Новые инновационные технологии в теплоэнергетике
Среди новых угольных технологий производства электроэнергии и тепла, доступных для коммерческого применения в ближайшей перспективе, ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (ВЦГ) обладают наиболее высоким экологическим и экономическим и потенциалом (КПД в перспективе до 56%). На Западе в данное направление вкладывались огромные средства, созданы крупные демонстрационные блоки, однако коммерческое распространение сдерживается из-за высокой удельной стоимости оборудования (
2500 $/кВт) вследствие применения затратного криогенного производства кислорода на газификацию.
В рассматриваемой отечественной разработке этот недостаток преодолен за счет освоения эффективной газификации угля на воздушом дутье и высокотемпературной очистки синтез-газа. Удельная стоимость оценивается на уровне 1700 $/кВт.
В России свыше 70% оборудования ТЭС выработало срок эксплуатации и устарело. Необходима массовая его замена с внедрением новых современных технологий производства электроэнергии и тепла. Перспективно для этого использовать угольные технологии, поскольку запасы природного газа в РФ при безудержном росте его экспорта и потребления могут быстро истощиться и нуждаются в сбережении, а доступные для разработки месторождения угля в России, содержащие 36% его мировых запасов, обеспечат энергетику страны на века.
Среди новых угольных технологий, коммерческое распространение которых реально в ближайшей перспективе, наиболее высоким экономическим и экологическим потенциалом обладают установки комбинированного парогазового цикла, работающие на газифицируемом в них угле. В настоящее время парогазовые установки освоены и активно распространяются, в том числе в России, при использовании природного газа. Для эффективного использования их на угле требуется создание систем внутрицикловой газификации твердого топлива и очистки генераторного газа от механических примесей и вредных газовых компонентов (ВЦГ), а так же реконструкция разной степени сложности газовых турбин, в первую очередь их камер горения. За рубежом в создание угольных ПГУ вкладывались огромные средства и уже создан ряд демонстрационных блоков мощностью 100-300 МВт с применением в основном парокислородной газификации угольной пыли и мокрой очистки генераторного газа. КПД этих ПГУ с ВЦГ– до 44 %, но при использовании перспективных высокотемпературных газовых турбин поднимется выше 50%; экологические показатели недостижимы для паросиловых установок. Однако очевидного коммерческого успеха данное направление пока не имеет из-за высоких удельных капитальных затрат (
2500 $/кВт) и пониженной готовности созданных сложных систем с затратным криогенным производством кислорода. По-видимому, производство кислорода для ПГУ может безусловно оправдать себя лишь при освоении в промышленности новых более дешевых и компактных способов. Не случайно поэтому в последнее время, после накопления на Западе большого опыта создания парогазовых установок с парокислородной газификацией угля, в и Японии и США осуществляются разработка и освоение условно «упрощенных» технологий с применением паровоздушного дутья в газогенераторы. [1].
Рассматриваемая разработка ВТИ, начало которой восходит к 1980-м годам, изначально ориентирована на применение по возможности простых схемных и конструктивных решений при использовании паровоздушной газификации угля. Проработка технологии и оборудования осуществлялась главным образом на комплексной опытной установке, имевшей в своем составе все элементы реальной системы газификации и газоочистки, а также газотурбинную камеру сгорания синтез-газа. Испытания были проведены на бурых и каменном углях, антраците, агломерированном АШ, нефтяном коксе и коксо-графитных отходах. Осуществленная разработка освещена в ряде литературных источников, в том числе в [2-5] и защищена комплектом патентов на изобретения и полезные модели, перечисленных в [5]. Решения по отдельным элементам системы следующие.
1. По принципу действия примененный горновой газогенератор с жидким шлакоудалением сходен с доменной печью. Осуществляется противоточная газификации кускового топлива в слое, а также угольной пыли, которая может подаваться в реактор через фурмы в составе дутья. В ядре горения температуры развиваются до 1750-1900°С, что обеспечивает форсированную кинетику восстановительных реакций выше зоны горения. Температура синтез-газа на выходе из реактора – 780-880°С Термическое разложение топлива в противоточном процессе происходит без доступа кислорода, поэтому теплоценные летучие компоненты разложения сохраняются и обогащают генераторный газ. Благодаря этим особенностям качество генераторного газа на необогащенном дутье(Qri = 4590-5040 кДж/м3) достаточно, как показывают исследования, для его устойчивого сжигания в широком диапазоне изменения режимных условий, при этом обеспечиваются необходимые температуры продуктов сжигания перед лопатками высокотемпературных газовых турбин. Газогенератор пригоден для газификации низкореакционных топлив на воздушном дутье, изначально он разрабатывался для газификации антрацита. Удельная нагрузка горна по потенциальному теплу поданного топлива, приходящегося на 1 м2 сечения, составляет 34-40 МВт/м2 при давлении процесса 2,0-3,0 МПа.
