ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЭЦ. Существенно повысить эффективность использования газа можно при использовании газотурбинных и парогазовых технологий

• Название: Существенно повысить эффективность использования газа можно при использовании газотурбинных и парогазовых технологий
• Дата: 26.11.2021
• Размер: 147.5 Kb.
• Имя файла: ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЭЦ.doc
• Тип: Документы; #283045
• страница: 2 из 3

В последние годы угольные блоки работают в переменном режиме с глубокими разгрузками или остановами на ночь. Высокая, близкая к номинальной экономичность сохраняется на них при разгружении до N3JI=0,4-=-0,5 NH0M.

Хуже обстоит дело с защитой окружающей среды. На российских угольных ТЭС нет действующих систем сероочистки дымовых газов, нет каталитических систем их очистки от NOX. Установленные для золоулавливания электрофильтры недостаточно эффективны; на котлах производительностью до 640 т/ч широко используются разные еще менее эффективные циклоны и мокрые аппараты.

Между тем для будущего тепловой энергетики ее гармонизация с окружающей средой имеет важнейшее значение. Наиболее трудно достичь ее при использовании в качестве топлива угля, содержащего несгораемую минеральную часть и органические соединения серы, азота и других элементов, образующих после сгорания угля вредные для природы, людей или строений вещества.

На локальном и региональном уровнях основными загрязнителями атмосферы, выбросы которых регламентируются, являются газообразные оксиды серы и азота и твердые частицы (зола). Их ограничение требует специального внимания и затрат.

Так или иначе, контролируются также выбросы летучих органических соединений (наиболее жестко сильных загрязнителей, в частности бензопирена), тяжелых металлов (например, ртути, ванадия, никеля) и загрязненные стоки в водоемы.

При нормировании выбросов ТЭС государство ограничивает их уровнем, который не вызывает необратимых изменений окружающей среды или здоровья людей, способных негативно влиять на условия жизни нынешнего и будущих поколений. Определение этого уровня связано со многими неопределенностями и в большой степени зависит от технических и экономических возможностей, т.к. неразумно жесткие требования могут привести к увеличению затрат и ухудшить хозяйственное положение страны.

С развитием технологий и укреплением экономики возможности уменьшения выбросов ТЭС расширяются. Правомерно поэтому говорить (и стремиться!) к минимальному технически и экономически мыслимому воздействию ТЭС на окружающую среду и идти для этого на увеличенные затраты, однако, такие, при которых обеспечивается еще конкурентоспособность ТЭС. Что-то похожее делается сейчас во многих развитых странах.

Вернемся, однако, к традиционным угольным ТЭС.

Разумеется, сравнительно недорогие освоенные и эффективные электрические и тканевые фильтры для радикального обеспыливания выбрасываемых в атмосферу дымовых газов нужно использовать прежде всего. Характерные для российской энергетики трудности с электрофильтрами могут быть устранены путем оптимизации их размеров и конструкции, совершенствования систем питания с использованием предварительной ионизации и устройств переменного, прерывистого или импульсного питания и автоматизации управления работой фильтров. Во многих случаях целесообразно снижение температуры поступающих в электрофильтр газов.

Для снижения выбросов в атмосферу оксидов азота используются, прежде всего, технологические мероприятия. Они заключаются в воздействии на процесс горения путем изменений конструкции и режимов работы горелок и топочных устройств и создания условий, при которых образование оксидов азота невелико или невозможно.

В котлах, работающих на канско-ачинских углях для снижения образования оксидов азота целесообразно использовать оправдавший себя принцип низкотемпературного сжигания. При трех ступенях подачи топлива коэффициент избытка воздуха в зоне активного горения составит 1,0-1,05. Избыток окислителя в этой зоне при наличии интенсивного массообмена в объеме обеспечит низкий темп шлакования. Чтобы вывод части воздуха из зоны активного горения не увеличивал температуры газов в ее объеме, в факел подают замещающее количество газов рециркуляции. При такой организации горения можно снизить концентрации оксидов азота до 200-250 мг/м3 на номинальной нагрузке энергоблока.

СибВТИ для снижения выбросов оксидов азота разрабатывает систему подогрева угольной пыли перед сжиганием, которая позволит снизить выбросы NOX до менее 200 мг/м3.

При использовании на блоках 300-500 МВт каменных кузнецких углей для уменьшения образования NOX следует применять малотоксичные горелки и ступенчатое сжигание топлива. Сочетание этих мероприятий способно обеспечить выбросы NOX<350 мг/м3.

