автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование и совершенствование схемы ТЭС с котлом ЦКС для повышения эффективности и улучшения экологических показателей

На правах рукописи

ДОЛГУШИН Илья Александрович

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СХЕМЫ ТЭС С КОТЛОМ ЦКС ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ И УЛУЧШЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и

агрегаты

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

11 СЕН 2014

Москва-2014

005552313

Работа выполнена на кафедре Тепловых электрических станций Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Национальный исследовательский университет «МЭИ».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

кафедры ТЭС НИУ«МЭИ» Седлов Анатолий Степанович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

кафедры ТЭС ФГАОУ ВПО «УрФУ» им. Первого Президента России Б.Н. Ельцина

Рыжков Александр Филиппович

кандидат физико-математических наук, заместитель начальника технического отдела НИР и новым технологиям ОАО «Институт Теплоэлектропроект» Григорук Дмитрий Геннадьевич

Ведущая организация: ОАО «Энергетический институт им.

Г.М. Кржижановского» (ОАО «ЭШШ»)

Защита состоится "22"октября 2014 г. в 14 ч. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.07 в ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная д. 14.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» и на сайте: vww.mpei.ru.

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенных печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ»

Автореферат разослан «/2. /"» а Жгу О/пДЛ 014 г. Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.07 к.т.н., доцент

ОБЩАЯ ХАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Россия находится на втором месте в мире по запасам угля - 19% мировых запасов, что составляет более 4000 млрд. тонн. Доля энергических углей равна 89%, остальные 11% - коксующиеся угли. В Энергетической стратегии России на период до 2030 года (далее - Стратегия) указывается, что угольная генерация должна развиваться путем внедрения следующих установок:

• Энергоблоки на суперкритические параметры пара с коэффициентом полезного действия (КПД) 46 - 55% при сжигании качественного высококалорийного угля факельным способом;

• Энергоблоки, оборудованные котлами с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС).

Также будут осваиваться технологии газификации угля для получения синтез газа и сжигания его в камерах сгорания газотурбинных установок. Согласно Стратегии общий средний КПД производства электроэнергии на установках, работающих с использованием угля, должен составить около 41%. При этом установки на угле должны быть экологически безопасными по отношению к окружающей среде.

Стратегия также предписывает необходимость снижения доли потребления газа на ТЭС для обеспечения диверсификации топливно-энергетического баланса страны за счет опережающего развития угольных ТЭС. Цель - увеличить долю угля с 26 до 34 - 36%, а долю газа снизить с 70 до 60 - 62%.

В 2007 году 6-й Генерирующей компанией оптового рынка электроэнергии (сейчас входит в состав 2-й Генерирующей компании) на Новочеркасской ГРЭС (Ростовская область) был заложен первый камень в фундамент первого в России и второго в мире энергоблока мощностью 330 МВт с котлом ЦКС на сверхкритические параметры пара. Сооружение энергоблока в настоящий момент продолжается, а пуск намечен на 2015 г.

Ввод котла с ЦКС является эффективным средством решения задач поставленных в Стратегии, касающихся развития угольной генерации. Технология ЦКС имеет большой потенциал для эффективного использования угля различного качества, а также местных топлив с целью диверсификации региональных топливно-энергетических балансов. Так же эта технология отвечает требованиям Стратегии, касающихся экологической безопасности угольных ТЭС. В мире эта технология уже хорошо отработана, в том числе и на сверхкритические параметры пара, а особенности процесса сжигания в ЦКС создают условия для повышения энергетической эффективности выработки тепла и электроэнергии на угле, например за счет утилизации тепла уходящих газов котла.

В рамках Государственной политики в сфере использования местных видов топлив на период до 2030 года предусмотрено также уменьшение доли привозных ресурсов в региональных топливно-энергетических балансах в 1,3 -

1,5 раза. Одновременно с этим Стратегия предписывает увеличение относительного объема производства и потребления электротеской энергии с использованием возобновляемых источников энергии с 0,5% до 4,5% (включая ТЭС с использованием биомассы).

В связи с изложенным можно сделать вывод, что проведение исследования касающегося работы энергоблока оснащенного котлом с ЦКС при сжигании отечественных углей различного качества на ряду с местными топливами, такими как биомасса (отходы сельского хозяйства, лесопромышленного комплекса), а так же исследование возможности внедрения энергосберегающих мероприятий на энергоблоках с котлами ЦКС, являются безусловно актуальными для российской теплоэнергетики.

Данная работа выполнялась в соответствии с государственным контактом с Министерством образования и науки РФ №16.516.11.6038 от 21.04.2011 г. «Разработка и научное обоснование технических решений и технологических основ совершенствования теплотехнического оборудования угольных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ)» и по договору ОАО «ВТИ» с Фондом «Энергия без границ» №014-7012/1,2 от 9.10.2012 г. «Разработка угольных энергоблоков ТЭЦ нового поколения мощностью 100 - 120 МВт с повышенным технико-экономическими параметрами для перспективного замещения действующего оборудования или нового строительства». Цель работы

Целью данной диссертационной работы является разработка научно-технических основ для совершенствования ТЭС оснащенной котлом с ЦКС с целью повышения эффективности и улучшения экологических показателей. Задачами работы являются:

• Исследование влияния организации совместного сжигания биомассы и ископаемых топлив на технические, экологические и экономические показатели энергоблоков с котлами ЦКС;

• Исследование влияния утилизация тепла уходящих газов при сжигании твердых топлив в котлах с ЦКС на эффективность работы и разработка технических решений и тепловой схемы ТЭС с утилизацией тепла уходящих газов.

