Достоинствами ПГУ с КСД являются полное (с КПД > 99%) сгорание различных сортов угля, высокие коэффициенты теплопередачи и небольшие поверхности нагрева, низкие (до 850 °С) температуры горения и вследствие этого небольшие (менее 200 мг/м3) выбросы NOX, отсутствие шлакования, возможность добавки в слой сорбента (известняка, доломита) и связывание в нем 90-95% содержащейся в угле серы.
Высокий КПД (40-42% в конденсационном режиме) достигается в ПГУ с КСД при умеренных мощности (ок. 100 МВт эл.) и докритических параметрах пара.
Вследствие небольших размеров котла и отсутствия сероочистки площадь, занимаемая ПГУ с КСД, невелика. Возможна блочно-комплектная поставка их оборудования и модульное строительство с уменьшением его стоимости и сроков.
Для России ПГУ с КСД перспективны прежде всего для технического перевооружения угольных ТЭЦ на стесненных площадках, на которых трудно расположить необходимое природоохранное оборудование. Замена старых котлов на ВПГ с ГТУ позволит также существенно улучшить экономичность этих ТЭЦ и увеличить на 20% их электрическую мощность.
В ВТИ на основе отечественного оборудования были проработаны несколько типоразмеров ПГУ с КСД.
При благоприятных хозяйственных условиях, такие ПГУ можно было бы реализовать у нас в короткие сроки.
Технология ПГУ с КСД проще и более привычна для энергетиков, чем газификационные установки, представляющие собой сложное химическое производство. Возможны различные комбинации обеих технологий. Целью их является упрощение систем газификации и очистки газов и уменьшение характерных для них потерь с одной, и повышение температуры газов перед турбиной и газотурбинной мощности в схемах с КСД с другой стороны.
Некоторая сдержанность общественности и отражающих ее настроения экспертов и правительств в оценке перспектив широкого и долговременного использования угля связана с растущими выбросами СО2 в атмосферу и опасениями, что эти выбросы могут вызвать глобальные изменения климата, которые будут иметь катастрофические последствия.
Обсуждение основательности этих опасений (их не разделяют многие компетентные специалисты) не является предметом статьи.
Однако, даже если они окажутся правильными, через 40-60 лет, когда это потребуется, или даже ранее, вполне реально создание конкурентоспособных ТЭС (или энерготехнологических предприятий), работающих на угле с ничтожно низкими выбросами СО2 в атмосферу.
Уже сегодня существенное снижение выбросов СО2 в атмосферу от ТЭС, в частности угольных, возможно при комбинированной выработке электроэнергии и тепла и повышении экономичности ТЭС.
С использованием освоенных уже процессов и оборудования можно спроектировать ПГУ с газификацией угля, преобразованием СО + Н2О в Н2О и СО2 и выводом СО2 из синтез газа.
В проекте [10] использованы ГТУ У94.3А фирмы Сименс с начальной температурой газов но стандарту ИСО1190 °С, газификатор PRENFLO (поточный, на сухой пыли угля Питтсбург № 8 и кислородном дутье), шифт-реактор и удаление кислых газов: H2S, COS и СО2 в системе Ректизол фирмы Лурги.
Преимуществами системы являются небольшие размеры оборудования при проведении процессов удаления СО2 при высоком (2 МПа) давлении, высоком парциальном давлении и концентрации СО2. Удаление около 90 % СО2 принято по экономическим соображениям.
Снижение КПД исходной ПГУ при удалении СО2 происходит вследствие потерь эксергии при экзотермическом преобразовании СО (на 2,5-5%), дополнительных потерь энергии при сепарации СО2 (на 1%) и из-за уменьшения расхода продуктов сгорания через газовую турбину и котел-утилизатор после сепарации СО2 (на 1%).
Включение в схему устройств для преобразования СО и вывода из цикла СО2 увеличивает удельную стоимость ПГУ с ГФ на 20%. Ожижение СО2 добавит еще 20%. Стоимость электроэнергии увеличится на 20 и 50% соответственно.
Как уже упоминалось выше, отечественные и зарубежные проработки свидетельствуют о возможности дальнейшего существенного - до 50-53 % - повышения КПД ПГУ с газификацией угля, а, следовательно, и их модификаций с удалением СО2.
ЭПРИ в США пропагандирует создание угольных энергокомплексов, конкурентоспособных с ТЭС на природном газе. Их целесообразно сооружать поэтапно, чтобы уменьшить начальные капвложения и окупать их быстрее, выполняя в то же время действующие природоохранные требования.
