышает надежность экранных поверхностей в зонах наибольших тепловых потоков и др.

Другим перспективным типом энергетических установок для полупиковой зоны графика являются парогазовые, выполнен­ные на основе пристройки газотурбинных установок к паротур­бинным блокам для совместной работы в часы максимума на­грузок. Одна из наиболее эффективных схем такой пристройки приведена на рис. 1.3 [51]. Пиковая газотурбинная установка (ГТУ) включается в часы максимума нагрузок, причем тепло уходящих газов ГТУ используется для подогрева питательной воды паротурбинной установки, при этом повышается мощность паровой турбины за счет отключения регенеративных подогре­вателей высокого и среднего давления и обеспечивается повы­шение к. п. д. ГТУ за счет утилизации тепла уходящих газов в газоводяном подогревателе (ГВП). После прохождения пиков нагрузки ГТУ отключается, и паротурбинный блок работает обо­собленно. Для перехода с одного режима на другой служат за­движки 1 и 2. Пиковая мощность такой комбинированной уста­новки составляет около 130% мощности парового блока [51].

Хорошими маневренными свойствами обладают также ПГУ со сбросом газов газовой турбины в котел.

Режимные и конструктивные мероприятия по снижению стои­мости и повышению маневренности должны быть в максималь­ной степени использованы для энергетических установок, пред­назначенных для работы в пиковой части графика нагрузок. В качестве пиковых установок целесообразно применение специ­альных паротурбинных блоков мощностью 300 МВт на парамет­ры пара 12,7 МПа и 540° С, которые выполняются в одноци­линдровом исполнении и имеют, удельный расход тепла 2,67 Дж/Дж (2300 ккал/кВт*Ч) при давлении в конденсаторе 0,008 МПа [62]. Преимущество такого блока по сравнению с пиковыми газотурбинными агрегатами заключается в том, что он может работать практически на любом виде топлива.

Рис. 1.3. Полупиковая парогазовая установка: К —компрессор; КС — камера сгора­ния; ГТ — газовая турбина; КА — котлоагрегат; ЧВД и ЧНД—части высо­кого и низкого давления турбины; ГВП — газоводяной подогреватель; 1, 2 — задвижки.

В настоящее время из всех видов ТЭС наиболее приспособ­лены по своим маневренным характеристикам для работы в пи­ковой зоне нагрузок газотурбинные установки, причем если более экономичные и сложные ГТУ типа ГТУ-100-750 целесообразно использовать в верхней (по числу часов использования установ­ленной мощности) части пиковой зоны, то для покрытия остропи­ковых нагрузок перспективным является применение простейших стационарных и авиационных ГТУ. Газотурбинные станции с авиационными турбореактивными двигателями очень маневренны, требуют малого (2—4 мин) време­ни на пуск из холодного состояния до полной нагрузки, могут быть полностью автоматизированы и управляться дистанционно, что обеспечивает их эффективное ис­пользование в качестве аварий­ного резерва.

Рассматривая ГТУ в качестве высокоманевренных энергетиче­ских установок, необходимо иметь в виду возможность их значитель­ной перегрузки путем перевода на парогазовую смесь (за счет впрыска воды в камеры сгорания) [5], при этом можно достигнуть почти трехкратного увеличения мощности газотурбинной уста­новки при относительно небольшом снижении ее к. п. д.