На главную страницу

ХИМИЯ и ХИМИКИ № 4 (2008)

Использование суперсверхкритических параметров водяного пара — перспектива развития угольных электростанций Украины

О.Ю. Майстренко, О.Ф. Буляндра, С.М. Василенко

Рассмотрены состояние тепловой энергетики Украины, динамика потребления органического топлива и перспективы использования каменного угля с учетом высокоэффективных технологий его сжигания. Показано, что повышение КПД на современных тепловых электростанциях может быть достигнуто за счет использования суперсверхкритических параметров пара. Так, использование водяного пара с параметрами t₁= 700-720 °С и p₁= 300-320 бар приводит при двух промежуточных и десяти регенеративных отборах к повышению эффективного КПД до 54-58 %.

Энергетика Украины является мощной отраслью и несмотря на кризисные явления в экономике полностью обеспечивает функционирование хозяйственного комплекса и социальной сферы страны. Установленные генерирующие мощности на начало 2007 г. составляли 52,0 млн кВт, из них более 65 % размещено на тепловых электростанциях (ТЭС) и теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), в том числе 50 % на ТЭС, которые сжигают твердое топливо.

Большинство основного оборудования ТЭС превысило заводской гарантированный эксплуатационный ресурс. На начало 2007 г. 95,6 % энергоблоков отработало более 100 тыс. ч, а свыше 60 % находятся в эксплуатации более 200 тыс. ч, что превышает установленную в мировой практике границу физического износа. В 2005 г. оборудование ТЭС, которое проработало 30 и более лет, составляло приблизительно 80 %.

В структуре производства электроэнергии на ТЭС уголь играет основную роль. Динамика потребления органического топлива в производстве электрической энергии на электростанциях объединенной энергосистемы Украины в 1991-2006 гг. приведена в табл.1. За этот период общая потребность в энергоносителях уменьшилась в 2,3 раза, что объясняется спадом производства. Использование угля частично выросло, а природного газа (ГТГ) уменьшилось более чем в 3 раза. Что касается мазута, то он сегодня используется лишь для розжига котлоагрегатов из холодного состояния. Исходя из балансовых запасов твердого топлива в Украине, которых хватит на сотни лет, можно констатировать, что в структуре производства электроэнергии на ТЭС оно будет играть основную роль.

Согласно «Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года», предусматривается до 2010 г. увеличить годовую добычу угля

Таблица 1. Потребление органического топлива на ТЭС

Энергоноситель	1991 г.	1997 г.	2001 г.	2002 г.	2006 г.
Уголь, млн. т.	37,9	29,9	27,9	27,7	33,4
Уголь, млн. т. у.т.	22,7	18,0	18,1	19,7	23,7
Уголь, %	31,3	52,3	60,5	65,7	75,7
Мазут, млн. т.	11,0	1,3	0,2	0,3	0,07
Мазут, млн. т. у.т.	15,1	1,8	0,3	0,4	0,10
Мазут, %	20,8	5.2	1,0	1,3	0,3
ГТГ, млрд. м^З	30,2	12,8	10,1	8,7	6,7
ПГ, млн. т. у.т.	34,7	14,6	11,5	9,9	7,5
ПГ, %	47,9	42,5	38,5	33,0	24,0
Всего, млн. т у.т.	72,5	34,4	29,9	30,0	31,3

до 90,0 млн. т. Однако даже такое увеличение добычи способно лишь смягчить, а не полностью покрыть дефицит энергетического угля.

Действующие пылеугольные блоки не оснащены системами серо- и азотоочистки, из-за чего выбросы оксидов серы и азота с дымовыми газами во много раз превышают мировые нормативы. Актуальной задачей развития тепловой энергетики Украины является реконструкция энергогенерирующих мощностей с внедрением современных технологий сжигания твердого топлива.

Уже сегодня можно утверждать, что сроки реконструкции ТЭС Украины упущены, поэтому в скором будущем необходимо ожидать существенного снижения надежности оборудования и резкого роста расходов на его обновление, а также последующего снижения производительности и экономичности. Реабилитация и реконструкция ТЭС могут лишь продлить сроки эксплуатации действующих парогенераторов, частично улучшить экономические и экологические показатели.

