Отзыв оппонента 2 (Повышение энерготехнологической эффективности коксохимического производства на основе использования природного газа в установках сухого тушения кокса), страница 2

И удельное энергопотребление крупных и средних российских металлургических комбинатов полного цикла сопоставимо или даже меньше по сравнению с аналогичными зарубежными предприятиями. 2. 3, Для российских и зарубежных металлургических комбинатов полного цикла приведены данные по удельному энергопотреблению за различные временные периоды: от 199б года для ОАО «КМК» до 2005 года для ОАО «ЗСМК», ОАО «ММК» и Кимнцу (Япония). Более корректно необходимо было провести сравнение удельного энергопотребления российских и зарубежных металлургических комбинатов полного цикла за одинаковые временные периоды.

Новый способ сухого тушения кокса металлургического, который заключается в обработке (продувке) его природным газом прн температуре до 1000 'С, возможен только когда металлургический комбинат полного цикла территориально расположен в газифици ров анном регионе. То есть, когда металлургический комбинат имеет возможность получать природный газ из внешней газораспределнтельной системы. Но если металлургический комбинат территориально расположен в негазифицпрованном регионе и у предприятия отсутствует возможность получать природный газ нз внешней газораспределительной системы, предложенный диссертантом новый способ сухого тушения кокса невозможно будет использовать, В этом случае, целесообразно оценить возможность замены природного газа на вторичные искусственные технологические газы металлургических предприятий, в составе которых имеется метан (например, на ферросплавный или доменный газ).

4. На рисунке 4.1 некорректно изображена паротурбинная установка (ПТУ) теплоутилизационной электростанции. В таком виде, как это изображено на рисунке 4.1, ТУЭС никогда работать не сможет. На рисунке 4.1 изображен поток питательной воды, который напрямую (сразу) выходит из паровой турбины и поступает в котел-утилизатор. В действительности, нз паровой турбины выходит влажный пар, который поступает в конденсатор ПТУ. И в конденсаторе паровой турбины, за счет охлаждения циркуляционной водой из системы оборотного водоснабжения, пар конденсируется и становится конденсатом. А затем, проходя через подогреватели низкого давления (ПНД) и деаэратор, конденсат становится питательной водой и поступает в котел-утилизатор.

То что, диссертант некорректно составил схему использования пара в ПТУ без указания конденсатора паровой турбины и системы регенеративного подогрева питательной воды может привести к следующим последствиям: К дополнительным капитальным затратам на систему оборотного водоснабжения ТУЭС (градирни, циркуляционные насосы, трубопроводы) для конденсации пара, поступающего в конденсатор турбины.

з' К дополнительным капитальным затратам на регенеративный подогрев и деаэрацию питательной воды (затраты на ПНД, деаэратор, насосное оборудование). К дополнительным эксплуатационным затратам (электроэнергия) на циркуляцию конденсата и питательной воды. К дополнительным эксплуатационным затратам (электроэнергия) на циркуляцию охлаждающей воды в системе оборотного водоснабжения.

Также, в этом случае, технология сухого тушения кокса теряет одно нз своих основных преимуществ перед технологией мокрого тушения. Так как, при использовании ПТУ с водяным конденсатором, в технологии сухого тушения кокса появляется дополнительное потребление охлаждающей воды из системы оборотного водоснабжения для конденсации пара после турбины. 5. В диссертационной работе, при использовании пара от котлов-утилизаторов, диссертант предлагает вырабатывать электроэнергию на паровых турбинах большой единичной мощности (тип «К», тип «Т» и тип «ПТ»), Однако, следует заметить, что все эти паровые турбины имеют водяные конденсаторы и при эксплуатации этих турбин потребуется дополнительный расход охлаждающей воды из системы оборотного водоснабжения (в количестве от 3060 до 13500 м~/ч).

При этом, применение таких паровых турбин большой единичной мощности потребует дополнительных капитальных вложений в строительство системы оборотного водоснабжения для этих турбоагрегатов, а также в систему регенеративного подогрева питательной воды. В этом случае, необходимо было рассмотреть вариант использования пара от котловутилизаторов с помощью паровых турбин с противодавлением (тип «Р»). Этот тип паровых турбин не имеет конденсаторов и, как следствие, при эксплуатации этих турбоагрегатов отсутствует потребление охлаждающей воды из системы оборотного водоснабжения, Так же, при использовании паровых турбин с противодавлением не будет необходимости в дополнительных капитальных затратах в строительство системы оборотного водоснабжения для ТУЭС.

