Дубровский В. А. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

Министерство образования и науки Российской Федерации Сибирский федеральный университет

В.А. Дубровский

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии Учебное пособие

Москва ООО НПИФ «Теплотехник» 2011

УДК 620.97 (07) ББК 31.15 (Я73) Д79

Д79

Дубровский, В.А. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: учеб. пособие / В.А. Дубровский. – ООО НПИФ «Теплотехник», 2011. – 368 с. ISBN 978-5-98457-108-1

В книге рассмотрены различные нетрадиционные источники энергии. Особое внимание уделено изложению возобновляемых источников энергии, приведено большое количество иллюстраций, отражающих физическую сущность протекающих процессов и дающих возможность студентам глубже ознакомиться с энергетическими схемами и устройствами. Предназначено для студентов энергетических специальностей как дневной, так и заочной форм обучения.

УДК 20.97 (07) ББК 31.15 (Я73)

Рецензенты:

Матюшенко А.И. – д.т.н., проф., ген. директор ООО «КРАСКОМ» Прошкин А.В. – д.т.н., проф., нач. лаборатории ФУМ ООО «РУСАЛ ИТЦ»

ISBN 978-5-98457-108-1

© Сибирский федеральный университет, 2011 © ООО НПИФ «Теплотехник», 2011

ПРЕДИСЛОВИЕ В настоящее время происходит непрерывное совершенствование подходов к системе обучения студентов в вузах. Одновременно с этим возрастают требования к повышению качества подготовки инженеров. В первую очередь это касается специалистов в области энергетики, поэтому возникла необходимость издания данной книги. Данное учебное пособие написано в соответствии с программой курса «Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» и предназначено для студентов энергетических специальностей как дневной, так и заочной форм обучения. Цель – познакомить студентов с современными нетрадиционными и возобновляемыми источниками энергии. В учебном пособии рассмотрены различные энергетические технологии, позволяющие значительно снизить выбросы вредных веществ в атмосферу. Особое внимание уделено изложению возобновляемых источников энергии, приведено большое количество иллюстраций, отражающих физическую сущность протекающих процессов и дающих возможность студентам глубже ознакомиться с энергетическими схемами и устройствами. Автор выражает глубокую признательность всем сотрудникам кафедры «Тепловые электрические станции» ПИ СФУ за ценные замечания при подготовке рукописи.

3

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ Современное развитие энергетики и обострение экологической ситуации в мире потребовали поисков и разработки более прогрессивных и экологически чистых технологий сжигания твердых топлив. Одним из перспективных направлений, обеспечивающих экологическую чистоту использования твердых низкосортных топлив в энергоустановках будущего, следует считать их сжигание в котлах с топками кипящего слоя различных модификаций: классической, циркулирующей, аэрофонтанирующей с применением аэрофонтанных аппаратов, поскольку при этом в значительной степени снижаются выбросы SO2 и NOx уже на стадии сжигания [1]. 1.1. СЖИГАНИЕ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ В ТОПКАХ КОТЛОВ С КЛАССИЧЕСКИМ КИПЯЩИМ СЛОЕМ На рис.1.1. приведена схема топки с классическим пузырьковым кипящим слоем. В пузырьковом кипящем слое при атмосферном давлении уголь (или другое твердое топливо) сжигается в слое твердых частиц (обычно известняк), который псевдоожижается воздухом, подающимся для горения под слой. Разогрев слоя осуществляется горячим воздухом или газами с помощью специальной газовой горелки. Котлы с кипящим слоем спроектированы так, чтобы температура слоя находилась в интервале 815–870 oС. Возможность работы при низких температурах приводит к нескольким преимуществам. Благодаря низкой температуре для связывания SO2 можно использовать в качестве 4

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ сорбента недорогие материалы, такие как известняк и доломит. Когда в слой добавляется известняк или доломит, в результате реакции между CaO и SO2 образуется CaSO4. В зависимости от содержания серы в топливе и количества сорбента выбросы SO2 могут быть сокращены на 90 % и более. Термические оксиды азота образуются при температурах свыше 1300 oС. При снижении температуры скорость реакции образования NOx сильно уменьшается. При температурах 815–870 oС количество NOx, образовавшегося в кипящем слое, значительно меньше, чем в традиционных котельных установках, работающих при более высоких температурах.

а)

б)

в)

Рис. 1.1. Схемы установок с кипящим слоем: а – классический кипящий слой: б – циркулирующий кипящий слой; в – кипящий слой под давлением; 1 – основной воздух; 2 – подача топлива; 3 – вторичный воздух; 4 – вывод золы; 5 – возврат уноса; 6 – продукты сгорания; 7 – циклон; 8 – поверхность нагрева; 9 – турбина и компрессор

Технология сжигания в кипящем слое (КС) имеет целый ряд преимуществ по сравнению с пылеугольным сжиганием твердых топлив. К ним следует отнести: – простота конструкции; – возможность сжигания низкокачественных углей; – безопасность в экспуатации; – отсутствие мельниц тонкого помола; – связывание SO2 и SO3; – подавление NOx (до 200 мг/м3). 5

В.А. ДУБРОВСКИЙ Вследствие интенсивного перемешивания происходит выравнивание температуры во всем кипящем слое, поэтому слой можно считать изотермическим. Поверхности нагрева, опущенные в кипящий слой, имеют очень высокий коэффициент теплоотдачи. Этому способствует разрушение граничного слоя на теплообменной поверхности, а также прямое соприкосновение частиц с теплоотводящей поверхностью. К недостаткам этой технологии сжигания следует отнести абразивный износ поверхностей нагрева, расположенных в слое; высокие значения механического недожога, ограничение мощности котельных агрегатов, оборудованных топками с кипящим слоем до 250 т/ч. Для более мощных котлов требуются решетки больших габаритов, что создает трудности по обеспечению равномерной скорости дутья. Идеальным топливом для котлов с кипящим слоем служат сланцы, имеющие высокую реакционную способность, высокую зольность, которая определяет большую массу материала, в связи с чем стабилизируется температура сжигания, происходит быстрая сушка топлива и хорошее выгорание. При использовании низкозольных канско-ачинских углей требуется большая добавка инертного материала. Сжигание углей с высоким содержанием солей щелочных металлов очень выгодно использовать в топках с кипящим слоем, когда практически не происходит испарения солей. Отсюда появляется возможность вовлечения так называемых «соленых» углей в энергетику. Примером тому служит промышленный опыт внедрения кипящего слоя для сжигания шлакующих «соленых» углей в США. В 1986 г. фирма «Бабкок-Вилькокс» переоборудовала котел с механической топкой на ТЭС Монтана-Дакота в установку с пузырьковым кипящим слоем. Этот котел был первоначально спроектирован на производительность 81,9 кг/с (295 т/ч) пара при давлении 9 МПа и температуре 510 oС для сжигания бурого угля месторождения Белах. Однако высокое содержание соединений натрия в летучей золе приводило к сильному шлакованию топки и загрязнению пароперегревателя. До реконструкции с устройством кипящего слоя мощность была ограничена 50 МВт при расчетной 72 МВт. Для того чтобы избежать шлакования и загрязнения и поверхностей нагрева и обеспечить работу на полную мощность, был использован кипящий слой. Новая установка с кипящим слоем сечением 12,2 х 7,9 м была вмонтирована в старый котел с минимальными изменениями работающих под давлением поверхностей экранов. Воздухораспределительная решетка и окружающие ее стенки охлаждались водой. Пароперегреватель и испаритель размещались в слое для обеспечения необходимой паропроизводительности и перегрева пара и ограничения температуры слоя на уровне 6

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ 815 oС. Скорость газов в слое составляла 3,7 м/с, а глубина слоя в рабочем состоянии – 1,37 м. Для включения и запуска установки подвод воздуха осуществлялся через восемь секций. Поскольку бурый уголь месторождения Белах – высокореакционное топливо, возврат летучей золы не предусматривался. С учетом низкого содержания серы и высокого содержания щелочных компонентов в топливе в качестве материала слоя был использован песок. Котел был пущен в эксплуатацию в мае 1987 г. Сейчас этот блок несет нагрузку 80 МВт при отсутствии шлакования и загрязнения поверхностей. Измеренные концентрации NOx составляли 0,14 г/МДж. 1.2. ТОПКИ С ЦИРКУЛИРУЮЩИМ КИПЯЩИМ СЛОЕМ Наиболее активно в последние годы развивается технология циркулирующего кипящего слоя (ЦКС), благодаря которой можно создавать крупные энергетические котлы. Котлы с ЦКС намечено построить для экстремально тяжелых топлив: экибастузского, подмосковного бурого (Sр = 2,5 %), антрацита ухудшенного качества. Эти котлы должны обеспечить эффективное сжигание низкосортных топлив в широком диапазоне изменения нагрузок без использования газообразного и жидкого топлива на подсветку, а также максимальное снижение выбросов оксидов серы и азота [2]. Установки с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) работают аналогично пузырьковому кипящему слою. Однако скорость газов в ЦКС намного выше, чем в пузырьковом кипящем слое: 5,2 – 7,2 и 1,83 – 3,65 м/с. Вследствие интенсивной внутренней циркуляции ЦКС пригоден для трудносжигаемых топлив с малым выходом летучих веществ. Кроме того, поскольку в первичной зоне отсутствует расслоение твердого материала, в системе могут быть использованы более мелкие частицы известняка, что приводит к лучшему связыванию серы. Двумя важными преимуществами ЦКС являются легкость управления нагрузкой и возможность проектирования установок для широкого спектра топлив, хотя каждая конструкция приспособлена для конкретного топлива. 1.2.1. Отечественные котлы с циркулирующим кипящим слоем Работы по созданию мощных отечественных котлов с ЦКС начаты с 1987 г. и выполнены большим коллективом организаций: ВТИ, НПО ЦКТИ, СКБ ВТИ, ПО «Сибэнергомаш», КазНИИэнергетики, УПИ, 7

В.А. ДУБРОВСКИЙ МЭИ. Сжигание топлива в ЦКС благодаря низкой температуре (850 – 900 oС) обеспечивает снижение выхода оксидов азота, а при добавлении известняка происходит подавление оксидов серы. Расход известняка составляет 3 – 6 кг на 1 т натурального топлива или на котел паропроизводительностью 500 т/час – 0,2 – 0,4 т/час. Количество известняка может быть уменьшено для топлив с повышенным содержанием щелочноземельных соединений, например для углей Канско-Ачинского бассейна, минеральная часть которых содержит до 40 % и более соединений кальция и магния. Воздух подается двумя вентиляторами. Вентилятор первичного дутья подает воздух через решетку в топку и в псевдогидрозатворы. Вентилятор вторичного воздуха подает воздух в топку на трех уровнях. Котлы с ЦКС выполнены по одной схеме: топочная камера с размещением в ее верхней части поверхностей нагрева пароперегревателя, циклонов и вынесенного конвективного газохода, в котором размещены экономайзер и воздухоподогреватель. После циклонов зола через золовой затвор возвращается в нижнюю часть топочной камеры. Твердые частицы несгоревшего топлива выносятся из топки и возвращаются через циклоны снова в слой. Горячая зола после циклона направляется во внешние охладители золы. Первичный золоуловитель представляет собой сепаратор ударного типа, состоящий из расположенных в шахматном порядке U-образных элементов (швеллерковый сепаратор), подвешенных к крыше котла, которые образуют лабиринт на пути газа и твердых частиц (рис. 1.2). Два первых ряда золоуловителя расположены в топке перед входом в горизонтальный газоход. Уловленная в них зола возвращается в топку вдоль задней стенки. Твердые частицы, собранные другими рядами сепаратора (в горизонтальном газоходе), отправляются в бункер и возвращаются в нижнюю часть топки через четыре L-клапана Последние служат для управления содержанием материала в топке путем регулирования перепуска из бункера в топку. Организация двухступенчатой первичной сепарации с внутритопочным швеллерковым сепаратором уменьшает значение необходимой внешней циркуляции частиц. Этот вид топок используется для котлов тепловой мощностью от 20 до 500 МВт. В рамках федеральной программы «Экологически чистая энергетика» разработан и реализуется проект сооружения опытно-промышленного котла с ЦКС типа Е-220-9,8-540 АФН ОАО «Белэнергомаш» для сжигания АШ на Несветай ГРЭС. Котел рассчитан на эффективное сжигание низкореакционного АШ с Qнр = 4100 – 500 ккал/кг с зольностью 40 % и содержанием серы до 2 %, 8

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ без подсветки мазутом во всем эксплуатационном диапазоне нагрузок, при минимальных выбросах загрязняющих веществ в атмосферу (снижение выбросов серы на 90 %, a NOx – не более 300 мг/м3).

Рис.1.2. Швеллерковый сепаратор: 1 – газ и твердые частицы; 2 – твердые частицы, возвращаемые в топку; 3 – твердые частицы, возвращаемые в бункер хранения

Принципиальное преимущество котла заключается в возможности его размещения в габаритах существующей котельной ячейки без использования дорогостоящих систем азото – сероочистки. Котел является прототипом для технического перевооружения многочисленных электростанций России, сжигающих низкосортные твердые топлива с малой реакционной способностью, высоким содержанием золы, влаги, серы. Очень важно, что в таком котле возможно сжигание различных топлив по виду и качеству, без существенных изменений эксплуатационных и со значительным улучшением экологических показателей. В котле применена технология ЦКС с компактными сепараторами ударно-инерционного типа (рис. 1.2) которая успешно использована на ряде котлов фирмы «Бабкок-Вилькокс» (США). 9

В.А. ДУБРОВСКИЙ Аналогичные котлы разработаны и для других ТЭС: ЕП-250-16,8-545 БКФН для подмосковного угля и кузнецкого угля марки «Т»; Е-170-9,8-540-ДФН для торфа (рис.1.3).

Рис. 1.3. ГРЭС с котлами с ЦКС на АШ ухудшенного качества: 1 – комплекс по переработке золы; 2 – угольное и известняковое хозяйство; 3 – котел с ЦКС; 4 – паровая турбина; 5 – золоуловитель; 6 – генератор; 7 – дымосос; 8 – дымовая труба

1.2.2. Котлы с циркулирующим кипящим слоем под давлением В настоящее время были развернуты работы по созданию технологии сжигания углей в кипящем слое под давлением для сооружения новых ТЭС и технического перевооружения существующих. Работа котла под давлением характеризуется рядом положительных особенностей. Во-первых, полностью исключаются присосы воздуха в топку и газоходы, что приводит к уменьшению потери теплоты с уходящими газами; снижаются расходы электроэнергии на собственные нужды в связи с установкой дымососа меньшей производительности. Появляется возможность исключения дымососной установки за счет использования только дутьевых вентиляторов. Существенно повышается теплообмен в конвективных газоходах из за более высоких скоростей дымовых газов, что снижает металлоемкость поверхностей нагрева. Однако работа котла под давлением требует плотной обмуровки для обеспечения его герметичности и предотвращения выбивания продуктов сгорания в помещение котельного цеха. Все котлы с кипящим слоем под давлением, сооружаемые в настоящее время в мире, базируются на технологии пузырькового кипящего 10

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ слоя. В таких котлах в кипящем слое расположены пучки труб для съема тепла. По соображениям защиты пучков от абразивного износа скорость газов в слое не должна превышать 1 м/с. На рис.1.4 представлена схема котла с циркулирующим кипящим слоем под давлением, разработанная ВТИ. Топочная камера заключена в силовой сосуд и выполнена из газоплотных экранов. Внутри топки расположен двухсветный экран, разделяющий ее на две диагонально симметричные части, в каждой из которых находятся сама топка и теплообменный отсек. Топка и теплообменный отсек разделены двухсветным экраном, который в верхней части образует циклонный сепаратор. Первичный воздух подается в топку с t = 285 oC, P = 10 кгс/см2. Вторичный воздух вводится в топку выше плотного кипящего слоя. Третичный воздух подается под воздухораспределительную решетку. Уголь подается через патрубки топлива в нижнюю часть топки. Поток продуктов сгорания выносится в верхнюю часть топки и попадает в сепаратор, выполненный в виде горизонтального циклона 8. Продукты сгорания выводятся из топки через газовое окно 10, а зольные частицы через золоспускной канал 11, образованный двухсветным экраном и внешним экраном, поступают в теплообменный отсек 5. В теплообменном отсеке 5 через воздухораспределительную решетку 3 подается третичный воздух с расходом, обеспечивающим пузырьковый режим псевдоожижения. Разные скорости газов создают разную плотность кипящего слоя в топке и теплообменРис. 1.4. Котел с ЦКС ном отсеке и, как следствие, разные статиче- под давлением: 1 – перегреватель; 2 – вторичный воздух; ские давления в обеих камерах. В результате 3 – уголь+доломит; перепада давлений зола через перепускные 4 – первичный воздух; 5 – отверстия возвращается из теплообменного экономайзер; 6 – испаритель; 7 – третичный воздух отсека в кипящий слой топки. 11

В.А. ДУБРОВСКИЙ При движении частиц золы по контуру топка – циклон – теплообменный отсек – топка они используются как промежуточный теплоноситель, отдающий свое тепло настенным экранам и конвективным поверхностям нагрева (ширмам в топке и пучком в теплообменном отсеке). При к.п.д. горизонтального циклона 90 % кратность циркуляции золы равна десяти и тепла золы недостаточно для необходимого теплосъема в конвективных пучках теплообменного отсека мощных котлов при 100%-ной нагрузке. 1.2.3. Зарубежные котлы с кипящим слоем (промышленный опыт) Фирма «Бабкок-Вилькокс» спроектировала и построила котел с ЦКС для блока мощностью 55 МВт для сжигания каменного угля с низким содержанием летучих.

