Комплексное использование углей на ТЭС. Тэс работающие на угле

Будущее тепловых электростанций на угольном топливе // Энергетика // Наука и технологии

В1879 г., когда Томас Алва Эдисон изобрел лампу накаливания, началась эра электрификации. Для производства больших количеств электроэнергии требовалось дешевое и легкодоступное топливо. Этим требованиям удовлетворял каменный уголь, и первые электростанции (построенные в конце XIX в. самим Эдисоном) работали на угле.

По мере того как в стране строилось все больше и больше станций, зависимость от угля возрастала. Начиная с первой мировой войны примерно половина ежегодного производства электроэнергии в США приходилась на тепловые электростанции, работающие на каменном угле. В 1986 г. общая установленная мощность таких электростанций составила 289000 МВт, и они потребляли 75% всего количества (900 млн. т) добываемого в стране угля. Учитывая существующие неопределенности в отношении перспектив развития ядерной энергетики и роста добычи нефти и природного газа, можно предположить, что к концу века тепловые станции на угольном топливе будут производить до 70% всей вырабатываемой в стране электроэнергии.

Однако, несмотря на то что уголь долгое время был и еще многие годы будет основным источником получения электроэнергии (в США на его долю приходится около 80% запасов всех видов природных топлив), он никогда не был оптимальным топливом для электростанций. Удельное содержание энергии на единицу веса (т. е. теплотворная способность) у угля ниже, чем у нефти или природного газа. Его труднее транспортировать, и, кроме того, сжигание угля вызывает целый ряд нежелательных экологических последствий, в частности выпадение кислотных дождей. С конца 60-х годов привлекательность тепловых станций на угле резко пошла на убыль в связи с ужесточением требований к загрязнению среды газообразными и твердыми выбросами в виде золы и шлаков. Расходы на решение этих экологических проблем наряду с возрастающей стоимостью строительства таких сложных объектов, какими являются тепловые электростанции, сделали менее благоприятными перспективы их развития с чисто экономической точки зрения.

Однако, если изменить технологическую базу тепловых станций на угольном топливе, их былая привлекательность может возродиться. Некоторые из этих изменений носят эволюционный характер и нацелены главным образом на увеличение мощности существующих установок. Вместе с тем разрабатываются совершенно новые процессы безотходного сжигания угля, т. е. с минимальным ущербом для окружающей среды. Внедрение новых технологических процессов направлено на то, чтобы будущие тепловые электростанции на угольном топливе поддавались эффективному контролю на степень загрязнения ими окружающей среды, обладали гибкостью с точки зрения возможности использования различных видов угля и не требовали больших сроков строительства.

Для того чтобы оценить значение достижений в технологии сжигания угля, рассмотрим кратко работу обычной тепловой электростанции на угольном топливе. Уголь сжигается в топке парового котла, представляющего собой огромную камеру с трубами внутри, в которых вода превращается в пар. Перед подачей в топку уголь измельчается в пыль, за счет чего достигается почти такая же полнота сгорания, как и при сжигании горючих газов. Крупный паровой котел потребляет ежечасно в среднем 500 т пылевидного угля и генерирует 2,9 млн. кг пара, что достаточно для производства 1 млн. квт-ч электрической энергии. За то же время котел выбрасывает в атмосферу около 100000 м3 газов. Генерированный пар проходит через пароперегреватель, где его темпе¬ратура и давление увеличиваются, и затем поступает в турбину высокого давления. Механическая энергия вращения турбины преобразуется электрогенератором в электрическую энергию. Для того чтобы получить более высокий кпд преобразования энергии, пар из турбины обычно возвращается в котел для вторичного перегрева и затем приводит в движение одну или две турбины низкого давления и только после этого конденсируется путем охлаждения; конденсат возвращается в цикл котла.

Оборудование тепловой электростанции включает механизмы топливоподачи, котлы, турбины, генераторы, а также сложные системы охлаждения, очистки дымовых газов и удаления золы. Все эти основные и вспомогательные системы рассчитываются так, чтобы работать с высокой надежностью в течение 40 или более лет при нагрузках, которые могут меняться от 20% установленной мощности станции до максимальной. Капитальные затраты на оборудование типичной тепловой электростанции мощностью 1000 МВт, как правило, превышают 1 млрд. долл.

Эффективность, с которой тепло, освобожденное при сжигании угля, может быть превращено в электричество, до 1900 г. составляла лишь 5%, но к 1967 г. достигла 40%. Другими словами, за период около 70 лет удельное потребление угля на единицу производимой электрической энергии сократилось в восемь раз. Соответственно происходило и снижение стоимости 1 кВт установленной мощности тепловых электростанций: если в 1920 г. она составляла 350 долл. (в ценах 1967 г.), то в 1967 г. снизилась до 130 долл. Цена отпускаемой электроэнергии также упала за тот же период с 25 центов до 2 центов за 1 кВт-чае.

  Однако начиная с 60-х годов темпы прогресса стали падать. Эта тенденция, по-видимому, объясняется тем, что традиционные тепловые электростанции достигли предела своего совершенства, определяемого законами термодинамики и свойствами материалов, из которых изготавливаются котлы и турбины. С начала 70-х годов эти технические факторы усугубились новыми экономическими и организационными причинами. В частности, резко возросли капитальные затраты, темпы роста спроса на электроэнергию замедлились, ужесточились требования к защите окружающей среды от вредных выбросов и удлинились сроки реализации проектов строительства электростанций. В результате стоимость производства электроэнергии из угля, имевшая многолетнюю тенденцию к снижению, резко возросла. Действительно, 1 кВт электроэнергии, производимой новыми тепловыми электростанциями, стоит теперь больше, чем в 1920 г. (в сопоставимых ценах).

ДЕМОНСТРАЦИОННАЯ СТАНЦИЯ "Cool Water" фирмы Southern California Edison ежедневно перерабатывает 1000 т каменного угля, получая сгорающий без отходов газ. Продукты сгорания приводят во вращение газовую турбину электрогенератора. Отработанное тепло выхлопных газов используется для производства водяного пара, который вращает паровую турбину другого электрогенератора. На фотографии видны два угольных бункера (в центре). Справа от них газификационная установка, система охлаждения газов и электрогенерирующее оборудование.

В последние 20 лет на стоимость тепловых электростанций на угольном топливе наибольшее влияние оказывали ужесточившиеся требования к удалению газообразных, жидких и твердых отходов. На системы газоочистки и золоудаления современных тепловых электростанций теперь приходится 40% капитальных затрат и 35% эксплуатационных расходов. С технической и экономической точек зрения наиболее значительным элементом системы контроля выбросов является установка для де-сульфуризации дымовых газов, часто называемая системой мокрого (скрубберного) пылеулавливания. Мокрый пылеуловитель (скруббер) задерживает окислы серы, являющиеся основным загрязняющим веществом, образующимся при сгорании угля.

Идея мокрого пылеулавливания проста, но на практике оказывается трудно осуществимой и дорогостоящей. Щелочное вещество, обычно известь или известняк, смешивается с водой, и раствор распыляется в потоке дымовых газов. Содержащиеся в дымовых газах окислы серы абсорбируются частицами щелочи и выпадают из раствора в виде инертного сульфита или сульфата кальция (гипса). Гипс может быть легко удален или, если он достаточно чист, может найти сбыт как строительный материал. В более сложных и дорогих скрубберных системах гипсовый осадок может превращаться в серную кислоту или элементарную серу - более ценные химические продукты. С 1978 г. установка скрубберов является обязательной на всех строящихся тепловых электростанциях на пылеугольном топливе. В результате этого в энерге¬тической промышленности США сейчас больше скрубберных установок, чем во всем остальном мире. Стоимость скрубберной системы на новых станциях обычно составляет 150-200 долл. на 1 кВт установленной мощности. Установка скрубберов на действующих станциях, первоначально спроектированных без мокрой газоочистки, обходится на 10-40% дороже, чем на новых станциях. Эксплуатационные расходы на скрубберы довольно высоки независимо от того, установлены они на старых или новых станциях. В скрубберах образуется огромное количество гипсового шлама, который необходимо выдерживать в отстойных прудах или удалять в отвалы, что создает новую экологическую проблему. Например, тепловая электростанция мощностью 1000 МВт, работающая на каменном угле, содержащем 3% серы, производит в год столько шлама, что им можно покрыть площадь в 1 км2 слоем толщиной около 1 м. Кроме того, системы мокрой газоочистки потребляют много воды (на станции мощностью 1000 МВт расход воды составляет около 3800 л/мин), а их оборудование и трубопроводы часто подвержены засорению и коррозии. Эти факторы увеличивают эксплуатационные расходы и снижают общую надежность систем. Наконец, в скрубберных системах расходуется от 3 до 8% вырабатываемой станцией энергии на привод насосов и дымососов и на подогрев дымовых газов после газоочистки, что необходимо для предотвращения конденсации и коррозии в дымовых трубах. Широкое распространение скрубберов в американской энергетике не было ни простым, ни дешевым. Первые скрубберные установки были значительно менее надежными, чем остальное оборудование станций, поэтому компоненты скрубберных систем проектировались с большим запасом прочности и надежности. Некоторые из трудностей, связанные с установкой и эксплуатацией скрубберов, могут быть объяснены тем фак том, что промышленное применение технологии скрубберной очистки было начато преждевременно. Только теперь, после 25-летнего опыта, надежность скрубберных систем достигла приемлемого уровня.  Стоимость тепловых станций на угольном топливе возросла не только из-за обязательного наличия систем контроля выбросов, но также и потому, что стоимость строительства сама по себе резко подскочила вверх. Даже с учетом инфляции удельная стоимость установленной мощности тепловых станций на угольном топливе сейчас в три раза выше, чем в 1970 г. За прошедшие 15 лет «эффект масштаба», т. е. выгода от строительства крупных электростанций, был сведен на нет значительным удорожанием строительства. Частично это удорожание отражает высокую стоимость финансирования долгосрочных объектов капитального строительства.

  Какое влияние имеет задержка реализации проекта, можно видеть на примере японских энергетических компаний. Японские фирмы обычно более расторопны, чем их американские коллеги, в решении организационно-технических и финансовых проблем, которые часто задерживают ввод в эксплуатацию крупных строительных объектов. В Японии электростанция может быть построена и пущена в действие за 30-40 месяцев, тогда как в США для станции такой же мощности обычно требуется 50-60 месяцев. При таких больших сроках реализации проектов стоимость новой строящейся станции (и, следовательно, стоимость замороженного капитала) оказывается сравнимой с основным капиталом многих энергетических компаний США.

  Поэтому энергетические компании ищут пути снижения стоимости строительства новых электрогенерирующих установок, в частности применяя модульные установки меньшей мощности, которые можно быстро транспортировать и устанавливать на существующей станции для удовлетворения растущей потребности. Такие установки могут быть пущены в эксплуатацию в более короткие сроки и поэтому окупаются быстрее, даже если коэффициент окупаемости капиталовложений остается постоянным. Установка новых модулей только в тех случаях, когда требуется увеличение мощности системы, может дать чистую экономию до 200 долл. на 1 кВт, несмотря на то что при применении маломощных установок теряются выгоды от «эффекта масштаба».   В качестве альтернативы строительству новых электрогенерирующих объектов энергетические компании также практиковали реконструкцию действующих старых электростанций для улучшения их рабочих характеристик и продления срока службы. Эта стратегия, естественно, требует меньших капитальных затрат, чем строительство новых станций. Такая тенденция оправдывает себя и потому, что электростанции, построенные около 30 лет назад, еще не устарели морально. В некоторых случаях они работают даже с более высоким кпд, так как не оснащены скрубберами. Старые электростанции приобретают все больший удельный вес в энергетике страны. В 1970 г. только 20 электрогенерирующих объектов в США имели возраст более 30 лет. К концу века 30 лет будет средним воз¬растом тепловых электростанций на угольном топливе.