Ряд свойств горнового газогенератора благоприятен для энергетического применения:
— повышенное качество генераторного газа вследствие обогащения синтез-газа летучими компонентами топлива и высокой степени разложения водяного пара (80 – 90%);
— простота и мобильность растопки газогенератора (посредством вдувания горячего дутья);
— слабая зависимость состава синтез-газа от нагрузки газогенератора и простота регулирования последней изменением расхода воздуха на дутье; легко регулируется также температура за реактором путем небольшого изменения расхода пара на газификацию;
Разработана и запатентована конструкция газогенератора производительностью 50 т/ч по кузнецкому углю и 2 МПа с газоплотной экранной системой для производства пара, подающегося в паровую турбину (рис. 1). Устройство помещено в силовой корпус ддиаметром 3,87 м (максимальный железнодорожный габарит), поставка его планируется в полностью собранном виде.
2. Впервые предложена и экспериментально проработана сухая горячая очистка синтез-газа, содержащего пары смол в своем составе, при температуре, выше температуры их конденсации. Такая очистка ведется как от механических примесей, так и (при необходимости) от вредных газовых включений. Смоляные пары при этом сохраняются в составе синтез-газа и сжигаются вместе с ним. В общем случае температура синтез-газа на тракте генераторного газа должна быть при р=2-2,5 МПа не менее 400°С для предупреждения конденсации смол, но не выше 600°С из-за опасности сохранения выделяющихся из топлива щелочных компонентов, неблагоприятных для работы газовых турбин.
Такая очистка увеличивает экономичность системы из-за термодинамически выгодного использования значительной части физически теплоты синтез-газа в верхнем газотурбинном цикле ПГУ, а также упрощает систему – ликвидируется сложная очистка загрязненных сточных вод.
3. Впервые проработана и исследована и металлотканевая тонкая очистка генераторного газа с пневмоимпульсной регенерацией фильтровальной ткани и испытан единичный полномасштабный очистной элемент многорукавного промышленного фильтра. Основное преимущество металлотканевых фильтров заключается в их надежной регенерации из-за эластичности металлоткани.
По данным испытаний эффективность очистки синтез-газа из различных углей на металлотканевом фильтре при входном загрязнении газа 2-5 г/м3 и скорости его фильтрации 0,5 м/мин составляла 99,1-99,5%, а остаточная запыленность, как правило, 16-22 мг/нм3 (в отдельном случае – до 29 мг/м3). При таких показателях концентрация привнесенных механических примесей в продуктах сжигания синтез-газа из-за большого его разбавления (α≈3) составит 5-8 мг/м3 (при н.у.), а в действительности ожидается меньше из-за догорания сажистых и углеродных частиц. При необходимости снижение остаточной загрязненности для перспективных ГТУ легко обеспечить установкой после сероочистки пороговых фильтров, работа которых на уже глубоко очищенном газе затруднений не вызывает.
4. Для кардинального снижения выбросов SО2 и обеспечения возможности использования высокосернистых топлив в ПГУ с предложенной системой газификации углей был организован широкий экспериментальный поиск дешевых поглотителей H2S для аппаратной ступени сухой сероочистки генераторного газа. Впервые показана высокая эффективность применения железомарганцевой руды Аскизского месторождения. Стоимость сорбентов Н2S из нее около 5 руб/кг против 20 $/кг синтетических зарубежных поглотителей. Активность этих сорбентов наглядно характеризуют исследования очистки продуктов газификации высокосернистого нефтяного кокса( Sdaf = 3,6%) с содержанием H2S до 0,4 % об. Обеспеченная в них концентрация сероводорода за слоем сорбентов 140 – 210 мг/м3 (при н. у.) соответствует выбросам диоксида серы с продуктами сжигания генераторного газа 0,016 – 0,028 г/МДж, что на порядок ниже наиболее жесткого норматива для твердого топлива
В последнее время осуществлена разработка использования названного сорбента в пылевидном состоянии, повышающего эффективность очистка и упрощающего ее устройство.
5. Впервые в отечественных исследованиях дана количественная оценка выбросам оксидов азота при сжигании синтез-газа. По данным наших опытов до 50% материнского азота топлива при горновой газификации переходит в NH3 синтез-газа и, окисляясь при сжигании последнего, является источником повышенных выбросов NOx. Сжигание генераторного газа в режиме богато-бедной смеси снижает выбросы NOx до 0,065 – 0,12 г/МДж, что меньше наиболее строгого норматива для твердого топлива. Экспериментально доказана возможность дальнейшего снижения выбросов NOx посредством селективного разложения NH3 в генераторном газе.
6. Впервые в отечественных исследованиях осуществлено изучение коррозионной стойкости широкого набора отечественных сталей и сплавов в среде генераторного газа.
Высоколегированные стали аустенитного класса с большим содержанием хрома и никеля Х18Н10Т, Ди-59, 20Х23Н13, 20Х20Н14С2 нечувствительны к сероводородной коррозии независимо от концентрации Н2S в синтез-газе до температуры реагирующей поверхности 873 К. С ростом температуры выше указанной границы скорость коррозии стали Х18Н10Т и аналогичной ей Ди-59 резко возрастает; для стали 20Х23Н13 это возрастание значительно меньше, и для стали 20Х20Н14С2 такой рост скорости коррозии проявляется слабо: при температуре 973 К 1 мм/год.
