Высокоэффективные методы перевооружения ТЭУ

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Алматинский институт энергетики и связи

Высокоэффективные методы перевооружения ТЭУ

Д.Ж. Темирбаев

На основе анализа и оптимального сочетания термодинамических процессов и тепловых схем предложены высокоэффективные методы перевооружения теплоэнергетических установок (ТЭУ) различных назначений.

В решениях проблем эффективного энергосбережения мировая практика в настоящее время нацелена на перевооружение энергетических оборудований путем широкомасштабного ввода в эксплуатацию наиболее экономичных в современных условиях парогазовых установок (ПГУ). Необходимость перевооружения и рационального развития теплотехники и теплоэнергетики (ТТЭ) Казахстана связана со значительным устарением оборудования и выходом его из строя, различной плотностью размещения источников сырья и энергии, установленных мощностей, производительных сил, суточной и сезонной нагрузки силовых установок и необходимостью использования маневренных типов ГТУ и ПГУ.

Абсолютный КПД традиционных КЭС, обычно не превышает 43 %, несмотря на максимально возможную регенерацию теплоты. Основными причинами такого положения являются:

а) низкая начальная температура пара ПСУ (500-540 0С);

б) значительные эксергетические потери ТЭУ;

в) значительные потери теплоты в конденсаторе.

Абсолютный КПД ГТУ еще меньше. Путем специальных мер (снижение температуры пламени предварительно подготовленной обедненной топливо-воздушной смеси до 1480-1600 0С и повышения температуры продуктов сгорания перед газовой турбиной до 14001500 0С, то есть путем сведения потерь “а” и “б” до минимума) в новых технологиях энергетических ГТУ F, G, H их КПД ведущими фирмами: “Сименс”, “Вестингауз”, “Дженерал электрик”, “АББ” увеличен с обычных 2933 до 37,539,5 %.

Основными причинами низких значений КПД ГТУ являются высокие значения работы компрессора и температуры отработанных газов (ОГ), достигающей уровня начальной температуры ПСУ. Поэтому естественное сочетание ГТУ и ПСУ образует высокоэффективные ПГУ. В разрабатываемых указанными выше фирмами ПГУ достигнуты значения КПД, равные 58-60 %. При этом отдельные недостатки ПГУ не носят принципиального характера. В частности, металлоемкие и тяжелые горелки (регистры) КС могут быть исключены струйной организацией смесеобразования, стабилизации пламени и регулирования процессов горения. Однако, ПГУ еще не нашли широкого внедрения в производство главным образом из-за использования технологически ценного или дефицитного газового или высококачественного жидкого топлива. Поэтому за рубежом интенсивно разрабатываются ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива (ПГУ с ВЦГ).

Таким образом, дальнейшее развитие и широкое внедрение в производство экономичных ПГУ является актуальной темой в общем плане.

Известные тепловые схемы ПГУ с ВЦГ весьма сложны и имеют ряд серьезных недостатков, основными из которых, на наш взгляд, являются:

-- отсутствие мероприятий по уменьшению вредных выбросов, реализуемых в процессе самой парогазовой технологии;

-- неполное сгорание угольной пыли в ОГ ГТУ;