Рис. 1.5. Схема котла станции Эбенсберг: 1 – топка; 2 – дренаж слоя; 3 – охлаждение шнека; 4 – решетка (грохот); 5 – транспортировка плотной фазы; 6 – инжекторный бункер; 7 – вращающийся клапан; 8 – инжекторный шнек; 9, 10 – внутритопочный и внешний швеллерковые сепараторы; 11 – L-клапан; 12 – проход воздуха; 13 – сборник пыли из мультициклона; 14 – воздуходувка; 15 – возврат из мультициклона; 16 – продувочный клапан; 17 – воздухоподогреватель; 18 – пакгауз

12

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ Производительность котла 58,6 кг/с (210 т/ч) пара при давлении 10,7 МПа и температуре 513 oС. Ширина топки 9,1 м, глубина 4,6 м, высота 25,9 м. По всей высоте установлен двусветный экран, а в верхней части имеются пароперегревательные ширмовые поверхности нагрева (рис.1.5).Установка пущена в эксплуатацию в 1991 г. Топливо и сорбент подаются в слой через фронтальную стенку в нижней части топки. Зола и отработанный сорбент удаляются через дренажные трубы пода. Частицы улавливаются швеллерковым сепаратором и возвращаются в нижнюю часть топки через заднюю стенку. Первичный воздух подается через распределительную решетку, а вторичный вводится на уровнях приблизительно 1,8 и 3,7 м над решеткой. Внутренняя часть топки до 6,7 м над решеткой покрыта тонким слоем высокопроводящего огнеупорного покрытия, удерживаемого на трубах с помощью ошиповки. Огнеупорный материал используется для защиты труб нижней части топки от коррозии и эрозии. Остальная часть стен топки состоит из гладких труб. Для сбора и возврата частиц в топку в котле с ЦКС фирма использует сепаратор ударного типа. Первая ступень сепарации частиц состоит из нескольких рядов U-образных профилей, подвешенных в шахматном порядке к потолку котла. Твердые частицы, ударяясь в U-образный профиль, сепарируются из газов, стекают по профилю и выходят в нижней его части. Последние конструкции используют две ступени таких сепараторов с большей суммарной эффективностью по сравнению с первым поколением котлов. Первая секция расположена в верхней части топки и возвращает частицы в нижнюю часть топки. Вторая секция расположена за топкой и над бункером уловленных частиц. Материал слоя, собранный во второй секции сепаратора, возвращается в нижнюю часть топки при помощи L-клапана, контролирующего расход. Клапан представляет собой немеханическое устройство для возврата частиц в топку. Частицы, собранные в бункер, стекают в вертикальную трубу (стояк) и создают необходимое давление для подачи их в топку. Движение частиц облегчается вводом в L-клапан небольшого количества воздуха для аэрации. При такой конструкции могут циркулировать сотни тысяч килограммов твердых частиц в час при расходе воздуха примерно 4,7х103 м3/с. Концентрация NOx в этой установке была меньше 0,026 г/МДж. Известно три типа установок с ЦКС: «Лурги», «Альстрем», «Циркофлюид (Бабкок)». При использовании ЦКС решаются проблемы, присущие котлам с пузырьковым кипящим слоем: – не требуется большой площади колосниковой решетки; – не ограничен диапазон регулирования; 13

В.А. ДУБРОВСКИЙ – резко снижается величина механического недожога. Первая фирма по выпуску котлов с ЦКС стала финская «Альстрем». С 1968 года эта фирма выпускает котлы с КС, а с 1979 года котлы с ЦКС марки Pyroflour. В 1982 г. фирма Лурги сдала в эксплуатацию котел с ЦКС мощностью 84 МВт по собственному проекту. «Лурги» использовала опыт обжига руд в кипящем слое. В Чехословакии разработкой котлов с ЦКС занимается предприятие «Дукла». Шведский центр Studsvik разработал конструкцию котла с ЦКС, где вместо горячего циклона использованы желобчатые профили, выполняющие роль лабиринтового сепаратора. Фирма Babcock (США) приобрела лицензию и производит эти котлы N=100 МВт. Котлы с кипящим слоем, эксплуатируемые в США В начале 90-х гг. в компании Foster Wheeler был создан котел Compact упрощенной конструкции. Сепаратор улавливает большую часть твердых частиц (включая несгоревшее топливо), которые затем возвращаются в топку. В настоящее время мощности традиционных котлов с ЦКС и котлов ЦКС Compact практически одинаковы. За последние годы в США введено в эксплуатацию несколько котлов с ЦКС. На реконструированных энергоблоках № 1 и 2 ТЭС Northside с 2002 г. работают два котла энергокомпании Jacksonville Electric Authority мощностью по 300 МВт. Они демонстрируют возможность сжигания в крупных котлах с ЦКС угля и нефтяного кокса. Основные расчетные показатели котлов ТЭС Northside следующие: Тепловая мощность, МВт 689 Паропроизводительность, т/ч 906/806 Давление пара, МПа 17,2/3,77 Температура пара, °С 540/540 Характеристика применяемого топлива: нефтяной кокс или уголь Влажность, % 9,0 – 5,2 Зольность, % 0,4 – 12,8 Содержание серы, % 6,7 – 2,8 Высшая теплота сгорания, МДж/кг 32,6 – 29,5 Топливо дробится до частиц размером 6,4 мм и смешивается с измельченным известняком, который связывает до 90 % серы. Смесь топлива с сорбентом вдувается в слой снизу подогретым воздухом. Снизу же в слой добавляется воздух, а в зону над слоем вводится вто14

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ ричный воздух для поддержания средней температуры около 816 °С, что значительно ниже температуры размягчения золы для топлива практически всех видов. Поддержание такой температуры и правильный ступенчатый подвод воздуха значительно снижают образование оксидов азота в продуктах сгорания. Дальнейшему уменьшению этих выбросов благоприятствует инжекция аммиака в газовый поток. Дымовая труба, общая для обоих котлов ТЭС, имеет высоту 153 м.На ТЭС сооружены два крупнейших в Западном полушарии крытых склада топлива вместимостью по 54,5 тыс. т, материал – алюминиевый сплав, поставщик – фирма Geometries. Топливо доставляется морскими судами и непосредственно с причала по закрытым конвейерам длиной 3,66 км транспортируется на склады. Выбросы трех основных загрязнителей воздуха после завершения реконструкции снижены на 10 %, а мощность ТЭС увеличилась на 250 %. Значения выбросов следующие, мг/МДж: NOx – 37, SO2 – 64,5 твердых частиц – 5. Установка за котлом скруббера с суспензией из летучей золы с высоким содержанием оксида кальция обеспечивает общую степень улавливания серы свыше 98 %. Отношение Ca/S меньше, чем при вводе реагента только в кипящий слой при содержании серы в нефтяном коксе 8 %. Установлена система селективного некаталитического восстановления оксидов азота. В апреле 2002 г. на ТЭС Red Hills (штат Миссисипи) введены в промышленную эксплуатацию два энергоблока общей мощностью нетто 440 МВт, работающие на лигните. Котлы с ЦКС изготовлены компанией Alstom. Давление перегретого пара на выходе из котла 18,2 МПа, температура 568/540 °С. Каждый котел оснащен четырьмя циклонами. Предельно допустимые выбросы при 6 % О2 составляют, мг/м3: SO2–325, NО2 –260, СО – 260, летучих органических соединений – 7(при нормальных условиях). Высокое содержание Са в золе лигнита позволяет снизить расход известняка, вводимого в топку для связывания серы. Имеются четыре внешних теплообменника с кипящим слоем для регулирования температуры перегретого пара. В течение приемочных испытаний были достигнуты все проектные показатели. В середине 2004 г. в штате Пенсильвания на площадке ТЭС Seward, построенной в 1921 г., введен дубль-блок мощностью 521 МВт с двумя котлами с ЦКС компании Alstom Power, дымовые газы которых выбрасываются через прежнюю трубу высотой 183 м. На ТЭС сжигаются отходы добычи битуминозного угля. В радиусе 80 км. от ТЭС количество золы и отходов угледобычи оценивается в 100 млн т, а на территории штата – еще в 250 млн т. Горы такого топлива имеют высоту около 90 м и длину в сотни метров. Ливневые стоки этих отвалов убивают все 15

В.А. ДУБРОВСКИЙ живое местных водоисточниках. За срок службы ТЭС сможет использовать примерно 100 млн т таких отходов. Со строительной площадки было вывезено 2 млн т кислотосодержащих отходов угледобычи, которые были смешаны для нейтрализации с 2,2 млн т щелочной золы, вывезенной с площадок трех других ТЭС. Отходы угледобычи, используемые на ТЭС, имеют следующие характеристики: теплота сгорания 11,6–13,9 МДж/кг, среднее содержание золы 51, серы 2,7–4,20 %, выход летучих 11–13 %. При полной нагрузке ТЭС будет потреблять 437 т/ч топлива и 83,5 т/ч известняка. Для контроля выбросов SO2 с электростанции будет вывозиться около 270 т/ч золы для засыпки заброшенных шахт или на расположенную поблизости облицованную глиной свалку. Привезенное на ТЭС топливо разгружается, просеивается до получения частиц размером 50 мм и по подземной галерее транспортируется на крытый склад площадью 11,2 тыс. кв. м и высотой 30,5 м. Вместимость склада – 40 тыс. т – достаточна для работы ТЭС в течение четырех суток. Известняк складируется в круглом павильоне вместимостью до 12,7 тыс. т и после измельчения подается в один из четырех бункеров котельной. Для летучей золы, которая может храниться на площадке до 4 суток, предусмотрено три силоса высотой по 61м. Кроме системы селективного некаталитического восстановления оксидов азота используется сухой абсорбер Alstom, снижающий выбросы SO2 при одновременном уменьшении расхода известняка. Полная нагрузка ТЭС достигнута 9 июня 2003 г. Завершающая фаза испытаний предусматривала работу на полной мощности при гарантийных КПД и расходе известняка в течение 8 ч и эксплуатацию с достижением минимальной эквивалентной готовности 95 % – в течение трех недель. В штате Кентукки сооружается аналогичная ТЭС Gilbert мощностью 268 МВт с котлами ЦКС. Они будут оснащены селективными некаталитическими системами восстановления оксидов азота, выбросы которых не превысят 42,7 мг/МДж. Для снижения расхода известняка в кипящий слой дымовые газы проходят через распылительную сушилку. Выбросы SO2 не превысят 258, а твердых частиц – 4,3 мг/МДж. Выбросы СО при нагрузке 70–100 % будут ниже 6,4, а при 40–70 % – менее 8,5 мг/МДж. Выбросы летучих органических соединений ограничены 2,2 мг/МДж, а аммиака – 0,001 %. На площадке пылеугольной ТЭС Spurlock в штате Кентукки в 2005 г. введен энергоблок мощностью 278 МВт с котлом ЦКС. Намечается построить еще один такой же энергоблок в 2008 г. Каждый из них рассчитан на сжигание нескольких миллионов старых автомобильных покрышек и 150 тыс. т биомассы в год. 16

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ В штате Западная Виргиния предусматривается сооружение ТЭС с ЦКС мощностью 85 МВт, которая будет работать на отходах углеобогащения. Применение котлов с ЦКС для сжигания сланцев Начиная с 60-х гг прошлого столетия электроэнергией Эстонию в основном обеспечивают крупные сланцевые электростанции, построенные вблизи г. Нарвы. На Балтийской электростанции установлены энергоблоки электрической мощностью 100 и 200 МВт, а на Эстонской электростанции – 200 МВт. Технология сжигания пылевидная. Ученые Таллиннского технического университета в сотрудничестве с другими научными организациями сконструировали, а на Таганрогском котлостроительном заводе выполнили уникальные по своей конструкции котлы. При разработке котлов были учтены мировые достижения того времени, с помощью которых решали проблемы загрязнения и коррозии поверхностей нагрева котлов, сжигающих топливо с высокой зольностью. Балтийская электростанция оснащена котлами ТП-17 и ТП-67, Эстонская электростанция, построенная позже, котлами ТП-101. Первый котел был пущен в эксплуатацию в 1959 г., а последний – в 1973 г. При разработке каждого последующего котла учитывался опыт эксплуатации предыдущих котлов. Первые котлы находятся в работе уже свыше 40 лет и устарели как физически, так и морально. Эстонский сланец оказался настолько непредсказуемым, что, несмотря на серьезные реконструкции, идеально работающих котлов получить не удалось. Основными проблемами являются интенсивное загрязнение поверхностей нагрева котлов и коррозия. Существенным вопросом остается высокое содержание SO2 (1500–2000 мг/м3) в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах. Также содержание СО2 в дымовых газах сланцевых электростанций выше, чем в дымовых газах электростанций, работающих на другом виде твердого топлива. Из-за высокого содержания известняка в эстонском сланце при его термическом разложении образуется дополнительное количество СО2 к уже образовавшемуся при горении органической части топлива СО2. В связи с интенсивным загрязнением и коррозией поверхностей нагрева котлов пылесланцевых электростанций проектная мощность достигнута не была и коэффициент полезного действия электростанции остался на уровне 29–30 %. Высоки также эксплуатационные и ремонтные затраты. Для сокращения эмиссии сделаны существенные инвестиции в виде новых электрофильтров. В связи с необходимостью реконструкции Нарвских электростанций встал вопрос о смене технологии сжигания топлива. Наиболее 17

В.А. ДУБРОВСКИЙ перспективным виделось освоение технологии кипящего слоя, которая получила всеобщее признание. На крупных котлостроительных заводах были построены сотни больших котлов, работающих на различных видах топлива. Коэффициент полезного действия котлов с кипящим слоем более высокий. Для окончательного принятия решения о выборе технологии сжигания были проведены экспериментальные сжигания эстонского сланца в кипящем слое с использованием опытного оборудования ведущих фирм. Первое экспериментальное сжигание было проведено еще в 1994 г. на опытном оборудовании фирмы Ahlstrom (переименована в дальнейшем в «Foster Wheeler») в Финляндии. Затем, в 1996 г. последовали опыты по экспериментальному сжиганию на опытном оборудовании фирмы Lurgi в Германии и в том же году в Канаде по заказу фирмы «ABB Combustion Engineering» на опытном оборудовании Британского Колумбийского университета. И, наконец, в 1998 г. состоялось экспериментальное сжигание сланца в кипящем слое с наддувом на опытном оборудовании фирмы «ABB Carbon AB» в Швеции. Во всех перечисленных опытах по сжиганию сланца принимали участие научные сотрудники Таллинского технического университета и инженеры «Eesti Energia» [3]. Эксперименты показали, что технология сжигания в кипящем слое очень хорошо подходит для сжигания эстонского сланца. Предпочесть следовало бы сжигание в циркулирующем кипящем слое. Результаты экспериментов позволяют предположить, что сжигание сланца в кипящем слое значительно улучшит условия работы поверхностей нагрева котла – ощутимо снизят загрязнение поверхностей нагрева и высокотемпературную коррозию (температуры в топке снижаются с 1400 °С до 800 °С). С позиции охраны окружающей среды особенно важно снижение выбрасываемого в атмосферу количества SO2 (более чем в 100 раз), составляющее не более 15 мг/м3. Сниженные температуры в топке уменьшат также связанные с разложением известняка выбросы СО2 в атмосферу. Примечательно и то, что результаты экспериментов, проведенные с использованием оборудования разных фирм, совпали. На основании экспериментов «Eesti Energia» было принято решение перевести во время реконструкции электростанций технологию пылевидного сжигания топлива на технологию кипящего слоя. Объявленный конкурс, в котором приняли участие все фирмы, участвовавшие в экспериментальном сжигании, выиграла фирма «Foster Wheeler», с которой в 2001 г. был заключен договор на строительство двух новых энергоблоков. Оба энергоблока – дубль-блоки, оборудованные двумя котлами с циркулирующим кипящим слоем, турбиной и электрогенератором. 18

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ Первый из них построен на Эстонской электростанции, а второй – на Балтийской. Оба эстонских энергоблока уже введены в эксплуатацию. На новых блоках используются существующие модернизированные турбины. Договор, заключенный с фирмой «Foster Wheeler», не касается строительства новых топливоподготовительных и золоудаляющих транспортных систем. Эффективность котла. В конце 2003 г. на Эстонской электростанции был пущен первый энергоблок (два котла с кипящим слоем) с хорошей возможностью маневра и легкоуправляемый. Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке (215 МВт) составил 35–36 % (при пылевидном сжигании – 29–30 %) и удельный расход топлива 12,0 – 11,7МДж/(кВт/ч). Высокая эффективность котлов с кипящим слоем по сравнению с котлами с пылевидным сжиганием сланца объясняется: – меньшим разложением карбонатов. Если в котлах с пылевидным сжиганием сланца разложение карбонатов достигает 95 %, то в новых котлах с кипящим слоем благодаря значительному снижению температуры в топке (750800 °С) – примерно 75 %; – высокой степенью связывания серы. Среднее значение связывания серы в котлах с пылевидным сжиганием топлива составляет 80 %, а в котлах с кипящим слоем – до 99,9 % (SO2 в горючих газах меньше 5 ррт). Суммарный расчетный эффект от изменения разложения карбонатов и связывания серы при низшей теплотворной способности сланца 8,2 – 8,6 МДж/кг составляет 0,33 МДж/кг, или примерно 4 %, что довольно велико. При сжигании сланца основными выбросами в атмосферу являются: оксиды серы, азота, двуокись углерода, твердые частицы (летучая зола) и НСL. Пылевидное сжигание. Основной проблемой котлов с пылевидным сжиганием сланца выступает очень высокое содержание в выбросах SO2 (820–1360 мг/МДж) и твердых частиц (1040–1540 мг/МДж). Выбросы SO2 велики, несмотря на то что основная часть их (приблизительно 80 %) связывается со свободной известью, образовавшейся при разложении карбонатов (при температуре горения 1400 °С и выше). Выбросы NOx (в виде NO2) находятся в пределах 90–110 мг/МДж и концентрация HCI в дымовых газах составляет 80 мг/м3 (при 6 % О2). Почти полное разложение карбонатов в минеральной части сланца сопровождается высоким выбросом СО2 (1 кг СО2 на 1кг сланца), что превышает показатели большинства других видов твердого топлива. Установка новых электрофильтров на восьми энергоблоках в 1999–2002 гг. значительно снизила выбросы твердых частиц (меньше 100 мг/МДж) и, как следствие, выбросы тяжелых металлов. 19

В.А. ДУБРОВСКИЙ Сжигание сланца в кипящем слое. Характер горения сланца в циркулирующем кипящем слое с температурой в топке 750–800 °С существенно отличается от пылевидного сжигания. Проведенные замеры выбросов в окружающую среду показали, что концентрация SO2 практически близка к нулю, концентрация NOx остается в среднем на уровне 150 мг/м3 и концентрация твердых частиц в пределах 30 мг/м3 (оба значения при содержании кислорода 6 %). Проанализированное на основании проб золы выгорание топлива близко к идеальному, содержание вызывавших опасения сульфидов оказалось очень низким (меньше 0,16 % в данной золе даже при температуре в топке ниже 800 °С). По составу топлива и дымовых газов получена степень разложения карбонатов 75–80 %, что означает снижение выбросов СО2 на 12–13 % по сравнению с пылевидным сжиганием. При сгорании сланца в кипящем слое выбросы в атмосферу будут меньше, чем при сжигании относительно влажного биотоплива. По сравнению с природным газом основным отличием являются высокие выбросы СО2, которые все-таки находятся в тех же пределах, что и при сжигании других видов твердого топлива. Загрязнение поверхностей нагрева. Серьезное внимание при эксплуатации уделяется загрязнению летучей золой поверхностей нагрева новых котлов с кипящим слоем, особенно интенсивности и характеру загрязнения. Минералогический состав золы котлов с кипящим слоем существенно отличается от состава золы пылесланцевых котлов преимущественно из-за более низких температур в топке. При сжигании в кипящем слое почти весь образовавшийся при сгорании топлива двуоксид серы связывается золой уже в топке и его содержание в дымовых газах, омывающих конвективные поверхности нагрева, очень мало. При осаждении на поверхностях нагрева предварительно сульфатизированные частицы золы не образуют плотных отложений, которые, как показывает эксплуатация пылесланцевых котлов, возникают при сульфатизации прямо в отложениях. При низкой температуре в топке котлов с кипящим слоем уменьшаются разложение минеральной части топлива, испарение калия и образование КСL в горючих газах. Другим существенным моментом является то, что в находящихся за топкой с кипящим слоем циклонах крупные частицы отделяются и летучая зола состоит в основном из мелких частиц с низким абразивным и уплотняющим воздействием. Таким образом, при сжигании в кипящем слое не возникает предпосылок для формирования плотно связанных отложений и можно ожидать образования лишь легкоудаляемых. Несмотря на относитель20

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ но короткий опыт эксплуатации котлов с кипящим слоем на Эстонской электростанции, выяснилось, что проблем с загрязнением поверхностей нагрева не возникло. При обследовании поверхностей нагрева обнаружено, что они покрыты тонким слоем легкоудаляемых золовых отложений. Анализ изменения в течение длительного периода времени (4000 ч) температур горючих газов на входе и выходе из поверхностей нагрева конвективного газохода одного из двух котлов указывает на слабое снижение тепловосприятия в перегревателе, свидетельствующее о небольшом загрязнении. Тепловосприятие в экономайзере сохраняется стабильным. Коррозия. Серьезной проблемой при эксплуатации пылесланцевых котлов является высокотемпературная коррозия, вызванная КСL. В котлах с кипящим слоем высокотемпературные пароперегревательные ступени расположены в теплообменнике с кипящим слоем INTREX, в котором поверхности нагрева размещены в среде циркулирующей золы и воздуха. Благодаря циркуляции золы с низким содержанием хлора и невысокой скорости воздуха в кипящем слое в INTREX не должно быть коррозии и эрозии, но для подтверждения этого требуется время. В принципе возникновения коррозии можно ожидать на поверхностях нагрева в конвективном газоходе, где на основе анализов установлено, что содержание хлора в отложениях золы может доходить до 1 %. Исследования ученых Таллинского техничнского университета указывают, однако, на существенное снижение интенсивности коррозии при температуре поверхности нагрева ниже 450 °С. Это означает, что риск коррозии конвективных поверхностей нагрева невелик. Вместе с тем, как нередко случается при пуске крупного оборудования, и с новыми котлами возникли некоторые трудности. Они не были связаны с принципиальными вопросами, решение которых требует серьезных исследований, а, к примеру, с неполадками в работе реновированных паровых турбин, с необходимостью оптимизации гранулометрии подаваемого топлива, а также с наладкой удаления и складирования золы. Эти технические вопросы частично решены или близки к решению. В заключение следует отметить, что для сланцевой энергетики началась новая эра, когда существующие энергоблоки оборудуются современным более эффективным и дружественным к окружающей среде оборудованием. По выбросам в атмосферу новые котлы отвечают законам Эстонской Республики и Европейского союза. Нет сомнений, что заметное снижение вредных выбросов в воздушное пространство значительно улучшит состояние окружающей среды.