Распространенные котельные стали ст 20, 12Х1МФ, 12ХМ обнаруживают сильную зависимость скорости коррозии от температуры стенки, а также концентрации Н2S. Однако с течением времени под действием образующихся защитных покрытий скорость их коррозии падает, особенно резко за первые 10 – 20 час нахождения в агрессивной среде. Разработана методика для определения усредненной скорости коррозии этих сталей для промышленных условий в зависимости от определяющих параметров: температуры стенки металла, объемной концентрации Н2S, давления среды. Разрушение защитных покрытий, например, вследствие эрозионного износа ведет к росту скорости коррозии названных сталей на порядок.
Проделанные исследования и разработанная методика позволяют произвести выбор сталей газогенераторного и газоочистного оборудования в зависимости от условий их работы.
7. Разработана рациональная и экономичная система подготовки топлива для горнового газогенератора с избирательным дроблением крупных кусков угля и минимальным образованием мелочи.
Для обеспечения работы горнового газогенератора на мелкозернистых углях впервые для трудно агломерируемого антрацитового штыба разработана технология его грануляции с применением дешевой комбинированной связки из извести и отхода, содержащего ПАВ, а также технология брикетирования на выделенной газогенераторной смоле. Обе технологии могут быть надежно применены и на других углях.
Разработана и испытана конструкция шлюзового затвора для газифицируемого под давлением топлива и шлака на базе существующей задвижки с электроприводом. Разработка защищена патентом.
8. На основе полученного экспериментального материала разработана комплексная методика расчета газификации топлива в горновом газогенераторе, включающая. расчет газообразования в реакторе, выноса из него твердой фазы, теплообмена реагирующих сред с ограждающими поверхностями нагрева, а также расчета необходимых условий устойчивого истечения шлака.
С применением данной технологии разработано несколько разного уровня проектов ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с газификацией угля в широком диапазоне мощности 6-250 МВт. Расчетные экономические и экологические показатели крупных установок не уступают западным аналогам при очевидном существенном снижении удельной стоимости (на КПД таких установок при достигнутом отечественном уровне газотурбостроения составляет 42-44%, а при использовании перспективных ГТУ возрастет до 52%. Выбросы составляют: пыли — 0,01 г/МДж, SО2 при установке аппаратной сероочистки с железомарганцевыми сорбентами – 0,016 – 0,028 г/МДж, NOx – 0,065 – 0.12 г/МДж. Последние и снизятся примерно вдвое при использовании опробованного в опытах селективного разложения NH3 в генераторном газе. Реализация технологии осуществляется при весьма простой схеме ПГУ (рис.2).
Весьма удачно технология применяется также в виде надстройки к устаревшим ТЭС с поперечными связями, когда в качестве паротурбинной части ПГУ используются действующие паровые турбины ТЭС. Как показано в [4], в этом случае легко реализуется интеграция ПГУ с действующим оборудованием ТЭС с полезным обменом рабочими средами и выгодной утилизацией низкопотенциального тепла. При таком применении предложенная технология может быть весьма эффективным средством модернизации ТЭС с устаревшим оборудованием.
Промышленное освоение технологии целесообразно осуществить в два этапа:
1. Создание, освоение и испытания опытно-промышленного образца ПГУ мощностью 20-25 МВт с горновой газификацией угля и высокотемпературной очисткой синтез-газа для промышленной отработки нового оборудования. стоимость сооружения такого образца с учетом его пилотного характера и запаса на повышенные издержки на освоение и возможные реконструктивные мероприятия – 2 млрд руб.
2. Создание и освоение унифицированного оборудования для энергоблоков с внутрицикловой газификацией угля мощностью 200-300 МВт, предназначенных для массовой замены устаревшего оборудования угольных ТЭС.
В настоящее время технология полностью подготовлена к промышленному внедрению.
1 Ольховский.Г.Г. Парогазовые установки с газификацией угля. Аналитический обзор, ВТИ, 2009г.
2. Сучков С. И. Бабий В. И., Абросимов А. А. Экспериментальная разработка системы газификации твердого топлива для ПГУ // Теплоэнергетика. 1998. №6. С. 43–49.
3. Исследования системы газификации углей с высокотемпературной очисткой генераторного газа / Г. Г. Ольховский, С. И. Сучков, А. Н. Епихин и др. // Теплоэнергетика. 2006. №7. С. 67–73.
4. Разработка отечественной ПГУ с внутрицикловой газификацией топлива / Г. Г.Ольховский, С.И.Сучков, А. Н. Епихин и др. // Теплоэнергетика. № 2. 2010. С.19–26.
5. Сучков С. И. Разработка энергетической технологии газификации твердого топлива. Автореферат докторской диссертации. М., ВТИ, 2011
2 Котлер В.Р. ОАО «ВТИ» Снижение эмиссии оксидов азота при внедрении на котлах технологических методов
Результаты исследований, проведенных отечественными и зарубежными специалистами за последние годы, показали, что экологические проблемы энергетики в значительной степени могут быть решены не только за счет создания принципиально новых технологий (ПГУ с внутрицикловой газификацией, кипящий слой под давлением и др.), но и при использовании традиционных схем сжигания органического топлива на тепловых электростанциях с паротурбинными блоками.
