Диссертация (Разработка научно-методологических основ создания перспективных высокотемпературных энергетических комплексов), страница 4

Более 60 % электрическойэнергии вырабатывают энергоустановки, сжигающие природный газ и твердое топливо. Средиэнергоустановок, использующих в качестве топлива природный газ, присутствуют как паротурбинные, так и парогазовые энергоблоки, при этом наиболее совершенным являются парогазовые установки (ПГУ), работающие по комбинированному циклу Брайтона-Ренкина. Одним изключевых решений в сокращении выбросов CO2 для энергетики является повышение термодинамической эффективности энергетических комплексов, на что и направлены усилия исследователей.

Коэффициент полезного действия (КПД) лучших образцов ПГУ превысил 60 % приначальной температуре рабочего тела перед турбиной порядка 1500 °С [10, 11]. В связи с этим сточки зрения совершенства технологии именно парогазовые установки должны составлять основу газовой генерации.Достигнутые успехи в использовании комбинированного цикла в газовой генерации инициировали разработки в сфере создания угольных энергоблоков, в состав которых входит комплекс газификации угля, производящий синтез-газ, который и подается в камеру сгорания газотурбинной установки [10, 11, 12].Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией угля (ВЦГУ) в силу значительныхзатрат энергии на собственные нужды имеют относительно ПГУ, работающих на природном15газе, сниженный КПД нетто, который составляет примерно 41-45 % [13].

В настоящее время вмире существует несколько работающих ПГУ с ВЦГУ. В таблице 1.1 приведены некоторые иххарактеристики [14].Таблица 1.1 – Характеристики промышленных ПГУ в ВЦГУПроектТЭСBuggenumТЭС PolkСтранаНидерландыСШАЭлкогазИспанияSUV/EGTЧехияLakeland Water/ СШАDOEТехнологиягазификацииГазификация угольной пыли под давлением 2,5 МВтГазификатор Texaco на воздушном дутьеМетод PrenflowСухая зола, лургиACFBCCЭлектрическая КПДмощность,нетто,МВт%22541,3Годпуска199425033199631735026042,7–45199719972007Доля затрат энергии на собственные нужды таких объектов генерации значительна и в зависимости от состава оборудования технологической схемы (наличие интегрированной системы приготовления кислорода) может варьироваться от 5 % на электростанции Vresova в Чехиидо 12,3 % на ТЭС Puertollano в Испании [13].Строительство ПГУ с ВЦГУ требует значительных капитальных вложений, поскольку помимо обычного для классической утилизационной ПГУ энергетического оборудования (газотурбинной установки (ГТУ), паротурбинной установки (ПТУ) и котла-утилизатора) в случаеорганизации внутрицикловой газификации потребуется возвести систему подготовки угольнойпыли, газификатор, установку для получения кислорода, а также компрессоры, необходимыедля функционирования технологических установок, в которых осуществляется газификация угля.

В результате конфигурирование технологии комбинированного цикла для использованиятвердого топлива значительно усложняет технологическую установку, что приводит к снижению эффективности ее использования и значительным капитальным затратам на строительство.Согласно докладу Национальной лаборатории по изучению возобновляемой энергии (NationalRenewable Energy Laboratory – NREL) «Стоимостные и эксплуатационные данные для различных технологий генерации» [14] удельные капитальные вложения в строительство ПГУ с ВЦГУсоставляют порядка 4000 $/кВт.Таким образом, ПГУ с ВЦГУ имеют КПД нетто, сопоставимый с угольными паротурбинными энергоблоками на суперсверхкритические параметры пара, но при этом они значительнодороже (по разным оценкам в 1,8-2,2 раза), что делает ПГУ с ВЦГУ экономически нецелесообразным способом производства электрической энергии за счет использования угольного топлива в настоящее время и в ближайшей перспективе.

Косвенным подтверждением отсутствия16необходимости в дальнейших исследовательских и инженерных работах в данном направленииявляется небольшое количество эксплуатируемых энергетических объектов, использующихданную технологию. Пик строительства ТЭС данного типа пришелся на период 1994-2000 гг.[15].Основу угольной генерации как в России, так и в мире составляют паротурбинные энергоустановки, работающие по циклу Ренкина. На текущий момент наиболее совершенные ПТУ,сжигающие угольное топливо, достигли уровня тепловой экономичности порядка 42-43 % [16].При этом стоит отметить, что совокупная установленная мощность угольных паротурбинныхэнергоблоков продолжает ежегодно увеличиваться (рисунок 1.4) [17, 18].

