Національна академія наук України

Інститут загальної енергетики

Борисов Микола Андрійович

УДК 621.311.22

Розвиток теплової енергетики України на основі

модернізації основного тепломеханічного обладнання ТЕС

Спеціальність 05.14.01 - енергетичні системи та комплекси

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

КИЇВ – 2008

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Інституті вугільних енерготехнологій НАН України, м. Київ.

Науковий керівник: кандидат технічних наук, старший науковий співробітник

Чернявський Микола Володимирович,

Інститут вугільних енерготехнологій НАН України,

провідний науковий співробітник.

Офіційні опоненти: доктор технічних наук, професор

Кєсова Любов Олександрівна,

Національний технічний університет „КПІ”,

професор кафедри теплоенергетичних установок

теплових і атомних електростанцій;

кандидат технічних наук, старший науковий співробітник

Дубовський Сергій Васильович,

Інститут загальної енергетики НАН України,

завідувач відділу.

Захист відбудеться „__19” червня__ 2008 р. у __1400____ годин на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.223.01 в Інституті загальної енергетики НАН України за адресою: 03680, м. Київ, вул. Антоновича, 172, тел. (044) 220-16-70.

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Інституту загальної енергетики НАН України.

Автореферат розісланий „_13_” _травня 2008 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради Л.П.Мельничук

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Стан проблеми. Твердопаливні теплові електростанції є невід'ємною частиною електроенергетики України. Збільшення обсягів вироблення базисної потужності на АЕС підвищує значимість ТЕС як основного джерела покриття змінної частини графіка електроспоживання в енергосистемі. Від стану теплової енергетики залежать перспективи вугільної та інших галузей народного господарства України.

Серед проблем теплової енергетики - низька ефективність, зношення і моральне старіння обладнання, подорожчання імпортованого природного газу при нестачі вуглевидобувних потужностей. Експлуатація ТЕС без їх модернізації і впровадження нових технологій призводить до зростання частки устаткування, яке відпрацювало ресурс. Це вводить енергетику в зону технологічних відмов, збільшення собівартості електроенергії, питомих витрат палива та екологічних проблем.

Актуальність теми. Модернізація основного тепломеханічного обладнання ТЕС є невідкладною задачею. В Енергетичній стратегії України на період до 2030 року передбачена реабілітація 13,1 тис МВт потужностей енергоблоків ТЕС, відно-влення 20 тис МВт потужностей енергоблоків ТЕС і 4 тис МВт - ТЕЦ, з доведенням питомих витрат палива на відпуск електроенергії та екологічних показників до європейського рівня, з орієнтацією на використання вітчизняного вугілля. Для виконання цих задач мають бути відпрацьовані та обрані варіанти модернізації, заміщення, відновлення і нового будівництва генеруючих потужностей, з урахуванням сучасного світового рівня енергетичних технологій, котло- і турбобудування.

Відомі до цього часу дослідження і розробки здебільшого стосуються окремих аспектів розвитку твердопаливної електроенергетики. Цю роботу присвячено порівняльному дослідженню, вибору і ранжуванню варіантів модернізації котельних агрегатів і паротурбінних установок, а також розширення паливної бази ТЕС України.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дослідження, результати яких представлені, проводились у рамках розробки плану заходів Мінпаливенерго України з реалізації Енергетичної стратегії України на період до 2030 року, науково-технічних і проектно-конструкторських робіт за завданням Мінпаливенерго, спрямованих на модернізацію галузі і виробництво нового тепломеханічного устаткування, в співробітництві з інститутами Мінпаливенерго і НАН України. Ряд досліджень здійснений у ході виконання контрактів Мінпаливенерго з українськими і закордонними фірмами-розробниками енергетичного обладнання.

Мета і задачі дослідження. Мета роботи – вибір напрямків і технічних рішень з модернізації ТЕС України на основі сучасних енерготехнологій, з урахуванням розширення паливної бази, виконання сучасних екологічних вимог, мінімізації капітальних і експлуатаційних витрат та розвитку вітчизняного котло- і турбобудування.

Для її виконання було поставлено і розв’язано такі задачі:

- порівняльний аналіз техніко-економічних і екологічних показників сучасних технологій спалювання твердого палива, їх придатності для технічного переозброєння ТЕС України;

- аналіз існуючої і перспективної твердопаливної бази ТЕС, дослідження можливо-сті спалювання низькосортного вугілля і відходів вуглезбагачення в циркулюючому киплячому шарі (ЦКШ), обґрунтування рівнів якості твердих палив для спалювання на ТЕС за різними технологіями;

- аналіз варіантів реконструкції паротурбінних установок, розробка технічних рішень з їх модернізації;

- розробка методів адаптації сучасних енерготехнологій і вибір технічних рішень для технічної реабілітації ТЕС України;

- розробка комплексних планів реконструкції основного тепломеханічного устатку-вання ТЕС на основі рекомендованих технічних рішень.

Об’єкт дослідження – основне тепломеханічне устаткування ТЕС України.

Предмет дослідження – застосування сучасних енерготехнологій для його модернізації.

Методи дослідження. Порівняльний аналіз сучасних енерготехнологій, їх придатності для модернізації ТЕС; експериментальне дослідження спалювання вугільних відходів у ЦКШ; аналіз ефективності варіантів модернізації парових турбін; техніко-економічний аналіз витрат, чинників і термінів окупності модернізації енергоблоків ТЕС за різними варіантами. Аналіз досвіду реалізації національних і галузевих програм, супровід передпроектних проробок і проектів реконструкції ТЕС.

Наукова новизна одержаних результатів.

