figure

Внедрение новых инновационных технологий в теплоэнергетику

Сучков С.И. ОАО «ВТИ» Технология горновой газификации твердого топлива с использованием высокотемпературной очистки синтез-газа (разработка ВТИ для внедрения в ПГУ).

Инновационные технологии в теплоэнергетике

Аннотация

В новом сегменте угольных производственных технологий тепла и электроэнергии, обладающих доступностью коммерческого использования в приближенной перспективе, ПГУ, имеющую внутрицикловую газификацию угля (ВЦГ), отличаются наличием наиболее высокого экологического и экономического потенциала (КПД в перспективе до 56-ти%). В Западных странах данное направление инвестируется огромными средствами, созданием крупных демонстрационных блоков, однако ограничение коммерческого распространения обусловлено высокой удельной стоимостью оборудования (~2500 $/кВт), что напрямую связано с затратным криогенным производством кислорода для газификации.

В представленной разработке, осуществленной отечественными учеными, справиться с этим недостатком удалось благодаря эффективному освоению газификации угля посредством воздушного дутья в сочетании с высокотемпературной очисткой синтез-газа. Оценка удельной стоимости оценивается примерно в 1700 $/кВт.

На территории России зафиксирована выработка срока эксплуатации и устаревание более 70-ти% оборудования ТЭС. Необходимо подумать о массовой его замене и обеспечении производства тепла и электроэнергии новыми современными технологиями. Перспективно для данных целей воспользоваться угольными технологиями. Это обусловлено одновременно безудержным ростом экспорта природного газа из РФ и увеличением его потребления, а также истощением и бережным отношением. Благодаря доступным для разработки месторождениям угля на территории России, содержащим около 36-ти% мировых запасов энергетика государства будет обеспечена на века.

Если познакомиться с новыми угольными технологиями, обладающими реальным коммерческим распространением в ближайшей перспективе, то наличием наиболее высокого экономического и экологического потенциала обладают установки, относящиеся к комбинированному парогазовому циклу, работающими на угле, который газифицируется в них. Сегодня можно утверждать об освоении и активном распространении парогазовых установок, включая России, с использованием природного газа. Эффективность применения для них угля соответствует создаваемым системам, осуществляющим внутрицикловую газификацию твердого топлива в сочетании с очисткой генераторного газа от вредных газовых компонентов (ВЦГ) одновременно с механическими примесями. Также требуется реконструкция газовых турбин, обладающих разной степенью сложности, особенно установленных на них камер горения.

В сферу создания угольных ПГУ за рубежом вкладывается немало средств, многие предприятия оснащены демонстрационными блоками мощностью 100-300 МВт, в которых применяют в основном парокислородную газификацию угольной пыли плюс мокрую очистку генераторного газа. На этих ПГУ с ВЦГ КПД не превышает 44-х %, но при пользовании перспективными высокотемпературными газовыми турбинами КПД может превысить 50%. Подобных экологических показателей не достичь на паросиловых установках. Хотя данное направление пока не отличается очевидным коммерческим успехом, что обусловлено высокими удельными капитальными затратами (~2500 $/кВт) и пониженной готовностью создаваемых сложных систем к затратному криогенному производству кислорода.

Добиться коммерческого успеха в производстве кислорода для ПГУ возможно, если обеспечить промышленность новыми более дешевыми и компактными способами. Именно поэтому Западные страны, накопившие большой опыт разработки парогазовых установок, осуществляющих парокислородную газификацию угля, особенно Япония и США, занимаются осуществлением разработки и освоения условно «упрощенных» технологий с применяющимся паровоздушным дутьем в газогенераторы. [1].

Изначальная ориентация рассматриваемой разработки ВТИ, начавшейся в 1980-х годах, была обусловлена по возможности простыми схемными и конструктивными решениями при пользовании паровоздушной газификацией угля. Проработка, связанная с технологией и оборудованием, осуществлялась, в основном, посредством комплексной опытной установки, обладавшей в составе всеми элементами реальной системы, осуществляющей газификацию и газоочистку, а также газотурбинной камеры сгорания синтез-газа. Для проведения испытаний воспользовались бурым и каменным углем, антрацитом, агломерированным АШ, нефтяным коксом и коксо-графитными отходами. Освещение осуществленной разработки происходило в некоторых литературных источниках, [2-5] а ее защита осуществлялась несколькими патентами, связанными с изобретениями и полезными моделями, перечисленными в [5]. Решения, обусловленные отдельными элементами системы, принимались следующие.

1. В соответствии с принципом действия у примененного горнового газогенератора с жидким шлакоудалением имеется сходство с доменной печью. Осуществляют противоточную газификацию кускового топлива в слое, в сочетании с угольной пылью, которую можно подавать в реактор посредством фурм совместно с дутьем. Увеличение температуры в ядре горения происходит до 1750-1900°С, что способствует обеспечению форсированной кинетики восстановительных реакций более, чем в зоне горения. Величина температуры синтез-газа, выходящего из реактора, достигает – 780-880°С Процедура, связанная с термическим разложением топлива в рамках противоточного процесса, проходит без кислорода, поэтому обеспечивается сохранение теплоценных летучих компонентов разложения, обогащающих генераторный газ.