21

В.А. ДУБРОВСКИЙ 1.3. СЖИГАНИЕ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ С ИПОЛЬЗОВАНИЕМ АЭРОФОНТАННЫХ ПРЕДТОПКОВ Одной из разновидностей сжигания твердых топлив в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) является использование аэрофонтанных предтопков, предложенных ЭНИНом (рис.1.6). Раздробленное топливо из бункера 1 шнековым питателем 3 подается в реактор газовыделения 4, куда из бункера 2 поступает нагретый теплоноситель. При температуре в реакторе 4 (800 oC) из топлива выделяются горючие летучие вещества и влага, которые образуют парогазовую смесь с теплотой сгорания 8–24 Мдж/м3. Эта смесь направляется на горелочные устройства 7 котла.

Рис. 1.6. Принципиальная схема котла с аэрофонтанным предтопком: 1 – бункер сырого дробленого угля; 2 – бункер золы теплоносителя; 3 – шнековый питатель; 4 – реактор газовыделения; 5 – аэрофонтанная топка; 6 – газоход горючих газов; 7 – горелочные устройства; 8 – топка котла; 9 – циклон; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздуходувка; 12 – охладитель золы; 13 – воздухоподогреватель котла; 14 – бункер щелочных добавок

Углерод топлива вместе с минеральной частью и теплоносителем образует коксозольный остаток, который шнековый питателем 15 подается в аэрофонтанную топку 5. 22

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ В топке происходит дожигание углерода. При этом наиболее крупные куски многократно циркулируют в объеме аэрофонтанной топки при скорости от 30 м/с в ее начале с последующим плавным снижением скорости до 4 – 5 м/с. Углерод мелких коксозольных частиц выгорает за один проход объема топки, а крупные фракции циркулируют в топочной камере до тех пор, пока не измельчится. Воздух в аэрофонтанную топку подается воздуходувкой 11 при давлении 3000–4000 мм. вод. ст. Все образовавшиеся продукты сгорания из аэрофонтанной топки поступают в циклон 9, где из них выпадает зола, а затем сбрасываются в горелки котла. Температура потока на выходе из аэрофонтанной топки выбирается так, чтобы исключить шлакование циклона и газового тракта после него. Часть золы, уловленной в циклоне 9, поступает в бункер 2 и используется в качестве теплоносителя. Оставшаяся часть золы после ее охлаждения в теплообменнике выводится из цикла. В итоге в топку поступает значительно меньше золы, чем при традиционном факельном сжигании. На рисунке 1.7. представлена схема паротурбинного энергетического блока ТЭС, оборудованного аэрофонтанными предтопками.

Рис. 1.7. Принципиальная схема энергоблока ТЭС с высокими экологическими показателями, с аэрофонтанными предтопками: 1 – бункер топлива; 2 – циклон теплоносителя; 3 – реактор; 4 – аэрофонтанная топка; 5 – топка котла; 6 – горелочное устройство; 7 – паровая турбина; 8,9 – пароперегреватель; 10 – водяной экономайзер; 11 – электрогенератор; 12 – конденсатор; 13 – воздухоподогреватель; 14 – вентилятор; 15 – электрофильтр; 16 – блок очистки от SО2 и NOx; 17 – дымосос; 18 – дымовая труба

23

В.А. ДУБРОВСКИЙ Концентрация в уходящих газах: NOx 150 мг/м3, SО2 < 200 мг/м3, зола < 100 мг/м3. Технология ЭНИН с аэрофонтанными предтопками по сравнению с традиционным факельном сжиганием низкосортных твердых топлив, позволяет эффективно сжигать низкосортное твердое топливо практически любой теплоты сгорания от 4 до 12 Мдж/кг без подсветки мазутом или природным газом при любых нагрузках котла. Поскольку значительная доля минеральной части выводится из цикла в предтопке и в котел не поступает, то запыленность продуктов сгорания оказывается в 4 – 6 раз меньше, чем при факельном сжигании В итоге: повышается надежность работы котла из-за уменьшения шлакования и абразивного износа поверхностей нагрева, появляется возможность увеличения скорости дымовых газов в конвективной шахте, что снижает металлоемкость хвостовых поверхностей нагрева; существенно облегчается решение вопросов окончательной глубокой очистки дымовых газов от золы. При зольности Аd = 50 %, К.П.Д. электрофильтров – 99,5 %, суммарная степень очистки составит 99,9 % при концентрации золы в уносе не более 100 мг /м3; выбросы оксидов азота при данной технологии сжигания в 3,5 раза меньше, чем при традиционной. Это объясняется тем, что при факельном сжигании 75 – 80 % оксидов азота образуется при разложении азотсодержащих соединений топлива в окислительной среде, а, как показали исследования в лаборатории «Термическая подготовка углей» ПИ СФУ [4] под руководством д-ра техн. наук профессора В.А. Дубровского предварительный нагрев угля до 500 oC и выше в среде дымовых газов приводит к деструкции азотсодержащих соединений топлива с образованием нейтрального азота. В составе парогазовой смеси имеется ряд восстановителей оксидов азота (СО, углеводороды). Продукты сгорания аэрофонтанной топки вводятся в корень факела и тормозят образование оксидов азота. В итоге уходящие дымовые газы после котла содержат не более 350 мг /м3 оксидов азота. Если сжигание парогазовой смеси осуществлять по схеме ступенчатого сжигания, как это широко применяется при работе котлов на природном газе, то можно ожидать концентрацию оксидов азота в уходящих газах (в пересчете на NO2) не более 170–200 мг/м3. При содержании в минеральной части топлива значительного количества соединений кальция в реакторе происходит связывание основной массы серы в сульфат кальция, которые выводятся из предтопка вместе с уловленной в циклоне 9 золой. При сжигании эстонских сланцев и углей Канско-Ачинского бассейна, особенно березовых углей, имеющих в своем составе до 45 % 24

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ и более оксидов кальция и магния, выброс сернистого ангидрида с уходящими газами снижается на 90–95 %. Если минеральная часть содержит недостаточно кальция, то предусмотрена подача известняка в реактор. При сжигании подмосковного бурого угля (Sр = 2,46 %) с добавкой около 36 кг/т топлива известняка в уголь было достигнуто снижение выброса сернистого ангидрида на 90–92 %. Капитальные затраты на оснащение котла аэрофонтанными предтопками оцениваются в один доллар на 1 КВт установленной мощности. Эксплуатационные расходы сохраняются на прежнем уровне, так как затраты на пылеприготовление топлива примерно равны затратам на эксплуатацию высоконапорной воздуходувки. На основе аэрофонтанных предтопков может быть предложена схема энергоустановки с газотурбинным контуром, работа которого осуществляется на парогазовой смеси (рис. 1.8). Газотурбинный контур включает в себя автономную камеру сгорания, газовую турбину с электрогенератором, подогреватель (воздуха или азота), компрессор и охладитель. В последней схеме парогазовая смесь частично подается на сжигание в горелки парового котла, а другая часть – в камеру сгорания газовой турбины, куда также поступает необходимое количество воздуха от воздухоподогревателя котла. В результате сжигания парогазовой смеси в камере сгорания газовой турбины в подогревателе воздух (азот, либо иной газ) нагревается до температуры 1050–1070 oС, который компрессором подается при давлении 1,3 – 1,6 МПа в турбину. После срабатывания перепада давлений на турбине рабочее тело охлаждается примерно до 55– 60 oС в водяном охладителе и снова направляется в компрессор. Продукты сгорания после камеры сбрасываются в топку парового котла для использования их тепла в котле, в газовом тракте которого они охлаждаются до температуры уходящих газов. В этой схеме не требуется очистки парогазовой смеси перед ее сжиганием в камере сгорания, а газовая турбина работает на незапыленном рабочем теле. Однако в газотурбинном контуре появляется сравнительно сложный элемент – подогреватель рабочего тела газовой турбины. Он должен работать при температуре стенки поверхности на выходе рабочего тела около 1150–1170 oС. Эта часть поверхности нагрева подогревателя должна выполняться из специальных марок стали и иметь развитое внутреннее оребрение для максимальной интенсификации теплообмена от стенки к рабочему телу для ограничения температуры последней. Альтернативой этому решению газотурбинного контура служит схема, в которой парогазовая смесь сначала должна подвергнуться 25

В.А. ДУБРОВСКИЙ охлаждению до температур, при которых возможна эффективная глубокая очистка ее от аэрозолей, затем сжатию в компрессоре и только после этого парогазовую смесь можно направлять на сжигание в камеру сгорания газовой турбины. В этом случае даже при наличии очистки в газовую турбину и компрессор попадает рабочее тело – продукты сгорания парогазовой смеси с определенной запыленностью, а компрессор должен работать при повышенной начальной температуре среды, поскольку значительное охлаждение парогазовой смеси приведет к конденсации смол.

Рис. 1.8. Принципиальная схема парогазовой энергоустановки на базе аэрофонтанных предтопков и газотурбинного контура со сбросом газов в паровой котел: 1 – бункер сырого дробленого топлива; 2 – бункер теплоносителя; 3 – шнековый питатель; 4 – реактор газовыделения; 5 – аэрофонтанная топка; 6 – газоход горючих газов; 7 – горелочное устройство котла; 8 – топка котла; 9 – циклон; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздуходувка; 12 – охладитель золы; 13 – воздухоподогреватель котла; 14 – бункер для щелочных добавок; 15 – паровая турбина с электрогенератором; 16, 17 – газовая турбина с электрогенератором 18; 19 – компрессор; 20 – охладитель; 21 – камера сгорания газовой турбины; 22 – сброс продуктов сгорания газотурбинного контура в топку; 23 – подогреватель

Обеспечить надежную работу такой схемы газотурбинного контура технически сложнее из-за чрезмерных трудностей создания и эксплуатации систем очистки высокотемпературного газового потока от аэрозолей. Парогазовая энергоустановка, представленная на рис. 1.8, характеризуется повышенной экономичностью и маневренностью из-за на26

1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ личия газотурбинной части и обладает всеми ранее рассмотренными преимуществами схем, изображенных на рис. 1.6–1.7. Она экономически более чиста, что достигается большей экономичностью энергоустановки и выработки части мощности рабочим телом, не требующим конденсаторов. Кроме того, в ней выход оксидов азота ниже вследствие снижения температур в топочной камере парового котла и уменьшения мощности котла. Еще более существенные экологические и экономические преимущества могут быть получены в парогазовой энергоустановке на основе сжигания топлива с использованием аэрофонтанных предтопков, схема которой приведена на рис.1.9.

Рис. 1.9. Принципиальная схема парогазовой установки на базе аэрофонтанных предтопков и газотурбинного контура со сбросом газов в котел-утилизатор: 1 – бункер топлива; 2 – бункер золы теплоносителя; 3 – шнековый питатель; 4 – реактор газовыделения; 5 – аэрофонтанная топка; 6 – газоход горючих газов; 7 – сброс продуктов сгорания аэрофонтанной топки; 8 – котел-утилизатор; 9 – циклон; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздуходувка; 12 – охладитель золы; 13 – воздухоподогреватель; 14 – бункер для щелочных добавок; 15 – паровая турбина с электрогенератором; 16; 17 – газовая турбина с электрогенератором; 18; 19 – компрессор; 20 – охладитель; 21 – камера сгорания газовой турбины; 22 – сброс продуктов сгорания газотурбинного контура в котел-утилизатор; 23 – подогреватель

27

В.А. ДУБРОВСКИЙ Здесь вместо обычного парового котла с топочной камерой применяется котел-утилизатор, в котором сжигания топлива не происходит. В котле-утилизаторе охлаждаются продукты сгорания, поступающие в него после аэрофонтанной топки по газоходу, и продукты сгорания, сбрасываемые в него по газоходу. Тепло указанных продуктов сгорания обеспечивает генерирование пара для паровой турбины. Данная схема отличается большими экономическими и экологическими выгодами вследствие оптимального развития газотурбинной части. Кроме того, существенные экологические преимущества определяются тем, что в котле-утилизаторе не образуются оксиды азота. Как было отмечено, технология сжигания некоторых низкосортных твердых топлив с использованием аэрофонтанных предтопков самостоятельно способна обеспечить предельные нормы, разрешенные в России, содержания оксидов серы и азота в уходящих газах котлов ТЭС. В тех случаях, когда требуется дальнейшее сокращение выбросов оксидов серы и азота ниже установленных сегодня требований, на котле после системы золоулавливания может быть предусмотрена глубокая дополнительная очистка уходящих газов от SO2 и NOx например, озонно-аммиачной либо радиационно-химической технологии. Эти технологии обеспечивают очистку газов от указанных ингредиентов в одном аппарате и способны довести содержания NOx и SO2 в уходящих газах ТЭС до 80– 100 мг/м3.

28

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ Вытеснение мазута и природного газа из топливного баланса пылеугольных ТЭС путем их замещения низкосортными углями является наиболее актуальной проблемой теплоэнергетики. В отраслевой программе Минэнерго СССР предусматривалась разработка плазменных растопочных горелок для поджигания низкосортных топлив и антрацита (исполнитель – КазНИИэнергетики). Плазменные горелки состояли из продольной камеры, через которую в котел подается пылевоздушная смесь. Вдоль камеры были размещены два стержневых электрода, между которыми с помощью подвижного плазмотрона-запальника возбуждается мощная электрическая дуга. Последняя нагревает пылевоздушную смесь. Выделяющиеся летучие воспламеняются. Температура газовой струи на выходе из плазмотрона составляет 3500–5400 °С. При такой температуре очень быстро происходит не только термическое разложение топлива и воспламенение летучих, но и воспламенение коксовой основы. После выхода струи в топочную камеру происходит устойчивое горение факела. Однако высокая температура вызывает быстрый износ стержневых электродов, требуется частая их замена. Для работы плазменной горелки необходима система водогазоснабжения, а также достаточно сложная система преобразования энергии. Это усложняет и значительно удорожает установку. Сотрудниками института проблем горения (Алматы) и Отраслевого центра плазменно-энергетических технологий РАО «ЕЭС России» была разработана новая плазменно-топливная система (ПТС) для безмазутной растопки котлов, стабилизации пылеугольного факела с одновременным снижением механического недожога топлива и образования оксидов азота. 29

В.А. ДУБРОВСКИЙ Технология ПТС основана на плазменной термохимической подготовке угля к сжиганию [3–4]. Она заключается в нагреве аэросмеси (угольной пыли и воздуха) электродуговой плазмой с температурой свыше 3000 oС. За счет газификации топлива образуется двухкомпонентная смесь горючих газов и кокса, которая легко воспламеняется при ее смешении с вторичным воздухом и устойчиво горит без дополнительной подсветки мазутом (рис. 2.1.).

Рис. 2.1. Розжиговая горелка: 1 – плазмотрон; 2, 5 – завихритель; 3 – канал подачи угольной аэросмеси; 4 – канал подачи вторичного воздуха для розжига горелки; 6 – основная горелка; 7 – термопара зонда; 8 – камера воспламенения; 9 – водоохлаждаемый канал термозонда; 10 – камера смешения

Для повышения эффективности топливоиспользования в 1995 г. был создан Отраслевой центр плазменно-энергетических технологий (ОЦ ПЭТ) РАО «ЕЭС России» при ОАО «Гусиноозерская ГРЭС», в состав которого вошли три научно-технические лаборатории, теплотехническая и электротехническая службы [7]. Преимущества плазменных технологий безмазутной растопки котлов и подсветки факела, в основе которых лежит термохимическая подготовка топлив к сжиганию, перед традиционными заключаются в следующем: – сокращении потребления мазута и газа на ТЭС; – повышении энергетической эффективности ПЭТ в 3–4 раза, так как относительная электрическая мощность плазмотронов составляет (в зависимости от типа углей и горелки) всего 0,5–2,0 % тепловой мощности пылеугольной горелки; – замещении углем подсветочного топлива (мазута или природного газа), что снижает выбросы оксидов азота на 40 – 50 % благодаря 30

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ превращению азота топлива в молекулярный азот в обедненных кислородом зонах воспламенения и горения, уменьшает выбросы оксидов серы на 30–40 % (в случае замещения высокосернистого мазута) и почти полностью устраняет выбросы пятиокиси ванадия; – снижении общего количества выбросов двуокиси углерода вследствие увеличения эффективности процесса горения, уменьшении механического недожога топлива и содержания углерода в уносах (в 1,5–2,0 раза); – обеспечении растопки энергоблоков пылеугольных ТЭС при потере собственных паровых нужд станции; – появлении возможности комплексного решения вопросов техперевооружения пылеугольных энергоблоков с сохранением технических и эколого-экономических показателей ТЭС; – сохранении технико-экономических и экологических показателей энергоблоков при использовании широкой гаммы непроектных энергетических углей. Плазменно-энергетические технологии топливоиспользования занимают особое место в энергетике, поскольку традиционное сжигание топлив происходит на атомно-молекулярном уровне, а с использованием этих технологий – на ионно-электронном (физико-химическом) уровне, что обеспечивает более глубокое управление процессом и, как следствие, его максимальную энергетическую эффективность. Для практической реализации ПЭТ разработан принципиально новый способ организации плазмохимических процессов, при котором только часть реагентов проходит через область плазмы и они являются инициаторами химических превращений, существенно улучшающими характеристики процесса. При этом собственно плазмохимическая часть потребляет малую долю общих энергозатрат. Этот способ широко используется при плазменной электротермохимической подготовке топлив (ТХПТ) к сжиганию. В его основе лежит алло-автотермический метод газификации и плазменного воспламенения топлив [12–15]. С помощью этого метода можно осуществлять крупнотоннажные плазмохимические процессы; безмазутную растопку котлов и подсветку пылеугольного факела в том случае, если расход реагентов (уголь + окислитель) достигает 5–10 т/ч [7, 8]. Основные принципы разработки плазменно-энергетических технологий и технические характеристики плазменно-энергетического оборудования В основе плазменно-энергетических технологий лежат следующие основные принципы [10]: 31

В.А. ДУБРОВСКИЙ – термохимическая подготовка топлив к сжиганию с учетом необходимой глубины конверсии угля (вплоть до полной газификации) в зависимости от решаемой задачи; – алло-автотермический характер превращения топлив (возможность реализации крупнотоннажного производства); – плазменная активация пылеугольного потока; – минимальная диссипация энергии плазмы. При плазменной растопке котлов топочный мазут заменяют угольной пылью, воспламеняемой электродуговым плазмотроном, технические характеристики которого приведены ниже [12]: – мощность плазмотрона, кВт – напряжение, В – сила тока дуги, А – масса, кг: – плазмотрона – источника электропитания – ресурс непрерывной работы электродов, ч . – температура факела, К

70–320 250–400 200–800 20–35 450–500 300–500 3000–5000

На рисунке 2.2 показан наиболее эффективный – муфельный вариант системы плазменного воспламенения углей (СПВ), а на рис. 2.3. и 2.4. даны примеры компоновок плазмотронов постоянного тока, являющихся основными элементами СПВ, с пылеугольной прямоточной горелкой и станционным оборудованием.