Жесткая конкуренция на мировых рынках производителей котельного оборудования привела к тому, что на 1 место среди многочисленных методов борьбы с выбросами оксидов азота за рубежом вышли малотоксичные горелки (LNB). Все без исключения котлостроительные фирмы разработали свои конструкции горелок, которые активно рекламируются и внедряются не только на собственных, но иногда и на котлах, поставленных конкурирующими фирмами.
Отечественные котлостроительные заводы, не имея крупных огневых стендов, не смогли разработать достаточно эффективные малотоксичные горелки. Практика покупки лицензий также не нашла широкого распространения в России. Поэтому в отечественной энергетике мало примеров решения проблемы NOx на пылеугольных котлах за счет установки малотоксичных горелок. Между тем в США, по последним данным, только за период с 1990 по 1998 г. малотоксичные горелки были установлены на 66 пылеугольных котлах с вихревыми горелками и на 44 котлах с тангенциальными топками. В первом случае средняя степень снижения выбросов NOX составила 44%, во втором — 43%. В результате установки новых горелок средние удельные выбросы NOX на котлах с вихревыми горелками составили 0,194 г/МДж (при¬мерно 525 мг/м3 при 6% О2), а на котлах с тангенциальными топками — 0,155 г/МДж (
420 мг/м3 при 6% 02).
В России специалистами ВТИ разработаны конструкции малотоксичных горелок, внедрение которых при сжигании газа и мазута привело к значительному снижению NOX. Для пылеугольных котлов разработана вихревая малотоксичная горелка ВТИ-ЦНИИТМАШ, отличающаяся от обычных горелок только наличием и формой рассекателей, установленных на выходе из кольцевого канала аэросмеси. Именно эта особенность горелки обеспечивает не только раннее воспламенение, но и сгорание выделившихся летучих при минимально необходимом количестве окислителя. В результате существенно снижается эмиссия топливных оксидов азота, количество которых (в котлах с твердым шлакоудалением) составляет 80 – 90 %.
Горелка разрабатывалась главным образом для высокореакционных углей марок Г и Д, но первое промышленное опробование горелки решено было осуществить на самом «трудном» виде топлива – экибастузском угле марки СС, содержащем более 40 % минеральной массы (главным образом абразивного оксида кремния SiO2).
Первые результаты испытаний новой горелки на котле П-57 (блок мощностью 500 МВт) показали возможность снижения выбросов NOX более, чем в 1.5 раза по сравнению с результатами, полученными на заводских горелках.
Для газомазутных котлов в ВТИ разработана вихревая малотоксичная горелка типа ГМВИч(III)-50 (рисунок 2). Изготовленный на ТКЗ комплект таких горелок был установлен на ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» при реконструкции котла ТГМП-314. Практические испытания котла при сжигании природного газа показали, что при номинальной нагрузке, рециркуляции 13 % дымовых газов через новые горелки и при подаче 32% воздуха через сопла третичного дутья, концентрация NOX за котлом оказывается ниже 100 мг/м3 (в пересчете на NO2 при О2 = 6 %).
Чаще на отечественных ТЭС удается внедрить другой малозатратный метод подавления оксидов азота — двухступенчатое сжигание. Этот метод электростанции могут реализовать без привлечения котлостроительных заводов, что значительно упрощает достижение цели. В России имеются примеры удачного внедрения этого метода при сжигании высокореакционных каменных и бурых углей, когда удавалось на 40-45% снизить выбросы NOX, практически не ухудшая технико-экономические показатели котельных установок. На рисунке 3 показана схема котла БКЗ-210-140, на котором при сжигании кузнецкого промпродукта удалось снизить концентрацию NOX примерно с 900 до 490 мг/м3. При сжигании углей типа СС, а тем более — тощих углей или антрацита, двухступенчатая схема сжигания приводит к увеличению горючих в уносе, в результате чего снижается КПД котла. На газомазутных котлах имеется много примеров успешной реализации метода двухступенчатого сжигания.
В США метод двухступенчатого сжигания (OFА) за период с 1990 по 1998 гг. внедрен на 21 котле с вихревыми горелками и на 23 котлах с тангенциальными топками. Эффективность этого метода в последнем случае составила 33%, а на котлах с вихревыми горелками, при сочетании LNB и OFА ок¬сиды азота были снижены в среднем на 48%. После реализации этих методов средние удельные выбросы NOx на котлах с вихревыми горелками составили 0,202 г/МДж (
540 мг/м3 при 6% О2), а на котлах с тангенциальными топками — 0,159 г/МДж (
430 мг/м3 при 6% О2).
Одним из вариантов ступенчатого сжигания твердого топлива на котлах с тангенциальными топками является концентрическое сжигание. Эта технология предполагает за счет незначительного изменения конструкции прямоточных горелок разделить вихревой поток дымовых газов на два: внутренний, обогащенный топливом, и внешний, с повышенным избытком воздуха (рисунок 4). Благодаря этому к ступенчатости по вертикали добавляется ступенчатость по горизонтали и, кроме того, снижается опасность шлакования топочных экранов.