1. Обґрунтовано, що на середньострокову перспективу пріоритетною для роз-витку теплової енергетики України є модернізація ТЕС на основі сучасних технологій спалювання, котло- і турбобудування, з подовженням ресурсу, поліпшенням техніко-економічних, екологічних показників, характеристик маневреності, розширенням паливної бази за рахунок низькосортного вугілля і відходів вуглезбагачення.

2. Вперше обґрунтовано комплексну концепцію модернізації енергоблоків ТЕС по трьох рівнях, що відрізняються питомими капітальними витратами, термінами подовження ресурсу, вимогами до якості палива, маневровими характеристиками, техніко-економічними і екологічними показниками, що досягаються.

3. Виконано ранжування існуючих енергоблоків ТЕС з визначенням доціль-них рівнів модернізації залежно від залишкового ресурсу, планованого режиму експлуатації і наявної паливної бази.

4. Виконано вибір раціональних технічних рішень в рамках кожного рівня модернізації енергоблоків ТЕС.

5. Обґрунтовано пріоритетність застосування сучасних методів пилоочищен-ня, режимних методів зменшення викидів оксидів азоту, напівсухого сіркоочищення, глибокого сірко- і азотоочищення та внутрішньотопкового зв’язування сірки в межах кожного рівня модернізації енергоблоків ТЕС.

Практичне значення одержаних результатів.

1. Обґрунтовано і практично апробовано сукупність технічних рішень з маловитратної реабілітації енергоблоків ТЕС потужністю 200 і 300 МВт.

2. Обґрунтовано і практично апробовано технічні рішення з кардинальної реконструкції енергоблоків ТЕС із впровадженням технологій спалювання в плечових топках і топках з ЦКШ.

3. Розроблено технічні рішення з реконструкції енергоблоків потужністю 800 МВт з використанням газотурбінних надбудов (ГТН).

4. Запропоновано і апробовано технічні рішення з маловитратної модернізації паротурбінних агрегатів ТЕС із збільшенням ККД циліндрів низького тиску та поліпшенням характеристик маневреності.

5. Розроблено рекомендації щодо використання низькосортного вугілля і відходів вуглезбагачення для спалювання на ТЕС України.

6. Розроблено методичні та практичні рекомендації, що покладено в основу перспективного плану реконструкції ТЕС України, з урахуванням мінімізації витрат, подовження ресурсу, поліпшення техніко-економічних і екологічних показників, характеристик маневреності блоків, розширення паливної бази.

Результати досліджень та розробок використані: Мінпаливенерго України при розробці плану заходів щодо реалізації Енергетичної стратегії України на період до 2030 року і програми реконструкції ТЕС до 2010 року; фірмою CdF Іngenіerіe при дослідженні запасів шламів і вугільного дріб'язку в Україні (Західний і Східний регіони) для розширення паливної бази ТЕС і при розробці ТЕО реконструкції блока №4 Старобешівської ТЕС; Старобешівською ТЕС при передпроектному проробленні і розробці тендерних вимог до проекту реконструкції блока № 4 з топкою ЦКШ; Зміївською ТЕС при розробці і реалізації проекту реконструкції енергоблока потужністю 300 МВт із плечовою топкою; ВАТ "Турбоатом" при розробці технічних рішень з реконструкції паротурбінних установок ТЕС потужністю 200 і 300 МВт; Харківським ЦКБ "Енергопрогрес" при створенні технічних проектів реконструкції енергоблоків ТЕС потужністю від 100 до 300 МВт; ВАТ "Західенерго" при розробці концепції маловитратної і кардинальної реконструкції блоків 200 МВт і її реалізації на блоках №№ 8-12 Бурштинської ТЕС; ВАТ "Дніпроенерго" при розробці проектів заміщення котлоагрегатів блоків 100, 150 і 300 МВт Придніпровської і Криворізької ТЕС із використанням відходів вуглезбагачення та бурого вугілля; Вуглегірською ТЕС при розробці ТЕО реабілітації газомазутних блоків 800 МВт з використанням ГТН; Київською ТЕЦ-6 при розробці ТЕО ГТН для блока №3.

Особистий внесок здобувача. Автор брав участь в експериментальних і розрахункових дослідженнях, в аналізі їх результатів, у передпроектних проробках, у супроводі реалізації проектів. Автором особисто виконані: аналіз реалізації національних і галузевих програм та проектів реконструкції ТЕС, порівняльний аналіз сучасних технологій спалювання, розробка пропозицій з їх використання при модернізації ТЕС України; запропоновано варіанти модернізації останніх ступенів турбоустановок з урахуванням їх переважної роботи на часткових навантаженнях, обґрунтовано і деталізовано трирівневу концепцію модернізації енергоблоків ТЕС.

Апробація результатів дисертації. Результати дисертації доповідались на міжнародних і вітчизняних конференціях та семінарах, серед яких: українсько-американська конференція "Можливості модернізації українських вугільних електростанцій" (Київ, 1998); ІІ науково-технічний семінар "Підвищення ефективності використання органічних палив в енергетиці" (Київ, 2006); ІІ і V Міжнародні конференції "Проблеми і шляхи вдосконалення вугільної теплоенергетики" (Київ, 2002, 2007); ІІ Міжнародна науково-практична конференція "Вугільна теплоенергетика: проблеми реабілітації і розвитку" (Алушта, 2005); Круглий стіл "Виконання Програми реконструкції теплових електростанцій України на період до 2010 року" (Київ, 2004); Міжнародна конференція "Підвищення енергоефективності і екологічності вугільних електростанцій" (Варшава, 2004); Міжнародна науково-практична конференція „Проблеми екологічної і ядерної безпеки об’єктів ПЕК (Київ, 2007), та ін.

Публікації. Основні результати дисертації опубліковані в 35 роботах, з яких 22 статті у фахових наукових журналах України, 2 статті в закордонних журналах, 2 доповіді у збірках матеріалів міжнародних конференцій, 9 галузевих видань.