Данные особенности способствуют обеспечению достаточного качества генераторного газа на необогащенном дутье(Qri = 4590-5040 кДж/м3). По результатам исследований следует вывод, что происходит его устойчивое сжигание при широком изменении режимных условий, с обеспечением при этом необходимых температур продуктов сжигания в районе лопаток высокотемпературных газовых турбин. Зафиксирована пригодность газогенератора при газификации низкореакционных видов топлива на воздушном дутье. Его изначальная разработка осуществлялась для газификации антрацита. Величина удельной нагрузки горна по потенциальному теплу подаваемого топлива, которое приходится на 1 м2 сечения, достигает 34-40 МВт/м2 при величине давления процесса 2,0-3,0 МПа.

Горновой газогенератор, соответствующий энергетическому применению, обладает следующими свойствами:

  • повышенным качеством генераторного газа благодаря использованию при обогащении синтез-газа летучих компонентов топлива и высокого уровня разложения водяного пара (80 – 90%);
  • простотой и мобильностью растопки газогенератора (с вдуванием горячего дутья);
  • слабой связью состава синтез-газа с нагрузкой газогенератора и простотой регулирования последней при изменении расходуемого воздуха на дутье; легкой регулировкой также температуры за реактором посредством небольших изменений расхода пара, связанного с газификацией.

Осуществлена разработка и патентование конструкции газогенератора производительностью до 50-ти т/ч по кузнецкому углю и 2-х МПа с экранной экранной системой, производящей пар, подающийся к паровой турбине (рис. 1). Устройство размещено в силовом корпусе диаметром 3,87 м (с максимальным железнодорожным габаритом), его поставку планируют в полностью собранной форме.

2. Впервые поступило предложение экспериментально проработанной сухой горячей очистки синтез-газа, содержащего в своем составе пары смол, при величине температуре, превышающей температуру их конденсации. Такую очистку ведут как при механических примесях, так и (если необходимо) при вредных газовых включениях. При этом происходит сохранение смоляных паров в составе синтез-газа и сжигание одновременно с ним. В общей ситуации величина температуры синтез-газа на тракте генераторного газа должна составлять минимум 400°С при р=2-2,5 МПа, чтобы предупредить конденсацию смол, не превышая 600°С, что обусловлено опасностью сохранения щелочных компонентов, которые выделяются из топлива, неблагоприятно сказывающихся на работу газовых турбин.

Благодаря такой очистке добиваются увеличения экономичности системы, что обусловлено термодинамически выгодным пользованием значительной частью физической теплоты синтез-газа во время верхнего газотурбинного цикла ПГУ, а также упрощению системы в связи с ликвидацией сложной очистки загрязненных сточных вод.

3. Упомянем о первой проработке и исследовании и металлотканевой тонкой очистки генераторного газа плюс пневмоимпульсной регенерации фильтровальной ткани, а также об испытании единичного полномасштабного очистного элемента многорукавного промышленного фильтра. Основным преимуществом металлотканевых фильтров является их надежность регенерации, обусловленная эластичностью металлоткани.

Результаты испытаний показали уровень эффективности очистки синтез-газа из разных углей на металлотканевом фильтре при величине входного загрязнения газа 2-5 г/м3 в сочетании со скоростью фильтрации 0,5 м/мин, составивший 99,1-99,5%, а величина остаточной запыленности, как правило, от 16 до 22 мг/нм3 (в отдельных случаях – до 29 мг/м3). При получении таких показателей уровень концентрации привнесенных механических примесей, содержащихся в продуктах сжигания синтез-газа в связи с большим его разбавлением (α≈3) составляет 5-8 мг/м3 (при н.у.). В реальности он будет меньшим в связи с тем, что догорают сажистые и углеродные частицы. Если необходимо, для снижения остаточной загрязненности на перспективных ГТУ можно установить после сероочистки пороговые фильтры, которые могут без затруднений работать посредством глубоко очищенного газа.

4. Для решения задач, связанных с кардинальным снижением выбросов SО2 и обеспечением возможности пользования высокосернистыми топливами в ПГУ с предлагаемой системой газификации углей, состоялась организация широкого экспериментального поиска дешевых поглотителей H2S, чтобы осуществлять аппаратную сухую сероочистку генераторного газа. Впервые удалось продемонстрировать высокую эффективность пользования железомарганцевой рудой Аскизского месторождения. Затраты на сорбенты Н2S для нее примерно 5 руб/кг в сравнении с 20 $/кг синтетическими зарубежными поглотителями. Наличие активности этих сорбентов является наглядной характеристикой исследований, связанных с очисткой продуктов газификации высокосернистого нефтяного кокса( Sdaf = 3,6%), содержащего H2S до 0,4 % об. Отметим соответствие обеспеченной в них концентрации сероводорода за слоем сорбентов 140 – 210 мг/м3 (при н. у.) выбросам диоксида серы, содержащего продукты сжигания генераторного газа 0,016 – 0,028 г/МДж. Это на порядок меньше, чем наиболее жесткий норматив для твердых видов топлива.

В последний период времени удалось разработать пользование названным сорбентом в пылевидном состоянии, что способствует повышению эффективности очистка и упрощению ее устройства.

5. Впервые отечественным исследователям удалось дать количественную оценку выбросов оксидов азота, соответствующих сжиганию синтез-газа. По результатам опытов, проведенных нами, до 50-ти% материнского азота топлива при процедуре горновой газификации переходит к NH3 синтезу газа. При его сжигании происходит окисление, превращаясь в источник повышенных выбросов NOx. Сжигающийся в режиме богато-бедной смеси генераторный газ приводит к снижению выбросов NOx до 0,065 – 0,12 г/МДж, что меньше в сравнении с наиболее строгим нормативом для твердого топлива. Удалось экспериментально доказать возможность, связанную с дальнейшим снижением выбросов NOx и селективным разложением NH3 в генераторном газе.

6. Впервые отечественным исследователям удалось изучить коррозионную стойкость обширного ассортимента, представленного отечественными сталями и сплавами в среде генераторного газа.

Отметим нечувствительность высоколегированных сталей аустенитного класса с наличием большого содержания хрома и никеля Х18Н10Т, Ди-59, 20Х23Н13, 20Х20Н14С2 к сероводородной коррозии при любых концентрациях Н2S в синтез-газе до температуры реагирующей поверхности 873 К. При росте температуры выше указанного предела происходит резкий рост скорости коррозии стали Х18Н10Т и аналогичной ей Ди-59. Для стали 20Х23Н13 этот рост значительно меньший. Для стали 20Х20Н14С2 проявление такого роста скорости коррозии является слабым: при величине температуры 973 К 1 мм/год.

При использование распространенных котельных сталей ст 20, 12Х1МФ, 12ХМ обнаруживается сильная зависимость между скоростью коррозии и температурой стенки, а также концентрацией Н2S. Однако со временем воздействуют образующиеся защитные покрытия, что приводит к падению скорости их коррозии, особенно резкому за первые 10 – 20 час расположения в агрессивной среде. Удалось разработать методику, определяющую усредненную скорость коррозии данных сталей в промышленных условиях в соответствии с определяющими параметрами: температурой стенки металла, объемной концентрацией Н2S, давлением среды. При разрушении защитных покрытий, например, обусловленном эрозионным износом, возрастает на порядок скорость коррозии указанных сталей.

На основании проделанных исследований и разработанной методики можно выбрать стали, соответствующие газогенераторному и газоочистному оборудованию в соответствии с условиями их работы.

7. Осуществлена разработка рациональной и экономичной системы подготовки топлива для горновых газогенераторов с функцией избирательного дробления крупных кусков угля и минимальным уровнем образования мелочи.

Для того, чтобы обеспечить работу горнового газогенератора на мелкозернистых углях впервые удалось осуществить разработку для трудно агломерируемого антрацитового штыба технологии его грануляции, в которой использовали дешевую комбинированную связку из извести и отходов, содержащих ПАВ, плюс технологию брикетирования на выделенной газогенераторной смоле. Надежное применение обеих технологий возможно и на иных углях.

Отметим разработку и испытание конструкции шлюзового затвора для газифицируемого при давлении шлака и топлива на основе существующей задвижки, работающей от электропривода. Разработку защитили патентом.

8. В соответствии с полученным экспериментальным материалом удалось разработать комплексную методику расчета газификации топлива для горнового газогенератору, включающую. расчет газообразования в реакторе, с выносом из него твердой фазы, теплообменом реагирующих сред с наличием ограждающих поверхностей нагрева, а также расчетом необходимых для устойчивости истечения шлака условий.

Благодаря применению данной технологии удалось осуществить разработку нескольких проектов разного уровня ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с газификацией угля с широким диапазоном мощности 6-250 МВт. Величины расчетных экономических и экологических показателей крупных установок сравнимы с западными аналогами при достижении очевидного существенного снижения удельной стоимости. КПД на таких установках при достижении отечественного уровня газотурбостроения достигает 42-44%, а при пользовании перспективными ГТУ возрастет до 52%. Выбросы пыли достигают 0,01 г/МДж, SО2, если установить аппаратную сероочистку с железомарганцевыми сорбентами – 0,016 – 0,028 г/МДж, NOx – 0,065 – 0.12 г/МДж. Снижение последних происходит примерно вдвое, если воспользоваться опробованным в опытах селективным разложением NH3 в генераторном газе. Реализацию технологии осуществляют в сочетании с весьма простой схемой ПГУ (рис.2).

Отметим также весьма удачное применение технологии в виде надстройки с устаревшим ТЭС, оснащенным поперечными связями. Для создания паротурбинной части ПГУ пользуются действующими паровыми турбинами ТЭС. Как показано в [4], в этой ситуации добиваются легкой реализации интеграции ПГУ с функционирующим оборудованием ТЭС с обеспечением полезного обмена рабочими средами и выгодной утилизации низкопотенциального тепла. Благодаря такому применению эффективность предложенной технологии достигается посредством модернизации ТЭС при устаревшем оборудовании.

Процедуру промышленного освоения технологии целесообразно осуществлять посредством двух этапов, состоящих из:

  1. Создания, освоения и испытаний опытно-промышленного образца ПГУ (мощность 20-25 МВт) с использованием горновой газификации угля плюс высокотемпературной очистки синтез-газа с промышленной отработкой нового оборудования. Сооружение такого образца в соответствии с его пилотным характером и запасом для повышенных издержек, связанных с освоением и возможными реконструктивными мероприятиями может обойтись в 2 млрд. руб.
  2. Создания и освоения унифицированного оборудования для энергоблоков с внутрицикловой газификацией угля (мощность 200-300 МВт), посредством которых осуществят массовую замену устаревшего оборудования на угольных ТЭС.

Сегодня можно утверждать о полной подготовке технологии к промышленному внедрению.

Литература

  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

 

Котлер В.Р. ОАО «ВТИ» Снижение эмиссии оксидов азота при внедряемых на котлах технологических методах

По результатам исследований отечественных и зарубежных специалистов, проведенных в течение последних лет, удалось доказать, что решение экологических проблем энергетики на значительном уровне возможно как благодаря обеспечению принципиально новыми технологиями (ПГУ с внутрицикловой газификацией, кипящего слоя под давлением и др.), но и при пользовании традиционными схемами сжигания органического топлива в работе тепловых электростанций с паротурбинными блоками. Из-за жесткой конкуренции среди компаний, производящих котельное оборудование, среди многочисленных методик, связанных с борьбой против выбросов азота, на первом месте оказались малотоксичные горелки (LNB). Всеми без исключения котлостроительными фирмами была осуществлена разработка своих конструкций горелок, активно рекламирующихся и внедряющихся как на собственных, так и на котлах, поставляемых конкурирующими фирмами.

У отечественных котлостроительных заводов, не оснащенных крупными огневыми стендами, не было возможности для разработки достаточно эффективных малотоксичных горелок. Практика, связанная с покупкой лицензий, не смогла широко распространиться в России. Поэтому отечественная энергетика демонстрирует немного примеров, как удалось решить проблему NOx на пылеугольных котлах посредством монтажа малотоксичных горелок. В США, по последней информации, только за период с 1990-го по 1998-ой г. установка малотоксичных горелок была осуществлена на 44-х котлах с тангенциальными топками и 66 пылеугольных котлах с вихревыми горелками. Для первого случая характерно снижение средней степени выбросов до 43-х%, для второго – до 44-х%. Благодаря установке новых горелок величина средних удельных выбросов NOX для котлов с вихревыми горелками составила 0,194 г/МДж (примерно 525 мг/м3 при 6% О2), а для котлов с тангенциальными топками — 0,155 г/МДж (~420 мг/м3 при 6% 02).

Специалистами ВТИ в России осуществили разработку конструкций малотоксичных горелок, благодаря внедрению которых при сжигании мазута и газа удалось добиться значительного снижения NOX. Для пылеугольных котлов осуществили разработку вихревой малотоксичной горелки ВТИ-ЦНИИТМАШ, не схожей с обычными горелками только формой и наличием рассекателей, устанавливаемых на окончании кольцевого канала аэросмеси. Благодаря именно этой особенности горелки удалось добиться обеспечения не только раннего воспламенения, но и сгорания выделившихся летучих при минимальной величине необходимого количества окислителя. В итоге удалось добиться существенного снижения эмиссии топливных оксидов азота, число которых (для котлов с твердым шлакоудалением) достигает 80 – 90 %.

Разработка горелки, главным образом, соответствует высокореакционным углям марок Г и Д, но первый опыт промышленного опробования горелки был осуществлен с самым «трудным» видом топлива – экибастузским углем марки СС, содержащим более 40-ка % минеральной массы (в основном абразивного оксида кремния SiO2).

По первым результатам испытаний на котле П-57 новой горелки (блоке мощностью 500 МВт) можно судить о возможности снижения выбросов NOX свыше полутора раз в сравнении с результатами, соответствующими заводским горелкам.

Для газомазутных котлов в ВТИ осуществлена разработка вихревой малотоксичной горелки типа ГМВИч(III)-50 (рисунок 2). Установка изготовленного на ТКЗ комплекта таких горелок осуществлена на ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» одновременно с реконструкцией котла ТГМП-314. На основании практических испытаний котла при сжигании природного газа удалось выявить, что при номинальном уровне нагрузки рециркуляции 13-ти % дымовых газов посредством новых горелок и при подаваемых 32-х % воздуха по соплам третичного дутья, уровень концентрации NOX за котлом оказался менее 100 мг/м3 (с пересчетом на NO2 при О2 = 6 %).

Зачастую на отечественных ТЭС реализуется внедрение другого малозатратного метода подавления оксидов азота — двухступенчатого сжигания. Реализация этого метода электростанции возможна без сотрудничества с котлостроительными заводами, что способствует значительному упрощению достижения цели. Можно упомянуть о примерах в России, связанных с удачным внедрением этой методики для сжигания высокореакционных каменных и бурых углей. Удавалось добиться 40-45-го% снижения выбросов NOX, без практического ухудшения технико-экономических показателей котельных установок. На рис. 3 можно ознакомиться со схемой котла БКЗ-210-140. С его помощью удалось при сжигании кузнецкого промпродукта добиться снижения концентрации NOX приблизительно с 900 до 490 мг/м3. При сжигании углей типа СС, особенно тощих углей или антрацита, использование двухступенчатой схемы сжигания удалось добиться увеличения горючих в уносе, что в результате привело к снижению КПД котла. Можно утверждать о многих примерах на газомазутных котлах, связанных с успешной реализацией методики двухступенчатого сжигания.

Внедрение в США метода двухступенчатого сжигания (OFА) в течение 1990-го – 1998-го гг. на 21-ом котле с вихревыми горелками и на 23-х котлах с тангенциальными топками. Уровень эффективности этого метода в последней ситуации составил 33-х%, а на котлах с вихревыми горелками, в сочетании LNB и OFА оксидов азота достиг в среднем 48-х%. Реализация этих методов привела к достижению средних удельных выбросов NOx для котлов с вихревыми горелками 0,202 г/МДж (~540 мг/м3 при 6% О2), а для котлов с тангенциальными топками — 0,159 г/МДж (~430 мг/м3 при 6% О2).

Среди вариантов, связанных со ступенчатым сжиганием твердого топлива, для котлов с тангенциальными топками, следует упомянуть о концентрическом сжигании. Данная технология предполагает благодаря незначительному изменению конструкции прямоточных горелок осуществить разделение вихревого потока дымовых газов, состоящего из: внутреннего, обогащенного топливом, и внешнего, с повышенным избытком воздуха (рис. 4). В связи с этим ступенчатость по вертикали дополняется ступенчатостью по горизонтали, что, кроме того, приводит к снижению опасности шлакования топочных экранов.

Разработка в США горелок, обеспечивающих концентрическое сжигание, реализована котлостроительной фирмой Combustion Engineering. После успеха демонстрационных испытаний фирмой С-Е были заключены контракты, связанные с поставкой таких горелок для 116 котлов, с эквивалентной электрической мощностью, составляющей 25000 МВт.

Большого эффекта на газомазутных котлах, связанного со снижением выбросов NOX, удается добиться благодаря рециркуляции дымовых газов через горелки. Благодаря сочетанию рециркуляции и ступенчатого сжигания и/или с малотоксичными горелками при сжигании газа на больших котлах удается добиться десятикратного снижения выбросов оксидов азота.

Наиболее эффективную технологию, способствующую подавлению оксидов азота на угольных котлах без использования реагентов, представляет, по общему мнению, методика трехступенчатого сжигания (по западной терминологии «reburning»). Данный метод обладает принципиальным отличием от ступенчатого сжигания, даже при подаче третичного воздуха в топку на 2-ух или 3-ех уровнях. В соответствии с методом трехступенчатого сжигания, на начальной части факела избыток воздуха будет схож с традиционным (это необходимо для сохранения уровня потерь с механическим недожогом). На среднем участке топки, благодаря вводу дополнительного топлива, можно создать восстановительную зону. С помощью промышленных и лабораторных исследований удалось доказать, что эта зона характеризуется взаимодействием NО и азотсодержащих радикалов (аминов и цианидов), в результате которого оксиды азота становятся безвредным молекулярным азотом N2.

Пылеугольные котлы, использующие схему трехступенчатого сжигания (рис.6), функционируют во многих западных странах и даже на территории СНГ. Многим из них удалось добиться снижения выбросов NOx на 50-60%, существенно не ухудшив технико-экономические показатели котла. Удачной можно признать работу котлов, где в главные горелки осуществляется подача твердого топлива (85-ть-90-то% номинального расхода), а восстановительную зону создают с использованием природного газа (10-ть – 15-ть% по теплу). Над восстановительной зоной в топку осуществляется ввод третичного воздуха для дожигания продуктов с неполным сгоранием (Н2 и СО).

На основании отечественного опыта, связанного с внедрением методики трехступенчатого сжигания, можно утверждать о соответствии затрат, обусловленных реконструкцией котла, 2 $/кВт установленной мощности.

На основании опыта зарубежных и отечественных исследований можно утверждать о существовании принципа аддитивности, т.е. суммировании результатов методов 3-ехступенчатого или 2-ухступенчатого сжигания с результатом, достигаемым благодаря установке малотоксичных горелок. Благодаря применению комплексной технологии и на пылеугольных котлах можно добиться снижения выбросов оксидов азота на 70-т – 80-т% от начального уровня. Подобное снижение, как правило, способствует обеспечению выполнения требований, предъявляемых большинством стран, для защиты атмосферы от выбросов NOX.

 

Шварц А.Л. ОАО «ВТИ» Пылеугольные мощные энергоблоки на суперкритические параметры пара (30 МПа, 600/620 оС)

Запуск первого в мире котла с суперкритическими параметрами пара (СКП) произошел в России осенью 1949-го года на ТЭЦ ВТИ. Затем произошел перевод этого опытного котла 60-ОП производительностью 12 т/ч и параметрами пара 30 МПа, 600 гр. С с использованием впоследствии марки стали ЭП-184 на выходных элементах тракта котла и паропровода на параметры 30 МПа, 650 гр. С с производительностью 15 т/ч.

Благодаря внедрению этого котла на ТЭЦ ВТИ появилась возможность для исследования перспективных марок стали для пароперегревательных элементов, устанавливаемых на котлах, паропроводах и арматуре энергоблоков, но и для проведения на экспериментальных установках исследований процессов, связанных с гидродинамикой и теплообменом при сверхкритических величинах давления.

Данные исследования обладают важнейшим значением для повышения надежности функционирования отечественных энергоблоков при сверхкритических параметрах пара мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт, составлявших около 50-ти% парка подобных энергоблоков по всему миру.

В соответствии с указанными исследованиями, включая внедрение перспективных марок сталей на самих котлах 60-ОП, было реализовано создание и введение для опытной эксплуатации на Каширской ГРЭС первого в отечественной энергетике энергоблока для суперкритических параметров пара (30 МПа, 650 оС) СКР-100 с котлом ПК-37 производительностью 710 т/ч и надстроечной турбиной Р-100-300.

К созданию в 1965-ом году блока СКР-100 относились, как к промышленному прототипу, способствующему освоению перспективных параметров пара для следующего цикла энергоблоков страны.

Данный блок использовался для исследования и решения важнейших вопросов конструирования и эксплуатации, связанных с:

  • предложением и испытанием на котле и турбине конструктивных решений, способствующих обеспечению их работоспособности при соответствующих энергооборудованию условиях;
  • изучением условий работы и определением критериев обеспечения надёжности экранных поверхностей нагрева, способствующих оптимальному экранированию топочной камеры;
  • изучением охлаждения ротора и корпуса цилиндра при суперкритическом давлении турбины Р-100-300, для изготовления которых применялись простые конструкционные стали.

Остановка энергоблока СКР-100 произошла в 1979-ом году с последующим выводом из эксплуатации, несмотря на исправное состояние. Прекращение испытаний было связано с неработоспособностью старых турбин низкого давления (со сроком эксплуатации свыше 350 тыс. часов), применявшихся для сброса отработавшего в предвключённой турбине Р-100-300 пара.

Сегодня можно утверждать о появившихся у нас в стране относительно дешёвых, технологичных и эксплуатационно привлекательных марках стали с содержанием 9-ти-12-ти % хрома, работоспособных при температурах пара от 600 до 620 гр. С. Выходные пароперегревательные поверхности изготавливаются из стали ЭП-184, прошедшей испытания на котле 60-ОП около 150-ти тыс. часов и прекрасно зарекомендовавшей себя в котле ПК-37 блока СКР-100.

Также следует упомянуть о больших успехах, связанных с аэродинамикой и конструированием турбин, с внутренним КПД их цилиндров, достигшим 94-96 %.

Удалось добиться повышения экономичности котлов и тепловых схем энергоблоков, появления возможности их автоматизация даже в пусковых режимах.

Реализована разработка эффективных технологий, способствующих сжиганию углей и очистке дымовых газов от вредных выбросов.

Благодаря этим достижениям в России произошло возобновление разработок, связанных с перспективными угольными энергоблоками при суперкритических параметрах пара мощностью 300-400 МВт и 600-800 МВт.

Реализована разработка с участием ВТИ, ЦКТИ, ЦНИИТМАШ’а и ЭМАльянса федеральной программы по «Созданию угольного энергоблока мощностью 660 МВт на суперкритические параметры пара».

Осуществлено внедрение технических решений, связанных с пароводяным трактом котла блока 660 МВт СКП, способствующих обеспечению надёжности эксплуатации как на номинальных нагрузках, так и ситуациях с разгрузками и пусками на скользящем давлении, включая пусковые сепараторы, на функционирующем оборудовании котлов блоков сверхкритического давления с полным подтверждением их результативности.

КПД на таких энергоблоках будет достигать ~ 45 % против ~ 37 %, характерных современным пылеугольным блокам сверхкритического давления.

Сооружение головного энергоблока 660 МВт СКП, учитывая работы, связанные с доводкой головного оборудования блока, может обойтись в ~56 млрд. руб.

Необходимо в течение кратчайших сроков изыскать возможность для инвестирования в соответствии с этой программой сооружения головного отечественного энергоблока на суперкритические параметры пара.

 

Потапов О.П. ОАО «ЭНИН» ОПТИМАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ В ЭНЕРГЕТИКЕ

Одновременно с возрождением в России промышленного потенциала будет происходить изменение топливного баланса, соответствующего постепенному исчерпанию запасов нефти и газа и возрастанию в связи с этим спроса на угли и сланцы. Нефть и газ будут вытесняться из баланса топлива сланцами и углями, что способствует распространению технологий пользования этими твердыми топливами одновременно с экономическими и экологическими требованиями, предъявляемыми к газообразным и жидким топливам. В связи с решением указанных проблем необходимо осуществлять разработку в сочетании с внедрением новых методов, связанных с подготовкой и сжиганием углей и сланцев .

Достаточно перспективными для энергетики в сочетании с другими отраслями промышленности являются методики, связанные с термической переработкой твердых топлив, используемые одновременно с энерготехнологическим использованием углей и сланцев. Разработка в ЭНИН1 им. Г.М. Кржижановского методов, связанных с термической переработкой твердых топлив, основана на содержании в углях, сланцах и нефти ценных веществ, теряющихся в процессе сжигания. Поэтому твердыми видами топлива, аналогично нефти, следует считать как топливо, так и сырье, содержащее ценные продукты либо образующее их при термодеструкции.

Следует упомянуть о существовании нескольких способов, связанных с термической переработкой твердых топлив (гидрогенизации, газификации и др.). Несмотря на все их достоинств, ни у одного нет широкой номенклатуры образуемых продуктов, сравнимых с пиролизом, применяемым в технологиях ЭНИН, при которых происходит образование из угля высококалорийного твердого, жидкого и газообразного топлива (сланец становится высококалорийным жидким и газообразным топливом). Помимо этого, образуются продукты, считающиеся дефицитными и закупаемые за рубежом (речь идет о фенолах и их производных, адсорбентах).

В ЭНИН осуществлена разработка, исследование и внедрение в опытном и опытно-промышленном масштабах трех методов (процессов), связанных с термической переработкой твердых топлив: процесса «Галотер», осуществляющего переработку горючих сланцев; высокоскоростного пиролиза угля (ВСП) и термоконтактного коксования угля (ТККУ). Среди этих методов отметим реализацию процесса «Галотер», в установках с твердым теплоносителем (УТТ), превратившегося в технологию промышленного масштаба; освоение ВСП и ТККУ пока ограничено опытно-промышленными масштабами в Твери и Екатеринбурге.

Освоение технологии, связанной с переработкой горючих сланцев, в промышленных масштабах было реализовано на установке, осуществляющей ежесуточную переработку 500 т сланца (УТТ-500), а впоследствии — на установках, осуществляющих ежесуточную переработку 3000 т сланца (УТТ-3000). Созданные при научном руководстве ЭНИН по проекту, разработанному Санкт-Петербургским институтом » Атомэнергопроект» (генпроектировщиком) с участием Санкт-Петербургских институтов «Оргэнергостроя», «Ленгипронефтехима» и иных организаций. Для освоения в 1981-1984 гг. выбрана Эстонская электростанция. Данные установки УТТ-3000 до сей поры признаются крупнейшими в мире по параметрам производительности и технологической эффективности. В соответствии с данными многолетней эксплуатации установок УТТ-3000 группой российских и эстонских специалистов сделан вывод о выполнении этими установками экологических требований. Подтверждением экологической совместимости установок УТТ-3000 и окружающей среды является состояние растительности и животного мира на территории большого лесного массива, окружающего Эстонскую электростанцию.