Первый этап: перспективная экологически чистая ПГУ с ГФ.
Второй этап: внедрение системы удаления и транспортировки СО2.
Третий этап: организация производства водорода или чистого транспортного топлива.
Есть значительно более радикальные предложения. В [11] рассматривается, например, угольная ТЭС с «нулевыми» выбросами. Ее технологический цикл следующий. Первым шагом является газификация водоугольной суспензии с добавкой водорода и получением СН4 и Н2О. Зола угля выводится из газификатора, а парогазовая смесь очищается.
На втором шаге углерод, перешедший в газообразное состояние, в форме СО2 связывается окисью кальция в реформере, куда подается также очищенная вода. Образующийся в нем водород используется в процессе гидрогазификации и подается после тонкой очистки в твердооксидный топливный элемент для выработки электроэнергии.
На третьем шаге образовавшийся в реформере СаСО3 кальцинируется с использованием выделившегося в топливном элементе тепла и образованием СаО и концентрированной СО2, пригодной для дальнейшей обработки.
Четвертым шагом является преобразование химической энергии водорода в электроэнергию и тепло, которое возвращается в цикл.
СО2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов как, например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе в количествах, на порядки превышающих запасы угля. Конечные продукты карбонизации могут захораниваться в выработанных шахтах.
КПД преобразования угля в электроэнергию в такой системе составит около 70%. При полной стоимости удаления СО2, равной 15-20 долл. США за тонну, оно вызовет удорожание электроэнергии на примерно 0,01 долл. США/кВт-ч.
Рассмотренные технологии являются все же делом отдаленного будущего.
Сегодня важнейшей мерой для обеспечения устойчивого развития является экономически оправданное энергосбережение. В сфере производства оно связано с повышением КПД преобразования энергии (в нашем случае на ТЭС) и применением синэргетических технологий, т.е. комбинированного производства нескольких видов продуктов в одной установке, что-то вроде энерготехнологии, популярной в нашей стране лет 40-50 назад. Конечно, сейчас оно осуществляется на иной технической основе.
Первым примером таких установок стали ПГУ с газификацией нефтяных остатков, применяющиеся уже на коммерческих условиях. Топливом для них служат отходы нефтеперерабатывающих заводов (например, кокс или асфальт), а продукцией - электроэнергия, технологический пар и тепло, товарная сера и используемый на НПЗ водород.
Широко распространенная в нашей стране теплофикация с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла является в сущности энергосберегающей синэргетической технологией и заслуживает в этом качестве значительно большего внимания, чем уделяется ей в настоящее время.
При сложившихся в стране «рыночных» условиях издержки производства электроэнергии и тепла на паротурбинных ТЭЦ, оснащенных устаревшим оборудованием и не оптимально загруженных, во многих случаях чрезмерно велики и не обеспечивают их конкурентоспособности.
Это положение ни в коем случае не должно использоваться для ревизии здравой в своей основе идеи комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Конечно, вопрос не решается перераспределением затрат между электроэнергией и теплом, принципы которого бесплодно обсуждаются у нас многие годы. Но экономику ТЭЦ и систем теплоснабжения в целом можно существенно улучшить с помощью совершенствования технологий (бинарные ПГУ на газе, ПГУ с КСД на угле, предизолированные теплопроводы, автоматизация и т.д.), организационно-структурных изменений и мер государственного регулирования. Они особенно необходимы в такой холодной, с длительным отопительным периодом стране, как наша.
Интересно сравнить между собой различные теплоэнергетические технологии. Российский опыт и цифровой (ценообразование) и методический не дает оснований для таких сравнений, а сделанные в этом направлении попытки недостаточно убедительны. Так или иначе, приходится привлекать зарубежные источники.
Расчеты многих организаций, проведенные без согласования исходных данных, и в нашей стране и за рубежом показывают, что без радикального изменения соотношения цен между природным газом и углем, сложившегося сейчас за рубежом (газ на единицу тепла примерно вдвое дороже угля), современные ПГУ сохраняют конкурентные преимущества перед угольными энергоблоками. Чтобы это положение изменилось, соотношение этих цен должно увеличиться до
4.
Интересный прогноз развития технологий сделан в [13]. Из него видно, например, что применение мазутных паровых энергоблоков прогнозируется до 2025 г., а газовых - до 2035 г.; использование ПГУ с газификацией угля - с 2025 г., а топливных элементов на газе - с 2035 г.; ПГУ на природном газе будут применяться и после 2100 г., выделение СО2 начнется на них после 2025 г., а на ПГУ с газификацией угля после 2055 г.