Структура дисертації. Дисертаційна робота складається із вступу, чотирьох розділів, висновків, списка використаних джерел, додатків. Повний обсяг дисертації - 196 сторінок, з них на 138 сторінках знаходиться основний текст, 59 малюнків і 39 таблиць, в тому числі на 29 окремих сторінках; список використаних джерел із 152 найменувань міститься на 16 сторінках, на 18 сторінках - 13 додатків.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ

У вступі обґрунтовано актуальність теми, визначено мету і задачі дослідження, наукову новизну та практичне значення результатів, наведено інформацію про особистий внесок здобувача, апробацію, публікації і використання результатів.

В першому розділі на підставі аналізу ролі теплової енергетики в Україні, особливостей експлуатації ТЕС, їх технічного стану і паливної бази обґрунтована необхідність модернізації ТЕС. Показано, що 92% енергоблоків вичерпали розрахунковий ресурс - 100 тис год., з них 64% виробили встановлену межу граничного ресурсу - 200 тис год., більшість з останніх у найближчі 5 років наблизяться до критично допустимої межі - 300 тис год. Термін служби компонентів турбін у більшості випадків перевищив закладений в основу ресурс 100 тис год. і подовжений ресурс 170 тис год. Низька ефективність експлуатації ТЕС (питома витрата палива на відпуск електроенергії понад 400 г у.п./(кВтгод.)) пов'язана як із зносом обладнання, так і з моральним старінням технології пиловугільного спалювання з рідким шлако-видаленням (РШВ). У 2006 р. питомі викиди пилу, оксидів азоту і сірки на ТЕС склали 16,4 г/(кВтгод.). При цьому на ТЕС лягає основний тягар регулювання графіка споживання електроенергії. Обґрунтовано, що у разі продовження експлуатації застарілого устаткування собівартість електроенергії буде невпинно зростати внаслідок підвищення експлуатаційних витрат і екологічних платежів.

Динаміка виведення з експлуатації устаткування ТЕС свідчить про ризик виникнення дефіциту потужностей, що мають бути заміщені новими, високоефективними, або модернізовані з подовженням ресурсу, що дозволить зберегти існуючу інфраструктуру. Реалізація широкомасштабної модернізації ТЕС призведе до тимчасового збільшення тарифу на відпуск електроенергії за рахунок інвестиційної складової, але потім слід очікувати його зниження за рахунок зменшення витрат на паливо, ремонти, екологічні платежі. Дві основні складові окупності модернізації полягають у впровадженні нових технологій з підвищеним ККД і кращими екологічними показниками та у можливості використання більш дешевого низькосортного вугілля і відходів вуглезбагачення, зокрема, шламів із зольністю до 65%, запаси яких в Україні сягають 140-155 млн т. Останнє дасть змогу частково компенсувати дефіцит палива, що виник після скорочення використання газу на ТЕС.

Енергетична стратегія України на період до 2030 року передбачає значні інвестиції для модернізації і нового будівництва енергоблоків ТЕС. Для розробки планів її виконання необхідне обґрунтування пріоритетності робіт, вибору базових технологій для модернізації котельного і турбінного обладнання конкретних енергоблоків з урахуванням мінімізації витрат і розширення паливної бази, відпрацювання обраних технічних рішень. Враховуючи це, сформульовано мету і задачі роботи.

Другий розділ присвячений порівняльному аналізу сучасних технологій спалювання твердого палива, їх придатності для модернізації ТЕС України з урахуванням залучення до паливної бази низькосортного вугілля і відходів вуглезбагачення. З точки зору можливості впровадження шляхом реконструкції існуючих блоків, порівняння інвестиційних витрат і вимог до якості палива проаналізовано різновиди факельної технології спалювання, технологію спалювання низькореакційного вугілля у двокамерних топках, аркову технологію пиловидного спалювання, низькотемпературну вихрову технологію, технологію спалювання низькосортного палива в котлоагрегатах з топкою ЦКШ. Розглянуто досвід застосування ГТН у твердопаливній енергетиці. Обґрунтовано, що для ТЕС України найбільш привабливими є реконструкція котлів із впровадженням газощільних топок, з переведенням на спалювання з твердим золовидаленням (для кам'яного і бурого вугілля), оснащенням топки плечовими плавильними передтопками (для антрациту, рис.1), переведенням на спалювання низькосортного вугілля і шламових відходів у ЦКШ (рис. 2).

Рис. 1. Схема реконструкції нижньої частини топкової камери з установкою плечових плавильних передтопків. | Рис. 2. Базові модифікації технології спалювання в ЦКШ:

1) топка; 2) "гарячий" циклон; 3) "холодний" циклон; 4) екрани топки; 5) швелерові сепаратори; 6) первинне повітря; 7) вторинне повітря; 8) пнемозатвор; 9) шторки; 10) "щоки"; 11) економайзер, пароперегрівник; 12) мультициклони.

До переваг ЦКШ-технології відносяться низькі викиди оксидів азоту і сірки, широкий діапазон регулювання навантаження. Автор брав участь у дослідному спалюванні вугільних відходів на установці ЦКШ ІВЕ НАН України продуктивністю до 20 кг вугілля на годину. Цими дослідженнями встановлено, що під час сушіння шламів із зольністю для сухого стану Ad = 50-60% дрібні індивідуальні частинки агломерують до розміру понад 1 мм. Ці агломерати в топці обпікаються і зміцнюються, утворюючи пористі частинки з розвиненою реакційною поверхнею, причому через їх низьку густину аеродинамічні властивості агломератів розміром до 6 мм відповідають частинкам вугілля розміром до 3 мм. В експериментах використовувались також сухі відходи антрациту і газового вугілля, продукти збагачення відходів у важкій рідині. Для зв'язування сірки разом з паливом подавався вапняк у мольному співвідношенні Са/S = 2,5. Аналіз результатів більше ніж 40 балансових експериментів (табл.1) свідчить про таке.