  Энергетические компании также ищут пути снижения эксплуатационных расходов на станциях. Для предотвращения потерь энергии необходимо обеспечить своевременное предупреждение об ухудшении рабочих характеристик наиболее важных участков объекта. Поэтому непрерывное наблюдение за состоянием узлов и систем становится важной составной частью эксплуатационной службы. Такой непрерывный контроль естественных процессов износа, коррозии и эрозии позволяет операторам станции принять своевременные меры и предупредить аварийный выход из строя энергетических установок. Значимость таких мер может быть правильно оценена, если учесть, например, что вынужденный простой станции на угольном топливе мощностью 1000 МВт может принести энергетической компании убытки в 1 млн. долл. в день, главным образом потому, что невыработанная энергия должна быть компенсирована путем энергоснабжения из более дорогих источников.

  Рост удельных расходов на транспортировку и обработку угля и на шлакоудаление сделал важным фактором и качество угля (определяемое содержанием влаги, серы и других минералов), определяющее рабочие характеристики и экономику тепловых электростанций. Хотя низкосортный уголь может стоить дешевле высокосортного, его расход на производство того же количества электрической энергии значительно больше. Затраты на перевозку большего объема низкосортного угля могут перекрыть выгоду, обусловленную его более низкой ценой. Кроме того, низкосортный уголь дает обычно больше отходов, чем высокосортный, и, следовательно, необходимы большие затраты на шлакоудаление. Наконец, состав низкосортных углей подвержен большим колебаниям, что затрудняет «настройку» топливной системы станции на работу с максимально возможным кпд; в этом случае система должна быть отрегулирована так, чтобы она могла работать на угле наихудшего ожидаемого качества.   На действующих электростанциях качество угля может быть улучшено или по крайней мере стабилизировано путем удаления перед сжиганием некоторых примесей, например серосодержащих минералов. В очистных установках измельченный «грязный» уголь отделяется от примесей многими способами, использующими различия в удельном весе или других физических характеристиках угля и примесей.

  Несмотря на указанные мероприятия по улучшению рабочих характеристик действующих тепловых электростанций на угольном топливе, в США к концу столетия нужно будет ввести в строй дополнительно 150000 МВт энергетических мощностей, если спрос на электроэнергию будет расти с ожидаемым темпом 2,3% в год. Для сохранения конкурентоспособности угля на постоянно расширяющемся энергетическом рынке энергетическим компаниям придется принять на вооружение новые прогрессивные способы сжигания угля, которые являются более эффективными, чем традиционные, в трех ключевых аспектах: меньшее загрязнение окружающей среды, сокращение сроков строительства электростанций и улучшение их рабочих и эксплуатационных характеристик.

СЖИГАНИЕ УГЛЯ В ПСЕВДООЖИЖЕННОМ СЛОЕ уменьшает потребность во вспомогательных установках по очистке выбросов электростанции.   Псевдоожиженныи слой смеси угля и известняка создается в топке котла воздушным потоком, в котором твердые частицы перемешиваются и находятся во взвешенном состоянии, т. е. ведут себя так же, как в кипящей жидкости.   Турбулентное перемешивание обеспечивает полноту сгорания угля; при этом частицы известняка реагируют с окислами серы и улавливают около 90% этих окислов. Поскольку нагревательные грубы котла непосредственно касаются кипящего слоя топлива, генерация пара происходит с большей эффективностью, чем в обычных паровых котлах, работающих на измельченном угле.   Кроме того, температура горящего угля в кипящем слое ниже, что предотвращает плавление котельного шлака и уменьшает образование окислов азота.

ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЯ может быть осуществлена нагреванием смеси угля и воды в атмосфере кислорода. Продуктом процесса является газ, состоящий в основном из окиси углерода и водорода. После того как газ будет охлажден, очищен от твердых частиц и освобожден от серы, его мож- но использовать как топливо для газовых турбин, а затем для производства водяного пара для паровой турбины (комбинированный цикл).   Станция с комбинированным циклом выбрасывает в атмосферу меньше загрязняющих веществ, чем обычная тепловая станция на угле.

  В настоящее время разрабатывается более десятка способов сжигания угля с повышенным кпд и меньшим ущербом для окружающей среды. Наиболее перспективными среди них являются сжигание в псевдоожиженном слое и газификация угля. Сжигание по первому способу производится в топке парового котла, которая устроена так, что измельченный уголь в смеси с частицами известняка поддерживается над решеткой топки во взвешенном («псевдо-ожиженном») состоянии мощным восходящим потоком воздуха. Взвешенные частицы ведут себя в сущности так же, как и в кипящей жидкости, т. е. находятся в турбулентном движении, что обеспечивает высокую эффективность процесса горения. Водяные трубы такого котла находятся в непосредственном контакте с «кипящим слоем» горящего топлива, в результате чего большая доля тепла передается теплопроводностью, что значительно более эффективно, чем радиационный и конвективный перенос тепла в обычном паровом котле.

  Котел с топкой, где уголь сжигается в псевдоожиженном слое, имеет большую площадь теплопередающих поверхностей труб, чем обычный котел, работающий на измельченном в пыль угле, что позволяет снизить температуру в топке и тем самым уменьшить образование окислов азота. (Если температура в обычном котле может быть выше 1650 °С, то в котле с сжиганием в псевдоожиженном слое она находится в пределах 780-870 °С.) Более того, известняк, примешанный к углю, связывает 90 или более процентов серы, освободившейся из угля при горении, так как более низкая рабочая температура способствует прохождению реакции между серой и известняком с образованием сульфита или сульфата кальция. Таким образом вредные для окружающей среды вещества, образующиеся при сжигании угля, нейтрализуются на месте образования, т. е. в топке.   Кроме того, котел с сжиганием в псевдоожиженном слое по своему устройству и принципу работы менее чувствителен к колебаниям качества угля. В топке обычного котла, работающего на пылевидном угле, образуется огромное количество расплавленного шлака, который часто забивает теплопередающие поверхности и тем самым снижает кпд и надежность котла. В котле с сжиганием в псевдоожиженном слое уголь сгорает при температуре ниже точки плавления шлака и поэтому проблема засорения поверхностей нагрева шлаком даже не возникает. Такие котлы могут работать на угле более низкого качества, что в некоторых случаях позволяет существенно снизить эксплуатационные расходы.   Способ сжигания в псевдоожиженном слое легко реализуется в котлах модульной конструкции с небольшой паропроизводительностью. По некоторым оценкам капиталовложения на тепловую электростанцию с компактными котлами, работающими по принципу псевдоожиженного слоя, могут быть на 10-20% ниже капиталовложений на тепловую станцию традиционного типа такой же мощности. Экономия достигается за счет сокращения времени строительства. Кроме того, мощность такой станции можно легко нарастить при увеличении электрической нагрузки, что важно для тех случаев, когда ее рост в будущем заранее неизвестен. Упрощается и проблема планирования, так как такие компактные установки можно быстро смонтировать, как только возникнет необходимость увеличения выработки электроэнергии.   Котлы со сжиганием в псевдоожиженном слое могут также включаться в схему существующих электростанций, когда необходимо быстро увеличить генерируемую мощность. Например, энергетическая компания Northern States Power переделала один из пылеугольных котлов на станции в шт. Миннесота в котел с псевдоожиженным слоем. Переделка осуществлялась с целью увеличения мощности электростанции на 40%, снижения требований к качеству топива (котел может работать даже на местных отходах), более тщательной очистки выбросов и удлинения срока службы станции до 40 лет.   За прошедшие 15 лет масштабы применения технологии, используемой на тепловых электростанциях, оснащенных исключительно котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое, расширились от мелких экспериментальных и полупромышленных установок до крупных «демонстрационных» станций. Такая станция с общей мощностью 160 МВт строится совместно компаниями Tennessee Valley Authority, Duke Power и Commonwealth of Kentucky; фирма Colorado-Ute Electric Association, Inc. пустила в эксплуатацию электрогенерирующую установку мощностью 110 МВт с котлами со сжиганием в псевдоожиженном слое. В случае успеха этих двух проектов, а также проекта компании Northern States Power, совместного предприятия частного сектора с общим капиталом около 400 млн. долл., экономический риск, связанный с применением котлов со сжиганием в псевдоожиженном слое в энергетической промышленности будет значительно уменьшен. Другим способом, который, правда, уже существовал в более простом виде еще в середине XIX в., является газификация каменного угля с получением «чисто горящего» газа. Такой газ пригоден для освещения и отопления и широко использовался в США до второй мировой войны, пока не был вытеснен природным газом. Первоначально газификация угля привлекла внимание энергетических компаний, которые надеялись с помощью этого способа получить сгорающее без отходов топливо и за счет этого избавиться от скрубберной очистки. Теперь стало очевидно, что газификация угля имеет и более важное преимущество: горячие продукты сгорания генераторного газа можно непосредственно использовать для привода газовых турбин. В свою очередь отработанное тепло продуктов сгорания после газовой турбины может быть утилизировано с целью получения пара для привода паровой турбины. Такое совместное использование газовых и паровых турбин, называемое комбинированным циклом, является ныне одним из самых эффективных способов производства электрической энергии. Газ, полученный газификацией каменного угля и освобожденный от серы и твердых частиц, является прекрасным топливом для газовых турбин и, как и природный газ, сгорает почти без отходов. Высокий кпд комбинированного цикла компенсирует неизбежные потери, связанные с превращением угля в газ. Более того, станция с комбинированным циклом потребляет значительно меньше воды, так как две трети мощности развивает газовая турбина, которая не нуждается в воде в отличие от паровой турбины. Жизнеспособность электрических станций с комбинированным циклом, работающих на принципе газификации угля, была доказана опытом эксплуатации станции "Cool Water" фир¬мы Southern California Edison. Эта станция мощностью около 100 МВт была введена в эксплуатацию в мае 1984 г. Она может работать на разных сортах угля. Выбросы станции по чистоте не отличаются от выбросов соседней станции, работающей на природном газе. Содержание окислов серы в уходящих газах поддерживается на уровне значительно ниже установленной нормы с помощью вспомогательной системы улавливания серы, которая удаляет почти всю серу, содержащуюся в исходном топливе, и производит чистую серу, используемую в промышленных целях. Образование окислов азота предотвращается добавкой к газу воды перед сжиганием, что снижает температуру горения газа. Более того, остающийся в газогенераторе остаток несгоревшего угля подвергается переплавке и превращается в инертный стекловидный материал, который после охлаждения отвечает требованиям, предъявляемым в штате Калифорния к твердым отходам. Помимо более высокого кпд и меньшего загрязнения окружающей среды станции с комбинированным циклом имеют еще одно преимущество: они могут сооружаться в несколько очередей, так что установленная мощность наращивается блоками. Такая гибкость строительства уменьшает риск чрезмерных или, наоборот, недостаточных капиталовложений, связанный с неопределенностью роста спроса на электроэнергию. Например, первая очередь установленной мощности может работать на газовых турбинах, а в качестве топлива использовать не уголь, а нефть или природный газ, если текущие цены на эти продукты низки. Затем, по мере роста спроса на электроэнергию, дополнительно вводятся в строй котел-утилизатор и паровая турбина, что увеличит не только мощность, но и кпд станции. Впоследствии, когда спрос на электроэнергию вновь увеличится, на станции можно будет построить установку для газификации угля. Роль тепловых электростанций на угольном топливе является ключевой темой, когда речь идет о сохранности природных ресурсов, защите окружающей среды и путях развития экономики. Эти аспекты рассматриваемой проблемы не обязательно являются конфликтующими. Опыт применения новых технологических процессов сжигания угля показывает, что они могут успешно и одновременно решать проблемы и охраны окружающей среды, и снижения стоимости электроэнергии. Этот принцип был учтен в совместном американо-канадском докладе о кислотных дождях, опубликованном в прошлом году. Руководствуясь содержащимися в докладе предложениями, конгресс США в настоящее время рассматривает возможность учреждения генеральной национальной инициативы по демонстрации и применению «чистых» процессов сжигания угля. Эта инициатива, которая объединит частный капитал с федеральными капиталовложениями, нацелена на широкое промышленное применение в 90-е годы новых процессов сжигания угля, включая котлы с сжиганием топлива в кипящем слое и газогенераторы . Однако даже при широком применении новых процессов сжигания угля в ближайшем будущем растущий спрос на электроэнергию не сможет быть удовлетворен без целого комплекса согласованных мероприятий по консервации электроэнергии, регулированию ее потребления и повышению производительности существующих тепловых электростанций, работающих на традиционных принципах. Постоянно стоящие на повестке дня экономические и экологические проблемы, вероятно, приведут к появлению совершенно новых технологических разработок, принципиально отличающихся от тех, что были здесь описаны. В перспективе тепловые электростанции на угольном топливе могут превратиться в комплексные предприятия по переработке природных ресурсов. Такие предприятия будут перерабатывать местные виды топлива и другие природные ресурсы и производить электроэнергию, тепло и различные продукты с учетом потребностей местной экономики. Кроме котлов с сжиганием в кипящем слое и установок для газификации угля такие предприятия будут оснащены электронными системами технической диагностики и автоматизированными системами управления и, кроме того, полезно использовать большинство побочных продуктов сжигания угля.

