Название: Природоохранные технологии на ТЭС и АЭС Часть 2 - учебное пособие (Саломатов В.В.)

Жанр: Технические

Просмотров: 1368


3.1. основные положения концепции

 

Концепция разработана применительно к ТЭЦ установленной мощностью 1,5…2,0 млн кВт, которая используется 7000 часов в год.

Негативное воздействие такой электростанции на окружающую среду должно быть ограничено. Выбросы в атмосферу при коэффициенте избытка воздуха 1,4 (40 \%) не должны превышать: золы 0,05 г/нм3, или 0,03 г/МДж теплоты сожженного топлива, оксидов серы 0,3 г/нм3, или 0,17 г/МДж, оксидов азота 0,2 г/нм3, или 0,11 г/МДж; неочищенные жидкие стоки должны отсутствовать; доля золы и других твердых отходов, пригодных к использованию

в народном хозяйстве, должна быть не менее 80 \%.

При необходимости выполнения экологических требований к ТЭС на угле сохраняются и традиционные народнохозяйственные, технико-экономи-ческие требования. Перспективные ТЭС должны быть высокоэкономичными, на их сооружение должны идти минимально возможные материальные ресурсы, а эксплуатацию и ремонты – минимальные трудозатраты и численность персонала.

Поскольку технология экологически чистой ТЭЦ на кузнецком угле должна быть реализована и подготовлена к широкому промышленному применению в ближайшее десятилетие за 2000 г., важнейшее значение имеют обоснованность технических решений, подготовленность промышленности и имеющиеся заделы, определяющие возможность достижения заявленных показателей в установленные сроки.

С учетом всех этих требований для экологически чистой ТЭЦ на кузнецком угле целесообразно применить бинарную парогазовую установку (ПГУ)

с внутрицикловой газификацией угля под давлением. Последнее продиктовано следующими обстоятельствами.

Соединение газотурбинной установки с высокотемпературным подводом теплоты и паротурбинной с низкотемпературным отводом теплоты в ком-бинированном цикле позволяет существенно повысить его эффективность при одновременном упрощении схемы и оборудования паротурбинной части.

В настоящее время с применением серийно выпускаемых за рубежом

и осваиваемых в нашей стране газотурбинных установок (ГТУ) с начальной тем-пературой 1050…1100 оС на чистых топливах достигнуты КПД ПГУ 48…50 \%. Ближайшей перспективой является освоение уже спроектированных в России и строящихся за рубежом ГТУ с начальной температурой 1200…1250 оС, которые обеспечивают повышение КПД ПГУ до 52…53 \%.

Вследствие преобладающей доли (около 70 \%) более дешевой газотурбинной мощности удельная стоимость бинарных ПГУ ниже, чем мощных паровых энергоблоков на том же топливе. Простота схемы и умеренные параметры пара делают такие ПГУ эксплуатационно-гибкими и надежными, позволяют автоматизировать их и работать с минимумом обслуживающего персонала.

Сжигание газообразного топлива в камерах сгорания ГТУ может быть организовано с образованием минимального количества вредных веществ: оксидов азота, СО, углеводородов. Вследствие небольшой доли паровой мощности для ПГУ требуются в 2,5 раза меньшие количества циркуляционной воды; соответственно уменьшается и тепловое загрязнение водоемов.

При газификации в присутствии окислителя (воздуха или кислорода)

и водяного пара содержащиеся в угле вещества при высокой температуре превращаются в смесь горючих газов: СО, Н2, СН4. Для осуществления этих превращений используется часть теплоты сгорания угля. Значительная часть золы угля выводится из газификатора в виде шлака, сера переходит в Н2S, вследствие недостатка кислорода оксиды азота при газификации не образуются.

Сырой генераторный газ перед использованием в ПГУ очищается от сероводорода и пыли. В зависимости от технологии газификации и очистки требуется его большее или меньшее охлаждение.

Разумеется, газификация связана с потерями тепла и затратами энергии.

Сочетание ПГУ и газификации угля технически и экономически целесообразно. При этом высокоэкономичная энергетическая технология, требующая чистого топлива, реализуется на угле. ПГУ является источником необходимых для газификации энергоносителей и химических веществ: воды, сжатого воздуха, пара. Газификация, охлаждение и очистка генераторного газа проводятся под давлением с соответствующим сокращением размеров, металлоемкости и стоимости оборудования и сооружений. Генераторный газ сжигается без потерь давления. Отводимая из системы газификации теплота используется в цикле ПГУ с минимальными тепловыми потерями.

Умеренная теплота сгорания генераторного газа позволяет организовать процесс сжигания в камерах сгорания ГТУ при пониженных температурах

с минимальным образованием термических оксидов азота. Она в то же время достаточна для обеспечения температур продуктов сгорания на входе в газовую турбину, достигнутых в настоящее время и намечаемых в перспективе.

Принципиальная технологическая схема ПГУ с внутрицикловой газификацией угля приведена на рис. 3.1. Установка включает в себя газификационную часть: системы топливоподачи и приготовления, газификации угля, охлаждения и очистки генераторного газа и энергетическую часть: собственно парогазовую установку, состоящую из газовых турбин с установленными за ними котлами – утилизаторами и паровой турбины.

Сырой уголь подсушивается, дробится или размалывается до фракций, необходимых для газификации. Подготовленный уголь газифицируется. Образующийся генераторный газ охлаждается, очищается, после чего подается для сжигания в камеры сгорания ГТУ. Теплота отработавших в газовой турбине продуктов сгорания генераторного газа используется в котле-утили-заторе для выработки и перегрева пара, работающего затем в паровой турбине. В паровую турбину добавляется также пар, выработанный и перегретый

в системе газификации и охлаждения генераторного газа. В систему газификации вводятся сжатый воздух, вода и пар из технологических контуров ПГУ. Образующийся при газификации шлак, выводимые при очистке газа сера

и пыль утилизируются.