В США горелки, обеспечивающие концентрическое сжигание, разра-ботала котлостроительная фирма Combustion Engineering. После успешных демонстрационных испытаний фирма С-Е заключила контракты на поставку таких горелок для 116 котлов, эквивалентная электрическая мощность которых составляет 25000 МВт.
На газомазутных котлах большой эффект по снижению выбросов NOX обеспечивает рециркуляция дымовых газов через горелки. Сочетание рециркуляции со ступенчатым сжиганием и/или с малотоксичными горелками позволяет при сжигании газа на крупных котлах снижать выбросы оксидов азота в 10 раз.
Наиболее эффективной технологией подавления оксидов азота на угольных котлах без применения реагентов является, по общему мнению, ме-тод трехступенчатого сжигания («reburning» по западной терминологии). Этот метод принципиально отличается от ступенчатого сжигания, даже в тех случаях, когда третичный воздух подается в топку на двух или трех уровнях. Метод трехступенчатого сжигания предполагает, что на начальном участке факела избыток воздуха будет близок к традиционному (это необходимо для того, чтобы не увеличились потери с механическим недожогом), а в средней части топки, за счет ввода дополнительного топлива, будет создана восстановительная зона. В лабораторных и в промышленных условиях доказано, что в этой зоне происходит взаимодействие NО с азотсодержащими радикалами (аминами и цианидами), в результате чего оксиды азота переходят в безвредный молекулярный азот N2.
В Европе, США, Японии и в странах СНГ уже работает несколько пылеугольных котлов по схеме трехступенчатого сжигания (рисунок 6). На большинстве из них удалось снизить выбросы NOx на 50-60% без существенного ухудшения технико-экономических показателей котла. Особенно удачной оказалась работа котлов, у которых в основные горелки подается твердое топливо (85-90% номинального расхода), а для создания восстановительной зоны используется природный газ (10-15% по теплу). Выше восстановительной зоны в топку вводится третичный воздух для дожигания продуктов неполного сгорания (Н2 и СО).
Отечественный опыт внедрения метода трехступенчатого сжигания свидетельствует о том, что затраты на реконструкцию котла не превышают 2 $/кВт установленной мощности.
По опыту отечественных и зарубежных исследований можно утверждать, что существует принцип аддитивности, т.е. результаты методов трех-ступенчатого или двухступенчатого сжигания можно суммировать с результатом, достигнутым за счет установки малотоксичных горелок. Так что в ре-зультате применения комплексной технологии можно и для пылеугольных котлов снизить выбросы оксидов азота на 70-80% от исходного уровня. Как правило, такое снижение обеспечивает выполнение требований большинства стран по защите атмосферы от выбросов NOX.
Котлер Владлен Романович – ведущий научный сотрудник «ОАО ВТИ»
Тел. 8 499 682 92 41
3 Шварц А.Л. ОАО «ВТИ» Пылеугольные мощные энергоблоки на суперкритические параметры пара (30 МПа, 600/620 оС)
Первый в мире котёл на суперкритические параметры пара (СКП) был пущен в России на ТЭЦ ВТИ в ноябре 1949 г. Этот опытный котёл 60-ОП производительностью 12 т/ч на параметры пара 30 МПа, 600 оС в дальнейшем с применением марки стали ЭП-184 для выходных элементов тракта котла и паропровода был переведён на параметры 30 МПа, 650 оС при производительности 15 т/ч.
Наличие на ТЭЦ ВТИ этого котла дало не только возможность исследовать перспективные марки стали для пароперегревательных элементов котлов, паропроводов и арматуры энергоблоков, но и провести на экспериментальных установках исследования процессов гидродинамики и теплообмена при сверхкритических давлениях.
Эти исследования имели важнейшее значение для обеспечения надёжной работы отечественных энергоблоков на сверхкритические параметры пара мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт, составлявших почти половину парка таких энергоблоков во всём мире.
На основе указанных исследований, в т.ч. перспективных марок сталей на самом котле 60-ОП, был создан и введён в опытную эксплуатацию на Каширской ГРЭС первый в отечественной энергетике энергоблок на суперкритические параметры пара (30 МПа, 650 оС) СКР-100 с котлом ПК-37 производительностью 710 т/ч и надстроечной турбиной Р-100-300.
Созданный в 1965 году блок СКР-100 рассматривался в качестве промышленного прототипа для освоения перспективных параметров пара для следующей серии энергоблоков страны.
На этом блоке были исследованы и решены важнейшие вопросы конструирования и эксплуатации:
предложены и испытаны на котле и турбине конструктивные решения, позволяющие обеспечивать их работоспособность при характерных для энергооборудования условиях;
изучены условия работы и определены критерии обеспечения надёжности экранных поверхностей нагрева, которые позволяют оптимально экранировать топочную камеру;
изучено охлаждение ротора и корпуса цилиндра суперкритического давления турбины Р-100-300, изготовленных из простых конструкционных сталей.
