Главная   >>   Современная теплоэнергетика

Современная теплоэнергетика

10.3. Переход к суперсверхкритическим параметрам пара

История развития энергетики — это история повышения параметров пара. С начала 60-х годов XX в. в СССР начался быстрый переход от докритических параметров (13 МПа, 540 °С/540 °С) к сверхкритическим (СКД — 24 МПа, 540 °С /540 °С), и к концу 80-х годов энергетика СССР имела опыт освоения и использования энергоблоков СКД больший, чем какая-либо страна. Переход к энергоблокам СКД происходил в упорной борьбе мнений: и тогда, и даже сейчас имеются убежденные противники энергоблоков СКД, хотя опыт энергетики всего мира показал целесообразность их использования. В настоящее время мировая теплоэнергетика уже сделала реальные шаги к массовому переходу к энергоблокам супер-сверхкритических параметров (ССКП): 30 МПа, 600 °С, а затем 35 МПа, 650 °С. В зарубежной печати имеются сообщения о работе над энергоблоком на начальную температуру 720 °С. Как это принято в последних зарубежных публикациях, под ССКП будем понимать параметры, соответствующие давлению более 24 МПа и/или температуре более 565 °С.

Целесообразность постепенного перехода к энергоблокам ССКП в России в настоящее время обусловлено следующими обстоятельствами.

1. Повышение параметров пара — это один из наиболее эффективных способов повышения КПД ТЭС. Для условий России, где климатические условия позволяют иметь глубокий вакуум в конденсаторе, главными мерами являются повышение параметров пара и введение второго промперегрева. Необходимо также подчеркнуть, что повышение параметров дает эффект независимо от типа используемого топлива. Это подтверждает как опыт и намечаемые перспективы американской и датской энергетики, ставящей перед собой создание высокоэкономичных пылеугольных энергоблоков, так и Японии, где повышение параметров происходит и на энергоблоках, работающих на сжиженном газе.

2. Переход к ССКП дает значительный эффект не только в традиционных технологиях сжигания топлива, но и во всех комбинированных парогазовых технологиях с развитой паротурбинной частью: уже сейчас за рубежом ведутся работы по использованию в паротурбинной части утилизационных ПГУ пара СКД и ССКП, они с успехом могут использоваться в ПГУ со сбросом газов ГТУ в котел, с вытеснением паровой регенерации, с использованием газификации в кипящем слое под давлением и низкотемпературной ГТУ и т.д.

3. Повышение параметров пара и, как следствие, уменьшение тепловых выбросов — главный путь решения глобальной экологической проблемы потепления климата.

4. Повышение начальных параметров при традиционном способе сжигания — это наиболее простой и действенный способ вовлечения в энергетику наименее «благородного» топлива — твердого, запасов которого хватит на сотни лет. Нет сомнения в том, что твердое топливо будет в перспективе вытеснять жидкое и газообразное.

К сожалению, российская энергетика в части освоения ССКП существенным образом отстает от энергетики развитых стран. Если оставить в стороне кризисные явления в стране, которые не могут не затронуть энергетику, то повышение параметров сдерживается целым рядом обстоятельств.

Основным энергетическим топливом в России является природный газ, который наиболее целесообразно использовать в ПГУ с котлом-утилизатором. Уже сегодня работающие ПГУ этого типа имеют КПД, превышающий 58 %. Конечно, внедрение аналогичных установок в энергетику России было бы самым оптимальным. Однако отсутствие в России налаженного производства современных высокотемпературных ГТУ мощностью 150—200 МВт не позволяет надеяться на массовое внедрение ПГУ даже в ближайшее десятилетие. Еще длительное время в России будут вводиться традиционные энергоблоки на газе, повышение экономичности которых очень важно. Вместе с тем в современных ПГУ уровень температуры за газовой турбиной уже достиг 580 °С, и начальные параметры ПТУ ПГУ уже таковы (11 МПа, 540 °С/540 °С), что целесообразно перейти к повышенным температурам пара даже в ПГУ утилизационного типа.