При всех неопределенностях таких прогнозов они обращают внимание на существо долговременных энергетических проблем и возможные пути их решения.
С развитием науки и техники, которое происходит в наше время, процессы, протекающие в теплоэнергетических установках, все более интенсифицируются и усложняются. Изменяется подход к их оптимизации. Она осуществляется не по техническим, это было ранее, а по экономическим критериям, отражающим требования рынка, которые изменяются и требуют повышенной гибкости теплоэнергетических объектов, их способности адаптироваться к меняющимся условиям. Проектирование электростанций за 30 лет почти неизменной эксплуатации сейчас невозможно.
Либерализация и внедрение рыночных отношений в электроэнергетику вызвали в последние годы серьезные изменения теплоэнергетических технологий, структуры собственности и способов финансирования энергостроительства. Появились коммерческие электростанции, работающие на свободном рынке электроэнергии. Подходы к выбору и проектированию таких электростанций сильно отличаются от традиционных. Часто коммерческие ТЭС, оснащенные мощными парогазовыми установками, не обеспечены контрактами, гарантирующими круглогодичные непрерывные поставки газообразного топлива, и должны заключать не гарантирующие контракты с несколькими поставщиками газа или резервироваться более дорогим жидким топливом с увеличением удельной стоимости ТЭС на 4-5%.
Поскольку 65% затрат за срок службы базовых и полупиковых ТЭС приходится на стоимость топлива, повышение их КПД является важнейшей задачей. Актуальность его сегодня даже возросла с учетом необходимости уменьшения удельных выбросов в атмосферу.
В рыночных условиях повысились требования к надежности и готовности ТЭС, которые теперь стали оценивать с коммерческих позиций: готовность необходима тогда, когда работа ТЭС востребована, а цена неготовности в разное время существенно неодинакова.
Важнейшее значение имеет выполнение природоохранных требований и поддержка местных властей и общественности.
Как правило, целесообразно увеличение мощности в периоды пика нагрузки, даже если оно достигается ценой некоторого ухудшения КПД.
Специально рассматриваются мероприятия по обеспечению надежности и готовности ТЭС. Для этого на стадии проектирования проводятся расчеты наработки на отказ и среднего времени восстановления и оценивается коммерческая эффективность возможных способов повышения готовности. Много внимания уделяется
повышению и контролю качества у поставщиков оборудования и комплектующих, и при проектировании и строительстве ТЭС, а также техническим и организационным аспектам технического обслуживания и ремонтов.
Во многих случаях вынужденные остановы энергоблоков являются следствием неполадок с их станционным вспомогательным оборудованием. С учетом этого получает распространение концепция технического обслуживания всей ТЭС.
Другим знаменательным явлением стало распространение фирменного обслуживания. В контрактах на него предусматриваются гарантии исполнителя на выполнение текущих, средних и капитальных ремонтов в течение установленного времени; работы выполняются и контролируются квалифицированным персоналом, при необходимости в заводских условиях; смягчается проблема запчастей и т.д. Все это значительно повышает готовность ГЭС и уменьшает риски их владельцев.
Лет пятнадцать-двадцать назад энергетика в нашей стране находилась на самом современном уровне, может быть, кроме ГТУ и систем автоматизации. Активно разрабатывались новые технологии и оборудование, не уступавшие по техническому уровню зарубежным. Промышленные проекты основывались на исследованиях мощных отраслевых и академических институтов и ВУЗов.
За последние 10-12 лет имевшийся в электроэнергетике и энергомашиностроении потенциал в значительной мере утрачен. Практически прекратились разработки и строительство новых электростанций и перспективного оборудования. Редкими исключениями являются разработки газовых турбин ГТЭ-110 и ГТЭ-180 и АСУ ТП КВИНТ и Космотроник, ставшие значительным шагом вперед, но не устранившие имевшегося отставания.
Сегодня, с учетом физического износа и морального старения оборудования, российская энергетика остро нуждается в обновлении. К сожалению, в настоящее время нет экономических условий для активного инвестирования в энергетику. Если такие условия возникнут в ближайшие годы, отечественные научно-технические организации смогут - за редкими исключениями - разрабатывать и выпускать необходимое для энергетики перспективное оборудование.
Конечно, освоение его производства будет связано для изготовителей с крупными затратами, а применение - до накопления опыта - с известным риском для владельцев электростанций.
Надо искать источник для компенсации этих затрат и рисков, поскольку ясно, что собственное производство уникального энергетического оборудования соответствует национальным интересам страны.