Экологические проблемы сжигания угольной пыли могут быть решены путем подавления образования оксидов азота, нейтрализации оксидов серы, улавливания твердых выбросов и их промышленного использования. На основании данных по кинетике образования оксидов азота и серы, а также, учитывая, что наиболее калорийный газ (более 15 МДж/м3) получается при газификации угля с парокислородным дутьем под давлением, предлагаем следующую тепловую схему ПГУ. Газификация угольной пыли производится под давлением и при паровоздушном дутье (в общем случае способ газификации определяется целевым назначением тепловой схемы с конкретным выбором и компановкой оборудований (камер сгорания, газоочистки и др.)). С целью значительного снижения удельной работы компрессора, продукты сгорания перед газовой турбиной следует охлаждать водой или водяным паром преимущественно конденсата ОГ ГТ (глубоко (до 2050 0С) охлаждаемых в дополнительном контактном газоводяном теплообменнике (ДКТ)). Расход воздуха, подаваемого в камеру сгорания, выбирается равным только сумме расходов воздуха, необходимого для полного сжигания топлива, обеспечения заданной мощности турбины и охлаждения термически напряженных деталей ГТУ. Таким образом, одновременно с газификацией угля реализуется общая идея различных схем газопаровых циклов, предлагавшихся ранее С.А. Христиановичем, А.И. Андрющенко, Л.А. Вулисом. При этом целесообразно организовать замкнутую систему углеприготовления с отделением и вводом коксовых частиц в топочную камеру для восстановления оксидов азота и эффективного дожигания. Такое, по существу, двухступенчатое сжигание угля позволяет значительно нейтрализовать и оксиды серы. Для этого газификатор выполняется с возможностью связывания сероводорода и пирита известняком в твердый осадок в виде сульфата кальция. Мощность ТЭС повышается также утилизацией теплоты ОГ ГТУ и частичным вытеснением регенерации теплоты пара из отборов ПТ. В результате КПД ПГУ можно повысить в 1,5 раза по сравнению с КПД КЭС. Однако, при организации работы ПГУ на твердом топливе возникают значительные проблемы. Они связаны, в основном, с необходимостью одновременного решения в единой парогазовой технологии ТЭС двух противоположных задач, а именно: энергосбережения и охраны окружающей среды.

Находящиеся в эксплуатации энергетические оборудования по производству тепловой и электрической энергии были разработаны и созданы тогда, когда к ним предьявлялись в основном экономические требования. Затем, с появлением экологических требований разрабатывались мероприятия по снижению концентраций вредных выбросов в окружающую среду, а не по подавлению их образования, ибо последнее потребовало бы смены самих технологических процессов, то есть перестройки всей индустрии. Так, такие “косметические” мероприятия, как радиационно-оптические газоочистные сооружения оказались по габариту большими, чем сами ТЭС, и обусловили значительные капитальные и эксплуатационные расходы.

Решение этой сложной проблемы возможно технологическими методами путем совершенного совмещения газового и парового циклов, уменьшения эксергетических потерь теплообменников, строгого использования законов термодинамики, кинетики газификации, образования и восстановления химических элементов и молекул вредных газов, аэродинамики и горения органического топлива, а также всех известных основных высокоэффкетивных методов уменьшения удельных тепловых потерь (газопаровой цикл, контактный теплообмен, утилизация энергии давления пара, газа и др.) и вредных выбросов в окружающую среду.

Предлагаемые высокоэффективные мероприятия сводятся к организации газификации угля с возможностью рекомбинации азота топлива в инертный молекулярный азот, связывания сероводорода и пирита известняком в твердый осадок (сульфат кальция), охлаждению продуктов сгорания перед газовой турбиной водой или водяным паром и использованию отработанной газовой турбиной парогазовой смеси (ПГС) для подавления образования оксидов азота в газификаторе или генерации воды из ПГС путем ее глубокого охлаждения сетевой водой, замене БРОУ на ПТ типа Р и выработке электрической энергии для собственных нужд котельных, использованию теплоты фазового перехода пара при добыче нефти и ПГУ на газокомпрессорной станции и др.

Перспективность их предопределяется значительностью снижения удельных расходов топлива (до 1,5 раз) и удельных вредных газовых и твердых выбросов в окружающую среду до уровня современных санитарных норм (до 5 раз). Ориентировочный экономический эффект от замены КЭС на угольные ПГУ на основе исходных данных (К.Д. Дукенбаева) по Казахстану на 1995 год составляет (установленная мощность 12060 МВт):

теплоэнергетический сжигание угольный газификация

70,6109 (кВтч/год)3 (тн/кВтч)0,01 (тг/тн)1/3=706 млрд. тенге/год.

Выбросы оксидов азота в 1995 г. на ТЭС РК составили 161,52 тыс. тонн. Согласно данным Б.К. Алиярова (1996 год) ущерб от оксидов азота в густонаселенных районах Казахстана составит:

300 (долл США)/т год161,52103 т = 48,5 млн. долл. США/год.

Наряду с экономическим и экологическим эффектом от внедрения ожидаемых результатов проекта (по энергетическим показателям ТЭС РК на 1995-1996 года - около 5,05 млрд. долл. США в год) снижение себестоимости электроэнергии в 1,5 раза и оздоровление окружающей среды предопределяют и положительный социальный эффект.

Размещено на Allbest.ru