ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ЗА РУБЕЖОМ

Блок 1000 МВт на высоковлажном буром угле для ТЭС Нидераусем

Тумановский А. Г., доктор техн. наук, Котлер В. Р., Вихрев Ю. В., кандидаты техн. наук

ÂÒÈ

В августе 2002 г. новый энергоблок “К” мощностью 1000 МВт на ТЭС Нидераусем (Германия) был впервые включен в сеть и после завершения пусконаладочных испытаний в январе 2003 г. сдан в промышленную эксплуатацию. Пуск блока “К”, заменившего шесть устаревших блоков мощностью по 150 МВт, явился первым шагом программы модернизации оборудования, проводимой энергокомпанией RWE Rheinbraun [1]. Особенностью блока “К” является не только его рекордная для Европы мощность, но еще и чрезвычайно высокий КПД (43% в расчете по низшей теплоте сгорания), несмотря на то, что топливом для блока служит высоковлажный бурый уголь с теплотой сгорания 1890 – 2510 ккал кг. Уголь на ТЭС Нидераусем поступает по железной дороге из двух угольных разрезов (Hambach и Garzweiler), расположенных неподалеку.

Перед началом проектирования было принято решение о сооружении мощного энергоблока на сверхкритические параметры пара, работающего в конденсационном режиме, в базовой части графика нагрузок (но способного разгружаться до 50%- ной нагрузки без подсветки основного факела газом или мазутом).

Основные характеристики энергоблока приведены далее.

Мощность (брутто), МВт	1012
Собственные нужды, %	4,6
Мощность (нетто), МВт	965
КПД (нетто), %, менее	43
Расход перегретого пара, т ч	2620
Температура питательной воды, °С	294
Параметры свежего пара:
давление, МПа	27,4
температура, °С	580
Температура уходящих газов, °С	100
КПД котла (брутто), %	94,4
Содержание золовых частиц за котлом, мг м3	45
Концентрация оксидов азота и серы, мг м3, не более	200

Турбоагрегат состоит из однопоточной части высокого давления, двухпоточной части среднего давления и шестипоточной части низкого давления (три цилиндра с шестью выхлопами). Пло-

щадь выхлопа 6 12,5 м2, КПД турбины – 92,6%, вакуум в конденсаторе 28,9 35,5 мбар при температуре охлаждающей воды 14,7 24,7°С. Система регенерации включает 10 подогревателей [2]. На схеме (ðèñ. 1) показано, что получить столь высокий КПД удалось за счет снижения вакуума в конденсаторе (+1,4%), оптимизации использования тепла уходящих газов (+1,3%), повышения параметров пара (+1,6%), оптимизации тепловой схемы блока (+1,6%), улучшения проточной части турбины (+2,3%) и снижения общестанционных затрат на собственные нужды (+1,5%).

Котельный агрегат имеет башенную компоновку: конвективные поверхности нагрева подвешены над топочной камерой. Газоплотные топочные экраны полностью дренируемые. Верхняя отметка котельного цеха 167,5 м, размеры топочной камеры котла в плане 24 24 м, размеры котельной ячейки 86,5 90,0 м (ðèñ. 2).

Бункеры сырого угля расположены слева и справа от котельного агрегата. Такая компоновка значительно укорачивает расстояние и упрощает схему подачи топлива к мельницам-вентиляторам, окружающим топочную камеру со всех сторон.

Объем бункеров сырого угля рассчитан на работу котла с номинальной нагрузкой в течение 7 ч даже при поступлении самого низкокачественного угля (при этом котел может работать на семи мельницах, а суточный расход угля составляет примерно 20 тыс. т).

Система пылеприготовления состоит из восьми мельниц-вентиляторов типа ¹ 340.43. Эти мельницы окружают топочную камеру со всех сторон, что значительно укорачивает трассу пылепроводов от мельниц к горелкам. Производительность каждой мельницы по рейнскому бурому углю равна 143,5 т ч. Конструкция мельниц имеет две отличительные особенности: наличие предвключенной бильной части и практически полное отсутствие сепаратора на выходе из мельницы (ðèñ. 3). Предвключенная бильная часть потребовалась для того, чтобы остаток на сите 1000 мкм не превышал 6 – 10%.

Исходя из необходимости обеспечить стабильное воспламенение факела в широком диапазоне

2003, ¹ 11

69

1

4		21		10			11		13			17
2
											19
								14
5		7
6
										16	18
3		8						15
			12

9	20

+ ' 234 0+ U < # & " ?