Таблиця 1

Паливо,

марка | Місце

відбору (ЦОФ) | Wtr, % | Ad, % | Std,

% | Stdaf,

% | Розмір частинок, мм | Оптимальні режими і показники

спалювання ****

Суміш мулу і шламу, Г | Червоно-градська | 18-20 | 60,6 | 1,72 | 4,4 | 0-3* | t=850-8800С

повітря 1/2= 60/40

навантаж. 50-100%

ХС92%***

NOx290 мг/нм3

SO2400 мг/нм3

18-20 |

51,7 | 2,36 | 4,9 | 0-3*

Луганська | 18-20 | 52,0 | 2,51 | 5,2 | 0-5*

Шлам, Г | 16-18 | 35,1 | 2,14 | 3,3 | 0-5* | t=840-8800С

повітря 1/2=50/50

навантаж. 60-100%

ХС=86-88%

NOx320 мг/нм3

SO2480 мг/нм3

Селідівська | 16-18 | 47,0 | 1,67 | 3,2 | 0-5*

Суміш мулу і шламу, А | Шахтарська | 16-18 |

59,4 | 0,82 | 2,1 | 0-5* | t=880-9000С

повітря 1/2=80/20

навантаж. 50-100%

ХС=86-91%

NOx230 мг/нм3

SO2350 мг/нм3

Комендантська | 18-20 | 54,4 | 1,34 | 3,0 | 0-5*

Сухі

відходи, Г | Червоно-градська | 2,7 | 78,2 | 0,82 | 3,7 | 0-3** | Стабільні режими - тільки в суміші з вугіллям чи шламом

Сухі

відходи, А | Постників-ська | 2,6 | 73,1 | 1,18 | 4,4 | 0-2,5** | t=880-9200С

повітря 1/2=80/20

навантаж. 90-100%

ХС=90%

NOx280 мг/нм3

SO2390 мг/нм3

Перезбагачені сухі відходи, А | Постників-ська | 2,9 | 37,3 | 1,1 | 1,7 | 0-3,0** | t=880-9000С

повітря 1/2=80/20

навантаж. 50-100%

ХС95%

NOx230 мг/нм3

SO2320 мг/нм3

* Агломерованих при сушінні за рахунок вмісту глини.

** Подрібнених для спалювання в ЦКШ.

*** При розмірі агломератів 0-5 мм.

****Викиди в перерахунку на 6% О2 в димових газах.

1. Спалити сухі відходи газового вугілля вдалося тільки в суміші з газовим вугіллям або агломерованими шламами. З урахуванням транспортних витрат, спалювати в ЦКШ настільки високозольні відходи недоцільно.

2. Для сухих відходів антрациту спалювання було б можливе тільки при базовому навантаженні. Перезбагачені сухі відходи показали такі ж характеристики спалювання і можливості регулювання навантаження, як і антрацит із зольністю менше 40%, і можуть бути рекомендовані як паливо для спалювання в ЦКШ-котлах.

3. Малозольні шлами газового вугілля стабільно спалювались у широкому діапазоні навантаження, однак через збільшений винос ступінь конверсії вуглецю ХС не перевищував 88%. Тому їх можна рекомендувати лише як допоміжне паливо, і спалювати в суміші з подрібненим вугіллям газової групи.

4. Високозольні мулошлами газового вугілля і антрациту з розміром агломератів 0-6 мм показали в широкому діапазоні навантаження (50-100%) такі ж характеристики спалювання, як вугілля цих марок з розміром частинок 0-3 мм, і можуть бути рекомендовані як основне паливо для котлів з ЦКШ. При цьому додавання вугілля не є необхідним. При дотриманні рекомендованих умов паливоприготування конструкція ЦКШ-котлоагрегата не потребує суттєвих змін для спалювання шламу.

З урахуванням покращення показників при масштабному переході, для ЦКШ-котлоагрегату при спалюванні шламів можна очікувати випал палива понад 95-98%, викиди оксидів азоту менше 180 мг/нм3, оксидів сірки – менше 200-300 мг/нм3.

Зроблено висновок про те, що доцільні такі схеми паливопостачання ТЕС.

1. Постачання на існуючі пиловугільні блоки концентратів дрібних класів із зольністю: для вугілля марок Д, ДГ, Г Аd < 30%, марки П Аd < 27%, марки А Аd < 25%. Це дозволить мінімізувати підсвічування і зменшити втрати з мехнедопалом.

2. Постачання на створювані ЦКШ-енергоблоки рядового вугілля із зольністю Аd < 45%, шламів і продуктів переробки сухих відходів із зольністю Аd < 65%. Це дозволить зменшити втрати горючої маси при збагаченні і розширити паливну базу за рахунок використання вуглецевміщуючих відходів вуглезбагачення.

3. Переважне використання газу на ГТН до існуючих газомазутних блоків.

Наведені в другому розділі матеріали дозволяють розділити заходи щодо реабілітації енергоблоків ТЕС 200 і 300 МВт на три рівні за ступенем реконструкції, екологічними заходами, капітальними витратами, очікуваними показниками.

Реабілітація першого рівня - маловитратна, виконується в обсязі розширеного капремонту з ущільненням топки і газоходів, модернізації окремого устаткування. При витратах 20-50 млн дол. на блок можна досягти збільшення потужності на 10-25 МВт при тій же витраті палива, збільшення діапазону регулювання навантаження, подовження ресурсу на 10-15 років. За рахунок реконструкції існуючих або установки нових електрофільтрів викиди пилу з одного блока зменшаться на 2,0-4,1 тис т.

