Netradits_Energetika_Uch_1

ципальных образований) Российской Федерации [23], для ЖКХ и других систем. Это энергетические установки малой и средней мощности (до 4,5 МВт), работающие с газификаторами отходов, содержащих органические вещества. В качестве топлива используются отходы лесозаготовки (деревопереработки), заводов по переработке сельскохозяйственной продукции (отходов сельского хозяйства), а также отходов целлюлозно-бумажных производств, различных видов осадков очистных сооружений, твердых бытовых отходов и других отходов производств, содержащих органику. Может использоваться торф, сланцы, низкосортные угли, их отходы.

При этом блок-схемы указанных энергетических установок имеют следующие варианты и включают в себя [23, 24]:

1)узел подготовки топлива газогенератор дизель–генератор;

2)узел подготовки топлива газогенератор дожиматель газа газовая турбина электрогенератор утилизатор тепла;

3)узел подготовки топлива газогенератор паровой котел турбина электрогенератор утилизатор тепла;

4)узел подготовки топлива газогенератор паровой котел паровинтовая машина электрогенератор утилизатор тепла.

Все оборудование изготавливается на Российских предприятиях. Паровинтовые машины находятся на стадии промышленной доработки на двух предприятиях в РФ. Они дешевле паровых турбин, имеют значительно более высокий КПД, однако выявились проблемы с уплотнением установки.

Узел подготовки топлива зависит от вида выбранного топлива. Он проектируется индивидуально под местное топливо; утилизаторы тепла также прорабатываются под каждый проект.

Типовая комплектация энергетической установки включает в себя: y комплекс подготовки (сортировки) топлива;

y реактор-газификатор с устройством загрузки и выгрузки;

y энергетический блок, работающий на генераторном газе (котел, турбина, генератор);

y система утилизации золошлаковых отходов;

y система газоочистки до уровня нормативных требований. Общая характеристика газогенераторов:

241

•объем получаемого газа 10…25 млн м3/год;

•номинальная тепловая мощность от 250 кВт до 7 МВт;

•диапазон регулирования мощности 30…140 %;

•полезная электрическая энергия с одного газогенератора

1…4,5 МВТ;

•полезная тепловая энергия за счет охлаждения газа, полученная

содного газогенератора и утилизации пара в котле, 0,5…3,0 МВт;

•номинальный расход абсолютно сухого топлива 0,8…1,2 т/ч;

•термический КПД 85…93 %;

•время непрерывной работы до 7000 ч /год;

•потребление тепловой, электрической энергии и природного газа из внешних источников – только в пусковой период;

•вес газогенератора 15…40 т без фурнитуры и 50…150 т с фурнитурой;

•газогенераторы могут быть объединены в батарею в любом количестве.

Оборудование для реализации проектов от 250 кВт до 4,5 МВт электрической мощности включает в себя:

•газификаторы для различных видов отходов органики;

•котельные установки;

•компрессоры;

•газовые турбины;

•дизель-генераторы, работающие на газе;

•электрогенераторы;

•тепловые насосы.

Установки рассчитаны на утилизацию отходов, золы, шлака, получаемых в процессе генерации газа, в зависимости от вида используемого топлива и характера самих отходов (вплоть до получения огнеупорного кирпича, тротуарной плитки и др.). При генерации газа с использованием биомассы целесообразно использование ее золы в качестве кондиционера земель сельскохозяйственного назначения: раскислителя почв при существенном содержании в золе оксидов кальция и магния, фосфорного или/и калийного удобрения; высокопористый кокс наряду с золой, входящей в состав используемого очаго-

242

вого остатка, послужит для почвы чрезвычайно эффективным структурообразователем [33].

Экологические характеристики этих установок наиболее благоприятны за счет низкого выноса пыли из реактора, нейтрализации в реакторе кислых компонентов получаемого газа, снижении концентрации СО, NОх и остаточных углеводородов, снижения механического недожога и твердых выбросов, повышения коммерческой привлекательности золошлаковых отходов за счет отсутствия в них органических веществ.

ОАО «Кировский завод» (Калужская область) осваивает выпуск малометражных газогенераторных котлов, использующих принцип разложения древесной массы на газы и последующее их сжигание в каталитической установке. Автоматическое регулирование мощности осуществляется изменением подачи воздуха; в качестве топлива используются дрова, древесные отходы, торф и другие местные топлива.

