Конденсационных установок

В результате проведения такой политики АО-энерго максимально загружает мощности всех своих электростанций, в том числе и ТЭЦ. Полная загрузка ТЭЦ для выработки максимального -количества электроэнергии предполагает ее работу в значительной мере в конденсационном (самом неэкономичном) режиме, т.е. в режиме с удельным расходом топлива в 1,5 раза большем, чем на конденсационных электростанциях ФОРЭМ. Как следствие, за последние годы почти в 2 раза снизилась нагрузка самых экономичных электростанций, работающих на оптовом рынке. Все это привело к ухудшению экономических показателей отрасли в целом: возрос удельный расход топлива на производство электроэнергии, увеличились потери электроэнергии в электрических сетях и-т. д.

В нашей стране на конденсационных электростанциях, работающих на органическом топливе при давлениях до 8,8 МПа и температурах до 535 °С, промежуточный перегрев не применяется. Максимальная мощность турбоагрегатов на таких станциях достигает 100 МВт. По циклу без промежуточного перегрева на близких к этим значениям начальных параметрах работают также первые два блока Белояр-ской АЭС им. И. В. Курчатова. Мощность одного из них составляет 100 МВт,, другого 200 МВт. Однако в обоих случаях применены турбины мощностью 100 МВт, но на первой установке реактор работает в блоке с одним турбоагрегатом, на второй — с двумя.

щего в отбор при применении промежуточного перегрева, возрастает. Последнее приводит к уменьшению расхода пара н отборе Z>n и, следовательно, к увеличению потерь теплоты в конденсаторе. Кроме того, эффект от уменьшения влажности в части низке го давления (ЧНД) турбины в циклах с промежуточным перегревом при этом также ниже, так как: расход пара по конденсационному потоку DK резко понижается, а пар потока, направляемого тепловому потребителю, в промышленных отборах является перегретым, в тешюфи<ационных отборах влажность всегда заметно ниже, чем в ЧНД установок конденсационного типа. По этим причинам промежуточный перегре в на отечественных ТЭЦ применяется только на установках, работающих при закритиче-ских начальных параметрах и на одном типе установок при ро' = = 12,7 МПа (с теплофикационными турбинами мощностью 180 МВт). Закритические начальные параметры паротурбинн лх установок ТЭЦ принимаются такими же, как на конденсационных электростанциях. Проектная мощность теплофикационных блоков составляет 250 МВт. Для того чтобы определить целесообразность применения промежуточного перегрева на вновь проектируемых установках с турбинами с противодавлением или регулируемыми отборами, необходимо (после того как рп п опт выбрано) установить, насколько возрастает электрическая мощность агрегата при одних и тех же исходных данных (одинаковых давлениях пара на входе в турбину, выходе и:> нее, одних и тех же расходах теплоты бт п и пр.). По этому значению ,\N3 п п необходимо

На конденсационных электростанциях часто устанавливаются небольшие сетевые установки для покрытия тепловых нагрузок жилого поселка и самой электростанции. Тепловые нагрузки таких установок обьяно не превышают 200 ГДж/ч. Пар к сетевым подогревателям подводится от нерегулируемых отборов, поэтому тепловые режимы их существенно зависят от давления в отборах, а следовательно, от электрической мощности турбин.

Одноступенчатые испарительные установки применяются на конденсационных электростанциях, где потери пара л конденсата в нормальных условиях не превышают 3% общего расхода пара на турбину. При

В СССР строится ряд МОЩНЫХ Электростанций С КРУПНЫМИ ВЫ-сокоэкономичными агрегатами, На тепловых конденсационных электростанциях (КЭС) устанавливаются агрегаты мощностью 200, 300, 500, 800 МВт; на Костромской ГРЭС намечено установить головной агрегат мощностью 1200 МВт. На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) устанавливаются агрегаты мощностью по 100, 135 и 250 МВт.

Строится ряд мощных электростанций с крупными высокоэкономичными агрегатами. На тепловых конденсационных электростанциях (КЭС) устанавливаются агрегаты мощностью 300, 500, 800 МВт; на Костромской ГРЭС установлен головной агрегат мощностью 1200 МВт. На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) устанавливаются агрегаты мощностью 100, 135 и 250 МВт, на гидроэлектростанциях ,(ГЭС) -- 100, 200, 500, 640 МВт.