Реабілітація другого рівня - середньовитратна (50-120 млн дол. на блок). Тут можливі заміна топки на газощільну за технологіями двокамерного, аркового, ви-хрового спалювання або з переведенням на тверде золовидалення, модернізація турбіни, систем пилоприготування, пилоочищення, контролю і управління, оснащення напівсухим газоочищенням, збільшення потужності до 110% від проектної, подовження ресурсу на 20-25 років. Для газомазутних блоків можливе оснащення ГТН.

При третьому рівні реабілітації (високовитратному, понад 120 млн дол. на блок) передбачається кардинальна реконструкція котла на базі сучасних технологій, зокрема, спалювання в ЦКШ, у рамках європейських вимог по технічних і екологічних показниках. Реконструюється чи цілком замінюється турбоагрегат, ресурс блока подовжується на 25-30 років. Впровадження ЦКШ вирішує питання розширення паливної бази і окупності реконструкції за рахунок використання дешевих шламів.

В третьому розділі розглянуто можливості підвищення ефективності турбоагрегатів ТЕС. На підставі аналізу розробок фірм Sіemens-Westіnghouse-Parsons, Als-tom, ЛМЗ, Турбоатом узагальнено дані про нові типи облопачування, лопатки змінного профілю з цільнофрезованим бандажем і вільностоячі, кінцеві і надбандажні ущільнення. Проаналізовано ефективність можливих способів модернізації циліндрів високого (ЦВТ), середнього (ЦСТ) і низького тиску (ЦНТ) турбін К-200-130 і К-300-240 (табл. 2), обґрунтовано вибір пріоритетних способів модернізації турбін.

Таблиця 2

Ступінь | Основні заходи | Фірма | Приріст ККД, %

К-200-130 | К-300-240

ЦВТ | Новий ЦВТ «горщиковий» | Siemens | 13 | 11,7

Новий ЦВТ «двокорпусний» | Турбоатом | 11 | 8

Оновлена проточна частина | 8 | 5

ЦСТ | Новий ЦСТ | 4,5 | 5,6

Нове облопачування | 3 | 4

Маловитратна реконструкція | 1,5 | 2

ЦНТ | S=10 м2, ротор кований | Siemens | 15 | 15

S=8 м2, ротор кований | 13,5 | 12,5

S=6,3 м2, ротор кований | 9 | 8

L=1030 мм, ротор зварений | Турбоатом | 13,6 | 12

L=1000 мм, ротор кований | ЛМЗ | 12 | 11

L=960 мм, ротор насадний | Турбоатом | 8 | 6

Маловитратна реконструкція | 5 | 5

За результатами аналізу доведено, що найбільший ефект при модернізації турбін можуть дати оновлення ЦВТ і реконструкція ЦНТ. За співвідношенням „ціна-ефективність” слід визнати актуальною також маловитратну модернізацію ЦНТ.

Розрахункові дослідження варіантів маловитратної модернізації проточної частини ЦНТ турбін К-300-240 виконувались спільно з ІПМаш НАН України. Автором було проаналізовано роботу ЦНТ блока №7 Зміївської ТЕС у 2004-2005 рр. в порівнянні з даними ВТІ про залежність ККД останнього ступеня (ОС) ЦНТ від витрати вихлопу (рис. 3). Середньозважене навантаження за цей період склало 66,5%. Оскільки значну частину експлуатаційного часу ЦНТ працює з низьким ККД або в режимі вентиляції із споживанням енергії, середній ККД ОС становить не більше ніж 24,5%. Це свідчить про необхідність заміни або демонтажу останніх ступенів.

Для розрахункового дослідження було використано розроблений в ІПМаш модельно-програмний комплекс (О.Тарелін, Ю.Антипцев) і знайдений І.Аннопольсь-кою напівемпіричний вираз для коефіцієнта втрати енергії вихлопу. Задовільний збіг розрахункових результатів по трьох ступенях штатного ЦНТ з експериментальними даними дозволив застосувати методику для оцінки ефективності реконструкції. Автором було запропоновано чотири варіанти маловитратної реконструкції ЦНТ К-300-240: заміна 5-го ступеня на ОС від К-325-23,5 (нова турбіна розробки ВАТ "Турбоатом"); заміна 4-го і 5-го ступенів на ступені від К-325-23,5; заміна соплового апарата ОС; демонтаж 5-го ступеня. На рис.4 показано залежність потужності вихлопу від витрати пари через ЦНТ для різних варіантів модернізації в порівнянні із штатним варіантом. Ефективність варіантів модернізації в залежності від навантаження порівняно в табл. 3. |

Рис. 3. Час роботи блоку №7 Зміївської ТЕС у 2004-2005 рр. і ККД останнього ступеню ЦНТ при різній витраті вихлопу.

Рис. 4. Потужність вихлопу в залежності від витрати пари через ЦНТ для різних варіантів модернізації ЦНТ турбіни

К-300-240.

Таблиця 3

Варіант

модернізації ЦНТ | Навантаження блока, % | Приріст потужності, кВт | Для блока № 7 Зміївської ТЕС, з урахуванням графіка навантажень і часу роботи 6000 год., на рік:

приріст вироблення електроенергії, МВтгод. | економія умовного палива, т у.п.