Таким образом, возможности улучшения экономических и экологических факторов производства электроэнергии на базе каменного угля очень широкие. Своевременное использование этих возможностей зависит, однако, от того, сможет ли правительство проводить сбалансированную политику в отношении производства энергии и защиты окружающей среды, которая создала бы необходимые стимулы для электроэнергетической промышленности. Необходимо принять меры к тому, чтобы новые процессы сжигания угля развивались и внедрялись рационально, при сотрудничестве с энергетическими компаниями, а не так, как это было с внедрением скрубберной газоочистки. Все это можно обеспечить, если свести к минимуму затраты и риск путем хорошо продуманного проектирования, испытания и усовершенствования небольших опытных экспериментальных установок с последующим широким промышленным внедрением разрабатываемых систем.

neftegaz.ru

Как выглядит современная угольная электростанция

До вчерашнего дня в моем представлении все угольные электростанции были примерно одинаковыми и представляли из себя идеальные съемочные площадки фильмов ужасов. С почерневшими от времени конструкциями, котлоагрегатами, турбинами, миллионами различных труб и их хитрых сплетений с щедрым слоем черной угольной пыли. Редкие рабочие, больше похожие на шахтеров, в скудном освещении зеленых газовых ламп ремонтируют какие-то сложные агрегаты, тут и там, шипя, вырываются клубы пара и дыма, на полу разлились густые лужи из жиж темного цвета, повсюду что-то капает. Вот примерно такими я видел угольные станции и считал, что век их уже уходит. Будущее за газом — думал я.

Оказывается, вовсе нет.

36 фото

Фотографии и текст Дмитрия Чистопрудова

Вчера я посетил новейший угольный энергоблок Черепетской ГРЭС в Тульской области. Оказывается, что современные угольные станции вовсе не чумазые, и дым из их труб идет не густой и не черный.

1. Несколько слов о принципе работы ГРЭС. В котел с помощью насосов подается под большим давлением вода, топливо и атмосферный воздух. В топке котла происходит процесс горения — химическая энергия топлива превращается в тепловую. Вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла.

2. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, передающейся воде, которая нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения, примерно до 540 °C и под высоким давлением 13–24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паровую турбину.

3. Паровая турбина, электрогенератор и возбудитель составляют в целом турбоагрегат. В паровой турбине пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), и потенциальная энергия сжатого и нагретого до высокой температуры пара превращается в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит в движение электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток.

4. Забор воды осуществляется непосредственно из Черепетского водохранилища.

5. Вода проходит химическую очистку и глубокое обессоливание, чтобы в паровых котлах и турбинах не появлялись отложения на внутренних поверхностях оборудования.

6. Железнодорожным транспортом на станцию доставляются уголь и мазут.

7. На открытом складе угля краны-перегружатели разгружают вагоны. Дальше в дело вступает большой роторный экскаватор, который подает на конвейер.

8. Так уголь попадает на участки дробильной установки для предварительного измельчения угля и последующего пылеприготовления. В сам котел уголь подается в виде смеси угольной пыли и воздуха.

9.

10. Котельная установка располагается в котельном отделении главного корпуса. Сам котел — это что-то гениальное. Огромный сложный механизм высотой с 10-этажный дом.

11.

12.

13.

14. Гулять по лабиринтам котельной установки можно вечно. Время, отведенное на съемку дважды успело закончиться, но оторваться от этой промышленной красоты было невозможно!

15.

16. Галереи, лифтовые шахты, переходы, лестницы и мосты. Одним словом — космос )

17. Лучи солнца осветили крошечного на фоне всего происходящего человека, и я невольно задумался, что все эти сложные гигантские конструкции придумал и построил человек. Вот такой маленький человек придумал десятиэтажные печи, чтобы в промышленных масштабах вырабатывать электроэнергию из полезного ископаемого.

18. Красота!

19. За стеной от котельной установки располагается машинный зал с турбогенераторами. Еще одно гигантское помещение, более просторное.

20. Вчера был торжественно введен в эксплуатацию энергоблок №9, что явилось завершающим этапом проекта расширения Черепетской ГРЭС. Проект включал строительство двух современных пылеугольных энергоблоков мощностью по 225 МВт каждый.

21. Гарантированная электрическая мощность нового энергоблока — 225 МВт;Электрический КПД — 37.2 %;Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии — 330 гут/кВт*ч.

22.

23. В состав основного оборудования входят две паровые конденсационные турбины производства ОАО «Силовые машины» и два котлоагрегата, производителя ОАО «ЭМАльянс». Основное топливо нового энергоблока — Кузнецкий каменный уголь марки ДГ.

24. Пультовая.

25. Энергоблоки оснащены первой на российском рынке интегрированной системой сухой пыле-сероочистки дымовых газов с электростатическими фильтрами.

26. Трансформаторы ОРУ.

27.

28. Ввод нового энергоблока позволит вывести из эксплуатации устаревшее угольное оборудование первой очереди без снижения объема выработки электроэнергии и суммарной установленной мощности станции.

29. Вместе с новым энергоблоком были построены две 87-метровые градирни — часть системы технического водоснабжения, которая обеспечивает подачу большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин.

30. Семь пролетов по 12 метров. Снизу такая высота кажется не такой серьезной.

31. На верхней площадке трубы было одновременно и жарко и прохладно. Фотоаппарат постоянно запотевал.

32. Вид на энергоблок с градирни. Новые энергомощности станции спроектированы таким образом, чтобы значительно снизить выбросы загрязняющих веществ, сократить пылевыделение при работе на складе угля, уменьшить количество потребляемой воды, а также исключить возможность загрязнения окружающей среды сточными водами.

33.

34. Внутри градирни все оказалось довольно просто и скучно )

35.

36. На фотографии хорошо виден новый энергоблок и два старых. Как коптит труба старого энергоблока и нового. Постепенно старые энергоблоки выведут из эксплуатации и разберут. Такие дела.

Также смотрите «Механические монстры» и «Комплекс установок Тесла под Москвой».

loveopium.ru

19 Тепловые электростанции 19

Тепловые электростанции вырабатывают в нашей стране около 80% электроэнергии. Эти станции работают на каменном угле, торфе, сланцах, природном газе. Рассмотрим, к примеру, принцип работы тепловой электростанции на каменном угле. Каменный уголь привозится к станции по железной дороге, разгружается и складируется.

Известно, что крупные куски угля горят плохо и медленно.

Существенно улучшить процесс горения можно, сжигая угольную пыль. Поэтому привезенный уголь сначала измельчают, а затем в шаровых мельницах тяжелые стальные шары превращают кусочки угля в мельчайшую пыль. Потоком горячего воздуха эта пыль вдувается в топку парового котла через специальные горелки. Сгорая на лету, пыль превращается в яркий факел пламени с температурой горения до 1500 градусов. Пламя нагревает воду в тонких трубках, которыми изнутри покрыты боковые стенки котельной топки. Раскаленные топочные газы устремляются по дымоходу, встречая на своем пути кипятильные трубки.

В них нагретая пламенем вода превращается в пар.

Далее газы попадают в экономайзер – устройство для пополнения запасов воды в котле, и подогревают в нем воду. Затем газы попадают в подогреватель воздуха, в котором нагревается воздух, поступающий вместе с угольной пылью в горелки котлов.

Уголь прекрасно горит, если в топке хорошая тяга. Сильную тягу дает высокая труба. Однако для мощных котлов трубы оказывается недостаточно – приходится дополнительно устанавливать мощные дымососы. Дымовые газы несут в себе много золы. Поэтому их очищают в золоуловителях, а золу отвозят в золоотвалы.

Сложность приведенного процесса сжигания угля полностью оправдывается высоким к.п.д. такой тепловой электростанции – до 90% тепла, заключенного в угле преобразуется в электрическую энергию.

Итак, топливо сгорело, передав свою энергию воде. Вода в котле превратилась в пар. Но этот пар еще нельзя пускать в турбину – он недостаточно горяч и, остывая, быстро превратиться в капли воды. Поэтому пар попадает в змеевики пароперегревателя, расположенного в дымоходе между кипятильными трубами и экономайзером. Там пар дополнительно нагревается до очень высокой температуры 500-600 градусов при давлении в 150-250 атмосфер. Такой сжатый и перегретый пар по паропроводам направляется в паровые турбины.

Турбины на тепловых электростанциях бывают не только разной мощности, но и различной конструкции. Существуют малые одноступенчатые турбины мощностью в десятки киловатт. А есть и многоступенчатые турбины – гиганты мощностью от 500 до 1500 киловатт.

Чем выше температура и давление пара на входе в турбину и чем ниже они на выходе, тем больше энергии пара использует турбина.