1 – пониженный вакуум в конденсаторе за счет оптимизации градирни (+1,4%); 2 – десульфуризация дымовых газов; 3 – ãèïñ; 4 – охладитель дымовых газов; 5 – электрофильтр; 6 – сухая зола; 7 – воздухоподогреватель; 8 – водовоздушный подогреватель; 9 – воздух; 10 – воздухоподогреватель на байпасе экономайзера (LUBEСO); 11 – котел с повышенными параметрами пара (+1,6%); 12 – шлак в систему гидрозолоудаления; 13 – оптимизация тепловой схемы (+1,6 %); 14 – рядовой бурый уголь; 15 – угольные мельницы; 16 – подогреватели; 17 – турбоагрегат с улучшенной проточной частью (+2,3%); 18 – конденсатор; 19 – электрогенератор; 20 – трансформатор; 21 – регенерация тепла уходящих газов (+1,3%)

нагрузок, принято решение на выходе из мельниц отделить (за счет сил инерции) аэросмесь с повышенной концентрацией угольной пыли от слабозапыленного потока сушильного агента, который подается в топку через специальные сопла выше основных горелок. Измерения, проведенные на работающем котле, подтвердили, что в основные горелки поступает 87 – 91% топлива и 70 – 73% сушильного агента, а в сбросные горелки соответственно только 9 – 13% топлива и 27 – 30% сушильного агента. Кроме того, оказалось, что крупность

+167 500

0,0

–6500

X " " ' 234 J

FFF /8 0+ U

пыли даже лучше, чем предполагалось: остаток на сите 1000 мкм составлял только 3 – 4%.

Восемь прямоугольных горелок установлены в один ярус (по две горелки на каждой стороне топочной камеры) и направлены по касательной к воображаемой окружности в центре топки. При номинальной нагрузке блока коэффициент избытка воздуха в основных горелках равен 0,94 (при 50%-ной нагрузке −ã = 0,97). После ввода слабозапыленного воздуха (восемь горелок на четырех экранах топочной камеры) коэффициент избытка воздуха при номинальной нагрузке снижается до 0,90 (при 50%-ной нагрузке – до 0,95). В верхней части топки, до отбора топочных газов на мельни- цы-вентиляторы, в топку подается часть третичного воздуха. Выше газозаборных окон установлены сопла для ввода остальной части третичного воздуха, после чего коэффициент избытка воздуха составляет уже −ò, = 1,15 (при номинальной нагрузке), или −ò, = 1,20 (при 50%-ной нагрузке).

Благодаря такой схеме ступенчатого ввода топлива и воздуха удалось обеспечить заданные нормы по концентрации токсичных газов: NOx 200 ìã ì3 è ÑÎ 250 ìã ì3 (в расчете на сухие дымовые газы при 0°С, 101,3 кПа и О2 = 6%, ò.å. ïðè − = 1,4).

При растопке котла сначала включаются пилотные мазутные форсунки, затем в основные горелки подается сухая угольная пыль от специальной пылеприготовительной установки с непрямой схемой сжигания. Эта пылесистема рассчитана на 35%-ную нагрузку котла (мощность каждой горелки – 90 МВт). Сухая пыль может подаваться к горелкам и для одновременного сжигания с влаж-

70	2003, ¹ 11

% / : & /8 R %(F (% &

J ' J < &

' 234 0+ U

ным углем, поступающим в бункеры котельного цеха.

Обычно котел работает с одной или двумя отключенными горелками. При этом, конечно, нарушаются симметрия в горизонтальном сечении и равномерность падающих тепловых потоков на разные экраны. В связи с этим потребовалось установить дополнительную систему перемешивания пароводяной смеси в смесительных коллекторах. Это обеспечило почти полное равенство температур в трубах на выходе из зоны спиральных экранов.

Воздушный тракт котла состоит из двух систем. Каждая система включает два дутьевых вентилятора, два водовоздушных подогревателя системы регенерации тепла уходящих газов и два регенеративных воздухоподогревателя (ðèñ. 4). Характеристика водовоздушного подогревателя приведена далее.