Рис. 2.2. Электродуговой плазмотрон постоянного тока с медными водоохлаждаемыми электродами, установленный в пылеугольной горелке котла без реконструкции самого котла

32

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ Предвключенный муфель с плазмотроном обеспечивает самовоспламенение и интенсивное выгорание аэросмеси (угольная пыль + воздух) после смешения со вторичным воздухом в объеме топки.

Рис. 2.3. Схема компоновки плазмотрона с муфелизированным участком пылепровода горелки: 1 – плазмотрон; 2 – муфель; 3 – пылепровод к горелке; 4 – сопло пылеугольной горелки; 5 – источник электропитания; б – трансформатор; 7 – системы водо-воздухо-снабжения

Рис. 2.4. Схема компоновки электро- и теплотехнического оборудования с муфелем и котлом на ТЭС.

Плазменно-топливные системы испытаны на 26 котлах паропроизводительностью от 75 до 670 т/ч (табл.2.1–2.2), но не везде внедрены. 33

В.А. ДУБРОВСКИЙ Таблица 2.1 Промышленные испытания плазменно-топливных систем (ПТС) на ТЭС[3].

№ п/п

ТЭС (месторасположение)

Тип и количество котлов с ПТС

Паропроизводительность одного котла, т/ч

Количество ПТС, установленных на ТЭС, шт.

1

Гусиноозерская ГРЭС (г. Гусиноозерск)

ТПЕ-215 – 2котла БКЗ-640 – 2 котла

670–640

8–7

2

Черепетская ГРЭС (г. Суворов)

ТП-240 – 1 котел

240

4

3

Нерюнгринская ГРЭС (г. Нерюнгри)

КВТК-100 – 1 котел

Тепловая мощность 116 МВт

2

4

Партизанская ГРЭС (г. Партизанск)

ТП-170- 1 котел

170

2

5

Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (г. Улан-Удэ)

ТПЕ-185-1 котел

160

2

6

Хабаровская ТЭЦ-3 (г. Хабаровск)

ТПЕ-216 – 1 котел

670

4

7

Кураховская ТЭС (г. Курахово)

ТП-109 – 1 котел

670

4

8

Алматинская ГРЭС (г. Алма-Ата)

БКЗ-160 – 1 котел

160

2

9

Усть-Каменогорская ТЭЦ ЦКТИ~75 – 2 котла (г. Усть-Каменогорск)

75

4

10

Улан-Баторская ТЭЦ-4 (г. Улан-Батор)

БКЗ-420 – 6 котлов

420

16

11

Восточно-Пхеньянская ТЭС (г. Пхеньян)

Е-210 – 1 котел

210

3

12

ТЭС «Вояны» (г. Велки-Капушаны)

TAVICI – 1 котел

350

2

34

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ Таблица 2.2 Основные показатели плазменно-угольных горелок для воспламенения низкосортных углей [2] ТЭС ОЦ ПЭТ, Россия

Черепетская, Россия

Шаогуан, Китай

Вояны, Словакия

320

150

320

260

Вихревая

Прямоточная

Вихревая с воздушным охлаждением

Вихревая муфельная

1800

2500

2100

3500

Максимальный расход угля, т/ч

3

3

4

4,7

Теплота сгорания угля, МДж/кг

25

23

19,3

25,5

Выход летучих, %

4

15

8,2

7,5

Зольность, %

19

27

30,5

18,7

Тонина помола, % (Rgo)

48

15-20

10

8

Температура факела, °С

1200

1150

1170

1400

Длина факела, м

2.5

6

4

4

Мощность плазмотрона, кВт

Тип горелки

Расход первичного воздуха, м3 /ч

35

В.А. ДУБРОВСКИЙ Полные испытания технологии плазменной подсветки и стабилизации горения факела проводились на Гусиноозерской ГРЭС (котел БКЗ-640) и Улан-Баторской ТЭЦ-4 (котел БКЗ-420-140). На рисунке 2.5 представлена схема размещения четырех ПТС на котле БКЗ-640 Гусиноозерской ГРЭС, оснащенном прямоточными пылеугольными горелками. При плазменной подсветке факела образуются восстановительные газы (СО, Н), что снижает образование оксидов азота в 1,2 – 1,3 раза.

Рис. 2.5. Схема размещения ПТС на котле БКЗ-640 Гусиноозерской ГРЭС

В продолжение разработки и внедрения плазменных способов термохимической переработки углей на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 проведены испытания на котле ТПЕ-185 паропроизводительностью 160 т пара в час с шестью плоскофакельными горелками. Цель испытаний: – выявить влияние предвключенных модернизированных плазменных горелок на снижение содержания выбросов оксидов азота, оксида углерода в уходящих газах, на увеличение КПД котла из-за уменьшения механического недожога; – определить надежность работы двух новых вариантов плазменных горелок упрощенной конструкции без применения жаропрочных огнеупорных материалов; 36

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ – определить возможность поддержания автотермического режима на одном из вариантов новой плазменной горелки. Конструктивно модернизированная плазменная горелка представляет собой трубу в трубе, соединенную с патрубком для крепления плазмотрона, расположенным на боковой поверхности горелки (рис. 2.6 а). Материал внутренней трубы – жаростойкая сталь. Горелки установлены по диагонали котла вместо чехлов мазутных форсунок горелок (рис. 2.5). Принцип работы горелки заключается в следующем. Поток аэросмеси делится на две части. Часть аэросмеси, поступающая во внутреннюю трубу, подвергается воздействию плазменной струи, направленной перпендикулярно оси горелки. При этом аэросмесь нагревается до температуры выделения летучих веществ и частичной газификации коксового остатка. Получившееся высокореакционное двухкомпонентное топливо направляется в топочное пространство, где, смешиваясь с остальной аэросмесью и вторичным воздухом, стабилизирует процесс горения. Другая часть аэросмеси, поступая в промежуток между трубами, охлаждает их, являясь своего рода тепловой изоляцией. Первоначально испытывали горелки, в которых пространство между трубами было заполнено шамотобетоном. Назначение тепловой изоляции заключается в обеспечении безопасной температуры наружной поверхности трубы, а также в создании «муфельного» эффекта, состоящего в накоплении тепла и продолжении нагрева аэросмеси в течение некоторого времени после отключения плазмотрона. Отказ от использования шамотобетона позволил упростить процесс изготовления горелки, сделать ее более легкой, что немаловажно в процессе монтажа. Но главным является то, что проходное сечение этой горелки незначительно отличается от проходного сечения штатной прямоточной горелки по сравнению с горелкой с шамотобетоном. Кроме того, спроектирован второй вариант модернизированной плазменной горелки (рис. 2.6, б), в котором должен поддерживаться автотермический режим горения аэросмеси. Идея, лежащая в основе этой конструкции, следующая. Первоначально происходит процесс термохимической подготовки аэросмеси под воздействием плазменной струи. Горящее двухкомпонентное топливо и еще не прореагировавшая аэросмесь поступают в расширенный участок. Скорость течения потока при этом должна снизиться примерно вдвое, так как площадь сечения в этом месте вдвое больше площади сечения предшествующего участка. При этом поток, турбулентный по своему характеру, еще более турбулизируется, процесс теплопередачи между аэросмесью и двухкомпонентным топливом 37

В.А. ДУБРОВСКИЙ интенсифицируется. Создаются условия, при которых в месте расширения существует самоподдерживающаяся зона горения. Предполагалось, что после отключения плазмотрона зона горения будет продолжать существовать, тем самым поддерживая процесс ТХПУ.

Рис. 2.6. Модернизированные плазменные горелки: а) первый вариант; б) второй вариант: 1 – труба пылепровода; 2 – внутренняя жаростойкая труба для разделения потока аэросмеси; 3 – патрубок для установки плазмотрона; 4 – плазмотрон; 5 – плазменный факел; 6 – поток аэросмеси, проходящий термохимическую подготовку; 7 – поток аэросмеси, охлаждающий камеру термохимической подготовки топлива; 8 – камера автотермического режима

При проведении испытаний нагрузка котла составляла 120 т пара в час. Пылевоздушная смесь поступала в 8 из 12 сопл. На горелках № 3, 6 подача угольной пыли в штатные сопла была перекрыта, пыль поступала в плазменные горелки. Состав уходящих газов определяли газоанализатором TESTO-33 в газоходе перед дымососом при выключенных плазмотронах, затем через такой же промежуток времени с включенными плазмотронами. Пробы золы и шлака отбирались из холодной воронки. Были проведены три серии измерений. Мощность плазмотронов в среднем составляла 90 кВт. Снижение содержания NOx составило в среднем 38

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ 10,2 %. Такой результат представляется весьма значительным, если принять во внимание то, что только 25 % пылеугольного потока проходило через предвключенные плазменные горелки (два сопла из восьми работающих). При этом содержание кислорода в уходящих газах увеличилось в среднем на 2,2 %, что связано с уменьшением образования топливных окислов азота. Температура уходящих газов оставалась на уровне 128–13 °С. Содержание горючих остатков при включении плазменных горелок снижалось в золе с 6,5 до 3,4 % и в шлаке – с 20,9 до 14,8 %: Через 15 минут после отключения плазмотронов еще раз были взяты пробы на содержание горючих остатков в золе и шлаке, значения которых, по результатам лабораторного анализа, составили 4,8 и 7,8 % соответственно. Расчеты по типовой методике показывают, что подобное снижение механического недожога топлива увеличивает КПД котла на 1,7 %. Таким образом, проведенные промышленные испытания подтверждают тот факт, что использование плазмы для активации пылеугольного факела более эффективно, чем применение термических огневых методов благодаря наличию в плазме химически активных атомов, радикалов, ионов и электронов, которые ускоряют термические реакции горения и способствуют более полному выгоранию топлива.

Рис. 2.7. Схема размещения горелок на котле

39

В.А. ДУБРОВСКИЙ Известно, что даже малые примеси атомарного кислорода снижают температуру воспламенения угольных частиц. Применение электродуговой плазмы существенно меняет кинетику горения пылеугольного факела: проходя электротермохимическую подготовку в малом объеме камеры предварительной подготовки перед устьем горелки при малой концентрации первичного воздуха в аэросмеси, подготовленная горючая смесь, состоящая из летучих газов (СН4), продуктов частичной газификации угля (СО + Н2) и раскаленных частиц коксового остатка, при выходе в топку интенсивно возгорается в потоке вторичного воздуха, поступающего в избытке. В ходе испытаний нарушений в работе модернизированных плазменных горелок не наблюдалось. Температура наружной поверхности трубы была равна температуре стенки пылепровода, что свидетельствует о правильности подобного конструктивного решения. Забивания зазора между наружной и внутренней трубой не происходило. Вывод о наличии автотермического режима в горелке можно сделать на основании анализов дымовых газов. Так, после отключения плазмотронов происходило повышение концентрации NOx и СО, но не до первоначальных значений, которые имели место до включения плазмотронов, а приблизительно вполовину меньше. Это свидетельствует о продолжении горения пылевоздушной смеси в горелке (второй вариант горелки), и только спустя 30–40 мин после отключения плазмотронов значения NOx и СО увеличились вдвое. Возможность осуществления автотермического режима горения пылеугольного факела на выходе из устья сопла имеет важное значение в растопочном режиме котла, при котором сохраняется процесс самовоспламенения и горения пылеугольной смеси в горелке после отключения плазмотрона. Применение плазменных горелок позволяет улучшить техникоэкономические показатели как отдельных котлов, так и ТЭС в целом за счет отказа от жидкого топлива для розжига и подсветки пылеугольного факела в котлах, снижения вредных выбросов в атмосферу и соответствующего снижения платы за выбросы, сокращения механического и химического недожога пылеугольного топлива в топках котлов и, следовательно, наряду с другими технико-экономическими и организационными мероприятиями расширяет возможности снижения себестоимости выпускаемой продукции. Низкий ресурс плазмотронов и недостаточная надежность электроснабжения технологии плазменного сжигания требуют структурного резервирования для сохранения уровня надежности работы котла. С этой целью предусматрены две независимые технологические нитки на одну горелку. Структурное резервирование обусловливает уве40

2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ личение капиталовложений в технологию в два раза. С учетом затрат на плазменную технологию капиталовложения в электрическую часть увеличиваются на 10 %. Вторым этапом развития ПТС является их использование для газификации углей и получения из низкосортных топлив высококалорийного и экологически чистого синтез-газа (СО+Н) для сжигания на ТЭС. С этой целью проведены экспериментальные исследования комбинированной плазменной газификации на опытных установках. В результате этих исследований был разработан комбинированный газификатор производительностью по углю 32 т/час, предназначенный для плазменной газификации и термохимической подготовки к сжиганию энергетических углей с последующей подачей полученных высокореакционных продуктов, горючего газа и коксового остатка непосредственно в топочную камеру котельного агрегата. Это позволяет обеспечить безмазутную растопку котла, подсветку пылеугольного факела, стабилизацию выхода жидкого шлака, снизить выбросы оксидов азота, а также расширить гамму сортов сжигаемых в одном и том же котле углей с увеличением его технико-экономических и экологических показателей. ООО НПП «ТЕХПЛАЗ» совместно с ИНПП «Колорит» (Украина) разработали аналогичную плазменную технологию стабилизации горения угля и безмазутной растопки котлов. По данным авторов этой разработки, стоимость плазменной установки, включая монтажные и пуско-наладочные работы для одного энергетического котла составляет в среднем 2,3 млн дол. что в 30 с лишним раз превышает затраты на внедрение системы муфельной растопки, разработанной в КГТУ[7–9]. В этой связи важной задачей является дальнейшая разработка простых и надежных плазмотронов, обеспечивающих их длительную эксплуатацию на ТЭС. Необходимо продолжить разработку и внедрение новых конструкций плазменно-дуговых устройств для розжига и стабилизации горения пылеугольной смеси. По нашему мнению, применение плазменных технологий будет экономически оправдано при их использовании на тепловых электростанциях, сжигающих низкореакционные угли с очень малым выходом летучих веществ.

41

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ Принятый Правительством Российской Федерации курс на подъем национальной экономики, при котором темпы прироста ВВП должны составлять 5–8 % в год, будет сопровождаться ростом энергопотребления. В среднесрочных и долгосрочных прогнозах развития отраслей топливноэнергетического комплекса России в виду выработки месторождений газа в стране, неподготовленности разработки новых месторождений и других причин роль угля в производстве первичных энергоресурсов резко возрастает. Исходя из существующего состояния производственных мощностей угледобывающих предприятий России растущая потребность в угле может быть обеспечена в основном за счет увеличения добычи в Канско-Ачинском бассейне (КАбасс), который является безусловным лидером в России по запасам, соответствующим мировым стандартам, и наряду с Кузбассом является основой энергетической безопасности России. КАбасс – единственный угледобывающий бассейн России, который способен без значительных инвестиций резко нарастить добычу и гарантировать поставки больших объемов угля стабильного качества. Обоснованием целесообразности использования углей КАБасса служит сравнительная оценка их качественных показателей с показателями углей других бассейнов с учетом выбросов, приходящихся на единицу сожженного условного топлива. В этом смысле бурые угли КАБасса, и в первую очередь Березовского разреза, обладают несомненными преимуществами. Выбросы золы при условии применения на элек42

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ тростанциях электрофильтров с эффективностью очистки 97,5–98,0 % для углей действующих разрезов бассейна не превышают нормативы удельных выбросов в соответствии с установленными требованиями. Концентрации токсичных элементов в канско-ачинских углях находятся на уровне 0,1–0,2 потенциально опасных концентраций и значительно ниже, чем в углях других бассейнов [1]. Низкое содержание золы предопределяет возможности сокращения площадей золоотвалов на ТЭС и снижение скорости их заполнения. Затраты на размол канско-ачинских углей ниже, чем для других бурых углей. Вместе с тем широкое использование углей уникального КАбасса в качестве энергетического топлива часто наталкивается на известное сопротивление энергетиков, обусловленное проблемой, связанной с высоким содержанием кальция в золе канско-ачинских углей, особенно Березовского разреза (до 60 %), что является причиной образования прочных сульфатно-связанных отложений на поверхностях нагрева и часто приводит к вынужденному существенному снижению нагрузки котла. Однако такой подход к углям КАбасса обусловлен недостатками традиционного пылеугольного сжигания, особенно при большой единичной мощности котельных агрегатов. К ним в первую очередь можно отнести взрывопасность и сложность систем пылеприготовления; шлакование поверхностей нагрева; высокий уровень токсичных выбросов и др. Необходимо внедрение новых методов подготовки и сжигания топлива, способствующих снижению активных свойств и вредного воздействия его балласта, а также обеспечивающих высокие экономические и экологические показатели работы энергетического оборудования. При этом крайне важно, чтобы эти технологии могли внедряться на действующих электростанциях при умеренных затратах и базировались на модернизации установленного оборудования. Вихревой принцип сжигания впервые предложен в 30-х гг. ХХ века. Традиционное пылесжигание топлива уже несколько десятилетий остается в центре внимания теплоэнергетиков всего мира. Факельное сжигание практически не претерпело каких-либо принципиальных изменений, но на отдельных этапах своего развития, как правило, сопровождалось попытками интенсифицировать процессы воспламенения и выгорания топлива путем создания условий для повышения тепловой эффективности экранов, низкоэмиссионного сжигания, сокращения ремонтных издержек, сокращения габаритов топочной камеры, увеличения единичной мощности и т.п. Особое внимание уделялось вопросам широкой маневренности котлов. Следует отметить, что в большинстве случаев эти задачи удавалось успешно решать, чаще всего интенсифицируя процессы сушки 43