Чтобы снизить температуру и давление пара на выходе из турбины, его не выпускают в воздух, а направляют в конденсатор. Внутри конденсатора по тонким латунным трубкам циркулирует холодная вода. Она охлаждает пар, превращая его в воду, называемую конденсатом. От этого давление в конденсаторе становится в 10-15 раз ниже атмосферного.

Итак, пар, отдавший практически всю свою энергию, превращается в конденсат – очень чистую воду, не содержащую химических, или механических примесей. Эта очищенная вода нужна в котлах, поэтому конденсат вновь закачивают в котел, замыкая цикл движения воды на тепловой станции.

Обычно мощная паровая турбина имеет скорость 3000 оборотов в минуту и ее вал напрямую соединен с валом электрического генератора, вырабатывающего трехфазный переменный ток частотой 50 периодов в секунду и напряжением 10-15 тысяч вольт. Электроэнергия – основной и главнейший продукт тепловой электростанции.

На большинстве станций выработанная электроэнергия делится на три потока.

Часть ее направляется по кабелю потребителям, расположенным неподалеку. Другая небольшая часть – до 8% - идет на удовлетворение собственных технологических нужд станции. Большая же часть выработанной электроэнергии предназначается для городов и промышленных предприятий, находящихся на большом удалении – в десятках и сотнях километров от станции. На большие расстояния электроэнергию передают по высоковольтным линиям при напряжении 110, 220, 400, 500 и 800 тысяч вольт. Для создания такого высокого напряжения на станции есть повышающая трансформаторная подстанция и распределительное устройство высокого напряжения. От него к городам и предприятиям расходятся высоковольтные линии электропередач.

Описанная электростанция имеет замкнутый водяной цикл, производит только электрический ток и называется «конденсационной» (поскольку весь пар попадает в конденсатор).

Однако помимо электроэнергии нужен еще и пар и горячая вода. Для их получения на электростанциях устанавливают специальные теплофикационные турбины. Они состоят из двух частей – цилиндров высокого и низкого давления. Отрабатывает пар в цилиндре высокого давления, а в цилиндр низкого давления поступает уже только часть пара. Другую часть из турбины отбирают и направляют в теплообменник. Там очень горячий турбинный пар нагревает воду, превращая ее во вторичный пар. Затем турбинный пар идет дальше своей дорогой в конденсатор, а вторичный пар направляется потребителю.

В городе часть вторичного пара попадает в теплообменники – бойлеры, в которых нагревает воду для отопления помещений и бытовых нужд в жилых домах.

Тепловые электростанции, которые одновременно дают электрическую энергию и тепло, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Конденсационные электростанции выгодно строить вблизи богатых угольных месторождений, торфяных болот, если рядом есть подходящие водоемы.

Несмотря на удаленность такой станции от города, передавать по проводам электрический ток оказывается значительно проще и выгоднее, нежели возить топливо (торф, уголь и т.п.).

А возле городов и крупных заводов выгодно строить ТЭЦ. Эти станции снабдят город и теплом и электричеством. Современные ТЭЦ, работающие на природном газе, практически не загрязняют воздух и являются незаменимыми спутниками любого города, или крупного промышленного предприятия. Кроме того, строительство тепловой электростанции обходится значительно дешевле и занимает меньше времени, чем, например, строительство ГЭС. Газовые ТЭЦ могут быть быстро построены в любом районе, являясь наиболее безопасным источником энергии.

Технологический процесс выработки энергии на атомных электростанциях (АЭС)

Наиболее распространены АЭС с водо-водяным энергетическим реактором. 

Принцип их действия: энергия, выделяемая в активной зоне реактора, передаётся теплоносителю первого контура. Далее теплоноситель поступает в теплообменник (парогенератор), где нагревает до кипения воду второго контура. Полученный при этом пар поступает в турбины, вращающие электрогенераторы. На выходе из турбин пар поступает в конденсатор, где охлаждается большим количеством воды, поступающим из водохранилища. 

Технологический процесс выработки электроэнергии на ГЭС 

Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию. 

Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие, концентрации реки в определенном месте, или деривацией — естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. 

Непосредственно в самом здании гидроэлектростанции располагается все энергетическое оборудование. В зависимости от назначения, оно имеет свое определенное деление. В машинном зале расположены гидроагрегаты, непосредственно преобразующие энергию тока воды в электрическую энергию. Есть еще всевозможное дополнительное оборудование, устройства управления и контроля за работой ГЭС, трансформаторная станция, распределительные устройства и многое другое. 

Технология выработки энергии на конденсационных электростанциях 

Закрепившееся название конденсационных электростанций — ГРЭС (государственная районная электростанция). С течением времени термин ГРЭС потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности. 

Принцип действия: вода, нагреваемая в паровом котле до состояния перегретого пара (520—565 градусов Цельсия), вращает паровую турбину, приводящую в движение турбогенератор. 

Избыточное тепло выбрасывается в атмосферу (близлежащие водоёмы) через конденсационные установки, в отличие от теплофикационных электростанций, отдающих избыточное тепло на нужды близлежащих объектов (например, отопление домов). 

Технология выработки энергии на тепловых электростанциях 

Тепловая электростанция — электростанция, вырабатывающая электрическую энергию за счет преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения вала электрогенератора. 

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) — разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов). Как правило, ТЭЦ должна работать по теплофикационному графику, то есть выработка электрической энергии зависит от выработки тепловой энергии. 

Теплоэлектростанции применяются как основные источники тепла и электроэнергии. В мощных теплоэлектростанциях используются турбины — турбогенераторы, работающие на тяжелом топливе или газе. Теплоэлектростанции малой и средней мощности создаются на основе газо-поршневых или газотурбинных силовых установок. 

studfiles.net

Комплексное использование углей на ТЭС

 Л.М.Делицын, д.г.-м.н., член-корр. АИН РФ, А.С.Власов, к.т.н., НИЦ «Экологии и промышленной энерготехнологии»  ИВТ РАН

Со­вре­мен­ное со­сто­я­ние энер­ге­ти­ки Рос­сии ха­рак­те­ри­зу­ет­ся ши­ро­ким ис­поль­зо­ва­ни­ем при­род­но­го га­за для про­из­вод­ст­ва эле­к­т­ри­че­с­кой и теп­ло­вой энер­гии. Вме­с­те с тем, скла­ды­ва­ю­ща­я­ся в на­сто­я­щее вре­мя эко­но­ми­че­с­кая си­ту­а­ция в стра­не и но­вые эко­но­ми­че­с­кие от­но­ше­ния меж­ду субъ­ек­та­ми хо­зяй­ст­во­ва­ния тре­бу­ют уве­ли­че­ния до­ли уг­лей в топ­лив­ном ба­лан­се эле­к­т­ро­стан­ций, ко­то­рая в на­сто­я­щее вре­мя со­став­ля­ет D25–29%. Од­на­ко рас­ши­ре­ние до­ли ис­поль­зо­ва­ния уг­лей в энер­ге­ти­ке свя­за­но с це­лым ря­дом не­га­тив­ных по­след­ст­вий, ко­то­рые транс­фор­ми­ру­ют­ся в се­рь­ёз­ные тех­ни­че­с­кие труд­но­с­ти и зна­чи­тель­ные эко­но­ми­че­с­кие за­тра­ты. В ча­ст­но­с­ти, уже­с­то­ча­ю­щи­е­ся тре­бо­ва­ния эко­ло­ги­че­с­кой бе­зо­пас­но­с­ти про­из­вод­ст­ва тре­бу­ют ре­ше­ния про­бле­мы очи­ст­ки ды­мо­вых га­зов и ути­ли­за­ции золь­ных и шла­ко­вых от­хо­дов. При этом по­след­ние по мас­шта­бам на­коп­ле­ния со­по­с­та­ви­мы с объ­ё­ма­ми до­бы­чи руд на круп­ных ме­с­то­рож­де­ни­ях гор­но­хи­ми­че­с­ко­го сы­рья.

Зна­че­ния нор­ма­ти­вов вы­бро­сов вред­ных ве­ществ для ко­тель­ных ус­та­но­вок сред­ней и боль­шой мощ­но­с­ти, пред­став­лен­ные в табл. 1, от­ра­жа­ют ско­рее тех­ни­че­с­кие воз­мож­но­с­ти энер­ге­ти­ки, но не тре­бо­ва­ния эко­ло­гии. По­это­му ок­ру­жа­ю­щая сре­да в зо­не дей­ст­вия теп­ло­вых эле­к­т­ро­стан­ций бы­с­т­ро де­гра­ди­ру­ет, а ее на­ру­ше­ние при­во­дит к се­рь­ез­ным эко­но­ми­че­с­ким и со­ци­аль­ным по­след­ст­ви­ям (сни­же­ние про­дук­тив­но­с­ти сель­хо­зу­го­дий, на­ру­ше­ние здо­ро­вья лю­дей, кис­лот­ная кор­ро­зия зда­ний и со­ору­же­ний, сни­же­ние кон­цен­т­ра­ции кис­ло­ро­да и т.д.), ко­то­рые не учи­ты­ва­ют­ся в ме­то­ди­ках оцен­ки ущер­ба от де­я­тель­но­с­ти эле­к­т­ро­стан­ций.

Срав­не­ние раз­лич­ных ви­дов топ­ли­ва по сте­пе­ни вред­но­с­ти воз­мож­но по со­от­но­ше­нию ча­ст­ных по­ка­за­те­лей вред­но­с­ти (ПА, ПSO2, ПNOx, ПV2O5), вы­ра­жен­ных в до­лях ПДК со­от­вет­ст­ву­ю­щих ве­ществ (табл. 2).

Из при­ве­ден­ных дан­ных вид­но, что ды­мо­вые га­зы из уг­лей име­ют бо­лее вы­со­кие по­ка­за­те­ли вред­но­с­ти, чем та­ко­вые из при­род­но­го га­за. В этой свя­зи, од­ной из ос­нов­ных про­блем энер­ге­ти­ки ХХI ве­ка бу­дет до­ве­де­ние эко­ло­ги­че­с­кой бе­зо­пас­но­с­ти ТЭС, ра­бо­та­ю­щих на уг­ле, до уров­ня эле­к­т­ро­стан­ций, ра­бо­та­ю­щих на при­род­ном га­зе. Толь­ко при этом ус­ло­вии воз­мож­но уве­ли­че­ние вы­ра­бот­ки эле­к­т­ро­энер­гии ТЭС, ра­бо­та­ю­щи­ми на уг­ле. Од­на­ко, при со­вре­мен­ной тех­но­ло­гии сжи­га­ния уг­лей воз­мож­но­с­ти сни­же­ния вы­бро­сов ТЭС весь­ма ог­ра­ни­че­ны.

