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

Жанр: Технические

Просмотров: 1343


3.5.2. экологические показатели

 

Данные о выбросах основных загрязняющих веществ в атмосферу, их приземных концентрациях и зоне рассеивания для электростанции с тремя энергоблоками ПГУ (1,8 млн кВт) приведены в табл. 3.20.

 

Т а б л и ц а  3.20

 

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу с ЭЧТЭЦ

 

 

 

Выбросы в атмосферу

Загрязняющее вещество

пыль

SO2

NOx

 

Тип дутья

 

воздух

кисло-род

воздух

кисло-род

воздух

кисло-род

Концентрация в дымовых газах, мг/м3 в нор-мальных условиях

 

 

 

0,7

 

 

10

 

 

3,5

 

 

30

 

 

40

То же при a = 1,4

 

1,5

20

7

60

80

Удельные выбросы

 мг/МДж мг/кВт×ч

 

0,6

4,5

8

65

2,5

20

25

200

30

260

Абсолютные выбросы ТЭС, т/год

 

 

55

 

820

 

280

 

2800

 

3300

Приземные концентрации, мкг/м3

      доля от ПДК

 

-

-

 

-

-

 

3,9

0,008

 

1,5

0,003

 

6

0,055

 

8

0,075

Зона рассеивания,  км

 

 

5

 

 

 

Рассеивание выбросов осуществляется через дымовые трубы высотой 250 м.

При работе газовых турбин с нагрузкой, близкой к номинальной, окись углерода (СО) в дымовых газах отсутствует. Появление ее возможно при нагрузках газовых турбин меньше 50 \% от номинальной, с увеличением к холостому ходу до 100…150 мг/м3. Такие режимы не являются рабочими, а концентрации СО даже на них – опасными.

Вследствие ничтожно малых выбросов золы (менее 1 мг/м3) нет опасности загрязнения атмосферы тяжелыми металлами (Рb, Ni, As, Cr) и их соединениями; их приземные концентрации будут в 1000 раз меньше соответствующих ПДК.

Неочищенные жидкие стоки на ЭЧТЭС отсутствуют. Подпитка паровой части блоков химически обессоленной водой составляет около 100 м3/ч, подпитка теплосети – 2500…3000 т/ч. Количества полученных при обработке сырой воды материалов и стоимость их реализации приведены в табл. 3.21.

 

Т а б л и ц а  3.21

Утилизируемые отходы с ЭЧТЭЦ

 

Материал

Количество,

т/год

Стоимость реализации

руб/т

руб/год

Шлам (известь)

5000

30

150 000

Гипс

650

50

3250

Магнезит

35

30

1050

Поваренная соль

1300

11

14 300

 

В качестве реагента в системе сероочистки используется недефицитная окись железа (железная руда). Расход ее для восполнения потерь составляет 1,2 т/ч. Руда не токсична и может транспортироваться по железной дороге. Использование ее на ЭЧТЭС не представляет трудностей.

Твердые отходы ЭЧТЭС в виде шлака составляют около 1 млн 400 тыс. тонн в год. Реализация этого шлака в виде щебня может дать эффект от 3,5 до 12 млн руб. в год.

Дополнительные выгоды создаются выделением из шлака ферросилиция (около 60 тыс. т и 4 млн руб. в год), получением шлаковой пемзы и шлакоситаллов.

В целом реализация твердых отходов ЭЧТЭС может дать прибыль

в 10 млн руб. в год и снизить себестоимость электроэнергии на

0,085 коп/кВт×ч.

Энергетическое оборудование является источником шума. В парогазовых установках наиболее мощными источниками шума будут ГТУ.

Интенсивность шума, генерируемого компрессорами ГТУ в воздухозаборном канале, достигает 155 дБ (А) в основном при частотах 1….2 кГц. Для снижения его в канале устанавливаются глушители, а на внутренние стенки воздухозаборной камеры наносится поглощающее покрытие.