Особенно трудно снизить образование NOX при сжигании малореакционного топлива (АШ и кузнецкий тощий) в котлах с жидким шлакоудалением. В настоящее время на таких котлах концентрации NOX=1200-1500 мг/м3. При наличии на электростанциях природного газа в них целесообразно организовывать трехступенчатое сжигание с восстановлением NOX в верхней части топки (ребенинг-процесс). Основные горелки при этом эксплуатируются с коэффициентом избытка воздуха агор= 1,0-1,1, а природный газ для создания восстановительной зоны подается в топку вместе с сушильным агентом. Такая схема сжигания может обеспечить концентрации NOX до 500-700 мг/м3.

Для очистки дымовых газов от оксидов азота применяют химические методы. Промышленно применяются две азотоочистные технологии: селективного некаталитического восстановления (СНКВ) и селективного каталитического восстановления (СКВ) оксидов азота.

При более высокой эффективности СКВ-технологии удельные капитальные затраты в нее на порядок выше, чем в СНКВ. Напротив, расход восстановителя, чаще всего аммиака, при СКВ технологии в 2-3 раза ниже вследствие более высокой селективности использования аммиака по сравнению с СНКВ.

СНКВ-технология, отработанная на котле производительностью 420 т/ч Тольяттинской ТЭЦ, может быть применена при техническом перевооружении угольных электростанций с котлами, работающими с жидким шлакоудалением. Это обеспечит на них уровень выбросов NOX = 300-350 мг/м3. В экологически напряженных районах для достижения выбросов NOX около 200 мг/м3 может быть использована СКВ-технология. Во всех случаях использованию азотоочисток должны предшествовать технологические мероприятия по снижению образования NOX.

С помощью освоенных в настоящее время технологий возможна экономически приемлемая очистка продуктов сгорания сернистого топлива с улавливанием 95-97% SO2. В качестве сорбента при этом используется обычно природный известняк, побочным продуктом очистки является товарный гипс.

В нашей стране на Дорогобужской ГРЭС была отработана и промышленно эксплуатировалась установка производительностью 500-103 нм3/ч, реализующая аммиачно-сульфатную технологию сероочистки, в которой сорбентом является аммиак, а побочным продуктом товарный сульфат аммония, являющийся ценным удобрением [5].

При действующих в России нормативах связывание 90-95% SO2 необходимо при использовании топлива с приведенной сернистостью S > 0,15% кг/МДж. При сжигании мало и средне сернистого топлива S < 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

В качестве основных направлений дальнейшего повышения эффективности угольных ТЭС в настоящее время рассматриваются:

повышение параметров пара по сравнению с освоенными24 МПа, 540/540 °С при одновременном совершенствовании оборудования и систем паровых электростанций;

разработка и совершенствование перспективных ПГУ на угле;

совершенствование и разработка новых систем очистки дымовых газов.

Всестороннее совершенствование схем и оборудования позволило без изменения параметров пара повысить КПД угольных энергоблоков сверхкритического давления с примерно 40 до 43-43,5%. Повышение параметров с 24 МПа 545/540 °С до 29 МПа, 600/620 °С увеличивает КПД в реальных проектах на каменном угле до примерно 47%. Удорожание электростанций с крупными (600-800 МВт) блоками вследствие использования при повышенных параметрах более дорогих материалов (например, аустенитных труб пароперегревателей) сравнительно невелико. Оно составляет 2,5% при повышении КПД с 43 до 45% и 5,5 - до 47%. Однако, даже такое удорожание окупается при очень высоких ценах на уголь [6].

Работы над супер критическими параметрами пара, начатые в середине прошлого века в США и СССР [7], нашли в последние годы промышленную реализацию в Японии и западноевропейских странах с высокими ценами на энергоносители.

В Дании и Японии построены и успешно эксплуатируются на каменном угле энергоблоки мощностью 380-1050 МВт с давлением свежего пара 24-30 МПа и перегревом до 580-610 °С. Среди них есть блоки с двукратным промперегревом до 580 °С. КПД лучших японских блоков находится на уровне 45-46 %, датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, - на 2-3% выше.

В ФРГ построены буроугольные энергоблоки мощностью 800-1000 МВт с параметрами пара до 27 МПа, 580/600 °С и КПД до 45%.

Работы над энергоблоком с супер критическими параметрами пара (30 МПа, 600/600 °С), организованные в нашей стране, подтвердили реальность создания такого блока мощностью 300-525 МВт с КПД около 46% уже в ближайшие годы.