Использование твердого топлива на ТЭС в России сегодня ограничено, его запасы сосредоточены в основном в восточных регионах, где он сравнительно дешев. Эти обстоятельства порождают вполне обоснованные сомнения в наличии сегодня в России «ниши» для энергоблоков ССКП. К этому следует добавить, что в качестве конкурентов традиционному сжиганию твердого топлива выступают и другие способы сжигания — внутри-цикловая газификация и сжигание в циркулирующем кипящем слое при атмосферном давлении или под давлением.

Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией твердого топлива наиболее целесообразны для каменного угля. Существует, по крайней мере, пять различных вариантов технологий газификации, а имеющиеся установки являются демонстрационными.

ПГУ с газификатором с кипящим слоем под давлением и ГТУ, питаемой продуктами сгорания газификатора, при традиционных параметрах ПТУ (даже СКД) в принципе не может обладать высокой экономичностью из-за малой степени бинарности и низкого КПД ГТУ из-за малой начальной температуры перед газовой турбиной. Он оценивается примерно в 40—43 %.

Из-за нестабильности цен в сегодняшней России выполнить полноценное технико-экономическое обоснование строительства энергоблока ССКП не представляется возможным. Однако и без расчетов ясно, что доля твердого топлива будет увеличиваться за счет вытеснения жидкого топлива, дефицит газа будет расти и как следствие твердое топливо будет дорожать и переход к ССКП станет экономически целесообразным даже в условиях России.

Интерес к повышению начальных параметров существовал всегда. Он увеличивался всякий раз с ростом цен на топливо и появлением новых, более жаропрочных материалов и снижался с появлением новых более дешевых видов топлива, например ядерного. Не претендуя на полноту обзора освоения ССКП, поскольку число работ на эту тему, по-видимому, превышает несколько сотен, отметим главные вехи.

История освоения ССКП насчитывает уже почти 40 лет. Она началась с создания в США энергоблока Эддистоун-1 мощностью 325 МВт на параметры 35,9 МПа, 648 °С /565 °С /565 °С.

В 1966 г. на Каширской ГРЭС началась опытно-промышленная экс­плуатация паровой турбины СКР-100-300, построенной ХТЗ на начальные параметры 29,4 МПа, 650 °С с противодавлением 3,03 МПа. В течение ряда лет отечественная теплоэнергетика получала уникальный опыт работы на ССКП. На протяжении 1967—1971 гг. было проведено 60 кампаний работы энергоблока, причем максимальная длительность непрерывной работы составила 50 сут. Была проверена эксплуатационная надежность основных узлов, выполненных из различных сталей аустенитного класса, исследованы их температурные режимы. Среди многих оригинальных технических решений, разработанных для турбины СКР-100-300, следует выделить систему охлаждения ротора и статора, разработка которой представляет серьезную проблему и сегодня.

Эксплуатация турбоагрегатов на ССКП, построенных в 50—60-е годы XX в., внесла серьезный научно-технический вклад в развитие мировой теплоэнергетики. Некоторые агрегаты уже выработали свой ресурс и выведены из эксплуатации, но другие продолжают работать. В частности, энергоблок Эддистоун-1 с несколько пониженными относительно проектных значениями начальных параметров (33,62 МПа, 609 °С) планируется эксплуатировать даже в начале нашего столетия, когда срок его службы превысит 40 лет.

В 1978 г. Научно-технический совет Минэнергомаша СССР, обобщив результаты работы энергоблока с турбиной СКР-100 на Каширской ГРЭС, сделал уверенный вывод о технической возможности создания надежных и высокоэффективных паровых котлов и турбин для энергоблоков мощностью 800 МВт и более на начальные параметры 30 МПа, 650 °С. Было выполнено расчетное обоснование и эскизное проектирование котла паропроизводительностью 2400 т/ч на кузнецком угле и турбины типа К-800-30-650 с промежуточным перегревом до 565 °С. С учетом ряда дополнительных усовершенствований энергоблок К-800-30-650 должен был дать экономию до 130 тыс. т условного топлива в год по сравнению с типовым энергоблоком К-800-23,5.

