Программа исследований технологической платформы «экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности»




страница1/6
Дата12.06.2016
Размер1.4 Mb.
  1   2   3   4   5   6
бланк техн платф3.jpg

СТРАТЕГИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА

ИССЛЕДОВАНИЙ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПЛАТФОРМЫ «ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТАЯ ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА
ВЫСОКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ»


Инициаторы: Министерство энергетики Российской Федерации,
ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»


Координатор: ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт»
Москва 2012

ГЛОССАРИЙ

ТП – Технологическая платформа «Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности»

ГТУ – газотурбинная установка

ПГУ – парогазовая установка

ТЭС – тепловые электрические станции

ССКП – сверхсуперкритические параметры пара

ЦКС – циркулирующий кипящий слой

ТОТЭ – твердооксидный топливный элемент

ФГОС ВПО – Федеральные государственные образовательные стандарты высшего профессионального образования

ООП - основные образовательные программы

НОЦ – научно-образовательный центр
СОДЕРЖАНИЕ


  1. Текущие тенденции развития рынков и технологий в сфере деятельности платформы.

  2. Прогноз развития рынков и технологий в сфере деятельности платформы.

  3. Направления исследований и разработок, наиболее перспективные для развития в рамках платформы.

  4. Тематический план работ и проектов платформы в сфере исследований и разработок.

  5. Мероприятия в области создания результатов интеллектуальной деятельности и управления их распределением.

  6. Меры в области подготовки и развития научных и инженерно-технических кадров.


Раздел 1. Текущие тенденции развития рынков и технологий в сфере деятельности платформы.

Электроэнергетика является одной из основ национальной экономики. Она во многом определяет жизнедеятельность страны.

В настоящее время в Российской Федерации (РФ), как и в мире электричество производится в основном (70%) на тепловых электростанциях (ТЭС) с использованием органических топлив: природного газа и угля. Их оборудование рассчитано на длительную работу. На наших ТЭС его работоспособность с помощью различных мероприятий многократно продлевалась так, что в настоящее время наработка их паровых энергоустановок в 23 раза превышает расчетную и составляет 200300 тыс.ч.

Технический уровень этого оборудования по тепловой экономичности, автоматизации и численности персонала, выбросам в окружающую среду не соответствует современным требованиям.

Вследствие сложившейся в стране экономической и правовой конъюнктуры сроки окупаемости инвестиций в техническое перевооружение ТЭС неоправданно велики и их эксплуатация несмотря на низкие показатели продолжается до полного физического износа, а рынок энергетического оборудования в стране ограничивается.

Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.» основой российской энергетики являются тепловые станции, которые будут вырабатывать на протяжении запланированного периода до 2030 г. до 70% электроэнергии от выработки всех электростанций страны.

В настоящее время отечественная теплоэнергетика физически изношена почти на 70% и заметно отстаёт от мирового уровня развития современных энергоэффективных экологически чистых технологий. Это не только расточительно, но и создаёт серьёзную угрозу энергобезопасности страны. Коэффициент полезного действия (далее КПД) энергоблоков, эксплуатируемых на отечественных тепловых электростанциях, сегодня составляет 28-38% (исключение составляют новые парогазовые установки с КПД до 55%), в то время как на Западе строятся и надёжно работают угольные энергоблоки с КПД 45-46% и парогазовые установки (далее ПГУ) с КПД 55-58%.

Для коренного повышения эффективности тепловых электростанций важнейшее значение имеет вывод из эксплуатации старого низкоэкономичного оборудования и замена его перспективным, обеспечивающим радикальное снижение затрат на производство электроэнергии и тепла, снижение расхода топлива и штатного коэффициента, уменьшение выбросов в окружающую среду и ремонтных затрат.

Для этого России требуется создание промышленного производства энергооборудования нового поколения, работающего на природном газе, угле, биомассе, различных отходах производства, что даст возможность развивать данную отрасль электроэнергетики на основе отечественных разработок в области материаловедения, энергомашиностроения и энергетики, не ориентируясь только на импорт иностранного оборудования и технологий.

Это даст возможность развивать научно-технологический потенциал энергомашиностроительного комплекса промышленности Российской Федерации в интересах диверсификации и роста конкурентоспособности российской экономики и энергетики, восстановить потенциал и конкурентоспособность отечественного энергомашиностроения, заместить импорт современного энергооборудования и создать основу для его экспорта; развить науку и технику, обеспечивающие выпуск наукоемкой продукции.

В настоящее время ежегодный ввод мощностей для электростанций не превышает 2 ГВт/год, но он должен расти и составить в 2015–2020 гг. 10–12 ГВт в год. Для этого производственные мощности отечественных предприятий, выпускающих основное энергетическое оборудование, должны достичь 14–15 ГВт.

Для решения указанных выше проблем в теплоэнергетике будет использована ТП – инструмент, направленный на активизацию усилий по созданию перспективных коммерческих технологий, новых продуктов (услуг), на привлечение дополнительных ресурсов для проведения исследований и разработок на основе участия всех заинтересованных сторон (бизнеса, науки, государства, гражданского общества), совершенствование нормативно-правовой базы в области научно-технологического, инновационного развития.



Основной целью создания ТП является сохранение и развитие компетенций, которыми обладают отечественные энергетическая и энерго- электромашиностроительная отрасли и ликвидация наметившегося в течение последних 20 лет отставания этих отраслей в разработке и освоении высокоэффективных технологий и оборудования для производства электроэнергии и тепла из органических топлив, а также организация и координация усилий по исследованию, разработке, созданию и широкому тиражированию Участниками ТП перспективных энергетических технологий, новых продуктов (услуг) с привлечением дополнительных ресурсов, необходимых для реализации проектов.

Реализация данной платформы направлена на решение и достижение следующих задач и основных целей:

- реализацию приоритетных направлений научно-технического прогресса в энергетике и машиностроении, определенных в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2030 года;

- создание новых высокоэффективных экологически чистых технологий для производства электрической и тепловой энергии;

- замену технологий производства электроэнергии и тепла, используемых в России до сих пор, на наиболее передовые, соответствующие мировому уровню;

- разработку новых технологий, в первую очередь, для ближайшего будущего, но также и «прорывных»;

- разработку унифицированного оборудования и типовых проектов для уменьшения сроков модернизации электроэнергетики и финансовых средств на ее осуществление;

- подготовку и реализацию проектов для демонстрации новых технологий;

- создание эффективной системы управления инновационными разработками при выполнении технологической платформы, обеспечивающей успешное решение поставленных задач в требуемые сроки на основе эффективного применения механизмов государственно-частного партнерства, обеспечения инновационного развития электроэнергетики и использования научно-технического потенциала отечественного энергетического машиностроения;

- повышение квалификации кадров.



Конкретными результатами платформы будут:

- освоение производства оборудования и применение типоразмерного ряда газотурбинных и парогазовых установок для замещения паровых энергоблоков на газомазутных ТЭС, обеспечивающих экономию 25-30 % потребляемого ими природного газа и эффективно работающих в переменной части графиков нагрузки,

- создание к 2020 г. отечественной ГТУ мощностью 350–400 МВт, конкурентоспособной с зарубежными аналогами,

- освоение производства оборудования и применение экологически чистых угольных энергоблоков большой (600–800 МВт) мощности с суперсверхкритическими параметрами пара и паровых энергоустановок мощностью 100–200 МВт для угольных ТЭЦ следующего поколения, оснащенных пылеугольными котлами и котлами с циркулирующим кипящим слоем. Будут обеспечены экономия 10–15 % топлива и резкое сокращение выбросов в окружающую среду,

- создание и освоение в эксплуатации ПГУ с газификацией угля, обеспечивающих экономию 10–15 % топлива и резкое сокращение выбросов в окружающую среду;

- создание материалов для производства энергетического оборудования нового поколения, актуализация нормативно-технической документации по конструкционным сталям, подготовка комплексных технологических регламентов, инструкций по технологическим переделу и контролю качества, освоение новых технологических процессов, включая комплексные технологии металлургического цикла и изготовление полуфабрикатов и элементов энергетического оборудования из наноструктурированных сталей.