Уровень звукового шума на выходе газов из турбины составляет 140…145 дБ. Глушение его затруднительно из-за низких частот (30…125 Гц), большой длины волн и скорости звука при повышенной (до 550 оС) температуре газов, которая вызывает также трудности при конструировании глушителей. При работе в составе ПГУ можно, однако, обойтись без специальных глушителей, так как поверхности котла-утилизатора служат хорошим поглотителем звука.

Уровень звукового шума, создаваемый турбогруппой ГТУ и паровой турбиной через стенки корпуса, достигает 100…110 дБ на всех октавах. Для уменьшения звука корпуса изолируют и закрывают защитной обшивкой со слоем поглощающего материала.

Изоляция и окожухование для уменьшения тепловых потерь и звуковой эмиссии предусматриваются на всех видах неподвижного оборудования, трубопроводах и газоходах.

Для уменьшения шума небольших механизмов и арматуры их закрывают кожухами и дополнительными ограждениями.

Здание главного корпуса выполняется без открытых проемов, входы и выходы шлюзуются, внутри здания предусматриваются устройства для поглощения звука, все сбросы среды высокого давления в атмосферу производятся через глушители шума.

С помощью этих мероприятий, как показывает опыт проектирования ТЭС с ГТУ, можно обеспечить за границей охранной зоны на расстоянии

300…500 м от воздухозаборных устройств компрессоров ГТУ октавные уровни звукового шума не более 28…30 дБ, что соответствует санитарным нормам № 872-70.

 

3.6. Научно-техническая база

и перспективы создания ПГУ

с внутрицикловой газификацией угля

 

Все технологические процессы, с помощью которых реализуются ПГУ

с внутрицикловой газификацией угля: подготовка и загрузка угля, газификация, охлаждение генераторного газа, его сжигание в камерах сгорания ГТУ, получение товарных продуктов из шлака и соединений серы – известны и исследованы. Все они используются в различных промышленных технологиях и осуществлены за рубежом в действующем оборудовании.

Ограниченный опыт газификации угля имеется и в нашей стране. Значительно богаче опыт конструирования, сооружения и эксплуатации высоконапорных парогенераторов, в которых поверхности нагрева работают при условиях, сходных с условиями охлаждения генераторного газа. Выполнены рабочие проекты оборудования ПГУ мощностью 250 МВт с газификацией кузнецкого угля применительно к газификаторам двух типов: с кипящим слоем и горнового типа производительностью около 50 т/ч на паровоздушном дутье.

Имеется определенный отечественный опыт создания и эксплуатации мощных газотурбинных установок. В настоящее время изготавливается и подготавливается для испытаний ГТУ типа ГТЭ-150 мощностью 150 МВт. На базе ее спроектирована установка ГТЭ-200 мощностью 200 МВт. Высокие температуры газов освоены в отечественных авиационных и судовых ГТУ; для разработки и выпуска их создан богатый научно-технический задел, доступный институтам и заводам энергетического машиностроения. У них имеется и собственный задел в области аэродинамики турбомашин, охлаждения турбин, сжигания топлив в малотоксичных камерах сгорания.

Разработка и производство паровых котлов и турбин для ПГУ с газификацией не вызовет технических трудностей.

Имеющийся задел не обеспечивает, однако, создания перспективных ПГУ с внутрицикловой газификацией угля, которое потребует преодоления больших технических и организационных трудностей.

1. Прежде всего необходимо создать, освоить и организовать серийное производство мощных высокотемпературных энергетических ГТУ. Основными проблемами здесь являются:

– создание эффективных конструкций охлаждаемых лопаток турбин и материалов для их изготовления, разработка и освоение технологии литья этих лопаток;

– совершенствование методов расчета, конструирования и технологий изготовления турбомашин и их узлов для повышения экономичности турбомашин и ГТУ в целом;

– разработка камер сгорания и управления процессами в них, обеспечивающих эффективное сжигание топлива с минимальным образованием термических оксидов азота;

– обеспечение высокой культуры надежности и эксплуатации ГТУ и на этой основе их высокой надежности и готовности к работе .