Главной характеристикой технологии, внедренной в установках УТТ-3000, является обеспечение возможности переработки мелкозернистых сланцев (с фракционным составом от 0 до 13-25 мм, число которых в объеме добычи достигает 70%). Использование других технологий, связанных с термической переработкой сланцев, эффективно для более крупных фракций с размерами от 25-ти до 125-ти мм, при пользовании отечественными сланцевыми генераторами типа «Кивитер» и от 6,3-х до 70-ти мм для процесса «Петросикс», произведенного бразильской компанией «Петробраз». Установки типа УТТ из сланцев, теплота сгорания в которых7,8-8,4 МДж/кг, удается добиться получения экологически чистых высококалорийных топлив — жидкого с величиной теплоты сгорания 38-40 МДж/кг и газообразного с величиной теплоты сгорания 41-42 МДж/кг. Применение установок типа УТТ эффективно для сланцев, обладающих не только любым фракционным составом, но и практически любой теплотой сгорания, включая низкокалорийные сланцы с величиной теплоты сгорания до 2,9 МДж/кг 700 ккал/кг.

Кроме возможности, связанной с переработкой сланцев, обладающих любым фракционным составом и качеством, а также повышенной единичной производительностью, установки типа УТТ обладают следующими преимуществами:

  • благодаря разделению процессов пиролиза сланца (в реакторе барабанного типа) в сочетании с приготовлением твердого теплоносителя — золы (в технологической топке аэрофонтанного типа) в реактор осуществляется поступление только твердых фаз (высушенного сланца и золы). Поэтому в газе пиролиза не содержится ни кислород, ни азот из воздуха атмосферы, и поэтому он обладает теплотой сгорания в 2,5-3,0 раза выше зарубежных установок. При переработке сланцев, полученных на Прибалтийском месторождении, в установках типа УТТ величина теплоты сгорания газа пиролиза достигает 48,4 МДж/м3 (11 560 ккал/м3) или 42,2 МДж/кг (10 080 ккал/кг);
  • для установок типа УТТ получение из сланцев газа является видом товарного продукта — топлива для газовых турбин. Хотя во многих отечественных и зарубежных установках, осуществляющих переработку сланцев, значительную часть газа используют в технологии — для подачи в реактор;
  • пользование для пиролиза сланца золой, а не газом способствует повышению КПД установок типа УТТ до 84-х – 89-ти%, хотя в большинстве зарубежных установок не превышает 65-ти%;
  • благодаря оснащению установок типа УТТ принципиально новыми решениями вывода пыли из циклонов очистки парогазовой смеси, величина их суммарной эффективности достигает 99,5-ти%. Поэтому даже тяжелые фракции сланцевого масла содержат пыль не более 1,0-1,5%;
  • на установках УТТ-3000, установленных на Эстонской электростанции, уже несколько лет осуществляется переработка изношенных автомобильных шин в смеси со сланцем. Существует техническая возможность, подтвержденная на практике, переработки с помощью установок типа УТТ грунтов, пропитанных рядом нефтяных продуктов, возникших после аварий на нефтеперерабатывающих заводах и в результате перевозке нефтепродуктов с помощью танкеров, железнодорожных и автоцистерн.

 

Рябов Г.А. ОАО «ВТИ» Технология циркулирующего кипящего слоя в энергетических установках. (ЦКС)

Следует упомянуть о значительных изменениях в технологии, связанной со сжиганием твердых топлив в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) в течение последних 20-ти лет. Благодаря этому она оказалась на рынке, представленном крупными энергетическими рынками. Во многих странах реализовано хорошее освоение котлов с ЦКС для блоков 300 МВт, осуществляется применение высоких параметров пара с величинами температуры острого пара и пара промежуточного перегрева 585 °С. В течение 2009-го г. произошел запуск первого блока мощностью 460 МВт с прямоточным котлом ЦКС, способствующего обеспечению кпд 43,3 %. Отметим сооружение блоков 550 МВт с величиной температуры перегрева 603 0С, ведение разработок блоков 600 и 800 МВт для еще более высоких параметров пара. Среди наиболее развивающихся рынков поставки котлов с ЦКС упомянем о Китае, Индии и Польше.

В котлах с ЦКС происходит сжигание топлива с широкой гаммой характеристик, которые, в основном, относятся к низкосортным, отходам обогащения угля, торфу и биомассе. В Европе происходит широкое внедрение котлов с ЦКС, отличающихся совместным сжиганием различных видов биомассы с углем. Технология ЦКС обладает важным преимуществом, зависящим от низких выбросов оксидов азота (низкотемпературного, ступенчатого сжигания) и серы (добавки известняка при оптимальной величине температуры связывания серы в топку). С учетом перспектив увеличения доли угля в рамках топливного баланса, увеличивающаяся доля возобновляемых топлив (биомасса) в сочетании с ужесточением норм вредных выбросов, задача, связанная с разработкой отечественных котлов с ЦКС, представляется, безусловно, актуальной.

Результаты отечественных и зарубежных исследований показывают, что задачи, связанные с созданием и внедрением в энергетику страны паровых котлов с ЦКС, являются эффективным направлением использования углей для отечественной теплоэнергетики. Они способствуют обеспечению возможности сжигания сернистых и низкокалорийных топлив, а также существенному расширению топливной базы. Благодаря такому методу сжигания добиваются обеспечения низких выбросов оксидов азота и серы (200 – 400 мг/м3) без пользования специальными средствами азотоочистки и сероочистки. Данные преимущества особенно важны для городов, отличающихся особенно жесткими требованиями к выбросам, где существует сильное ограничение территорий ТЭЦ. Следовательно, на котельных установках и блоках ТЭС и ТЭЦ на твердом топливе использование технологии ЦКС является очень привлекательным. Внедрение технологии ЦКС дает возможность сжигать посредством одного и того же котла топлива, имеющие различные характеристики с сохранением технико-экономических показателей функционирования котельных агрегатов (коэффициентов полезного действия, расхода условного топлива, проектных параметров пара). Благодаря этому энергобаланс можно пополнять местными топливами, биомассой и отходами производств.

Среди важных вопросов упомянем об использовании типовых решений, связанных со сжиганием различных твердых топлив. Благодаря стандартизации котлов ЦКС удалось бы добиться снижения их стоимости, а также унификации их проектов для различного топлива, упрощения и ускорения установки и обслуживания. Внедрение унификации и модульности, примененных для разработки котла с ЦКС со средней мощностью, позволяет добиться снижения затрат, связанных с инжинирингом и сроками строительства. С огромным вниманием при строительстве современных ТЭС относятся к вопросам пользования различными местными топливами, биомассой и отходами производств (система совместного сжигания). Крайне важно добиваться уменьшения выбросов парниковых газов.

Сооружение первого блока с котлом ЦКС на Новочеркасской ГРЭС. Котел был поставлен ОАО «ЭМАльянс» по инжинирингу, разработанному компанией «Фостер-Уиллер» со значительными зарубежными поставками ключевых элементов. Пуск котла осуществлен в 2014-ом году. Пользование лучшими зарубежными решениями является правомерным, хотя, в дальнейшем целесообразно подумать об увеличении доли собственного изготовления котлов с ЦКС. Таким образом поступают в КНР, в соответствии с лицензиями и инжинирингом ряда зарубежных компаний занимающимся развитием собственных технических решений, доля которых регулярно растет. Отметим, что любые компании, занимающиеся производством котлов с ЦКС, обычно пользуются поставками оборудования, выпускаемого наиболее передовыми и надежными исполнителями, причем объем данной поставки иногда превышает 50%.

В течение 2010-го — 12-го годов с помощью финансирования, осуществляемого министерством промышленности и торговли РФ, удалось выполнить ряд работ, связанных с созданием производственных основ отечественных котлов с ЦКС. Выполнение этих работ осуществлялось коллективами ОАО «ЦНИТТМАШ», ОАО «ЭМАльянс», ОАО НПО ЦКТИ», ОАО «ВТИ», ОАО «ТЭП» и НП «ИЦЭМ». Реализована разработка программ расчетов котлов с ЦКС, осуществлен выбор компоновочных решений, разработка эскизных проектов котлов с ЦКС для блоков 225 и 330 МВт, разработка проекта и ведение сооружения пилотной установки для работы с отечественными техническими решениями и исследованиями по сжиганию отечественных топлив на территории ТКЗ.

Обеспечить широкое внедрение котлов с ЦКС, базирующихся на зарубежных решениях, либо собственного производства, можно на основании выполнения следующего объема НИОКР:

  • выполнения комплекса исследований условий сжигания отечественных топлив и опробования отечественных технических решений на сооружаемых пилотных установках, а также посредством исследований с холодными моделями и 3-D моделированием в 2013 – 2014 гг;
  • разработки системы, связанной с контролем и управлением процессами в топочном контуре отечественных котлов с ЦКС и опробования их пилотной установки в 2013 – 2014гг;
  • разработки типовых проектов котлов с ЦКС для блоков мощностью 225 и 330 МВт, а также котлов со средней мощностью для ТЭЦ в 2013 – 2014 гг;
  • выполнения маркетинговых исследований и разработки технико-экономического обоснования внедрения блоков с котлами ЦКС в 2013 г;
  • выполнения комплекса НИОКР для совместного сжигания отечественных углей и биомассы, совместно с отходами производств в 2015 г.

Дальнейший план по внедрению произведенных в России котлов с ЦКС может состоять из:

  • рабочего проекта котла по конкретному внедрению на ТЭС. Проект блока – 2015 год.
  • сооружения отечественного котла, с пуском и проведением испытаний – 2016 – 2017 годы.
  • передовых разработок для крупных блоков с максимумом эффективности и минимумом выбросов – 2015 – 2017 годы.
  • совершенствования конструкции и внедрения передовых разработок – 2017 – 2018 годы.

Ориентировочные стоимости работ по годам из госбюджета

  • 2013-ый – 230 млн. руб.
  • 2014-ый – 270 млн. руб.
  • 2015-ый – 300 млн. руб.
  • 2016-ый – 250 млн. руб.
  • 2017-ый – 250 млн. руб.
  • 2018-ый — 250 млн. руб.

Общая стоимость программы, финансируемая средствами госбюджета – 2500 млн. руб.

Стоимость внебюджетных работ – около 30 млрд. руб.