Достижение планируемых результатов обеспечит мировой уровень отечественной тепловой энергетики и конкурентоспособность российского энерго- и электромашиностроения на мировом рынке.

В технологическую платформу «Экологически чистая тепловая энергетика высокой эффективности» включены следующие технологии:



  • Отечественные ГТУ и ПГУ на их основе мощностью до 1000 МВт с КПД до 60% и перспективные технологии с использованием топливных элементов, обеспечивающие КПД до 70%.

  • Угольные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара единичной мощностью 330–660–800 МВт с КПД 44–46%, перспективные технологии на ультрасверхкритические параметры пара (35 МПа, 700/720 °С), обеспечивающие КПД 51–53% и угольные ТЭЦ нового поколения единичной мощностью 100–200–300 МВт с использованием различных технологий сжигания топлива.

  • Производство электроэнергии и тепла с использованием ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива единичной мощностью 200–400 МВт с КПД до 50% и перспективные технологии с использованием топливных элементов, обеспечивающие КПД до 60%.

  • Технологии экологически чистого использования твердого топлива и газоочистки, обеспечивающие минимальные выбросы SО2, NOx, золовых частиц и др. ингредиентов, включая улавливание из цикла, компримирование и последующее захоронение СО2.

  • Высокоэффективные модульные теплофикационные парогазовые установки единичной мощностью 100 и 170 МВт для строительства новых и реконструкции действующих ТЭЦ и перспективные технологические комплексы на их основе с применением теплонасосных установок, обеспечивающие коэффициент использования тепла топлива, близкий к 95–98 % с учётом использования источников низкопотенциального тепла.

  • Турбогенераторы мощностью 60–1000 МВт на базе современных электроизоляционных материалов и технологий, позволяющих увеличить сроки эксплуатации до 50 лет и обеспечить межремонтный срок до 7 лет.

Все перечисленные выше технологии соответствуют мировому уровню развития науки и техники, а некоторые из них: угольный блок на ультракритические параметры пара, гибридные энергоустановки с топливными элементами, ПГУ с тепловыми насосами и использованием низкопотенциального тепла, комбинированный золоуловитель, установка очистки дымовых газов от NOx – являются «прорывными».

Ключевые технологии, развиваемые в рамках Технологической платформы, состоят из нескольких проектов, реализация которых позволит обеспечить мировой уровень отечественной тепловой энергетики и конкурентоспособность российского энерго- и электромашиностроения на мировом рынке.



Технология 1 Отечественные ГТУ и ПГУ на их основе единичной мощностью до 1000 МВт с КПД до 60% и перспективные технологии с использованием топливных элементов, обеспечивающие КПД до 70%

Наибольший эффект для национальной экономики возможен при замене старых паровых энергоблоков существенно более эффективными парогазовыми (удельный расход топлива на 3035 % ниже, полная автоматизация, экологическая чистота).

Газотурбинные и парогазовые установки играют все возрастающую роль в структуре мировых энергетических мощностей вследствие их высокого КПД, хорошей маневренности и умеренной удельной стоимости при выполнении характерных для стационарной энергетики требований по надежности, готовности и ремонтопригодности и незначительном воздействии на окружающую среду.

Развитие и совершенствование газотурбинных двигателей в послевоенные годы было связано с их широким применением в авиации. В электроэнергетике они заняли прочное место после примерно 1980г. с появлением агрегатов единичной мощности более 100 МВт и повышением начальной температуры газов до уровня, при котором КПД комбинированных парогазовых установок (ПГУ) с утилизацией тепла отработавших в ГТУ газов в паровом контуре стал значительно выше, чем у лучших паровых энергоблоков.

В настоящее время ГТУ являются одной из вершин технического прогресса в электроэнергетике.

За рубежом ведущими изготовителями мощных энергетических ГТУ являются «Альстом», «Дженерал Электрик», «Сименс» и «Мицубиси». Начиная с 90х годов они серийно выпускают газовые турбины электрической мощностью


280-330 МВт с КПД ль 38 до 39,6%. При использовании эти ГТУ в схеме с парогазовой установкой (ПГУ) обеспечивается мощность от 424 до 498 МВт с общим КПД 58,3-59,5%.

Наряду с моделями па 3000 об/мин фирмы выпускают геометрически подобные ГТУ на 3600 об/мин, а Сименс и Дженерал Электрик также и более быстроходные модели мощностью 65-80 МВт, вращающие электрический генератор через редуктор.

Приведенные выше показатели ГТУ достигнут в установках простого термодинамического цикла, выполненных одновальными с двухопорными роторами турбогруппы и расположенной вокруг кольцевой или блочно-кольцевой (с несколькими пламенными трубами) камерой сгорания, в которой сжигаются «чистые» (беззольные) виды топлива, в основном природный газ и жидкие дистилляты типа дизельного. Надежность и длительные сроки службы, характерные для традиционного энергетического оборудования, при высоких температурах газов обеспечены с помощью рационального конструирования и технологий изготовления, отработанных за длительное время на сотнях двигателей, эффективного охлаждения деталей турбины и камеры сгорания цикловым воздухом и применения жаропрочных сплавов и покрытий. Для достижения высоких технико-экономических и экологических показателей оптимизируют уровень начальной температуры газов и степень сжатия для автономной работы и работы с комбинированным производством электроэнергии и тепла, используют самые последние достижения в области аэродинамики и горения.

Выпускаются отдельные типы ГТУ с усложненным циклом: GT24 и GT26 (189 и 290 МВт) с промежуточным подводом тепла при расширении (2 ступени камер сгорания) и LMS100 (100 МВт) с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии.

Как правило, мощные энергетические ГТУ используются в парогазовом цикле. В настоящее время строятся исключительно бинарные ПГУ с конвективными котлами-утилизаторами, в которых отработавшие в ГТУ газы с температурой 550-650 °С охлаждаются до ~ 100 °С с выработкой пара с давлениями до 17 MПа и его перегревом до температуры 520-565 °С.

Паровой контур таких ПГУ имеет свои особенности. Кроме пара высокого давления в котлах-утилизаторах вырабатывается пар низкого (около 0,5 МПа) давления, генерация которого позволяет глубоко охладить дымовые газы.

В более сложных схемах с современными ГТУ подающими в котлы-утилизаторы газы с температурой 580-650 °С, вводится третий контур генерации пара при среднем давлении и промежуточный перегрев пара. КПД некоторых таких ПГУ нетто превышает уже 59% при мощности энергоблока с одной ГТУ до 500 МВт и с двумя ГТУ - до 1000 МВт. При этом примерно 2/3 общей мощности блока составляет мощность ГТУ.

Сотни парогазовых установок такого типа построены в различных странах. Они освоены с характерными для традиционного энергооборудования показателями надежности и готовности.

Воздействие работающих на природном газе парогазовых электростанций на окружающую среду невелико. Они также обеспечивают большую маневренность, быстрый набор нагрузки и возможность диспетчеризации при необходимости принять пиковую нагрузку.

Инжиниринговые фирмы и разработчики стараются сократить продолжительность строительства ПГУ путем разработки стандартизованных модулей, использование которых снизит также стоимость ПГУ ТЭС.

Несмотря на высокую эффективность крупных парогазовых установок продолжаются интенсивные исследования и работы по коммерциализации их результатов с целями всестороннего совершенствования ПГУ: повышения их экономичности, надежности и готовности, увеличения эксплуатационной гибкости (сокращения времени пусков и остановок, расширения эксплуатационного диапазона нагрузок, использования более широкого диапазона топлив), уменьшения потребления воды и вредных выбросов, сокращения удельной стоимости, повышения заводской готовности и модулеризации электростанций.

Определенным недостатком ПГУ является слабая интеграция ГТУ и паровой части. Вследствие длительности прогрева котла, паропроводов и паровой турбины при пуске ПГУ, полное нагружение ПГУ задерживается на примерно час по сравнению с ее автономным пуском.

Технический минимум нагрузок ПГУ целесообразно расширить до 40% от номинальной или даже ниже, а верхний уровень нагрузок увеличить путем форсирования ГТУ, сжигания перед котлом дополнительного топлива и т.д. без или минимальным снижением экономичности и межремонтных интервалов.