Умень­ше­ние ко­ли­че­ст­ва вы­бро­сов ок­си­дов се­ры и пы­ли воз­мож­но пу­тём ис­поль­зо­ва­ния бо­лее ка­че­ст­вен­но­го уг­ля, име­ю­ще­го низ­кое со­дер­жа­ние зо­лы и се­ры, а так­же за счёт со­зда­ния бо­лее эф­фек­тив­ной ап­па­ра­ту­ры по очи­ст­ке ды­мо­вых га­зов. Обо­га­ще­ние уг­ля не ре­ша­ет этих про­блем ко­рен­ным об­ра­зом, т.к. поз­во­ля­ет не­сколь­ко сни­зить золь­ность уг­ля и все­го на 15–20% умень­шить в нём со­дер­жа­ние се­ры. Од­но­вре­мен­но воз­ни­ка­ют про­бле­мы с ис­поль­зо­ва­ни­ем от­хо­дов уг­ле­обо­га­ще­ния, ко­то­рые не­об­хо­ди­мо скла­ди­ро­вать; при этом они так­же не без­вред­ны. Стро­и­тель­ст­во вы­со­ких труб ТЭС так­же не ре­ша­ет эти за­да­чи, т.к. умень­шая кон­цен­т­ра­цию вред­ных ве­ществ в при­зем­ных сло­ях ат­мо­сфе­ры в рай­о­не не­по­сред­ст­вен­но­го дей­ст­вия ТЭС, они толь­ко уве­ли­чи­ва­ют пло­щадь и вре­мя за­гряз­не­ния тер­ри­то­рии до опас­ных пре­де­лов.

К со­жа­ле­нию за по­след­нее сто­ле­тие в энер­ге­ти­ке не бы­ло най­де­но оп­ти­маль­но­го ре­ше­ния в раз­ра­бот­ке и стро­и­тель­ст­ве си­с­тем пы­ле­га­зоочи­ст­ки ды­мо­вых га­зов. Да­же луч­шие из этих си­с­тем, не ре­шая про­бле­мы в це­лом, уве­ли­чи­ва­ют сто­и­мость ус­та­нов­лен­но­го ки­ло­ват­та мощ­но­с­ти на ТЭС на 30–40%, а се­бе­с­то­и­мость вы­ра­ба­ты­ва­е­мой энер­гии на 15–20%. Ка­пи­та­ло­вло­же­ния в си­с­те­му га­зо­очи­ст­ки до­ста­точ­но ве­ли­ки и обыч­но со­став­ля­ют 30–60% от сто­и­мо­с­ти ос­нов­но­го обо­ру­до­ва­ния. При­ме­ня­е­мый в про­мы­ш­лен­но­с­ти спо­соб очи­ст­ки ды­мо­вых га­зов ТЭС от SO2 с ис­поль­зо­ва­ни­ем из­ве­с­ти (CaO) или из­ве­ст­ня­ка (CaO3) не­до­ста­точ­но эф­фек­ти­вен, по­сколь­ку сте­пень улав­ли­ва­ния се­ры этим ме­то­дом со­став­ля­ет 50–80%. Кро­ме то­го, на ней­т­ра­ли­за­цию 1 т се­ры те­о­ре­ти­че­с­ки тре­бу­ет­ся из­рас­хо­до­вать 3 т из­ве­ст­ня­ка. Учи­ты­вая, что уже сей­час вы­бро­сы се­ры теп­ло­вы­ми уголь­ны­ми эле­к­т­ро­стан­ци­я­ми пре­вы­ша­ют 4 млн.т в год, то на ней­т­ра­ли­за­цию эк­ви­ва­лент­но­го ко­ли­че­ст­ва SO2 по­тре­бу­ет­ся не ме­нее 12 млн.т из­ве­ст­ня­ка. Прак­ти­че­с­ки же рас­ход из­ве­ст­ня­ка дол­жен со­ста­вить 18–23 млн.т. Об­ра­зу­ю­щи­е­ся при этом суль­фат-суль­фит­ные шла­мы не мо­гут быть ис­поль­зо­ва­ны в на­род­ном хо­зяй­ст­ве и толь­ко уве­ли­чи­ва­ют объ­ё­мы зо­ло-шла­мо­хра­ни­лищ ТЭС поч­ти в 1.5 ра­за.

Зна­чи­тель­но боль­шее со­дер­жа­ние ок­си­дов азо­та при сжи­га­нии уг­лей, чем при сжи­га­нии при­род­ных га­зов, свя­за­но с об­ра­зо­ва­ни­ем в топ­ках так на­зы­ва­е­мых «топ­лив­ных» ок­си­дов азо­та, т.е. со­еди­не­ний, об­ра­зу­ю­щих­ся из азо­та ор­га­ни­че­с­кой мас­сы уг­ля. По­это­му сни­зить со­дер­жа­ние ок­си­дов азо­та в ухо­дя­щих га­зах при сжи­га­нии уг­лей до уров­ня их со­дер­жа­ния в про­дук­тах сго­ра­ния га­за в на­сто­я­щее вре­мя не­воз­мож­но.

По­ми­мо га­зо­вых и пы­ле­вых вы­бро­сов зна­чи­тель­ный ущерб при­род­ной сре­де на­но­сят шла­ко- и зо­ло­от­ва­лы ТЭС. За­ни­ма­е­мая ими пло­щадь со­став­ля­ет око­ло 20 тыс. га и еже­год­но уве­ли­чи­ва­ет­ся при­мер­но на 4% (табл. 3).

Сте­пень ис­поль­зо­ва­ния зо­ло-шла­ко­вых от­хо­дов в Рос­сии не­ве­ли­ка. В 1990–91 гг. в РФ ис­поль­зо­ва­лось 3.8 млн. т зо­лы и шла­ка ТЭС, а в на­сто­я­щее вре­мя ис­поль­зу­ет­ся толь­ко 1.8 млн. т в год (3.6% вы­хо­да). Это объ­яс­ня­ет­ся тем, что в том ви­де, в ка­ком зо­ла и шлак от­пу­с­ка­ют­ся с ТЭС, они мо­гут быть ис­поль­зо­ва­ны в весь­ма не­боль­ших объ­ё­мах в ка­че­ст­ве до­ба­вок или на­пол­ни­те­лей при про­из­вод­ст­ве стро­и­тель­ных ма­те­ри­а­лов.

Кар­ди­наль­ное ре­ше­ние из­ло­жен­ных про­блем да­ёт толь­ко ком­плекс­ное ис­поль­зо­ва­ние уг­лей, ос­но­ван­ное на га­зи­фи­ка­ции ор­га­ни­че­с­кой мас­сы уг­лей при пол­ном ис­поль­зо­ва­нии их ми­не­раль­ных ком­по­нен­тов. Тех­но­ло­гия ком­плекс­но­го ис­поль­зо­ва­ния уг­лей ре­ша­ет це­лый ряд круп­ных на­уч­но-тех­ни­че­с­ких про­блем:

•     по­яв­ля­ет­ся воз­мож­ность ис­поль­зо­ва­ния уг­лей ва­ло­вой вы­ем­ки, что сни­ма­ет про­бле­му на­коп­ле­ния от­хо­дов обо­га­ще­ния уг­лей;
•     про­дук­ты га­зи­фи­ка­ции топ­ли­ва име­ют объ­ём в 2–3 ра­за мень­ший, чем про­дук­ты его пол­но­го сго­ра­ния, по­это­му си­с­те­ма их очи­ст­ки от пы­ли и со­еди­не­ний се­ры зна­чи­тель­но мень­ше и про­ще;
•     при га­зи­фи­ка­ции топ­ли­ва се­ра об­ра­зу­ет се­ро­во­до­род, пе­ре­ра­бот­ка ко­то­ро­го в эле­мен­тар­ную се­ру бо­лее рен­та­бель­на, чем ди­ок­си­да се­ры;
•    си­с­те­мы очи­ст­ки про­дук­тов га­зи­фи­ка­ции от пы­ли, ок­си­дов се­ры и азо­та поз­во­ля­ют до­ве­с­ти тех­ни­ко-эко­но­ми­че­с­кие по­ка­за­те­ли кот­ла, ра­бо­та­ю­ще­го на уг­ле, до уров­ня кот­лов, ра­бо­та­ю­щих на при­род­ном га­зе;
•     кри­с­тал­ло­хи­ми­че­с­кий со­став ми­не­раль­ной ча­с­ти уг­ля по­сле га­зи­фи­ка­ции до­ста­точ­но тех­но­ло­ги­чен для даль­ней­шей пе­ре­ра­бот­ки;
•     га­зи­фи­ка­ция уг­ля поз­во­лит ши­ро­ко ис­поль­зо­вать бо­лее эф­фек­тив­ные па­ро-га­зо­вые цик­лы про­из­вод­ст­ва эле­к­т­ро­энер­гии, что сей­час воз­мож­но толь­ко при ра­бо­те на при­род­ном га­зе.

В Рос­сии имел­ся боль­шой опыт по га­зи­фи­ка­ции уг­лей, и к 1958 го­ду в экс­плу­а­та­ции на­хо­ди­лось свы­ше 350 га­зо­ге­не­ра­тор­ных стан­ций, на ко­то­рых бы­ло ус­та­нов­ле­но 2500 га­зо­ге­не­ра­то­ров раз­лич­ных раз­ме­ров и кон­ст­рук­ций, вы­ра­ба­ты­вав­ших D35 млрд. м3 ото­пи­тель­ных и тех­но­ло­ги­че­с­ких га­зов. В 60-х го­дах в свя­зи с ин­тен­сив­ным вне­д­ре­ни­ем при­род­но­го га­за про­из­вод­ст­во ис­кус­ст­вен­но­го га­за бы­ло прак­ти­че­с­ки пре­кра­ще­но.

Ра­бо­ты в этой об­ла­с­ти энер­ге­ти­ки пе­ре­шли в ста­дию НИР и ОКР. Про­цесс га­зи­фи­ка­ции от­ра­ба­ты­вал­ся для уг­лей раз­лич­ных ма­рок Кан­ско-Ачин­ско­го и Куз­нец­ко­го бас­сей­нов, При­озёр­но­го и Шу­бар­куль­ско­го ме­с­то­рож­де­ний, вы­со­ко­золь­ных уг­лей Па­ми­ра, Эки­ба­с­туз­ско­го и Под­мо­с­ков­но­го бас­сей­нов, уг­лей стран Вос­точ­ной Ев­ро­пы и др. Ре­зуль­та­ты этих НИР бы­ли ис­поль­зо­ва­ны при раз­ра­бот­ке про­ек­та па­ро­га­зо­вой ус­та­нов­ки с вну­т­ри­цик­ло­вой га­зи­фи­ка­ци­ей уг­ля ОП­ГУ-250, стро­и­тель­ст­во ко­то­рой на­ме­ча­лось на Ки­ров­ской ТЭЦ-5. Со­глас­но про­ект­ным дан­ным эта ус­та­нов­ка по срав­не­нию с обыч­ной тех­но­ло­ги­ей сжи­га­ния уг­ля обес­пе­чи­ва­ет (да­же без учё­та про­из­вод­ст­ва сер­ной кис­ло­ты) эко­но­мию топ­ли­ва на 8%, эко­но­мию ка­пи­таль­ных за­трат на 10%, эко­но­мию при­ве­ден­ных за­трат до 11%. Кро­ме то­го, по про­ек­ту ОП­ГУ с вну­т­рен­ней га­зи­фи­ка­ци­ей рас­ход ме­тал­ла со­ста­вит 9.1 кг/кВт'ч, тог­да как на су­ще­ст­ву­ю­щих ТЭЦ он со­став­ля­ет 23 кг/кВт'ч. При этом воз­дей­ст­вие на ок­ру­жа­ю­щую сре­ду ока­зы­ва­ет­ся го­раз­до ме­нее зна­чи­тель­ным.