Развитие твердотопливной энергетики требует использования на ТЭС и ТЭЦ высокоэффективных технологий сжигания угля. К ним относятся: современные методы сжигания твердого топлива в котлоагрегатах на суперкритических параметрах пара с системами серо- и азотоочистки; методы сжигания в циркулирующем кипящем слое (ЦКС); методы сжигания в кипящем слое под давлением (КСД) и циркулирующем кипящем слое под давлением (ЦКСД); методы газификации в потоке, в КСД и в ЦКСД для парогазовых установок (ПГУ) на твердом топливе. Среди рассмотренных методов наиболее перспективным в Украине на ближайшее время является внедрение факельных и ЦКС-котлоагрегатов, рассчитанных на сверхкритические и суперсверхкритические параметры пара с двухступенчатым промежуточным перегревом пара.

Факельные методы сжигания давно применяются и широко распространены в мировой практике. При этом используется отработанная техника, которая позволяет достаточно гибко эксплуатировать ее в зависимости от потребностей промышленности и обеспечить взвешенную структуру расходов на производство электроэнергии. Современные котлоагрегаты обеспечиваются установками для механической очистки от пыли, удаления оксидов серы и азота. Высокие удельные выбросы СО2 могут быть значительно сокращены за счет повышения КПД.

Для повышения КПД в Западной Европе, Китае и США новые ТЭС с факельным сжиганием угля строятся на параметры значительно выше сверхкритических (суперсверхкритические). Электрическая мощность современных энергоблоков, которые сжигают уголь, превышает 1000 МВт_эл, а КПД достигает 43-45 % [7]. В рамках программы «Thermie AD 700» исследуются возможности построения электростанций с паровыми турбинами на давление 375 бар и температуру пара t = 700 °С и выше. В таких электростанциях КПД должен превысить 50 %. Ожидается сокращение на 15 % удельного расхода топлива и выбросов в окружающую среду.

Повышение КПД установок достигается не только за счет применения суперсверхкритических параметров, но и за счет использовании многоступенчатого промежуточного перегрева пара, лучшего использования теплоты отходящих газов, меньших расходов энергии на собственные нужды и благодаря применению многоступенчатого предварительного подогрева питательной воды.

При создании таких котлоагрегатов большое внимание уделяется разработке новых материалов на никелевой основе для использования их в газовых турбинах. К таким материалам предъявляются требования выдерживать высокие температуры (до 750 °С) и давления (до 100 МПа) при сохранении прочности длительное время (до 100 тыс. ч). Эти задачи успешно решаются в странах Евросоюза].

При анализе целесообразности внедрения новых факельных и ЦКС-котлоагрегатов на суперкритические и суперсверхкритические параметры пара нужно учитывать, что их работа определяется эффективностью эксплуатации основных элементов: котлоагрегата и паровой турбины, а также эффективностью примененного термодинамического цикла:

ŋ_эф = ŋ_к.аŋ_iŋ_t

где ŋ_эф — эффективный КПД энергоблока; ŋ_к.а— КПД котлоагрегата; ŋ_i — относительный КПД паровой турбины; ŋ_t — термический КПД термодинамического цикла энергоблока.

КПД котлоагрегата зависит от вида топлива и при применении каменного угля в значительной степени определяется качеством приготовленной пыли. Выбор схемы приготовления пыли, сушильного агента и типа размольного оборудования осуществляется на основе экономичности и экологических требований с учетом физико-механических и теплофизических характеристик топлива. В современных факельных твердотопливных котлоагрегатах ŋ_к.а= 90-93 %.

Относительный КПД паровой турбины ŋ_i зависит от параметров водяного пара и его состояния. Существенно влияет на величину ŋ_i степень сухости водяного пара X. С уменьшением сухости пара растут силы трения между струями пара и между струями пара и поверхностями лопаток. Кроме того, появление капелек воды в паре приводит к быстрому износу (эрозии) поверхностей лопаток. Поэтому наиболее экономически целесообразной является степень сухости X = 0,93-0,96.

Для повышения сухости пара в последних ступенях проточной части турбины применяют промежуточный перегрев пара, который необходимо проводить так, чтобы не было большой разницы температур между дымовыми газами и водяным паром. Для повышения КПД турбины промежуточный перегрев необходимо организовывать так, чтобы среднеинтегральная температура подвода теплоты в цикле с промежуточным перегревом Т_пп была выше, чем в цикле с однократным перегревом.