Расход воздуха на горение, кг с	2 408,2
Температура воздуха на входе выходе, °С	25 120
Расход греющей воды, кг с	2 131
Температура воды на входе выходе, °С	124 54
Тепловая мощность, МВт	77,9

Эффективное сжигание высоковлажного бурого угля с минимальными выбросами оксидов азота удалось осуществить благодаря реализации проверенных ранее технических решений:

поддержание оптимального соотношения топливо воздух в зоне активного горения;

концентрация большого количества топлива в высокотемпературной зоне горения, следствием чего явился почти полный пиролиз угольных частиц в зоне активного горения;

отделение аэросмеси с углем тонкого помола и подача этого топлива выше основных горелок для создания восстановительной зоны (схема трехступенчатого сжигания);

повышенное время пребывания в восстановительной зоне и в зоне дожигания, в результате чего даже крупные частицы угля успевали полностью сгореть и не создавали условий для шлакования или загрязнения поверхностей нагрева;

4 5

3

1

2

7

6

( " " ?

1 – котел; 2 – воздухоподогреватель; 3 – электрофильтр; 4 – десульфуризация; 5 – градирня; 6 – дутьевой вентилятор; 7 – водовоздушный подогреватель

2003, ¹ 11

71

HP

RH

à)

1

SH 1

SH 2

SH 4

SH 5

I0

I1

I2

2

3

4

ITri

SH 3

IRH

Triflux (RH 2)

RH 3

RH 1

á)

) 3 : " & ' ! J = >

18; = >?

ÍÐ – пар высокого давления; RH – пар промперегрева; SH1 SH5 – пароперегреватели с первой по пятую ступень; RH – RH3 – три ступени промпароперегревателя; 1 – поток дымовых газов; 2 – сепаратор; 3 – байпас; 4 – смешивающий клапан; I0, I1, I2, ITri è IRH – впрыски для регулирования температуры острого пара и промпароперегревателя

наличие двух ступеней для ввода третичного воздуха, что оптимизировало расстояние от зоны активного горения до зоны дожигания;

установка переталкивающей цепной решетки под холодной воронкой выше погруженного в шлаковую ванну скребкового конвейера. Эта решетка служит, прежде всего, для снижения неравномерности поступления шлака (например, при обдувке топочных экранов).

При номинальной нагрузке котла температура газов на выходе из топки составляет 1050°С. Для снижения абразивного износа конвективных поверхностей нагрева и уменьшения потерь собственных нужд на тягу скорость газов выше топоч- ной камеры не превышала 9 м с.

После первой части опускного газохода, свободного от поверхностей нагрева, общий поток дымовых газов разделяется на две части: первая направляется к двум регенеративным воздухоподогревателям (РВП), а вторая – к байпасному экономайзеру LUBECO (luvo bypass Economiser) (ðèñ. 4). После этого основной и байпасный газоходы объединяются и дымовые газы последовательно проходят через электрофильтры, охладители газов и систему десульфуризации.

В охладителях газов их температура снижается со 160 до 100°С, при этом 77,9 МВт тепла передается в тракт подогрева воздуха. Кроме того, нали- чие охладителя газов позволяет поддерживать постоянной температуру дымовых газов перед уста-

новкой сероулавливания, что благоприятно сказывается на ее эффективности.

Поскольку температура воды на входе в теплообменник составляет всего 53 – 54°С, то здесь ожидается конденсация до 300 кг ч влаги из дымовых газов.

Характеристики двух частей LUBECO приведены далее.

		LUBECO
	Параметр	высокого	низкого
		давления	давления
	Расход дымовых газов, кг с	344	344
	Температура на входе выходе, °С	351 231	231 160
	Расход воды, кг с	120,3	13,4
	Температура воды, °С	204 293	145
	Давление и температура испари-	–	0,5 152
	òåëÿ, ÌÏà °Ñ
	Тепловая мощность, МВт	–	28,6
	Содержание золовых частиц	–	4,2
	в дымовых газах, кг с

Благодаря предварительному подогреву воздуха уменьшилась потребность в количестве тепла, передаваемого в РВП. Это позволило использовать часть тепла дымовых газов для нагрева конденсата и питательной воды. Примерно 1 3 всех дымовых газов с температурой около 350°С проходит через LUBECO, подогревая питательную воду параллельно ПВД. Во второй секции LUBECO имеется

72	2003, ¹ 11

контур естественной циркуляции для генерирования пара, используемого в последнем перед деаэратором ПНД. Все это позволяет уменьшить отбор пара из турбины на ПНД и ПВД и тем самым увеличить выработку электроэнергии.