Энергоблок СКР-100 был остановлен в 1979 году и позже выведен из эксплуатации в исправном состоянии. Испытания были прекращены из-за неработоспособности старых турбин низкого давления (срок эксплуатации более 350 тыс. часов), в которые сбрасывался отработавший в предвключённой турбине Р-100-300 пар.
В настоящее время в нашей стране появились относительно дешёвые, технологичные и эксплуатационно привлекательные марки стали с содержанием 9-12 % хрома, работоспособные при температурах пара 600-620 оС. Для выходных пароперегревательных поверхностей имеется сталь ЭП-184, прошедшая испытания на котле 60-ОП около 150 тыс. часов и прекрасно зарекомендовавшая себя в котле ПК-37 блока СКР-100.
К настоящему времени достигнуты большие успехи в аэродинамике и конструировании турбин, внутренний КПД их цилиндров достиг 94-96 %.
Повысилась экономичность котлов и тепловых схем энергоблоков, стала возможной их автоматизация вплоть до пусковых режимов.
Разработаны эффективные технологии сжигания углей и очистки дымовых газов от вредных выбросов.
На базе этих достижений в России возобновились разработки перспективных угольных энергоблоков на суперкритические параметры пара мощностью 300-400 МВт и 600-800 МВт.
Разработана с участием ВТИ, ЦКТИ, ЦНИИТМАШ'а и ЭМАльянса федеральная программа «Создание угольного энергоблока мощностью 660 МВт на суперкритические параметры пара».
Технические решения по пароводяному тракту котла блока 660 МВт СКП, обеспечивающие надёжность эксплуатации как на номинальной нагрузке, так и при разгрузках и пусках на скользящем давлении, включая пусковой сепаратор, внедрены на действующем оборудовании котлов блоков сверхкритического давления и полностью подтвердили их результативность.
КПД таких энергоблоков будет составлять
37 % у современных пылеугольных блоков сверхкритического давления.
Стоимость сооружения головного энергоблока 660 МВт СКП с учётом работ по доводке головного оборудования блока составит
Необходимо в кратчайшие сроки изыскать возможность инвестирования согласно этой программы сооружение головного отечественного энергоблока на суперкритические параметры пара.
Д.т.н., проф. А. Л. Шварц
Тел. (495) 675-41-06
4 Потапов О.П. ОАО «ЭНИН» ОПТИМАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ В ЭНЕРГЕТИКЕ
По мере возрождения промышленного потенциала России будет изменяться топливный баланс в связи с постепенным исчерпанием запасов нефти и газа и возрастанием вследствие этого роли углей и сланцев. Вытеснение из топливного баланса нефти и газа углями и сланцами приведет к распространению на технологии использования этих твердых топлив экономических и экологических требований, предъявляемых к жидким и газообразным топливам. Решение указанных проблем вызывает необходимость разработки и внедрения новых методов подготовки и сжигания углей и сланцев .
Весьма перспективны для энергетики и других отраслей промышленности методы термической переработки твердых топлив, применяемые при энерготехнологическом использовании углей и сланцев. Разработанные в ЭНИН1 им. Г.М. Кржижановского методы термической переработки твердых топлив основаны на том, что в угле и сланце, как и в нефти, содержатся ценные вещества, которые при сжигании теряются. В связи с этим к твердым видам топлива по аналогии с нефтью следует относиться не только как к топливу, но и как к сырью, содержащему ценные продукты или образующему их в процессе термодеструкции.
Существует несколько способов термической переработки твердых топлив (гидрогенизация, газификация и др.), но при всех их достоинствах ни один не имеет такой широкой номенклатуры получаемых продуктов, как пиролиз, применяемый в технологиях ЭНИН, когда уголь преобразуется в высококалорийное твердое, жидкое и газообразное топливо (сланец — в высококалорийное жидкое и газообразное топливо) и, кроме того, получаются продукты, которые из-за их дефицитности приходится покупать за рубежом (фенолы и их производные, адсорбенты и др.).
В ЭНИН разработаны, исследованы и внедрены в опытном и опытно-промышленном масштабах три метода (процесса) термической переработки твердых топлив: процесс «Галотер» для переработки горючих сланцев; высокоскоростной пиролиз угля (ВСП) и термоконтактное коксование угля (ТККУ). Из этих методов процесс «Галотер», реализованный в установках с твердым теплоносителем (УТТ), стал технологией промышленного масштаба; ВСП и ТККУ освоены в опытно-промышленных масштабах в городах Тверь и Екатеринбург.