В 1986 г. японская фирма Mitsubishi на электростанции Вакамацу начала эксплуатацию паровой турбины с противодавлением мощностью 50 МВт с температурой свежего пара и пара промперегрева 593 °С. На этом агрегате фирма вела исследования надежности узлов, работающих при высоких температурах. Результаты исследований использованы при разработке турбоагрегата мощностью 700 МВт на начальные параметры 24,6 МПа, 538 °С/593 °С для энергоблока Хекинен-3, введенного в эксплуатацию в 1993 г.

Первым энергоблоком ССКП нового поколения по праву должен считаться энергоблок Кавагое-1 на параметры 30,5 МПа, 566 °С/566 °С/566 °С. Пробный пуск и синхронизация осуществлены в конце декабря 1988 г., номинальная нагрузка при номинальных параметрах пара достигнута 3 февраля 1989 г., а с 30 июня 1989 г., после проведения необходимых испытаний, началась промышленная эксплуатация энергоблока.

В июне 1992г. введен энергоблок Кавагое-2, аналогичный Кавагое-1. В июле 1992 г. был испытан, а в апреле 1993 г. принят в коммерческую эксплуатацию энергоблок Хекинен-3 (Япония) мощностью 700 МВт на параметры пара 25 МПа, 538 °С/593 °С. При разработке турбины использованы все последние достижения в области материалов, аэродинамики и технологии, а также исследований систем охлаждения на энергоблоке Вакамацу.

В Европе и в Японии введены новые энергоблоки ССКП: в 1997— 1998 гг. два энергоблока на ТЭС Конвой (Дания) мощностью 400 МВт на параметры 29 МПа, 582 °С/580 °С/580 °С, в 1995 г. на ТЭС Любек (Германия) на параметры 27,5 МПа, 580 °С/600 °С, в 1997 г. на ТЭС Матсуура на параметры 25,6 МПа, 593 °С/593 °С/593 °С.

В настоящее время практически все ведущие турбостроительные фирмы создают паровые турбины ССКП нового поколения.

Целесообразность перехода к ССКП необходимо оценивать по многим факторам: экономичности, капиталовложениям, экологичности, эксплуатационным затратам, маневренности, экономичности на частичных нагрузках и т.д., причем все оценки необходимо делать в сравнении с альтернативными установками, например, ПГУ с внутрицикловой газификацией, ПГУ с циркулирующим кипящим слоем, а когда используется природный газ — и с утилизационными ПГУ.

Эффект от повышения параметров пара приведен в десятках работ. Остановимся на данных, где этот эффект представлен в наиболее наглядной форме (рис. 10.11). Видно, что в рамках температур, давно освоенных в Японии (566 °С), при переходе от 24,1 до 31 МПа и при введении второго перегрева можно суммарно сэкономить более 4 % топлива по сравнению с параметрами 24,1 МПа, 538 °С/566 °С, причем эффект будет таким же, если оставаться при начальном давлении 24,1 МПа, но поднять температуры перед цилиндрами до 593 °С. Освоенные материалы и имеющийся опыт эксплуатации позволяют уже сегодня перейти к температурам 593 °С, повысив КПД еще на 1,5 %.

Эти расчетные данные полностью подтверждены испытаниями и опытом эксплуатации энергоблоков Кавагое-1 и Кавагое-2, на которых получена экономия топлива в 5 % по сравнению с обычными энергоблоками СКД на 24 МПа, 538 °С/566 °С.
Сопоставление энергоблоков на ССКП с другими технологиями приведено в табл. 10.2.

Характерно, что ПГУ с кипящим слоем предусматривает использование в паротурбинной части ССКП и, по-видимому, только при этих условиях она может быть конкурентоспособна по отношению к другим установкам. Из табл. 10.2 также видно, что по экономичности, эксплуатационным издержкам и стоимости электроэнергии все три типа установок примерно равноценны, особенно с учетом точности выполнения расчетов. При этом, конечно, подразумевается, что нет никаких проблем с созданием и производством высокотемпературных ГТУ, что, как указывалось выше, является весьма серьезной проблемой для энергомашиностроения России. Капиталовложения в ПГУ с внутрицикловой газификацией и ПГУ с кипящим слоем в 1,5 раза выше, чем в энергоблоки ССКП, и это обстоятельство, с учетом отсутствия производства высокотемпературных ГТУ в России делает весьма целесообразным освоение ССКП в нашей стране.

Одним из основных требований к оборудованию ССКП является сохранение таких эксплуатационных показателей, как надежность, экономичность на частичных режимах, маневренность на уровне не худшем, чем у энергоблоков СКД. Известно, что противники создания энергобло­ков СКД в качестве аргумента в первую очередь выдвигали невозможность обеспечить именно эти эксплуатационные характеристики. Однако опыт освоения энергоблоков СКД показал, что при нормальной эксплуатации они не уступают энергоблокам докритического давления. К сожалению, работа энергоблоков ССКП (Эддистоун-1, СКР-100) в первое время сопровождалась появлением трещин в паровпускных элементах, выполненных из аустенитных сталей, вследствие как их неблагоприятных физико-механических характеристик, так и несовершенства методов расчета долговечности с учетом переходных режимов, и неотработанностью режимов пуска.

К энергоблоку Кавагое-1 уже при проектировании предъявлялись по маневренности требования такие же, как и к другим энергоблокам Японии, в частности, ежедневные пуски с учетом большой и возрастающей из года в год неравномерности графика нагрузки. Удовлетворение требований к маневренности энергоблоков ССКП не должно вызывать каких-либо особых проблем.

Возможность обеспечения надежной эксплуатации энергоблоков ССКП подтверждается 13-летним опытом работы энергоблока Кавагое-1. Почти все возникшие неполадки оборудования могли появиться и на обычном энергоблоке СКД.

Определенные резервы повышения экономичности содержатся в снижении конечного давления — давления за турбиной. Уменьшение конечного давления на 1 кПа увеличивает КПД турбоустановок ТЭС примерно на 1 %. Однако с учетом того, что типичное расчетное давление в конденсаторах КЭС составляет 3—5 кПа, становится ясным, что обеспечить снижение давления на 1 кПа — это довольно сложная задача, связанная с необходимостью увеличения и без того огромной поверхности конденсации конденсатора, увеличения расхода дефицитной охлаждающей воды и, в конечном счете — к существенному росту капитальных вложений, которые могут иметь длительный срок окупаемости.

Последний значимый фактор, определяющий экономичность, это температура питательной воды. В теории тепловых циклов показано, что для каждой турбоустановки существует некоторая термодинамически оптимальная температура питательной воды, при которой ее КПД достигает максимального значения. При проектировании турбоустановки фактическую температуру питательной воды принимают меньше термодинамически оптимальной. Это позволяет уменьшить капиталовложения в систему регенерации, но уменьшает ее эффективность.

В табл. 10.3 приведены данные по возможной экономии удельного расхода тепловой энергии турбоустановкой при совершенствовании параметров ее термодинамического цикла.

Таблица 10.3 позволяет сразу же сделать несколько важных оценок.
Как отмечалось выше, в начале 70-х годов прошлого века на энергоблоках СКД температура свежего пара и промежуточного перегрева была снижена с 565 до 540 °С, что привело к потере экономичности турбоустановки только по этой причине на значение

т.е. почти на 1 %. Если оценить количество топлива, дополнительно использованного в топках котлов энергоблоков (а это примерно 3 г условного топлива на каждый 1 кВт·ч выработанной электроэнергии при примерной ежегодной выработке в 300 млрд кВт·ч в течение 30 лет), то его стоимость многократно перекроет затраты на решение проблемы возврата энергоблоков России к параметрам, освоенным 30 лет назад.
Вторая интересная оценка — это экономия топлива при переходе на ССКП. Если с параметров 24 МПа, 540 °С/540 °С перейти на параметры пара 30 МПа, 600 °С/600 °С и повысить температуру питательной воды с 275 до 300 °С, то экономия тепловой энергии составит

Если при этом использовать еще и второй промежуточный перегрев пара, то экономия тепловой энергии составит 4,4 %. Подчеркнем, что в этих оценках не учитывается потенциал повышения экономичности, связанный с совершенствованием турбины (см. § 10.3), котла и тепловой схемы.