2015-05-18
687
Новые технологии на базе современных газотурбинных установок, в сравнении с ПСУ, позволяют в несколько раз увеличить долю комбинированной выработки электрической энергии на существующем тепловом потреблении (до 1400-1500 кВтч/Гкал против 200-560 кВтч/Гкал) при КИТ=82-87%. Поэтому при новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции ТЭС, использующих в качестве топлива газ, рекомендуется применять только парогазовые и газотурбинные технологии с утилизацией тепла. Использование паросиловых технологий для этих целей нецелесообразно.
Необходимо максимально использовать имеющееся и перспективное теплопотребление для того, чтобы свести к минимуму выработку электроэнергии на ТЭЦ на конденсационном режиме.
Энергоустановки ТЭС, работающие при начальном давлении пара 8,8 МПа и менее, после выработки своего эффективного ресурса должны выводиться из эксплуатации.
Основным оборудованием на российских угольных ГРЭС, в соответствии с Инвестиционной программой ОАО РАО «ЕЭС России», будут блоки мощностью от 225 до 800 МВт. При разработке их в тесной взаимосвязи решаются две важнейшие задачи: повышение экономичности и снижение
|
|
|
вредных выбросов.
В процессе технического перевооружения угольных блоков 300–800 МВт возможно значительное повышение их экономичности с помощью мероприятий в двух направлениях. К первому их них относятся мероприятия по повышению эффективности тепловой схемы и оборудования. Совершенствование схемы турбоустановки и ее оборудования может дать снижение удельного расхода тепла δвэ=1–3%, паровой турбины δвэ=3–5 %, вспомогательного оборудования δвэ=2,5–3 %, повышение экономичности котельной установки (δвэ=3–5 %). В сумме только с помощью этих мероприятий можно увеличить экономичность угольных энергоблоков на 10–12 %, а их КПД на 4,5–6,7 %, т.е. до 42–44%.
Вторым направлением повышения экономичности традиционных паровых энергоблоков является рост параметров пара: давления пара с 24–25 до 28–30 МПа и температуры его перегрева с 540 до 580–650 °С, что дает снижение расхода топлива на 4–7%.
После 2020 г. планируется освоение новой сверхкритической ступени начальных параметров пара – 30–35 МПа и 700–720 ºС. Расчетный срок службы металла новых энергоблоков целесообразно принимать не менее 200 тыс. ч. Уже сейчас при реконструкции энергоблоков мощностью 300 МВт с заменой исчерпавших ресурс высокотемпературных узлов целесообразно повышать температуру перегрева пара до 565 °С, на которую эти энергоблоки в свое время проектировались.
При техническом перевооружении, реконструкции и новом строительстве ТЭС следует принимать следующие типы электротехнического оборудования:
|
|
|
- турбогенераторы мощностью до 200-300 МВт с воздушным охлаждением серии ТФ и ТЗФ; мощностью от 300 до 800 МВт с водяным охлаждением серии ТЗВ;
- для повышения маневренности и надежности эксплуатации рекомендуется оснащать паровые турбины К-140 энергоблоков 400 МВт и К-300 энергоблоков 800 МВт в составе ПГУ асинхронизированными турбогенератоорами с воздушным охлаждением;
- предусматривать, как правило, установку частотно-регулируемых электроприводов для топливных насосов, дожимного компрессора и циркуляционных насосов ГТУ;
- элегазовые генераторные выключатели;
- силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения, необходимой динамической стойкости, низкими потерями х.х. и к.з. за счет применения стали высших марок, оснащенные современными надежными вводами с твердой изоляцией, устройствами регуляторов РПН повышенной надежности, не требующие подпрессовки обмоток, оснащенные устройствами диагностики, с увеличенным сроком работы до капитального ремонта до 20 лет;
- для основных механизмов собственных нужд (питательные и сетевые насосы, дымососы и дутьевые вентиляторы, циркуляционные насосы) энергоблоков применять регулируемый электрический привод, либо привод с использованием гидромуфт.