Повышение экономичности достигается не только за счет повышения параметров пара (их вклад составляет около 5%), но и -в большей степени - вследствие повышения КПД турбины (4,5%) и котла (2,5%) и совершенствования станционного оборудования с уменьшением характерных для его работы потерь.

Имевшийся в нашей стране задел был ориентирован на температуру пара 650 °С и широкое использование аустенитных сталей. Небольшой опытный котел с такими параметрами и давлением пара 30,0 МПа проработал с 1949 г. на экспериментальной ТЭЦ ВТИ свыше 200 тыс. ч. Он находится в работоспособном состоянии и может быть использован для исследовательских целей и длительных испытаний. Энергоблок СКР-100 на Каширской ГРЭС с котлом производительностью 720 т/ч и турбиной на 30 МПа/650 °С

наработал в 1969 г. свыше 30 тыс. ч. После прекращения эксплуатации по причинам, не связанным с его оборудованием, оно было законсервировано. В 1955 г. К.Раковым в ВТИ были проработаны возможности создания котла с параметрами пара 30 МПа/700 °С.

Применение аустенитных сталей с большими коэффициентами линейного расширения и малой теплопроводностью для изготовления массивных не обогреваемых деталей: паропроводов, роторов и корпусов турбин и арматуры вызывает очевидные трудности при неизбежных для энергетического оборудования циклических нагрузках. С учетом этого практически более подходящими могут оказаться сплавы на никелевой основе, способные работать при существенно более высоких температурах.

Так в США, где после длительного перерыва возобновлены работы, направленные на внедрение супер критических параметров пара, они концентрируются, в основном, на разработке и испытаниях необходимых для этого материалов.

Для деталей, работающих при наивысших давлениях и температурах: труб пароперегревателей, коллекторов, главных паропроводов выбрано несколько сплавов на никелевой основе. Для тракта промперегрева, где давления существенно ниже, рассматриваются также аустенитные стали, а для температур ниже 650 °С - перспективные ферритные стали.

В течение 2003 г. планируется выявить улучшенные сплавы, технологические процессы изготовления и методы нанесения покрытий, обеспечивающие эксплуатацию энергетических котлов при температурах пара до 760 °С с учетом характерных разверок, изменений температуры и возможной коррозии в среде реальных продуктов сгорания угля.

Планируется также откорректировать нормы расчета ASME для новых материалов и процессов и рассмотреть особенности конструирования и эксплуатации оборудования при температурах пара до 870 °С и давлении до 35 МПа [8].

В странах европейского союза на основе кооперативного финансирования разрабатывается с участием большой группы энергетических и машиностроительных компаний усовершенствованный пылеугольный энергоблок с максимальной температурой пара выше 700 °С [9]. Для него приняты параметры свежего пара

37,5 МПа/700 °С и цикл с двойным промперегревом до 720 °С при давлениях 12 и 2,35 МПа. При давлении в конденсаторе 1,5-2,1 кПа КПД такого блока должен быть выше 50% и может достичь 53-54%. И здесь критичными являются материалы. Они разрабатываются так, чтобы обеспечить длительную прочность за 100 тыс. ч., равную 100 МПа при температурах:

сплавы на никелевой основе для труб последних пучков пароперегревателей, выходных коллекторов, паропроводов, корпусов и роторов турбин - 750 °С;

аустенитные стали для пароперегревателей - 700 °С;

ферритно-мартенситные стали для котельных труб и коллекторов - 650 °С.

Прорабатываются новые конструкции котлов и турбин, технологии изготовления (например, сварки) и новые тесные компоновки с целью уменьшить потребность в наиболее дорогих материалах и удельную стоимость блоков без снижения показателей надежности и эксплуатационных показателей, характерных для современных паровых энергоблоков.

Реализация блока намечена после 2010 г., а конечной целью еще через 20 лет является достижение КПД нетто до 55% при температурах пара до 800 °С.

Несмотря на уже достигнутые успехи и имеющиеся перспективы дальнейшего совершенствования паровых энергоблоков, термодинамические выгоды от комбинированных установок настолько велики, что развитию ПГУ на угле уделяется много внимания.

Поскольку сжигание золосодержащего топлива в ГТУ затруднено из-за образования отложений в проточной части турбин и коррозии их деталей, работы по использованию в ГТУ угля ведутся, в основном, в двух направлениях:

газификация под давлением, очистка горючего газа и его сжигание в ГТУ; газификационная установка интегрируется с ПГУ, цикл и схема которой сохраняются такими же, как и на природном газе;

прямое сжигание угля под давлением в высоконапорном парогенераторе с кипящим слоем, очистка и расширение продуктов сгорания в газовой турбине.

