Шляхи модернізації енергоблоків ТЕС при переведенні їх на ультрасуперкритичні параметри пари

Автори

А. О. Костіков, Інститут проблем машинобудування ім. А. М. Підгорного НАН України (61046, Україна, м. Харків, вул. Пожарського, 2/10), e-mail: kostikov@ipmach.kharkov.ua, ORCID: 0000-0001-6076-1942

О. Л. Шубенко, Інститут проблем машинобудування ім. А. М. Підгорного НАН України (61046, Україна, м. Харків, вул. Пожарського, 2/10), e-mail: shuben@ipmach.kharkov.ua, ORCID: 0000-0001-9014-1357

В. О. Тарасова, Інститут проблем машинобудування ім. А. М. Підгорного НАН України (61046, Україна, м. Харків, вул. Пожарського, 2/10), e-mail: vat523710@gmail.com, ORCID: 0000-0003-3252-7619

В. А. Яковлєв, Інститут проблем машинобудування ім. А. М. Підгорного НАН України (61046, Україна, м. Харків, вул. Пожарського, 2/10), e-mail: yava@ipmach.kharkov.ua, ORCID: 0000-0002-6174-3022

А. О. Мазур, Інститут проблем машинобудування ім. А. М. Підгорного НАН України (61046, Україна, м. Харків, вул. Пожарського, 2/10), e-mail: drussmazur@gmail.com, ORCID: 0000-0003-2864-4943

Анотація

У роботі проаналізовано підхід до вирішення прикладної проблеми модернізації енергоблоків серії 300 МВт виробництва АТ «Українські енергетичні машини» шляхом переведення їх з суперкритичних на ультрасуперкритичні параметри пари за умови максимально можливого збереження системи регенерації підігріву живильної води, що приведе до підвищення енергоефективності ТЕС при мінімальному переобладнанні. Переведення турбоустановки К-300-240-2 на параметри свіжої пари 650 °С/30 МПа й пари проміжного перегріву 650 °С/7 МПа, що визначено як оптимальні в результаті попередніх досліджень, може бути здійснено шляхом повної заміни циліндру високого тиску наявного блоку на новий циліндр високого тиску із ультрасуперкритичними параметрами і надбудови додатковим циліндром середнього тиску при повному збереженні параметрів і конструкцій вихідних частин середнього й низького тиску. Розглянуто два варіанти модернізації структури теплової схеми енергоблоку серії 300 МВт й оцінено масштаби переобладнання системи регенерації підігріву живильної води. У першому варіанті теплової схеми 1-й відбір пари організовано з холодних ниток модернізованого циліндра високого тиску із ультрасуперкритичними параметрами, а 2-й – з холодних ниток надбудови циліндру середнього тиску. При цьому заміні підлягають два підігрівачі високого тиску та турбопривід живильного насосу. Недоліком цього варіанта є те, що через суттєве підвищення параметрів пари неможливо підібрати підігрівачі високого тиску з існуючого модельного ряду, а необхідно розробляти нову конструкцію. Електричний ККД для цього варіанта модернізації підвищується з 36,5% (вихідна теплова схема турбіни К-300-240-2) до 42,5%. У другому варіанті пропонується для збереження наявних підігрівачів високого тиску на один вал із турбопривідом живильного насосу встановити додаткову турбіну потужністю 3 МВт, на вхід якої подається пара з холодних ниток циліндра високого тиску із ультрасуперкритичними параметрами з витратою, що дорівнює сумі 1-го та 2-го відборів вихідного варіанта турбіни. Пара з відборів додаткової турбіни надходить до підігрівачів високого тиску ПВТ9 та ПВТ8 з параметрами, що відповідають вихідним даним наявної турбіни. Беручи це до уваги, підігрівачі високого тиску не підлягатимуть заміні. Крім того, потужності додаткової турбіни достатньо, щоб разом із турбопривідом живильного насосу забезпечити роботу живильного насосу для отримання тиску води 34 МПа. З огляду на це турбопривід живильного насосу теж залишається без змін, крім монтажу додаткової турбіни. Електричний ККД для другого варіанта схеми модернізації турбоустановки К-300-240-2 дорівнює 42,4%. Визначено, що строк окупності модернізації за першим варіантом складає 5 років з врахуванням модернізації котлоагрегату, а за другим – 4,5 роки. Запропоновано обрати варіант теплової схеми з додатковою турбіною, оскільки у цьому випадку можна провести модернізацію турбоустановки К-300-240-2 з максимально можливим збереженням системи регенерації підігріву живильної води при підвищенні її енергоефективності майже на 14%.