Технология переработки горючих сланцев была освоена в промышленном масштабе на установке, перерабатывающей 500 т сланца в сутки (УТТ-500), а затем — на установках, перерабатывающих 3000 т сланца в сутки (УТТ-3000). Созданные под научным руководством ЭНИН по проекту Санкт-Петербургского института " Атомэнергопроект" (генпроектировщика) при участии Санкт-Петербургских институтов «Оргэнергострой», «Ленгипронефтехим» и других организаций, освоенные на Эстонской электростанции в 1981-1984 гг. установки УТТ-3000 до сих пор остаются крупнейшими в мире по производительности и технологически наиболее эффективными. На основе данных многолетней эксплуатации установок УТТ-3000 российскими и эстонскими специалистами сделан вывод о соответствии этих установок экологическим требованиям. Экологическая совместимость установок УТТ-3000 с окружающей средой подтверждается состоянием растительного и животного мира в большом лесном массиве, окружающем Эстонскую электростанцию.
Главная характеристика технологии, реализованной в установках УТТ-3000, — возможность переработки мелкозернистых сланцев (фракционного состава от 0 до 13-25 мм, количество которых в добыче составляет около 70%), тогда как другие технологии термической переработки сланцев предназначены для крупных фракций (25-125 мм при использовании отечественных сланцевых генераторов типа «Кивитер» и 6,3-70,0 мм для процесса «Петросикс» бразильской компании «Петробраз»). В установках типа УТТ из сланцев с теплотой сгорания 7,8-8,4 МДж/кг получаются экологически чистые высококалорийные топлива — жидкое с теплотой сгорания 38-40 МДж/кг и газообразное с теплотой сгорания 41-42 МДж/кг. Установки типа УТТ могут применяться для сланцев не только любого фракционного состава, но и практически любой теплоты сгорания, в том числе и для низкокалорийных сланцев с теплотой сгорания до 2,9 МДж/кг 700 ккал/кг).
Помимо возможности переработки сланцев любого фракционного состава и качества, а также высокой единичной производительности установки типа УТТ имеют следующие преимущества:
- за счет разделения процессов пиролиза сланца (в реакторе барабанного типа) и приготовления твердого теплоносителя — золы (в технологической топке аэрофонтанного типа) в реактор поступают только твердые фазы (высушенный сланец и зола). Поэтому газ пиролиза не содержит ни кислорода, ни азота из атмосферного воздуха и благодаря этому имеет теплоту сгорания в 2,5-3,0 раза выше, чем в зарубежных установках. Так, при переработке сланца Прибалтийского месторождения в установках типа УТТ теплота сгорания газа пиролиза составляет 48,4 МДж/м3 (11 560 ккал/м3) или 42,2 МДж/кг (10 080 ккал/кг);
- в установках типа УТТ получаемый из сланцев газ является товарным продуктом — топливом для газовых турбин, тогда как в большинстве зарубежных и отечественных установок для переработки сланцев значительная часть газа используется в технологии — подается в реактор;
- использование для пиролиза сланца золы, а не газа повышает КПД установок типа УТТ до 84-89%, тогда как у большинства зарубежных установок он не выше 65%;
- за счет применения в установках типа УТТ принципиально новых решений вывода пыли из циклонов очистки парогазовой смеси их суммарная эффективность достигает 99,5%. Вследствие этого даже в тяжелых фракциях сланцевого масла содержание пыли не превышает 1,0-1,5%;
- на установках УТТ-3000 Эстонской электростанции в течение нескольких лет перерабатывают изношенные автомобильные шины в смеси со сланцем. Технически возможна и подтверждена на практике переработка в установках типа УТТ грунтов, пропитанных нефтяными продуктами в результате аварий на нефтеперерабатывающих заводах и при перевозке нефтепродуктов в танкерах, железнодорожных и автомобильных цистернах.
Потапов Олег Петрович – Ведущий научный сотрудник ОАО «ЭНИН»
Тел 495 770 34 89
5 Рябов Г.А. ОАО «ВТИ» Технология циркулирующего кипящего слоя в энергетических установках. (ЦКС)
Технология сжигания твердых топлив в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) за последние 20 лет претерпела значительные изменения, что позволило ей выйти на рынок крупных энергетических блоков. За рубежом уже хорошо освоены котлы с ЦКС для блоков 300 МВт, применяются высокие параметры пара с температурой острого пара и пара промежуточного перегрева 585 °С. В 2009 г пущен первый блок мощностью 460 МВт с прямоточным котлом ЦКС, обеспечивающий кпд 43,3 %. Сооружаются блоки 550 МВт с температурой перегрева 603 0С, ведутся разработки блоков 600 и 800 МВт на еще более высокие параметры пара. Наиболее развивающимися рынками поставки котлов с ЦКС являются Китай, Индия и Польша.
В котлах с ЦКС сжигаются топлива широкой гаммы характеристик, в основном низкосортные, включая отходы обогащения угля, торф и биомассу. В Европе широко внедряются котлы с ЦКС для совместного сжигания различных видов биомассы и угля. Важным является преимущество технологии ЦКС, связанные с низкими выбросами оксидов азота (низкотемпературное, ступенчатое сжигание) и серы (добавка известняка при оптимальной температуре связывания серы в топку). Учитывая перспективы увеличения доли угля в топливном балансе, увеличение доли возобновляемых топлив (биомасса) и ужесточение норм на вредные выбросы, задача разработки отечественных котлов с ЦКС является безусловно актуальной.
