|
6.2. Повышение эффективности и экологичности сжигания угля
Для устранения последствий «газовой паузы» в ЭС-2030 предусмот-
рено изменение цен так, чтобы к 2020 г. газ стал дороже угля в 1,6–2,0 раза.
Чтобы не допустить при этом стремительного роста энерготарифов, уже
сейчас необходимо искать эффективные пути возвращения угля в энерге-
тику. При этом требуются инвестиции и в технологии производства топ-
лива, и в технологии его эффективного и экологичного сжигания.
162
6.2.1. Совершенствование конструкции и режимов работы котлов
Большинство экспертов считает, что рост угольной энергетики в
ближайшие 15–20 лет будет обеспечиваться
преимущественно вводом
энергоблоков с котлами с традиционным факельным сжиганием угля, а
также с котлами с циркулирующим кипящим слоем. Согласно прогнозу
Мирового энергетического совета (World Energy Council), угольные па-
ровые энергоблоки будут использоваться до 2060-х гг., поскольку для
повышения эффективности их работы за счет перевода на ультрасверх-
критические (ultra – super – critical – USC) параметры (давление 24–30
МПа, температура 580–610 °С) потребуется только использование но-
вых материалов без радикального изменения конструкции уже разрабо-
танных узлов и агрегатов. Работы над такими котлами начались в СССР
и США более 50 лет назад. Сейчас около 20 угольных энергоблоков
мощностью 380–1050 МВт с такими параметрами уже работают в Гер-
мании, Японии, Дании. КПД лучших японских и немецких энергобло-
ков достигает 45–46 %, а датских, работающих на холодной циркуляци-
онной воде с глубоким вакуумом,
47–49 %.
В странах ЕС в рамках программы «TERMIE» идет разработка
пылеугольного энергоблока с максимальной температурой пара выше
700 °С и давлением 35 МПа. Выйти на эти параметры намечено к
2015 г. КПД энергоблока может достичь 53–54 %; еще через 20 лет КПД
составит 55 % при температуре пара до 800 °С.
Одним из главных препятствий созданию подобных энергобло-
ков является проблема конструкционных материалов. Возможным вари-
антом её решения является использование энергоустановок с высоко-
температурной паровой турбиной. Здесь существенный рост КПД дос-
тигается за счет перегрева водяного пара в обычном угольном энерго-
блоке при дополнительном сжигании водорода в атмосфере кислорода.
Водород извлекается из синтез-газа, производимого в газогенераторе.
Значительное повышение температуры (более 1000 °С) реализуется
только в паровой турбине, а не в котле.
В последние 10–15 лет интенсивно внедряются передовые техно-
логии сжигания и конверсии угля: сжигание и газификация угля в шла-
ковом расплаве (IGСС-технология), сжигание в кипящем слое (КС) и
циркулирующем кипящем слое (ЦКС).
Приоритетным направлением является создание парогазовых ус-
тановок (ПГУ) с внутрицикловой газификацией угля (ВЦГ). По этой
схеме осуществляется бинарный цикл – горючий газ, производимый в
газогенераторе, сжигается в газотурбинной установке (ГТУ), а продук-
ты сгорания подаются в котел-утилизатор с паровой турбиной, рис. 6.5.
163
Первая такая ТЭС была запущена в 1981 г. в США. Сегодня
функционируют около десяти ПГУ мощностью до 350 МВт (эл.) и
КПД 43–45 %. По КПД парогазовые установки с ВЦГ конкурируют с
угольными энергоблоками на сверхкритических параметрах пара, но
обладают улучшенными экологическими характеристиками. Разрабаты-
ваются улучшенные варианты ПГУ, в которых реализуется частичная
газификация угля в пиролизере, когда производится кроме горючего га-
за еще и полукокс, сжигаемый в паровом котле. ПГУ с внутрицикловой
газификацией обладают и рядом других преимуществ: позволяют сжи-
гать низкосортный уголь (с содержанием золы до 40–45 %) с хорошими
показателями по уровню выбросов пыли и оксидов серы и азота, сокра-
тить габариты реактора газификации и котла, упростить систему приго-
товления топлива и топливоподачи, практически полностью улавливать
минеральную часть топлива в золошлаковом расплаве. Кроме того, вы-
сокозольные угли удается переработать не только в генераторный газ,
электрическую и тепловую энергию, но и в строительные материалы
(в шлаковату, шлакощебень) и другую потребительскую продукцию.
