Энергоблоков мощностью

Ускоренными темпами сооружены энергоблоки мощностью 1 млн. кВт на атомных электростанциях (АЭС) — Чернобыльской и Курской. Заканчиваются пусконаладочные работы и на других АЭС — Хмельницкой, Крымской, Ростовской, Ровенской, Костромской, Башкирской и Белоярской на быстрых нейтронах.

Опережающими темпами растет выработка электроэнергии на атомных электростанциях. Введены в строй новые энергоблоки на Ленинградской, Курской, .Армянской, Билибинской и других АЭС. На Белоярской АЭС введен реактор мощностью 600 МВт на быстрых нейтронах. Готовятся к пуску первые энергоблоки на Смоленской, Южноукраинской и Ровенской АЭС. В Нижнем Поволжье начато строительство Балаковской АЭС, где будут установлены энергоблоки мощностью по 1 млн. кВт.

График нагрузки энергоблока с ежесуточными остановами представлен на 1.5. Такой режим работы экономически оправдывается при продолжительности простоя не менее 5— 7 ч. Наиболее крупные энергоблоки мощностью 500 МВт и выше останавливать в ночное время не представляется возможным ни по техническим, ни по экономическим условиям. В эти часы они обычно работают на минимальной нагрузке. В часы наибольшей нагрузки энергосистем такие блоки должны максимально нагружаться, что делает весьма актуальной проблему поиска путей получения кратковременной дополнительной мощности на крупных энергоблоках.

Соответствующая зависимость относительного коэффициента готовности kr от числа плановых остановов ппл представлена на 4.6. Таким образом, увеличение планового числа остановов (главным образом в горячий резерв на ночь) приводит к снижению коэффициента готовности, а следовательно, и к росту затрат в системе, связанных с резервированием отпуска электроэнергии. Следует отметить, что рассматриваемые энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт проектировались ранее для несения преимущественно базовых нагрузок и не предназначались для работы в режиме частых остановов и пусков. Для специально спроектированных маневренных энергоблоков снижение надежности работы от числа пусков значительно меньше.

В 1964—1966 гг. на электростанциях СССР было введено в эксплуатацию более чем на 30 млн. кет новых энергомощностей. За каждые 60 дней выполнялось по одному плану ГОЭЛРО. Советский Союз не только превзошел США по темпам развития электроэнергетики, но и вплотную подошел к абсолютным показателям ввода новых мощностей. При этом приняты в эксплуатацию энергоблоки мощностью по 300 тыс. кет на Конаковской, Приднепровской и Черепетской Г На ряде крупных электростанций введено 13 энергетических блоков мощностью по 200 тыс. кет. Введены в эксплуатацию агрегаты Белоярской и Ново-Воронежской атомных электростанций. Для передачи мощности введенных в действие электростанций построено более 25 тыс. км линий электропередачи и введено в действие электрических подстанций общей трансформаторной мощностью более 13 млн. кет.

Основную часть энергетических мощностей ЕЭС СССР (свыше 45%) составляют крупные тепловые конденсационные электростанции с мощными энергоблоками. В ЕЭС работают крупнейшие в Европе Запорожская и Углегорская ГРЭС мощностью 3,6 млн. кВт, мощность восемнадцати тепловых электростанций и двух гидроэлектростанций составляет 2,0 млн. кВт и более. Наиболее крупные энергоблоки мощностью 800 МВт установлены на Славянской (2 блока), Запорожской и Углегорской ГРЭС (по 3 блока), 500 МВт — на Троицкой, Рефтин-ской и Назаровской Г

Генеральной схемой ОЭС предусмотрено дальнейшее развитие электроэнергетики также и за счет строительства ТЭС, что позволит в широких масштабах использовать твердое топливо, в том числе и низкокалорийные бурые угли, лигниты и сланцы, запасы которых в некоторых странах СЭВ значительны. На новых ТЭС будут внедряться экономичные автоматизированные энергоблоки мощностью 300 — 500 МВт, а в СССР — энергоблоки преимущественно мощностью 500 и 800 МВт.

Суммарная установленная мощность конденсационных энергоблоков 150—1200 МВт к концу 1980 г. составила около- 100 млн. кВт, из которых около 55 млн. кВт составляет наиболее современное оборудование на сверхкритические параметры пара — энергоблоки мощностью 300—1200 МВт. Работа энергоблоков характеризуется более высокими технико-экономическими показателями по сравнению' с остальными конденсационными электростанциями, и при доле установленной мощности на конец 1980 т. около 50% выработка электроэнергии энергоблоками -в 1980 г. составила 58,5%.

Основой развития советской энергетики является сооружение электростанций большой мощности. В СССР работают 80 электростанций с установленной мощностью выше 1000 МВт каждая, на которых сосредоточено более половины всей генерирующей мощности. На тепловых электростанциях (ТЭС) работают энергоблоки мощностью от 150 до 1200 МВт; на атомных (АЭС) — мощностью 1000 и 1500 МВт; на гидроэлектростанциях (ГЭС) — мощностью 600 и 640 МВт. Создание и освоение энергоблоков мощностью 500 МВт на Экибастуз-ском и 800 МВт на Канско-Ачинском углях позволит создать в этих районах мощные ТЭС на 4 и 6,4 ГВт.

