Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Исследования теплофикационной ПГУ с газификацией угля

Международная научно- практическая конференция « Малая энергетика-2006»

Клер А.М., Потанина Ю.М. (Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, Иркутск, Россия)

Тепловые электростанции на органическом топливе играют заметную роль в электроэнергетике России и в мировой электроэнергетике. Причем значительная доля этих ТЭС в выработке электроэнергии будет сохраняться, а подчас и возрастать, как минимум на протяжении первой половины XXI века. Поэтому проблема повышения энергетической и экономической эффективности теплоэнергетических установок на органическом топливе достаточно актуальна. В решении этой проблемы основным направлением является совершенствование традиционных энергетических технологий или освоение принципиально новых. Сюда относятся: повышение температуры газа перед газовой турбиной за счет совершенствования системы охлаждения проточной части и использования новых материалов сопловых и рабочих лопаток, повышение параметров острого пара в паротурбинном цикле за счет использования новых материалов пароперегревателя котла и части высокого давления турбины, процессов прямого получения электроэнергии в электрохимических генераторах, освоение процессов газификации угля и т.п.

Интерес к последнему направлению использования угля обуславливается его большими природными запасами, малыми вредными выбросами в атмосферу при сжигании газа, получаемого в процессе газификации. Отмечено, что из всех типов

теплоэнергетических установок с газификацией угля наиболее эффективно сочетаются парогазовые. Энергетические объекты такого типа, созданные на базе парогазовых установок (ПГУ), имеют существенно лучшие технико-экономические показатели в сравнении с аналогичными установками, созданными на базе паротурбинных. По сравнению с паротурбинными блоками на угле ПГУ с внутрицикловой газификацией угля позволяют использовать энергетические топлива низкого качества (угли с большим содержанием серы и т.п.) со снижением вредных выбросов в окружающую среду.

Теплоэнергетические установки характеризуются сложностью технологических схемам и процессов, протекающих в их элементах. Расчёт таких схем является довольно трудоёмким и связан с учётом большого количества физических и технических ограничений на параметры. В силу этого получать эффективные схемные решения и оптимальные параметры установок целесообразно с помощью методов математического моделирования и оптимизации.

К настоящему времени предложено достаточно много вариантов реализации процесса газификации [2, 5, 6, 7]. Большинство из них относится к двум типам: газификация в кипящем слое и газификация угольной пыли в потоке, а одним из основных отличий этих вариантов является уровень температур процесса (низко- и высокотемпературная соответственно). В высокотемпературных установках используется либо предварительно нагретый воздух, либо воздух, обогащенный кислородом. Установки, работающие с низкотемпературной газификацией, получили наибольшее распространение в Европе, а с высокотемпературной- активно развиваются в Японии [7]. К настоящему времени технология высокотемпературной газификации реализована в генераторах относительно малой мощности, до нескольких сот кВт, однако существуют предложения использовать её для крупномасштабного производства электроэнергии [6, 7].

В данной работе с помощью математического моделирования проводились исследования теплофикационной парогазовой установки с низкотемпературной газификацией угля в кипящем слое.

Расчетная схема ПГУ с низкотемпературной газификацией угля (НТГ) представлена на рис.1. Процесс газификации ведется при давлении 2,0 МПа и температуре около 900°С на паровоздушном дутье. Газогенератор включает в себя реакционную камеру, в которой происходит газификация, и конвективную шахту, заполненную испарительными и пароперегревательными поверхностями нагрева. Кроме того, в блоке газификации присутствуют мокрые скрубберы тонкой очистки продуктов газификации от золы и система устройств сухой золоочистки. Паротурбинная установка состоит из котла-утилизатора, в котором расположены конвективные поверхности нагрева, частей высокого, среднего и низкого давления паровой турбины регенеративного подогревателя, конденсатора и подогревателей сетевой воды. В схеме принято воздушное охлаждение статора и рабочих лопаток ГТ.

Для построения математических моделей ПГУ был использован программно-вычислительный комплекс «Система машинного построения программ СМПП-ПК» [1]. Также в данной работе были использованы ранее созданные в ИСЭМ СО РАН математические модели: газогенератора, в основе которой лежат уравнения энергетического баланса, материальных балансов по отдельным химическим элементам и закона действующих масс для реакций конверсии СО и конверсии СН4 водяным паром; камер сгорания газовых турбин, основанные на энергетических и материальных балансах; газоводяных и газопаровых радиационных и конвективных теплообменников, в основе которых лежат нормативные методы теплового, аэродинамического и гидравлического расчета, а также элементы их прочностного расчета; паровых, газовых турбин и компрессоров, основанные на их расчетах по отсекам и др. [1, 4]. Модель, ориентированная на конструкторский расчёт, содержит 974 информационно-входных, 926 вычисляемых и 13 итерационно - уточняемых параметров. Модель, ориентированная на поверочный расчёт, содержит 1202 информационно - входных, 907 вычисляемых и 21 итерационно уточняемый параметр. Всего оптимизировалось 39 параметров при назначенных 84 ограничениях-неравенствах. В состав оптимизируемых параметров входили: давление воздуха на выходе из воздушного компрессора, давление газа на выходе из газовой турбины, энтальпия острого пара и пара промежуточного перегрева, массовые скорости рабочего тела и внутренний диаметр труб в теплообменниках котла-утилизатора, удельный расход воздуха на газификацию угля и др. В качестве ограничений-неравенств учитывались ограничения на максимальную температуру наружных стенок труб теплообменников, механическое напряжение металла труб, влажность пара на выходе

из отсеков турбины, температуру процесса газификации, температуру уходящих газов из котла-утилизатора и др.

В зависимости от условий эксплуатации парогазовые установки могут работать в широком диапазоне нагрузок. Неизбежные отклонения от номинальных условий, на которые проектируется установка, влияют на все показатели оборудования ПТУ -мощность, надёжность, экономичность. Поэтому при выборе параметров и структуры парогазовой установки необходимо рассматривать различные режимы работы. Это в первую очередь относится к теплофикационным и полупиковым ПТУ. Исследования переменных режимов для таких установок имеют первостепенное значение, учитывая условия их работы в энергосистемах. Это является сложной проблемой, поскольку ПТУ включают в себя не только паровую, но и газовую турбину. Если в паровой турбине при изменении режима, как правило, параметры термодинамического цикла остаются неизменными, то в газотурбинной установке наряду с изменением расхода изменяются и параметры цикла.

Расчёт парогазовой установки на переменный режим сводится к совместному решению системы уравнений, характеризующих работу всех составных элементов установки при частичных нагрузках. Оптимизация с учётом переменных условий работы представляет наибольший интерес именно для ПТУ, поскольку режимы их работы сильно влияют на экономичность тепловой схемы. Они определяются следующими условиями:

а) графиками потребления электрической и тепловой энергии,

б) климатическими особенностями региона,

в) технологическими требованиями изменения параметров теплоносителей при отпуске теплоты для производственных нужд,

г) работой в условиях отказа некоторых элементов установки (работа в условиях частичного отказа).

В работе установки за расчётный период нужно выделить несколько режимов, каждому из которых соответствует своя продолжительность. Оценить эффективность работы ПТУ можно, рассматривая лишь все характерные режимы, что в свою очередь существенно усложняет задачу оптимизации. При оптимизации нужно проводить как конструкторский расчёт ПГУ в одном (как правило, номинальном) режиме, так и серию поверочных расчётов с различной тепловой нагрузкой, ориентированных на оценку тепловой эффективности при заданных внешних условиях и принятой конструкции.

Задача оптимизации состоит в том, чтобы определить конструктивные характеристики ПГУ, расходы топлива и рабочих тел, а также термодинамические параметры в расчётном режиме и параметры во всех остальных характерных режимах, обеспечивающие минимальную суммарную стоимость продукции ТЭУ (тепла и электроэнергии). При этом должны выполняться физико-технические ограничения, определяющие условия работы ПГУ, и ограничение на основной критерий оценки эффективности инвестиционных проектов - внутреннюю норму возврата капиталовложений. Предполагается, что теплофикационная ПГУ может иметь два источника тепла - основной и пиковый.

Для конструкторского расчёта в номинальном режиме оптимизация проводилась по критерию максимума электрического КПД, затем по критерию минимума капиталовложений в установку. Методика оптимизации с учётом переменного графика нагрузок подробно описана в [3].

При оптимизационных расчетах ПТУ были приняты исходные данные, представленные в табл.1. Расчётная температура наружного воздуха равна -36 °С, расчётная тепловая нагрузка-80 Гкал/ч. В неотопительный период работы пикового водогрейного котла не требуется.

Как видно из таблицы, рассмотренная ПГУ с газификацией угля обеспечивает конкурентоспособные значения цен на производимую тепловую и электрическую энергию.

По работе можно сделать следующие выводы.

1. Разработаны математические модели ПГУ с низкотемпературной газификацией угля, ориентированные на конструкторский и поверочный расчёт установки.

2. Проведены оптимизационные исследования ПГУ по критерию максимума электрического КПД установки и минимума капиталовложений.

3. При полученных в результате оптимизации конструктивных характеристиках проведены поверочные расчёты установки в нескольких характерных режимах.

4. В результате оптимизационных расчётов определены цены на тепловую и электрическую энергию

Работа выполнена при поддержке Фонда «Глобальная энергия», грант МГ-2006/04/02 «Технико-экономические оптимизационные исследования перспективных теплофикационных энергетических установок различного уровня мощности с учётом переменных условий их функционирования»

Литература

1. Методы оптимизации сложных энергетических установок / А.М.Клер, Н.П.Деканова, Т.П.Щеголева и др.- Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993. - 116 с.

2. Прутковский Е.Н, Варварский B.C., Гриценко В.И. и др. Экологические и энергетические аспекты внедрения в энергетику ПГУ с ВЦГ третьего поколения //Теплоэнергетика.-1993.- №11.-С.18-22.

3. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования / А.М.Клер, Н.П.Деканова, Э.А.Тюрина и др. - Новосибирск: Наука, 2005. - 236 с.

4. Щеголева Т.П. Математическое моделирование и технико-экономическая оптимизация парогазовых установок на угле и газе: Автореф. канд. техн. наук.- Иркутск:СЭИ СО РАН, 1995.-182 с.

5. Kobayashi K.,Yoshikawa K., Tsuji K., Shioda S. Analysis of Power Generation System on Gasification of Coal and Solid Wastes Using High Temperature Air // International Conference on MHD Power Generation and High Temperature Technologies .Beijing, PRC, Oct. 12 - 15, 1999. P.609-615.

6. Muramatsu K. / Current Situation and Prospect of High Efficiency Coal Utilization Technology in Japan // International Symposium on High Temperature Air Combustion and Gasification, Kaohsiuhg, Taiwan, Jan. 20 - 22, 1999.P. (A3-1)-(A3-13).

7. Yoshikawa K. High Efficiency Power Generation from Coal and Wastes Utilizing High Temperature Air Combustion Technology // International Symposium on Advanced Energy Technologies. Sapporo, Japan. Feb.2-4, 2000. P.440-445.