6. В диссертационной работе диссертант рассчитал энерготехнологический эффект для условного металлургического комбината полного цикла: )~ Потребление топливно-энергетических ресурсов на условном металлургическом комбинате сокращается на 255 тыс. т.у.т или на 3,4;4. )' Удельный расход энергии на производство 1 тонны стали уменьшается на 0,9 ГДж/т.стали.

Но при этом, из диссертации и автореферата неясно, учитывалось лн при определении энерготехнологического эффекта потребление электроэнергии на собственные нужды ТУЭС (конденсатные насосы и насосы питательной воды), а также потребление электроэнергии циркуляционными насосами системы оборотного водоснабжения. Так как, потребление электроэнергии на собственные нужды ТУЭС и на систему оборотного водоснабжения обязательно скорректирует в меньшую сторону энерготехнологический эффект для всего условного металлургического комбината полного цикла. Так же диссертант не определил увеличение потребления оборотной воды на условном металлургическом комбинате, при установке на ТУЭС турбогенераторов большой единичной мощности с водяными конденсаторами. 7.

При выборе типа турбогенераторов, используемых для ТУЭС коксохимического производства, диссертант не привел никаких показателей качества электроэнергии, которая производится генераторами паровых турбин. То есть, остались без внимания такие основные показатели производимой электроэнергии, как: Номинальное напряжение и отклонение напряжения от номинального значения. ) Номинальная частота и отклонение частоты от номинального значения. При этом, не определены ни потенциальные потребители электрической энергии, которая будет вырабатываться турбогенераторами ТУЭС, ни на какие нужды эта электроэнергия будет расходоваться (технологические нужды цехов и производств; наружное и внутреннее освещение; привод насосного„ вентиляционного и компрессорного оборудования и т.д.).

И показатель уменьшения количества покупаемой электроэнергии в результате чистого прироста собственной генерации (на 149 тыс. т.у.т или 30,6'.4), который приводит диссертант в своей работе практически ничем не подтверждается. Так как, чтобы делать вывод об уменьшении количества покупаемой электроэнергии от ОЭС, необходимо точно и достоверно знать: С каким уровнем напряжения — низким (0,38 кВ), средним (6...10...35 кВ) илн высоким (110 — 220 кВ и выше) — будет вырабатываться электроэнергия турбогенераторами ТУЭС. > С каким уровнем напряжения металлургический комбинат полного цикла покупает электроэнергию из ОЭС.

И если турбогенераторы ТУЭС вырабатывают электроэнергию со средним уровнем напряжения 6...10 кВ, а металлургический комбинат покупает у ОЭС электрическую энергию с высоким уровнем напряжения 110 — 220 кВ и выше (например, только для ЭСПЦ или только для прокатных цехов), то в этом случае возможности собственной генерации по замене покупной электроэнергии будут очень ограничены. Поэтому необходимо знать не только количество электроэнергии вырабатываемой турбоагрегатами ТУЭС, но и ее качество (уровень напряжения). Так же необходимо знать не только количество электроэнергии, которое металлургический комбинат полного цикла покупает у ОЭС, но и качество этой электроэнергии (уровень напряжения).

Помимо этого, должно быть известно для каких производств и для каких нужд расходуется покупная электрическая энергия. И при этом, обязательно следует сопоставить режимы и графики потребления покупной электрической энергии производствами металлургического комбината с режимом и графиком выработки собственной электроэнергии на ТУЭС. Но в диссертационной работе вопросы качества электроэнергии, покупаемой у ОЭС и качества электрической энергии, вырабатываемой собственной генерацией, а также анализ режимов и графиков потребления электроэнергии производствами металлургического комбината полного цикла с режимом работы ТУЭС вообще не рассматривались.

8. В своей оценке экономической эффективности от использования нового способа сухого тушения кокса диссертант определил уменьшение затрат на покупку угольной шихты и электроэнергии. Для российских металлургических комбинатов величина суммарного экономического эффекта в зависимости от мощности коксохимического производства составляет от 0,8 до 2,4 млрд. рублей в год. Однако такая оценка экономического эффекта является неполной. В диссертационной работе не определены такие экономические показатели как: Капитальные затраты в энергетическое оборудование ТУЭС (турбогенераторы, теплообменное и насосное оборудование). ) Капитальные затраты в систему оборотного водоснабжения для паровых турбин болыпой мощности с водяными конденсаторами (градирни, циркуляционные насосы, трубопроводы). Эксплуатационные затраты при использовании нового способа сухого тушения кокса (затраты на электроэнергию для собственных нужд, циркуляционную воду для конденсаторов турбин, затраты на оплату труда, амортизацию).