Параллельно с развитием ГТУ повышают давление и температуру свежего пара в паровой части ПГУ. Для этого детали горячего тракта изготавливают из более жаропрочных сталей совершенствуются конструкции горячих компонентов с тем, чтобы обеспечить их работу в циклических режимах и продлить межремонтные периоды при одновременном повышении КПД парового контура ПГУ.

В ПГУ с перспективной ГТУ фирмы Сименс мощностью 375 МВт, параметры свежего пара составляют 15МПа/600°С и используется прямоточная (по системе Бенсона) часть высокого давления котла-утилизатора. Котлы с прямоточной частью ВД позволяют быстрее пускать ПГУ без сокращения сроков службы. Они более экономичны при пусках и работе с базовой нагрузкой, потребляют меньше химикатов для водоподготовки и меньше загрязняют окружающую среду.

Паровой контур, в особенности в США, проектируется для работы с еженедельными или даже ежесуточными остановами.

Перечисленные достоинства привели к быстрому наращиванию генерирующих мощностей с использованием ПГУ и ГТУ.

В настоящее время в мире эксплуатируется более 46455 ГТУ общей мощностью >1343 ГВт. Распределение их по назначению показывает, что подавляющее большинство (62% всех установок) – это энергетические ГТУ.

В России производство оборудования для мощных ПГУ осуществляется традиционными энерго- и электромашиностроительными заводами: ОАО «Силовые машины», ОАО «ЭМАльянс» и другими.

Для выпуска мощных энергетических газотурбинных установок (ГТУ) совместным предприятием Сименс-Силовые машины планируется строительство вблизи Санкт-Петербурга специализированного завода.

В настоящее время ГТУ мощностью 250-300 МВт, а во многих случаях и другое основное оборудование ПГУ мощностью 400-800 МВт (паровые турбины котлы-утилизаторы, электрические генераторы и т.д.), которое могло бы изготавливаться внутри страны, импортируется, главным образом вследствие более выгодных условий поставки.

Российские предприятия способны самостоятельно разработать, изготавливать и поставлять все виды оборудования мощных перспективных ПГУ, кроме газовых турбин.

При разработке Технологической платформы планировалось создание энергоблока ПГУ нового поколения конкурентоспособного на мировом рынке к 2020г. и всего необходимого для него оборудования. Организация «Силовыми машинами» совместного с фирмой «Сименс» единственная среди мировых лидеров уже построила, испытала и эксплуатирует на электростанции такую ПГУ с газовой турбиной мощностью 375 МВт и КПД >60%. Локализация производства этой ГТУ в России позволит на несколько лет сократить сроки создания отечественной ПГУ запланированной в технологической платформе.

Технология 2 Угольные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара единичной мощностью 330–660–800 МВт с КПД 44–46%, перспективные технологии на ультрасверхкритические параметры пара (35 МПа, 700/720 °С), обеспечивающие КПД 51–53% и угольные ТЭЦ нового поколения единичной мощностью 100–200–300 МВт с использованием различных технологий сжигания топлива.

По данным Международного Энергетического Агентства (МЭА) доля угольных ТЭС в мире совсем недавно составляла 41% от общей выработку в 19000 ТВт.ч. К 2030г. производство электроэнергии увеличится примерно до 33000 ТВт.ч, причем (наряду с высокими темпами роста использования возобновляемых источников) ожидается удвоение ее производства на базе угля. Объясняется это тем, что во многих странах имеются большие резервы твердого топлива и стоимость угля остается сравнительно стабильной уже многие годы.

С учетом этого перед энергетиками стоит важная задача: повысить энергоэффективность угольных ТЭС, чтобы не только сберечь ресурсы органического топлива, но и сократить выбросы токсичных и тепличных газов в атмосферу для защиты климата.

Одним из путей решения поставленной задачи является переход на сверхкритические и суперкритические параметры пара. Сверхкритические параметры (СКД-25 МПа, 545565°С с промперегревом до 545565°С) освоены энергетиками многих стран и в эксплуатации находится около 600 энергоблоков с параметрами СКД (в том числе 240 – в России и в странах СНГ).

Необходимость дальнейшего снижения расхода топлива на выработку электроэнергии, а также задача уменьшения выбросов в атмосферу тепличных газов (СО2) заставляет проектировать новые угольные энергоблоки на параметры ССКП (суперсверхкритические параметры: 28-30 МПа, 580/600 или 600/620°С). Такие параметры острого пара даже при однократном промежуточном перегреве позволяют повысить КПД энергоблока (брутто) до 43-46% (в зависимости от вакуума в конденсаторе). Конечно, переход от освоенных отечественными заводами параметров (25 МПа, 545/545°С) потребует использования для некоторых узлов турбин, котлов и паропроводов более дорогих конструкционных материалов, однако экономия топлива и возможность избежать платежей за чрезмерное загрязнение атмосферы являются весомым стимулом для владельцев генерирующих компаний.

Предельное значение температуры острого пара в 600 °С определяется возможностью использования для паропроводов высокохромистых сталей. Более высокая температура потребует более дорогих сталей аустенитного класса.

Таким образом, энергоблоки на твёрдом топливе мощностью 300-350 МВт, 600-660 МВт и 750-800 МВт, сооружение которых намечается в период до 2020 г., должны быть рассчитаны на приведённые выше параметры ССКП с однократным промежуточным перегревом.

При необходимости сооружения угольных ТЭЦ с теплофикационными блоками меньшей мощности (100-200 МВт) могут быть выбраны докритические параметры пара: 14 МПа, 565/565 °С. При таких мощностях дополнительное повышение параметров слишком мало влияет на рост КПД (из-за условий работы ЦВД турбоагрегата), и затраты на дорогие марки стали для высокотемпературных элементов котла и турбины становятся неоправданными. Вместе с тем, и при умеренных параметрах пара можно добиться определённого повышения КПД энергоблока. Для этого на котельных установках необходимо обеспечить:

- газоплотное исполнение ограждений топочной камеры, конвективного газохода и всех газоходов до дымососов;

- снижение температуры уходящих газов, используя, при возможности, горячие газы для подогрева конденсата;

- эффективную очистку радиационных и конвективных поверхностей нагрева от шлакования и загрязнения;

- частотное регулирование (с использованием тиристоров) электродвигателей тягодутьевых машин (дымососов и вентиляторов), а также питательных электронасосов и пылеприготовительного оборудования.

Все перечисленные мероприятия должны быть использованы и на котлах сверхкритического давления (СКД), и в случае выбора суперкритических параметров (СКП).

Важнейшей особенностью теплофикационных блоков нового поколения должен стать комплекс технологических мероприятий, который позволил бы выполнить требования по допустимому выбросу в атмосферу токсичных газов (NOx и SO2) без установки дорогостоящих и требующих значительных площадей реакторов селективного каталитического восстановления (СКВ) и скрубберов мокрой сероочистки. Размещение в условиях городской застройки этих установок (не говоря уже о дополнительном оборудовании для приема и хранения мочевины, а также для хранения гипса) представляется чрезвычайно трудной задачей.

В настоящее время в структуре генерирующих мощностей России основную роль играет оборудование с традиционным паросиловым циклом. Причем мощности, установленные на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и конденсационных электрических станциях, распределяются практически поровну, как и объем годовой выработки электроэнергии. Теплофикационные установки на 65% сконцентрированы на ТЭЦ с давлением свежего пара 13 МПа, причем значительную долю (около 22%) составляет менее экономичное оборудование ТЭЦ на давление пара 9 МПа и ниже. Прогнозные оценки на уровне 2015 года показывают, что газомазутные и пылеугольные мощности ТЭЦ выработают свой ресурс на 58 и 48%, соответственно. В таких условиях исключительно острой является необходимость технического перевооружения отрасли.

Состояние парка котельного оборудования угольных ТЭЦ свидетельствует об их полном несоответствии перспективным и зачастую существующим нормам на вредные выбросы, котлы физически изношены и морально устарели. Их реконструкция в ряде случаев приводит только к небольшому и временному росту экономичности (например, устранение повышенных присосов воздуха, замена изношенных поверхностей нагрева и так далее). Кардинальным решением проблемы является замена устаревшего оборудования угольных ТЭЦ новыми теплофикационными блоками с повышенными параметрами пара и с котлами, обеспечивающими минимальные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу.