Ключові слова: ультрасуперкритичні параметри пари, теплова електростанція, енергоефективність, система регенеративного підігріву живильної води.

Повний текст: завантажити PDF

Література

1. Kostikov A. O., Shubenko O. L., Subotin V. H., Senetskyi O. V., Tarasova V. O., Holoshchapov V. M., Babak M. Yu. Principal modernization solutions for a 300 MW power unit to be converted to operate at ultra-supercritical steam parameters. Journal of Mechanical Engineering – Problemy Mashynobuduvannia. 2021. Vol. 24. No. 4. P. 38–49. https://doi.org/10.15407/pmach2021.04.038.
2. Shubenko A., Babak M., Senetskyi O., Tarasova V., Goloshchapov V., Senetska D. Economic assessment of the modernization perspectives of a steam turbine power unit to the ultra-supercritical operation conditions. International Journal of Energy Research. 2022. Vol. 46. Iss. 15. P. 25530–25537. https://doi.org/10.1002/er.8650.
3. Tarasova V., Kostikov A., Kuznetsov M. Thermodynamic analysis and optimization of the cycle of a CHP plant power unit operating with ultra-supercritical steam parameters. In: Altenbach H., et al. Advances in Mechanical and Power Engineering. CAMPE 2021. Lecture Notes in Mechanical Engineering. Cham: Springer, 2023. P. 44–54. https://doi.org/10.1007/978-3-031-18487-1_5.
4. Tumanovskii A. G., Shvarts A. L., Somova E. V., Verbovetskii E. Kh., Avrutskii G. D., Ermakova S. V., Kalugin R. N., Lazarev M. V. Review of the coal-fired, over-supercritical and ultra-supercritical steam power plants. Thermal Engineering. 2017. Vol. 64. P. 83–96. https://doi.org/10.1134/S0040601517020082.
5. Mohamed O., Khalil A., Wang J. Modeling and control of supercritical and ultra-supercritical power plants: A review. Energies. 2020. Vol. 13. Iss. 11. Paper ID 2935. https://doi.org/10.3390/en13112935.
6. Mohamed O. Study of energy-efficient supercritical coal-fired power plant dynamic responses and control strategies: Ph.D. Thesis. University of Birmingham, Birmingham, UK. 2012.
7. Draganescu M. Study of supercritical coal-fired power plant dynamic responses and control for grid code compliance: Ph.D. Thesis. University of Warwick, Coventry, UK. 2015.
8. Guo S. Model based analysis of power plant integrated with a post combustion carbon capture process: Ph.D. Thesis. University of Warwick, Coventry, UK. 2015.
9. Agbonghae E. O. Modelling and optimization of coal-fired power plant generation systems with CO₂ capture: Ph.D. Thesis. University of Leeds, Leeds, UK. 2015.
10. Restrepo A., Miyake R., Kleveston F., Bazzo E. Exergetic and environmental analysis of a pulverized coal power plant. Energy. 2012. Vol. 45. Iss. 1. P. 195–202. https://doi.org/10.1016/j.energy.2012.01.080.
11. Li Y., Zhou L., Xu G., Fang Y., Zhao S. Yang Y. Thermodynamic analysis and optimization of a double reheat system in an ultra-supercritical power plant. Energy. 2014. Vol. 74. P. 202–214. https://doi.org/10.1016/j.energy.2014.05.057.
12. Cui J., Chai T., Liu X. Deep-neural-network-based economic model predictive control for ultra-supercritical power plant. IEEE Transactions on Industrial Informatics. 2020. Vol. 16. Iss. 9. P. 5905–5913. https://doi.org/10.1109/tii.2020.2973721.