Круп­ные за­ру­беж­ные фир­мы, за­ни­ма­ю­щи­е­ся тех­но­ло­ги­ей пе­ре­ра­бот­ки уг­лей, до­ста­точ­но ин­тен­сив­но про­дол­жа­ют ре­а­ли­за­цию сво­их на­уч­но-тех­ни­че­с­ких про­грамм по га­зи­фи­ка­ции уг­лей, счи­тая, что при бла­го­при­ят­ной конъ­юнк­ту­ре они мо­гут дать ос­но­ву для со­зда­ния боль­ших про­из­вод­ст­вен­ных мощ­но­с­тей. В на­сто­я­щее вре­мя в раз­лич­ной ста­дии го­тов­но­с­ти к про­мы­ш­лен­но­му вне­д­ре­нию на­хо­дит­ся бо­лее 30 раз­ра­бо­ток по га­зи­фи­ка­ции уг­лей (РУР-100, Шелл-Коп­перс и др.).

На­коп­лен­ный ог­ром­ный опыт по тех­но­ло­гии га­зи­фи­ка­ции уг­лей да­ёт ос­но­ва­ние счи­тать, что со­зда­ние мощ­но­го га­зо­ге­не­ра­то­ра для энер­ге­ти­ки впол­не ре­аль­но уже в не­да­лё­ком бу­ду­щем. Это бу­дут ус­та­нов­ки мощ­но­с­тью 60–100 т/час по уг­лю (или 100–150 тыс. м3/час по га­зу), ра­бо­та­ю­щие под дав­ле­ни­ем 1–2 МПа, с уме­рен­ным обо­га­ще­ни­ем ду­тья кис­ло­ро­дом (до 40–50%). Га­зи­фи­ка­ция уг­ля бу­дет про­из­во­дить­ся во взве­шен­ном со­сто­я­нии (ки­пя­щий слой, цир­ку­ли­ру­ю­щий ки­пя­щий слой, фа­кель­ный ре­жим и т.п.) с су­хим зо­ло­уда­ле­ни­ем. Тех­но­ло­гия очи­ст­ки ге­не­ра­тор­ных га­зов от пы­ли и сер­ни­с­тых со­еди­не­ний мо­жет быть впол­не по­за­им­ст­во­ва­на из дру­гих от­рас­лей, на­при­мер, из­ве­с­тен мно­го­лет­ний опыт ра­бо­ты Ще­кин­ско­го га­зо­во­го за­во­да. Из­ве­ст­ны так­же спо­со­бы по­лу­че­ния се­ры или сер­ной кис­ло­ты из улов­лен­ных се­ро­со­дер­жа­щих га­зов.

Об­ра­зу­ю­ща­я­ся в про­цес­се га­зи­фи­ка­ции зо­ла пред­став­ля­ет со­бой цен­ное ми­не­раль­ное сы­рьё, ко­то­рое мо­жет быть ис­поль­зо­ва­но в стро­и­тель­ной ин­ду­с­т­рии, сель­ском хо­зяй­ст­ве (для ней­т­ра­ли­за­ции кис­лых почв), ме­тал­лур­гии, гор­ном де­ле и др. от­рас­лях. По хи­ми­че­с­ко­му со­ста­ву зо­лы на 94–96% со­сто­ят из SiO2, Al2O3, Fe2O3 и CaO; 4–6% мас­сы зо­лы при­хо­дит­ся на до­лю MgO, Na2O, K2O, TiO2, P2O5 и MnO, ко­то­рые са­мо­сто­я­тель­но­го зна­че­ния не име­ют, и це­ло­го ря­да ред­ких эле­мен­тов, из ко­то­рых гер­ма­ний и уран име­ют про­мы­ш­лен­ное зна­че­ние, и по ним под­счи­ты­ва­ют­ся за­па­сы в ус­та­нов­лен­ном по­ряд­ке, а Sc, Ga, Zr, V, Nb, Tr2O3, Au, Ag, пла­ти­но­и­ды мо­гут из­вле­кать­ся в ка­че­ст­ве по­пут­ной про­дук­ции. Ос­нов­ные на­прав­ле­ния ис­поль­зо­ва­ния зо­лы и шла­ка ТЭС в стро­и­тель­ной ин­ду­с­т­рии пред­став­ле­ны на рис. 1, и они мо­гут со­ста­вить не ме­нее 10–12 млн.т/год.

Кро­ме то­го, зо­лы це­ло­го ря­да уголь­ных ме­с­то­рож­де­ний РФ со­дер­жат 30-40% Al2O3, что ста­вит их в раз­ряд ис­точ­ни­ков сы­рья для круп­но­тон­наж­но­го про­из­вод­ст­ва гли­но­зё­ма. По та­ким кри­те­ри­ям ка­че­ст­ва, как от­но­ше­ние Al2O31SiO2I0.6 и Al2O31Fe2O3<9 вы­со­ко­гли­но­зё­ми­с­тые зо­лы очень близ­ки к не­фе­ли­но­во­му кон­цен­т­ра­ту и урти­там. Дан­ное сы­рьё впол­не мо­жет пе­ре­ра­ба­ты­вать­ся ана­ло­гич­но то­му, как это де­ла­ет­ся для не­фе­ли­но­во­го сы­рья на Вол­хов­ском, Пи­ка­лёв­ском и Кан­ско-Ачин­ском ком­би­на­тах. Схе­ма пе­ре­ра­бот­ки зо­лы по спе­ка­тель­ной тех­но­ло­гии с из­ве­ст­ня­ком пред­став­ле­на на рис. 2. Она вклю­ча­ет в се­бя по­лу­че­ние са­мо­рас­сы­па­ю­щих­ся спё­ков, со­сто­я­щих из двух­каль­ци­е­во­го си­ли­ка­та (b®g 2CaO'SiO2) и рас­тво­ри­мых алю­ми­на­тов каль­ция (CaO'Al2O3, 5CaO'3Al2O3), со­до­вое вы­ще­ла­чи­ва­ние, обес­крем­ни­ва­ние алю­ми­нат­но­го рас­тво­ра, его кар­бо­ни­за­цию и каль­ци­на­цию осад­ка с по­лу­че­ни­ем то­вар­но­го гли­но­зё­ма. Об­ра­зу­ю­щий­ся при вы­ще­ла­чи­ва­нии спё­ков бе­ли­то­вый шлам по сво­им фи­зи­ко-хи­ми­че­с­ким свой­ст­вам яв­ля­ет­ся сы­рь­ём, под­го­тов­лен­ным для це­мент­но­го про­из­вод­ст­ва.

Для вы­со­ко­же­ле­зи­с­тых зол воз­мож­но вы­де­ле­ние же­ле­зо­со­дер­жа­ще­го кон­цен­т­ра­та, близ­ко­го по со­ста­ву же­ле­зо­руд­но­му аг­ло­ме­ра­ту, ко­то­рый пе­ре­ра­ба­ты­ва­ет­ся ме­то­дом вос­ста­но­ви­тель­ной плав­ки с по­лу­че­ни­ем ме­тал­ла (Fe>95%), суль­фа­та алю­ми­ния (ко­а­гу­лянт) и ред­ко­ме­таль­ных кон­цен­т­ра­тов (на­при­мер, скан­ди­е­во­го) (рис. 3).

Зо­лы ТЭС, ко­то­рые по со­дер­жа­нию ли­ми­ти­ру­е­мых ком­по­нен­тов или иным при­чи­нам, не от­ве­ча­ют тре­бо­ва­ни­ям стро­и­тель­ной, ме­тал­лур­ги­че­с­кой и др. от­рас­лей, оче­вид­но, мож­но ис­поль­зо­вать в ка­че­ст­ве ма­те­ри­а­лов за­кла­доч­ных сме­сей для за­пол­не­ния под­зем­ных ка­мер от­ра­бо­тан­ных уча­ст­ков ме­с­то­рож­де­ний по­лез­ных ис­ко­па­е­мых. Для Под­мо­с­ков­но­го бу­ро­уголь­но­го бас­сей­на пред­став­ля­ет ин­те­рес ис­поль­зо­ва­ние для этих це­лей от­хо­дов фо­с­фо­гип­са Вос­кре­сен­ско­го хим­ком­би­на­та (в ка­че­ст­ве вя­жу­ще­го) и зо­ло­от­ва­лов, на­коп­лен­ных теп­ло­вы­ми эле­к­т­ро­стан­ци­я­ми, ра­бо­та­ю­щи­ми на бу­рых уг­лях Под­мо­с­ков­но­го бас­сей­на.

Та­ким об­ра­зом, в ХХI ве­ке на­и­боль­шие пер­спек­ти­вы име­ют энер­го­тех­но­ло­ги­че­с­кие ком­би­на­ты по ком­плекс­но­му ис­поль­зо­ва­нию уг­лей, ко­то­рые на­ря­ду с про­из­вод­ст­вом эле­к­т­ри­че­с­кой и теп­ло­вой энер­ги­и бу­дут про­из­во­дить до­пол­ни­тель­но строй­ма­те­ри­а­лы, гли­но­зём, це­мент и др. ви­ды гор­но­хи­ми­че­с­кой про­дук­ции. Та­кие ком­би­на­ты зна­чи­тель­но сни­зят ущерб, на­но­си­мый при­ро­де, как за счёт умень­ше­ния вред­ных вы­бро­сов, так и за счёт со­кра­ще­ния объ­ё­мов до­бы­чи гор­но­хи­ми­че­с­ко­го сы­рья.

Журнал "Горная Промышленность" №3 2001

mining-media.ru

Основные принципы работы ТЭС

Что такое тепловая электрическая станция и каковы же принципы работы ТЭС? Общее определение таких объектов звучит примерно следующим образом - это энергетические установки, которые занимаются переработкой природной энергии в электрическую. Для этих целей также используется топливо природного происхождения.

Принцип работы ТЭС. Краткое описание

На сегодняшний день наибольшее распространение получили именно тепловые электростанции. На таких объектах сжигается органическое топливо, которое выделяет тепловую энергию. Задача ТЭС - использовать эту энергию, чтобы получить электрическую.

Принцип работы ТЭС - это выработка не только электрической энергии, но и производство тепловой энергии, которая также поставляется потребителям в виде горячей воды, к примеру. Кроме того, эти объекты энергетики вырабатывают около 76% всей электроэнергии. Такое широкое распространение обусловлено тем, что доступность органического топлива для работы станции довольно велико. Второй причиной стало то, что транспортировка топлива от места его добычи к самой станции - это довольно простая и налаженная операция. Принцип работы ТЭС построен так, что имеется возможность использовать отработавшее тепло рабочего тела для вторичной поставки его потребителю.

Разделение станций по типу

Стоит отметить, что тепловые станции могут делиться на типы в зависимости от того, какой именно вид энергии они производят. Если принцип работы ТЭС заключается лишь в производстве электрической энергии (то есть тепловая энергия не поставляет потребителю), то ее называют конденсационной (КЭС).