Наряду с освоением собственного производства заводом заключен контракт на поставку узлов и деталей этого котла Чешской фирмой.

7.АВТОНОМНЫЕ ГАЗОГЕНЕРАТОРНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (МИНИ-ТЭЦ), РАБОТАЮЩИЕ НА БИОМАССЕ

7.1.МИНИ-ТЭЦ. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АВТОНОМНЫХ МИНИ-ТЭЦ

Кмини-ТЭЦ, т.е. ТЭЦ малой мощности можно отнести электростанции мощностью 50 МВт и менее. Такие станции, часто работающие в автономном режиме, использующие биомассу и созданные по простым схемам с глубокой утилизацией отходящего тепла, могут нести как электрическую нагрузку, покрывая собственные потребности, так и полезную электрическую и тепловую нагрузку. Энергетическое оборудование для таких электростанций может быть создано и создается отечественными предприятиями.

На рис. 3.28 показан ряд принципиальных тепловых схем, используемых для таких автономных малых ТЭЦ. Сюда относятся:

• дизельные электростанции, работающие на генераторном газе в качестве основного топлива (рис. 3.28, а);

243

•газотурбинные электростанции с газогенератором под давлени-

ем (рис. 3.28, б);

•электростанции, выполненные по полузамкнутым схемам с воздухоподогревателем, использующим тепло непосредственного сжигания биомассы и камерой сгорания, работающей на генераторном газе – ГТУ с полузамкнутым циклом (рис. 3.28, в).

Рис. 3.28. Принципиальные тепловые схемы малых газогенераторных электростанций:

а – ТЭЦ с газодизелем; б – ГТУ с газогенератором под давлением; в – ГТУ с полузамкнутым циклом; 1 – газогенератор; 2 – газодизель; 3 – турбина; 4 – компрессор; 5 – бак горячей воды; 6 – градирня; 7 – сетевой подогреватель; 8 – подвод воздуха; 9 – подача биомассы; 10 – прямая сетевая вода; 11 – обратная сетевая вода; 12 – подпитка водой; 13 – выхлоп; 14 – воздухоподогреватель; 15 – камера сгорания генера-

торного газа; 16 – газоочистка; 17 – нагнетатель

При этом к прямому использованию биомассы с целью выработки на ее базе электрической и тепловой энергии на ТЭС и ТЭЦ различной мощности по паросиловому циклу можно отнести:

– прямое сжигание биомассы в различных топочных устройствах (со слоевым сжиганием, кипящим слоем и др.) котельных агрегатов с получением пара необходимых параметров [45…52];

– предварительная газификация биомассы с последующим ее сжиганием в топочном устройстве котельного агрегата с получением пара соответствующих параметров.

244

Полученный в котельных агрегатах пар используется в тепловой схеме паротурбинной установки, работающей по паросиловому циклу. (рис. 3.29, а).

Способы прямого сжигания биомассы с использованием различных конструкций многотопливных котлов, рассмотрены подробно ранее (раздел 5).

Преимущество предварительной, перед сжиганием, газификации топлива состоит в том, что при этом не требуется очистки газа, а необходимо только максимально сокращать газовые коммуникации.

При использовании газа термической газификации на газогенераторных тепловых электрических станциях по приведенным выше тепловым схемам необходима его предварительная очистка.

•Подготовка газа для использования в двигателе внутреннего сгорания – дизеле заключается в отделении твердых частиц, низкокипящих смол и в его охлаждении. Применение обращенного процесса газификации позволяет в значительной степени решить возникающие при этом проблемы.

•Наиболее жесткие требования предъявляются к газу термической газификации при использовании его в газовых турбинах:

– полная очистка от пыли;

– очистка от смол.

7.2.РАЗВИТИЕ АВТОНОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

НА БИОТОПЛИВЕ. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ ЦИКЛОВ

Термическая газификация биомассы является направлением, альтернативным прямому сжиганию. Она позволяет исключить присущие ему недостатки (сложность технических решений, связанных с переменностью состава, широким диапазоном шлакующих свойств, нестабильностью фракционного состава, его полифракционностью, диапазоном изменения влажности, выносом парусных фракций и др.). Термическая газификация позволяет также дополнить в ряде случаев возможности существующих процессов прямого сжигания (предвари-

245

тельная его упрощенная газификация с последующим сжиганием в основной топочной камере).