В.А. ДУБРОВСКИЙ и измельчения топлива. В процессе сжигания угольной пыли соотношение крупных и мелких фракций строилось в сторону увеличения мелких, с тем чтобы основная масса топлива (более 80 %) выгорала на начальном участке факела. Горение оставшейся части крупных частиц происходило в зоне более низких температур и при концентрации кислорода 5–6 %, определяя величину механического недожога. По этому принципу строилась вся котельно-топочная техника. Стремление к тонкому помолу и глубокой сушке топлива усугубило работу котлов на топливах с неблагоприятными характеристиками золы, например, на углях Канско-Ачинского бассейна. Такой метод сжигания, сопровождаемый температурными перекосами и тепловыми неравномерностями, активизировал минеральную часть топлива и привел к интенсивному шлакованию (блоки 800 МВт Березовской ГРЭС, блоки 300 МВт Рязанской ГРЭС, блоки 150 МВт Назаровской ГРЭС и многие другие). Шлакование, по ошибочному мнению многих ведущих специалистов, есть неизбежное зло, и поэтому РАО ЕЭС потеряло огромные мощности из-за перемаркировки котлов. Одним из технических решений, способных кардинально изменить отношение к данным углям, является вихревая технология сжигания угольной пыли в камерной топке Главным достоинством вихревого сжигания топлива является возможность создания устойчивого высокотурбулентного закрученного потока в топочной, что стимулирует более быструю доставку кислорода, необходимого для горения. Топки с вихревой технологией сжигания топлива классифицируются на топки с жидким и твердым шлакоудалением. Особого внимания заслуживают разработки, направленные на создание кольцевой топочной камеры для крупных энергоблоков тепловых электростанций. 3.1. ВИХРЕВЫЕ ТОПКИ С ЖИДКИМ ШЛАКОУДАЛЕНИЕМ Вихревая топка с жидким шлакоудалением была предложена Н.В. Головановым в ЦКТИ. В соответствии с этой технологией производится модернизация котла с размещением в его нижней части вихревой топки с горизонтальным вихрем. Высокая теплонапряженность в вихревой камере позволяет проводить топочный процесс с жидким шлакоудалением, что способствует эффективному сжиганию углей даже таких «тяжелых» марок, как «Т» и «СС2 ССР», и промпродукта обогатительных фабрик с одновременным снижением выбросов оксидов азота. 44

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ Первый опытно-промышленный парогенератор с высокотемпературной вихревой топкой был изготовлен Белгородским заводом энергетического машиностроения для ТЭЦ ЦКТИ Санкт-Петербурга. В процессе сжигания были опробованы топочные мазуты, природный газ, донецкие, кузнецкие и экибастузские угли. Общая наработка на этом парогенераторе составила свыше 100 тыс. часов. Работоспособность вихревой топки была проверена на котлах с сверхкритическими параметрами пара на Луганской ГРЭС. Опытнопромышленный парогенератор с вихревой топкой (ПВТ) с диаметром вихревой топки 4000 мм был изготовлен на ПО «Красный котельщик» г. Таганрога. Основное топливо – донецкий АШ и каменный уголь, топочный мазут и газ. Результаты успешных испытаний такого ПВТ позволили осуществить проект двух более мощных ПВТ паропроизводительностью 500 т/ч, которые были установлены на Ростовской ТЭЦ-2. Подольский машиностоительный завод (ЗИО) изготовил секционированную вихревую топку для блока 500 МВт Назаровской ГРЭС, который отработал с вихревой топкой свыше 100 тыс. ч. и продемонстрировал ее высокую эффективность, маневренность, устойчивый выход жидкого шлака при использовании низкосортных шлакующихся углей Канско-Ачинского бассейна. Для дальнейшего освоения ПВТ ПО « Красный котельщик» разработал головной парогенератор типа Е-500-140 ВЖ, смонтированный на Новосибирской ТЭЦ-3 как ТПЕ-427. Парогенератор выполнен с газовой сушкой топлива. Результаты длительного освоения ПВТ позволили получить необходимые данные для разработки более мощных парогенераторов на канско-ачинских и других низкосортных углях (800 МВт). Таким образом, в России имеется положительный опыт эксплуатации ПВТ на ряде головных и серийных котлоагрегатов производительностью 500 т пара в час при сжигании природного газа и мазута на Ростовской ТЭЦ-2, Волгоградской ТЭЦ-3, Тобольской ТЭЦ. Также получен позитивный результат экплуатации секционированной вихревой топки диаметром 6,2 м на модернизированном корпусе Б блока 500 МВт Назаровской ГРЭС при сжигании назаровского и березовского бурых углей с устойчивым выходом жидкого шлака, а также на опытном котле ТПЕ-427 производительностью 500 т пара в час Новосибирской ТЭЦ-3, где прошли испытания на широкой гамме сибирских углей различного качества. Следует отметить, что ПВТ оказывает меньшее негативное воздействие на окружающую среду по сравнению с традиционными котлами. На котлах с высокотемпературным вихревым сжиганием за счет 45

В.А. ДУБРОВСКИЙ управляемой аэродинамики процесса горения, т.е. применения научно обоснованных способов сжигания топлива, удается достигнуть уровня выбросов оксидов азота до 300 мг/куб. м, что существенно ниже, чем на многих котлах с твердым шлакоудалением. 3.2. ПРИНЦИН ТЕХНОЛОГИИ ВИХРЕВОГО НИЗКОТЕМПЕПЕРАТУРНОГО СЖИГАНИЯ Под руководством В.В. Померанцева в Ленинградском политехническом институте в конце 60-х годов ХХ столетия были заложены основы низкотемпературного вихревого сжигания углей (НТВ-технология). Изначально эта технология предназначалась для сжигания низкосортных бурых углей и отходов производства. Несколько позже стало ясно, что она будет очень перспективной для решения не только экономических, но и экологических задач. НТВ-технология основана на аэродинамических приемах организации потоков в топке с перемещением больших масс грубоизмельченного топлива в нижнюю часть топки, а воздуха, необходимого для дожигания,-в верхнюю его часть. За счет создания двух зон горения– низкотемпературной вихревой в нижней части топки и более высокотемпературной в зоне догорания– происходит тщательное перемешивание топочных газов и, как следствие, выравнивание тепловых потоков. Дело в том, что в традиционной технологии пылеугольного сжигания основная часть топлива сгорает в так называемой зоне активного горения, расположенной в зоне горелок и занимающей относительно небольшой объем средней части топки, так что ее нижняя часть работает вхолостую. Идея вихревого сжигания как раз состоит в том, чтобы нижнюю часть топки вовлечь в активный топочный процесс, т.е. «растянуть» активную зону горения и в 2–3 раза увеличить объем топочного пространства. Это дает возможность снизить максимальную температуру в вихревой топке на 100–300 градусов и за счет активной аэродинамики выровнять уровень температуры во всем объеме зоны активного горения, а это, в свою очередь, дает несколько плюсов. Во-первых, в результате снижения температуры резко уменьшается образование оксидов азота. Во-вторых, низкий уровень температуры горения и многократная циркуляция частиц позволяют связать оксиды серы минеральной частью самого же топлива. Ввиду низкой температуры горения у вихревой топки практически нет проблем с загрязнением поверхностей нагрева. 46

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ

Рис.3.1. Принципиальная схема организации низкотемпературного двухступенчатого вихревого топочного процесса

Уже в 1970 г. был пущен в эксплуатацию первый реконструированный по НТВ-технологии котел для сжигания торфа на ГРЭС-8 «Ленэнерго». В 1982 г. на Усть-Илимской ТЭЦ впервые в мире заработал безмельничный котел, изготовленный Барнаульским котельным заводом. После этого технология НТВ была признана Минэнерго СССР и ГКНТ СССР перспективной для обновления котельного оборудования электростанций. В 1987 году приказом Минэнерго СССР были начаты работы по созданию серии котлов с НТВ-топками для технического перевооружения устаревшего котельного оборудования тепловых электростанций Урала, Сибири и Дальнего Востока. Но после 1991 г. все работы по внедрению НТВ-технологии в России были прекращены и перенесены за границу. Внедрение НТВ-технологии в России возобновилось в конце 90-х гг. Самый яркий пример – реконструкция Рязанской ГРЭС. Изначально эта станция строилась с расчетом на сжигание подмосковных бурых углей, но со временем из-за кризиса в угольной отрасли ГРЭС была вынуждена перейти на сжигание очень дешевых углей КанскоАчинского бассейна. Канско-ачинские угли намного качественнее подмосковных углей, однако их энергетическое использование связано с огромнейшими трудностями, обусловленными шлакованием и загрязнением поверхностей нагрева котлов, в результате чего котлы не могут 47

В.А. ДУБРОВСКИЙ нести номинальную нагрузку и вынуждены останавливаться на ремонт, за счет чего резко снижается коэффициент использования установленной мощности ТЭС. Ситуацию на Рязанской ГРЭС при сжигании канско-ачинских углей, по сути, спасло внедрение НТВ-технологии. И если в конце 90-х гг. низкотемпературной вихревой технологией интересовались больше за границей так как ученики В.В.  Померанцева обновляли котлы в Эстонии, Болгарии, Китае, Индии, Чехии, даже две топки в США, то теперь, по словам Феликса Финкера, рост заказов на НТВ-технологию уже в России принял лавинообразный характер. Основными недостатками НТВ топок В.В. Померанцева являлись повышенные потери тепла от выноса несгоревшего топлива и локальный эрозионный износ труб экранов холодной воронки. Дальнейшим развитием НТВ-технологии является ВИР–технология (ВИР – это внедрение, инновация, реконструкция), рожденная в стенах предприятия «Политехэнерго», основанной на разработках Политехнического университета в Санкт-Петербурге и в первую очередь на работах, которыми руководил профессор В.В. Померанцев. Нынешние сотрудники «Политехэнерго» являются представителями и учениками его школы. В отличие от традиционного (прямоточно-факельного) способа сжигания ВИР-технология основана на обратном приеме: увеличивается количество крупных, а не мелких фракций. Система пылеприготовления значительно упрощается, а аэродинамика топочных потоков такова, что создает условия выгорания даже очень крупных частиц. При угрублении помола возрастает излучательная способность факела (непрерывный спектр излучения), повышается тепловая эффективность топочных экранов (с 0,22 до 0,55) и полностью прекращается шлакование. Улучшена маневренность котлов и повышена их нагрузка до номинала. Повышен К.П.Д. и снижен уровень эмиссии вредных выбросов – NOx и SO2. Программа повышения надежности котельных установок, разработанная РАО «ЕЭС России», стала успешно выполняться. Идет обратная перемаркировка модернизированных котлов на Рязанской ГРЭС (2 блока), Назаровской ГРЭС (2 блока), Комиэнерго (7 котлов), Владивостокской ТЭЦ-2 (4 котла). Все эти работы были выполнены в кратчайший срок (2 года) и одобрены Научно-техническим Советом РАО «ЕЭС России». Технология защищена 8 патентами России, США, Польши, Англии, Испании и других стран. Основой этой технологии является вихревая аэродинамика, создаваемая в обычной камерной топке наклоненным вниз горелочным пото48

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ ком с фронта и потоком нижнего дутья, подаваемым снизу (через устье холодной воронки) в сторону горелок. Образованная этими двумя встречно-смещенными потоками зона многократной циркуляции топливных частиц за счет увеличения времени их пребывания в зоне активного горения создает условия для подачи в топочную камеру топлива угрубленного помола или вообще без размола. Одной из основных особенностей данной схемы организации топочного процесса является выравнивание температурного поля топки с ликвидацией высокотемпературного ядра горения за счет интенсивного внутритопочного перемешивания газовых потоков, а также растягивания зоны горения с включением в работу всей поверхности нагрева холодной воронки. Таким образом решаются вопросы взрывобезопасности пылесистем при сжигании топлив с большим выходом летучих, снимаются вопросы шлакования топочных экранов и пароперегревателя при сжигании топлив с неблагоприятными характеристиками золы. Более поздние исследования, выполненные ООО «Политехэнерго» на электростанциях Польши, Чехии и США (выполнена модернизация более 20 котлов), показали, что снижение скорости нижнего дутья в сочетании с организацией зоны дожигания в верхней части топки ликвидирует присущие НТВ-топкам недостатки. Это позволило разработать новую технологию сжигания (ВИР–технологию). При ВИР–технологии сжигания перераспределение масс топлива в нижнюю часть топочной камеры осуществляется гравитационным и инерционным путем, а также за счет эжекционной способности потока нижнего дутья. Этому содействует установка нижних ярусов горелок с направлением их круто вниз, подача в них грубоизмельченного топлива и ограничение подачи воздуха (ниже стехиометрического значения). Верхние горелки работают в режиме дожигания с подачей в них топлива тонкого помола. Кроме решения проблем повышения надежности работы оборудования, связанных с взрывобезопасностью и снижением затрат на пылеприготовление, а также с уменьшением шлакования топочных, полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева, ВИР-технология позволяет одновременно расширить диапазон эксплуатационных нагрузок, повысить экономичность и экологическую безопасность работы котельных установок. Экономичность ВИР– технологии Низкоэмиссионная вихревая технология не только не снижает экономичности работы котлоагрегата, как это имеет место в случае применения низкоэмиссионных горелок и т.п., а, наоборот, приводит к повышению К. П. Д. котла брутто на 1–3 %. Объясняется это следующим: 49

В.А. ДУБРОВСКИЙ 1. Характер температурного поля в топке, особенно в ее поперечном сечении, сильно влияет на условия теплообмена между факелом и экранными поверхностями нагрева. В зоне активного горения (зона максимального тепловыделения) интенсивность выделения тепла превышает интенсивность теплоотдачи от факела. В результате температура топочных газов повышается до некоторого максимального значения. Указанное максимальное значение температуры топочных газов при прочих равных условиях определяется размерами зоны активного горения и коэффициентом эффективности экранных поверхностей нагрева в данной зоне. Кроме того, как показано А.Г. Блохом, при высокой степени неизотермичности факела (что имеет место при традиционных методах пылеугольного сжигания, особенно в топках котлов большой мощности) более холодные пристенные слои топочных газов, имеющие повышенную поглощательную способность, экранируют излучение центральных, более горячих зон факела, снижая плотность потока излучения, падающего на экраны. Интенсивное внутритопочное перемешивание газовых потоков при вихревой аэродинамике приводит к выравниванию температурного поля топки, что исключает указанный выше эффект. 2. Наличие значительной массы горящих коксовых частиц, циркулирующих в топке и имеющих сплошной спектр излучения, значительно превосходящий полосчатый спектр излучения трехатомных газов, приводит к повышению излучательной способности факела. К тому же в работу включается практически вся поверхность топочной воронки. Поэтому, несмотря на снижение средней температуры факела, лучистое тепловосприятие топочных поверхностей нагрева возрастает. Кроме того, повышенные скорости газов вблизи стен топки увеличивают конвективную составляющую теплообмена. В результате максимальные температуры в топке снижаются на 100–200 oС, а на выходе из нее – на 80–150 oС. Тепловая эффективность топочной камеры котла П-59 после перевода его на ВИР-технологию за период опытного сжигания оставалась практически стабильной (ψт= 0,3 – 0,38), близкой к нормативному значению и существенно выше, чем до модернизации (ψт= 0 – 0,22). Повышение тепловой эффективности экранов ψср при переходе на ВИР-технологию составило в среднем ∆ψср= 0,14. Это же подтверждается результатами математического моделирования топочного процесса, выполненного для котла ВВ-1150 к блоку 360 МВт (электростанция «Белхатув», Польша) с использованием программного комплекса FLUENT. На рис.3.2 представлены соответственно расчетные траектории движения топливных частиц двух фракций в обычной топке с тангенциальным расположением горелок (1) 50

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ и в реконструированной на низкоэмиссионное сжигание (2). Из них видно, что в первом случае все частицы циркулируют только в зоне горелок. При низкоэмиссионном процессе все крупные и большинство мелких частиц вовлекаются в вихревое движение и заполняют объем топки от горелок до нижнего дутья.

Рис. 3.2. Траектории движения частиц угля до (1) и после (2) модернизации (диаметр частиц в микронах)

В первом случае основное горение происходит в районе горелок. Во втором варианте за счет наличия зоны рециркуляции топочных газов и вследствие взаимодействия наклоненных вниз под разными углами потоков аэросмеси и нижнего дутья зона горения распространяется практически на всю нижнюю часть топки. Соответственно, поверхность теплоотвода из зоны горения (с учетом излучения в зону охлаждения) увеличивается более чем в два раза при одинаковом тепловыделении. Согласно позонному расчету это приводит к снижению средней температуры в зоне горения на 12–15 %, что согласуется с натурными замерами на реконструированных котлах. Снижение температуры газов на выходе из топки влечет за собой соответствующее снижение температуры уходящих газов. А хорошее перемешивание топлива и окислителя при вихревой схеме организации топочного процесса позволят эксплуатировать котел с пониженными 51

В.А. ДУБРОВСКИЙ (по сравнению с прямоточно-факельным процессом) избытками воздуха на выходе из топки (α″т = 1,12 – 1,15) без увеличения содержания горючих в золе уноса и без увеличения концентрации СО. Таким образом, снижение температуры и избытка воздуха в уходящих газах за счет повышения эффективности работы топки позволяет увеличить коэффициент полезного действия «брутто» котлоагрегата на 1–3 % даже на котлах, проработавих до модернизации 30–40 лет. Экологические показатели Снижение температур в топке, как уже отмечалось, способствует минимизации образования «термических» оксидов азота. А подача в нижние горелки воздуха с избытком αг = 0,6–0,7 приводит к снижению выхода «топливных» оксидов азота. Но главная особенность описываемой низкоэмиссионной вихревой технологии сжигания заключается в полувосстановительном (с некоторым недостатком кислорода) характере среды в нижней (вихревой) зоне топки, где присутствие большого количества активного кокса, как доказано многими исследованиями, способствует процессу распада уже образовавшихся ранее оксидов азота. На рис. 3.3 представлены концентрации СNOx после реконструкции котлов по ВИР-технологии в Польше (при сжигании каменных углей польских месторождений), которые показывают, что указанная модернизация котлов позволяет без значительных капитальных затрат снизить концентрации NОх среднем на 40–50 % (до 300–450 мг/м3 или 110–150 г/ГДж) при одновременном повышении экономичности работы оборудования. На рис.3.4 представлены аналогичные результаты испытаний котла П-59 после модернизации при сжигании березовского бурого угля. Особенностью ВИР-технологии является создание в нижней части топки обширной вихревой зоны с многократной циркуляцией частиц и температурами 1000 – 1250 oС, благоприятными для связывания SO2 свободным СаО. С целью экспериментальной проверки возможности связывания SO2 в активном объеме топки при низкоэмиссионной вихревой технологии сжигания топлива были проведены серии опытов с подачей сорбента через отдельные горелки без топлива и в смеси с топливом. Степень связывания серы в диапазоне Са/S=2,5 – 3,5 моль/моль составила 25 – 35 % (рис. 3.5). В качестве сорбента использовался дешевый крупнодробленый природный известняк (δмакс. до 25 мм) с содержанием СаСО3 95 – 97 % , который смешивался на угольном складе с топливом. Равномерному его распределению в топливной массе способствовали многочисленные пересыпки на ленточных транспортерах системы топливоподачи и последующий размол совместно с углем в мельницах. 52

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ 200 3

ɗɦɢɫɫɢɹ NO x, ɝ/ȽȾɠ

180

170 ɝ/ȽȾɠ (460 ɦɝ/ɧɦ )

160 140 120 100 80 60 40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0 100,0 110,0 120,0 130,0 140,0

ɇɚɝɪɭɡɤɚ ɤɨɬɥɚ, % Ɍɗɐ "ȺɁ ɉɭɥɚɜɵ"

Ɍɗɋ "ɏɚɥɟɦɛɚ"

Ɍɗɋ "Ɇɟɯɨɜɢɰɟ"

Ɍɗɋ "əɜɨɠɧɨ-II"

Рис. 3.3. Зависимость эмиссии NOx в дымовых газах от нагрузки котлоагрегатов

Образующийся при этом главным образом сернокислый кальций и непрореагировавший сорбент удаляются вместе с летучей золой. Только образующийся в незначительных количествах сернистокислый кальций может создавать проблемы с использованием золы. Эти опыты позволили сделать вывод о высокой эффективности такой схемы сероулавливания и внедрить эту технологию на трех котлах ТЭЦ для работы в постоянном режиме. 500 450

NOx, ɦɝ/ɧɦ3 (Ɉ2 = 6%)

400 350 300 250 200 150 100 50 0 180

200

220

240

ɇɚɝɪɭɡɤɚ ɛɥɨɤɚ, Ɇȼɬ

260

Рис. 3.4. Концентрация NОx в уходящих газах котла П-59 в диапазоне нагрузок 185–275 МВт

53

280

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 3.5. Зависимость снижения концентраций SO2 от соотношения Са/S при использовании сухого метода сероочистки дымовых газов 50

40

30

20

10

0 0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

CaO d /1,75S d t

Рис. 3.6. Эффективность связывания SO2 в топке котла П-59 при сжигании березовского угля по данным УралВТИ (руководители работ А.Н Алехнович. и В.В Богомолов.)