Качественно изменился технический уровень электроэнергетики за этот период. Если до революции максимальная мощность электроустановки составляла в стране 10 МВт, а основными параметрами пара на ТЭС были давление 1 МПа и температура 280-300 °С, то в 1940 г. уже работали первые отечественные энергоблоки мощностью 100 МВт и широко использовались параметры пара

в Средней Азии — на местном газе. Определяющим для обеспечения электроснабжения восточных районов является создание топливно-энергетических комплексов — Канско-Ачинского, Экибастуз-ского, Западно-Сибирского. Должны серийно вводиться энергоблоки мощностью 800 МВт на Березовской ГРЭС-1, Сургутской ГРЭС-2 и Нижневартовской ГРЭС, блоки мощностью 500 МВт на Экибастузской ГРЭС-2.

Технически допустимый диапазон разгрузки пыле-угольных блоков составляет от 20 до 50%. На основе проведенных детальных исследований и экспериментальной проверки были разработаны временные нормы минимально допустимых нагрузок для энергоблоков мощностью 160, 200 и 300 МВт (табл. 2-3).

26. Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт/ Под ред. В. Е. Дорощука, В. Б. Рубина. М.: Энергия, 1979

В районах Урала и Сибири получит развитие теплоэнергетика на базе энергоблоков мощностью 150—1200 МВт. Основное внимание при этом будет уделено сооружению не единичных теплоэлектростанций (ТЭС), а топливно-энергетических комплексов (ТЭК), использующих местное топливо.

При высокой надежности работы трансформаторов и наличии необходимого резерва мощности в энергосистеме данная схема принята как типовая для энергоблоков мощностью 160 МВт и более [5.1].

При проектировании подобных маневренных энергоблоков применяются [54] специальные меры по повышению их надежности. Так, для защиты экранов топки от перегрева в нем применяется многократная принудительная циркуляция. Снижаются начальные параметры пара. Для уменьшения капиталовложений оборудование подготовки топлива сокращается до минимума. Уменьшаются поверхности нагрева первичного и вторичного перегревателей, а также число регенеративных подогревателей высокого и низкого давлений и заменяется газовый подогрев воздуха паровым. При этом за срок службы такого котлоагрегата можно осуществить более 9 тыс. пусков из горячего и холодного состояний. Предполагается создание таких энергоблоков мощностью до 600 МВт, а в дальнейшем и 900 МВт с давлением пара 12,5 и 17,0 МПа.

Опыт эксплуатации отечественных крупных энергоблоков мощностью 300, 500 и 800 МВт, работающих на различных видах топлива, показывает, что нарушение аэродинамики газовых потоков на выходе из топки приводит к появлению отдельных очагов интенсивного шлакования. Такими очагами шлакования служат, в частности, подвесные и обвязочные трубы ширмовых пароперегревателей, крепежные неохлаждаемые элементы и пр. Устранение этих очагов, например путем создания цельносварных конструкций, снижает шлакование и повышает эффективность работы поверхностей нагрева. Удаление золовых отложений с наружных поверхностей труб котлоагрегата с помощью паровой и воздушной обдувки производится путем установки перфорированных обдувочных трубок в газоходах, в которые подается перегретый пар или сжатый воздух. Разрушение золовых отложений осуществляется за счет динамического, абразивного и термического действия движущейся с большой скоростью струи пара или воздуха.

При решении вопроса об остановах энергоблоков следует также учитывать обусловленное этим снижение их надежности работы. Зарубежный опыт эксплуатации паротурбинных энергоблоков с ежесуточными остановами показывает, что имеется примерно линейная зависимость числа повреждений арматуры от числа пусков. Так, при 544 и 456 пусках двух энергоблоков мощностью по 160 МВт имелось соответственно 515 и 411 повреждений арматуры, а при 315 и 123 пусках двух турбоагрегатов мощностью по 275 МВт — соответственно 262 и 183 повреждений.

В настоящее время на целом ряде энергоблоков мощностью 300 МВт в систему регенеративного подогрева низкого давления включены подогреватели смешивающего типа. При установке нескольких подогревателей смешивающего типа эффективно может применяться безнасосная схема гравитационного типа, в которой подогреватели располагаются на различных уровнях (отметках).

Достижение поставленных целей существенно зависит от соответствующих научно-технических разработок в части горно-транспортного и энергетического оборудования, сооружения линий электропередач переменного и постоянного тока, технологий по переработке угля. Существующее состояние свидетельствует об отсутствии в настоящее время достаточно надежных испытаний предлагаемых технических решений: котлоагрегатов, опытно-промышленных установок по переработке КАУ, конвейерных линий для подачи угля с разрезов на КЭС, роторных погрузочных машин, складирования и хранения отходов КЭС и т. п. Вместе с тем расчеты показывают, что на конец периода необходимо иметь в работе 19—20 энергоблоков мощностью 800 МВт, 20—25 роторных комплексов типа ЭРШРД-5250 (вскрышные и добычные).

Так, в США за 3 года удельный вес энергоблоков мощностью 500 МВт в общем их производстве увеличился с 80% (1972 г.) до 87% (1975 г.). В 1975 г. единичная мощность одновального турбоагрегата была доведена до 900 МВт и котельного агрегата до 4400 т пара в час. Ряд фирм капиталистических стран — «Броун Бовери», «Вестингауз», «Джии», «Альстом» — разрабатывают проекты энергетических блоков мощностью свыше 1300 МВт.

(1970—1975 гг.) показана в табл. 2-11, из данных которой видно, что 13 из 23 теплоэлектростанций имеют удельные расходы топлива, равные или ниже расчетных заданий. Некоторые электростанции: Запорожская, Ириклинская, Костромская, Углегорская — значительно снизили против установленных заданий удельные расходы топлива. Средне-Уральская и Костромская, имея удельные расходы топлива по 324 г/(кВт-ч), вплотную приблизились к проектным показателям для энергоблоков мощностью 300 МВт.