Комбинированное использование электроэнергии и топлива в металлургических процессах. Направления в повышении его ЭЭ эффективности.

Комбинированное производство электроэнергии и тепла является энергоресурсосберегающей технологией. Оно позволяет использовать 85-90% теплоты топлива, превращая значительную ее часть в электричество, принципиально более ценное, чем тепло. По сравнению с лучшими схемами раздельного производства общий расход топлива оказывается при этом на 20-25% меньше. Соответственно уменьшаются выбросы в окружающую среду. Но в настоящее время теплофикация с комбинированным производством электроэнергии и тепла переживает в нашей стране серьезный кризис. Стоимость электроэнергии и тепла на многих ТЭЦ, особенно оснащенных устаревшим оборудованием, оказывается высокой, а их реализация по неразумно установленным тарифам - затрудненной. Положение усугубляется недостаточной надежностью теплосетей и значительными потерями тепла при передаче по ним. Многие потребители предпочитают строить собственные котельные и покупать электроэнергию других поставщиков. Причины такого положения носят двоякий технологический и институциональный (ценообразование, тарифы, налоги и т.д.) характер.

Рассмотрим только один из технологических аспектов проблемы: возможности повышения эффективности ТЭЦ с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла. В стране эксплуатируются сейчас 175 ТЭЦ с суммарной электрической мощностью 63,2 ГВт и тепловой мощностью 158 ГВт (т) или 136 тыс. Гкал/ч. В 2000 г. ими выработано 276 млрд кВт.ч электроэнергии (из них 157 млрд кВт.ч при работе по теплофикационному циклу) и 475 млрд кВт.ч (409 млн Гкал) тепла. В среднем выработка электроэнергии на тепловом потреблении составила Отопительные ТЭЦ работают с сильно меняющимися в течение года тепловыми нагрузками. Электроэнергия, вырабатываемая летом менее экономичными турбинами ТЭЦ на плохом вакууме, не может конкурировать с энергией крупных конденсационных электростанций. Зимой развитые выхлопные части турбин потребляют энергию для преодоления трения, вентиляции и охлаждения последних ступеней.

Работа с тепловой нагрузкой приводит к снижению удельной электрической мощности паровых ТЭЦ, для которых вообще характерна умеренная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Наконец, удельная стоимость паровых ТЭЦ существенно выше, чем конденсационных электростанций.

Значительно повысить эффективность ТЭЦ, работающих на природном газе, можно путем использования на них газотурбинных и парогазовых технологий.

В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-600 ОС. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле, с повышением КПД комбинированной парогазовой установки до 55-58%, реально полученных уже в настоящее время. Возможны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные, с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине. Они позволяют достичь высоких показателей не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭЦ.

Газотурбинные ТЭЦ, в которых газы после ГТУ сбрасываются в водогрейный или паровой котел-утилизатор, где используются для выработки тепла (подогрева воды или генерирования пара) для внешних потребителей, наиболее просты. КПД современных ГТУ без учета выработки тепла достигает ri=N_3;]/Q_TT=34-36% (N_эл -электрическая мощность, Qтт - тепло, подведенное в ГТУ с топливом). Выработка тепла практически не снижает этого КПД.

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться котлы-утилизаторы ГТУ, оснащенные горелками для сжигания дополнительного топлива. Однако, сжигание топлива перед котлами-утилизаторами, так же как и снижение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Вследствие этого ГТУ-ТЭЦ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузки. В ПГУ-ТЭЦ бинарного цикла ГТУ работает на котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.

Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100 на действующих ТЭЦ. При полной загрузке их выхлопов расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального. Пар можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях пара. Это и одновременное снижение температуры свежего пара до 500-510 ОС летом и даже несколько более низких значений зимой снимет вопрос об исчерпании ресурса таких турбин. Конечно, мощность паровых турбин в составе ПГУ будет, как это видно из табл. 2, ниже номинальной, но общая мощность блока возрастет более чем в 2 раза, а его экономичность по выработке электроэнергии будет независима от режима и существенно более высокой, чем лучших конденсационных энергоблоков.

Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку на них электроэнергии и тепла снизятся, а конкурентоспособность ТЭЦ на рынках электроэнергии и тепла возрастет.

ГТУ с котлами-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. Старые котлы могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или на случай перерывов в газоснабжении. (Они могут работать на мазуте). При использовании ГТУ такой же мощности, как паровые турбины, для обеспечения нужного для паровой турбины расхода пара потребуется две-три ГТУ и столько же котлов-утилизаторов.

Эффективность паротурбинной установки ПГУ-ТЭЦ сравнительно мало влияет на электрический КПД ПГУ, который остается высоким и составляет 46-50% без тепловой нагрузки и 42-47% при полном отпуске тепла. Вследствие этого ПГУ-ТЭЦ предпочтительны для длительной (5-7 тыс. ч/год) работы при значительной неравномерности тепловой нагрузки. Применение ГТУ и ПГУ на ТЭЦ может быть очень широким. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт, которые принципиально можно и целесообразно включить в ПГУ. Наибольшие выгоды можно получить, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ в 2-2,5 раза.

При необходимости природный газ может резервироваться дизельным или другим легким жидким топливом.

Важным обстоятельством является почти вдвое более низкая стоимость газотурбинных и парогазовых ТЭЦ по сравнению с паровыми.Трудности, возникающие при техперевооружении ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, связаны с тесностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), решением в проектах технических задач с минимальными капиталовложениями.Возможности повышения экономичности угольных ТЭЦ не столь велики. Для них в близкой перспективе нет другой технологии кроме принятых сейчас паровых энергоустановок.

Для лучшего согласования их режимов с графиками нагрузок в принципе возможны:

- эксплуатация турбин ТЭЦ по тепловому графику в зимнее время и их останов на лето;

использование отдельного экономичного цилиндра низкого давления, на который летом
мог бы подаваться пар из теплофикационных
коллекторов;

- применение на ТЭЦ турбин типа КТ, высокоэкономичных на конденсационном режиме.

Все эти возможности нуждаются, однако, в более подробном рассмотрении и технико-экономическом обосновании.

Для повышения экономичности турбоустановок угольных ТЭЦ без изменения принятой на них технологии целесообразно снижать вентиляционный пропуск пара в ЧНД и конденсатор, уменьшать потери тепла с другими пароводяными потоками, поступающими в конденсатор, использовать высокоэффективные сетевые подогреватели, плотные маслоохладители, пароструйные эжекторы со смешивающими охладителями и т.д.

Много улучшений можно внести в котельные установки угольных ТЭЦ для повышения их экономичности и снижения выбросов. Во многих случаях, однако, для улучшения экологических показателей, их надо оснащать дорогостоящими системами газоочистки.

Применение технологии сжигания углей в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) позволяет эффективно сжигать различные, в том числе малоинерционные и высокозольные, угли без подсветки газом или мазутом; связывать до 90% серы в технологическом процессе, подавая в топку известняк, и обеспечить вследствие невысоких (850-900 ОС) температур процесса горения умеренные (200-300 мг/м³) выбросы оксидов азота.

Около 150 котлов с ЦКС производительностью 170-250 т/ч пара целесообразно реализовать при техническом перевооружении угольных городских ТЭЦ, на тесных площадках которых трудно разместить серо- и азотоочистное оборудование.

В недалеком будущем на угольных ТЭЦ можно будет использовать ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением, продемонстрированные уже за рубежом. Применение их позволит экономить на конденсационном режиме 10-12% топлива и снизить до 80-200 мг/м³ выбросы оксидов серы и азота, а также увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Широкое использование газотурбинных и парогазовых технологий на газовых ТЭЦ существенно изменяет их технико-экономические показатели и превращает их в коммерчески привлекательные предприятия.

Совершенствование угольных ТЭЦ с помощью технически ясных мероприятий также может существенно улучшить их экономичность.

Совершенствование технологий комбинированного производства электроэнергии и тепла является важной составляющей укрепления теплофикации в новых экономических условиях.

14. Энергоносители и их распределение на мет пред.

Топливо, электроэнергия, тепло в виде пара и горячей воды, сжатый воздух, кислород, технич вода и т.д.

Распределение топлива (по теплу) для основных тех­нологических нужд выглядит следующим образом.

В агломерационном производстве основными видами топлива являются коксовая мелочь (50 '%) и каменный уголь (35 '%). Используют также крупный кокс (до 5 %), коксовый, природный и доменный газы и мазут.

В доменном производстве основными видами топлива являются кокси природный газ (для доменных печей), а также доменный газ с добавкой природного газа для обо­грева воздухонагревателей. В расходе топлива на доменные печи кокс составляет 80%и природный газ 20% (по теплу).

В мартеновском производстве основными видами топлива являются природный газ (60 %) и мазут (30-35 %). В настоящее время проявляется тенденция к вытеснению мазута природным газом.

В прокатном производстве, включая производство труб, примерно 95 % составляет газообразное топливо и менее 5% - мазут, используемый главным образом в качестве резервного топлива. В расходе газообразного топлива примерно 45 % составляет природный газ, 30 '% коксовый газ и 25 % доменный газ. На энергетические нужды расходуется главным образом природный и доменный газы (примерно по 30%), а также коксовый газ (15%) каменный уголь и промпродукт (20%)..­

Электроэнергия. Основное кол-во электроэн. (>80 %) металлургич. предприятия получают из внешней сети и <20% вырабатывают на заводских ТЭЦ. Для пр-ва электроэнергии используются также вторичные энергоресурсы в виде пара котлов-утил. и энергии давления домен. газа, реализуемой в газовых турбинах. Около 65% электроэн. расходуется на силовые нужды (привод электродвигателей), ≈25 % - непосредственно на технологич. нужды, остальное - на освещение, собственные нужды станции и потери в сетях и трансформаторах.

Наиболее электроемким процессом явл. электросталеплавильное, ферросплавное, добыча и обогащение железной руды, прокатное пр.

Тепло. Металлургич. заводы потребляют значит. кол-во тепла в виде водяного пара на технологические нужды, а также горячей воды для вентиляции, отопления и горячего водоснабжения. Пар производится в котельных установках (45%), поступает от теплофикациoнныx турбин (>20%), вырабатывается в котлах-утил. и системах испарит. охлажд-я металлургич. печей (35%). Основными технологическими потребителями тепла являются коксохимич., домен., мартеновское и прокатное пр-ва.

Сжатый воздух. Используется в качестве дутья для доменных печей, а также для различ. технич. нужд. Мартеновские цехи, доменное пр, ремонтно-вспомогат участки.

Кислород. Широко прим-ся для интенсификации металлургич.
пр-сов. О₂ вырабатывается в блоках разделения воздуха, установленных на кислородных станциях. Доменное и сталеплавильное производства.

Вода. Металлургич. агрегаты потребляют значительные кол-ва воды для охлаждения, выработки пара, очистки газов и других целей. В общем расходе электроэнергии на водоснабжение расходуется до 7 %.

19 Определение понятий: ресурсосбережение, ресурсы, отходы, неиспользуемые отходы.

Дата добавления: 2015-07-14