Объекты, предназначенные для производства электрической энергии, для отпуска пара, а также поставки горячей воды потребителю, имеют вместо конденсационных турбин паровые. Также в таких элементах станции имеется промежуточный отбор пара или же устройство противодавления. Главным преимуществом и принципом работы ТЭС (ТЭЦ) такого типа стало то, что отработанный пар также используется в качестве источника тепла и поставляется потребителям. Таким образом, удается сократить потерю тепла и количество охлаждающей воды.

Основные принципы работы ТЭС

Прежде чем перейти к рассмотрению самого принципа работы, необходимо понять, о какой именно станции идет речь. Стандартное устройство таких объектов включает в себя такую систему, как промежуточный перегрев пара. Она необходима потому, что тепловая экономичность схемы с наличием промежуточного перегрева, будет выше, чем в системе, где она отсутствует. Если говорить простыми словами, принцип работы ТЭС, имеющей такую схему, будет гораздо эффективнее при одних и тех же начальных и конечных заданных параметрах, чем без нее. Из всего этого можно сделать вывод, что основа работы станции - это органическое топливо и нагретый воздух.

Схема работы

Принцип работы ТЭС построен следующим образом. Топливный материал, а также окислитель, роль которого чаще всего берет на себя подогретый воздух, непрерывным потоком подаются в топку котла. В роли топлива могут выступать такие вещества, как уголь, нефть, мазут, газ, сланцы, торф. Если говорить о наиболее распространенном топливе на территории Российской Федерации, то это угольная пыль. Далее принцип работы ТЭС строится таким образом, что тепло, которое образуется за счет сжигания топлива, нагревает воду, находящуюся в паровом котле. В результате нагрева происходит преобразование жидкости в насыщенный пар, который по пароотводу поступает в паровую турбину. Основное предназначение этого устройства на станции заключается в том, чтобы преобразовать энергию поступившего пара, в механическую.

Все элементы турбины, способные двигаться, тесно связываются с валом, вследствие чего они вращаются, как единый механизм. Чтобы заставить вращаться вал, в паровой турбине осуществляется передача кинетической энергии пара ротору.

Механическая часть работы станции

Устройство и принцип работы ТЭС в ее механической части связан с работой ротора. Пар, который поступает из турбины, имеет очень высокое давление и температуру. Из-за этого создается высокая внутренняя энергия пара, которая и поступает из котла в сопла турбины. Струи пара, проходя через сопло непрерывным потоком, с высокой скоростью, которая чаще всего даже выше звуковой, воздействуют на рабочие лопатки турбины. Эти элементы жестко закреплены на диске, который, в свою очередь, тесно связан с валом. В этот момент времени происходит преобразование механической энергии пара в механическую энергию турбин ротора. Если говорить точнее о принципе работы ТЭС, то механическое воздействие влияет на ротор турбогенератора. Это из-за того, что вал обычного ротора и генератора тесно связываются между собой. А далее происходит довольно известный, простой и понятный процесс преобразования механической энергии в электрическую в таком устройстве, как генератор.

Движение пара после ротора

После того как водяной пар проходит турбину, его давление и температура значительно опускаются, и он поступает в следующую часть станции - конденсатор. Внутри этого элемента происходит обратное превращение пара в жидкость. Для выполнения этой задачи внутри конденсатора имеется охлаждающая вода, которая поступает туда посредством труб, проходящих внутри стен устройства. После обратного преобразования пара в воду, она откачивается конденсатным насосом и поступает в следующий отсек - деаэратор. Также важно отметить, что откачиваемая вода, проходит сквозь регенеративные подогреватели.

Основная задача деаэратора - это удаление газов из поступающей воды. Одновременно с операцией очистки, осуществляется и подогрев жидкости так же, как и в регенеративных подогревателях. Для этой цели используется тепло пара, которое отбирается из того, что следует в турбину. Основное предназначение операции деаэрации состоит в том, чтобы понизить содержание кислорода и углекислого газа в жидкости до допустимых значений. Это помогает снизить скорость влияние коррозии на тракты, по которым идет поставка воды и пара.

Станции на угле

Наблюдается высокая зависимость принципа работы ТЭС от вида топлива, которое используется. С технологической точки зрения наиболее сложным в реализации веществом является уголь. Несмотря на это, сырье является основным источником питания на таких объектах, число которых примерно 30% от общей доли станций. К тому же планируется увеличивать количество таких объектов. Также стоит отметить, что количество функциональных отсеков, необходимых для работы станции, гораздо больше, чем у других видов.

Как работают ТЭС на угольном топливе

Для того чтобы станция работала непрерывно, по железнодорожным путям постоянно привозят уголь, который разгружается при помощи специальных разгрузочных устройств. Далее имеются такие элементы, как транспортерные ленты, по которым разгруженный уголь подается на склад. Далее топливо поступает в дробильную установку. При необходимости есть возможность миновать процесс поставки угля на склад, и передавать его сразу к дробилкам с разгрузочных устройств. После прохождения этого этапа раздробленное сырье поступает в бункер сырого угля. Следующий шаг - это поставка материала через питатели в пылеугольные мельницы. Далее угольная пыль, используя пневматический способ транспортировки, подается в бункер угольной пыли. Проходя этот путь, вещество минует такие элементы, как сепаратор и циклон, а из бункера уже поступает через питатели непосредственно к горелкам. Воздух, проходящий сквозь циклон, засасывается мельничным вентилятором, после чего подается в топочную камеру котла.

Далее движение газа выглядит примерно следующим образом. Летучее вещество, образовавшееся в камере топочного котла, проходит последовательно такие устройства, как газоходы котельной установки, далее, если используется система промежуточного перегрева пара, газ подается в первичный и вторичный пароперегреватель. В этом отсеке, а также в водяном экономайзере газ отдает свое тепло на разогрев рабочего тела. Далее установлен элемент, называющийся воздухоперегревателем. Здесь тепловая энергия газа используется для подогрева поступающего воздуха. После прохождения всех этих элементов, летучее вещество переходит в золоуловитель, где очищается от золы. После этого дымовые насосы вытягивают газ наружу и выбрасывают его в атмосферу, использую для этого газовую трубу.

ТЭС и АЭС

Довольно часто возникает вопрос о том, что общего между тепловыми и атомными станциями и есть ли сходство в принципах работы ТЭС и АЭС.

Если говорить об их сходстве, то их несколько. Во-первых, обе они построены таким образом, что для своей работы используют природный ресурс, являющийся ископаемым и иссекаемым. Кроме этого, можно отметить, что оба объекта направлены на то, чтобы вырабатывать не только электрическую энергию, но и тепловую. Сходства в принципах работы также заключаются и в том, что ТЭС и АЭС имеют турбины и парогенераторы, участвующие в процессе работы. Далее имеются лишь некоторые отличие. К ним можно отнести то, что, к примеру, стоимость строительства и электроэнергии, полученной от ТЭС гораздо ниже, чем от АЭС. Но, с другой стороны, атомные станции не загрязняют атмосферу до тех пор, пока отходы утилизируются правильным образом и не происходит аварий. В то время как ТЭС из-за своего принципа работы постоянно выбрасывают в атмосферу вредные вещества.

Здесь кроется и главное отличие в работе АЭС и ТЭС. Если в тепловых объектах тепловая энергия от сжигания топлива передается чаще всего воде или преобразуется в пар, то на атомных станциях энергию берут от деления атомов урана. Полученная энергия расходится для нагрева самых разных веществ и вода здесь используется довольно редко. К тому же все вещества находятся в закрытых герметичных контурах.

Теплофикация

На некоторых ТЭС в их схемах может быть предусмотрена такая система, которая занимается теплофикацией самой электростанции, а также прилегающего поселка, если таковой имеется. К сетевым подогревателям этой установки, пар отбирается от турбины, а также имеется специальная линия для отвода конденсата. Вода подводится и отводится по специальной системе трубопровода. Та электрическая энергия, которая будет вырабатываться таким образом, отводится от электрического генератора и передается потребителю, проходя через повышающие трансформаторы.

Основное оборудование

Если говорить об основных элементах, эксплуатирующихся на тепловых электрических станциях, то это котельные, а также турбинные установки в паре с электрическим генератором и конденсатором. Основным отличием основного оборудования от дополнительного стало то, что оно имеет стандартные параметры по своей мощности, производительности, по параметрам пара, а также по напряжению и силе тока и т. д. Также можно отметить, что тип и количество основных элементов выбираются в зависимости от того, какую мощность необходимо получить от одной ТЭС, а также от режима ее эксплуатации. Анимация принципа работы ТЭС может помочь разобраться в этом вопросе более детально.

загрузка...

fjord12.ru

Комплексное использование углей на ТЭС

Комплексное использование углей на ТЭС

Современное состояние энергетики России характеризуется широким использованием природного газа для производства электрической и тепловой энергии. Вместе с тем, складывающаяся в настоящее время экономическая ситуация в стране и новые экономические отношения между субъектами хозяйствования требуют увеличения доли углей в топливном балансе электростанций, которая в настоящее время составляет -25-29%. Однако расширение доли использования углей в энергетике связано с целым рядом негативных последствий, которые трансформируются в серьезные технические трудности и значительные экономические затраты. В частности, ужесточающиеся требования экологической безопасности производства требуют решения проблемы очистки дымовых газов и утилизации зольных и шлаковых отходов. При этом последние по масштабам накопления сопоставимы с объемами добычи руд на крупных месторождениях горно-химического сырья.

Значения нормативов выбросов вредных веществ для котельных установок средней и большой мощности, представленные, отражают скорее технические возможности энергетики, но не требования экологии. Поэтому окружающая среда в зоне действия тепловых электростанций быстро деградирует, а ее нарушение приводит к серьезным экономическим и социальным последствиям (снижение продуктивности сельхозугодий, нарушение здоровья людей, кислотная коррозия зданий и сооружении, снижение концентрации кислорода и т.д.), которые не учитываются в методиках оценки ущерба от деятельности электростанций.

Сравнение различных видов топлива по степени вредности возможно по соотношению частных показателей вредности, выраженных в долях ПДК соответствующих веществ.

Из приведенных данных видно, что дымовые газы из углей имеют более высокие показатели вредности, чем таковые из природного газа. В этой связи, одной из основных проблем энергетики XXI века будет доведение экологической безопасности ТЭС, работающих на угле, до уровня электростанций, работающих на природном газе. Только при этом условии возможно увеличение выработки электроэнергии ТЭС, работающими на угле. Однако, при современной технологии сжигания углей возможности снижения выбросов ТЭС весьма ограничены.

Уменьшение количества выбросов оксидов серы и пыли возможно путем использования более качественного угля, имеющего низкое содержание золы и серы, а также за счет создания более эффективной аппаратуры по очистке дымовых газов. Обогащение угля не решает этих проблем коренным образом, т.к. позволяет несколько снизить зольность угля и всего на 15-20% уменьшить в нем содержание серы. Одновременно возникают проблемы с использованием отходов углеобогащения, которые необходимо складировать; при этом они также не безвредны. Строительство высоких труб ТЭС также не решает эти задачи, т.к. уменьшая концентрацию вредных веществ в приземных слоях атмосферы в районе непосредственного действия ТЭС, они только увеличивают площадь и время загрязнения территории до опасных пределов.

К сожалению за последнее столетие в энергетике не было найдено оптимального решения в разработке и строительстве систем пылегазоочистки дымовых газов. Даже лучшие из этих систем, не решая проблемы в целом, увеличивают стоимость установленного киловатта мощности на ТЭС на 30-40%, а себестоимость вырабатываемой энергии на 15-20%. Капиталовложения в систему газоочистки достаточно велики и обычно составляют 30-60% от стоимости основного оборудования. Применяемый в промышленности способ очистки дымовых газов ТЭС от 502 с использованием извести (СаО) или известняка (СаО3) недостаточно эффективен, поскольку степень улавливания серы этим методом составляет 50-80%. Кроме того, на нейтрализацию 1 т серы теоретически требуется израсходовать 3 т известняка. Учитывая, что уже сейчас выбросы серы тепловыми угольными электростанциями превышают 4 млн.т в год, то на нейтрализацию эквивалентного количества 502 потребуется не менее 12 млн.т известняка. Практически же расход известняка должен составить 18-23 млн.т. Образующиеся при этом сульфат-сульфитные шламы не могут быть использованы в народном хозяйстве и только увеличивают объемы золо-шламохранилищ ТЭС почти в 1.5 раза.

Значительно большее содержание оксидов азота .при сжигании углей, чем при сжигании природных газов, связано с образованием в топках так называемых "топливных" оксидов азота, т.е. соединений, образующихся из азота органической массы угля. Поэтому снизить содержание оксидов азота в уходящих газах при сжигании углей до уровня их содержания в продуктах сгорания газа в настоящее время невозможно.

Помимо газовых и пылевых выбросов значительный ущерб природной среде наносят шлако- и золоотвалы ТЭС. Занимаемая ими площадь составляет около 20 тыс. га и ежегодно увеличивается примерно на 4%.

Степень использования золо-шлаковых отходов в России невелика. В 1990-91 гг. в РФ использовалось 3.8 млн. т золы и шлака ТЭС, а в настоящее время используется только 1.8 млн. т в год (3.6% выхода). Это объясняется тем, что в том виде, в каком зола и шлак отпускаются с ТЭС, они могут быть использованы в весьма небольших объемах в качестве добавок или наполнителей при производстве строительных материалов.

Кардинальное решение изложенных проблем дает только комплексное использование углей, основанное на газификации органической массы углей при полном использовании их минеральных компонентов. Технология комплексного использования углей решает целый ряд крупных научно-технических проблем:

появляется возможность использования углей валовой выемки, что снимает проблему накопления отходов обогащения углей;

продукты газификации топлива имеют объем в 2-3 раза меньший, чем продукты его полного сгорания, поэтому система их очистки от пыли и соединений серы значительно меньше и проще;

при газификации топлива сера образует сероводород, переработка которого в элементарную серу более рентабельна, чем диоксида серы;

системы очистки продуктов газификации от пыли, оксидов серы и азота позволяют довести технико-экономические показатели котла, работающего на угле, до уровня котлов, работающих на природном газе;

кристаллохимический состав минеральной части угля после газификации достаточно технологичен для дальнейшей переработки;

газификация угля позволит широко использовать более эффективные паро-газовые циклы производства электроэнергии, что сейчас возможно только при работе на природном газе.

В России имелся большой опыт по газификации углей, и к 1958 году в эксплуатации находилось свыше 350 газогенераторных станций, на которых было установлено 2500 газогенераторов различных размеров и конструкций, вырабатывавших -35 млрд. м3 отопительных и технологических газов. В 60-х годах в связи с интенсивным внедрением природного газа производство искусственного газа было практически прекращено.

Работы в этой области энергетики перешли в стадию НИР и ОКР. Процесс газификации отрабатывался для углей различных марок Канско-Ачинского и Кузнецкого бассейнов, Приозерного и Шубаркульского месторождений, высокозольных углей Памира, Экибастузского и Подмосковного бассейнов, углей стран Восточной Европы и др. Результаты этих НИР были использованы при разработке проекта парогазовой установки с внутрицикловой газификацией угля ОПГУ-250, строительство которой намечалось на Кировской ТЭЦ-5. Согласно проектным данным эта установка по сравнению с обычной технологией сжигания угля обеспечивает (даже без учета производства серной кислоты) экономию топлива на 8%, экономию капитальных затрат на 10%, экономию приведенных затрат до 11%. Кроме того, по проекту ОПГУ с внутренней газификацией расход металла составит 9.1 кг/кВт-ч, тогда как на существующих ТЭЦ он составляет 23 кг/кВт-ч. При этом воздействие на окружающую среду оказывается гораздо менее значительным.

Крупные зарубежные фирмы, занимающиеся технологией переработки углей, достаточно интенсивно продолжают реализацию своих научно-технических программ по газификации углей, считая, что при благоприятной конъюнктуре они могут дать основу для создания больших производственных мощностей. В настоящее время в различной стадии готовности к промышленному внедрению находится более 30 разработок по газификации углей (РУР-100, Шелл-Копперс и др.).

Накопленный огромный опыт по технологии газификации углей дает основание считать, что создание мощного газогенератора для энергетики вполне реально уже в недалеком будущем. Это будут установки мощностью 60-100 т/час по углю (или 100-150 тыс. м3/час по газу), работающие под давлением 1-2 МПа, с умеренным обогащением дутья кислородом (до 40-50%). Газификация угля будет производиться во взвешенном состоянии (кипящий слой, циркулирующий кипящий слой, факельный режим и т.п.) с сухим золоудалением. Технология очистки генераторных газов от пыли и сернистых соединений может быть вполне позаимствована из других отраслей, например, известен многолетний опыт работы Щекинского газового завода. Известны также способы получения серы или серной кислоты из уловленных серосодержащих газов.

Образующаяся в процессе газификации зола представляет собой ценное минеральное сырье, которое может быть использовано в строительной индустрии, сельском хозяйстве (для нейтрализации кислых почв), металлургии, горном деле и др. отраслях. По химическому составу золы на 94-96% состоят из и СаО; 4-6% массы золы приходится на долю и которые самостоятельного значения не имеют, и целого ряда редких элементов, из которых германий и уран имеют промышленное значение, и по ним подсчитываются запасы в установленном порядке, a  платиноиды могут извлекаться в качестве попутной продукции.

Кроме того, золы целого ряда угольных месторождений РФ содержат 30-40%, что ставит их в разряд источников сырья для крупнотоннажного производства глинозема. По таким критериям качества,  высокоглиноземистые золы очень близки к нефелиновому концентрату и уртитам. Данное сырье вполне может перерабатываться аналогично тому, как это делается для нефелинового сырья на Волховском, Пикалевском и Канско-Ачинском комбинатах. Она включает в себя получение саморассыпающихся спеков, состоящих из двухкальциевого силиката, содовое выщелачивание, обескремнивание алюминатного раствора, его карбонизацию и кальцинацию осадка с получением товарного глинозема. Образующийся при выщелачивании спеков белитовый шлам по своим физико-химическим свойствам является сырьем, подготовленным для цементного производства.

Для высокожелезистых зол возможно выделение железосодержащего концентрата, близкого по составу железорудному агломерату, который перерабатывается методом восстановительной плавки с получением металла (Fe>95%), сульфата алюминия (коагулянт) и редкометальных концентратов (например, скандиевого). Золы ТЭС, которые по содержанию лимитируемых компонентов или иным причинам, не отвечают требованиям строительной, металлургической и др. отраслей, очевидно, можно использовать в качестве материалов закладочных смесей для заполнения подземных камер отработанных участков месторождений полезных ископаемых. Для Подмосковного буроугольного бассейна представляет интерес использование для этих целей отходов фосфогипса Воскресенского химкомбината (в качестве вяжущего) и золоотвалов, накопленных тепловыми электростанциями, работающими на бурых углях Подмосковного бассейна.

Таким образом, в XXI веке наибольшие перспективы имеют энерготехнологические комбинаты по комплексному использованию углей, которые наряду с производством электрической и тепловой энергии будут производить дополнительно стройматериалы, глинозем, цемент и др. виды горнохимической продукции. Такие комбинаты значительно снизят ущерб, наносимый природе, как за счет уменьшения вредных выбросов, так и за счет сокращения объемов добычи горнохимического сырья.

www.oborudka.ru

Проблемы угольных ТЭС | Энергетика

Больше столетия использовался уголь во всем мире для выработки электроэнергии и тепла. Сегодня только 40 % электроэнергии производится на каменных и бурых углях, и их доля от страны к стране сильно колеблется. В Германии 56 % электроэнергии генерируется таким образом.В будущем угли также будут играть важную роль в энергообеспечении и прежде всего – в производстве электроэнергии, так как они имеются вблизи всех мировых регионов в достаточных количествах. Исходя из сегодняшнего мирового потребления с учетом настоящих запасов добычи в пределах колеблющихся величин запасов углей хватит минимум на 180 лет. Но со временем растет также и потребность в электроэнергии.Всемирный банк и Международное Энергетическое агентство предсказывают дальнейший рост потребления углей на ближайшие 20 лет.Надо также принять во внимание, что будет расти и использование природного газа. Зато возобновляемые источники энергии могут достигнуть сравнительно небольшого прироста.Новые расчеты Международного энергетического агентства показывают, что 70 % угольных ТЭС будут построены в развивающихся и быстроразвивающихся странах, прежде всего в Южной и Восточной Азиях. Здесь все указывает на то, что собственные достаточные угольные ресурсы должны использоваться для покрытия чрезмерно растущих потребностей в электроэнергии.Использование угля в качестве энергоносителя осуществляется исключительно путем его сжигания, следствием которого всегда является образование С02, S02 и NOx. Многие считают, что долгосрочный массовый выброс этих газов в атмосферу может изменить климат.Во всем мире будут предприняты огромные усилия, чтобы внедрить на угольных ТЭС новые эффективные экологичные технологии. Их основная цель состоит в том, чтобы повысить КПД использования топлива и снизить вредные выбросы.В рамках программы исследования и развития чистых угольных технологий, названных в Германии «С02- бедные ТЭС», представляется хорошая возможность существенно повысить КПД. При этом рассматриваются три стратегии:1. Развитие эффективных технологий. К ним относится объединение устремлений:• к высокотемпературным газовым турбинам;• сжиганию углей с низкими выбросами;• апробированию новых жаростойких материалов как для паровых и газовых турбин, так и для парогенераторов.2. Новые исследования технологий угольных ТЭС:• сжигание угольной пыли под давлением в комбинации с ПТУ;• сжигание исключительно подсушенных бурых углей;• интегрированная газификация углей, в комбинации с ПГУ;• сжигание в ИКС с предварительной частичной газификацией углей;3. Разработка комплекса мероприятий, как, например, достаточно широкого испытания новых рабочих тел при сверхкритических параметрах пара.

Навигация по записям

Что-то про admin

Работаю в сфере энергетики с 1998 года....

foraenergy.ru

---

• 
  Электротранс 2018
• 
  Реклоузер таврида электрик 35 кв
• 
  Сми промышленные
• 
  Энергосберегающие технологии на тэц
• 
  Ярега энергоцентр
• 
  Токи отключения линейных разъединителей
• 
  Авария i2 ретом 21
• 
  Дэс 100 инструкция по эксплуатации
• 
  Кич городецкий рэс
• 
  Виэ что это
• 
  Кто впервые передал звук на расстояние с помощью электричества