Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор литературных данных по использованию технологии циркулирующего кипящего слоя для сжигания твердых топлив .13
1.1.Технология сжигания твердых топлив в котлах с ЦКС. Преимущества, недостатки, принципиальная схема .13
1.2.Применение технологии ЦКС для сжигания биомассы .16
1.3. Утилизация тепла уходящих газов котлов с ЦКС . 22
1.4.Технико-экономическое сравнение технологий ЦКС и пылевого сжигания .28
1.5. Постановка задачи диссертационной работы 35
ГЛАВА 2. Исследование режимов совместного сжигания угля и биомассы в котле с ЦКС .37
2.1. Методика расчета котельной установки с ЦКС 37
2.2. Расчетные характеристики смесей твердых топлив .46
2.3. Результаты расчетов режимов совместного сжигания в котле с ЦКС...51
2.4. Выбросы вредных веществ при совместном сжигании угля и биомассы 61
2.5.Оценка изменения затрат энергии на собственные нужды котельной установки при совместном сжигании 66
2.6. Выводы по главе .70
ГЛАВА 3. Утилизация теплоты уходящих газов котла с ЦКС в цикле ТЭС .72
3.1.Температура точки росы уходящих газов котла с ЦКС 72
3.2. Структура тепловой схемы паротурбинной установки энергоблока 330 МВт 77
3.3. Выбор места включения утилизатора тепла уходящих газов котла в тепловую схему паротурбинной установки
3.4. Схема включения ГПОК в газовый тракт и систему регенерации низкого давления .82
3.5. Разработка конструкции ГПОК .84
3.6.Исследование тепловой схемы энергоблока с утилизацией тепла уходящих газов котла с ЦКС 87
3.7. Исследование тепловой схемы энергоблока с утилизацией тепла уходящих газов котла с ЦКС при совместном сжигании угля и биомассы 96
3.8. Утилизация тепла уходящих газов котла с ЦКС в условиях ТЭЦ 101
3.9. Выводы по главе .106
ГЛАВА 4. Топливные затраты энергоблока при организации совместного сжигания угля и биомассы и оценка экономической эффективности системы утилизации тепла уходящих газов 108
4.1. Основные допущения, формирование вариантов исследования .108
4.2. Влияние совместного сжигания на топливные затраты энергоблока...112
4.3. Расчетная оценка экономической эффективности системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС .117
4.4. Расчетная оценка экономической эффективности системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС в условиях совместного сжигания угля и биомассы .122
4.5. Выводы по главе .127
Заключение 129
Список литературы .
- Утилизация тепла уходящих газов котлов с ЦКС .
- Выбор места включения утилизатора тепла уходящих газов котла в тепловую схему паротурбинной установки
- Исследование тепловой схемы энергоблока с утилизацией тепла уходящих газов котла с ЦКС при совместном сжигании угля и биомассы
- Расчетная оценка экономической эффективности системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС
Введение к работе
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 электрической 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.
Утилизация тепла уходящих газов котлов с ЦКС .
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 государственной программе «Энергоэффективность и развитие энергетики» отмечается необходимость перевода российской электроэнергетики на новый технологический уровень с внедрением новых энергетических технологий [1]. К таким технологиям относятся: высокоэффективные парогазовые установки (ПГУ) большой мощности; экологически чистые угольные технологии на сверхкритических параметрах пара, а так же ПГУ с газификацией твердого топлива.
Переход к новым технологиям позволит вывести из эксплуатации значительное количество устаревшего оборудования, объемы которого постоянно увеличиваются. В соответствии с положениями Энергетической стратегии России на период до 2030 г. ([2], далее - Стратегия) экологически чистая 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 на сверхкритические параметры пара, оборудованные котлами с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС).
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%.
Технология ЦКС начала активно применяться в теплоэнергетике с 70-х годов прошлого века, прежде всего, для обеспечения требуемых экологических показателей ТЭС. В конце 1990-х годов котлы ЦКС использовались на 605-ти ТЭС общей мощностью 58 025 МВт. Особых успехов по внедрению данной технологий добились страны Европы и Китай. В Китае работает более 1000 котлов с ЦКС [3, 4, 5, 6]. В Европе стоит отметить такие страны как, Польша (более 15 котлов на блоках мощность более 100 МВт, [7, 8, 9]), Финляндия (более 104 котлов), Германия (более 46 котлов), Швеция (более 80 котлов).