Заміна ОС | 100 | 3100 | 18000 | 7830

70 | 2900

50 | 2400

Заміна двох

ОС | 100 | 3750 | 21300 | 9000

70 | 3500

50 | 3200

Заміна соплового апарату ОС | 100 | 1000 | 6300 | 2670

70 | 980

50 | 850

Демонтаж

ОС | 100 | -700 | 600 | 255

70 | 200

50 | 300

Результати розрахункового дослідження свідчать про те, що найбільш ефективним є варіант із заміною двох ОС. При переважній роботі на часткових (до 73%) навантаженнях приріст потужності та економію палива може дати навіть найменш витратний варіант із демонтажем 5-го ступеня. Вибір варіанта обумовлений рівнем зносу ЦНТ, режимом роботи турбіни, можливостями фінансування модернізації.

Створення спеціалізованих пікових енергоблоків потребує часу і значних коштів. Один із можливих маловитратних способів підвищення маневреності існуючих ТЕС - уповільнення остигання турбін при нічних зупинах. Для штатних і запропонованих автором варіантів модернізації з посиленням теплового захисту (табл. 4) в ІПМаш виконані розрахункові дослідження динаміки остигання. Розрахунок показав, що перша стадія остигання характеризується впливом початкового поля температур і перемінним темпом. Друга стадія - регулярний режим, де темп остигання уповільнюється до постійного: , де , - температура елемента в моменти і , відповідно; - температура навколишнього середовища. Згідно з розрахунковими даними (рис. 5), остигання ротора і фланця зовнішнього корпусу (ФЗК) у зонах паровпуску ЦВТ і ЦСТ при посиленні теплового захисту (режими III, IV) стабілізується швидше і при більш низькому темпі, що уповільнює остигання.

Таблиця 4

Варіант | Характеристика | Примітка

I | Зі зривом вакууму і проектною тепловою ізоляцією зовнішніх корпусів циліндрів, трубопроводів, що підводять та відводять пару | Штатні режими

II | Те ж, із збереженням вакууму протягом 24 год. шляхом подачі пари різних параметрів у кінцеві ущільнення циліндрів

III | Зі зривом вакууму, відкритими опорними лапами і з посиленим тепловим захистом у зоні приєднання патрубків трубопроводів | Режими

після мо-дернізації

IV | Те ж, із нанесенням теплової ізоляції на опорні лапи циліндрів

При уповільненні остигання можна чекати зменшення часу наступного прогріву-навантаження. В ІПМаш було виконано розрахунки динаміки прогріву елементів турбіни К-300-240 в нестаціонарному тепловому стані при обмеженні термічних напружень на гранично допустимому рівні. З огляду на те, що в лімітуючих вузлах є концентратори напружень (термокомпенсаційні канавки, придискові галтелі, вирізи і виточки для кріплення діафрагм і обойм і т. ін.), для штатного режиму прогріву було прийнято відомі значення коефіцієнтів концентрації напружень Ккц (умовних коефіцієнтів запасу стосовно межі текучості матеріалів) для ділянок роторів Ккц = 5, для ділянок ФЗК Ккц = 2. Згадане вище посилення теплоізоляції опорних лап і патрубків ЦВТ і ЦСТ, а також запропонований автором електрообігрів опорних лап і патрубків дозволяють знизити коефіцієнти концентрації напружень до Ккц = 3, Ккц = 1,5 відповідно. Результати порівнювалися з ТЗ на проектування турбін К-310-240-3 для напівпікових блоків (в табл. 5 варіанти остигання існуючої турбіни відповідають табл. 4). При штатному стані турбіни час набору її потужності більший, ніж проектованої. Модернізація існуючої турбіни з посиленням теплового захисту ЦВТ і ЦСТ та електрообігрівом дає меншу тривалість прогріву-навантаження, ніж нова напівпікова турбіна.

|

Рис. 5. Температурний стан елементів у зоні паровпуску ЦВТ (ротора (а) и ФЗК (б)) при остиганні турбіни К-300-240.

Те ж, у зоні

паровпуску ЦСТ.

Таблиця 5

Турбіна | Варіант остигання | Тривалість зупинки, год. | Час набору номінальної потужності при пуску, год.

К-310-240-3

(технічне завдання) | З холодного стану | 5,0

- | 48 | 2,5

- | 10 | 1,0

К-300-240 (штатний стан:

ротор ,

ФЗК ) | З холодного стану | 8,1

I | 48 | 3,78

12 | 1,57

IV | 48 | 2,76

12 | 1,32

К-300-240 (електрообігрів опорних лап і патрубків ЦВТ та ЦСТ: ротор ,

ФЗК ) | З холодного стану | 4,4

I | 48 | 1,77

12 | 0,41

IV | 48 | 1,14

12 | 0,26

Результати досліджень дають два напрямки підвищення ККД турбоагрегатів: за рахунок технологічних рішень з підвищення електричної потужності при тих же витратах пари і за рахунок зниження тривалості пускових режимів. Другий напрямок водночас сприяє підвищенню маневреності ТЕС. Ці заходи з модернізації є маловитратними і можуть бути виконані на підприємствах України.

В четвертому розділі проаналізовано досвід передпроектних проробок і реалізації проектів реконструкції ТЕС України. Серед тих, що розроблялись за участю автора - проекти реконструкції блоків №1 (125 МВт) і №7 (150 МВт) Придніпровської ТЕС із застосуванням технології ЦКШ (паливо - шлам марки ДГ і вуглецевміщуюча зола виносу пиловугільних блоків); маловитратна реабілітація блоків №12 Луганської ТЕС (200 МВт) і №3 Трипільської ТЕС (300 МВт) з перебудовою топки котла на газощільну (паливо - АШ); реконструкція газомазутного блока 800 МВт Ву-глегірської ТЕС з використанням ГТН; проект міні-ТЕС з бінарним циклом (двоконтурна схема з водяною парою і низькокиплячим органічним теплоносієм) для утилізації вугільних відходів з локальних відстійників і відвалів. Далі найбільш докладно описані реалізовані проекти, характерні для трьох вищевказаних рівнів реабілітації.