Хорошие результаты получены и на реконструированном на сжигание угля по ВИР-технологии котле П-59, где после модернизации наблюдается увеличение связывания серы кальцием собственной золы. 54

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ По результатам анализов УралВТИ и ВТИ, коэффициент связывания серы на реконструированном котле при сжигании березовского угля на 50 % выше, чем до реконструкции (рис. 3.6). Применение ВИР-технологии оказалось благоприятным и в части обеспечения снижения эмиссии пыли, что можно объяснить, на наш взгляд, следующими причинами: – некоторым уменьшением концентрации пылевых частиц в газах за счет роста К.П.Д.; – снижением температуры уходящих газов за котлом на 20–40 oС и коэффициента избытка воздуха в них; – снижением температуры в ядре горения на 200 oС, в результате чего уменьшается (по сравнению с прямоточно-факельным процессом) оплавленность частиц летучей золы, и, следовательно, происходит увеличение их удельной поверхности. Надежность и маневренность ВИР-технологии Интенсивность шлакования при ВИР-технологии, по данным УралВТИ, ниже, чем при традиционном сжигании, примерно вдвое, отложения более рыхлые, непрочные, зола уноса менее шлакующая. Причем уменьшение шлакования, загрязнения расположенных вне зоны активного горения поверхностей нагрева не может быть в определенной мере связано с изменением фракционного состава летучей золы и содержанием в ней недожога. Это можно объяснить благоприятным сочетанием двух факторов: наличием вихревой зоны с восстановительной средой и меньшей оплавленностью золовых частиц. При сжигании угля по ВИР-технологии зола имеет более «рыхлую» структуру. По данным ВТИ, при ВИР-технологии удельная поверхность частиц золы Sуд равна 244 – 3460 см2/г, а для золы нереконструированного котла составляет 1700 – 2200 см2/г. В золе при факельном сжигании преобладают плотные стекловидные частицы, а в золе котла, реконструированного по ВИР-технологии, преобладают золовые частицы с большим количеством пор, которые не прошли стадию плавления. Это приводит к более высокой степени связывания серы. Вследствие большей сульфатизации летучей золы отложения имеют меньшую склонность к упрочнению за счет их дальнейшей сульфатизации. Также отмечено существенное обогащение уноса кальцием и уменьшение содержания железа в летучей золе по сравнению с исходной золой и шлаком. Дополнительно определено, что перераспределение CaO/SiO2 выражено сильнее, чем на котле в проектном исполнении, что эквивалентно повышению расчетной температуры начала шлакования примерно на 15 – 25 oС. 55

В.А. ДУБРОВСКИЙ Кроме всего вышеперечисленного изменение температурных полей в топке при переходе на ВИР-технологию сжигания топлива повышает маневренность котла. Подробные исследования работы экранных поверхностей нагрева, выполненные на котлах ОР-215 ТЭЦ «АЗ Пулавы» (Польша) до и после их модернизации, показали не только рост на 10 % максимально допустимой нагрузки котла по условиям работы металла экранных труб, но и снижение безопасной минимальной нагрузки. Измерения циркуляции (скорости течения) в испарительных поверхностях нагрева показали возможность их нормальной работы при нагрузке котла до 50 % номинальной (при 65 % до модернизации). При этом необходимо учитывать, что форсирование нагрузки не сопровождается интенсификацией шлакования по указанным выше причинам. При снижении нагрузки наличие горящей массы топлива в вихревой зоне и эжекция струи нижнего дутья под горелки стабилизирует воспламенение топлива. На указанную технологию получены патенты России (№ 2067724, 2154234), США (№ 5769008, 6234093), Польши (№ 180167) и Европатент (№ 0747629). Результаты испытаний модернизированного котла ПК-38 (ст. № 3А) Назаровской ГРЭС Котел ПК-38 (ст. № 3А) Назаровской ГРЭС был модернизирован по проекту ООО «Политехэнерго» на низкоэмиссионное вихревое сжигание угля в октябре–ноябре 2003 г. и пущен после модернизации 30 ноября 2003 г. Пуско-наладочные и оптимизационные испытания проводились в декабре 2003 г. Испытания при длительной работе на номинальной нагрузке (270 т/ч) выполнялись в феврале 2004 г. Во время испытаний в топке котла сжигался бурый уголь Назаровского месторождения со следующими средними теплотехническими характеристиками: Qнр= 3261 ккал/кг, Wр= 39,1 %, Ар= 6,3 %. При сжигании указанного выше топлива и работе трех пылесистем при надежной работе мельниц (температура аэросмеси tас≤70 oС) максимальная нагрузка составила 280 т/ч. При одновременной работе двух пылесистем величина максимальной нагрузки составила 240 т/ч, а минимальная опробованная – 165 т/час без подсветки мазутом на одном дымососе. При этом отмечено устойчивое воспламенение топлива, пульсации разряжения в топке не увеличились и не превышали ±1,5 мм вод. ст. Стабильное воспламенение обеспечивается потоком горячих топочных газов, поступающих к корню факела основных горелок вдоль тыльного ската холодной воронки, 56

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ и высокой концентрацией горящего топлива в вихревой зоне. Возможно дальнейшее снижение нагрузки, однако ее величина может быть ограничена температурой пара промперегрева. Переключение мельниц даже в двухмельничном режиме не требует подсветки мазутом. Максимальная температура в топке на номинальной нагрузке находится в районе 1350 oС и даже несколько увеличивается при снижении нагрузки до 250 т/ч, что связано с утонением помола. Максимум температуры располагается в районе отметки 12 м в центре топки. Положение максимума определяется зоной воспламенения основной массы топлива и при снижении нагрузки из-за уменьшения скорости горелочной струи и утонения помола смещается к фронту котла. По той стороне топки, где работают две мельницы, температура выше. Распределение температуры по сечению топки определяется аэродинамической картиной движения газов. Горелочные струи аэросмеси, особенно нижняя, активно взаимодействуют со струей нижнего дутья, выходящей из дефлектора, обеспечивая в нижней части топки развитое вихревое движение с опускной зоной вдоль тыльной стены и ската холодной воронки и подъемной – по фронтовому скату. Представленный характер температур и аэродинамика топочной камеры определили характер ее загрязнений. Шлаковые отложения в виде шубы толщиной до 100 мм образуются на тыльной стене и примыкающих к ней участках боковых стен от отметки 15 м вверх, включая нижнюю часть аэродинамического выступа. Шлак рыхлый, сухой и периодически сходит при обмывках, изменении режима, в целом сохраняя картину загрязнения стабильной. Фронтовой экран и фронтовые части боковых стен топки практически чистые, за исключением зоны между горелками, где происходит шлакование амбразур, особенно вокруг неработающих горелок. При переключении мельниц этот шлак сходит. Необходимо отметить, что низкая эффективность обдувки как тыльного, так и фронтового экранов приводит к тому, что шлак сходит не при каждой обдувке. Ширмы острого пара имеют стабильные гребневидные фронтальные отложения длиной до 300 мм и практически не требуют паровой обдувки. Ширмы пара промперегрева чистые, заноса конвективных поверхностей, включая КПП, не наблюдается. Об отсутствии прогрессирующего шлакования топки и ширм и заноса конвективных поверхностей свидетельствуют стабильные значения температур дымовых газов (рис. 3.7). Это подтверждалось также визуальными осмотрами и постоянными значениями разрежения перед дымососами. Тепловой баланс котельного агрегата определялся в соответствии с разработанными методиками. Потери тепла с уходящими газами (q2) 57

В.А. ДУБРОВСКИЙ рассчитывались по методике профессора. М.Б. Равича. Температура уходящих газов принималась средней по показаниям щитового прибора, состав газов (содержание О2) измерялся газоанализатором Testo-342. Происходит снижение температуры газов по конвективной шахте при уменьшении нагрузки, в то же время содержание О2 в уходящих газах возрастает. В исследованном диапазоне нагрузок Dпп=160 – 280 т/ч величина q2 находилась в пределах 6 – 7,5 %. Распределение воздуха между горелками и нижним дутьем и система его регулирования позволяют поддерживать оптимальную концентрацию кислорода (О2˝КПП = 3 – 5,5 %) во всем диапазоне нагрузок. Указанный диапазон изменения О2 позволяет, кроме того, получить оптимальные величины потерь теплоты от химического и механического недожогов при хороших экологических показателях. Величина потерь с химическим недожогом (q3) практически равна нулю, так как концентрация СО в дымовых газах не превышала 100 мг/м3 (приведенная к О2 = 6 %). Содержание горючих в золе уноса при оптимальном распределении воздуха изменялось в пределах 1,5 – 2,8 % и зависело от тонины помола и избытка воздуха. Содержание горючих в шлаке изменялось в пределах 0 – 1,5 %. Провал, определяемый просыпанием части топлива в щели между листами дефлектора, имеет содержание горючих на уровне 15 – 30 %, однако доля такого провала, по нашему опыту, очень мала, основной провал определяется отходящим шлаком. Таким образом, потери тепла с механической неполнотой сгорания во всех опытах не превышают 0,5 %. Потери тепла в окружающую среду от охлаждения (q5) и с физическим теплом шлака (q6) определялись расчетным путем при q5ном= 0,5 % и температуре шлака 600 оС. Коэффициент полезного действия «брутто» в исследованном диапазоне нагрузок находится в пределах 91 – 92,5 % . Применение ВИР-технологии позволяет снижать избыток воздуха в горелках, направляя часть вторичного воздуха в нижнюю часть топки. Это приводит к уменьшению образования топливных оксидов азота. Снижение максимальной температуры газов в топочной камере до величины 1300 – 1400 оС практически исключает образование термических оксидов азота. Кроме того, в нижней части топки образуется область с полувосстановительным горением, в которой часть ранее образовавшихся оксидов азота восстанавливается до атмосферного N2. Указанные особенности сжигания углей с использованием низкоэмиссионного вихревого процесса позволили снизить концентрацию NOx в дымовых газах. На нагрузке близкой к номинальной СNOx= 380 – 400 мг/нм3 58

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ (О2 = 6 %), в то время как до модернизации концентрация NOx находилась на уровне 600 мг/нм3. Указанное снижение выбросов оксидов азота достигнуто без увеличения содержания СО в дымовых газах, которое в режимах не превышало 50 мг/нм3. При переходе на двухмельничные режимы работы котла концентрация оксидов азота снижается до величин 310 – 350 мг/нм3, что связано с дальнейшим снижением коэффициента избытка воздуха в горелках за счет подачи большего количества воздуха в неработающие при сохранении общего избытка воздуха, достаточного для полного сгорания топлива (рис. 3.7). 3.3. ПЫЛЕУГОЛЬНЫЙ КОТЕЛ С КОЛЬЦЕВОЙ ТОПКОЙ ДЛЯ КРУПНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ Развитие энергетики в России и в других странах,например, Китай, Индия предусматривает строительство крупных угольных тепловых электростанций. Для энергетики России наиболее перспективным является использование каменных углей Кузнецкого бассейна и бурых углей КанскоАчинского бассейна. Разведанные запасы угля первого бассейна составляют 57,3 млрд т, второго – около 150 млрд т. Особенностями этих углей – высокая теоретическая температура горения и повышенная склонность к шлакованию и загрязнению топочных и пароперегревательных поверхностей нагрева. Для обеспечения высокой надежности и экономичности пылеугольного котла, работающего на таких углях, принимаются умеренные теплонапряжения и сравнительно низкие температуры газов в топочной камере. При существующих традиционных конструкциях топочных устройств это приводит к увеличению размеров котлоагрегата, особенно в высоту. Так, например, высота Т-образного (двухгазоходного) котла типа П-67 для блока 800 МВт, изготовленного российским заводом «ЗиО – Подольск» и установленного в России на Березовской ГРЭС, составляет более 90 м. Опыт работы котла П-67 на бурых углях показывает, что для обеспечения надежной бесшлаковочной работы топки, даже с учетом установки большого числа обдувочных устройств, требуется, чтобы максимальная температура в топке не превышала 1250 оС. При этом должна обеспечиваться равномерность распределения температуры по сечению топочной камеры. Соблюдение вышеуказанных требований с учетом необходимости сжигания бурых углей с повышенной влажностью и высокой теоретической температурой горения (1550 – 1560 оС), является весьма сложной 59

В.А. ДУБРОВСКИЙ задачей. Учитывая перспективы использование углей в России и других странах, инжиниринговая компания «СибКОТЭС» совместно с заводом «ЗиО – Подольск» разработала конструкцию котлов для блоков 800 – 1000 МВт с использованием (нетрадиционного) топочного устройства – кольцевой топки (рис.3.8).

Рис. 3.8. Принципиальная схема кольцевой топочной камеры Ф.А. Серанта

Особенности конструкции котла с кольцевой топкой • Кольцевая топка представляет собой восьмигранную вертикальную экранированную призму, внутри которой по всей высоте коаксиально (соосно) установлена восьмигранная экранированная вставка. Поперечный размер этой вставки для разных топлив составляет 50 – 60 % поперечного размера наружной камеры. Стены внутренней и наружной камер состоят из газоплотных сварных панелей. 60

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ • При таком решении вращающийся факел оказывается зажатым в кольцевом пространстве между внутренними и наружными экранами. Условия смешения, воспламенения и выгорания топлива и теплообмена в такой топке существенно отличается от условий в обычных тангенциальных топках, где в центральной (приосевой) области практически отсутствует активное движение газов. Проведенные сравнительные исследования цилиндрической и многогранной кольцевых камер показали, что при восьмигранном сечении аэродинамика кольцевой топки близка к течению цилиндрической кольцевой камеры. • Кольцевая топка для обоих котлов представляет собой восьмигранную наружную камеру с установленным диаметром 27,5 – 28 м, внутри которой соосно установлена полная восьмигранная камера с условным диаметром 13,75 – 14 м. • Основные параметры котлов приведены в табл. 3.1. Характеристики углей – в табл. 3.2. • Экраны наружной и внутренней камер выполнены в виде вертикальных цельносварных газоплотных панелей из труб диаметром 32х6 (ст. 12Х1МФ) с шагом 48 мм. • Во внутренней камере установлена основная строительная колонна («пилон»), лифт и площадки обслуживания. • Топка оборудуется 32 прямоточными горелками, расположенными в четыре яруса по одному горелочному блоку на каждой наружной грани топки. Для обеспечения вращательного трения в горизонтальном сечении оси горелок направлены по тангенциальной схеме. • В кольцевой топке используются специальные регулируемые горелки, обеспечивающие возможность изменения направления ввода в объем топочной камеры горелочных струй. Это позволяет сравнительно легко настроить положение вращающегося факела без активного касания его внутренней и наружной камер. • Для дополнительного снижения выбросов NOx часть вторичного воздуха вводится в топку отдельно от горелок на их уровне расположения, а также в зону выше горелок. При этом для уменьшения крутки газов перед их входом в конвективные газоходы верхний ввод воздуха (OFA) организован по тангенциальной схеме с направлением, противоположным вращению основного потока топочных газов.

61

В.А. ДУБРОВСКИЙ Таблица 3.1. Основные параметры котлов с кольцевой топкой для блока 800 МВт. № п/п

Параметры

Котел для бурых углей

Котел для каменных углей

2650

2450

1

Паропроизводительность котла, т/ч

2

Давление первичного пара за котлом, МПа

25

25

3

Температура первичного пара на выходе из котла, оС

545

545

4

Температура питательной воды, оС

275

275

5

Расход вторичного пара, т/ч

2186

2020

6

Давление вторичного пара на выходе из котла, МПа

3,5

3,5

7

Температура вторичного пара на выходе из котла, оС

545

545

8

КПД котла, %

91,0

92,6

9

Температура дымовых газов, оС в конце зоны активного горения на выходе из топки

1174 1062

1230 1054

Таблица 3.2. Характеристики топлива Обозначение

Бурый уголь

Каменный уголь

Влажность, %

Wr

33

15,5

Зольность, %

Ar

4,7

6,6

Теплотворная способность, кДж/кг

Qr i

15655

23750

Выход летучих, %

Vdaf

48

33,8

Наименование

62

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ Для котлов принята схема пылеприготовления с прямым вдуванием и использованием восьми мельниц-вентиляторов для котла на каменных углях. При этом каждая мельница подключена на 4 горелки одного горелочного блока, расположенного на одной грани топки. Профилактическая очистка топочных экранов от золовых отложений производится с помощью дальнобойных и маловыдвижных водяных аппаратов, установленных на наружных стенах топки. Выполненные по программе «FLUENT» расчеты позволяют получить распределение скорости и температуры в горизонтальном сечении топки. Установка в приосевой области топки большей поверхности нагрева в виде внутренней вставки и дополнительная интенсификация теплообмена обеспечивают в кольцевой топке сравнительно низкий (1200–1230 ºС) уровень максимальных температур факела, при котором может быть исключено активное шлакование топочных экранов. При этом, несмотря на низкие температуры, в кольцевой топке обеспечивается устойчивое воспламенение и экономичное выгорание топлива. По построению схемы пароводяного тракта котел с кольцевой топкой практически не отличается от обычного котла Т-образной компоновки. Тракт первичного пара выполнен в виде двух (по числу газоходов) несмешивающихся параллельных потоков с автономными системами регулирования. При этом каждый поток, в свою очередь, делится на два подпотока, которые периодически перемешиваются для исключения тепловых разверок. Тракт вторичного пара состоит из четырех самостоятельно регулируемых потоков. Схема включения поверхности нагрева, их конструкция и применение полнопроходных встроенных сепараторов позволяют обеспечить работу котла на скользящих параметрах. Особенностью конструкции котла с кольцевой топкой в части строительных решений является установка в центральной части внутренней камеры мощного строительного пилона, лифта и площадок обслуживания, что значительно облегчает развязку каркаса и всей подвесной системы котла. Основные технические решения, принятые для рассмотренных выше котлов для блоков 800 МВт, проверены и обработаны в течение пяти лет на котле паропроизводительностью 820 т/ч, установленном в России на Ново-Иркутской ТЭЦ (г. Иркутск). Котел с естественной циркуляцией рассчитан на параметры пара сдавлением 14 МПа и температурой 560 оС и работает на бурых шлакующих углях с влажностью 25 – 33 %, зольностью 6 – 12,8 %, содержанием летучих 46 – 48 % и теплотворной способностью 15655 кДж/кг. Плавкостные характеристики золы ТА =1100 – 1180 оС, ТВ =1210 – 1300 оС, Тс=1230 – 1310 оС. 63

