Повышение эффективности и экологичности сжигания угля

Для устранения последствий «газовой паузы» в ЭС-2030 предусмотрено изменение цен гак, чтобы к 2020 г. газ стал дороже угля в 1,6−2,0 раза. Чтобы не допустить при этом стремительного роста энерготарифов, уже сейчас необходимо искать эффективные пути возвращения угля в энергетику. При этом требуются инвестиции и в технологии производства топлива, и в технологии его эффективного и экологичного сжигания.

Совершенствование конструкции и режимов работы котлов

Большинство экспертов считает, что рост угольной энергетики в ближайшие 15−20 лет будет обеспечиваться преимущественно вводом энергоблоков с котлами с традиционным факельным сжиганием угля, а также с котлами с циркулирующим кипящим слоем. Согласно прогнозу Мирового энергетического совета (World Energy Council), угольные паровые энергоблоки будут использоваться до 2060;х гг., поскольку для повышения эффективности их работы за счет перевода на ультрасверхкритические (ultra — super — critical — USC) параметры (давление 24−30 МПа, температура 580−610 °С) потребуется только использование новых материалов без радикального изменения конструкции уже разработанных узлов и агрегатов. Работы над такими котлами начались в СССР и США более 50 лет назад. Сейчас около 20 угольных энергоблоков мощностью 380−1050 МВт с такими параметрами уже работают в Германии, Японии, Дании. КПД лучших японских и немецких энергоблоков достигает 45−46%, а датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, — 47−49%.

В странах ЕС в рамках программы «TERMIE» идет разработка пылеугольного энергоблока с максимальной температурой пара выше 700 °C и давлением 35 МПа. Выйти на эти параметры намечено к 2015 г. КПД энергоблока может достичь 53−54%; еще через 20 лет КПД составит 55% при температуре пара до 800 °C.

Одним из главных препятствий созданию подобных энергоблоков является проблема конструкционных материалов. Возможным вариантом её решения является использование энергоустановок с высокотемпературной паровой турбиной. Здесь существенный рост КПД достигается за счет перегрева водяного пара в обычном угольном энергоблоке при дополнительном сжигании водорода в атмосфере кислорода. Водород извлекается из синтез-газа, производимого в газогенераторе. Значительное повышение температуры (более 1000 °С) реализуется только в паровой турбине, а не в котле.

В последние 10−15 лет интенсивно внедряются передовые технологии сжигания и конверсии угля: сжигание и газификация угля в шлаковом расплаве (IGCC-технология), сжигание в кипящем слое (КС) и циркулирующем кипящем слое (ЦКС).

Приоритетным направлением является создание парогазовых установок (ПГУ) с внутрицикловой газификацией угля (ВЦГ). По этой схеме осуществляется бинарный цикл — горючий газ, производимый в газогенераторе, сжигается в газотурбинной установке (ГТУ), а продукты сгорания подаются в котел-утилизатор с паровой турбиной, рис. 6.5.

Первая такая ТЭС была запущена в 1981 г. в США. Сегодня функционируют около десяти ПТУ мощностью до 350 МВт (эл.) и КПД 43−45%. По КПД парогазовые установки с ВЦГ конкурируют с угольными энергоблоками на сверхкритических параметрах пара, но обладают улучшенными экологическими характеристиками. Разрабатываются улучшенные варианты ПГУ, в которых реализуется частичная газификация угля в пиролизерс, когда производится кроме горючего газа еще и полукокс, сжигаемый в паровом котле. ПГУ с внутрицикловой газификацией обладают и рядом других преимуществ: позволяют сжигать низкосортный уголь (с содержанием золы до 40−45%) с хорошими показателями по уровню выбросов пыли и оксидов серы и азота, сократить габариты реактора газификации и котла, упростить систему приготовления топлива и топливоподачи, практически полностью улавливать минеральную часть топлива в золошлаковом расплаве. Кроме того, высокозольные угли удается переработать не только в генераторный газ, электрическую и тепловую энергию, но и в строительные материалы (в шлаковату, шлакощебень) и другую потребительскую продукцию.

Рис. 6.5. Принципиальная схема интегрированной углегазификационной установки с парогазотурбинной электростанцией комбинированного цикча ИГКЦ [IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle)]:

• 1 — углегазификатор; 2 — сероудалитель; 3 — газоочистка; 4 — газовая турбина;
• 5 — генератор газовой турбины; 6- теплообменник; 7 — паровая турбина;
• 8 — генератор паровой турбины; 9 — сухая азотоочистка;
• 10 — бункер-пылесборник; 11 — дымовая труба; 12 — электроэнергия потребителю; 13 -уголь на газификацию

ПГУ с топливной турбиной создают на базе высоконапорных газогенераторов, интегрированных в энергетическую схему по технологии IGCC для получения горючего газа. Система обеспечивает КПД на уровне 43−44%. В перспективных японских проектах КПД цикла ПГУ с газовыми турбинами 3-го поколения должен составить 49%.

В США в рамках правительственной программы «Чистый уголь» на основе IGCC-цикла отработан целый ряд промышленных технологий газификации топлива, а также технологическое оборудование, предназначенное для использования в составе газогенераторных ПГУ на твердом топливе. Аналогичные программы по экологически чистому использованию топлива приняты в Германии, Англии, Японии, Нидерландах, России и других странах.

По состоянию па 2005 г. в Европе уже было 275 котлов, работающих по технологии ЦКС, в США -155, в Японии — 28, в Китае — 25, а в странах Азии в целом — 126. В среднем тепловая мощность котла нового типа составляет около 200 МВт, что достаточно для электрогенераторов мощностью примерно 70 МВт. В России внедрение технологий КС и ЦКС — одно из важных слагаемых технологической политики. Первый энергоблок мощностью 330 МВт с котлом, реализующим ЦКСтехнологию, заложен в мае 2007 г. на Новочеркасской ГРЭС «ОГК-6». Стоимость строительства нового блока — примерно 160 млрд руб. К осуществлению аналогичных проектов готовятся еще несколько генерирующих компаний.

Тенденция к децентрализации нс только электроснабжения, но и теплоснабжения обусловливает повышенный интерес к совершенствованию технологий сжигания углей в теплофикационных котлах средней и малой мощности (угольные котельные ЖКХ, воинских частей и др.). Одним из ведущих направлений в этой области является реализация в новых и реконструируемых котлах промышленной энергетики технологии сжигания угля в высокотемпературном кипящем слое (ВЦКС).

Котлы с ВЦКС имеют следующие преимущества перед типовыми слоевыми котлами: в 1,5 раза большую производительность, возможность использовать местное дешевое твердое топливо (каменный и бурый уголь и его отсевы, древесные отходы), более простую конструкцию (в 5 раз меньше колосников, отсутствуют пневмомеханические забрасыватели топлива) и, как следствие, повышенную надежность, повышенный эксплуатационный КПД (85−87% против 72−80% у типовых слоевых котлов), меньшую концентрацию твердых выбросов в атмосферу (в 5−6 раз) и оксидов азота (в 3 раза), расширенный диапазон регулирования нагрузки (20−50%). Важно, что перевод слоевых котлов в режим ВЦКС осуществляется за счет простой и недорогой реконструкции.