Рис. 6.5. Принципиальная схема интегрированной углегазификационной
установки с парогазотурбинной электростанцией комбинированного цикла
ИГКЦ [IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle)]:
1 – углегазификатор; 2 – сероудалитель; 3 – газоочистка; 4 – газовая турбина;
5 – генератор газовой турбины; 6– теплообменник; 7 – паровая турбина;
8 – генератор паровой турбины; 9 – сухая азотоочистка;
10 – бункер-пылесборник; 11 – дымовая труба; 12 – электроэнергия потребителю;
13 – уголь на газификацию
164
ПГУ с топливной турбиной создают на базе высоконапорных га-
зогенераторов, интегрированных в энергетическую схему по технологии
IGСС для получения горючего газа. Система обеспечивает КПД на
уровне 43–44 %. В перспективных японских проектах КПД цикла ПГУ с
газовыми турбинами 3-го поколения должен составить 49 %.
В США в рамках правительственной программы «Чистый уголь»
на основе IGСС-цикла отработан целый ряд промышленных технологий
газификации топлива, а также технологическое оборудование, предна-
значенное для использования в составе газогенераторных ПГУ на твер-
дом топливе. Аналогичные программы по экологически чистому ис-
пользованию топлива приняты в Германии, Англии, Японии, Нидерлан-
дах, России и других странах.
По состоянию на 2005 г. в Европе уже было 275 котлов, работаю-
щих по технологии ЦКС, в США
155, в Японии 28, в Китае 25, а в
странах Азии в целом
126. В среднем тепловая мощность котла нового
типа составляет около 200 МВт, что достаточно для электрогенераторов
мощностью примерно 70 МВт. В России внедрение технологий КС и
ЦКС
одно из важных слагаемых технологической политики. Первый
энергоблок мощностью 330 МВт с котлом, реализующим ЦКС-
технологию, заложен в мае 2007 г. на Новочеркасской ГРЭС «ОГК-6».
Стоимость строительства нового блока – примерно 160 млрд руб.
К осуществлению аналогичных проектов готовятся еще несколько гене-
рирующих компаний.
Тенденция к децентрализации не только электроснабжения, но и
теплоснабжения обусловливает повышенный интерес к совершенство-
ванию технологий сжигания углей в теплофикационных котлах средней
и малой мощности (угольные котельные ЖКХ, воинских частей и др.).
Одним из ведущих направлений в этой области является реализация в
новых и реконструируемых котлах промышленной энергетики техноло-
гии сжигания угля в высокотемпературном кипящем слое (ВЦКС).
Котлы с ВЦКС имеют следующие преимущества перед типовыми
слоевыми котлами: в 1,5 раза большую производительность, возмож-
ность использовать местное дешевое твердое топливо (каменный и бу-
рый уголь и его отсевы, древесные отходы), более простую конструкцию
(в 5 раз меньше колосников, отсутствуют пневмомеханические забрасы-
ватели топлива) и, как следствие, повышенную надежность, повышенный
эксплуатационный КПД (85–87 % против 72–80 % у типовых слоевых
котлов), меньшую концентрацию твердых выбросов в атмосферу
(в 5–6 раз) и оксидов азота (в 3 раза), расширенный диапазон регулиро-
вания нагрузки (20–50 %). Важно, что перевод слоевых котлов в режим
ВЦКС осуществляется за счет простой и недорогой реконструкции.
165
Do'stlaringiz bilan baham: |