Наибольшего прогресса в развитие угольной генерации с использованием технологии ЦКС среди стран Европы достигла Польша. C 1995 года на ТЭС страны было поставлено котлов с ЦКС суммарной мощность 2500 МВт. На ТЭС «Туров» (2100 МВт), на месте старых пылеугольных котлов в существующих ячейках были установлены новые котлы с ЦКС [7, 8, 9]. С 1995 по 2004 год на станции было установлено 6 новых энергоблоков с котлами ЦКС – 3 по 235 МВт и 3 по 260 МВт. Основным критерием выбора варианта модернизации была компактность котельной установки, так как пылеугольный котел с установками серо-и-азотоочистки занимает в плане больше места, чем котел с ЦКС.
Важным этапом развития технологии ЦКС в мире стало сооружение первого энергоблока с котлом на сверхкритические параметры пара мощностью 460 МВт в Польше на ТЭС «Лагижа». В 2006 году началось сооружение этого энергоблока, а в 2009 году ввод в эксплуатацию. В [11] сообщается о высокой энергетической эффективности энергоблока – КПД выработки электроэнергии нетто – 43,3%, а так же о высоких экологических показателях. В работе [12] подробно описана схема пароводяного тракта котла, условия пуска и изменения нагрузки энергоблока.
В настоящий момент в России ни на одной ТЭС не используется технология ЦКС. 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 с котлом ЦКС на сверхкритические параметры электрической мощностью 330 МВт. Первоначально, пуск энергоблока в коммерческую эксплуатацию был назначен на конец 2012 года, однако затем не однократно откладывался. По данным на окончание 2013 года сооружение энергоблока в настоящий момент продолжается, а пуск намечен на 2015 г.
В пресс-релизе компании «ЭМАльянс» [13] сообщается, что за счет более эффективного сжигания топлива в котле с ЦКС, его КПД брутто составит 91%, а электрический КПД энергоблока нетто приблизится к 40%. При том, что средний КПД современных пылеугольных энергоблоков – 36 - 37% [14]. В этом же пресс-релизе сообщается, что в котле будет возможно сжигание широкого спектра различных топлив с сильно изменяющимся содержанием золы и влаги, в том числе и биомассы. Так же котел будет показывать высокие экологические показатели. Так как температура в топке 850-900С - выход NOx значительно меньше, связывание SOx (эффективность связывания достигает 95%) осуществляется путем добавки известняка в топку, золовые частицы сначала улавливаются в сепараторах на выходе из топки, затем газы проходят дополнительную очистку в электрофильтре (эффективность улавливания золы 99,5%).
По технико-экономическим соображениям наиболее перспективными для сжигания в отечественных котлах с ЦКС топливами являются - АШ, угли печорского бассейна, тощие кузнецкие угли, бурые угли Урала и Дальнего востока, а также отходы углеобогащения, торф, сланцы и биомасса [15]. Хорошим сочетанием топлив являются кузнецкие каменные угли и угли печорского бассейна, а также экибастузкие угли. Бурые угли лучше сочетаются с биомассой, низкореакционные топлива (АШ, тощие угли) вполне допустимо совместно сжигать с отходами углеобогащения.
В работе ВТИ [16] предложен базовый подход к расчету топок котлов с ЦКС, основанный на собственных исследованиях гидродинамики и теплообмена на моделях ЦКС, с учетом зарубежного опыта. В 2010 – 2012 гг. при финансировании Минпромторга РФ выполнен комплекс работ по разработке эскизных проектов отечественных котлов с ЦКС для энергоблоков 225 и 330 МВт. Они включали в себя разработку оригинальных систем улавливания и возврата золы с зольными теплообменниками, разработку эскизных проектов отдельных систем котла, выбор основных компоновочных решений и расчет тепловых схем энергоблоков. Кроме того, выполнено 3D математическое моделирование элементов топочного контура и проведены исследования на аэродинамических установках. Некоторые проблемы, создания отечественных котлов с ЦКС рассмотрены в [17].