Реализация процессов газификации и очистки искусственного газа от золы угля и соединений серы при высоких давлениях позволяет увеличить их интенсивность, уменьшить габариты и стоимость оборудования. Отводимая при газификации теплота утилизируется внутри цикла ПГУ, из него же забираются используемые при газификации пар и вода, а иногда и воздух. Потери, возникающие при газификации угля и очистке генераторного газа, уменьшают КПД ПГУ. Все же при рациональном проектировании он может быть достаточно высоким.

Наиболее проработаны и практически применяются технологии газификации угля в насыпном слое, в кипящем слое и в потоке. В качестве окислителя используется кислород, реже воздух. Применение промышленно освоенных технологий очистки синтез газа от соединений серы требует охлаждения газа до 40 °С, которое сопровождается дополнительными потерями давления и работоспособности. Стоимость систем охлаждения и очистки газа составляет 15-20% общей стоимости ТЭС. Сейчас активно разрабатываются высокотемпературные (до 540-600 °С) технологии газоочистки, которые позволят снизить стоимость систем и упростить их эксплуатацию, а также уменьшить связанные с очисткой потери. Независимо от технологии газификации в горючий газ переходит 98-99% энергии угля.

В 1987-91 гг. в СССР по государственной программе «Экологически чистая энергетика» ВТИ и ЦКТИ совместно с проектными институтами были подробно проработаны несколько ПГУ с газификацией угля.

Единичная мощность блоков (нетто) составляла 250-650 МВт. Были рассмотрены все три упомянутые выше технологии газификации применительно к наиболее распространенным углям: березовскому бурому, кузнецкому каменному и АШ, весьма различным по составу и свойствам. Были получены КПД от 39 до 45% и очень хорошие экологические показатели. В целом эти проекты вполне соответствовали тогдашнему мировому уровню. За рубежом аналогичные ПГУ уже реализованы на демонстрационных образцах единичной мощностью 250-300 МВт, а отечественные проекты 10 лет назад были прекращены.

Несмотря на это газификационные технологии представляют интерес для нашей страны. В ВТИ, в частности, продолжаются

экспериментальные работы на газификационной установке по «горновому» методу (с насыпным слоем и жидким шлакоудалением) и оптимизационные исследования схем ПГУ.

Учитывая умеренное содержание серы в наиболее перспективных отечественных углях и прогресс, достигнутый в экономических и экологических показателях традиционных пылеугольных энергоблоков, с которыми должны будут конкурировать эти ПГУ, главными основаниями для их разработки являются возможность достижения более высокой тепловой экономичности и меньшие трудности с выводом из цикла СО2 в случае, если это понадобится (см. ниже). Помня о сложности ПГУ с газификацией и высокой стоимости их разработки и освоения, в качестве конечных целей целесообразно принять КПД ПГУ на уровне 52-55%, удельную стоимость 1-1,05 от стоимости угольного блока, выбросы SO2 и NOX < 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Снижая температуры горючего газа на выходе из газификатора до 900-1000 °С, очищая его от соединений серы и частиц и направляя в камеру сгорания ГТУ при повышенной температуре (например, 500-540 °С при которых трубопроводы и арматура могут быть изготовлены из недорогих сталей), используя воздушное, а не кислородное дутье, снижая потери давления и тепла в газовоздушном тракте системы газификации и применяя замкнутые внутри него схемы теплообмена, можно снизить связанные с газификацией потери работоспособности с 16-20 до 10-12% и значительно уменьшить расход электроэнергии на собственные нужды.

Выполненные за рубежом проекты свидетельствуют также о значительном снижении удельной стоимости ТЭС с ПГУ с газификацией угля при увеличении производительности и единичной мощности оборудования, а также с повышением освоенности технологии.

Другая возможность - ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением. Необходимый воздух подается в слой компрессором ГТУ с давлением 1-1,5 МПа, продукты сгорания после очистки от золы и уноса расширяются в газовой турбине и производят полезную работу. Теплота, выделившаяся в слое, и тепло газов, отработавших в турбине, используются в паровом цикле.

Проведение процесса под давлением при сохранении всех характерных для сжигания угля в кипящем слое преимуществ позволяет существенно увеличить единичную мощность парогенераторов и уменьшить их габариты при более полном сгорании угля и связывании серы.