В.А. ДУБРОВСКИЙ Восьмигранная кольцевая топка имеет размеры по наружной камере 18,54 м и по внутренней – 9,27 м. Топка рассчитана на теплонапряжение объема – 97 кВт/м3 и сечения 2,83 МВт/м2. Специальные регулируемые горелочные устройства по высоте топки установлены в три яруса по высоте топки на шести наружных гранях. Указанное количество горелочных блоков связано с ограничениями по условиям его компоновки в существующем здании (не более шести мельниц-вентиляторов). При этом каждая мельница подключена по топливу к своему блоку горелок. На двух противоположных гранях топки, оставшихся без вводов топлива, установлены только сопла вторичного воздуха. Регулируемые горелки позволяют за счет перераспределения потоков вторичного воздуха в широких пределах изменять направление горелочных струй относительно внутреннего и наружного экранов топки. В верхней части топки установлены сопла третичного воздуха (OFA). Для лучшего смешивания и ликвидации остаточной крутки факела эти струи направлены по тангенциальной схеме в противоположном направлении вращению основного факела. На выходе из топки и в двух последующих конвективных газоходах расположены ширмовой и конвективный пароперегреватель и экономайзер. Трубчатый воздухоподогреватель вынесен в отдельную колонку. Во внутренней шахте котла смонтированы ремонтные площадки и водоотпускные трубы, идущие от барабана к нижним камерам котла. • Котел установлен в существующем здании, запроектированном ранее под котел производительностью 500 т/ч. Верхняя отметка котла – 50 м, что на 20 м ниже аналогичного по тепловой мощности котла с обычной топкой. • За несколько лет на котле проведено много исследований и испытаний на разных топливах, в результате которых полностью подтверждена работоспособность и высокая эффективность кольцевой топки. В ходе этих испытаний проверены различные режимы работы котла на нагрузках от 380 до 820 т/ч при различном количестве (от четырех до шести) и сочетании работающих мельниц. На заключительном этапе испытаний был успешно проведен тестовый опыт на максимальной нагрузке 900 т/ч. • На основании анализа результатов проведенных испытаний и полученного опыта эксплуатации установлено: • В проверенном диапазоне нагрузок 480 – 900 т/ч (60–110 % Dном) котел обеспечивает расчетные выходные параметры по температуре и давлению пара. При этом даже при нагрузке 900 т/ч отсут64

3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ ствуют ограничения по тяге, дутью и регулированию температуры перегретого пара. Во всем диапазоне нагрузок промежуточные температуры пара и металла не превышают расчетных и предельных значений. Конструкция кольцевой топки с регулируемыми горелочными устройствами обеспечивает устойчивое вращательное движение факела без заметного «прижатия» его к внутренним и наружным экранам при любом сочетании работающих мельниц. При этом практически отсутствует сепарация невоспламенившихся частиц топлива в холодную воронку. Максимальный температурный уровень в топке (усредненный по кольцевому сечению уровень температур в зоне их максимума), замеренный оптическим пирометром при нагрузке 820 т/ч, составляет 1180–1190 оС вверху топки – 950–960 оС, в поворотной камере – 620 оС. При этом сравнительно низком уровне температур заметного загрязнения шлакования экранов и пароперегревателя не обнаружено. В период испытаний проектные средства очистки топки и пароперегревателя не использовались. Характер распределения температур по газовому тракту близок к расчетному. Минимально устойчивая (без подсветки факела мазутом) нагрузка котла, выявленная в период испытаний при работе четырех и пяти мельниц, составляет 60 % Dном (в условиях относительно незагрязненных экранов топки). В большинстве режимов с различным сочетанием пяти работающих мельниц в кольцевой топке обеспечивается высокая равномерность распределения температуры факела по периметру топки. При работе четырех мельниц наибольшая неравномерность возникает при одностороннем включении мельниц. В этом случае на котле происходят перекосы по температуре пара по газоходам Т-образного котла на уровне 20 – 30оС, при этом значения не превышают предельно допустимые. При всех других возможных сочетаниях четырех и пяти работающих мельниц при вихревом движении факела в кольцевой топке обеспечивается равномерная раздача газов и распределение температуры пара и газов по обоим газоходам. Применение подачи «холодных» газов с противокруткой в верхнюю часть кольцевой топки позволяет активно воздействовать на температуру пара по потокам, расположенным в правом и левом газоходах котла. В диапазоне нагрузок 60 – 100 % Dном КПД котла брутто составляет 92,3 – 93,8 % при tух =125 – 140 оС и q4=0,35 – 0,7 % (проектный КПД в этом диапазоне нагрузок – 91,4 % при tух =136 – 147 оС и q4=0,5 %). 65

В.А. ДУБРОВСКИЙ При этом более высокий КПД (до 93,8 %) получен при сжигании более сухого азейского угля. Сравнительно низкий температурный уровень в зоне горения (ниже 1200 оС) и высокая интенсивность смесеобразования при вихревом движении газов в кольцевой топке обеспечивают (при нагрузках 60 – 100 % Dном и αпп=1,2 – 1,25) относительно низкие концентрации вредных выбросов NOх=370–410 мг/нм3 и СО=20–70 мг/нм3. Полученные результаты достигнуты без применения системы третичного дутья и отработки специальных низкоэмиссионных режимов. Котел легкоуправляем как в стационарных, так и переходных режимах. Использование кольцевой топки позволяет: • снизить высоту котла на 30 – 40 %; • уменьшить металлоемкость и, следовательно, стоимость поверхности нагрева котла с кольцевой топкой на 20 % • повысить надежность работы экранных панелей топки за счет более высокой равномерности их тепловосприятия по периметру топки; • уменьшить загрязнение и шлакование топки за счет снижения температурного уровня в топке; • снизить выбросы NOх за счет снижения температуры, интенсификации смесеобразования и внутренней рециркуляции; • облегчить решение строительных и опорно-подвесных конструкций котла. Испытания и опыт эксплуатации котла подтвердили его эффективность и целесообразность широкого применения кольцевых топок для крупных котлоагрегатов при сжигании различных топлив. В 2000 г. котел рекомендован к внедрению РАО «ЕЭС России».

66

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ В УСЛОВИЯХ ТЭС 4.1.ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ В ТЕРМОЦИКЛОННЫХ ПРЕДТОПКАХ В нашей стране разработана и внедрена технология предварительной термической подготовки углей в термоциклонных предтопках (ТЦП). На рисунке. 4.1. приведена конструктивно-компоновочная схема ТЦП. В работе [1] достаточно подробно рассмотрено применение технологии термоподготовки углей в ТПЦ для некоторых ТЭЦ г. Новосибирска. Термоподготовка топлива в термоциклонных предтопках позволяет путем предварительной частичной газификации угля получить высокореакционную газовзвесь, легковоспламеняющуюся и эффективно горящую в топке котлоагрегата. Эта технология термоподготовки позволяет обеспечить: снижение выбросов оксидов азота на 30 – 50 %; повысить К.П.Д. топочной камеры котла на 1 – 3 % при сжигании низкореакционных топлив. Сущность технологии заключается в установке у топки котлоагрегата одного или нескольких цилиндрических предтопков, через которые пропускается поток низкореакционного топлива в виде угольной пыли. Этот поток пыли с воздухом при тангенциальном вводе в цилиндр образует устойчивый вихрь, обтекающий по спирали внутреннюю стенку цилиндра. В центральную часть цилиндра аксиально вводится по67

В.А. ДУБРОВСКИЙ ток инициирующего высокореакционного топлива с воздухом, расход которого достаточен только для сжигания инициирующего топлива. Выделившееся при сгорании инициирующего топлива тепло прогревает угольно-пылевой вихрь до температуры 800 – 1000 оС, при которой производится частичная газификация топлива. Продукты газификации и высокореакционные активные частицы твердого топлива, прошедшие термоподготовку, а также продукты сгорания инициирующего топлива выводятся из предтопка и поступают в топочную камеру котельного агрегата, где осуществляется их сжигание. Эта технология может быть реализована в различных вариантах в зависимости от вида основного и инициирующего топлива. Обычно в качестве инициирующего топлива используют природный газ, мазут или высокореакционные угли, например, канско-ачинские. Технология термоподготовки в термоциклонных предтопках прошла апробирование на Мироновской ГРЭС на котле ТП-230-3, что показало высокую ее эффективность – повышение полноты сгорания низкореакционного угля на 20 %, что сокращает расход мазута на половину. На Рязанской ГРЭС (котел П-59) были проведены испытания термоциклонного предтопка с целью оптимизации конструктивных и режимных параметров установки термической подготовки. В качестве основного топлива в предтопке использовался подмосковный бурый уголь, в качестве инициирующего топлива – мазут М 100. Данная технология испытана на некоторых новосибирских ТЭЦ. Была изучена возможность применения этой технологии для котлов ПК-10,ТП-9, ТП-170 и ТП-81, в которых сжигается кузнецкий каменный уголь марок Т и СС и окисленный. Для котлов ПК-10 и ТП-9 из-за отсутствия природного газа в качестве инициирующего топлива предлагается использовать канско-ачинский уголь. Для всех перечисленных котельных агрегатов получены удовлетворительные результаты, свидетельствующие о снижении выбросов оксидов азота и повышении экономичности их эксплуатации. Основными недостатками технологии с ТЦП являются: – усложнение системы подготовки топлива к сжиганию; – необходимость создания двух потоков топлива (рабочего и инициирующего); – организация дополнительного паровоздушного дутья; – затраты на термоподготовку с ТЦП сопоставимы с затратами в системе серо -и азотоочистки для традиционных энергоблоков, которые, как известно, являются очень дорогостоящими. 68

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.1. Конструктивно-компоновочная схема термоциклонного предтопка (ТПЦ) горизонтального (а) и вертикального (б) исполнения

По нашему мнению, термоподготовка в ТЦП будет экономически оправдана при сжигании малореакционных твердых топлив, когда действительно необходимо применение высокореакционного инициирующего топлива, каковым может прекрасно служить угли КанскоАчинского бассейна. 4.2. РАЗРАБОТКИ ЭНИНа Сотрудниками Энергетического института (ЭНИН) им Г.М. Кржижановского разработаны два типа установок высокоскоростного пиролиза канско-ачинских углей: с применением комбинированного теплоносителя и с термоконтактным коксованием топлива в кипящем слое. На рисунке 4.2 представлена одна из принципиальных технологических схем термической подготовки углей с комбинированным теплоносителем при его комплексном использовании на современных ТЭС, разработанные в Энергетическом институте им. Г.М Кржижановского. Схема отработана на опытно-промышленных установках Калининской ТЭЦ и на Красноярском заводе «Сибэлектросталь». Схема термоконтактного коксования углей отработана на опытнопромышленной установке производительностью 6 т/ч в г. Екатеринбурге. На территории Красноярской ТЭЦ-2 была построена энерготехнологическая установка по полукоксованию углей Канско-Ачинского бассейна производительностью один миллион тонн угля в год (175 т/ч), но, к великому сожалению, установка не была пущена в работу. 69

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.2. Принципиальная схема комплексного использования топлива на электростанции в аппаратурном оформлении ЭНИН: 1 – бункер сырого топлива; 2 – углеразмольная мельница; 3 – циклон сухой пыли; 4 – реторта нагрева топливной пыли; 5 – циклон горячей топливной пыли; 6 – камера смешения горячей пыли с теплоносителем; 7 – реактор-пиролизер; 8 – циклон горячего кокса; 9 – технологическая топка; 10 – котел

Влажный уголь проходит стадию дробления, а затемразмалывается в молотковой мельнице с одноввременной подсушкой дымовыми газами. Пылегазовая смесь из мельниц поступает в циклоны, где угольная пыль отделяется от дымовых газов и направляется в реторту нагрева. В реторте угольная пыль смешивается с дымовыми газами , поступающими из технологической топки, в результате чего нагревается дотемпературы 520 – 570 К.Образовавшаяся пылегазовая смесь поступает в циклон, из которого угольная пыль подается в камеру смешения реактора-пиролизера. Низкокалорийный газ направляется в топочную камеру котла, а горячий полукокс поступает в реактор. В реакторе образуется парогазовая смесь, состоящая из газа, смол, пирогенетической воды и полукокса. Парогазовая смесь направлявляется в отделение газоочистки и конденсации. В результате получается газ, содержащий примерно поровну СО и СН4, Н2, около 12% СО2, остальное – балласт и смолы. При пиролизе канско-ачинских углей выход смол может достигать 40 – 50 % по потенциальной теплоте угля. 70

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... Прцесс термического разложения угля в реакторе происходит при атмосферном давлении. Твердым теплоносителем является пылевидный кокс, нагретый до температуры 900 – 1200 К в технологической топке за счет его частичного сжигания с малым избытком воздуха. Сжигание полукокса на котлах БКЗ-320 Красноярской ТЭЦ-1 и на полупромышленной установке кафедры ТЭС ПИ СФУ показало целый ряд его преимуществ по сравнению с исходным канско-ачинским углем, а именно: – снижение оксидов азота в 2 – 2,5 раза; – уменьшение загрязнения поверхностей нагрева топочной камеры и конвективных поверхностей нагрева котла. Анализ предлагаемых технологий, разработанных в ЭНИНе, имеет целый ряд недоработок, которые в настоящее время не позволяют их применить для ТЭС. Не представляется возможной, по условиям взрывобезопасности транспортировка горячего полукокса к горелкам котлов, которые будут расположены на приличном от пиролизных установок расстоянии. По технологическим условиям работы горячий (660 оС) полукокс имеет очень грубый помол, и его требуется домолоть на мельницах ТЭС, что также взрывоопасно. В связи с этим требуется разработка таких технологических схем и устройств, термическую подготовку в которых можно было проводить в условиях действующей тепловой электростанции. Более подробно этот вопрос рассмотрен в параграфе 4.4. 4.3. РАБОТЫ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА СФУ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ УГЛЕЙ В УСЛОВИЯХ ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ 4.3.1. Разработка технологии сжигания с внутритопочной термической подготовкой углей Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» основным топливом для производства тепловой и электрической энергии Сибири будут являться угли Канско-Ачинского бассейна, запасы которого около 140 млрд тонн, что составляет более 70 % от общероссийских запасов углей пригодных для открытой разработки. Канско-Ачинский бассейн является единственным угледобывающим бассейном России, который способен без значительных инвестиций 71

В.А. ДУБРОВСКИЙ быстро нарастить добычу и гарантировать поставки больших объемов угля стабильного качества. Анализ результатов исследований использования канско-ачинских углей на тепловых электростанциях показал, что освоение сжигания углей Канско-Ачинского бассейна ставит целый ряд вопросов их эффективного энергетического использования. Прежде всего, к ним следует отнести следующие: 1. Шлакование и загрязнение поверхностей нагрева котельных агрегатов, что обусловлено специфическим составом минеральной части канско-ачинских углей. Для их решения в свое время было предложено на некоторых тепловых электростанциях провести довольно дорогую реконструкцию топочных камер котлоагрегатов с переводом их на жидкое шлакоудаление. В результате реконструкции снизилась скорость роста прочносвязанных отложений на высокотемпературных поверхностях нагрева, но одновременно возросла их прочность и значительно увеличилась концентрация оксидов азота в уходящих дымовых газах. На сегодняшний день различными организациями проведено огромное количество исследований по изучению механизма образования и упрочнения натрубных отложений при сжигании канско-ачинских углей. Тем не менее вопросы шлакования и загрязнения поверхностей нагрева котлов остаются далеко не решенными и ощущается дефицит работ в этой области по обобщению и практическому применению результатов исследований. 2. В настоящее время требуется разработка высокоэффективных технических решений по существенному снижению оксидов азота как наиболее вредных газовых выбросов с уходящими дымовыми газами при сжигании углей на тепловых электростанциях. Химические методы очень эффективны, но слишком затратны, поэтому различными организациями основное внимание уделяется разработке технологических методов подавления оксидов азота. Наиболее существенного снижения оксидов азота добились на котлах с кипящим слоем и низкотемпературным сжиганием. Однако внедрение этих технологий в большую энергетику сопряжено со значительными трудностями. 3. В настоящее время не находят применения в энергетике огромные запасы забалансовых сажистых (окисленных) углей Канско-Ачинского бассейна, превратившихся в результате сильного окислительного выветривания в рыхлую бесструктурную массу, которые при добыче товарного угля вместе с пустой породой уходят в отвал. Весь уголь, лежащий ниже сажистого, считается плотным, не окисленным. Для каменных углей имеются данные, свидетельствующие о том, что между слоями 72

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... сажистого и рядового существует значительная по мощности переходная зона угля высокой степени окисленности. Использование углей этой зоны совместно с рядовыми углями под общим названием «товарные канско-ачинские угли», на наш взгляд, является одной из причин ненадежной и низкоэкономичной работы энергетических котлов. 4. Ежегодно на пылеугольных тепловых электростанциях России в настоящее время для растопки котлов, подсветки факела и стабилизации выхода жидкого шлака расходуется более 5 млн т мазута, цена которого в настоящее время непрерывно растет и составляет сейчас около десяти тысяч рублей за тонну. Поэтому становится очевидной актуальность замены мазута при растопке и подсветке факела топочных камер котельных агрегатов ТЭС дешевыми углями Канско-Ачинского бассейна, стоимость которых более чем на порядок ниже стоимости жидкого топлива – мазута. Для эффективного использования углей Канско-Ачинского бассейна на тепловых электростанциях существуют различные энергетические технологии. Однако, к сожалению, они решают только отдельные вопросы эффективного сжигания углей на ТЭС. В этой связи возникла необходимость проведения исследований по разработке методов и средств, направленных на комплексное решение вышеуказанных вопросов энергетического освоения углей КанскоАчинского бассейна, что и определяет актуальность проводимых исследований. В результате анализа работ по вопросам современных способов сжигания канско-ачинских углей обоснована постановка цели и сформулированы основные задачи исследований. Экономичность работы и экологическая безопасность котельных агрегатов тепловых электростанций определяется в первую очередь физико-химическими свойствами органической и минеральной частей угля, поступающего на сжигание на тепловую электростанцию. Так был проведен целый комплекс исследований по изучению особенностей вещественного состава и физико-химических свойств углей Канско-Ачинского бассейна по высоте угольного пласта, глубине его залегания и характеру распространения окислительного выветривания на примере самого мощного и наиболее перспективного угольного разреза Канско-Ачинского бассейна – «Березовского». Для проведения исследований Алтатской геолого-разведочной партией по договору с ПИ СФУ было пробурено более 30 скважин с разделением керна на несколько проб по высоте угольного пласта разреза «Березовский». Отбор проб углей производился по следующей схеме: первая – сажистый уголь, затем 5 проб через 1 м, остальные – через 5 м. 73

В.А. ДУБРОВСКИЙ В итоге керновая проба делилась на 10 – 15 проб в зависимости от толщины пласта. В конечном итоге исследовано более 500 керновых проб. Проведенные исследования показали, что степень окисленности проб угля изменяется от 43 до 89 %. Впервые установлено, что угольный пласт канско-ачинского угля по степени окисленности следует разделить на три самостоятельные зоны: верхняя зона – забалансовый высокоокисленный, так называемый сажистый уголь, нижняя – рядовой уголь; промежуточная зона, представленная высокоокисленным углем, который по своим теплотехническим характеристикам приближается к сажистому углю. С учетом углей этой зоны окисления запасы забалансовых высокоокисленных березовских углей увеличиваются практически вдвое. Окислительное выветривание приводит к значительным изменениям в составе органической части при повышении степени окисленности более 50 %. При этом происходит резкое увеличение содержание кислорода, снижение углерода, водорода и накопление гуминовых кислот. Установлено, что в процессе окислительного выветривания канско-ачинского угля увеличивается в два раза содержание в нем азота, который, как известно, связан с гуминовыми кислотами. Поскольку содержание оксидов азота в дымовых газах напрямую связано с количеством азота в топливе, сжигание окисленных углей в смеси с рядовыми дополнительно усугубляет экологическую обстановку вокруг тепловых электростанций. По глубине пласта наблюдается значительное колебание теплотехнических характеристик канскоачинского угля. В то же время было впервые установлено, что коксовый остаток углей имеет практически постоянную теплоту сгорания, независимо от степени окисленности исходного угля. Установлено, что реакционная способность коксовой основы канскоачинского угля практически не зависит от степени окисленности. В результате проведенных исследований впервые были установлены основные закономерности влияния окислительного выветривания на состав и физико-химические свойства органической и минеральной частей канско-ачинских углей по высоте и глубине залегания угольного пласта. Это позволило определить направление дальнейших исследований по разработке эффективных способов энергетического использования канско-ачинских углей различной степени окисленности путем применения предварительной термической подготовки. Для более детального установления положительного влияния процесса термической подготовки канско-ачинских углей на последующие свойства термоуглей были проведены комплексные исследования по срав74

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... нительному сжиганию канско-ачинского угля и его полукокса, полученного на энерготехнологических установках завода «Сибэлектросталь» г. Красноярска и Свердловской опытно-промышленной установке. Впервые была поставлена задача рассмотреть термическую переработку углей не только как способ, предложенный академиком З.Ф. Чухановым и позволяющий получить из угля ценные продукты (газообразные, жидкие и полукокс), а использовать термическую подготовку в более широком смысле − как технологию, являющуюся составной частью процесса сжигания канско-ачинских углей, что позволит обеспечить повышение эффективности энергетического использования канско-ачинских углей в энергетических системах, в том числе и в Канско-Ачинском топливно-энергетическом комплексе. Исследования были проведены как в промышленных условиях (на котлах Егоршинской ГРЭС и БКЗ-320 Красноярской ТЭЦ-1), так и на специально созданной экспериментальной установке кафедры ТЭС ПИ СФУ производительностью до 150 кг угля в час (рис. 4.3).