Летом 2012 года стало известно, что в рамках государственной программы создания отечественных котлов с топками ЦКС для энергоблоков 225 МВт и 330 МВт ЭМАльянс приступил к изготовлению пилотной установки. Пилотная установка позволит проверить технические характеристики основных узлов (топка, циклон, зольный теплообменник), отработать процессы сжигания различных видов твёрдого топлива, вывода шлака и золы, а так же получить данные по выбросам вредных веществ. Полученные в результате освоения пилотной установки данные будут использованы при проектировании котлов производительностью 670 т/ч и 1000 т/ч.
Выбор места включения утилизатора тепла уходящих газов котла в тепловую схему паротурбинной установки
Самый распространенный способ сжигания твердого топлива на ТЭС в современной теплоэнергетике – факельный. Измельченный уголь в виде пыли смешивается с нагретым воздухом, образуя пылевоздушную смесь, подается в топку через горелки, где происходит сгорание угля в факеле, температура которого может достигать 2000С.
Сжигание угля в циркулирующем кипящем слое вытекает из идеи слоевого сжигания в топке. В отличие от слоевого сжигания, когда на решетке в топке сжигается кусковой уголь, в топке с ЦКС под слой через распределительную решетку подается воздух под давлением. Выбор определенного размера кусков угля и скорости воздуха позволяет организовать горение не в слое, а над ним. Не полностью сгоревшие частицы угля, унесенные потоком воздуха, улавливаются в сепараторах и возвращаются обратно в слой.
Технология ЦКС имеет следующие преимущества по сравнению с факельным сжиганием топлива [10, 12, 17]: упрощенная система топливоприготовления - дробление вместо тонкого помола. Размер частиц до 25 мм, обычно 6-8 мм. эффективное сжигание непроектных, низкокалорийных, высокозольных и низкореакционных топлив, а так же совместное сжигание различных топлив, благодаря стабильно низкой температуре в топке, малому содержанию углерода в слое и длительному времени пребывания коксозольного остатка в топочном контуре. низкий выход оксидов азота NOx без применения специальных мер азотоочистки (менее 200-300 мг/нм3) благодаря низкой температуре слоя и ступенчатому подводу воздуха. возможность эффективного связывания оксидов серы при минимальном расходе сорбента за счет оптимальных условий протекания процесса ( 95% при температуре в топке 850 - 870С). возможность отказаться от специальных установок серо-и-азотоочистки. возможность глубокой разгрузки котла без подсветки газом или мазутом. котлы с ЦКС имеют хорошие маневренные характеристики (при охлаждении сепараторов твердых частиц рабочей средой). эффективное регулирование и поддержание температуры перегрева пара при размещении пароперегревателей в зольных камерах. К основным недостаткам данных котлов относятся: для ожижения слоя требуется высоконапорный дутьевой вентилятор. повышенная эрозия поверхностей нагрева топки и воздухораспределительной решетки из-за работы в условиях сильно запыленного потока. длительный пуск из холодного состояния при отсутствии охлаждения сепараторов твердых частиц (повышенные затраты пускового топлива). усложнение конструкции котла и вспомогательные системы - дренаж слоя, контур возврата материала слоя, известняковое хозяйство. зола менее пригодна для дальнейшей переработки в полезный продукт. На рис. 1.1 показана технологическая схема котельной установки с котлом ЦКС.
В топку котла 3 подается дробленый уголь из бункера угля 2 и известняк из бункера 1. Первичный воздух I подается под слой топлива, известняка и инертного материала через воздухораспределительную решетку 10 при помощи высоконапорного дутьевого вентилятора (на схеме не показан). При этом плотный слой взрыхляется, а твердые частицы (зола и материал слоя) уносятся в верхнюю часть топки. Скорость воздуха в топке обычно не превышает 5 - 6 м/с. Концентрация твердых частиц пылегазовом потоке III в верхней части топки значительна и составляет около 7 – 10 кг/м3. Поэтому далее, по ходу газов установлен сепаратор циклонного типа 4, для улавливания уноса. Циклон имеет КПД улавливания порядка 99%, и далее газы поступают в конвективную шахту 5, аналогичную традиционным пылеугольным котлам. Материал слоя и зола V скапливаются под циклоном в специальной камере (пневмозатворе). Пневмозатвор предотвращает проскок газов в топку через линию возврата. В конвективной шахте расположены конвективные поверхности нагрева пароперегревателя и экономайзера 6. После конвективной шахты дымовые газы поступают в электрофильтр 7, где происходит очистка газового потока от летучей золы. Летучая зола VIII полей электрофильтра и конвективной шахты отводится на золоотвал, а очищенные дымовые газы VI, при помощи дымососа 9, через дымовую трубу 8 выбрасываются в атмосферу.
.Применение технологии ЦКС для сжигания биомассы Интерес к энергетическому использованию биомассы в последние несколько лет возрос, в том числе и в России, об этом свидетельствует ряд работ. Например, в работе Любова В.К. проведен комплекс исследований, выполненный на стендовых и промышленных установках, которые позволили разработать ряд новых технологических схем организации топочного процесса, обеспечивающих высокие технико-экономические и экологические показатели при сжигании различных видов биомассы [18]. Работа Тугова А.Н. посвящена созданию и широкому внедрению в России тепловых электростанций на основе широкодоступного возобновляемого источника энергии - твердых бытовых отходов [19]. Так же проведен ряд важных работ по исследованию процессов сжигания биомассы в псевдоожиженных слоях, например в работе Михалева А.В. [20] изучены особенности гидродинамики псевдоожиженного слоя антрацитового штыба и биогранул и влияние этих особенностей на процесс совместного сжигания этих топлив в топочных устройствах печей химических производств и котельных установок малой мощности. Вирясовым Д.М. исследованы процессы ожижения и агломерации (слипания) слоя при сжигании биотоплива в многокомпонентных слоях [21]. В работе Зорина А.Т. предложено сжигать отходы сельского хозяйства (пеллеты из лузги подсолнечника) в кипящем слое, сформированном самими гранулами и твердыми продуктами их горения [22]. За рубежом активные исследования энергетического использования биомассы ведут такие ученые как Prabir Basu, Bo Leckner, Larry L. Baxter, Pobert C. Brown, Jaan Koppejan и другие [23, 24, 25]. При этом за рубежом часто рассматриваются все возможные технологии совместного сжигания угля и биомассы, в том числе и сжигание в факеле.
Для биомассы обычно характерны следующие особенности: широкий диапазон изменения теплотворной способности (8 - 17 МДж/кг), значительный выход летучих (60 - 80%), высокая влажность (40 - 60%), низкая зольность на рабочую массу ( 2 - 3%) и малое содержание серы ( 0,1 - 0,12%). Интерес к энергетическому использованию биомассы вызван, прежде всего, следующими факторами [14, 26, 27, 28]: ужесточением экологических стандартов. ростом цен на первичные энергоносители. Технология ЦКС позволяет сжигать до 100% нетрадиционного топлива, такого как биомасса, тогда как при пылеугольном сжигании максимальная доля составляет около 5%, это связанно с требованиями по фракционному составу топлива.
Преимущества совместного сжигания, заключаются, прежде всего в снижении доли привозного топлива более высокого качества в балансе ТЭС и улучшении экологических показателей работы [14, 27, 28, 29].
Большого успеха в освоении технологии совместного сжигания добились страны Северной Европы, и в частности Швеция и Финляндия.
В настоящий моментсовременные котлы с ЦКС проектируютсяна сжигание как минимум двух проектных топлив. Ниже в таблице 1.1 и на рис. 1.2 приведены данные по нескольким ТЭС с совместным сжиганием угля и биомассы и общие виды котельных установок, установленных на них [30].
Исследование тепловой схемы энергоблока с утилизацией тепла уходящих газов котла с ЦКС при совместном сжигании угля и биомассы
В процессе горения серы топлива Sp образуется диоксид серы SO2, который атомарным кислородом доокисляется до SO3. Далее по ходу газов в конвективной шахте SO2 могут доокисляться (за счет остаточного кислорода, отложений на поверхностях нагрева), в итоге содержание SO3 в газах составляет около 5% от количества SO2 [49, 63, 64]. Температура точки росы чистых водяных паров при их парциальном давлении в продуктах сгорания /?H2O = 0,01 - 0,015 МПа составляет ґтр = 45 - 54С [65]. При наличии в потоке газов паров серной кислоты температура конденсации - сернокислотная точка росы ґтр, значительно повышается и для высокосернистых топлив может достигать 140С.
Согласно [65], температура точки росы дымовых газов, содержащих пары серной кислоты и воды может быть определена как температура кипения раствора серной кислоты такой концентрации, при которой над раствором имеется тоже содержание паров серной кислоты.
Во многих зарубежных статьях, посвященных вопросу низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей котла с ЦКС, отсутствуют данные по расчету сернокислотной точки росы. В основном публикуются результаты экспериментов, целью которых является определение причин коррозии холодных концов воздухоподогревателей. В работе [66] даются результаты экспериментального исследования сернокислотной коррозии пылеугольных котлов и котлов с ЦКС. Отмечается, что при сжигании эстонских горючих сланцев (Sp 1,5 - 1,7% и СаО золы 40 - 43%) в пылеугольных котлах сернокислотная точка росы колеблется между 75 - 80С и не зависит от нагрузки и компоновки котла. Сообщается, что концентрация SO2 в уходящих газах пылеугольного котла достигала 760 ppm (2000 мг/м3). Наличие оксидов серы в уходящих газах существенно повышает температуру точки росы, прежде всего за счет SO3. Так же известно, что СаО, содержащийся в летучей золе сланцев, способен нейтрализовать серную кислоту, снижая тем самым риск коррозии.
Концентрация серы в газах котла с ЦКС, при сжигании тех же горючих сланцев, значительно ниже ( 5 ppm или 13 мг/м3), поэтому сернокислотная точка росы будет ближе к точке росы чистых водяных паров. Даже при условии, что в процессе связывания серы золой концентрация SO2 будет выше 5 ppm (13 мг/м3) температура сернокислотной точки росы возрастет всего на несколько градусов. Для котла с ЦКС замеры показали температуру точки росы 55 - 60С [66]. Эти данные свидетельствуют о том, что полезное использование тепла уходящих газов котла ЦКС может не вызывать опасения за надежность работы хвостовых поверхностей нагрева.
В отечественной литературе имеется несколько зависимостей для определения сернокислотной точки росы, полученных для пылевого сжигания. [54, 65, 67]. В данных зависимостях рассчитывается разность температур Atp -представляющая собой превышение температуры сернокислотной точки росы над температурой точкой росы чистых паров. Эта разность температур определяется содержанием серы и зольностью топлива, а так же долей уноса летучей золы. В [65] зависимость для сернокислотной точки росы имеет следующий вид:
Учитывая, что методика расчета котла с ЦКС, частично опирается на рекомендации Нормативного метода (расчет конвективной шахты), оценка температуры сернокислотной точки росы также проведена по этому методу.
Приведенные зависимости получены для котлов с пылеугольным сжиганием, наличие в топке известняка будет сказываться на конверсии серы в SO2 и последующее окисление до SO3. Известно, что чем выше содержание серы в топливе, тем лучше будет протекать процесс связывания. Таким образом, для биомассы с низким содержанием серы, образование оксидов серы будет меньше, так как меньше серы приходит с топливом, но КПД связывания будет занижен.
Результаты расчетов сернокислотной точки росы с учетом и без учета связывания серы в топке с ЦКС, в зависимости от содержания серы представлены на рисунке 3.1. Рис. 3.1. Результаты расчета сернокислотной точки росы для различных топлив. Как видно из графиков на рис. 3.1 без учета связывания при 0,01 Sр 0,5 % температура точки росы составляет около 70 – 90С, при 0,1 Sр 2 % – 100 -110С и приSр 2,5 % превышает 110-115С. При связывании серы в топке котла с ЦКС известняком температура точки росы в большей части диапазона изменения Sр практически не превышает 76С.
