Введение
Обозначения 13
Глава 1. Анализ газотурбинных технологий в современной теплоэнергетике 14
1.1. Увеличение единичной мощности утилизационных ПГУ путём
увеличения мощности ГТУ 15
1.2. Увеличение единичной мощности ПГУ за счёт перехода к гибридным ПГУ с дополнительным энергетическим котлом 19
Глава 2. Расчёт тепловой схемы ПГУ-515 с одним генератором и дополнительным энергетическим котлом 22
2.1. Анализ возможных схем с паротурбинным приводом компрессора 22
2.2. Расчёт тепловой схемы 24
2.3. Разработка противопомпажного гасителя неравномерности
поля скоростей при входе в компрессор ПГУ 30
Глава 3. Паропаровой цикл с третьим высокотемпературным перегревом пара. Основной блок новой энергоустановки с паровой турбиной К-800-240 ЛМЗ 38
3.1. Разработка альтернативного принципиально нового паротурбинного энергоблока с третьим высокотемпературным перегревом пара 38
3.2. Блок К-800-240 ЛМЗ в качестве основного блока для новой
энергетической установки с третьим высокотемпературным перегревом пара 41
3.2.1. Расчёт тепловой схемы паровой турбины К-800-240 с третьим высокотемпературным перегревом пара 41
3.2.1.1. Расчёт подогревателей 45
3.2.1.2. Технико-экономические показатели 48
3.2.2. Описание конструкции паровой турбины основного блока
К-800-240 49
Глава 4. Присоединенный паротурбинный блок, рассчитанный на суперсверхкритические параметры пара, для энергетической установки с третьим высокотемпературным перегревом пара 55
4.1. Расчёт тепловой схемы присоединенного блока 55
4.1.1. Расчёт подогревателей 59
4.1.2. Технико-экономические показатели 62
4.2. Тепловой и аэродинамический расчёт проточной части паровой турбины присоединенного блока 64
4.2.1. Цилиндр высокого давления 64
4.2.2. Цилиндр среднего давления 70
4.2.3. Цилиндр низкого давления 77
4.2.З.1. Расчёт последней ступени ЦНД по пяти сечениям 84
Глава 5. Технико-экономическое обоснование эффективности разработанного энергетического блока 95
Глава 6. Основное оборудование, необходимое для создания энергетической установки с третьим перегревом пара, и его конструктивные особенности 100
6.1. Паровая турбина К-250-300, её конструкция и примененные
технические решения 100
6.1.1. Система парораспределения паровой турбины присоединенного блока 104
6.1.2. Равномерное распределение пара по высоте соплового аппарата последней ступени турбины 110
6.2. Водородный пароперегреватель 114
Основные выводы и результаты 115
Список использованной литературы
В России свыше 60% оборудования электростанций работают за пределом расчётного времени эксплуатации с КПД на уровне 36-38% и в скором времени неизбежно возникнет дефицит электроэнергии, покрыть который на основе старых технологий даже теоретически окажется невозможно
В этих условиях разработка новых технологических решений приобретает уже стратегическую актуальность.
В работе предлагается рассмотреть как повышение мощности парогазовых установок, так и повышение мощности паротурбинных установок на базе парогазовых технологий.
Однако, главным приоритетом здесь безусловно является переход к высокотемпературным паротурбинным циклам, которые интенсивно реализуются при строительстве новых энергетических блоков в мире.
Фирмы Siemens, Skoda и GE уже ввели в эксплуатацию паротурбинные блоки с начальными параметрами пара, равными по давлению po=30 МПа и по температуре to=650°C.
На этом фоне наши достижения оказываются значительно скромнее даже при оптимистической оценке. В настоящее время в России расчётная температура свежего пара не превышает 580°C, хотя в 60-х годах прошлого века впервые в мире была выпущена высокотемпературная турбина Р-100-300 с начальной температурой to=650°C, которая находилась в эксплуатации 15 лет.
В этих условиях только на основе новых технологических решений, не имеющих аналогов в мировом турбиностроении, можно вновь оказаться в лидерах современной теплотехники.
Поэтому в данном исследовании представлен один из вариантов паротурбинного цикла, с помощью которого в будущем будет возможным покрыть неизбежный дефицит электроэнергии, а также разработанная конструкция паровой турбины присоединенного блока.
1. Проведенный анализ способов достижения предельных мощностей стандартных ПГУ при переходе к начальным температурам газа перед газовой турбиной до 1700°С показал, что даже в этом случае мощность ПГУ не превышает 850-870 МВт, и реальным способом дальнейшего увеличения единичных мощностей является переход к двухпоточным компрессорам и турбинам.
2. Выполненные расчётные исследования тепловых схем ПГУ с дополнительным энергетическим котлом и переходом к частичному или полному паротурбинному приводу компрессора показали целесообразность такого решения при переходе к парогазовым технологиям на ТЭС с использованием как котельного, так и турбинного оборудования станций.
3. Для повышения надежности работы компрессора в составе ПГУ предложен исследованный на основе математического моделирования и вписанный в конструкцию компрессора новый высокоэффективный гаситель неравномерности поля скоростей воздуха, подводимого к первой ступени компрессора.
4. Рассмотрен промежуточный вариант перехода к использованию парогазовых технологий в паротурбинных циклах путем высокотемппературного водородного перегрева пара, покидающего ЦСД действующих мощных паротурбинных блоков, с последующим использованием этой добавочной теплоты в присоединенном высокотемпературном блоке и отводом греющего пара после паропарового теплообменника в ЦНД основной турбины.
Подобное решение позволяет на 2-4% увеличить КПД указанной паротурбинной установки и поднять ее мощность на 30%
5. Выполненные тепловой и аэродинамический расчёты паровой турбины присоединенного блока и последующая конструктивная ее разработка с учётом таких новых решений, как система полудроссельного парораспределения с новыми стопорно-регулирующими клапанами, использование в последних ступенях сопловых аппаратов с предвключенным распределителем пара по высоте лопаток соплового аппарата, позволили создать высокоэкономичную турбину, а переход к высоким начальным параметрам пара
увеличил КПД присоединенного блока до 49,4%