Освоение перспективных энергетических ГТУ и ПТУ с ними целесообразно начинать на природном газе.

2. Необходимо создать и освоить специальное оборудование для систем подачи топлива, газификации, охлаждения и очистки генераторного газа. Для этого потребуется:

– изучить процессы газификации различных углей  Кузнецкого бассейна (в общем случае более широкую гамму углей) на кислородном и паровоздушном дутье, исследовать влияние конструктивных факторов, режимов, качества углей и флюсующих добавок (при необходимости), подготовки топлива, разработать методы расчета и проектирования газификаторов;

– изучить процессы охлаждения генераторного газа; выяснить закономерности теплообмена, влияние особенностей конструкции, состава газа

и содержащихся в нем жидких и твердых частиц на работу поверхностей нагрева, разработать методы расчета и проектирования газоохладителей;

– изучить мало- или безотходные процессы очистки генераторного газа от пыли и соединений серы, создать реализующее их технологическое оборудование, исследовать влияние конструктивных особенностей, режимов, состава углей и газа и разработать методы расчета и проектирования газоочистных устройств и систем, а также оборудования для кондиционирования золы и шлаков с целью их использования или безопасного складирования;

– исследовать технологические возможности управления процессами, рассмотренными выше, структурные схемы и технические средства, реализующие оптимальное управление системами подготовки и загрузки угля, газификации, охлаждения и очистки газа, вывода шлака, пыли и отходов очистных систем.

3. Необходимо отработать сложный технологический комплекс, объединяющий все эти системы и ПГУ, достичь на нем требуемых экологических показателей, экономичности, надежности, высокой степени автоматизации, определить чувствительность его показателей к изменению качества угля, изучить характеристики на переменных режимах.

Для решения этих задач целесообразно соорудить опытно-промышленную установку небольшой мощности (4 т/ч  или  100 т/сутки угля), на которой устранить возникающие трудности возможно в короткие сроки при умеренных материальных затратах. Такая установка необходима для проверки оборудования, углей иного качества, новых технологических процессов и после сооружения и ввода в действие полноразмерных ПГУ.

Полная стоимость создания ПГУ мощностью около 700 МВт составит 450…500 млн руб., в том числе научно-исследовательские, опытно-конструк-торские и проектные работы около 120 млн руб. (табл. 3.22).

 

  Т а б л и ц а  3.22

 

Содержание и стоимость разработки ПГУ с газификацией угля

 

Содержание работы

Стоимость, млн руб.

Разработка профиля ПГУ и ее оборудования

0,5

Стендовые исследования процессов в оборудовании ПГУ

5,5

Проектирование опытно-промышленной установки

2

Сооружение опытно-промышленной установки

6

Проведение исследований на этой установке

3

Проектирование оборудования натурной ПГУ

3

Исследования и обоснование создания натурной ПГУ,

в том числе:

50

      – ГТУ

20

      – газификатор

10

      – газоохладители

5

      – газоочистка

8

      – АСУ ТП

5

      – вспомогательное оборудование ПГУ

2

Сооружение головной ПГУ

400

Освоение и испытания головной ПГУ

20

ИТОГО:

490

Научно-технические разработки, завершенные на промежуточных этапах создания экологически чистой ТЭЦ на кузнецких углях, могут быть использованы в отечественной энергетике или проданы за рубеж. Это прежде всего относится к энергетической части ТЭЦ: ГТУ и ПГУ. Безусловно, целесообразна опережающая разработка ГТЭ-200 с начальной температурой 1250 оС

и ПГУ с ней для широкого использования при сооружении новых и техническом перевооружении действующих электростанций на природном газе. При этом ГТЭ-200 можно использовать и в других схемах ПГУ, например, с подогревом отработавшими газами питательной воды и вытеснением паровой регенерации энергоблоков, работающих уже на ТЭС.

Энергетическая часть ПГУ разработана таким образом, что может быть без всяких изменений применена для ТЭС на природном газе.

Электростанция в целом (газификационная и энергетическая части) с небольшими изменениями пригодна для работы на различных видах углей.