Как показано в главе 2, совместное сжигание позволяет снизить выбросы оксидов серы, следовательно, и температура точки росы должна быть ниже. На рис 3.2 показано изменение температуры точки росы при совместном сжигании с учетом связывания серы в топке. Из представленных графиков видно, что температура точки росы снижается не значительно, примерно на 0,6 (кузнецкие угли) – 1,11С (АШ, интинский каменный). Однако, дополнительное снижение температуры точки росы позволяет дополнительно снизить риск возникновения коррозии.
Снижение температуры точки росы при совместном сжигании угля и биомассы. При рассмотрении вопроса утилизации тепла уходящих газов необходимы меры по защите хвостовых поверхностей нагрева котла от низкотемпературной коррозии. Условием отсутствия коррозии является неравенство СГ tmp, (3.3) где, t H - минимальная температура стенки, С. Для исключения коррозии охладителя газов необходимо, что бы температура стенки превышала температуру точки росы на 10 - 15 С (для твердых топлив). Таким образом, при сжигании например АШ (Sр = 1,7%) с Зух = 129,63С, температура точки росы tтр = 74,03 С, следовательно для работы утилизатора тепла без появления коррозии минимальная температура стенки должна быть 84,03 - 89,03С. Работа холодного конца поверхности нагрева с температурой стенки менее указанной выше также допускается, если интенсивность коррозии не будет превышать 0,2 мм/год [54]. Отсюда можно сделать вывод, что котел ЦКС действительно более приспособлен к работе с пониженными Зух.
Расчетная оценка экономической эффективности системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС
Включение в работу ГПОК приводит к повышению КПД котла и экономии топлива, а вытеснение части тепловой нагрузки ПНД3 приводит к увеличению мощности турбины. Таким образом, имеет место два технико-экономических результата: снижение затрат на топливо при выработке номинальной мощности, и увеличение прибыли ТЭС за счет продажи дополнительно выработанной электроэнергии. Годовой прирост прибыли ТЭС будет определяться как сумма этих двух технико-экономических результатов. На рис. 4.6 показано изменение годовой экономии условного топлива и увеличение дополнительной выработки электроэнергии при сжигании АШ и кузнецкого угля в зависимости от доли вытеснения QПНД3. 30 40 50 60 70 утилизации тепла уходящих газов: а) годовая экономия топлива на выработку номинальной мощности; б) дополнительная годовая выработка. Для данного исследования, цена на электроэнергию отпускаемую энергоблоком в сеть принята средней по данным прогноза свободных (не регулируемых) цен на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в первом и втором полугодиях 2014 г. по Ростовской области, которая составляет в 1204 руб/МВтч [77]. На рис. 4.7 показано увеличении прибыли ТЭС АП тэс, млн. руб./год, в результате внедрения системы утилизации тепла уходящих газов котла и затрат на нее ЛЗгпок, млн. руб./год, в зависимости от доли вытеснения Q ПНД3. Как видно и графиков на рис. 4.6 изменение ЛП тэс почти линейное, в то время как АЗгпок изменяются пропорционально металлоемкости ГПОК. Характер кривых свидетельствует
Отчетливо видны максимумы годовой чистой прибыли ТЭС, для АШ – 8,61 млн. руб./год и 7,84 млн. руб./год для тощего угля. Оптимальная доля вытеснения ПНД3 близка к 50%, при сжигании АШ 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 дисконтированного срока окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов. Для оценки ставка дисконтирования принималась на уровне 12%, расчетный период 5 лет. При сжигании АШ и тощего угля во всем диапазоне изменения доли вытеснения ПНД3 дисконтированный срок окупаемости составляет не более 1 года. При доле вытеснения ПНД3, при которой наблюдается максимум чистой прибыли ТЭС (43 – 45,5%) дисконтированный срок окупаемости составляет около 6 – 7 месяцев.
Более существенный технико-экономического эффект утилизации тепла уходящих газов может быть достигнуть за счет охлаждения газов до температуры точки росы и передачи скрытой теплоты конденсации водяных паров, содержащихся в уходящих газах. Расчетная оценка экономической эффективности утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС в условиях совместного сжигания
При одновременном совместном сжигании и включении системы утилизации тепла уходящих газов расчетная оценка эффективности проводится без учета возможных экономических преимуществ за счет снижения плат за выбросы и дополнительных поступлений от реализации квот на СО2, т.е. по самому наихудшему варианту.
В главе 3 было показано что, снижение эффективности энергоблока при некоторой доле совместного сжигания угля и биомассы может быть компенсировано при использовании системы утилизации тепла уходящих газов. В главе 2 указываются условия совместного сжигания биомассы – биомасса сжигается в том виде, в котором поступает на ТЭС, что бы исключить дополнительный прирост капитальных затрат на оборудование необходимое для ее подготовки к сжиганию (сушку, дробление и т.д.).
Выше показано, что при совместном сжигании при неблагоприятном для ТЭС сценарии топливные затраты возрастают в зависимости от вида, доли и дальности транспортировки биомассы. Таким образом, чистая прибыль ТЭС в зависимости от условий совместного сжигания может быть как положительной, так и отрицательной. При этом простой срок окупаемости и доля вытеснения QПНД3 будут иметь оптимальные значения, которые в свою очередь будут изменяться в зависимости от доли биомассы и дальности ее транспортировки.
На рис. 4.9 показано влияние доли биомассы и дальности ее транспортировки на простой срок окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС.
При увеличении доли вытеснения QПНД3 при дальности транспортировки биомассы 25 км срок окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов снижается, вследствие экономии топлива и увеличения выработки электроэнергии, что перекрывает прирост затрат на систему охлаждения газов. Далее наблюдается точка, в которой простой срок окупаемости системы минимален и, которому соответствует оптимальная доля вытеснения ПНД3.
При дальнейшем вытеснении ПНД3 простой срок окупаемости увеличивается, так как затраты на систему утилизации тепла уходящих газов увеличиваются быстрее, чем прирост прибыли ТЭС. При доле биомассы 2% и дальности транспортировки 25 км оптимальное значение простого срока окупаемости системы находится в области вытеснения ПНД3 меньше 30%.
При доле биомассы 2% увеличении дальности ее транспортировки с 25 км до 50 км оптимальный простой срок окупаемости возрастает на 1,3 месяца и смещается в сторону увеличения доли вытеснения ПНД3 с 30 до 44,5%. При дальности транспортировки 100 км оптимальный простой срок 124 окупаемости системы увеличивается на 4,15 месяцев и составляет 13,6 месяцев при доле вытеснения ПНД3 на 54,2%, что превышает срок окупаемости, установленный для этой системы (12 месяцев). 16 Простой срок окупаемости, мес Влияние доли биомассы, дальности ее транспортировки на срок и доли вытеснения 2ПНД3 на окупаемость системы утилизации тепла уходящих газов котла с ЦКС. При увеличении доли биомассы увеличение простого срока окупаемости системы происходит из-за наличия дополнительных затрат моторного топлива на транспортировку большего количества биомассы. При 125 доле биомассы 4% оптимальный простой срок окупаемости превышает 12 месяцев уже при дальности транспортировки биомассы на 50 км, при доле биомассы 6% - на 25 км, при доле биомассы 8% - менее чем на 25 км.
При сжигании тощего угля и пеллет минимальный простой срок окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов составляет почти 3 года (33,5 месяца) при доле биомассы 2%, дальности транспортировка 25 км и вытеснении ПНД3 на 70%. При сжигании тощего угля и щепы минимальный простой срок окупаемости составил 15,5 месяцев при тех же условиях совместного сжигания и вытеснения ПНД3.
На рис. 4.10 показаны диаграммы изменения оптимального срока окупаемости системы утилизации тепла уходящих газов ( 12 месяцев) и доли вытеснения ПНД3 в зависимости от доли биомассы и дальности транспортировки.