13. Adibhatla S., Kaushik S. C. Energy and exergy analysis of a super critical thermal power plant at various load conditions under constant and pure sliding pressure operation. Applied Thermal Engineering. 2014. Vol. 73. Iss. 1. P. 51–65. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2014.07.030.
14. Ahmadi Gh. R., Toghraie D. Energy and exergy analysis of Montazeri steam power plant in Iran. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2016. Vol. 56. P. 454–463. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.11.074.
15. Tramošljika B., Blecich P., Bonefacic I., Glažar V. Advanced ultra-supercritical coal-fired power plant with post-combustion carbon capture: Analysis of electricity penalty and CO₂ emission reduction. Sustainability. 2021. Vol. 13. Iss. 2. P. 801–820. https://doi.org/10.3390/su13020801.
16. Liebenthal U., Linnenberg S., Oexmann J., Kather A. Derivation of correlations to evaluate the impact of retrofitted post-combustion CO₂ capture processes on steam power plant performance. International Journal of Greenhouse Gas Control. 2011. Vol. 5. Iss. 5. P. 1232–1239. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2011.05.033.
17. Kowalczyk T., Ziółkowski P., Badur J. Exergy analysis of the Szewalski cycle with a waste heat recovery system. Archives of Thermodynamics. 2015. Vol. 36. No. 3. P. 25–48. https://doi.org/10.1515/aoter-2015-0020.
18. Espatolero S., Cortés C., Romeo L. M. Optimization of boiler cold-end and integration with the steam cycle in supercritical units. Applied Energy. 2010. Vol. 87. Iss. 5. P. 1651–1660. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2009.10.008.
19. Liu X. J., Kong X. B., Hou G. L., Wang J. H. Modeling of a 1000 MW power plant ultra super-critical boiler system using fuzzy-neural network methods. Energy Conversion and Management. 2013. Vol. 65. P. 518–527. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2012.07.028.
20. Zhang H., Liu X., Kong X., Lee K. Y. Stacked auto-encoder modeling of an ultra-supercritical boiler-turbine system. Energies. 2019. Vol. 12. Iss. 21. Paper ID 4035. https://doi.org/10.3390/en12214035.
21. Łukowicz H., Dykas S., Rulik S., Stepczynska K. Thermodynamic and economic analysis of a 900 MW ultra-supercritical power unit. Archives of Thermodynamics. 2011. Vol. 32. No. 3. P. 231–244. https://doi.org/10.2478/v10173-011-0025-1.
22. Rayudu P. N., Govinda Rajulu K. Technology thermodynamic analysis of 1200 MW coal based supercritical thermal power plant with single and double reheating. International Journal of Engineering Sciences & Research Technology. 2017. Vol. 6. Iss. 4. P. 677–684.
23. Sun L., Li D., Lee K. Y., Xue Y. Control-oriented modeling and analysis of direct energy balance in coal-fired boiler-turbine unit. Control Engineering Practice. 2016. Vol. 55. P. 38–55. https://doi.org/10.1016/j.conengprac.2016.06.013.
24. Тарасова В. О. Факторний аналіз теплової схеми ТЕЦ з суперкритичним паровим циклом на основі ексергетичного методу. Вісник НТУ «ХПІ». Серія: «Нові рішення у сучасних технологіях». 2021. № 2 (8). С. 46–55. https://doi.org/10.20998/2413-4295.2021.02.07.
25. Паровая турбина К-300-240 ХТГЗ / под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергоиздат, 1982. 272 с.
26. Лыхвар Н. В., Говорущенко Ю. Н., Яковлев В. А. Моделирование теплоэнергетических установок с использованием интерактивной схемной графики. Проблемы машиностроения. 2003. Т. 6. № 1. С. 30–41.

Надійшла до редакції 19.06.2023