Использование в блоке двух ГТУ со своими котлами-утилизаторами, оборудованием газификации и очистки газов, образующих полублок мощностью 300 МВт, сообщает ПГУ эксплуатационную гибкость, повышает надежность и позволяет эффективно применять их для установки на электростанциях мощностью 1,2…2,4 млн кВт (4…8 полублоков).

ПГУ с паровой частью, выполненной с отбором пара из турбины и ухудшенным вакуумом для отпуска тепла, может быть успешно использована на ТЭЦ. Вследствие небольших выбросов в окружающую среду увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, характерное для таких ПГУ, является достоинством, даже при расположении ТЭЦ в городах.

Сопоставление показателей ГТЭ-200 с зарубежными аналогами приведено в табл. 3.23.

 

Т а б л и ц а  3.23

 

Показатели перспективных газотурбинных установок

 

 

 

Наименование

Тип, изготовитель, страна, год выпуска головной ГТУ

ГТЭ-200 ЛМЗ по проекту после 2000 г.

ГТЭ-200 ЛМЗ усовершенствованная после 2000 г.

13Е Brown Boveri Швейцария, 1986

7F

General Electric США,

1987

9 GE – Alithom

  Франция, 1989

94.3

Siemens KWU ФРГ,  1990

Мощность, МВт

187,0

198,0

145,8

141,1

202,3

204,0

КПД, \%

32,6

34,6

34,0

34,1

34,1

34,6

Степень сжатия

15,6

16,2

14,3

13,5

13,5

16

Расход воздуха, кг/с

630

624

506,7

403,6

581,1

600

Частота вращения вала,

об/мин

 

3000

 

3000

 

3000

 

3000

 

3000

 

3000

 

 

Окончание табл. 3.23

 

 

 

Наименование

Тип, изготовитель, страна, год выпуска головной ГТУ

ГТЭ-200 ЛМЗ по проекту после 2000 г.

ГТЭ-200 ЛМЗ усовершенствованная после 2000 г.

13Е Brown Boveri Швейцария, 1986

7F

General Electric США,

1987

9 GE –

Alithom

Франция, 1989

94.3

Siemens KWU ФРГ,  1990

Температура газов, оС

 

 

 

 

 

 

     до турбины

1250

1250

1070

1260

1260

1150

     за турбиной

545

557

525

594

594

567

     длина, м

15,6

15,6

18,6

54,9

-

-

Габариты:

     ширина, м

 

5,0

 

5,0

 

8,4

 

22,9

 

-

 

-

     высота, м

5,1

5,1

14,0

9,5

-

-

Масса турбоблока, т

350

350

426

745

-

-

 

В первом столбце таблицы приведены данные по техническому проекту ГТУ, во втором они откорректированы с учетом повышения эффективности турбомашин и систем охлаждения после освоения и испытаний головного агрегата. В 3…5 столбцах даны показатели зарубежных ГТУ предельной мощности. Они близки к показателям усовершенствованной в результате доводки ГТЭ-200.

В следующей табл. 3.24 показатели разработанной ПГУ сопоставлены

с наиболее эффективным зарубежным аналогом: электростанцией GUD – PRENFIO, проработанной фирмами Siemens и Krupp (ФРГ) на базе двух газотурбинных установок V94 (см. предыдущую таблицу) с начальной температурой газов 1220 оС при использовании каменного угля с низшей теплотой сгорания 25 МДж/кг  и  содержанием Ср = 73 \%, Sp = 1,2 \% и зольностью 10 \% (Technische Mitteilungen Krupp 2/1987).

Из сопоставления видно, что проработанная концепция ЭЧТЭЦ по технико-экономическим показателям не уступает зарубежным аналогам, а по экологическим характеристикам даже превосходит их.

 

Т а б л и ц а  3.24

 

Сравнение показателей ЭЧТЭЦ с зарубежными аналогами

 

 

 

Показатели

 

Отечест-

венные ТЭЦ

Зарубежные аналоги

<\/a>") //-->