Эффективный КПД электростанций малой мощности (в среднем 20,0 МВт) при работе на биомассе составляет ≈ 25 %. Это приводит к тому, что средняя себестоимость электроэнергии на электростанциях с прямым использованием биомассы (по данным длительной эксплуатации таких станций в США [72]) составляет 6,5…8,5 центов/кВтч. При этом установлено, что приемлемая цена электроэнергии на биомассе, конкурентоспособная на рынке, является 4,5…5,5 центов за кВтч. Это достижимо при повышении эффективности использования топлива до 35…40 %.

Это же в свою очередь требует замены прямого сжигания биомассы и паросилового цикла на более совершенные технологии, включающие термическую газификацию.

В конце 80-х гг. для биомассы за рубежом были предложены и получили широкую поддержку интегрированные газификационные циклы (IGCC) [11, 54–60, 84]. Основные научно-технические проблемы, определяющие возможность реализации (IGCC), связаны с очисткой генераторного газа и работоспособностью проточной части газовых турбин на продуктах сгорания генераторного газа.

Использование в газовой турбине генераторного газа делает целесообразным осуществление процесса его генерации под давлением. Создаваемые (IGCC) газогенераторы рассчитываются обычно на давление 2…4 МПа. При этом шведская фирма TPS, исходя из предпосылок, что вопросы очистки и стабилизации газа решать проще на атмосферных газогенераторах, рассматривают использование в схемах ГТУ атмосферной газификации.

Другой путь отказа от газификации под давлением связан с заменой камеры сгорания на непрямое внешнее сжигание – ГТУ с «воздушным котлом» – рекуперативным теплообменником (НГТУ) [74– 79]. В России впервые такие котлы были введены на Каширской ГРЭС в составе ПГУ с ГТУ 12 МВт. При использовании ГТУ с внешним сжиганием угля подогрев сжатого компрессором воздуха осуществляется в «воздушном котле». Горячий воздух расширяется в газовой турбине. Сжигание угля и очистка дымовых газов производится при атмосфер-

246

ном давлении (как в традиционных котлах). Газотурбинные установки с непрямым внешним сжиганием (НГТУ) мощностью до 12,5 МВт работают на пылеугольных электростанциях в Сен-Дени (Франция), Данди (Шотландия), Оберхаузене (Германия). В «котле» в керамических теплообменниках воздух подогревается до 1090…1260 °С. Считается перспективным повышение температуры воздуха в «котле» до 1650 °С. В установках малой мощности датская фирма Volund использует разработанные в Австрии керамические теплообменники для подвода тепла в цикле ГТУ в установке с электрической мощностью 1,0 МВт. Газифицируется солома и твердые бытовые отходы в газогенераторах слоевого типа, а для очистки газа используется горячий циклон, керамические фильтры, каталитические и крекинговые (температура 400 °С) системы.

Обширные программы по реализации (IGCC) ведутся в США (JGT),

Финляндии (Тampella, VTT), Швеции (TPS), Дании (Volund) и др.

Основные принципиальные схемы комбинированных паровых и газовых установок показаны на рис. 3.29, 3.30.

При термической газификации биомассы с дальнейшим энергетическим использованием ее потенциала для выработки электрической и тепловой энергии могут быть реализованы различные циклы газотурбинных мини-ТЭЦ (ГТ-МТЭЦ):

–паросиловой цикл с конденсационным паровыми турбинами (рис. 3.30, г) при получении генераторного газа для прямого сжигания

вкотельном агрегате;

–использование газа в двигателях внутреннего сгорания по циклу Дизеля (или Отто), рис. 3.28, а;

–комбинированный парогазовый цикл с предвключенной газовой турбиной (рис. 3.30, а, б);

–НГТУ-ТЭЦс непрямым внешним сжиганием топлива (рис. 3.30, в).

Выполненные проработки [57] показали, что использование газогенераторного газа в диапазоне электрических мощностей от 50 до 150 МВт позволяет получить эффективный КПД, равный 45…50 % и коэффициент использования топлива 90 %. При этом выбросы в атмосферу на 20…70 % ниже, чем при традиционных методах сжигания. В табл. 3.30 приведены обобщенные значения тепловой эффективно-

247

сти установок различной мощности. Здесь рассмотрены как установки малой мощности, работающие по циклу Дизеля, так и установки повышенной мощности, реализующие газотурбинные циклы (ГТУ), парогазовые (ПГУ) и паротурбинные (ПТУ) циклы. В расчетах использованы характеристики конкретных дизельных и газотурбинных двигателей [71,72]. Влажность топлива принималась 50 % [11].