Блок №1 200 МВт Бурштинської ТЕС (паливо – вугілля газової групи) був обраний як пілотний для розробки варіантів реконструкції з поліпшенням техніко-економічних показників і подовженням ресурсу на 25-30 років. У ТЕО, розробленому ЛьвівТЕП, ЛьвівОРГРЕС, фірмами АББ і Альстом, спочатку розглядались тільки варіанти повного відновлення блока: варіант 1а - котел пиловугільний барабанний із природною циркуляцією, нова турбіна 234 МВт, очищення від оксидів сірки і золи за технологією NІD; варіант 1б - те ж, очищення за технологією WFGD; варіант 2а - котел пиловугільний із примусовою циркуляцією, турбіна і очищення за варіантом 1а; варіант 2б - те ж, очищення за технологією WFGD; варіант 3 - котел з ЦКШ, турбіна за варіантом 1а. З урахуванням пропозицій автора, додатково був розглянутий маловитратний варіант 4 (перший рівень реабілітації) з подовженням ресурсу на 15 років: часткова реконструкція існуючого котла ТП-100 (заміна поверхонь нагріву, заміна пальників на турбулентні і т.д.) і турбіни К-200-130 (модернізація проточної частини ЦНТ, установка системи охолодження вихлопних патрубків ЦНТ, заміна опорних підшипників, регулювальних клапанів ВТ, реконструкція системи регулювання і захисту, доведення потужності до 210 МВт, зниження питомої витрати тепла з 2090 до 1937 ккал/(кВтгод.)). В цьому варіанті зниження викидів досягається лише за рахунок збільшення ефективності спалювання. Основні техніко-економічні показники варіантів реконструкції блока 200 МВт, розраховані згідно з галузевим керівним документом ГКД 34.00.001-95 та рекомендаціями Європейського банку реконструкції та розвитку, наведені в табл. 6.

Таблиця 6

Найменування показників | Варіанти

1а | 1б | 2а | 2б | 3 | 4

Потужність, МВт | 234 | 234 | 234 | 234 | 234 | 210

Річний відпуск електроенергії, ГВтгод. | 1419 | 1413 | 1415 | 1409 | 1396 | 1276

Витрата електроенергії на власні потреби, % | 6,7 | 7,1 | 6,96 | 7,35 | 8,22 | 6,52

Питома витрата палива, г у.п./(кВтгод.) | 318,1 | 319,5 | 318,8 | 320,1 | 323,2 | 345,3

Вартість реконструкції без ПДВ, млн дол. | 172,1 | 190,4 | 181,2 | 199,5 | 174,1 | 88,7

Собівартість електроенергії, цент/(кВтгод.) | 2,60 | 2,81 | 2,64 | 2,87 | 2,63 | 2,46

Термін окупності капвкладень (РВР), років | 14,2 | 14,6 | 15,08 | 15,5 | 15,0 | 8,25

Індекс прибутковості (PI) | 1,2 | 1,2 | 1,15 | 1,14 | 1,2 | 1,3

Чистий приведений дохід (NPV), млн дол. | 78,8 | 80,6 | 69,3 | 70,1 | 68,6 | 82,3

Внутрішня рентабельність інвестицій (IRR), % | 13,2 | 12,8 | 12,4 | 12,1 | 12,5 | 21,7

За критеріями мінімізації капітальних витрат і терміну окупності, чистого приведеного доходу і рентабельності інвестицій запропонований автором варіант виявився привабливішим, він був застосований при реконструкції блоків №№ 8-12 і буде використаний при реконструкції блоків №№ 5,7 Бурштинської ТЕС.

З урахуванням пропозиції автора, для пілотного проекту модернізації блока №8 Зміївської ТЕС була обрана технологія пиловидного спалювання з інтегрованими плавильними передтопками, як більш придатна для спалювання низькореакційного вугілля марок А и П без підсвічування з підвищеним виходом шлаку і така, що відповідає другому рівню реабілітації, з реконструкцією турбіни. Проект здійснив консорціум німецьких фірм "Заміщення ЧАЕС, Зміївська ТЕС" під лідерством фірми Сименс. При реконструкції турбіни фірмою Сименс замінений ЦВТ, "Турбоатом" модернізував ЦСТ і ЦНТ, потужність блока збільшена до 325 МВт. Котел до і після модернізації показаний на рис. 6. Порівняння характеристик блока з однотипними старими (табл. 7) свідчить про ефективність модернізації за другим рівнем. Недоліки, виявлені при реалізації пілотного проекту, будуть усунені при його тиражуванні на інших блоках 300 МВт.

а | б | Рис. 7. Викиди (кг/(МВт-год.))

до і після реконструкції блока №4

Старобешівської ТЕС.

Рис. 6. Котлоагрегат ТПП-210 блока №8 Зміївської ТЕС до (а) і після модернізації (б).

Таблиця 7

Найменування показника | Блок № 8 | Блоки №№ 7, 9, 10

Термін служби устаткування | 20 р. | Ресурс 4-7 тис год.

Електрична потужність блока | 325 МВт | 275 МВт

Робота на вугіллі із зольністю до 30% в діапазоні навантаження 70-100% | Без підсвічувального палива | Підсвічування до 30% (до 15 нм3/год.)

Діапазон маневреності | 160 – 325 МВт | 210-275 МВт

Частка зв'язування золи в шлак | 60-80% | 17%

ККД котла брутто | 87,94% | 83%

Питома витрата тепла на турбіну | 1791,5 ккал/(кВт·год.) | 1978,4 ккал/(кВт·год.)

Питома витрата палива | 340 г у.п./(кВт·год.) | 377 г у.п./(кВт·год.)