При использовании сверхкритических давлений могут применяться два и больше промежуточных перегревов пара. Однако, применение промежуточного перегрева приводит к осложнению и удорожанию турбины на 10-12 %.

Оптимальную температуру пара Т_пп^опт, который отбирается на промежуточный перегрев, приближенно определяют по выражению Т_пп^опт = (1,02-1,04) Т₁. Давление пара перед промежуточным перегревом р_пп выбирают из соотношения р_пп = (0,2-0,3) р₁, где р₁ — давление на входе в паровую турбину.

В табл.2 представлен эффективный КПД энергоблока без промежуточного перегрева, при одном, двух и трех промежуточных отборах при начальных параметрах t₁ = 700 °С, р₁ = 300 бар и конечном давлении р₂ = 0,04 бар, определенный по формуле (1). Для этих случаев относительный КПД турбины находиться в границах ŋ_i = 0,86-0,90. Термический КПД идеального цикла может быть рассчитан по формуле:

ŋ_t = I_ц/q₁(q₁ – q₂)/q₁= 1- q₁/q₂ = 1-(h₂-h₃)/(h₁-h₃) (2)

где I_ц — удельная работа цикла, кДж/кг; q₁ и q₂ - удельные количества теплоты, соответственно подведенной от горячего и отведенной к холодному источникам, кДж/кг; h₁, h₂, h₃ — энтальпии пара соответственно при входе и выходе из паровой турбины и конденсата в конденсаторе в состоянии насыщения, кДж/кг.

Значения энтальпии в расчетах находились по h — s диаграмме водяного пара. Соответствующие расчеты для идеального цикла без промежуточного перегрева дают ŋ_t = 0,486, а эффективные КПД в зависимости от принятых значений ŋ_ка и ŋ_s равны ŋ_эф= 37,61-40,67 %.

При осуществлении промежуточного отбора при р_по ⁼ 0,2 p₁ = 0,2·300 = 60 бар термический КПД ŋ_t = 0,51. Тогда эффективные КПД энергоблока ŋ_эф = 39,57-42,79. То есть применение промежуточного отбора приводит к росту величины ŋ_эф приблизительно на 2 %. Объясняется это тем, что растет среднеинтегральная температура подвода теплота T₁ от 314 до 342 °С, а сам цикл смещается вправо и конечная степень сухости пара Х_к увеличивается от 0,76 до 0,87, то есть внутренний КПД турбины растет. При этом среднеинтегральная температура рассчитывалась по выражению:

Т = q₁/(s₂ - s₃) = (h₁ - h₃)/(s₁ - s₃), (3)

где S₁ - энтропия пара при входе в турбину; s₃ — энтропия конденсата при выходе из конденсатора.

Таблица 2. Эффективность работы энергоблоков

Показатель	ŋt	ŋэф
Без промежуточного перегрева	0,486	0,376-0,407
При промежуточных отборах: одном (р1^пв = 60 бар)	0,51	0,395-0,427
одном (р1^пв = 90 бар)	0,51	0,395-0,427
двух (р1^пв = 90 бар, р11^пв = 27 бар)	0,52	0,404-0,437
трех (р1^пв = 90 бар, р11^пв = 27 бар, р111^пв = 8 бар)	0,535	0,414-0,448
двух (р1^пв = 90 бар, р11^пв = 27 бар) и девяти регенеративных	0,654	0,504-0,542

Примечание. Начальные параметры пара перед турбиной: t₁ = 700 °С, р₁ = 300 бар.

Увеличение давления промежуточного отбора до р₁^по = 90 бар почти не влияет на изменение значений эффективного КПД энергоблока. При меньшем давлении промежуточного отбора цикл на h — s диаграмме смещается вправо, то есть необходимо ожидать некоторого повышения КПД турбины.

При осуществлении двух промежуточных отборов при p₁^по = 90 бар и р₁₁^пв = 27 бар эффективный КПД энергоблока достигает ŋ_эф = 40,44-44,67 %. То есть происходит последующее увеличение эффективности работы блока, но уже лишь на 1 % по сравнению с одним промежуточным отбором и на 3 % без перегрева. Среднеинтегральная температура подвода теплоты увеличивается до Т = 358 °С. Конечная степень сухости пара повышается до Х_к = 0,92, что улучшает условия работы турбины и повышает ее КПД.