Одним из путей технического перевооружения является применение технологии сжигания в циркулирующем кипящем слое, которая обеспечивает достижением нормативных выбросов оксидов азота и серы без применения наиболее дорогих устройств азото- и сероочистки, а также позволяет сжигать непроектные топлива, в том числе местные топлива и отходы без существенных потерь в экономичности и параметрах пара.

Необходимость технического перевооружения ТЭЦ определяется и тем, что комбинированный метод производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ снижает потребность в топливе примерно на 30% по сравнению с раздельным. Теплофикация и в новых экономических условиях сохраняет свою эффективность, как при реконструкции действующих, так и при строительстве новых ТЭЦ.

За рубежом (Дания, Германия, Финляндия, Швеция и др.) централизованное теплоснабжение на основе теплофикации пользуется репутацией безопасного, надежного, экономически и экологически приемлемого способа снабжения населения электроэнергией и теплом. Довольно часто используются технологии совместного сжигания угля и различных видов биомассы на ТЭЦ в ряде скандинавских стран, Германии, Польше. При этом используются как местные источники биомассы и различные виды отходов, так и облагороженная биомасса (пеллеты). В этих странах предъявляются более жесткие требования к вредным выбросам, поэтому котлы оснащены средствами азото-и сероочистки или используется технология сжигания в ЦКС. Большое внимание уделяется повышению надежности теплоснабжения. Все новые ТЭЦ имеют очень хорошую загрузку – более 7500 часов в год, что свидетельствует об экономичном режиме их работы в конденсационном режиме.

Повышение эффективности централизованного теплоснабжения может быть достигнуто путем совершенствования эксплуатирующегося основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ, их тепловых и пусковых схем, автоматизации технологических процессов (АСУ ТП) и технологии эксплуатации, а также внедрением нового замещающего оборудования. Для угольных ТЭЦ важным является улучшение экологических показателей.



На внутреннем рынке организации-участники технологической платформы обладают полным преимуществом. Конкуренцию при производстве тепла (иногда и электроэнергии) составляют небольшие распределенные системы, однако они работают в несколько другом сегменте рынка. Зарубежное оборудование, обладающее зачастую лучшими, чем отечественное оборудование показателями является существенно более дорогим. Применительно к угольным ТЭЦ фактов применения полной зарубежной поставки не имеется. Однако, возможность покупки ряда элементов оборудования и систем или его производства по лицензиям зарубежных компаний не следует исключать.

Технология 3 Производство энергии и тепла с использованием ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива единичной мощностью 200-400 МВт с КПД до 50% и перспективными технологиями с использованием топливных элементов, обеспечивающих КПД до 60%.

Целесообразность замены конденсационных газомазутных энергоблоков парогазовыми (ПГУ) не вызывает сомнений. Однако в некоторых случаях, при отсутствии возможности использовать природный газ (или газотурбинное жидкое топливо) перейти от ПСУ к ПГУ можно и на твёрдом топливе. В некоторых странах, не столь богатых природным газом, как Россия, уже несколько лет эксплуатируются ПГУ с внутрицикловой газификацией. Имеются системы газификации в потоке на кислородном дутье. При этом появляется возможность газифицировать низкосортное твёрдое топливо, и даже нефтяной кокс (в смеси с углём). Очистка продуктов газификации перед их сжиганием в камере сгорания ГТУ позволяет выдержать самые жёсткие нормативы по допустимым выбросам в атмосферу. Открываются дополнительные возможности по связыванию тепличного газа (С02). К сожалению, высокие затраты (как инвестиционные, так и эксплуатационные) на воздухоразделительную установку (для получения кислорода) существенно снижают экономичность такой технологической схемы.

Для отечественной энергетики предпочтительным может оказаться процесс газификации на воздушном дутье, не требующий воздухоразделительной установки. КПД установки с такой технологией газификации в системе ПГУ по оптимистическим оценкам может составить 50-52%, что вряд ли достижимо при сжигании угля в паросиловой установке.

На первом этапе предлагается создать опытно-промышленную установку с ГТУ электрической мощностью 16,5 МВт и с разработанным в ВТИ газогенератором горнового типа. Для газификации дроблёного угля в плотном слое будет использоваться паровоздушное дутьё, а очищенные продукты газификации будут поступать к ГТУ-16 ПЭР. После котла-утилизатора пар подаётся на паровую турбину. В конденсационном режиме мощность ПГУ будет составлять 23,2 МВт, а КПД - 37,6%. В теплофикационном режиме электрический КПД будет равен 34,4%, коэффициент использования тепла топлива составит 57%.

Пуск опытно-промышленной установки намечается на 2015 г., после чего (и с учётом первых испытаний) будет начата разработка полномасштабной ПГУ мощностью 300 МВт. Для этой ПГУ можно будет использовать газовую турбину ГТЭ-160 с учётом того, что эта машина уже была использована за рубежом в составе ПГУ с газификацией угля и нефтяных остатков.

Кроме отечественных ТЭС, для которых поставка нового современного оборудования взамен устаревшего является единственным средством сохранения статуса «тепловой электростанции», имеются большие возможности поставок разрабатываемого оборудования за пределы РФ. В первую очередь - это страны СНГ, в которых отсутствует котлостроение. Даже самое крупное (после РФ) в промышленном плане государство - Украина, имеющая заводы по производству паровых и газовых турбин, вынуждено будет импортировать котельные установки для сооружения новых и замены устаревших энергоблоков. И можно не сомневаться, что высокое качество российской продукции, разрабатываемой в соответствии с Технологической Платформой, в сочетании с отсутствием таможенных барьеров, сделает наши котлы конкурентоспособными на этом рынке. Такая же ситуация складывается в странах Центральной Азии, прежде всего - в Казахстане и Киргизии.

Учитывая отсутствие природного газа в Японии, Южной Корее и других странах Юго-Восточной Азии, весьма вероятна поставка в эти страны технологии парогазовых установок с внутрицикловой газификацией разрабатываемых в соответствии с настоящей ТП. Использование таких установок в сочетании с топливными элементами сможет повысить их КПД до 60%, а значит - сделает их более привлекательными по сравнению с угольными энергоблоками даже на суперкритические параметры пара.

Ещё одним рынком для высокоэффективных энергетических установок российского производства является Южная Америка. Страны этого региона пока что развивают свою тепловую энергетику на базе продукции североамериканских заводов (США и Канады). Однако высокое качество разрабатываемой в РФ продукции в сочетании с некоторыми мерами экономического характера позволят российским энергомашиностроительным компаниям выйти и на этот рынок.

Производство электроэнергии и тепла для нужд населения и промышленности является важнейшей отраслью национальной экономики. На него затрачиваются огромные ресурсы. Вследствие этого повышение экономичности электрогенерирующих установок необходимо для процветания страны и является одной из главных задач.

Одним из перспективных направлений современной энергетики являются энергоустановки на основе топливных элементов. Топливный элемент (ТЭ) – это электрохимический генератор, непосредственно преобразующий в электроэнергию химическую энергию топлива и окислителя, раздельно и непрерывно подводимых к его электродам. Термодинамическая эффективность такого преобразования может быть очень высокой. Кроме того, КПД топливных элементов не зависит от мощности, поэтому они могут эффективно вырабатывать электроэнергию как на крупных электростанциях, так и в составе установок автономного энергоснабжения небольшой мощности.

Установки на основе топливных элементов бесшумны и имеют практически нулевые выбросы загрязняющих веществ. Они допускают высокую степень автоматизации, что значительно упрощает их обслуживание. Благодаря этим достоинствам топливные элементы широко применяются в космической и военной технике начиная с 1960-х годов.

В настоящее время в промышленно развитых странах большое внимание уделяется гибридным энергоустановкам (ЭУ), полученных объединением высокотемпературных топливных элементов и газотурбинной установки (ГТУ) или парогазовой установки (ПГУ).

