Проблемы и перспективы создания российских паротурбинных энергоблоков нового поколения

Стратегическим направлением развития теплоэнергетики, работающей на твердом топливе, является создание паротурбинных энергоблоков нового поколения на ССКП пара. Повышение параметров пара требует разрешения ряда принципиальных, в первую очередь, научных и технологических проблем.

Главной проблемой является обеспечение ресурса в 200—250 тыс. ч таких элементов энергоблока, как высокотемпературные роторы турбины, пароперегреватели и коллекторы пароперегревателей котлов, паропроводы и корпуса арматуры, установленной на них.

Создание котлов .

Создание котлов на ССКП не является чем-то новым для российского энергомашиностроения. Еще в 1949 г. в нашей стране впервые в мире была введена в строй промышленная установка паронроизводительностью 12 т/ч на давление и температуру перегретого пара соответственно 30 МПа и 600 °С с последующем переходом на температуру перегрева 650 °С.

В середине 50—60-х годов XX в. в мире уже насчитывалось несколько действующих промышленных и полупромышленных установок на начальное давление 24,7—36 МПа и температуру основного и промежуточного перегрева пара соответственно 565—649, 530—593 °С. Однако тогда широкого внедрения ССКП в практику не получилось из-за высокой стоимости оборудования, невысокой надежности, низких маневренных характеристик, сильной конкуренции со стороны атомной энергетики и др.

К концу 80-х годов ситуация начала изменяться. Были достигнуты заметные успехи в разработке материалов, обладающих хорошими пластическими свойствами и прочностными характеристиками. Высокие маневренные характеристики котлов были обеспечены за счет режимных и конструктивных мер.

Энергоблоки на пониженных нагрузках стали работать в режиме скользящего давления. Переход на скользящее давление обеспечил увеличение экономичности при пусках-остановах и способствовал повышению надежной работы металла поверхностей нагрева. Переход на скользящие параметры позволил уменьшить расход топлива на 1—2 %.

Режим скользящего давления сопряжен с появлением на пониженных нагрузках в экранах топки двухфазной среды. Поэтому для уменьшения тепловых разверок за рубежом во всех котлах отказались от применения меандровых и подъемно-горизонтальных конструкций экранов нижней радиационной части, а также от вертикальных многоходовых экранов с обогревом среды на подъемных участках в пользу подъемно-ленточной навивки. Экраны топок прямоточных котлов стали выполняться независимо от вида сжигаемого топлива из двух частей — нижней (спиральноленточная навивка) и верхней (вертикальные экраны с обогревом среды на подъемных участках) радиационных частей. Температура среды на 314

выходе из таких экранов на номинальной нагрузке находится в диапазоне 420—440 °С.

Важным этапом явился предложенный в последние годы фирмой Mitsubishi новый поход к проектированию котлов на ССКП, в основе которого лежит ряд мер, направленные на дальнейшее расширение диапазона маневренных характеристик и повышение надежности. Речь идет об использовании вместо спиральной навивки труб нижней радиационной части одноходовой конструкции цельносварных экранов, выполняемых из труб с внутренним оребрением (рис. 13.5), с ограничением тепловоснри- ятия экранов. Такая конструкция уменьшает стоимость изготовления когла и даег определенные эксплуатационные преимущества. Применение труб с внутренним оребрением позволяет избежать режима ухудшенного теплообмена вплоть до самых низких нагрузок.

Повышение экономичности энергоблоков ССКП однозначно снижает при их практической реализации тепловое загрязнение окружающей среды и уменьшает выбросы вредных веществ, в том числе СО„ в атмосферу На рис. 13.6 представлены сравнительные зависимости эмиссии С02 для различных энергоблоков, а на рис. 13.7 — эмиссии S02 и NOv для пылеугольных котлов на разные параметры пара. При внедрении технологии ССКП совместно с установками азото- и сероочистки происходит снижение выбросов S02 (с 1,38 до 0,04 г/МДж) и NOv (с 0,22 до 0,026 г/МДж). В частности, на ТЭС «Кавагое» содержание NOv в уходящих газах было снижено до 10 ppm.

Сопоставление показателей блоков ССКП и энергоблоков, реализующих другие технологии, приведено в табл. 13.1. В качестве объектов анализа рассматривались пылеугольный блок ССКП ТЭС «Конвой», ПТУ с внутрицикловой газификацией угля (ПГУ-ВГУ) ТЭС «Борсель» с ГТУ типа 9F фирмы General Electric и ПТУ с циркулирующим кипящим слоем (по технологии «Лурги») с ГТУ типа V84.3 фирмы Siemens и паротурбинной частью на ССКП.

Труба с внутренним оребрением

Рис. 13.5. Труба с внутренним оребрением

Зависимости эмиссии С0 от КПД нетто энергоблока (по высшей теплоте сгорания) для различных видов энергоблоков и топлива

Рис. 13.6. Зависимости эмиссии С02 от КПД нетто энергоблока (по высшей теплоте сгорания) для различных видов энергоблоков и топлива:

I — уголь; II — мазут; III — сжиженный природный газ; • — в коммерческой эксплуатации;

0 — создаваемые; Л — перспективные; 3 — энергоблоки на ССКП; 4 — парогазовые утилизационного типа; 5 — ПГУ с интегрированной газификацией угля

Эмиссия S0 (a) NO (б) энергоблоков США, работающих на каменном угле (но данным Научно-исследовательского электроэнергетического института, США)

Рис. 13.7. Эмиссия S02 (a) NOv (б) энергоблоков США, работающих на каменном угле (но данным Научно-исследовательского электроэнергетического института, США):

1 — на параметры 16,6 МПа и 538/538 °С (70-е годы); 2 - усовершенствованные энергоблоки на те же параметры (1992 г.); 3 — на параметры 31 МПа и 593/593/593 °С; 4 — норматив 1992 г.; 5 — новый норматив

Таблица 13.1

Сравнение показателен энергоблоков с различными технологиями выработки электроэнергии

Показатель

Технология

ССКП

ПГУ-ВГУ

ПГУ-ЦКС

Мощность нетто, МВт

385

417

460

Начальная температура, °С

1260

870

Параметры пара, МПа/°С:

свежего

29,0/582

12,5/510

29,0/580

первого промперегрева

8,0/580

2,9/510

9,4/580

второго промперегрева

2,3/580

2,9/580

Температура, °С:

питательной воды

298

133

315

уходящих газов

105

80

105

Расход на собственные нужды, МВт

30

65

22

КПД нетто, %

47,0

47,3

48,0

Стоимость электроэнергии, %

100

120—125

107

Капитальные вложения, %

100

160—170

145

Эксплуатационные издержки при работе блока 5500 ч/год, %

100

105

111

Выбросы в атмосферу, менее:

1ЧОг, мг/МДж

70

22

70

80г, мг/МДж

70

62

70

твердых частиц, мг/м3

25

1

5

По экономичности и эксплуатационным затратам все три варианта имеют близкие показатели. Однако капитальные затраты на их внедрение существенно различаются. Для ПГУ-ЦКС и ПГУ-ВГУ они примерно в 1,5 раза выше, чем для блока ССКП. Наибольшая стоимость производимой электроэнергии имеет место при реализации технологии ПГУ ВГУ. Наименьшая стоимость при значениях коэффициента использования мощности 0,55—0,65 относится к ПГУ с угольной паротурбинной частью ССКП (по параллельной схеме) с одним промперегревом и предвключен- ной ГТУ на природном газе.

Если учесть, что в настоящее время Россия не имеет собственных высокотемпературных ГТУ, то практическое внедрение технологии ССКП на базе длительного и широкомасштабного опыта эксплуатации котлов СКД, а также установки СКР-100 при использовании твердого топлива является более предпочтительным. В пользу ССКП свидетельствует и сопоставление маневренных характеристик энергоблоков с упомянутыми технологиями (рис. 13.8).

Оценки относительно изменения КПД нетто энергоблоков от их нагрузки

Рис. 13.8. Оценки относительно изменения КПД нетто энергоблоков от их нагрузки:

/ — блок ССКП; 2 — ПГУ-КС; 3 — ПГУ-ВГУ

О возможности успешного внедрения блоков ССКП на параметры пара Рпе = 29-г29,5 МПа с температурой перегрева 580/600 и 605/603 °С свидетельствуют блоки 1000 МВт, разработанные фирмой Alstom для ТЭС «Нидерауссем» и «Вай Гоа КиаО» (рис. 13.9 и 13.10, см. цветную вклейку) для сжигания соответственно бурых и каменных углей в режиме твердого шлакоудаления.

Общим для котлов является применение башенной компоновки, обеспечивающей по сравнения с другими типами компоновок не только снижение металлоемкости, но и выигрыш по занимаемому объему и требуемой площади размещения при практически одинаковой массе фундамента (табл. 13.2).

Котлы оборудованы системами пылеприготовления с прямым вдуванием, газовой сушкой и размолом топлива в мельницах-вентиляторах (бурые угли) и воздушной сушкой и размолом в среднеходных мельницах (каменные угли). Компоновка горелок — тангенциальная с реализацией трехступенчатой схемы сжигания.

Экраны газоплотные. Конструкция котла — подвесная. По высоте экраны делятся на две радиационные части — нижнюю и верхнюю. Нижняя радиационная часть выполнена из труб с ленточной навивкой при наличии внутреннего оребрения.

Расположение поверхностей нагрева в газоходах традиционно для котлов башенной компоновки. Поверхности высокого и низкого давлений чередуются по ходу газов с обеспечением максимально возможных тем-

Таблица 13.2

Сравнительные габариты объемов блока 600 МВт когла ССКП

Показатель

Вариант компоновки

башенная

П-образная

горизонтальная

Занимаемый объем, %

100

118,7

126

Требуемая площадь, %

100

140

154

пературных напоров и температур металла стенок труб на уровне допускаемых значений.

Подогрев воздуха осуществляется в выносных регенеративных воздухоподогревателях (РВП).

При сжигании бурого угля с коэффициентом избытка воздуха ат = 1,15 и температуре уходящих газов 100 °С КПД котла составляет 94,4 %. Низкая температура уходящих газов обеспечивается путем установки в газовом тракте водовоздушного и газового подогревателей байпасов ПВД и ПНД.

КПД блока составляет 43 %.

Высокие экологические показатели (N0^. < 200 мг/м3, СО < 250 мг/м3) обеспечиваются за счет как внутритопочных мероприятий, так и использования электрофильтров (концентрация золы на выходе из электрофильтров ц = 45 мг/м3) и системы десульфуризации.

Эксплуатация котла не выявила проблем со шлакованием и надежностью металла.

В настоящее время, учитывая положительный опыт работы блока на буром угле, разрабатываются блоки 1100 МВт с давлением 29 МПа и температурой перегрева 600/605 °С для ТЭС «Нейрат».

Параллельно по программе АО-7()() идет работа над пылеугольным блоком 400 МВт с рпе = 35 МПа и /0//п,вт =

= 702/702 °С при температуре питательной воды 330 °С (рис. 13.11). Проблемными вопросами, на которые указывают разработчики, являются: выбор материала для экранов, пароперегревателей и коллекторов; ограничения в тепловосприятии экономайзера; низкие температуры газов за промежуточным

Рис. 13.11. Проект котла по программе AD-700 (Alstom):

1 — стены (экраны); 2 — выходная ступень пароперегревателя ССКП; 3 — выходная ступень промежуточного пароперегревателя; 4 — пароперегреватель ССКП; 5 — холодная часть промежуточного пароперегревателя; 6 — экономайзер; 7 — подвесные трубы; 8 — горелки пароперегревателем, увязка температур газов на выходе из экранов с температурой их на выходе из топки.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >