Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Научно-технические проблемы применения на ТЭЦ новой котельной технологии газификации угля в расплаве шлака 7
1.1. Предпосылки использования технологий газификации угля в составе тепловых электростанций 7
1.2. Технологическая схема ТЭЦ с ТГР в составе ТЭЦ 10
1.3. Режимные и экологические параметры ТГР 13
1.4. Выводы и задачи исследования 17
ГЛАВА 2. Методика исследования 19
2.1. Системный эксергетический подход 19
2.2. Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту 22
2.3. Учет надежностных и режимных показателей 26
2.4. Вероятностный критерий технико-экономической эффективности 31
2.5. Определение расхода топлива на котел с ТГР 41
2.5. Выводы 47
ГЛАВА 3. Системный эксергетический анализ функционирования ТЭЦ с ТГР 49
3.1. Эксергетическая эффективность ТЭЦ с ТГР 49
3.2. Режимные показатели 57
3.3. Схемно-параметрические решения по энергоблокам ТЭЦ с ТГР 61
3.4. Анализ показателей эксергетической эффективности ТЭЦ С ТГР 70
3.5. Выводы 73
ГЛАВА 4. Исследование технико-экономических показателей ТЭЦ с ТГР 75
4.1. Технико-экономическая эффективность теплофикационных энергоблоков с ТГР 75
4.2. Влияние системных факторов на эффективность ТЭЦ с ТГР 85
4.3. Оценка коммерческой эффективности энергоблоков с ТГР 88
4.4. Выводы 92
Заключение 94
Литература
- Технологическая схема ТЭЦ с ТГР в составе ТЭЦ
- Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
- Схемно-параметрические решения по энергоблокам ТЭЦ с ТГР
- Влияние системных факторов на эффективность ТЭЦ с ТГР
Введение к работе
Доля угля в топливном балансе электроэнергетики России очень велика. Стратегией развития энергетики страны предусмотрено к 2010 году довести долю угля в балансе топливоиспользования электростанций до 27 %, мазута - до 5 % и ввести новые энергетические мощности: на канско-ачинском угле - 7,5, на кузнецком - 3,5, на дальневосточных - 2,2, на восточно-сибирских - 2,5 ГВт. Установлено, что использование кузнецких и канско-ачинских углей на большей части территории страны эффективно как в настоящее время, так и в перспективе [28].
Нормативные складские запасы угля на ТЭЦ делают их менее зависимыми от социально-экономической, транспортной или иной конъюнктуры в отопительный период. Кроме того, стратегически уголь стабилизирует и повышает долговременную надежность топливного баланса ТЭЦ. Огромные запасы угля в России как базового стратегического топлива позволяют строить на нем долговременную концепцию развития угольной электроэнергетики.
Концептуальный пересмотр роли твердого топлива в топливно-энергетическом балансе, обусловливающий его высокую конкурентоспособность на долгую перспективу, осуществлен с учетом внедрения в электроэнергетику новых нетрадиционных угольных технологий. Особое место среди них занимает экологически чистая угольная технология, выполняемая по программе «Экологически чистая энергетика», по газификации и сжиганию угля в аэрошлаковом расплаве, барботируемом парокислородным дутьем [63 - 66, 87].
Эта технология газификации и сжигания угля в отличие от традиционного пылеугольного сжигания позволяет:
- использовать угли различных марок и качества;
- обеспечивать высокие экологические параметры технологическим способом:
- уменьшить в два раза габариты газового тракта котла;
- исключить из котельных систем пылеприготовление и пылеподачу.
Цель работы заключается в оптимизации параметров и схем ТЭЦ при использовании новой котельной технологии газификации угля в расплаве шлака. В соответствии с поставленной целью основными задачами настоящего исследования являются:
1. Разработка методики схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ с новой технологией газификации угля в расплаве шлака (ТГР) с комплексным учетом обеспечения графиков электрической и тепловой нагрузок, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и систем теплоснабжения, современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.
2. Комплексная вероятностная оптимизация, определение технико-экономической эффективности и оптимального профиля ТЭЦ с ТГР, системные исследования и анализ показателей ТЭЦ с ТГР.
3. Оценка энергетической и экономической устойчивости оптимальных решений и разработка рекомендаций по выбору параметров, схем и характеристик оборудования ТЭЦ с ТГР.
В первой главе изложены предпосылки использования на ТЭЦ технологий газификации угля в расплаве шлака как котельных технологий. Описаны технологические схемы ТЭЦ с ТГР. Проведена оценка режимных и экологических параметров ТГР. Сформулированы задачи исследований.
Вторая глава посвящена методике исследования. Определена системная экономия топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетиче-скому эффекту, учтены надежностные и режимные показатели, вероятностный критерий технико-экономической эффективности, определен расход топлива на котел с ТГР.
В третьей главе проведен системный эксергетический анализ функционирования ТЭЦ с ТГР, определена ее эксергетическая эффективность, режимные показатели, схемно-параметрические решения, а также осуществлен анализ показателей эксергетической эффективности.
В четвертой главе проведены исследования технико-экономических показателей ТЭЦ с ТГР, оценены технико-экономическая эффективность, влияние системных факторов и коммерческая эффективность энергоблоков с ТГР.
В Заключении приведены полученные результаты исследования и сформулированы рекомендации по выбору схем, параметров и характеристик оборудования ТЭЦ с ТГР.
В приложении приведены акты об использовании результатов работы.
Личный вклад заключается во всех разработках и результатах, изложенных в основном тексте диссертации без ссылок на другие источники.
Технологическая схема ТЭЦ с ТГР в составе ТЭЦ
Котел с ТГР (рис. 1.1) был разработан научно-исследовательским ин ститутом экологических проблем энергетики (г. Ростов-на-Дону), НПО «Алгон» («Стальпроект», г. Москва), «Красный котельщик» (ТКЗ, г. Таганрог), «Гипрокислород» (г. Москва), «Гипрогазоочистка» (г. Москва), НЛП «ЮгОР ГРЭС» (г. Краснодар), генпроектировщиком был институт «Ростовтеплоэлектропроект» [87]. Технологические параметры котла с ТГР приведены в табл. 1.1.
Температурный шов примыкания экранов котла к реактору расположен на 2 м выше уровня шлакового расплава, что в сочетании с лабиринтовыми уплотнениями и воздушным наддувом обеспечивает надежную работу узла примыкания. Реактор состоит из каркаса пода, отстойников для металла и шлака, реакционной камеры с охлаждаемыми кессонами, фурмами и узлом загрузки топлива. Загрузка топлива и известняка осуществляется самотеком через течку под углом 45.
Через первый ярус фурм (сопл) кислородосодержащее дутье вводится в расплав и создает в нем газонасыщенный гетерогенный слой, состоящий в основном из шлака угля и извести. Основная порция кислородосодержащего воздуха для дожигания газа (12 % теоретически необходимого количества) подается в топку через 11 сопл (третий ярус), расположенных встречно-смещенно на фронтовой и задней стенах.
Технологический процесс газификации обусловливает следующие особенности котла: постоянную температуру расплава при изменении нагрузки, применение специальной системы ввода дожигающего воздуха, установку специальных сопл ввода известняка для связывания серы.
При максимальной нагрузке котла материальный топливно-шлаковый баланс характеризуется следующими показателями: расход угля равен 32 т/ч, известняка дробленного - 4,8 т/ч, известняка порошкообразного - 3,8 т/ч, выход легкого шлакогранулята - 8,9 т/ч, легкого шлака в виде шлакощебня - 2 т/ч, тяжелого шлака (полиметалла) -1,2 т/ч [29].
Парогазожидкостная шлаковая эмульсия имеет вязкость менее 1 Па-с [44, 30], обеспечивает хорошие условия для тепломассообмена и контакта всех компонентов расплава. Продукты газификации содержат около 77 % оксидов углерода, 14 % водорода, 2,4 % водяных паров, 4 % диоксидов углерода, 2,6 % оксидов азота. Теплота сгорания образующегося генераторного газа составляет примерно 10,9 МДж/кг (2615 ккал/м3) [16, 29, 131, 132]. В автономном режиме (на природном газе) обеспечивается глухое отделение топочного пространства котла от реактора и создание условий для безопасного проведения ремонтных работ, например замену кладки, прогоревших элементов.
Подготовка и обогащение топлива, а также сам процесс газификации и сжигания осуществляются в турбулентно перемешиваемой эмульсии топлива, «растворителя», дутья и шлака. При этом жидкий шлак играет роль теплоносителя. Парокислородное дутье вводится под избыточным давлением в расплав шлака и энергично его перемешивает, в результате создается газонасыщенный слой гетерогенного расплава, состоящего в основном из шлака, угля и извести. Содержание нерасплавленного угля в зоне подачи максимальное. В процессе плавления угля его содержание уменьшается и в конечной зоне достигает нуля. Общая высокая энергоемкость процесса газификации угля в расплаве обусловливается большими температурными градиентами в рабочем объеме реактора.
После поступления топлива в первую зону высокотемпературного шлакового расплава возникает «тепловой удар». При последующем нагреве происходят процессы термического дробления и плавления всех компонентов, кроме углерода. Углерод, имеющий температуру плавления 3500 С, ведет себя в расплаве, температура которого находится на уровне 1650 С, как несмачи-ваемое вещество. В результате легкий несмачиваемый углерод транспортируется пузырями кислородосодержащего дутья в верхнюю зону шлакового расплава. Технологическая деминерализация углерода топлива осуществляется путем отделения минеральных компонентов в жидкой фазе расплава с образованием углерода высокой концентрации, способного в чистом виде участвовать в химических реакциях [44].
Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
При схемно-параметрической оптимизации ТЭЦ предпочтительно использование интегральных подходов при обосновании критерия эффективности с учетом приведения вариантов к сопоставимому виду как по производственному эффекту, так и по жизненному сроку. Такое приведение можно осуществить с помощью соответствующих затрат в замещающие производства и мощности и одинаковых долей амортизационных отчислений для всех сравниваемых вариантов. Учет замещающих затрат будет характеризовать одинаковые по размеру инвестиции в сравниваемые варианты, а равная доля амортизации будет характеризовать их нормативный срок жизни (для объектов энергетики около 27 лет). Тогда общий интегральный эффект можно определить как разность между общим интегральным результатом от производственной деятельности объекта и общими интегральными затратами: = Ё( -3,)(1 + ЯГ, (2.48) Т=0 где S и 3 - интегральный эффект от деятельности объекта и интегральные затраты в год X.
При схемно-параметрической оптимизации ТЭЦ критерий W рассматривается как интегральный социально-экономический эффект, учитывающий влияющие системные факторы [1, 2, 4, 38]. Относительный интегральный эффект (5,-3,)(1 + Я)- \-W 1 =- = , ,р " = Ъ-1. (2.49) 1з,(1+я)- fl3r(i+i?r т=0 тр т=0 Здесь T]z=573, (2.50) характеризует относительную эффективность эксплуатации инвестиций, a S и 3 определяются как среднегодовые значения составляющих интегрального эффекта за весь срок жизни тр . При схемно-параметрической оптимизации с учетом (2.49) и (2.50) имеем дХ z дХ ЗдХ Л JP V о УР V с-л УР = 0, хєХ, (2.51) где X - множество, включающее оптимизируемые параметры размерности Р.
Следовательно, определяющими технико-экономическими параметрами эффективности являются среднегодовые затраты. При неопределенности исходной информации [45] интегральный критерий технико-экономической эффективности примет вероятностный вид: ib= chz]- z (2-52) где Arz = VJDG (T[Z ) ; MG, DG - математическое ожидание и дисперсия случайной функции; G - множество внешних связей и исходных данных с известными законами распределения случайных компонент; v - коэффициент, характеризующий расчетный уровень достоверности определения Tz . Составляющие критерия r)z: _ (2.53) 3 = МС[3] = МС[ХЗ(], 3=MG[32]-3\ где Ц( - плата, получаемая за отпущенную продукцию /-го вида; Е, - отпущенная потребителю продукция г -го вида (для ТЭЦ - электроэнергия и теплоэксергия); 8 - ставка налога на добавленную стоимость; 3, - составляющие затрат, учитывающие влияющие функциональные и системные факторы (возможные режимы работы, связь с энергосистемой, графики нагрузки, резервирование, надежность энергоснабжения, экологическую, социальную и производственную инфраструктуры, приведение вариантов к сопоставимому виду, топливную составляющую, отчисления от капиталовложений: амортизационные, на капитальный и текущий ремонт, на демонтаж объекта при окончании срока жизни).
Составляющие затрат 3 определяются на основе моделирования функциональных и системных отношений и процессов, имитирующих режимные условия работы многоцелевых энергоустановок: 3.=3;.ШаГОр, (2.54) где 3 . - базовые затраты (например, базовые значения капиталовложений в агрегаты оборудования, базовые значения затрат в резервные и замещающие установки, в системы теплофикации и т.д.); аа - коэффициенты приведения по параметрам и показателям, учитывающим конструктивные особенности, особенности функционирования и компоновки схемы; Ъп - относительные параметры, определяющие отклонения затрат от базового значения; а и (3 влияющие факторы (термодинамические, конструктивные, компоновочные параметры, вид тепловой схемы, тип оборудования, вид топлива, климатический район функционирования, фоновые концентрации вредных веществ и др.).
Капиталовложения в энергоблок определяются поэлементно и складываются из капиталовложений в отдельные узлы и агрегаты. Их величина определяется по методическим подходам [19, 20, 42, 49, 51, 56, 58, 77 - 79] с использованием заводских и проектных данных, прейскурантов цен на котлы, турбины, турбоустановки и другое оборудование [43, 45, 46, 82, 87], корректировки цен на современный уровень и с учетом прогнозной оценки и информации [72, 73, 87, 93].
Схемно-параметрические решения по энергоблокам ТЭЦ с ТГР
Определение характера и степени влияния основных параметров на схемно-параметрические решения выполнено с комплексным учетом обеспечения графиков электрических и тепловых нагрузок, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы и современных требований к инфраструктуре.
На рис. 3.9 приведены оптимальные значения эксергетического КПД котлов с ТГР в сравнении с пылеугольными котлами для теплофикационных энергоблоков с ПТ- и Т-турбинами.
Из этого рисунка следует, что в сравнении с пылеугольными котлами Тка котлов с ТГР для ПТ-энергоблоков выше на 3...6 %, для Т-энергоблоков без промперегрева - на 3.. .5%, а с промперегревом - почти на 2 %.
Это обусловлено несколькими причинами. Во-первых, меньшими эксер-гетическими потерями с уходящими газами, химическим и механическим недожогом котлов с ТГР. Во-вторых, меньшими потерями эксергии от неравновесного процесса теплообмена, что вызвано более высокими оптимальными температурами питательной воды (рис. 3.10), а для некоторых энергоблоков и острого пара (рис. 3.13) по сравнению с пылеугольными энергоблоками. В-третьих, более высокий эксергетической производительностью котлов с ТГР за счет отпуска не только теплоэксергии с перегретым паром, но и - с водой, отводимой из системы охлаждения ТГР в линию ПНД. Изменение г учитывает характерный переход от Т-энергоблоков без промперегрева к энергоблокам с промперегревом.
Как видно, промперегрев приводит к некоторому повышению эксергети-ческой эффективности котлов с ТГР. В большей степени проявляется тенденция повышения Гка с увеличением мощности теплофикационных энергоблоков с ТГР: для рассмотренного диапазона мощностей на каждые 50 МВт в среднем - почти на 1 %. Таким образом, во всем диапазоне мощностей котлы с ТГР эксергетически эффективны.
Применение котлов с ТГР изменяет систему регенерации по сравнению со схемой регенерации пылеугольных энергоблоков, что обусловлено, с одной стороны, относительно высокой температурой питательной воды, которая для всех типов и мощностей теплофикационных энергоблоков достигает 270 С (рис. 3.10). Это требует развитой системы регенерации (по типу системы регенерации для Т-250) с заменой деаэратора 0,6 МПа (как в традиционных схемах) на деаэратор 0,7 МПа. С другой стороны, система регенерации в линии ПНД включает в себя охлаждающую систему ТГР (рис. 3.2), что вытесняет часть отборов пара на ПНД. Эти два обстоятельства приводят к увеличению по сравнению с пылеугольными энергоблоками коэффициентов регенерации (KR — 1/(1 — і іУі) аі Уі относительные отборы пара и коэффициенты недовыработки) энергоблоков с ТГР (рис. 3.11) в среднем на 7 % - для ПТ-энергоблоков и Т-энергоблоков без промперегрева, на 1,5 % — с промперегре-вом.
На рис. 3.12 приведены значения эксергетического КПД системы регенерации Гв теплофикационных энергоблоков с ТГР в сравнении с пылеугольными энергоблоками. Во всем диапазоне мощностей включение в тепловую схему котла с ТГР обусловливает повышение эксергетической эффективности системы регенерации энергоблоков без промперегрева в среднем на 8 %. Для энергоблоков с промперегревом r\R ниже примерно на 15 %.