В гибридной энергоустановке теплота отработавших газов топливного элемента используется в цикле ГТУ или ПГУ (рис. 1).

Существует два основных типа высокотемпературных топливных элементов: расплавкарбонатные (РКТЭ) и твердооксидные (ТОТЭ). С позиций термодинамики электрохимических процессов было показано преимущество ТОТЭ над РКТЭ. При этом более высокая температура работы ТОТЭ позволяет утилизировать высокопотенциальное тепло в газотурбинном цикле с большей эффективностью. Кроме того, ТОТЭ имеют более высокий ресурс, а также проще и безопаснее в эксплуатации благодаря отсутствию жидкого электролита.
гибрэу.png

Рис. 1 Принцип действия гибридной установки
Таким образом, твердооксидные топливные элементы наиболее перспективны для стационарной энергетики. Важным их достоинством является то, что, в отличие от остальных типов топливных элементов, они могут использовать различные газообразные топлива, включая биогаз, шахтный газ и продукты газификации угля.

В конце 90-х годов XX века благодаря применению нанодисперсных порошков были достигнуты большие успехи в разработке ТОТЭ. О резком росте интереса к ТОТЭ во всем мире за последние 15 лет свидетельствуют данные Всемирной организации интеллектуальной собственности. На рис. 2 показано количество поданных международных патентных заявок по твердооксидным топливным элементам (класс H01M 8/00 международной патентной классификации) в зависимости от года подачи.


presentation\patents_diagram 2.jpg

Рис. 2 Количество поданных международных заявок на ТОТЭ в зависимости от года.
Основными трудностями технологий ТОТЭ в настоящее время являются высокая стоимость и низкий ресурс топливоэлементных батарей. На решении этих проблем в настоящее время сосредоточены большие исследовательские усилия по всему миру, направленные на совершенствование производства наноструктур электродно-электролитной сборки и разработку наиболее рациональных конструкций ТОТЭ. Кроме государственных организаций, исследования поддерживают крупные производители энергооборудования (Siemens, General Electric, Mitsubishi, и др.).

Странами-лидерами в этих работах являются США, Евросоюз и Япония. В каждой из этих стран есть система мощной государственной поддержки этих исследований: SECA в США; Real-SOFC, Flame-SOFC, LargeSOFC и др. в ЕС, NEDO в Японии.

Развитие технологий ТОТЭ в настоящее время идет по двум направлениям:


  • разработка установок для децентрализованного энергоснабжения (мощность 1-100 кВт);

  • разработка крупных (10-100 МВт) гибридных энергоустановок на природном газе и продуктах газификации угля с эффективностью 60-70%, в том числе с возможностью улавливания CO2.

Европейские программы развития ТОТЭ ориентированы преимущественно на первое из названных направлений, американские – на второе, а японские сочетают оба подхода.

Конечная цель европейских программ государственной поддержки ТОТЭ – широкое внедрение ТОТЭ в энергетику, особенно децентрализованную. Достижение этих целей обеспечивается рядом программ разработки ТОТЭ, объединяющих фирмы-производители и научные центры разных стран Евросоюза. Коммерческими разработками ТОТЭ малой мощности (1-2кВт) в Европе занимается целый ряд небольших компаний и научных центров: Hexis, Staxera, Wärtsilä, Исследовательский центр Юлиха, и другие. Значения электрического КПД для таких элементов составляют 30-50%, плотности мощности – 0,3-0,4 Вт/см2.

В США октябре 2001 г. был сформирован Solid State Energy Conversion Alliance (SECA) и принята крупнейшая национальная программа, целью которой является разработка ТОТЭ. Конечным итогом программы должны стать значительное уменьшение стоимости ТОТЭ и их крупномасштабный выход на рынок. Предполагается, что ТОТЭ будут работать на обычном топливе: природном газе, дизельном топливе и угле – с последующим переходом на водород. Сама программа была задумана как система мер, обеспечивающая переход к водородной экономике.

В 2005 году подразделение ископаемого топлива (Office Fossil Energy’s) министерства энергетики США разработало новую программу разработки ТОТЭ, использующих уголь. Цель этой программы – продемонстрировать технологию ТОТЭ, отвечающую требованиям центральных электростанций. В исследованиях предполагается использовать достижения программы SECA.

Один из проектов этой программу – FutureGen – направлен на сооружение электростанции на угле с практически нулевыми выбросами. Намечено создание станции мощностью 275 МВт, которая будет производить электроэнергию и водород из угля и станет крупномасштабной инженерной лабораторией для испытаний и оптимизации новых технологий экологически чистой электрогенерации, улавливания СО2 и производства водорода из угля.

Программа SECA первоначально разрабатывалась шестью конкурирующими рабочими группами: Cummins-SOFCo, Delphi-Battelle, General Electric (GE), SiemensWestinghouse (SW), Acumentrics, и FuelCell Energy (FCE). В результате этих работ стоимость стека ТОТЭ была снижении с 1500$/кВт в 2000 году до 175$/кВт в 2010 году. К 2010 году для продолжения программы были выбраны фирмы FuelCell Energy и Siemens, элементы которых успешно прошли испытания в течении более 5000 часов, продемонстрировав деградацию напряжения меньше 3% за 1000 часов. К 2013 году предполагается запуск модуля энергетической установки на базе ТОТЭ 250 кВт – 1 МВт, к 2015 – гибридной установки мощностью около 5 МВт эффективностью 60% с улавливанием 90% СО2, к 2020 – гибридной установки с газификацией угля мощностью 250-500 МВт.

Государственная программа развития ТОТЭ в Японии предусматривает разработку ТОТЭ для децентрализованного энергоснабжения. Организация новых энергетических и промышленных разработок (the New Energy and Industrial Technology Development Organisation) при министерстве экономики, торговли и промышленности координирует фундаментальные и прикладные работы по процессам и технологиям ТОТЭ. Для демонстрационных испытаний был образован консорциум из пяти компаний, включая компанию Киосера (Kyocera), основного поставщика керамики, и компанию Nippon Oil. При этом ставится задача не расширения производства и коммерциализации ТОТЭ, но доведения технологии производства до «технической зрелости». В 2009 году было установлено 67 электрогенерирующие системы на ТОТЭ, в следующие два года предполагается вести сбор эксплуатационных данных при их непрерывной работе установок. Кроме того, в Японии реализуется долгосрочный проект EAGLE (Coal Energy Application for Gas, Liquid & Electricity), направленный на создание гибридных установок комбинированного цикла с ТОТЭ на продуктах газификации угля. Был разработан и испытан в течение 1000 часов газификатор на кислородном дутье, ведется разработка систем улавливания СО2. В исследовательском институте Chigasaki (Chigasaki Research Institute) ведутся испытания гибридной установки на основе ТОТЭ мощностью около 150 кВт.

Крупнейшими мировыми лидерами в исследованиях и разработках гибридных установок являются компании Siemens, Fuel Cell Energy и Mitsubishi Heavy Industrie.

Исследования ТОТЭ, ведущиеся в компании Siemens, начались в 30-х годах прошлого века. В настоящее время ТОТЭ фирмы Siemens трубчатой конструкции являются непревзойденными в мире по характеристикам надежности: ресурс лучших образцов достигает 69 тысяч часов для элемента в лабораторных испытаниях и 37 тысяч часов для батареи (демонстрационная установка CHP100). Фирмой Siemens в 2000-2002 годах была испытана первая в мире гибридная установка. Испытания проводились в Национальном Исследовательском Центре Топливных Элементов (NFCRC) в Ирвине на средства компаний Southern California Edison, Министерства Энергетики США и Калифорнийской Энергетической Комиссии. Энергоустановка мощностью 220 кВт включала в себя батарею ТОТЭ и микротурбину мощностью 75 кВт. В настоящее время фирма Siemens является одним из наиболее успешных участников программы SECA.

Компанией Fuel Cell Energy разработаны коммерческие энергетические установки на основе расплавкарбонатных топливных элементов (РКТЭ) мощностью 300, 1500 и 3000 кВт. К настоящему моменту во всем мире работают более восьмидесяти таких установок общей мощностью 182 мегаватта. Они применяются в качестве систем автономного энергоснабжения в гостиницах, больницах, тюрьмах, на предприятиях по очистке сточных вод, на пищевых производствах, в университетах, правительственных учреждениях, а также для бытового энергоснабжения. Решающими для потребителей преимуществами этих систем являются их надежность, бесшумность, отсутствие вредных выбросов, а также возможность работы на биогазе, который является побочным продуктом пищевых производств и процессов очистки сточных вод.

На основе РКТЭ компания Fuel Cell Energy разрабатывает для коммерческого применения гибридные установки. В 2001-2002 годах в Дэнбари (США, штат Монтана) на испытательной площадке компания успешно провела испытания гибридной энергоустановки мощностью 280 кВт, состоявшей из модуля DFC мощностью 250 кВт и микротурбины Capstone Simple Cycle Model 330. В этих испытаниях впервые в мире гибридная установка работала на электрическую сеть.

Для использования в гибридных установках на продуктах газификации угля Fuel Cell Energy разрабатывает также ТОТЭ. Эти исследования поддерживаются программой SECA. Конечная цель состоит в получении технологии производства ТОТЭ, способных работать на синтез-газе, полученном газификацией угля. В перспективе предполагается создание гибридных установок с ТОТЭ на продуктах газификации мощностью более 100 МВт, имеющих электрический КПД не менее 50% при улавливании как минимум 90% диоксида углерода и уменьшенном потреблении воды установкой по сравнению с современными тепловыми электростанциями.

Компания Mitsubishi Heavy Industry (MHI) начала исследования твердооксидных топливных элементов трубчатой конструкции в 1989 году. С 1992 года эти исследования поддерживаются организацией новых энергетических и промышленных разработок. Разработка гибридных установок ведется MHI с 2004 года. В 2007-2009 годах была разработана и испытана первая в мире гибридная установка, в которой ТОТЭ работал под давлением выше атмосферного. Это чрезвычайно важный для развития гибридных установок результат, поскольку именно такая их конфигурация обеспечивает достижение наибольшей энергетической эффективности. К 2012 году компания MHI планирует вывести на рынок гибридную установку с ТОТЭ мощностью около 250 МВт для автономного снабжения электрической и тепловой энергией.


Рис. 3 «Дорожная карта» технологий гибридный установок MHI
В дальнейшем планируется разработка гибридной установки, сочетающей модуль ТОТЭ с парогазовой установкой на природном газе мощностью 800 МВт эффективностью около 70%. Планируется также разработка гибридной установки на продуктах газификации с электрическим КПД не менее 60%. «Дорожная карта» технологий гибридный установок MHI представлена на рис. 3.

Россия, обладавшая в 1960-70-х годах мировым приоритетом в разработках твердых электролитов, ключевой для создания ТОТЭ технологии, к настоящему моменту свое преимущество, в основном, утратила. Несмотря существующую потребность повышения эффективности использования природного газа и развития децентрализованного энергоснабжения в энергодефицитных районах (север европейской части, Восточная Сибирь), в России отсутствует программа развития технологий высокотемпературных топливных элементов. Основной проблемой развития гибридных энергоустановок в России является отсутствие ТОТЭ собственной разработки мощностью более 1 кВт.

Наилучших результатов в разработке отечественных ТОТЭ достигли Институт высокотемпературной электрохимии Уральского отделения РАН и Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики им. акад. Е.И. Забабахина

Начиная с 60-х гг. прошлого века Институт высокотемпературной электрохимии Уральского отделения РАН (ИВТЭ, г. Екатеринбург) занимался разработкой твердых электролитов, проводящих по ионам кислорода, а с начала 70-х гг. разработкой макетов электрохимических устройств на этих электролитах. Пиком работ стало изготовление в 1989 г. временным творческим коллективом под руководством А.С. Липилина ТОТЭ мощностью 1 кВт. ТОТЭ состоял из шести модулей по шестнадцать трубчатых элементов в виде пробирок длиной 210 мм, диаметром около 10 мм с толщиной стенки твердого электролита на основе диоксида циркония, стабилизированного смесью оксидов скандия и иттрия, около 0,4 мм. Топливный элемент имел при 950°C на метане в качестве топлива и воздухе в качестве окислителя удельную мощность около 200 мВт/см2, КПД — 43%, коэффициент использования топлива при максимальной мощности — около 90%. Расположение элементов в модуле было запатентовано и стало прототипом для всех последующих батарей и энергосистем с трубчатым ТОТЭ, выполненным в виде пробирки.

Начиная с конца 80-х гг. прошлого века работы по разработке энергосистем на основе ТОТЭ в продолжение исследований ИВТЭ, практически инициативно, проводятся в Российском федеральном ядерном центре — Всероссийском научно-исследовательском институте технической физики им. акад. Е.И. Забабахина (ВНИИТФ, г. Снежинск). Разработчики, начав работы по всем конструктивным разновидностям ТОТЭ (трубчатая, планарная, блочная), остановили свой выбор на трубчатой конструкции элемента. В последние годы работа увенчалась успешными испытаниями энергосистем мощностью 1–2,5 кВт (рис. 4).


Рис. 4 Электрохимическая часть демонстрационной энергоустановки (ВНИИТФ г. Снежинск). Модуль батарей мощностью 2,5 кВт
В основе батарей лежат элементы с несущим электролитом трубчатой конструкции (пробирки из YSZ электролита длиной около 120–160 мм, диаметром около 10 мм с толщиной стенки менее 0,8 мм). Все материалы и компоненты ТОТЭ изготовлены на предприятиях РФ. Распределенный многоточечный токосъем с анода и катода позволил уменьшить внутреннее сопротивление элементов и достичь удельной мощности единичного элемента 350 мВт/см2, а в составе энергосистемы получено около 150 мВт/см2. Энергосистемы предназначены для использования на трубопроводах «Газпрома» в холодных климатических условиях.

В России существует много научных коллективов, занимающихся ионикой твердого тела. Однако их деятельность практически не координируется. Кроме названных научных центров, твердые электролиты и электродно-электролитные сборки разрабатывают ИМХФ, МГУ, Институт сильноточной электроники СО РАН, Томский политехнический университет, Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН, Уральский государственный университет, Институт физики твердого тела (Черноголовка) и др.


Технология 4 Технологии экологически чистого использования твердого топлива и газоочистки, обеспечивающие близкие к нулевым выбросы SO2, NOx и золовых частиц и других ингредиентов, включая улавливание из цикла СО2.

Обязательным условием работы котельных установок, использующих органическое топливо, является ограничение выбросов в атмосферу токсичных газов (SO2 и NOx), а также твердых частиц-золы уноса. Особенно острой эта проблема является для мощных угольных энергоблоков: в соответствии с Директивами Европейского Союза новые котлы тепловой мощностью 500 МВт и более (паропроизводительностью 615 т/ч и более) должны иметь концентрацию SO2 в дымовых газа за котлом не более 200 мг/м3 (в пересчете на 3% О2) или 167 мг/м3 (в пересчете на принятую в России концентрацию О2=6%). Такие же жесткие нормы приняты и для оксидов азота (NOх), и для твердых частиц.

Приведенные цифры свидетельствуют о том, что практически все угольные котлы для энергоблоков мощностью 210 МВт и выше должны быть оборудованы не только высокоэффективными электрофильтрами, но также устройствами для очистки дымовых газов от SO2 и в большинстве случаев – для очистки или связывания оксидов азота.

Энергомашиностроительные компании в Европе и Северной Америке освоили производство наиболее эффективных установок мокро-известковой и мокро-известняковой сероочистки, а также установок селективного каталитического восстановления NOх. Обе эти технологии обеспечивают выполнение как европейских, так и американских норм по допустимым выбросам в атмосферу при сжигании любых марок углей. В России пока что отсутствует опыт изготовления оборудования для реализации этих технологий. На одной из ТЭЦ ОАО «Мосэнерго» установлено оборудование СКВ, однако опыт эксплуатации этой установки на угле в России отсутствует (ТЭЦ-27 работает на газе).