В связи с наличием в дымовых газах оксидов серы возникает опасность низкотемпературной коррозии труб газоохладителя. Чтобы предотвратить возможные неприятности, стены теплообменника и его трубы защищены пластиком PFA (порошковым полимером). Сброс дымовых газов в атмосферу осуществляется через градирню после установки десульфуризации.

Питательная вода, нагретая в ПВД и в параллельной системе LUBECO до температуры 295°С, поступает в двухступенчатый экономайзер. Первая ступень выполнена по схеме противотока (по отношению к дымовым газам), а вторая (нижняя ступень) – по схеме параллельного тока. После экономайзера вода поступает в испарительную часть че- рез нижние коллекторы топочной камеры. Парообразование происходит в топочных экранах, выполненных из труб в виде спиральной навивки. Выше топочной камеры испарительная часть выполнена в виде вертикальных труб. Перед этими трубами происходит перемешивание потоков для устранения неравномерности температур, вызванной различием тепловых потоков при несимметричном расположении факела в топке.

После испарительной части пароводяная смесь поступает в систему сепарации, состоящую из шести сепараторов и одного уравнительного сосуда. При частичных нагрузках (менее 40% номинальной) здесь происходит разделение среды на пар и воду.

Следующая поверхность нагрева – пароперегреватель, который представляет собой подвесные трубы и ширмы. Вторая и четвертая ступени пароперегревателя расположены по схеме противотока, а пятая ступень – по схеме параллельного тока. Третья ступень пароперегревателя объединена системой трифлюкс (triflux) со второй ступенью промпароперегревателя. Такая схема (ðèñ. 5) позволяет снизить впрыск в промпароперегреватель и тем самым повысить КПД блока. В России эта схема, известная под названием газопаро-паровой теплообменник (ГППТ), была использована Таганрогским котельным заводом в начале 60-х годов на котлах дубль-блоков мощностью 300 МВт (Приднепровская, Новочеркасская ГРЭС и др.).

Температура острого пара регулируется впрыскивающими пароохладителями, установленными между пакетами пароперегревателя. Для снижения расхода электроэнергии на собственные нужды все поверхности выполнены с минимальным сопротивлением по пароводяному тракту. В результате перепад давления по первичному тракту составил 3,6 МПа, а по тракту вторичного пара – только 0,2 МПа. При этом промпароперегреватель

3 4

1 2

2

3

X3CrNiMoN17-13

4

X10CrMoVNb 91

* -' " " # &

?

1 – экран; 2 – соединительная труба; 3 – сварной стык по месту; 4 – патрубок

состоит из трех ступеней и обеспечивает перегрев пара от 343 до 600°С. Для регулирования температуры промперегрева используется только газопа- ро-паровой теплообменник (трифлюкс – см. ðèñ. 5).

Общая поверхность пароперегревателей острого и промежуточного пара составляет примерно 150 тыс. м2, а длина всех труб – 1300 км (парообразующие трубы – 200 км, трубы пароперегревателя – 540 км, промпароперегревателя – 370 км и экономайзера – 190 км). Примерно такими же цифрами характеризуются поверхности нагрева, использующие тепло уходящих газов, а трубы газоохладителя имеют общую длину около 1000 км. Но к этим поверхностям нагрева, естественно, предъявляются не столь жесткие требования, как к топочным экранам, сепараторам и пароперегревателям, работающим при повышенных давлениях и температурах.

Трубы топочных экранов выполнены из высоколегированного сплава 13CrMo44. При работе с этим материалом не требовалось проводить термообработку после сварки. Сепараторы и уравнительный сосуд были выполнены из сплава X10CrMoVNb91 (P91). Для изготовления пароперегревательных пакетов второй, четвертой и пятой ступеней, а также промпароперегревателя третьей ступени была использована аустенитная сталь XCrNiMoN17-13, содержащая 17% хрома и 13% никеля. Эта марка стали была проверена в длительной эксплуатации: на ТЭС Weisweiler при температуре пара 600°С она надежно работает с 1994 г.

Выходные коллекторы острого пара и пара промперегрева выполнены из мартенситной стали.

Впервые на парогенераторе большой мощности был использован сплав E911 (X11CrMoWVNb9-11), который позволил снизить толщину стенок выходных коллекторов паропе-

2003, ¹ 11

73