В связи с тем что конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ, как правило, производится с большим удельным расходом топлива, чем на конденсационных электростанциях, она допускается только в те периоды, когда мощность конденсационных блоков оказывается недостаточной. Таким образом, график электрической выработки теплофикационных блоков оказывается зависимым от структуры энергосистемы, мощности и экономичности ее конденсационных станций и наличия пиковых энергоустановок.

Удельные капиталовложения в строительство тепловых электростанций (руб/кВт) в центральных районах страны, как правило, значительно ниже капиталовложений в гидроэлектростанции и составляют по современному уровню примерно 120— 150 руб/кВт на конденсационных электростанциях и 160— 190 руб/кВт на теплоэлектроцентралях.

В текущей пятилетке будет сделан значительный поворот к вводу в действие на конденсационных электростанциях энергетических блоков мощностью 500—800 МВт. Эксплуатация энергоблоков 500 МВт на Назаровской и Троицкой ГРЭС и энергоблоков по 800 МВт Славянской, Углегорской и Запорожской ГРЭС дали возможность оценить их эксплуатационные характеристики.

блоков, вводимая на тепловых (конденсационных) электростанциях Минэнерго СССР, увеличилась с 154 до 239 МВт (1976 г.) и максимальная единичная мощность турбоагрегата после ввода энергоблоков по 800 МВт на Славянской ГРЭС .увеличилась за этот период в 4 раза.

Поэтому в дальнейшем на АЭС будут сооружаться оборотные системы охлаждения с использованием градирен и прудов-охладителей, хотя такие системы в 1,6—2,3 раза дороже прямоточных и имеют большую потерю воды на испарение. Достоинством градирен является относительно небольшая занимаемая ими площадь, в то время как для создания оборотных систем охлаждения с водоемами для АЭС мощностью 2 млн. кВт необходимо использовать до 18—20 км2 ценных пойменных земель. Применение воздушно-конденсационных установок, не имеющих сброса охлаждающей воды, не находит пока распространения из-за высоких капитальных затрат.

На 1.1 представлены типичные тепловые схемы конденсационных установок на органическом топливе. По схеме 1.1, а подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева ^пер; по схеме 1.1, б наряду с передачей теплоты при этих условиях теплота подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давления (ЧВД) турбины.

1.1. Типичные тепловые схемы паротурбинных конденсационных установок на органическом топливе без промежуточного перегрева пара (в) и с промежуточным перегревом (б)

1.3. Рабочий процесс пара в и, х-диаграмме для конденсационных установок на перегретом паре без промежуточного перегрева (а) и с промежуточным перегревом (б):

Для конденсационных установок без промзжуточного перегрева удельный расход теплоты, кДж/ (кВт • ч),

Для конденсационных установок эта зависимость имев': вид

Для маловодных и безводных регионов, а в ряде случаев и для других регионов может оказаться целесообразным применение воздушно-конденсационных установок Геллера ( 13.6). Такая установка включает в себя конденсатор смешивающего типа, циркуляционный насос и радиаторно-охладительную башню (РОБ).

Основной недостаток воздушно-конденсационных установок и гра^ дирен - ограниченньш диапазон температур нару:кного воздуха, в котором они устойчиво работают. При повышенных температурах наружного воздуха (более 30 °С) происходит значительное снижение мощности электростанции, а при низких температурах (менее —20 °С) необходимы специальные мероприятия по предотвращению обледенения градирен и замерзанию воды в радиаторах ВКУ.

1 - основной защитный бокс реакторного отделения; 2 - помещение конденсационных установок; 3 ~ камеры сбора конденсата; 4 - соединительный канал

Полагая в первом приближении qm = const (что практически всегда справедливо для конденсационных установок), получаем

При рассмотрении чисто конденсационных установок в выражении (5.16) значение Qi-од принимается равным нулю. Учет составляющей Зр при оптимизации параметров Существенно влияет только в тех случаях, когда зависимость коэффициента готовности от искомого параметра значительна.