Российскими специалистами делается ставка на двухступенчатую технологию селективного некаталитического восстановления оксидов азота. Некоторый опыт использования этого метода, не требующего катализатора, имеется на Тольяттинской ТЭЦ (с использованием аммиака) и на блоке №3 Каширской ГРЭС (с применением карбомида).

Мокро-известняковая технология сероочистки освоена только на полупромышленной установке (Губкинская ТЭЦ). Значительные успехи были достигнуты специалистами ОАО «ВТИ» при разработке технологии аммиачно-сульфатной сероочистки. Первичную проверку эта технология прошла на Дорогобужской ТЭЦ при сжигании высокосернистого бурого угля Подмосковного месторождения. Технология может обеспечить степень сероочистки 99,5% и продуктом сероочистки является сульфат аммония, который является эффективным сельскохозяйственным удобрением и сырьем для производства кормовых дрожжей.

Достаточно остро стоит вопрос о выбросах в атмосферу золовых частиц. В ближайшем будущем потребуется обеспечить очистку дымовых газов от этих частиц до остаточной запыленности 30-50 мг/м3, а, следовательно, увеличить эффективность золоулавливающих установок до 99,95% и более.

В России на сегодняшний день отсутствуют технические решения по золоулавливающей установке для мощных энергоблоков, позволяющей очищать до такого уровня продукты сгорания высокозольных углей (таких как экибастузский, кузнецкий) от летучей золы. Особенно сложно улавливание наиболее вредных тонко-дисперсных частиц, размером менее 10 мкм.

К современным золоуловителя и предъявляются следующие основные требования:

возможность очистки больших объемов газов; компактность; умеренное гидравлическое сопротивление; обеспечение высокой степени очистки дымовых газов при переменных режимах работы (нагрузках) котлоагрегата.

Для выполнения этих требований наиболее перспективной и коммерчески целесообразной является технология двухступенчатой сухой комбинированной очистки методом электростатического осаждения с последующей фильтрацией. Она позволяет не только обеспечить очистку дымовых газов угольных энергоблоков от летучей золы (включая частицы субмикронных размеров) до остаточной запыленности на уровне 30 мг/м3, но и дает возможность улавливания соединений тяжелых металлов, в первую очередь ртути.

В основу технологии заложена идея объединения двух различных золоуловителей (электрофильтра и рукавного фильтра) в одно устройство, с целью сочетания в нем достоинств этих аппаратов. Такое сочетание позволяет интенсифицировать процессы очистки в обеих ступенях и сократить габариты оборудования. Эффект достигается при увеличении скорости движения газов и, соответственно, скорости фильтрации в ступени окончательной очистки из-за формирования на фильтрующем материале более рыхлого слоя за счет зарядки частиц в предварительной ступени очистки.

Аппараты с комбинированной очисткой (по сравнению с электрофильтрами) позволят значительно снизить выбросы тонких частиц, исключат проскок частиц и вторичный унос, эффективно будут улавливать золы с высоким удельным электрическим сопротивлением (УЭС) и иметь меньшие габаритные размеры. Эффективность улавливания частиц размером 0,01–50 мкм составит 99,99%.

Стоимость аппарата с комбинированной очисткой дымовых газов от летучей золы до остаточной запыленности 30 мг/м3 будет примерно на 30% ниже стоимости электрофильтра c такой же степенью очистки.

Технология очитки дымовых газов от твердых частиц методом фильтрации с их предварительной зарядкой особенно может быть востребована при реконструкции действующих российских ТЭС ввиду отсутствия необходимой площади для размещения электрофильтров требуемых размеров, а также в случае, когда неблагоприятные электрофизические свойства золы вынуждают устанавливать электрофильтры из 7 и более электрополей.

В 2005 г. вступил в силу Киотский протокол, согласно которому развитые страны принимают на себя обязательства по сокращению антропогенной эмиссии парниковых газов с целью предотвращения глобальных изменений климата. Как принято сейчас полагать, наблюдаемое в настоящее время потепление климата вызвано именно антропогенной эмиссией этих газов (главным образом СО2).

Примерно треть глобальной антропогенной эмиссии диоксида углерода связана с централизованным производством энергии из органического топлива. ТЭС являются мощными точечными источниками углекислого газа и поэтому представляют большой интерес с точки зрения организации улавливания на них СО2.

Меры по повышению эффективности энергопроизводства и потребления, переход на сжигание газа вместо угля или мазута, разведение и восстановление лесов в краткосрочной перспективе являются основным способом снижения антропогенной эмиссии СО2. Кроме того, возможно повысить долю использования АЭС и возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в общем балансе, хотя рассчитывать в ближайшее время на эти источники энергии, как на основные, не приходится.

Очевидно, что реализации первичных мер (энергосбережение, переход на сжигание газа и т.п.) недостаточно для стабилизации атмосферной концентрации диоксида углерода на безопасном для человечества уровне.

В связи с этим в последние несколько лет в развитых странах, а также рядом международных организаций и крупнейших корпораций развернуты программы исследований возможностей снижения эмиссии СО2 за счет более дорогостоящих мер, принятие которых рассчитано на средне- и долгосрочную перспективу: сжигание топлив с пониженным содержанием углерода, улавливание диоксида углерода из дымовых газов и его последующее захоронение (или утилизация), а также ряд других. Очевидно, однако, что принятие такого рода мер в масштабах национальной экономики неминуемо приведет к заметному снижению эффективности энергопроизводства и повышению его стоимости. Именно поэтому в развитых странах большое внимание уделяется исследованию проблем, связанных с потеплением климата, и вопросам снижения затрат на борьбу с ним. Так, например, в последние годы ХХ века ежегодные расходы США на исследования в области изменения климата составляли примерно $1,6 млрд. (доля расходов на исследования в области собственно улавливания и захоронения СО2 пока относительно невелика). Наибольший вклад в эти исследования сделан к настоящему моменту Японией. Начиная с 1990 г., за неполное десятилетие на эти цели было израсходовано более $350 млн.

Существуют три основных способа удаления СО2 при сжигании органического топлива на ТЭС:


  • улавливание из дымовых газов после сжигания топлива;

  • удаление углекислого газа до сжигания топлива;

  • технологии, исключающие азот из процесса сжигания топлива – сжигание в смеси кислорода и СО2 и сжигание в химическом цикле.

При реализации первого способа СО2 улавливается из дымовых газов, как правило, с помощью установок химической абсорбции, после чего отгоняется из раствора абсорбента, осушается, ожижается и направляется на захоронение.

Удаление СО2 до сжигания может быть осуществлено в процессе газификации. После проведения риформинга и шифт-реакции газовая смесь содержит главным образом водород и углекислый газ. Водород направляется на сжигание в газовую турбину, а СО2 с помощью аппаратов физической абсорбции, или с помощью аминов, удаляется и направляется на ожижение и захоронение.

Для исключения азота из цикла сжигания из воздуха в специальном сепарационном блоке извлекают кислород, после чего сжигание топлива осуществляют в смеси О2 и добавляемого с помощью рециркуляции СО2. Дымовые газы в этом случае состоят из смеси углекислоты и водяных паров, после конденсации которых жидкий СО2 направляется на захоронение.

В настоящее время все эти технологии могут быть реализованы с использованием уже существующего оборудования. Однако это оборудование должно быть усовершенствовано и модифицировано, причем в большинстве случаев необходимо соответствующее увеличение масштабов. Даже при использовании наиболее эффективных на сегодняшний день методов улавливания СО2 энергозатраты оцениваются в 8-13% для угольных ТЭС (из них 3-4% идет на сжатие углекислого газа до давления порядка 10 МПа и в 9-12% для газовых (2-3% на сжатие). В стоимостном выражении организация улавливания СО2 оценивается величиной €10-50 за МВт.ч. Стоимость производства энергии на блоках с улавливанием СО2 для парогазовых установок (ПГУ) на природном газе (9,74 ц/кВтч), затем идут блоки ПГУ с внутрицикловой газификацией (ВЦГ) (10,29-11,04 ц/кВтч) и, наконец, самая высокая стоимость на угольных блоках с факельным сжиганием – 11,48-11,88 ц/кВтч. В относительных величинах увеличение стоимости электроэнергии за счет улавливания СО2 для ПГУ на природном газе составляет 42-45%, для ПГУ с ВЦГ – около 35% и для блоков с факельным сжиганием угля – 75-80%.