Научная новизна

В диссертации разработана методика расчета тепловой схемы энергоблока ТЭС с котлом ЦКС. Методика позволяет выполнять поверочный расчет котла и турбины и может быть использована для исследований влияния изменений состава топлива и тепловой схемы на показатели энергоблока.

Впервые определено влияние совместного сжигания широкой гаммы отечественных углей с различными видами биомассы на эффективность котла с ЦКС и энергоблока в целом, а так же на выбросы вредных веществ.

Разработана простая и малозатратная схема утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС позволяющая эффективно работать в условиях сжигания сернистого твердого топлива.

Показано влияние совместного сжигания на топливные затраты энергоблока с котлом ЦКС в зависимости от типа, доли, дальности доставки биомассы, условий взаимодействия поставщика биомассы и ТЭС. Достоверность работы

Достоверность результатов достигалась за счет использования апробированной методикирасчета котла с ЦКС. Инженерная методика ВТИ для расчета топочного контура котла с ЦКСоснована на многочисленных экспериментальных исследованиях, зарубежном опыте и неоднократно опробовалась, путем сопоставления расчетных данных с показателями ряда зарубежных котлов с ЦКС и показала удовлетворительную сходимость. Для расчета конвективной части котла используется Нормативный метод расчета котельных агрегатов, реализованный в программе Boiler Designer. Моделирование и расчет паротурбинной части энергоблока так же проводится в программе Boiler Designer с использованием известных методик. Теоретическая и практическая значимость работы Методика расчета тепловой схемы энергоблока может быть использована для проведения различных расчетных исследований. Разработанные методические подходы позволяют оценить изменение показателей ТЭС при организации совместного сжигания биомассы и углей, а также при использовании систем утилизации тепла уходящих газов. Результаты проведенных исследований, направленные на повышение эффективности и улучшение экологических показателей могут быть использованы при реконструкции и создании новых блоков ТЭС с котлами ЦКС, в том числе на первом в России энергоблоке с котлом ЦКС на Новочеркасской ГРЭС. Результаты работы были использованы при разработке проекта и предварительного технико-экономического обоснования инвестиций в сооружение угольной ТЭЦ нового поколения. Так же результаты работы вошли в электронный учебно-методический комплекс по дисциплине «Экологическая безопасность ТЭС», разработанный на кафедре ТЭС МЭИ. Личный вклад автора в работу Личный вклад автора заключается в:

• разработке методики и алгоритма расчета тепловой схемы энергоблока ТЭС, оснащенного котлом с ЦКС и проведении расчетного исследования схемы энергоблока в условиях сжигания широкой гаммы углей совместно с различными видами биомассы с использованием разработанной методики;

• разработке и обосновании схемы утилизации тепла уходящих газов и ее исследование при различных значениях температуры уходящих газов;

• определении оптимальной степени утилизации тепла уходящих газов в условиях сжигания угля и совместного сжигания;

• анализе влияния условий совместного сжигания на топливные затраты энергоблока и анализе экономической эффективности внедрения системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС.

Положения, выносимые на защиту Автор защищает:

• результаты исследования схемы энергоблока с котлом ЦКС в условиях совместного сжигания угля и биомассы.

• схему утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС для подогрева основного конденсата турбины и результаты исследования при работе энергоблока с указанной схемой;

• данные по влиянию условий совместного сжигания угля и биомассы на изменение топливных затрат энергоблока;

• результаты оценки эффективности внедрения системы утилизации тепла уходящих газов при сжигании угля, а так же при совместном сжигании. Апробация работы

Основные положения и результаты работы были доложены: на 18-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электроника и энергетика» (2012 г. Москва, МЭИ); на второй всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем «Энерго-2012» (2012 г., Москва); 8-й международной научно-практической конференции «Угольная теплоэнергетика: проблемы реабилитации и развития» (2012 г., Украина, г. Алушта);на конференции с международным участием «8-й Всероссийский семинар ВУЗов по теплофизике и энергетике» (2013 г., г. Екатеринбург, УрФУ), на конференции молодых специалистов ВТИ (2012 г., Москва, ВТИ), на научном семинаре и заседании кафедры ТЭС МЭИ (2013, 2014 гг.). Публикации

Результаты работы отражены в восьми публикациях, три из которых рецензируются ВАК, остальные пять - тезисы докладов и материалы конференций.

Структура работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 77 наименований и приложения. Объем работы -166 страниц, основная часть - 128 страниц, а так же 13 таблиц, 62 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении к диссертации приводится обоснование актуальности темы диссертации. Отмечены так же некоторые успехи использования технологии ЦКС за рубежом. Сделан вывод о том, что использование преимуществ технологии ЦКС в части возможности сжигания низкосортных топлив, совместного их сжигания с биомассой и улучшения экологических показателей является эффективным средством решения задач, заложенных в Стратегии развития электроэнергетики России.

В первой главе выполнен обзор литературы по теме диссертации. Приведена принципиальная технологическая схема котельной установки с технологией ЦКС. Даны примеры успешного применения котлов с ЦКС для

совместного сжигания угля и биомассы. Показаны преимущества совместного сжигания угля и биомассы по сравнению с раздельным сжиганием, включая возможные синергетические эффекты. Определены проблемы и барьеры на пути организации совместного сжигания в России.

В обзоре так же показано, что эффективное связывание серы в топке с ЦКС позволяет применить утилизацию тепла уходя щи* газов в цикле "ГЭС. 11риводятся данные по успешному применению на ряде котлов с ЦКС систем утилизации тепла уходящих газов, отмечено, что на некоторых ГЭС абсолютный прирост КПД энергоблока нетто может достигать 1%. В обзоре также приведены основные технико-экономические аспекты выбора технологии сжигания. На основании проведенного анализа сформулированы цели и задачи диссертационной работы.

Во ртог>ой главе проведено расчетное исследование котельной установки

оснащенной котлом с ЦКС в условиях совместного сжш ания различных углей и различных видов биомассы. Объектом исследования является котел на сверхкритические параметры пара 24,72 Mlia/565'C с промежуточным перегревом пара до 565*С производительностью 970 т/ч для работы в составе энергоблока мощностью 330 МВт (рис. 1). Причиной такого выбора послужило обращение в ВТИ со стороны Новочеркасской ГРЭС с вопросом о возможности сжигания сельскохозяйственных отходов и облагороженного топлива из них (пеллет) ^ в котле сооружаемого энергоблока № 9.

} Котел выполнен по проекту компании «Foster-Wheeler», основное топливо -антрацитовый штыб (АШ). Аналогичные разработки были выполнены ВТИ применительно к энергоблокам 330 МВт ряда крупных ГРЭС, сжигающих различные отечественные топлива.

Для исследования принято, что биомасса и уголь сжигаются напрямую в смеси, доля биомассы изменяется от 0 до 10% по теплу с шагом 2%.

Была разработана методика расчета тепловой схемы энергоблока, оснащенного котлом с ЦКС и турбиной мощностью 330 МВт. Расчет топочного контура котла с ЦКС проводится по методике ВТИ. Расчет топки котла реализован в среде MathCAD, где производится тепловой расчет внутритопочных экранов, экранов ограждения циклонов, зольных

Рис. 1. Котел с ЦКС для энергоблока 330 МВт.

паропсрс1-рсвателсй и надсюевого пространств топки. Границей топки по ходу продукгои сгорания является выходной патрубок циклонного сепаратора.

Далее, по Нормативной методике расчета котельных агрегатов, реализованной в программе Boiler Designer, ирои»водится расчет поверхностей нагрева конвективной шахты и регенеративного воздухоподогревателя (рис. 2). В этой же программе проводится моделирование и расчет паротурбинной части энергоблока. Конструктивные данные по всем элементам котла были определены из проекта котла.

НзЭЯ

Рис. 2. Модель газового тракта котла с ЦКС.

Расчет котла имеет итерационный характер, ввиду наличия разрывов тепловой схемы котла по пароводяному и газовому трактам и необходимости обмена данными между топкой и конвективной частью. Г лавным показателем сходимости итерационного расчета является совпадение текущих расчетных значений параметров в точках разрыва связей с приближениями, принятыми на предыдущем шаге расчета. В результате поверочного расчета определяются параметры и расходы теплоносителей в релерных точках тепловой схемы котла, а также расход топлива и КПД котла брутто.

Для расчетного исследования влияния совместного сжигания было выбрано несколько видов угля, традиционных для отечественной теплоэнергетики и три вида биомассы. Виды угля: АШ; кузнецкий тощий; интинский каменный уголь Печорского бассейна; бурые угли Иркутской области марки БЗ - мугунский и азейский; бурый уголь Приморского края марки Б2 - бакинский. Виды биомассы: сельско-хозяйственная биомасса (СХБМ) - лузга подсолнечника с = 17,5 МДж/кг, И" - 8,3%, А* - 2,43%, V = 79,3% для сжигания совместно с АШ; педлеты из лузги подсолнечника <:{),?

= 15,0 МДж/кг, И* - 7%, Ат - 1%, V = 82% для сжигания совместно с кузнецким тощим углем; кородревесная биомасса (КДБМ) - щепа с = ЮЛ МДж/кг, И* = 40%, А' = 0,6%, У = 85% для совместного сжигания с топшм, каменным и бурыми углями.

Вытеснение угля биомассой при организации совместного сжигания характеризуется снижением теплотворной способности смеси МДж/кг, зольности А%, и содержания серн 5", %. При этом влажность И*, %, содержание кислорода С, % и выход летучих веществ У, % смеси будут увеличиваться. Изменение состава тсплива будет выражаться в изменении режима работы топки. За счет увеличения общего выхода летучих смеси и интенсивного перемешивания биомассы в слое, при сжигании с мизкореакционными топливами (Л111. тощий), процесс выгорания будет проходить более интенсивно. При увеличении (У в смеси, связанный кислород биомассы будет участвовать в процессе горения, покрывая часть всего необходимого для горения кислорода, подаваемого с воздухом, что может приводить к локальным повышениям температуры слоя и генерации оксидов азота. При сжигании влажной биомассы (КДБМ) можно ожидать снижения температуры слоя /и. увеличения времени пребывания частиц в зоне горения, перед тем как начнется выход летучих я горение коксозольного остатка. Так же увеличение № смеси приведет к увеличению объемного расхода продуктов сгорания, что в свою очередь приведет к снижению КПД (Тк*) за счет увеличения потерь тепла с уходящими газами. Меньшее значение Ар обуславливает снижение расхода шлакг, потерь тепла с ним. Содержание азота У и серы 5* в смеси снижается, благодаря меньшему содержанию их в биомассе. Выбросы 50д при совместном сжигании будут ниже, при этом можно ожидать дополнительную интенсификацию процесса связывания серы в топке щелочными компонентами золы биомассы. По аналогии с 80„ можно ожидать снижения выбросов N0,. однако, ряд 31рубежных исследований посвященных влиянию совместного сжигания на выбросы N0, показали, что выбросы N0, могут быть как больше так и меньше, чем при сжигании только угля. Влияние совместного сжигания на образование оксидов азота в данной работе не рассматривается.

Анализ влияния совместного сжигания на эффективность котла проводился по отдельным статьям обратного теплового баланса. Расчетный КПД котла при этом определяется по следующей формуле:

(1)

где, 41 - потери 1С1ша с уходящими юзами, </) — ноIери шии и. лиммчсслнм недожегом, %; <?4 - потери тепла с механическим недожегом, %; - потери тепла в окружающую среду, %; q^ - потери тепла со шлаком и летучей золой, %; qfm - потери тепла на разложение карбонатов при связывании оксидов серы,

%.

С увеличением доли биомассы происходит увеличение потери тепла с уходящими газами и>за роста температуры "С (рис. 3) и расхода

уходящих газов Сг, тыс. нм^ч (рис. 4). Влияние небольшой доли биомассы не сильно сказалось на Зп. Прирост при сжигании 10% биомассы не превышает 1,5 - 2°С. К сдерживающим факторам повышения 9У, можно о гнести незначительное снижение и соответственно температуры на выходе из топки 9'-, на 0,5 - 2°С, а так же увеличением объемного расхода продуктов сгорания б, на 0,4 - 1,33%, благодаря чему коэффициент теплопередачи в поверхностях конвективной шахты повышается на 0,41 - 1,36% и, следовательно, газы охлаждаются лучше.

Рис. 3.

тыс. нмАч

»VI0

Влияние совместного сжигания на "С.

¿г . ТЫС. |ш!'ч

-•-АШ

ч-Куи/КДбМ -»-Кум^гилппы

Рис. 4. Влияние совместного сжигания на тыс. нм /ч.

На рис. 5 показано влияние доли биомассы на величину тепловых потерь с уходящими газами <?2. %• Подача не5ольшой доли биомассы (до 10%) не сильно сказывается на увеличение тепловых потерь При сжигании 10% биомассы с АШ и тощим углем яг растет на 0,07 - 0,15% (меньшее при сжигании лузги, большее - щепы). При сжигании того же процента биомассы с каменными и бурыми углями прирост составил 0,14 - 0,17%. Дня смеси бикииского Б2 и КДБМ характерна обратная картина (на рис. 5 не показано), так как по своему составу, КДБМ превосходит данную марку бурого угля, а именно ■ имеет большую меньшую А* при идентичном И*. В результате расчета котла при работе на бикинском >гле марки Б2 наблюдалось наибольшее значение д} - 8,39%, которое при совместном сжигании с КДБМ в количестве

IOO.T3 (.иогмошевас n o.u.6»ovi»cc«.»K>» M/10

-Мят». -*-И«Ш1 -»-ЛШ -AJC« -«-КутУКДБМ -а-КутиУПыисп»

ft, н 10% снизилось на 0,02%. Более

заметного влияния биомассы на <?2 стоит ожидать ори увеличении ее доли до 30 - 40%.

Потерн тепла с химическим недожогом фз в котле с ЦКС приняты 0%. Определение потерь тепла с механическим недожогом q«, связано с опытным сжиганием используемого топлива, для определения содержания горючих веществ в уносе и сливе золы из топки. В зарубежной литературе часто указывается что, в зависимости от вида угля, вида биомассы и ее доли в смеси,

. размера фракции и влажноста,

Рис. 5. Влияние совместного механический недожег может как сжигания на02, о. снижаться, так и увеличиваться.

Исследования, проведенные в Университете Нью-Кастла (Австралия) в 2006 году показали, что при невысокой доле биомассы, в пределах 5 - 10%, влиянием биомассы на механический недожег можно пренебречь.

Кратко остановимся на остальных статьях обратного теплового баланса котла при работе в режиме совместного сжигания:

• потери тепла от наружного охлаждения q% зависят, прежде всего от нагрузки котла - приняты <?5 = 0,24 = const (т.к. Dm - const).

• тепловые потери со шлаком (донной золой) qt снижаются, так как снижается температура слоя, и расход золы.

• потерн тепла на разложение известняка q.„ снижаются при постоянном егехиометрическом соотношении Ca'S>* 2,0 за счет меньшей подачи известняка на величину расхода СаО в золе биомассы.

Расчеты показали, что за счет разнонаправленного влияния совместного сжигания на отдельные статьи обратного теплового баланса, снижение КПД котла будет незначительным. Ни рис. 6 показано влияние доли биомассы на КПД котла брутто. При доле биомассы 10% абсолютное снижение КПД не превышает 0,15% (при сжигании кузнецкого тощего угля и КДБМ). Полученные результаты расчета эффективности котла подтверждаются данными зарубежных исследований о слабом влиянии на КПД котла подачи биомассы с расходом до 10 % по теплу. Это так же подтверждает положение о меньшей чувствительное™ котла ЦКС к качеству подаваемого топлива, по сравнению пылеугольным котлом.

Как ранее было отмечено, интерес к совместному сжиганию вызван стремлением повысить зхологические показатели ТЭС, так как биомасса

10Q.U Соотношение уголовном» rc», H/H 90/10

Рис. 6. Влияние совместного сжигания на 7ка.%

__совместном сжигании,

я-5 Н-' ~Т i Т t • появляется самый важный

экологический эффект -снижение выбросов

91 - i i i--1 i парниковых газов, в

частости СО} (рис. 7).

При сжигании доли около 5% снижение выбросов COj при сжигании АШ составит около 174,2 тыс. т/год, при сжигании остальных углей снижение выбросов СО} составит 110 - 123 тыс. т/год. В период с 2004 по 2010 гг. средневзвешенная стоимость тонны СО} на мировом рынке составляла около 20 евро. Считается, что к 2020 году цена увеличится до 35 - 50 дол. США. Таким образом, при реализации совместного сжигания и продаже квот на СО} можно

. „„_, , добиться экономического

,-л ЛЛ/С02. тыс. т/гад _ _ , , _ 1ЛЛ

350 -]-- г 33-— —|-^ эффекта на уровне 100 - 300

млн. руб7год на энергоблоке

330 МВт.

Снижение выбросов

оксидов серы при совместном

сжигании может достигать до

320 т/год при доле биомассы

10% в смеси с интинским

каменным углем с Í* = 0,13

%кг/(МДж). Снижение

выбросов частиц золы при

сжигании АШ и каменных

углей с 10% биомассы может

достигать 63-7 тыс. т/год.

Однако, в условия низких плат

за выбросы в пределах ИДК,

снижение выбросов серы и золы не приведет к существенному экономическом

эффекту на ТЭС.

300 250 200 150 100 50

0

100/0 90/10

Соотвошепне уголь/бвочясса, %/%

Рис. 7. Влияние совместного сжигания на учитываемые выбросы COj.

является экологическим

топливом. В результате сжигания биомассы выделятся столько же СО} сколько было поглощено ей в процессе роста, т.е. не происходит его накопления в атмосфере. Л так как количество сжигаемого ископаемого топлива снижается при

В ничьей главе проведено исследование схемы энергоблока при работе с системой утилизации тепла уходящих 1азов котла с ЦКС при сжигании различных твердых топлнв.

На рис. 8 показаны значения температуры сернокислотной точки росы СС рассматриваемых топлив. Как видно при 5® > 2,5 % уже превышает 110-115*С, при связывании серы в топке котла с ЦКС известняком температура точки росы в большей части диапазона изменения 5* не превышает 76*С, что

130

110

90

70

50

30

/тт».°С

■

к ■ ■

X X , X

«

XX -I ■ Без учета связывания серы X С учетом связывания серы 1 1— ■

2.5 3

0 0.5 1 1.5 Рис. 8. Температу ра точки росы °С.

создает благоприятные условия для работы котла с системой утилизации тепла уходящих газов.

Разработанная схема

включения системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС в систему регенерации низкого давления турбоустановки показана на рис. 9. Система включает в себя газовый подогреватель основного конденсата (ГПОК), а так же подводящие и отводящие трубопроводы. ГИОК представляет собой змеевиковую поверхность на! рева с поперечным оребрснисм, установленную на участке газохода между дымососом и дымовой

трубой.

----(»>»■ "«^ь

ИШ-&-

ПНД1

пнаI

•»• с

чЛ их

27.it

ОЭУ ООО

]ЧЧ.л

ям*

КН2

ГПОК

Рис. 9. Схема включения ГПОК в систему регенерации турбины.

При включении в работу ГПОК будет происходить вытеснение тепловой нагрузки вышестоящего ПНДЗ Спид). 4110 приведет к повышению температуры ОК на входе в последующие ПНД4 и ПНД5. Для того что бы изменение режимов работы последующих ПНД не ьлиял на результаты расчетов с вытеснением £пндз. в схеме установлены регулятор температуры ОК и

ч

трехходовой клапан. Регулятор настроен на поддержание температуры ОК перед 11НД4 на том же уровне что и в номинальной схеме (около 102°С).

11а рис. 10 показана температурная характеристика ГПОК - зависимость подогрева ОК от температуры уходящих газов для различных топлив. Исследование показало, что данная схема позволяется значительно снизить и

повысить КПД котла, при этом риск возникновения

минимален, так как температура наружной стенки на его холодном конце превышает Г„ при сжигании всех рассматриваемых видов топлива.

Расчеты схемы энергоблока при работе с ШОК показали, что относительный прирост КПД котла, перекрывает относительное снижение КПД

Рис. 10. Расчетная температурная характеристика ГПОК.

низкотемпературной коррозии ГПОК

турбоустановки 333

примерно на 0,5%.

332

331

330

Например, при сжигании ЛИ1 и охлаждении газов котла со 129,6 до 104°С относите;! ыюе увеличение КПД котла составляется 1,27%, а относительное снижение КПД турбоустановки 0,87% При этом тепловая нагрузка ПНДЗ вытесняется примерно на 50%, а температура ОК на входе в ПНДЗ составляет 89,8"С.

В расчете мощности (рис. II) турбины учитывалось так же то, что давления в отборах, стоящих ниже отбора пара на ПНДЗ, возрастают. Как и расход греющего пара, так как расход ОК из конденсатора увеличился.

В расчетах энергетических показателей работы энергоблока нетто (рис. 12) учитывался прирост затрат энергии на собственные нужды, вызванный включением в работу ГПОК.

N -»-А! -*-К» -♦-Бу ШТ мснныП рыЛ(БЗ)

90

100

ПО 120 Л ух, «С

130

МО

Рис. 11. Мощность турбины в зависимости вида топлива и "С

При сжигании АШ и работе с утилизацией тепла уходящих газов прирост Л »Аи«стт. = 0,10 - 0.2% (абс.) при этом Д6, составляет от 0,81 до 1,58 г у.тЛВтч. При сжигании каменных углей Д/м»«™, = 0,11 - 0,23% (абс.), ДЬ, = 0,9 - 1,8 г у.тУкВт-ч. При сжигании бурых углей прирост Д^ито " 0,12 - 0,26% (абс.), ДЬ,= 1 - 2 г у.т./кВт ч.

-»-АШ "»--ЛкЛсхий

Рис. 12. Энергетические показатели энергоблока нетто. Предложенная схема утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС была использована при разработке технико-экономического обоснования профиля и бизнес- плана внедрения энергоблока угольной ТЭЦ нового поколения, которые проводились в рамках Договора № 014-7012/1,2 между ОАО «ВТИ» и Фондом «Энергия без границ».

Были определены граничные значения долей биомассы, при превышении которых не будет наблюдаться компенсации снижения КПД энергоблока, вызванное снижением КПД котла при организации совместного сжигания. В диапазоне долей биомассы ниже тех, что указаны в таблице 1 наблюдается положительный эффект некоторого увеличения КПД энергоблока нетто и снижения удельного расхода топлива за счет снижения за котлом.

Таблица 1. Варианты совместного сжигания при утилизации тепла уходящих газов, при которых КПД нетто энергоблока равен исходному._

Топливо ИГПО>* («Х-, 100% утл»). С?пкж-*(£?гткж + Омо) Предельна» дол* биомассы. % кьтго.%

АШ/ СХЕМ 39,38 *-0,3 10 39,39

* ■ 0,5 > 10

л-0,7 > 10 .

Т/КДБМ 39,9$ х-0,3 4 39,96

ж »0,5 6 39,95

д-0.7 8 39,96

БЗ/КДБМ 39,33 * " 0,38 6 39,33

* » 0,63 9 39.33

* » 0,92 >10 •

В четвертой главе проводится шалю влияния совместного сжигания на топливные затраты энергоблока с учетом того, что:

• энергетическая плотность биомассы ниже, чему у угля;

• пена биомассы отличается от цены на уголь (сырая биомасса может быть дешевле привозного угля);

• необходимо учитывать затраты на доставку биомассы на склад ТЭС;

• условия взаимодействия производителя и ТЭС могут быть различными. Топливные затраты во всех вариантах определяются в расчете, что

энергоблок работает в течение 6500 ч/год, а доставка биомассы осуществляется автотранспортом. Условия взаимодействия производителя н биомассы зависят от многих факторов, и должны рассматриваться для каждой ГЭС индивидуально. В работе рассматривались два наиболее вероятных сценария работы ТЭС при совместном сжигании:

1. «Неблагоприятный» сценарий для ТЭС - затраты на биомассу и на ее доставку на свой склад покрываются ТЭС.

2. «Благоприятный» сценарий для ТЭС • стоимость биомассы на складе производителя нулевая (не утилизируемые отходы), а ТЭС прокрывает расходы на ее транспортировку.

Пеллеты из биомассы, являясь товарным продуктом, рассматриваются только в первом сценарии. Затраты на доставку биомассы определялись по затратам моторного топлива с учетом, затрат на заработную плату водителей и механиков, на сервис и ремонт автопарка. Поставка биомассы организуется таким образом, что бы при работе энергоблока на номинальной нагрузке запаса

биомассы на складе хватало на сутки работы с определенной долей

совместного сжигания.

На рис. 13 показано изменения топливных затрат при работе энергоблока с совместным сжиганием по двум сценариям неблагоприятному и

благоприятному.

При неблагоприятном сценарии ЛЗт„ при работе на лузге и щепе могут изменяться в широких пределах в зависимости от дальности транспортировки. В тоже время для пеллет и тощего угля зависимость топливных затрат от

ЛТ ТОШ.Т, ычш.ру^-'пи

нтао гмшлпп }>*.«.■»■•■»«•. *т

Рис. 13. Влияние вида, доли, дальности транспортировки и условий поставки биомассы на топливные затраты энергоблока

дальности доставки слабая особенно при малой доле биомассы, так как насыпная плотность пеллет высокая и требуется меньше времени на транспорт необходимого количества биомассы и следовательно затрачивается меньше моторного топлива. Увеличение топливных затрат энергоблока, связанное с транспортировкой пеллет вызывается в основном наличием постоянных годовых затрат на заработную плату, ремонт, и обслуживание автопарка. В тоже время пеллеты дороже лузги и щепы по стоимости и затраты на сами пеллеты больше, например при доле биомассы 2% годовые затраты на лузгу и щепу составляют около 32 и 36 млн. рубУгод, соответственно, тогда как па пеллеты затраты составят около 44,1 млн. руб./год. При этом, годовые затраты на АШ и тощий уголь в смеси с 2% биомассы снизятся почти на 33 млн. рубУгод. Следовательно, при организации совместного сжигания местного топлива (АШ) с лузгой можно говорить, что затраты на топливную смесь будут снижаться, примерно на I млн. рубУгод на каждые 2 % биомассы в смеси. В случае сжигания привозною тощего угля с более дорогими пеллетами затраты на топливную смесь, без учета транспортной составляющей стоимости биомассы, будут увеличиваться, так же как и в случае с щепой - дешевой, но низкокачественной.

В благоприятном сценарии наблюдается обратная картина - топливные затраты энергоблока будут определяться затратами на уголь, потребление которого снижается при вытеснении его биомассой, и затратами на транспорт биомассы. Например, при совместном сжигании 2% лузги с АШ затраты на лузгу составят около 32 млн. рубУгод, а затраты на ее доставку автотранспортом на расстояние 100 км - около 11 млн. рубУгод. При этом затраты на уголь снизятся примерно на 33 млн. рубУгод, тогда в случае с бесплатной лузгой снижение топливных затрат энергоблока составит около 22 млн. рубУгод.

Проведена оценка экономической эффективности внедрения системы утилизации тепла уходящих газов, которая приводит к экономии топлива и увеличению выработки электроэнергии, но требует дополнительных капитальных затрат. Учитывая то, что система достаточно проста и малозатратна, для оценки эффективности применения использовались простые критерии без учета фактора времени, а именно годовой прирост чистой прибыли ТЭС и простой срок окупаемости. Предельный срок окупаемости системы установлен на уровне 12 месяцев.

На рис. 14 показано изменение чистой прибыли ТЭС, а также простого срока окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов при сжигании АШ и тощего угля в зависимости от доли вытеснения тепловой нагрузки ПНДЗ (глубины охлаждения уходящих газов). Отчетливо видны максимумы годовой чистой прибыли ТЭС, для AI1I - 8,61 млн. рубУгод и 7,84 млн. рубУгод для тощего угля. Оптимальная доля вытеснения ПНДЗ близка к 50%, при сжигании Alii она составляет 45,5%, для тощего угля - 43%. При этом простые сроки окупаемости системы составили соответственно 5,94 и 6,15 месяцев, что

является хорошим показателем. Так же была проведена оценка дискоитированного срока окупаемости данной системы, которая показала, что при доле вытеснения ГТНДЗ, при которой наблюдается максимум чистой прибыли ТЭС (43 - 45,5%) дисконтированный срок окупаемости составляет около 6-7 месяцев.

ю

* / // * у //

# * у / /

1 /

<г

-; -АШ - - - 1М 1

(0

20 30 -Ю 50 «0 70 »< 20 30 *0 М> 69 70 Дол» »ьпесмяя» Ш1ДЗ. Н Дол» »ыт«яс»л» ПНДЗ,«

Рис. 14. Изменение чистой прибыли ТЭС и простого срока окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов в зависимости от доли вытеснения тепловой нагрузки ПНДЗ.

Так же было выполнено исследование эффективности применения системы утилизации тепла уходящих газов, в условиях совместного сжигания угля и биомассы. В неблагоприятном сценарии при некоторой дате биомассы и дальности ее транспортировки наблюдается минимум простого срока окупаемости и соответствующее ему значение доли вытеснения тепловой нагрузки ПНДЗ. В результате были определены доли лузги и дальности ее поставки, при которых минимальный срок окупаемости системы охлаждения газов котла не будет превышать установленных для нее 12 месяцев.

При работе котла с системой утилизации тепла уходящих газов котла в режиме совместного сжигания по благоприятному сценарию, чистая прибыль ТЭС будет иметь максимум при некоторой доле биомассы. Простой срок окупаемости системы охлаждения газов при таком сценарии значительно снижается. Если при неблагоприятном сценарии поставки лузги на ТЭС в количестве 2% при дальности транспортировки 50 км минимальный простой срок окупаемости системы составит около 9,5 месяцев, то в тех же условиях, но при благоприятном сценарии он снижается до 2,2 месяцев. При этом чистая прибыль ТЭС в первый года работы с охлаждением газов и совместным сжиганием 2% лузги составит около 34,15 млн. руб. Аналогичные рассуждения справедливы при работе на смеси кузнецкого тощего угля и щепы, для которых благоприятный сценарий является единственно возможным.

Приведенные результаты исследования получены без учета возможных экономических преимуществ за счет снижения плат за выбросы вредных

веществ и дополнительных поступлений от реализации квот на С02 при совместном сжигании угля и биомассы, т.е. при самом наихудшем варианте. В условиях ужесточения нормативов на выбросы вредных веществ и увеличении платы за шгх (С02, ЗОх, золы) дополнительный экономический эффект может достигать нескольких сотен миллионов рублей в год. Выводы по результатам работы

1) Рассмотрены аспекты внедрения технологий совместного сжигания угля и биомассы и утилизации тепла уходящих газов, как наиболее востребованных в европейской практике выработки тепла и электроэнергии на угольных ТЭС, оснащенных котлами с ЦКС;

2) Разработана методика расчета тепловой схемы энергоблока ТЭС на сверхкритические параметры пара мощностью 330 МВт, оснащенного котлом с ЦКС;

3) При совместном сжигании в котле угля и биомассы расчетный КПД котла брутто снижается незначительно, при этом затраты энергии на собственные нужды котла возрастают, а выбросы С02, золы и 80х снижаются;

4) Разработана простая и малозатратная схема система утилизации тепла уходящих газов. Оптимальная доля вытеснения тепловой нагрузки подогревателя ПНДЗ по критерию максимума чистой прибыли ТЭС, которая для тощего угля и АШ составила 43 - 45%;

5) Определены предельные доли биомассы для каждой топливной смеси в условиях охлаждения газов котла, при превышении которых, КПД энергоблока нетто будет ниже, чем в номинальной схеме;

6) Проведено исследование влияния условий совместного сжигания на топливные затраты энергоблока. Наиболее предпочтительными являются условия, когда производитель биомассы заинтересован в утилизации своих отходов, а топливные затраты на нее определяются только расходами на транспорт.

7) Результаты проведенных исследований могут быть использованы при реконструкции и создании новых энергоблоков ТЭС с котлами ЦКС, в том числе на первом в России энергоблоке с котлом ЦКС на Новочеркасской ГРЭС. Результаты работы так же были использованы при разработке проекта и предварительного обоснования инвестиций в сооружение угольной ТЭЦ нового поколения с котлами ЦКС (в рамках работ Договору № 014-7012/1,2 между ОАО «ВТИ» и Фондом «Энергия без границ»).

t

Список публикаций по теме диссертации:

1. Рябов Г.А. Использование на ТЭЦ технологии циркулирующего кипящего слоя при совместном сжигании биомассы и ископаемых топлив / Рябов Г.А., Долгушин И.А. // Электрические станции. - 2012.

- №10. - с. 4-9.

2. Долгушин И.А. Расчетный анализ тепловых схем угольных энергоблоков мощностью 100 - 120 МВт с повышенными показателями для ТЭЦ нового поколения / Долгушин И.А., Рябов Г.А., Авруцкий Г.Д. // Энергетик. - 2013. - №11. - с. 25-30.

3. Рябов Г. А. Профиль энергоблока угольной ТЭЦ нового поколения /Авруцкий Г. Д., Зыков А. М., Шмиголь И. Н., Лазарев М. В., Долгушин И. А. и др. // Известия Академии Наук. Энергетика. - 2014.

- №1.

4. Рябов Г.А. Использование местных топлив и биомассы применительно к сжиганию в котлах ЦКС на ТЭЦ / Рябов Г.А., Долгушин И.А. // Вторая всероссийская научно-практическая конференция «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем Энерго - 2012», сб. докл. - Москва, 2012 г.

5. Долгушин И.А. Использование биомассы на ТЭЦ: технология совместного сжигания угля и биомасс в котлах ЦКС / Долгушин И.А., Седлов A.C., Рябов Г.А. // 18-я международная научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электроника и энергетика», сб. тез. докл. - Москва, 2012 г.

6. Долгушин И.А. Анализ эффективности и экологических показателей котлов с циркулирующим кипящим слоем для ТЭЦ / Долгушин И.А., Седлов A.C., Рябов Г.А. // Национальная конференция «Повышение эффективности и безопасности работы энергетического оборудования ТЭС и АЭС», сб. тез. докл., Москва, 2012 г.

7. Долгушин И. А. Утилизация тепла уходящих газов угольных ТЭЦ / Долгушин И. А., Рябов Г. А., Ханеев К. В. // 8-й всероссийский семинар вузов по теплофизике и энергетике, сб. докл. - Екатеринбург, 2013 г.

8. И.А. Долгушин Утилизация тепла уходящих газов / И.А. Долгушин, A.C. Седлов, Г.А. Рябов // 20-я международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электроника и энергетика», сб. тез. докл. - Москва, 2014 г.

Подписано в печать Ob' hüfty зак JbH Тир. ¡00 п.л. (JJ Полиграфический центр МЭИ Красноказарменная ул., д. 13