Вуглець в леткій золі | 15% | 25%

Емісія леткої золи в димових газах | 80 мг/нм3 | 1300 мг/нм3

Фірма CdF Іngenіerіe за участю ДонТЕП, ІВЕ та автора виконала ТЕО пілотного проекту реконструкції блока №4 200 МВт Старобешівської ТЕС із заміною топки на ЦКШ для спалювання високозольного антрациту і шламу (третій рівень). В ТЕО були враховані результати дослідного спалювання в ЦКШ шламу, наведені в табл. 1. Підрядниками виконання проекту були Lurgі Lentjes AG (котел і сушарка шламу), Alstom AB (електрофільтр). Переваги проекту - використання дешевого палива з вугільних відходів, збільшення економічності, діапазону навантаження, покращення екологічних показників (рис.7). Питомі капітальні витрати виявились нижчими, ніж для порівняних котлів у Європі. Автором проаналізовано недоліки, виявлені в ході реалізації проекту, і дано рекомендації з їх усунення.

Для турбін блоків ТЕС в роботі оцінювались умови, за яких може бути подовжений ресурс роторів і корпусів ЦВТ і ЦСТ. Дослідження, виконані автором спільно з ІПМаш, показали, що міцність корпусів ЦВТ визначається рівнем напруженого стану стінки в зоні регулюючого ступеня, а в цій зоні – рівнем концентрації напружень в кутах кільцевого пазу для направляючого козирка. Поза зазначеними зонами запаси статичної і циклічної міцності та довговічності досить великі і не перешкоджають подовженню ресурсу корпусів, навіть якщо турбіни експлуатуються в маневреному і в напівпіковому режимах.

У роботі показано, що для блоків з існуючими параметрами пари найбільший приріст ККД може дати повернення до проектного рівня температур гострої пари і промперегріву (1,2%) та модернізація турбін (4,6%). Подальше збільшення ККД пов'язане з необхідністю підвищення параметрів пари до 35 МПа, 700-720С на основі комплексного впровадження нових матеріалів, рекомендації з вибору яких наведені в табл. 8.

Таблиця 8

Високотемпературні елементи | Рекомендований матеріал

Матеріал колекторів | 16Мо3, 10CrMo9

Промперегрівник 1 і 2 ступеня | 13CrMo5, 7CrNoVTі10; X20CrMo11

Пароперегрівник №1-4 | HCM 12, Super 304H

Верхня радіаційна частина | Х20СrMo11, 7CrMoVTі10

Водяний економайзер | 16Мо3

Поверхні нагріву в районі пальників | НСМ 12, Іn 617

Пальники | Супержаростійкий біметал

Робочі і направляючі лопатки турбіни | Waspalloy

Корпус, ротор, клапани турбіни | Іn 675, Іn 617*

* In – сучасна розробка металу на нікелевій основі.

Узагальнення досвіду реконструкції ТЕС України дозволяє уточнити запропоновані автором рівні реабілітації по технологіях, питомих витратах, результатах (табл. 9). З наведених у роботі матеріалів випливає, що для різних енергоблоків залежно від їх наявного технічного стану, планованих ресурсу, паливної бази, техніко-економічних, маневрених, екологічних показників доцільні різні рівні реабілітації (табл.10).

Для оцінки ефективності запропонованого підходу було порівняно 3 сценарії: без широкомасштабної реабілітації (1), широкомасштабна реконструкція енергоблоків шляхом заміщення з використанням сучасних технологій в обсягах Національної енергетичної програми України до 2010 року (2) і запропонована автором трирівнева реабілітація в обсягах Енергетичної стратегії України на період до 2030 року (3). Основні очікувані показники за цими сценаріями наведені на рис. 8.

Таблиця 9

Об'єкт | І рівень | ІІ рівень | III рівень

Котлоагрегат | Розширений капремонт, модернізація: пальників, поверхонь нагріву, повітряпідігрівника, пилосистеми | Кардинальна реконструкція частини котла з заміною

топки (аркова, плечова,

передтопки, вихрова) | Новий котел ЦКШ чи факельна топка із сіркоочищенням

Турбоагрегат | Ремонт і реабілітація окремих циліндрів | Модернізація або заміна ЦВТ, ЦСТ, ЦНТ і САК | Новий

турбоагрегат

Екологія | Реконструкція ЕФ, модифікація пальників для зниження NOх, поліпшення якості палива | Заміна ЕФ, установка СОУ 60-90% очищення, пальника зі зниженням NOх | Відповідно до

європейських

стандартів

Паливо | Високої якості, зниження підсвічування на 7-15% | Середньої якості, зниження підсвічування на 30-60 | Низькоякісне і

позабалансове, без підсвічування

Подовження ресурсу блока, р. | 10-15 | 15-20 | 20-30

Діапазон маневреності, % | 15-20 | 20-30 | 20-50

Питомі витрати, дол./кВт | 100 - 250 | 250 - 600 | 600 – 1200

Підвищення ККД блока, % | 2-3 | 3-5 | 4-10

Таблиця 10

Повузлова

реконструкція

(І рівень):

Запорізька –

4 блоки по 300 МВт,

Криворізька –

2 блоки по 282 МВт,

Зуївська –

3 блоки по 300 МВт,

Курахівська –

4 блоки по 200 МВт,

Луганська –

3 блоки по 175 МВт,

Старобешівська –

3 блоки по 175 МВт,

Бурштинська –

3 блоки по 185 МВт,

Добротвірська –

2 блоки по 150 МВт,

Вуглегірська –

4 блоки по 300 МВт. | Комплексна заміна або кардинальна реконструкція пиловугільних енергоблоків

(ІІ й ІІІ рівні):

Придніпровська – 2х150 МВт, 1х285 МВт,

Бурштинська – 3х195 МВт,

Зміївська – 2х275