Т а б л и ц а 3.30

Эффективность энергоустановок при работе на биомассе

При этом отрабатываются различными фирмами разные типы газогенераторных установок повышенной эффективности: газогенератор непрямого нагрева института имени Бэттелла в США, позволяющий получить на пилотной установке в 10 МВт генераторный газ средней теплоты сгорания с использованием теплоносителя, циркулирующего между газогенератором и камерой сгорания; фирма МТСУ в США на пилотной установке мощностью 1,2 МВт отрабатывает импульсный газогенератор непрямого нагрева с кипящим слоем и др.

Особенности приведенных на рис. 3.29 схем комбинированных паровых и газовых установок состоит в следующем [89]:

3.29, а – простейшая схема паросиловой установки; здесь КПД установки определяется выражением η = ηи ηм.з ηк.у, где ηи – КПД идеального цикла; ηм.з – различные виды потерь в машинном зале; ηк.у – КПД котельной установки;

248

ηТЭС = 860Nэ +r QТ ;

ВQi

3.29, б – показана упрощенная схема парогазовой установки с высоконапорным парогенератором, предложенная А.Н. Ложкиным; здесь

вкомпрессоре осуществляется процесс сжатия, далее следует изобарный нагрев, соответствующий сгоранию топлива; продукты сгорания

впарогенераторе отдают тепло пароводяному рабочему телу; газовая турбина приводит в действие воздушный компрессор и электрический генератор;

3.29, в – схема ПГУ с высоконапорным парогенератором «Велокс»; эта схема – частный случай схемы 3.29, б в условиях, когда полезная работа реального газового цикла равняется необратимым потерям механической энергии в газовом тракте и в механизмах парогенераторной установки;

3.29, г – схема с предвключенной газовой турбиной, отходящие газы которой сбрасываются в котел нормальной конструкции; за счет избыточного кислорода, содержащегося в этих газах, в том же котле сжигается дополнительное топливо; образовавшийся пар используется

впаровой турбине; котел в этой же схеме принципиально ничем не отличается от агрегатов нормальной конструкции, если же считать отсутствие воздухоподогревателя, заменяемого развитым водяным экономайзером, аналогичным водяному экономайзеру установки с высоконапорным парогенератором;

3.29, д – схема является вариантом сочетания обычной паросиловой установки с ГТУ , когда последняя выполняется по полузамкнутой схеме; камера сгорания ГТУ отсутствует и нагрев воздуха после компрессора осуществляется только в поверхностном подогревателе, включаемом в газоход обычного котла перед водяным экономайзером; так как все подводимое тепло выделяется только в топке котла, отпадает необходимость в специальных топливах, отвечающих требованиям ГТУ;

3.29, е – схема с утилизацией отходящего тепла ГТУ в паросиловой установке; она отличается от схемы 3.29, г тем, что в топке котла нормальной конструкции, работающего по схеме с предвключенной ГТУ, не сжигается дополнительное топливо, и он превращается в ко- тел-утилизатор;

249

3.29, ж – схема газопаровой установки контактного типа; в основе схемы лежит обычная ГТУ с постоянным давлением горения; между камерой сгорания и газовой турбиной расположена испарительная камера с форсунками для распыливания подаваемой воды; при отключенном насосе осуществляется рабочий процесс обычной ГТУ; если нужно увеличить мощность, то в испарительную камеру вводят распыленную воду и одновременно увеличивают подачу топлива в камеру сгорания, чтобы обеспечить испарение впрыскиваемой влаги и ее

Рис. 3.29. Основные принципиальные схемы комбинированных паровых и газовых установок:

ПК – паровой котел «нормальной» конструкции; ВПГ – высоконапорный парогенератор; КУ – паровой котел-утилизатор тепла отходящих газов; ВКУ – водогрейный котел-утилизатор; 1 – паровая турбина; 2 – питательный насос; 3 – газовая турбина или турбина, работающая на газопаровой смеси; 4 – воз-

250