Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции (КЭС) представляют собой тепловые электростанции, работающие на органическом топливе – угле, газе, мазуте, торфе сланцах и вырабатывающие электроэнергии в качестве основной продукции. Действующие КЭС, как правило, сооружены по блочной схеме, в которой энергоблок включает котел, турбину и генератор, с установкой 4-6 блоков, работающих независимо друг от друга.

Технические характеристики конденсационных энергоблоков, работающих на КЭС и произведенных в России, представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Тип блока	Единичная мощность, МВт	Параметры пара на входе в турбину	Удельный расход топлива при номиналь-ной нагрузке, г.у.т./кВтч *	Срок службы, лет
Давление, ата	Температура, град. Цельсия
К-1200
К-800
К-500
К-300
К-200
К-150
К-100					45-50

• В качестве расчетного условного топлива в России рассматривается топливо с калорийностью 7000 кал/кг
• При работе блоков на угле удельный расход условного топлива калорийностью 7000 ккал/кг возрастает по сравнению с удельным расходом при работе на газе порядка 7%.
• постоянные эксплуатационные издержки включают амортизацию оплату труда основного производственного персонала с отчислениями на социальные нужды, затраты на материалы для эксплуатации энергообъектов и их текущий ремонт, цеховые (общепроизводственные и) и управленческие расходы.

Энергоблок К-1200, работающий на природном газе, является единственным и установлен на Костромской ГРЭС. Остальные блоки во всем диапазоне единичных мощностей выпускались для работы как на газомазутном топливе, так и на угле. Крупнейшими КЭС в России являются Сургутская ГРЭС – 2 на газе установленной мощностью 5600 МВт и Рефтинская ГРЭС на угле установленной мощностью 3800 МВт.

В настоящее время на вновь сооружаемых и реконструируемых конденсационных электростанциях могут устанавливаться энергоблоки зарубежного производства с единичными мощностями и параметрами, отличными от данных, приведенных в таблице 5.1.

Технический минимум нагрузки конденсационных блоков на газе составляет 35-40% от номинальной мощности блока и 60-75% на угле в зависимости от системы шлакоудаления (большая величина с жидким шлакоудалением).

Для блоков единичной мощностью 300 МВт и ниже допускается останов на выходные дни при ограничении общего числа остановов для целей регулирования суточных и недельных режимов работы ЭЭС. Для энергоблоков мощностью свыше 300 МВт остановы допускаются только на периоды ремонтов.

Нормативный срок службы для энергоблоков на параметры пара 240 ата составляет 25 лет, 130 ата – 35 лет, 90 ата – свыше 50 лет.

В настоящее время на КЭС, сооружаемых на газе, широкое распространение получила установка парогазовых установок (ПГУ), включающих, как показано на рис. 5.4., паровой конденсационный и газотурбинный энергоблоки. Повышение эффективности использования топлива в ПГУ достигается за счет направления отработавших в газовой турбине газов с температурой 300-450 град.С, в котел конденсационного блока для производства пара, направляемого в паровую турбину.

Показатели работы ПГУ иллюстрируются приведенной ниже таблицей 5.2. по данным [ 29] для блоков ПГУ, работающих на газе.

Таблица 5.2 Энергетические характеристики ПГУ

Указанная схема ПГУ со «сбросом» наряду с повышением коэффициента полезного действия установки до 70-80 % по сравнению с 45-50 % при раздельной работе паровой и газовой частей, обеспечивает высокую маневренность установки за счет возможности независимой работы парового и газотурбинного блоков в соответствии с условиями покрытия переменной части суточных графиков нагрузки и в недельном разрезе..

В качестве примера ПГУ-КЭС может быть указан блок ПГУ 800 на Киришской ГРЭС, включающий действующий блок К-300 и 2 газотурбинных блока мощностью по 280 МВт каждый.

Удельные капиталовложения на 1 кВт мощности по вновь вводимым КЭС на газе составляют порядка 900 – 1100 у.е. (1 у.е. = 30 руб) и по КЭС на угле 1600 – 1800 у.е. Удельные годовые постоянные издержки на 1 кВт мощности КЭС и ПГУ составляют порядка 9-10% от удельных капиталовложений.

конденсатор

насос

Паровая

турбина

Газовая турбина

Рис. 5.4. Схема парогазовой установки

Дата добавления: 2014-10-31