Объясняется это тем,что во многих странах имеются большие запасы твердого топлива и стоимость угля остаетсясравнительно стабильной уже многие годы.800700600ГВт50040030020010002003Китай2010США2015Индия2020Россия2025Австралия2030КанадаРисунок 1.4 – Динамика роста установленной мощности угольных ТЭСВ связи с этим перед энергетиками стоит задача повышения тепловой экономичностиугольных энергоблоков, что позволит не только сберечь ресурсы органического топлива, сократить долю использования более дорогих видов топлива, природного газа и нефтепродуктов, нотакже даст возможность снизить экологическую нагрузку на окружающую среду, уменьшиввыбросы токсичных (NOх и SOх) и парниковых (CO2) газов в атмосферу.Работы в направлении повышения тепловой эффективности угольных энергоблоков ужедавно активно ведутся во многих странах.

В настоящее время паротурбинные энергоустановкис суперсверхкритическими параметрами (ССКП) пара (начальное давление p0 = 32 МПа,начальная температура t0 = 600-620 °С) в целом являются освоенными. Они массово вводятся вэксплуатацию в странах Европейского союза, Японии, США и Китае.

КПД таких установокнаходится на уровне 44 %. Следующим шагом в повышении экономичности является переход к17более высокому уровню начальных параметров пара – ультрасверхкритическому (начальноедавление p0 = 34-36 МПа, начальная температура t0 = 700-760 °С). Это направление совершенствования угольных энергоблоков получило активное развитие все в тех же странах-лидерах –Японии, США, Китае, странах Европейского союза.

В указанных странах разработаны и реализуются программы по освоению энергоблоков с ультрасверхкритическими параметрами пара сучастием крупных производителей энергетического оборудования, генерирующих компаний,научно-исследовательских организаций. Достигнутый уровень технологического развитияэнергетики в части использования угольного топлива на паротурбинных блоках, а также масштабы применения новых технологий представлены в таблице 1.2 [19].Таблица 1.2 – Программы разработок перспективных угольных паротурбинных электростанцийс ультрасверхкритическими параметрами параТехнологическийуровеньЦелевыепараметрыПрограммыЕвропейский союз> 57 ГВт угольнойгенерации – ССКП вэксплуатации и в стадии строительства(2004 г.)СШАЯпония~ 50 % угольной> 30 % (~100 ГВт)угольной генерации генерации– СКП(~ 17 ГВт) – ССКП~ 50% строящихся(600 °С, 25 МПа)станций – ССКП иСКПt = 700-720 °Сt = 760 °Сt = 700/720 °Сp = 35-39 МПаp = 35 МПаp = 35 МПаКПД = > 50 %КПДнетто = 45-47 %КПДнетто = 46-48 %N = 400-1000 МВтN = 400-1000 МВтN = 1000 МВтСнижение эмиссииСнижение эмиссииСнижение эмиссииCO2CO2 на 15-22 %CO2 на 15 %Создание в 2020-2025 гг.

демонстрационных электростанций1) Set Plan – Проекты Программа DOE иПрограмма CEIFT7:OCDO: AdvancedETP:NextGenPowerUltra SupercriticalAUSC TechnologyPower PlantDevelopment ProMACPLUSject2) Программа AD700:COMTES 700,COMTES+, включая:ENCIO;HWT IIКитай> 70 ГВт угольной генерации –ССКП, 44 блока 600 МВт и 73блока 1000 МВт введены в эксплуатацию или в стадии строительства, заказы на 317 ГВт (>85 % всех заказов)t = 700/720 °Сp = 35 МПаКПД = > 50 %Снижение эмиссии CO21) Программа Министерстваэнергетики National 700 °C USCCoalFired Power Generation technology Innovation Consortium2) Проект Министерства науки итехнологии Производствонаиболее ответственных трубдля блоков УСКП 700 °С3) Работы, финансируемыенациональными исследовательскими фондами (9 проектов)Задача создания высокоэкономичного угольного энергоблока с ультрасверхкритическимипараметрами пара, безусловно, является актуальной и для российской энергетической и энергомашиностроительной отраслей.