Паротурбинными установками

1. Увеличение единичной мощности блоков АЭС. Так, мощность канальных реакторов увеличилась с 5 МВт на Первой АЭС до 1000 МВт на Ленинградской, Курской, Чернобыльской АЭС, блоки мощностью 1500 МВт строятся на Игналинской АЭС. Увеличивается мощность и ВВЭР, и реакторов на быстрых нейтронах. Вместе с ростом мощности блока увеличивается единичная мощность входящего в него оборудования — парогенераторов в двухконтурных установках, паротурбинных установок (мощность паровых турбин на АЭС составляет 500 и 1000 МВт), насосного оборудования и т. д.

2-19. Капелович Б. Э. Эксплуатация паротурбинных установок.— М.: Энергия, 1975.

На 1.3 приводятся рабочие процессы пара в гурбине для паротурбинных установок, схемы которых приведены на 1.1 и 1.2. В нашей стране паротурбинные установки конденсационного типа на органическом топливе работают по циклу безпромежуточного перегрева (см. 1.1) при начальных давлениях пара р0 до 8,ё МПа и температуре перегретого пара на входе в турбину t0 до 535 °С; то циклу с промежуточным перегревом начальные давления принимаются 12,7 и 23,5 МПа, a t0 = 540 -5- 560 °С. В таких условиях при применяемых обычно значениях конечного давления рк - 0,0035 -г 0,0045 МШ влажность пара на

При работе на насыщенном паре ( 1.4, а и б] в проточной части турбины пар быстро увлажняется. Возрастание влажности приводит к увеличению интенсивности эрозийного износа элгментов проточной части. Чтобы избежать этого, поток пара перед поступлением в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины, пропускается через сепаратор, в котором влажность его понижается до значений, не превосходящих 0,5%. На крупных современных блоках после сепаратора пар перегревается до температуры Гп п, близкой к начальной температуре t0 (при некоторых схемах организации промежуточного перегрева tn « t0). На 1.6 приведены рабочие процессы пара в турбиье в h, s-диаграмме при работе по циклу с сепарацией пара ( 1.6, a) i по циклу с сепарацией и промежуточным перегревом ( 1.6,6) (схемы паротурбинных установок, работающих по таким циклам, рассматриваются в гл. 3

и 7). Рабочий процесс пара в турбине для паротурбинных установок, работающих по трехконтурной схеме, показанной на 1.4, в, не отличается от процесса, изображенного на 1.3, б, для электростанции на органическом топливе, работающей по циклу с промежуточным перегревом пара.

Для паротурбинных установок с промежуточном перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

3.3. НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ДАВЛЕНИЕ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК НА НАСЫЩЕННОМ ПАРЕ

3.11. Схемы паротурбинных установок насыщенного пара с одноступенчатым (а) и двухступенчатым (б) паровым промежуточным перегревом:

На отечественных ТЭС мощность паротурбинных установок, работающих при начальном давлении р„ до 12,7 МПа, составляет 200-215 МВт, а расход энергии на привод - 2% энергии, вырабатываемой при номинальной мощности блока. Поэтому здесь применяются питательные установки с электроприводом. На конденсационных блоках 300, 500, 800 и 1200 МВт, так же как на теплофикационном блоке мощностью 250 МВт (работающем при р0 =23,5 МПа), используется турбопривод. Мощность турбогенераторов пвухконтурных АЭС с турбинами насыщенного пара доходит до 500 МВт, но давление пара перед турбиной не превышает 7 МПа, поэтому здесь в основном применяется электропривод. Однако в этих условиям находит также применение турбопривод. Так, на отечественных дву сконтурных станциях с реактором мощностью 1000 МВт и двумя турбинами мощностью 500 МВт устанавливаются два питательных насоса с турбоприводами. Турбопривод может найти применение на одноконтурных атомных

Начальные параметры паротурбинных установок ТЭЦ обычно такие же, как и на конденсационных станциях, однако электрическая мощность наиболее крупных установок здесь меньше, чем на КЭС, и общая мощность станции ниже.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК. БАЛАНСЫ ПАРА И ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ

60. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

Для удобства эксплуатации пристройки обычно соединяют с прежними паротурбинными установками электростанции паровыми и водяными линиями ( 3.21, а). При этом в качестве добавочной воды паровых котлов высокого давления можно использовать конденсат из линии низкого давления. Так как качество добавочной воды для котлов низкого давления может быть заметно ниже, чем для котлов высокого давления, то это дает определенную экономию.

На электростанциях с паротурбинными установками блочного типа, работающими на одном и том же топливе, для обеспечения минимальных расходов теплоты (топлива) распределение нагрузки между агрегатами следует проводить так, чтобы относительные прирост расхода теплоты (топлива) для каждого блока имели одни и те же зна -гения. На электростанциях неблочного типа необходимо сохранять равенство относительных приростов расхода теплоты для турбогенераторных установок (Го = const) и отдельно для паровых котлов (г„ t = const).

электростанции с паротурбинными установками ПГУ-200 и ПГУ-250. На парогазовой установке типа ПГУ-200 применены паровая турбина К-160-130, газовая турбина ГТ-35; на парогазовой установке типа ПГУ-250 - паровая турбина К-210-130, газовая турбина ПА5. При применении газовой турбины ГТ-35 температура газа перед ГТ составляет 770 °С, а газовой турбины ГТ-45 — 900 °С. Параметры пара перед паровыми турбинами в обоих случаях одни и те же и составляют 12,7 МПа, 540 (560) °С с промежуточным перегревом до той же температуры. Давление газов в топочной камере составляет 0,6—1,2 МПа. Отработавшие газы из ГТ направляются в экономайзеры ЭК\—ЭК$ и затем .направляются в дымовую трубу ДТ. В экономайзерах газы охлаждаются до 120-140 °С.

Показатели работы энергоблоков с паротурбинными установками и их элементов предназначены для оценки влияния надежности работы энергетических блоков на надежность работы электрических станций и энергосистем.

Показатели надежности элементов энергосистем и показатели работы энергоблоков с паротурбинными установками позволяют унифициро-вать банк исходных данных при расчетах и оценках надежности.

Для энергоблоков с паротурбинными установками и их элементов приведены следующие показатели надежности работы:

Показатели надежности работы энергоблоков с паротурбинными установками и их основного оборудования. В качестве показателей работы энергоблоков с паротурбинными установками и их оборудования (табл. 8.17, 8.18) приняты:

Таблица 8.17. Показатели надежности работы энергоблоков с паротурбинными установками

Таблица 8.18. Показатели надежности работы основного оборудования энергоблоке» с паротурбинными установками

Для основного оборудования энергоблоков с паротурбинными установками удельное число остановов и среднее время плановых простоев определяются условиями эксплуатации оборудования в конкретных энергосистемах, 82*