«Теплоэергетика»
жүктеу/скачать 169,5 Kb.
|
100 let 5 b
|
Алматинский Университет Энергетики и Связи Тема: «Теплоэергетика» Орындаган: Сабырбек Байбатыр Андатпа * Труды научной конференции «Актуальные экономические и технические проблемы энергетического сектора России», посвященной 100-летию со дня рождения выдающегося российского ученого академика РАНМ.АСтыриковича, Москва, 18.11.02 г, М., Институт высоких температур РАН, 2002 (печатается с сокращениями). Г.Г.Ольховский, член-корр. РАН, д.тн. АГ.Тумановский Человечество удовлетворяет около 80% своих потребностей в энергии за счет органического топлива: нефти, угля, природного газа. Доля их в балансе электроэнергетики несколько ниже - около 65% (39% - уголь, 16% - природный газ, 9% - жидкие топлива). По прогнозам международного энергетического агентства к 2020 г. при росте потребления первичных энергоносителей на 35% доля органического топлива увеличится до более 90%. Сегодня потребности в нефти и природном газе обеспечены на 50-70 лет. Однако, несмотря на постоянный рост добычи, эти сроки в последние 20-30 лет не уменьшаются, а растут в результате открытия новых месторождений и совершенствования технологий добычи. Что касается угля, то его извлекаемых запасов хватит более чем на 200 лет. Таким образом, нет вопроса о дефиците органического топлива. Дело заключается в том, чтобы наиболее рационально использовать их для повышения жизненного уровня людей при безусловном сохранении среды их обитания. Это в полной мере касается электроэнергетики. У нас в стране основным топливом для тепловых электростанций является природный газ. В обозримой перспективе доля его будет, по-видимому, снижаться, однако, абсолютное потребление электростанциями сохранится примерно постоянным и достаточно большим. По многим причинам - не всегда разумным - он используется недостаточно эффективно. Потребителями природного газа являются традиционные паровые турбинные ТЭС и ТЭЦ, в основном с давлением пара 13 и 24 МПа (их КПД в конденсационном режиме 36-41%), но также и старые ТЭЦ с существенно более низкими параметрами и высокими издержками производства. Существенно повысить эффективность использования газа можно при использовании газотурбинных и парогазовых технологий. Максимальная единичная мощность ГТУ достигла к настоящему времени 300 МВт, КПД при автономной работе - 36-38%, а в многовальных ГТУ, созданных на базе авиадвигателей с высокими степенями повышения давления, - 40% и более, начальная температура газов - 1300-1500 °С, степени сжатия - 20-30. Для обеспечения практического успеха надежности, тепловой экономичности, невысокой удельной стоимости и эксплуатационных затрат сегодня проектируют энергетические ГТУ по простейшему циклу, на максимально достижимую температуру газов (она непрерывно растет), со степенями повышения давления, близкими к оптимальной по удельной работе и по КПД комбинированных установок, в которых используется тепло отработавших в турбине газов. Компрессор и турбина расположены на одном валу. Турбо-машины образуют компактный блок со встроенной камерой сгорания: кольцевой или блочно-кольцевой. Зона высоких температур и давления локализована в небольшом по размерам пространстве, число воспринимающих их деталей невелико, а сами эти детали тщательно отработаны. Эти принципы явились результатом многолетней эволюции конструкции. Большая часть ГТУ мощностью менее 25-30 МВт создана на базе или по типу авиационных или судовых газотурбинных двигателей (ГТД), для которых характерны отсутствие горизонтальных разъемов и сборка корпусов и роторов с использованием вертикальных разъемов, широкое применение подшипников качения, небольшие масса и габариты. Требуемые для наземного применения и эксплуатации на электростанциях сроки службы и показатели готовности обеспечены в авиационных конструкциях с приемлемыми затратами. При мощности более 50 МВт ГТУ проектируется специально для электростанций, и выполняют одновальными, с умеренными степенями сжатия и достаточно высокой температурой отработавших газов, облегчающей использование их теплоты. Для уменьшения размеров и стоимости и повышения экономичности ГТУ мощностью 50-80 МВт выполняют высокооборотными с приводом электрического генератора через редуктор. Обычно такие ГТУ аэродинамически и конструктивно подобны более мощным агрегатам, выполненным для прямого привода электрических генераторов с частотой вращения 3600 и 3000 об/мин. Такое моделирование повышает надежность и сокращает затраты на разработку и освоение. Основным охладителем в ГТУ является цикловой воздух. Системы воздушного охлаждения реализованы в сопловых и рабочих лопатках, с помощью технологий, обеспечивших требуемые свойства при приемлемой стоимости. Применение для охлаждения турбин пара или воды может улучшить показатели ГТУ и ПТУ при тех же параметрах цикла или обеспечить дальнейшее - по сравнению с воздухом - повышение начальной температуры газов. Хотя технические основы для применения систем охлаждения с этими теплоносителями разработаны далеко не так детально, как с воздухом, их внедрение становится практическим вопросом. В ГТУ освоено «малотоксичное» сжигание природного газа. Оно наиболее эффективно в камерах сгорания, работающих на предварительно подготовленной гомогенной смеси газа с воздухом при больших (а=2-2,1) избытках воздуха и с равномерной и сравнительно невысокой (1500-1550 °С) температурой факела. При такой организации горения образование NOX удается ограничить 20-50 мг/м3 при нормальных условиях (стандартно они относятся к продуктам сгорания, содержащим 15% кислорода) при высокой полноте сгорания (концентрации СО<50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулированием расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности. Воспроизвести аналогичную технологию «малотоксичного» сжигания на жидком топливе значительно труднее. Однако и здесь есть определенные успехи.