Отечественные и зарубежные исследования показали, что создание и внедрение в энергетику страны паровых котлов с ЦКС является одним из эффективных направлений использования углей в отечественной теплоэнергетике, что обеспечивает возможность сжигания низкокалорийных и сернистых топлив, существенно расширяя топливную базу. В результате такого метода сжигания обеспечиваются низкие выбросы оксидов азота и серы (200 – 400 мг/м3) без использования специальных средств азотоочистки и сероочистки. Эти преимущества особенно важных в городах, где требования к выбросам должны быть наиболее жесткими и. как правило, территория ТЭЦ сильно ограничена. Таким образом, для котельных установок и блоков ТЭС и ТЭЦ на твердом топливе технология ЦКС является очень привлекательной. Технология ЦКС позволяет сжигать в одном и том же котле топлива с различными характеристиками без снижения технико-экономических показателей работы котельных агрегатов (коэффициенты полезного действия, расход условного топлива, проектные параметры пара). Это позволяет вовлекать в энергобаланс местные топлива, биомассу и отходы производств.
Важным вопросом является использование типовых решений при сжигании различных твердых топлив. Стандартизация котлов ЦКС привела бы к снижению их стоимости, позволила в большей степени унифицировать их проекты под различное топливо, упростила и ускорила бы установку и обслуживание. Унификация и модульность, примененные при разработке котла с ЦКС средней мощности позволяют снизить затраты на инжиниринг и сроки строительства. Огромное внимание при сооружении современных ТЭС уделяется вопросам использования различных местных топлив, биомассы и отходов производств (совместное сжигание). Так же крайне важным считается необходимость снижения выбросов парниковых газов.
Сооружается первый блок с котлом ЦКС на Новочеркасской ГРЭС. Поставщиком котла является ОАО «ЭМАльянс» по инжинирингу компании «Фостер-Уиллер» при значительной доле зарубежной поставки ключевых элементов. Пуск котла намечен на 2014 год. Использование лучших зарубежных решений является вполне правомерным, однако, в дальнейшем было бы целесообразным увеличивать долю собственного изготовления котлов с ЦКС. Именно так поступают в Китае, где на базе лицензий и инжиниринга нескольких зарубежных компаний развиваются собственные технические решения и доля их постоянно растет. Необходимо отметить, что любая компания, производящая котлы с ЦКС, всегда использует поставку ряда оборудования наиболее передовых и надежных исполнителей, причем доля этой поставки может превышать 50 %.
В 2010 — 12 годах при финансировании министерства промышленности и торговли РФ выполнен ряд работ по созданию основ производства отечественных котлов с ЦКС. Эти работы выполнялись коллективами ОАО «ЦНИТТМАШ», ОАО «ЭМАльянс», ОАО НПО ЦКТИ», ОАО «ВТИ», ОАО «ТЭП» и НП «ИЦЭМ». Разработаны программы расчетов котлов с ЦКС, выбраны компоновочные решения, разработаны эскизные проекты котлов с ЦКС для блоков 225 и 330 МВт, разработан проект и ведется сооружение пилотной установки для отработки отечественных технических решений и исследования сжигания отечественных топлив на территории ТКЗ.
Для широкого внедрения котлов с ЦКС, как на базе зарубежных решений, так и полностью собственного производства необходимо выполнить следующий объем НИОКР:
— выполнить комплекс исследований условий сжигания отечественных топлив и опробование отечественных технических решений на сооружаемой пилотной установке, а также путем исследований на холодных моделях и путем 3-D моделирования в 2013 – 2014 гг;
— разработать системы контроля и управления процессами в топочном контуре отечественного котла с ЦКС и опробовать их пилотной установке в 2013 – 2014гг;
— разработать типовые проекты котлов с ЦКС для блоков мощностью 225 и 330 МВт, а также котлов средней мощности для ТЭЦ в 2013 – 2014 гг;
— выполнить маркетинговые исследования и разработать технико-экономическое обоснование внедрения блоков с котлами ЦКС в 2013 г;
- выполнить комплекс НИОКР по совместному сжиганию отечественных углей и биомассы, включая отходы производств в 2015 г.
Дальнейший план внедрения котлов с ЦКС отечественного производства может быть следующим:
— рабочий проект котла для конкретного внедрения на ТЭС. Проект блока – 2015 год.
— сооружение отечественного котла, пуск и проведение испытаний – 2016 – 2017 годы.
— передовые разработки для крупных блоков с максимальной эффективностью и минимальными (нулевыми) выбросами – 2015 – 2017 годы.
— совершенствование конструкции и внедрение передовых разработок – 2017 – 2018 годы.
Ориентировочные стоимости работ по годам из госбюджета
2013 – 230 млн. руб., 2014 – 270 млн. руб., 2015 – 300 млн. руб., 2016 – 250 млн. руб., 2017 – 250 млн. руб., 2018 - 250 млн. руб.
Общая стоимость программы из средств госбюджета – 2500 млн. руб.
Внебюджетные работы – около 30 млрд. руб.
Рябов Георгий Александрович – Заведующий лабораторией специальных котлов ОПТ «ОАО ВТИ»