Таким образом, в настоящее время дешевых технологий снижения эмиссии СО2 нет, правовые и экономические механизмы трансграничного транспорта уловленной углекислоты и ее захоронения в недрах не разработаны, вопросы безопасности и надежности геологического захоронения не решены. В результате выполнение обязательств в энергетическом секторе может быть реально обеспечено только за счет повышения доли природного газа в европейском топливном балансе, за счет увеличения сжигания биомассы или за счет выкупа части неиспользованной квоты у тех стран, где она есть.

Российская Федерация производит около 8% от всех мировых выбросов СО2 и находится на пятом месте по этим выбросам в мире. При этом на энергетику и транспорт приходится 84% от всех выбросов СО2.

Комбинированная выработка электроэнергии и тепла в России снижает потребление топлива в стране на 20 млн. т. у. т. в год. Повышение экономичности угольных энергоблоков и ТЭЦ может сократить расходы топлива и выбросы СО2 на 20% и более.

В долговременной перспективе для стабилизации или даже снижения выбросов СО2 необходимо будет использовать технологический процесс секвестра углекислоты, который состоит из трёх основных звеньев: улавливания, транспортировки и захоронения. Вопросы транспорта СО2 изучены довольно хорошо, в то время как улавливание – наиболее затратная часть процесса секвестрации – и захоронение исследованы в значительно меньшей степени.

ОАО «ВТИ» еще с 2005 года начал разработки в области улавливания и захоронения СО2. В 2006-2007 г.г. были выполнены исследования в рамках международного проекта «Calcium cycle for efficient and low cost CO2 capture using fluidized bed systems» по договору с Университетом г. Штутгарт (Германия) - проведены исследования по улавливанию СО2 известью. Были определены оптимальные режимы работы технологии, коэффициент массопередачи в зависимости от технологических параметров и скорость кальцинации реагента. Работа была принята Европейским Сообществом и доложена на международной конференции.

Другие работы включали в себя исследования установок с внутрицикловой газификацией и очисткой от СО2, использования технологий сжигания в химических циклах и исследования по применению топливных элементов, работы по подземному захоронению или закачке СО2 в нефтяные скважины. Все эти работы финансировались Федеральным агентством по науке и инновациям и РАО «ЕЭС» России. Также разрабатывались технические решения по использованию сжигания в среде кислорода с рециркуляцией СО2 (расчетные исследования без финансирования).

В последнее время в ОАО «ВТИ» в рамках Государственных контрактов, финансируемых Минобрнаукой РФ, осуществлялись следующие работы:


  • совместное сжигание биомассы и угля по теме «Разработка и научное обоснование технических решений и технологических основ совершенствования теплотехнического оборудования угольных ТЭЦ»,

  • изучение процессов, протекающих в твердооксидных топливных элементах по теме «Разработка гибридных энергоустановок с топливными элементами на продуктах газификации угля с возможностью улавливания СО2».

Технология 5 «Высокоэффективные модульные теплофикационные парогазовые установки единичной мощностью 100 и 170 МВт для строительства новых и реконструкции действующих ТЭЦ и перспективные технологические комплексы на их основе с применением теплонасосных установок, обеспечивающие коэффициент использования тепла топлива, близкий к 95–98 % с учётом использования источников низкопотенциального тепла»

Поручениями Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. Пр-839, перед электроэнергетикой поставлен ряд задач, касающихся повышения эффективности отрасли, и, в частности, определения сроков обязательного перехода на парогазовый цикл в соответствующих секторах генерации (п. 2з); разработки комплекса мер по стимулированию производства высокоэффективного энергетического оборудования, прежде всего такого, как парогазовые установки (п. 2г); максимального использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований (п.5).

Настоящий проект направлен на создание условий технологического обеспечения при реализации поставленных задач. В соответствии с докладом Минэнерго России Правительству Российской Федерации принят срок до 2030 г., в течение которого должен быть обеспечен обязательный перевод на парогазовый цикл действующих КЭС и ТЭЦ России, работающих на природном газе.

Переход на парогазовый цикл, как правило, будет сопровождаться увеличением мощности электростанций и высокоэффективным производством на них электроэнергии, что потребует проведения дополнительных балансовых проработок, учитывающих постанционные эффекты на интервалах 2011–2030 гг.

Одновременно необходимо учитывать изменение (уменьшение) в балансах тепловой мощности доли теплофикационных отборов турбин в составе ПГУ-ТЭЦ, степень которого должна быть нормативно обоснована (показатель альфа-ТЭЦ), а дефицит скомпенсирован эффективными источниками тепла, например, тепловыми насосами и пиковыми котельными.

Наиболее сложной и масштабной представляется задача реконструкции и перевода на ПГУ оборудования ТЭЦ, использующих природный газ, в составе 875 агрегатов с параметрами пара на давление 12,8–9,0 МПа и ниже. В то же время, как показывают предварительные оценки, перевод на ПГУ позволит на тех же площадках получить дополнительно до 80 ГВт эффективной мощности с выработкой на тепловом потреблении до 300 ГВт∙ч электроэнергии.

Столь же масштабной является проблема наращивания когенерации. Из 132 городов с численностью населения от 100 тыс. чел. до 500 тыс. чел. только в 65 городах теплопотребление покрывается как от ТЭЦ, так и от котельных. В 67 городах потребители получают тепло только от муниципальных и ведомственных котельных, теплоэлектроцентрали территориальных генерирующих компаний в этих городах отсутствуют.

Масштаб этих проблем и временные рамки их решения требуют обеспечения высоких темпов реконструкции действующих и строительства новых ТЭЦ при экономии капиталовложений, высокой надёжности и экономической эффективности оборудования, минимизации эксплуатационных затрат.

Важным фактором при этом является стеснённость территории реконструируемых ТЭЦ, расположенных, как правило, в черте городской застройки, которая предъявляет жёсткие требования к компактности оборудования, оптимальному его размещению и минимальному воздействию на окружающую среду.

В этих условиях от отечественного энергомашиностроения требуется максимальная унификация и высокий технический уровень оборудования, модульный принцип его заводского изготовления и поставки, высокая степень типизации проектно-технических решений.

Предлагаемая в настоящем проекте разработка и освоение модульных теплофикационных парогазовых установок средней мощности 100 и 170 МВт на базе отечественных газовых турбин 65-110 МВт позволяет обеспечить выполнение вышеуказанных требований и задач как при реконструкции действующих, так при строительстве новых ТЭЦ. Эти два типоразмера закрывают значительную нишу потребности в эффективных современных теплофикационных ПГУ средней мощности и будут широко востребованы генерирующими компаниями.

Реализация проекта позволит также преодолеть значительное отставание отечественного энергомашиностроения в создании эффективных конденсационных и теплофикационных ПГУ средней мощности.

Основной целью технологии является создание, освоение и широкое тиражирование перспективной отечественной теплофикационной ПГУ-170(160) нового поколения с использованием научно-технического потенциала и развития энергомашиностроительного и электроэнергетического комплексов промышленности Российской Федерации.

Для достижения этих целей необходимо решить следующие задачи:

- осуществить доводку и совершенствование конструкции газовой турбины ГТД-110;

- определить площадку для строительства демонстрационной (пилотной) теплофикационной ПГУ-170(160);

- выполнить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы для обоснования принимаемых технических решений;

- разработать типовой рабочий проект теплофикационной ПГУ-170(160) с привязкой к выбранной площадке;

- разработать и изготовить основное оборудование теплофикационной ПГУ-170(160);

- осуществить строительство и освоение головной теплофикационной ПГУ-170(160);

- уточнить по итогам освоения конструктивные и проектные решения;

- обеспечить развитие производства предприятий энергомашиностроения в целях широкого тиражирования теплофикационных ПГУ-170(160);

- осуществить крупномасштабное использование теплофикационных ПГУ-170(160) при реконструкции действующих и строительстве новых ТЭЦ.

  1   2   3   4   5   6


База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница