Аннотация
В середине прошлого века в промышленно развитых странах начались разработки энергоблоков, рассчитанных на сверхкритические параметры пара, что было вызвано необходимостью снижения удельных расходов топлива. Вслед за советскими инженерами, которые в 1949 г. ввели в эксплуатацию первый в мире котел на давление 30 МПа, американские специалисты приступили к созданию и широкому распространению крупных энергетических котлов сверхкритического давления (СКД).
В начале 80-х годов интерес к энергоблокам на сверхкритическое давление в США заметно снизился. Это объясняется тем что, во-первых, опыт начального периода эксплуатации энергоблоков СКД с прямоточными котлами показал, что их коэффициент готовности несколько ниже, чем у энергоблоков рассчитанных на докритические параметры пара, и с барабанными котлами. Во-вторых, совершенствование технологии добычи угля позволило снизить цены на топливо. Конкурентоспособность энергоблоков уменьшилась, так как при их сооружении используются чрезвычайно дорогие аустенитные стали. Все это привело к тому, что в 90-е годы США утратили ведущие позиции в повышении параметров пара. Лидирующее положение заняли европейски страны и Япония. Для них характерны высокий технологический уровень в энергомашиностроении и дорогое импортируемое топливо.
Ситуация в США стала меняется только в последние годы. Среди причин, заставивших Американских энергетиков изменить свое отношение к разработке энергоблоков СКД, можно отметить следующие:
Анализ работы 162 американских энергоблоков СКД, выполненный специалистами ЕPRI, показал что после начального периода эксплуатации они по показателям надежности и готовности достигли энергоблоки докритических параметров пара; их экономичность в среднем оказалась на 3% выше по сравнению с энергоблоками на докритическое давление (16,5 МПа, 538/538°С); отсутствие барабана и других толстостенных элементов у прямоточных котлов СКД привело к снижению на 15…20% Времени, необходимого для растопки из холодного состояния;
Ситуация с ценами на уголь оказалась не такой благоприятной как ожидалось:
Стоимость углей восточных угольных бассейнов начала заметно увеличиваться; за короткий период цены выросли на 25% и к началу 2004 г. Достигли абсолютного максимума за последние 25 лет.
Появились новые марки сталей с содержанием хрома 9 и 12%, что решило вопрос надежной работы высокотемпературных элементов котлов, рассчитанных на температуру пара до 649°С; к концу десятилетия в Европе предполагалось создать материалы, способные обеспечить работу котла при температуре пара 705°С.
Учитывая все это, DepartmentofEnergyUS, EPRI, OhaiocoaldevelopmentandNationallaboratoryofOakRidge совместно с производителями котлов приступили к разработке новых высокотемпературных материалов для котлов суперсверхкритических параметров (ССКД) с температурой перегретого пара до 760°С. Но главным стимулом для перехода
К сверхкритическим параметрам пара явились новые требование к снижению выбросов токсичных (NOxи SO2) и парниковых (СО2) газов в атмосферу. Повышение КПД энергоблоков снижает расход топлива при выработке того же количества электроэнергии, а следовательно, уменьшает количество выбрасываемых в атмосферу продуктов сгорания.
Ратификация Киотского протокола странами Европейского союза и Японией поставила их перед необходимостью снизить к 2008 и к 2012 г. Выбросы СО2 на 8 и 6%. В настоящее время наиболее освоенным методом снижения выбросов парниковых газов в атмосферу является повышение КПД использования органического топлива. Специалисты EPRI подсчитали что увеличение КПД энергоблока всего на 1% уменьшает выбросы СО2 в атмосферу на 1 млн. т за весь период работы.
В США, несмотря на отказ ратифицировать Киотский протокол, проводится политика снижения выбросов парниковых газов, причем не абсолютных, а удельных (на 1 выработанной электроэнергии). С учетом этого специалисты EPRIпродолжают исследования по выбору наиболее подходящих параметров пара и схем для энергоблоков СКД нового поколения. Ими рекомендованы оптимальные параметры для нового энергоблока мощностью 700 МВт: давление – 31,0 МПа; температура-593°С и двойной промежуточный перегрев до той же температуры. При этом следует заметить, что энергоблок №1 ТЭС Эддистоун, проработавший более 35 лет, эксплуатировался в основном при более высоких давлении (32,2 МПа) и температуре (610°С).
Для обоснований своих рекомендаций EPRI выполнили экономический анализ целесообразности повышения параметров пара за котлом до 35 МПа и 732°С. По расчетам, эти параметры обеспечивают КПД, равный 46 при однократном и 48% при двукратном перегреве пара. Для надежной работы котла с такими параметрами потребуются чрезвычайно дорогие материалы. Неизбежно встает вопрос:
Сможет ли снижение затрат на топливо окупить дополнительные расходы, обусловленные использованием дорогих жаропрочных сталей?
Были сделаны расчеты для трех энергоблоков мощностью 500 МВт. Предполагалось, что все они будут работать на одинаковом высококачественном угле стоимостью 41,67 дол/т.у.т. Коэффициент использования установленной мощности для всех энергоблоков принят равным 80%, а срок амортизации капитальных затрат -20 лет.
Чем выше стоимость топлива, тем больше предельное значение удельных затрат, при которых переход от докритических к сверхкритическим параметрам еще обеспечивает конкурентоспособность энергоблоков СКД. например, при цене топлива 41,67 дол /т.у.т. энергоблок СКД с КПД=40,1% можно предпочесть энергоблоку на докритические параметры только при условии, что его удельные капиталовложения будут выше не более 6%(1080 дол/кВт). Если при той же цене топлива перейти к суперсверхкритическим параметрам с КПД=42,7%, то предельные капитальные затраты составят уже 1120 дол/кВт. Если экономичность энергоблока будет увеличена до 45%, то при цене 41,67 дол/т.у.т. он будет конкурентоспособен даже в случае роста удельных капитальных затрат до 1174 дол/кВт. При более низкой стоимости топлива (например 13,9 дол/т.у.т) увеличение удельных капитальных затрат даже на 2,5% ставит под сомнение целесообразность перехода от докритического давления к сверкритическому.
Следует, однако, заметить, что приведенные цифры не учитывают возможных в будущих платежей за выбросы парниковых газов. Для котла докритического давления
Выбросы СО2 составляют 0,85 т/(МВт*Ч), а для котла на суперсверхкритические параметры составляют всего 0,65 т/(МВт*Ч), т.е. меньше на 23%. Введение платы за выбросы парниковых газов приведет к большей целесообразности сооружения энергоблоков СКД и ССКД в область более дешевых углей.
В настоящее время наиболее целесообразным является введение новых мощностей.
1. Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов
1.1 Выбор типа и количества турбин
ГРЭС проектируется в городе Иваново. Основное топливо – газ, резервное – мазут. Электрическая мощность ГРЭС составляет 1050 МВт.
В соответствии с НТП, единая мощность турбоагрегата выбирается исходя из конкретных местных условий с учетом перспективы развития объединенной энергосистемы, а также конкретные виды нагрузок в соответствии с заданием.
Тепловая нагрузка Qр =400 ГДж/ч, из которой Qот=300 ГДж/ч, Qгвс=100 ГДж/ч. В соответствии с заданными нагрузками выбираю турбину К210–130 в количестве 5 агрегатов.
Начальные параметры пара: Ро=12,75 МПа; tо=545оС; Dо=670 т/ч. Станция выполнена блочно.
1.2 Выбор типа и количества котлов
Котлы для моноблоков выбираются по максимальному пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3%, места расположения проектируемой станции, а также начальным параметрам (Ро, tо) пара на турбину и видом топлива.
В соответствии с начальными параметрами выбирается котел Еп-670–140 ГМ в количестве 5 агрегатов.
2. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим
2.1 Описание тепловой схемы ГРЭС
ГРЭС установлена в городе Иваново. Основное топливо – газ, резервное – мазут. Электрическая мощность ГРЭС составляет 1050 МВт.
Тепловая нагрузка Qр =400 ГДж/ч, из которой Qот=300 ГДж/ч, Qгвс=100 ГДж/ч. В соответствии с заданными нагрузками устанавливается турбина К210–130 в количестве 5 штук.
Начальные параметры пара: Ро=12,75 МПа; tо=545оС; Dо=670 т/ч. Станция выполнена блочно.
По НТП котлы выбираются по виду топлива, максимальному расходу пара на турбину и начальным параметрам. В связи с этим выбирается котел Еп-670–140 ГМ в количестве 5 штук.
Каждый турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей, водогрейных котлов и сетевых насосов. Температурный график равен 120/70. Система ГВС закрытая.
Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из трех ПВД и четырех ПНД, в которых производится нагрев основного рабочего тела до температуры питательной воды 240оС. Деаэрация питательной воды происходит в деаэраторе типа ДП – 1000. Нагрев осуществляется с давлением 0,7 МПа. Нагрев питательной воды составляет 20оС.
Основной конденсат и питательная вода нагреваются в регенеративных подогревателях паром из отборов турбины. Слив дренажей из ПВД каскадный с последующим заводом в основной деаэратор. Слив дренажей из ПНД смешанный с последующим заводом в линию основного конденсата.
Пар после прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор. Для каждой турбины установлен конденсатор типа 200КЦС-2, где пар конденсируется и подается конденсатным насосом в основной деаэратор. Конденсатный насос имеет резерв. Турбина типа К210–130 имеет 7 регенеративных отборов пара.
2.2 Основные параметры турбины
Давление свежего пара Ро=130 ат= 12,75 МПа. Температура свежего пара tо=545оС. Конечное давление пара Рк=0,00353 МПа. Температура питательной воды tп.в.=240оС. Давление пара в отборах:
1 отб. ПВД 7 Р1=3,855 МПа