Увеличение количества промежуточных отборов до трех при p₁¹¹⁰ = 90 бар, p₁₁¹¹⁰ = 27 бар и p₁₁₁^{110 =} 8 бар приводит к последующему увеличению значений эффективных КПД ŋ_эф = 41,40-44,78 %. Однако наличие трех промежуточных отборов значительно удорожает установку, поэтому необходимо исходить из экономической целесообразности введения третьего промежуточного перегрева.

Значительное повышение эффективности работы энергоблоков может быть достигнуто за счет передачи теплоты рабочему телу при более высокой температуре (при предварительном регенеративном подогреве конденсата).

Регенеративный цикл имеет более высокую среднеинтегральную (эквивалентнтную) температуру подвода теплоты Т₁ по сравнению с циклом без регенерации. Поэтому такой цикл имеет более высокий термический КПД. Оптимальной температурой Т_пв^опт подогрева питательной воды считается температура равная Т₁. Температура питательной воды Т_пв может быть повышена до температуры насыщения при давлении р₁. Однако при этом резко растут потери теплоты с уходящими газами.

Повышение экономичности работы энергоблока в регенеративном цикле будет пропорционально количеству теплоты, переданной питательной воде в системе регенерации. Это количество теплоты зависит от разности температур питательной воды и конденсата (t_пв - t_к). Регенерацию необходимо проводить так, чтобы осуществить равномерный нагрев воды. При этом точки отбора в турбине выбираются при условии обеспечения в каждом подогревателе повышения энтальпии (или, что равнозначно, температуры воды) на одну и ту же величину.

Регенеративный цикл энергоблока при двух промежуточных отборах и сунерсверхкритическнх параметрах: р₁ = 320 бар, t_пв = 720 °С, р₁^П0 = 330 °С, р₁₁^П0= 96 бар, р_и™ - 29 бар, ŋ_t = 69,4 %, ŋ_эф ⁼ 53,70-58,03 %.

Регенерация существенно влияет на эффективность работы первых ступеней цилиндра высокого давления. Увеличение расхода пара через него требует увеличения высоты лопаток и изменения их конструкций на современные, что приводит к повышению эффектртвности работы.

Кроме того, регенерация приводит к уменьшению потерь теплоты в конденсаторе q₂. Эти потери пропорциональны количеству отработанного пара. За счет регенерации количество пара, который поступает в конденсатор, может быть уменьшено более чем на 40 %. На такую же величину будут уменьшены потери с q₂.

Наличие регенеративных подогревателей увеличивает стоимость энергоблоков. Поэтому их количество определяют, исходя из экономической целесообразности. На практике их число на крупных станциях может достигать десяти.

Эффективный КПД энергоблока при начальных параметрах р₁ = 300 бар, t₁ = 700 °С, промежуточных отборах при р₁^П0 = 90 бар и р₁₁^П0 = 27 бар, оптимальной температуре питательной воды t_пв = 358 °С и ее регенеративном подогреве от 30 до 300 °С через каждые 30 °С, согласно предложенным методам расчета, составляет ŋ_эф = 50,66-54,16. При этом термический КПД растет до ŋ_t = 65,45 %. При увеличении начальной температуры до t₁ = 720 °С и том же значении р₁= 300 бар и девяти регенеративных отборах термический и эффективный коэффициенты почти не изменяются. При начальных параметрах t₁ = 720 С, p₁ = 320 бар и t_пв ⁼ 330 °С и десяти регенеративных отборах термический КПД цикла ŋ_t ⁼ 69,38 %, а эффективный коэффициент ŋ_эф = 53,70-58,03 %. Этот регенеративный цикл на h —s диаграмме приведен на рисунке.

Выводы

Приведенные расчеты свидетельствуют о том, что технология сжигания угля при атмосферном давлении еще не исчерпала себя и в будущем останется преимущественной при использовании угля в производстве электроэнергии на мощных электростанциях.

Приведенный пример с учетом сегодняшних условий эксплуатации оборудования на ТЭС и при существующих материалах является предельно возможным. Его реализация в ближайшем будущем возможна для энергоблоков мощностью 1000 МВт_эл и выше, но в каждом конкретном случае будет нуждаться в детальном технико-экономическом обосновании.

(журнал Экотехнологии и ресурсосбережение)