В электроэнергетике России имеется многолетний, хотя и не однозначный опыт эксплуатации ГТУ единичной мощностью от 2,5 до 100 МВт. Удачным примером может служить газотурбинная ТЭЦ, работающая уже более 25 лет в суровых климатических условиях г. Якутска, в изолированной энергосистеме с неравномерной нагрузкой. В настоящее время на электростанциях России эксплуатируются ГТУ, по своим параметрам и показателям заметно уступающие зарубежным. Для создания современных энергетических ГТУ целесообразно объединение усилий энергомашиностроительных и авиадвигательных предприятий на базе авиационной технологии. Уже изготовлена и отрабатывается энергетическая ГТУ мощностью 110 МВт, выпущенная оборонными предприятиями «Маш-проект» (г. Николаев, Украина) и «Сатурн» («Рыбинские моторы»), обладающая вполне современными показателями. Различные типоразмеры ГТУ средней мощности созданы в стране на базе авиационных или судовых двигателей. Несколько установок ГТД-16 и ГТД-25 «Машинпроекта», ГТУ-12 и ГТУ-16П Пермского «Авиадвигателя», АЛ-31СТ «Сатурна» и НК-36 «Двигатели НК» эксплуатируются с наработками в 15-25 тыс. часов на компрессорных станциях магистральных газопроводов. В течение многих лет там эксплуатируются сотни более ранних ГТУ предприятий «Труд» (теперь «Двигатели НК») и «Машпроект». Имеется богатый и, в общем, положительный опыт эксплуатации на электростанциях ГТУ «Машпроекта» мощностью 12 МВт, послуживших основой более мощных ПТ-15. В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-640 °С. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле, с повышением КПД комбинированной парогазовой установки до 55-58 %, реально полученных уже в настоящее время. Возможны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные, с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине. На Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга около 2 лет эксплуатируется первая в нашей стране ПТУ бинарного типа. Мощность ее составляет 450 МВт. В составе ПГУ две разработанные фирмой Сименс газовые турбины V94.2 поставки ее совместного с ЛМЗ предприятия Интертурбо, 2 котла-утилизатора и одна паровая турбина. Поставка блочной АСУ ТП для ПГУ выполнена консорциумом западных фирм. Все остальное основное и вспомогательное оборудование поставлено отечественными предприятиями. ПГУ к 01.09.02 г. наработала в конденсационном режиме 7200 ч. при работе на режиме в регулировочном диапазоне (300-450 МВт) со средним КПД 48-49%; ее расчетный КПД 51%. В аналогичной ПГУ с отечественной ГТЭ-110 возможно получение даже несколько более высокого КПД. Еще более высокие КПД, как видно из той же таблицы, обеспечит применение проектируемой сейчас ГТЭ-180 [1]. С использованием проектируемых в настоящее время ГТУ возможно достижение существенно более высоких показателей, не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭС. Важно, что при техническом перевооружении с сохранением инфраструктуры и значительной части оборудования и реализацией на них бинарных ПГУ возможно достижение близких к оптимальным значений КПД при существенном повышении мощности электростанций. Количество пара, который может быть выработан в установленном за ГТЭ-180 котле-утилизаторе, близко к пропускной способности одного выхлопа паровой турбины К-300. В зависимости от числа сохраняемых при тех перевооружении выхлопов возможно использование 1,2 или 3 ГТЭ-180. Чтобы избежать перегрузки выхлопов при пониженных температурах наружного воздуха, целесообразна трехконтурная схема паровой части с промперегревом пара, в которой большая мощность ПГУ достигается при меньшем расходе пара в конденсатор. При сохранении всех трех выхлопов ПГУ мощностью около 800 МВт размещается в ячейке двух соседних энергоблоков: одна паровая турбина остается, а другая демонтируется. Удельная стоимость тех перевооружения по циклу ПГУ будет в 1,5 и более раза дешевле нового строительства. Аналогичные решения целесообразны при тех перевооружении газо мазутных ГРЭС с энергоблоками 150 и 200 МВт. На них можно будет широко использовать менее мощные ГТЭ-110 [2]. По экономическим соображениям в первую очередь в техническом перевооружении нуждаются ТЭЦ. Для них наиболее привлекательны бинарные ПГУ такого типа, как на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, позволяющие резко увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении и изменять в широких пределах соотношение между электрической и тепловой нагрузкой, сохраняя общий высокий коэффициент использования топлива. Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль: ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100. При полной загрузке их выхлопов массовый расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального и его можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях. Это, а также снижение температуры свежего пара до менее 500-510 °С, снимет вопрос об исчерпании ресурса этих турбин. Хотя это будет сопровождаться снижением мощности паровых турбин, общая мощность блока вырастет более чем в 2 раза, а его КПД по выработке электроэнергии будет независимо от режима (отпуска тепла) существенно выше, чем у лучших конденсационных энергоблоков. Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку электроэнергии и тепла снизятся, а конкурентоспобность ТЭЦ на рынках обоих видов продукции - как свидетельствуют финансово-экономические расчеты - возрастет. На электростанциях, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ, в количестве, достаточном для питания ГТУ, могут оказаться целесообразными термодинамически менее эффективные газотурбинные надстройки[3]. Для отечественной тепловой энергетики важнейшей хозяйственной задачей является освоение и широкое использование газотурбинных установок с теми параметрами и показателями, которые уже достигнуты в мире. Важнейшей научной задачей является обеспечение проектирования, изготовления и успешной эксплуатации этих ГТУ.
Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены расчетные КПД на уровне 70%. Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Возможна, конечно, их работа на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создание комплексов, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл. В имеющихся программах ставится задача повышения в перспективе мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле. Вторым важнейшим топливом для энергетики является уголь. В России наиболее продуктивные месторождения угля - Кузнецкие и Канско-Ачинские - расположены на юге центральной Сибири. Угли этих месторождений малосернистые. Стоимость их добычи невелика. Однако зона их применения ограничивается в настоящее время из-за высокой стоимости железнодорожных перевозок. В европейской части России, на Урале и Дальнем Востоке транспортные затраты превышают стоимость добычи кузнецких углей в 1,5-2,5 раза, а канско-ачинских - в 5,5-7,0 раз. В европейской части России угли добываются шахтным способом. В основном это каменные угли Печоры, антрациты Южного Донбасса (энергетикам достаются их отсевы - штыб) и бурые угли Подмосковья. Все они высокозольные и сернистые. По природным условиям (геологическим или климатическим) стоимость их добычи велика, а конкурентоспособность при применении на электростанциях трудно обеспечить, особенно при неизбежном ужесточении природоохранных требований и развитии в России рынка энергетических углей. В настоящее время на ТЭС применяются угли, сильно различающиеся по качеству: более 25% общего объема их потребления имеют зольность выше 40%; 18,8% - теплоту сгорания ниже 3000 ккал/кг; 6,8 млн т угля - содержание серы более 3,0%. Общее количество балласта в угле составляет 55 млн т в год, в том числе породы - 27,9 млн т и влаги - 27,1 млн т. Вследствие этого очень важно повышение качества энергетических углей. Перспектива использования углей в электроэнергетике России будет определяться государственной политикой цен на природный газ и уголь. В последние годы существует абсурдное положение, когда газ во многих регионах России дешевле угля. Можно считать, что цены на газ будут расти быстрее и станут через несколько лет выше цен на уголь. Для расширения использования Кузнецких и Канско-Ачинских углей целесообразно создать льготные условия для их железнодорожной перевозки и разрабатывать альтернативные методы транспортирования угля: по воде, по трубопроводам, в обогащенном состоянии и т.д. По стратегическим соображениям в европейской части России необходимо сохранить добычу какого-то количества энергетических каменных углей наилучшего качества и в наиболее продуктивных шахтах, даже если это потребует государственных дотаций. Использование угля на электростанциях в традиционных паровых энергоблоках коммерчески эффективно сегодня и будет эффективно в обозримом будущем. В России уголь сжигается на конденсационных электростанциях, оснащенных энергоблоками 150, 200, 300, 500 и 800 МВт, и на ТЭЦ с котлами производительностью до 1000 т/ч. Несмотря на невысокое качество углей и нестабильность их характеристик при поставке, на отечественных угольных блоках вскоре после их освоения были достигнуты высокие технико-экономические и эксплуатационные показатели. На крупных котлах используется факельное сжигание угольной пыли, в основном с твердым шлакоудалением. Механический недожог не превышает, как правило, 1-1,5% при сжигании каменных и 0,5% - бурых углей. Он увеличивается до q4<4% при использовании низко реакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов. 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.
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. жүктеу/скачать 169,5 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|