Многое может сделать для себя самой энергомашиностроительная промышленность, развивая экспорт своей продукции создавая за счет этого накопления для ее технического совершенствования и повышения качества. Последнее является важнейшим условием долговременной стабильности и процветания.
Важнейшую роль в решении энергетических задач страны, в частности в области тепловых электростанций, должны играть исследования с целью совершенствования известных и разработки новых технологий производства электроэнергии и тепла.
Средства, выделяемые для этих исследований в последние годы, ничтожны, а их организация оставляет желать много лучшего. В итоге из страны, разрабатывавшей технологии, мы превращаемся в страну, потребляющую их.
Техническая политика, организация фундаментальных и прикладных исследований в энергетике, создание объектов для демонстрации новых технологий и оборудования должны стать государственным делом.
Необходимо резко увеличить прямые инвестиции из бюджета и создать условия для привлечения к выполнению исследований в энергетике частных средств. Государство должно активно участвовать в определении направлений научно-исследовательских работ и в руководстве ими, стимулировать использование перспективных технологий и оборудования, разделять связанные с ними риски.
Это особенно важно в рыночной экономике, когда частные компании, работающие в условиях конкуренции и не имеющие еще необходимого опыта, традиций и вкуса к техническим инновациям, всячески экономят на науке и готовы финансировать только такие работы, которые приносят немедленный эффект.
Заключение
Остро необходимо техническое перевооружение отечественной теплоэнергетики с использованием освоенных в мире газотурбинных и парогазовых технологий и природоохранного оборудования.
Важны разработка и освоение этих технологий и оборудования, а также создание ближнего задела в области паровых угольных энергоблоков повышенной экономичности, повышения параметров пара и ПГУ на угле силами отечественных предприятий.
Решение долговременных задач устойчивого развития национальной экономики требует скоординированных на государственном уровне научно-технических усилий, должным образом организованных и финансируемых.
Литература
Лебедев А С, Заидрак АН. Новое направление работ на АО ЛМЗ -- газотурбинные установки мощностью 160-180 МВт /Электрические станции, 2002 г, № 7, с. 13-15.
Ольховский Г.Г., Березинец П.А Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий /Международная конференция «Эффективное оборудование и новые технологии -- в российскую энергетику».Сборник докладов, ВТИ, Москва, 2001 г, с. 77-88.
Ольховский Г.Г., Чернецкий НС, Березинец П.А., Васильев М.К., Гвоздев АВ. Модернизация энергетических блоков путем их настройки газовыми турбинами /Электрические станции, 1991 г, № 7, с. 9-18.
Лыкова С.А Высокоэффективные гибридные энергоустановки на основе топливных элементов / Теплоэнергетика, 2002 г, №1, с. 50-55.
Беляйкин В.М., Некрасов Б.В., Шмиголь И.Н., Иноземцев В.П., Солдатенков В.Ф. и др.Опыт освоения опытно-промышленной установки очистки дымовых газов от диоксида серы на Дорогобужской ТЭЦ. /Электрические станции, 1996 г, № 7, с. 51-55.
Rennert K.D., Schreier W. Is There a Future for Coal? / VGB Power Tech, 2002, 3, p. 31-35/
Раков К. А, Булгакова Н.В. Создание, эксплуатация и исследование опытного прямоточного котла на сверхкритическое давление 300 ата, 600 "С на ТЭЦ ВТИ. Госэнер-гоиздащ 1957 г
Materials Technology for Ultra-Supercritical Plants / Clean Coal Today, U.S. Department ofEnergy, № 49, Spring 2002, p. 3.
Кяер С. Опыт проектирования и эксплуатации энергоблоков на сверхкритическиепараметры пара в Дании / Международная конференция «Эффективное оборудование и новые технологии -- в российскую тепловую энергетику». Сборник докладов,ВТИ, Москва, 2001 г, с. 189-198.
Haupt G, Rasmussen С, Oeljeklaus G, Pruschek R., Zimmermann G. Mitigating theGreenhouse Effect. IGCC With CO2 Removal and Power from CO2 - Neutral Biomass.Power -- Gen Europe Conference, 2002, Milan.
Lacker K.S., Ziock H.J. The US Zero Emission Coal Alliance Technology / VGB Power Tech,2001, №12, p. 57-61.
Muller-Kirchenbauer J. Status and Development of the Power Plant Industry in China andIndia/VGB Power Tech, 2001, 8, p. 42-52.
N.Nakicenovic, K.Riahi. An Assessment of Technological Change Across Selected EnergyScenarios. WEC. |
Скачать 147.5 Kb.