Рис. 4.3. Экспериментальная установка по термической подготовке и сжиганию углей: 1 – камеры сгорания жидкого топлива; 2 – дробилка; 3 – циклон; 4 – бункер дробленого угля; 5 – шаровая барабанная мельница; 6 – циклон-сепаратор; 7 – бункер угольной пыли; 8 – тканевые фильтры; 9 – циклонная топочная камера; 10 – экспериментальный газоход; 11 – экспериментальные зонды; 12 – воздухоподогреватель; 13 –камера термической подготовки топлива; 14 – горячий циклон; 15 – бункер термоугля

75

В.А. ДУБРОВСКИЙ Для проведения исследований были взяты две партии березовского угля различной степени окисленности (окисленный и рядовой). После размола и предварительной подсушки угля в системе пылеприготовления, оборудованной шаровой барабанной мельницей производительностью три тонны угля в час, топливо поступало в специальное устройство по термической подготовке 13 (рис.4.3). Узел термоподготовки обеспечивал термодеструкцию бурого угля в потоке дымовых газов в интервале температур от 300 до 900 °С при времени пребывания угольных частиц в нем от 0,6 до 1,2 с. Он прошел успешные испытания на различных режимах и защищен двумя патентами на изобретение. Сжигание исходных углей и продуктов их термической подготовки проводили в циклонной топочной камере 9 огневого стенда, являющегося составной частью экспериментальной установки (рис.4.3). На рисунке 4.4 представлены результаты исследований интенсивности образования вторичных золовых отложений на экспериментальных зондах огневого стенда в зависимости от температуры обработки березовского угля различной степени окисленности.

Рис. 4.4. Зависимость интенсивности образования вторичных отложений от температуры обработки березовского угля при температуре сжигания Тсж = 1240 − 1275 °С: ∆ – рядовой уголь; ○ – окисленный уголь

Глубина термоподготовки оказывает значительное влияние на снижение скорости роста вторичных отложений при сжигании как рядового, так и окисленного углей (рис.4.4). При одинаковых значениях тонины помола R90, глубины термоподготовки Тобр, режимах сжигания – температуре сжигания Тт и коэффициенте избытка воздуха в топочной 76

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... камере αт, было отмечено, что для термоуглей по сравнению с исходными топливами содержание горючих веществ в летучей золе в 2 – 2,5 раза меньше. Это значит, что формирование состава и свойств летучей золы при сжигании термоуглей протекает в окислительной среде. В этом случае практически будут отсутствовать сульфидно-сульфатные эвтектики, являющиеся основой при образовании прочных вторичных натрубных отложений. Полученные результаты хорошо согласуются с исследованиями лаборатории «Термическая подготовка углей» ПИ СФУ при сжигании полукокса канско-ачинского угля. Специальные исследования посвящены изучению влияния различных режимов термической обработки канско-ачинских углей на образование оксидов азота NOx как наиболее токсичных газовых выбросов котельных агрегатов. Следует отметить, что сжигание березовского угля и его термоуглей проводилось в циклонной топочной камере экспериментальной установки, поэтому выход оксидов азота намного превышает значение NOx, характерное для прямоточного факела. Результаты опытов подтвердили ранее полученные данные по увеличению концентрации топливных NOх с ростом коэффициента избытка воздуха в корне факела (рис. 4.5). Как следует из рис.4.5, максимальный выход NOx наблюдается при αТ = 1,3 – 1,35, но при этом снижается концентрация оксидов азота при сжигании термоуглей.

Рис. 4.5. Содержание оксидов азота NOx в дымовых газах в зависимости от избытка воздуха αT при температуре сжигания Тсж = 1250 °С: 1 – Тобр = 400 °С; 2 – Тобр = 500 °С; ∆ – рядовой уголь; ○ – окисленный уголь

На рисунке 4.6. представлена зависимость содержания оксидов азота в дымовых газах от глубины предварительной подготовки бере77

В.А. ДУБРОВСКИЙ зовского угля (окисленного и рядового). Образование оксидов азота в дымовых газах при увеличении температуры термоподготовки заметно снижается. Например, при сжигании предварительно обработанного топлива при температуре 700 °С концентрация оксидов азота NOx уменьшается практически в два раза по сравнению с исходным топливом независимо от степени его окисленности. Приведенные данные хорошо согласуются с исследованиями В. И. Бабия [3–8]. Известно, что концентрация топливных оксидов азота пропорциональна содержанию азота и летучих веществ в топливе.

Рис. 4.6. Содержание оксидов азота NOx в дымовых газах в зависимости от температуры термической обработки березовского угля (Tсж = 1200 °С; α = 1,24; τобр = 0,6 – 1,2с): 1 – рядовой; 2 – окисленный уголь

По данным американских ученых для бурых углей существует тенденция увеличения образования оксидов азота с ростом отношения выхода летучих веществ к величине связанного углерода, %: NOx ≈ Vdaf/Cсвяз.

(4.1)

В опытах КГТУ с увеличением глубины термической подготовки бурого угля получают термоугли с малым содержанием летучих веществ и с большим количеством связанного углерода. Таким образом, чем выше температурный режим предварительной термической подго78

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... товки углей, тем меньше будет величина отношения Vdaf/Cсвяз. Это является одним из факторов, приводящих к снижению оксидов азота при сжигании термоуглей. Для окисленного угля характерными являются более высокие значения Vdaf/Cdaf по сравнению с рядовым углем. В связи с этим можно было прогнозировать более высокий выход оксидов азота NOx при сжигании термоуглей окисленного угля. Это и было подтверждено исследованиями КГТУ при экспериментальном сжигании термоуглей окисленного и рядового березовских углей. Из рисунка 4.6. видим, что кривая изменения оксидов азота при сжигании термоуглей рядового березовского угля располагается значительно ниже кривой окисленного угля. При получении термоуглей на экспериментальной установке время термической подготовки угольных частиц составляло 0,6 – 1,2 с, что значительно превышает время предпламенного периода при факельном сжигании топлива. В результате организации термической подготовки углей перед их воспламенением образуется самостоятельный, довольно длительный период термического разложения угольной пыли, позволяющий до воспламенения топлива в топке организовать в узле термоподготовки условия для перехода значительной части «материнского» азота исходного топлива и быстрых NO в гемиоксид азота N2O. C точки зрения П. В. Рослякова, практически весь N2O затем преходит в молекулярный азот за счет его восстановления радикалами O, OH, H. Таким образом, чем больше материнского азота топлива и быстрых оксидов азота на предпламенной стадии горения перейдет в N2O, тем меньше будет конечная концентрация оксидов азота в дымовых газах. По мнению многих исследователей, для более глубокого связывания оксидов азотсодержащими веществами (аммиаком, мочевиной и др.) их следует вводить в объем топочной камеры с инертной средой (дымовые газы, водяные пары). При термической подготовке углей (α < 1) в результате разложения органической части происходит образование HCN и NH3 в смеси с водяными парами и дымовыми газами при незначительном содержании кислорода. Таким образом, если в технологию сжигания углей будет включен узел по термической подготовке, то мы как бы автоматически получаем смесь HCN, NH3 с инертной средой в виде водяных паров и дымовых газов. Практической реализацией такого способа сжигания стали технологические схемы и устройства по предварительной термической подготовке углей, разработанные в лаборатории «Термохимическая подготовка углей» ПИ СФУ. Были проведены специальные исследования на полупромышленной экспериментальной установке кафедры ТЭС ПИ СФУ. 79

В.А. ДУБРОВСКИЙ Эти исследования защищены более чем 50 патентами на изобретение и показали, что термоподготовка углей может быть реализована как в системах пылеприготовления, так и непосредственно в топочной камере котлоагрегата. Для более глубокого связывания оксидов азота необходимо, чтобы пылеугольный факел как можно дольше находился в восстановительной зоне. Другими словами, следует максимально растянуть процесс воспламенения топлива, но при этом требуется обеспечить экономичность работы котла за счет глубокого выгорания топлива и уменьшения шлакования и загрязнения поверхностей нагрева. С этой точки зрения наиболее перспективной будет технология, сочетающая двухступенчатое и концентрическое сжигание углей. Однако для твердых топлив такой комбинированный способ сжигания не дает желаемых эколого-экономических результатов работы котлов. Это объясняется тем, что для глубокого выгорания твердого топлива и обеспечения бесшлаковочной работы котла необходимо значительно увеличивать высоту топочной камеры, чтобы иметь достаточное время пребывания топливных частиц и продуктов разложения топлива в зоне догорания. Наибольшего внимания заслуживает техническое предложение, основанное на внутритопочной термической подготовке с организацией ступенчатого сжигания применительно для котлоагрегата Е-500-140 (рис. 4.7). Топочная камера котла Е-500-140 представляет собой призматическую топку глубиной 10,5 м и шириной 11,5 м. Конструкция топки котла содержит настенные экраны 1, образующие многогранный газоход, разделенный двухсветными экранами 2 на центральную 3 и периферийную камеры 4 сгорания (камеру термоподготовки), сообщающиеся верхними и нижними перепускными окнами 5 и 6. Двухсветные экраны 2 установлены с примыканием к смежным настенным экранам 1, образующим углы газохода, на которых установлены горелки 7 и воздушные шлицы 8, расположенные в два яруса. Каждая камера термоподготовки снабжена подом, выполненным из двух скатов 9 и 10, которые образованы выступами смежных настенных экранов 1 внутрь камер термической подготовки 4. Нижние перепускные окна 6 образованы между вершинами 11 выступов, разведенными на угол раскрытия факела. Камеры термической подготовки выполнены в виде равнобедренного треугольного сечения с размерами сторон 2,63×2,63×3,72 м и высотой 8,5 м. Конструктивные характеристики камер термоподготовки получены по результатам теплового расчета, исходя из условия обеспечения температуры в зоне термоподготовки ∼ 800 °С при длительности пребывания угольных частиц 0,8–1,2 с. Высокотемпературные дымовые газы 80

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... из топки поступают в верхнюю часть камер термической подготовки, где происходит термоокислительный пиролиз угольных частиц. Продукты термоподготовки воспламеняются за счет вторичного воздуха, подаваемого через воздушные шлицы 8. При этом очень важно организовать их сжигание таким образом, чтобы максимально снизить образование оксидов азота при минимальном шлаковании и загрязнении поверхности нагрева и максимальном КПД котла.

Рис. 4.7. Принципиальная схема термической подготовки угольной пыли в угловых камерах топки котла: 1 – настенные экраны; 2 – двухсветные газоплотные экраны; 3 – топочная камера; 4 – камеры термоподготовки; 5, 6 – верхние и нижние перепускные окна; 7 − горелочные устройства; 8 – верхние сопла вторичного воздуха; 9, 10 – скаты пода камеры термоподготовки; 11 – вершины выступов пода; 12, 13 – сопла третичного дутья; 14 – нижние воздушные сопла

Для того чтобы существенно увеличить время пребывания топливных частиц в восстановительной среде и обеспечить более глубокое снижение образования оксидов азота и шлакования топки, предлагается совместить внутритопочную термоподготовку с последующим концентрическим сжиганием, который зарекомендовал себя как один из эффективных способов энергетического использования углей. В этом случае 81

В.А. ДУБРОВСКИЙ часть вторичного воздуха подается через нижние сопла по касательной к большой окружности (нижняя часть топки). Вторая часть вторичного воздуха подается выше, через второй ряд сопел, по касательной к меньшей окружности. При этом основная часть термоугля будет сжигаться в центральной части топки. Организация концентрического сжигания увеличивает время пребывания частиц топлива в восстановительной среде. При этом остается значительная верхняя часть топки, в которой за счет подачи третичного воздуха полностью завершится процесс горения коксовой основы топлива. Численное трехмерное моделирование аэродинамики топки котла Е-500-140, оборудованного проточными камерами термической подготовки, показало, что будет обеспечиваться равномерное заполнение факелом топочного объема при отсутствии сепарации топливных частиц. При этом будут ликвидированы участки с высокими локальными лучистыми тепловыми потоками. Это позволит организовать равномерную и глубокую термическую обработку минеральной части, что приведет в конечном итоге к снижению шлакования радиационных поверхностей нагрева и уменьшению загрязнения конвективной части. Финансово-экономическая оценка технологии энергетического использования углей Канско-Ачинского бассейна, основанной на внутритопочной термической подготовке, выполнена по приростному методу в соответствии с методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов на основе программного продукта ENERGY-INVEST для Windows-Excel, введенного РАО «ЕЭС России» для расчетов бизнес-планов в энергетике. Расчет коммерческой эффективности проекта показывает, что при незначительных первоначальных инвестициях в данную технологию ожидается получение следующих результатов: 1. Чистый дисконтированный доход значительно больше нуля, что свидетельствует о принятии положительного решения по реализации проекта. 2. Индекс доходности намного больше единицы, что доказывает высокую устойчивость проекта и нетрудно сделать вывод, что данная технология перестает быть привлекательной для инвестора лишь в том случае, если будущие денежные поступления окажутся меньше капитальных вложений в 7 раз. 3. Значение внутренней нормы доходности свидетельствует о большом резерве безопасности проекта, так как она превышает цену капитала, или норму дисконта, в 11,5 раза. 4. Одним из основных критериев выбора инвестиционных проектов на конкурсной основе для приоритетного бюджетного финанси82

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... рования является период возврата инвестиций. Верхний предел для таких проектов, установленный Минэкономики РФ составляет два года. В данном случае и дисконтированный, и простой сроки окупаемости проекта составляет менее одного года с начала получения денежных поступлений на реализацию проекта. Все вышеизложенное в целом характеризует предлагаемую технологию сжигания КАУ как имеющую высокую коммерческую эффективность и, следовательно, высокую привлекательность для потенциальных инвесторов она также может быть рекомендована для приоритетного бюджетного финансирования. Таким образом, внутритопочная термическая подготовка топлива с последующей организацией концентрического сжигания позволяет решить одновременно три задачи. Во-первых, появляется реальная возможность вовлечения в топливно-энергетический баланс огромных запасов забалансовых окисленных углей. Во-вторых, значительно снижается скорость образования прочносвязанных натрубных отложений. Это означает, что будет увеличена надежность работы котельного оборудования; повысится экономичность работы котельных агрегатов за счет снижения расходов на очистку поверхностей нагрева; увеличится нагрузка котельных агрегатов и, как следствие, возрастет коэффициент использования установленной мощности тепловых электростанций. И, наконец, будет решена проблема выбросов оксидов азота, концентрация которых будет снижена как минимум в три раза. Таким образом, предлагаемая технология сжигания КАУ с использованием внутритопочной термической подготовки топлива решает одновременно вопросы энергосбережения, экологии и экономичности работы ТЭС. 4.3.2.Принципиальные схемы термической подготовки углей для организации безмазутной растопки и подсветки факела топочных камер котлов В данном параграфе приведены принципиальные схемы по термической подготовке бурых углей и высокореакционных каменных углей для организации безмазутной растопки и подсветки факела топочных камер котлов современных ТЭС. Некоторые из них реализованы на котлах, сжигающих угли Канско-Ачинского бассейна и газовых каменных углях Кузбасса. На рисунке 4.8 изображена пылесистема с последовательно установленными пылеконцентратором и горелкой с пылеконцентратором внутри горелки и эжектором. Пылесистема содержит мельничный вен83

В.А. ДУБРОВСКИЙ тилятор 1, размольное устройство 2, соединенное газообразной шахтой 3 с топкой 4 и дымососом рециркуляции 5, основной и дополнительный пылеконцентраторы 6 и 7, каждый из которых снабжен сбросной трубой 8 и 9 соответственно, тангенциальными входными патрубками 10 и 11, 12 и тангенциальными патрубками 13, 14 и 15 отвода концентрированной смеси, причем один из входных тангенциальных патрубков 12 дополнительного пылеконцентратора 7 соединен с газоходом 16 с патрубками 14 отвода концентрированной смеси основного пылеконцентратора 6, а другой патрубок 11 подключен к топке 4. Патрубок 15 отвода концентрированной смеси дополнительного пылеконцентратора 7 соединен с основными горелками 17 топки 4, сбросная труба 8 пылеконцентратора 7 подключена к сбросной горелке 18 топки 4 через мельничный вентилятор 1, а тангенциальный входной патрубок 10 основного пылеконцентратора 6 снабжен эжектором 19, подключенным пассивным соплом 20 к сбросной трубе 9 дополнительного пылеконцентратора 7. Активное сопло 21 эжектора 19 подключено к размольному устройству 2. Пылесистема содержит также течку 22 сырого угля, воздушный эжектор 23 для подачи готовой пыли к основным горелкам 17 топки 4, патрубок 24 ввода газов рециркуляции в сбросную трубу 8 пылеконцентратора 6 для охлаждения крыльчатки мельничного вентилятора 1 и перегородку 25 в напорной улитке последнего для возврата пристеночного пылевого слоя в газозаборную шихта 3. По диаметру корпуса пылеконцентратора 6 с внутренней стороны установлены бронеплиты 26 для торможения топлива. К аксиальному входному патрубку 27 дополнительного пылеконцентратора 7 тангенциально подсоединен патрубок 13 отвода концентрированной мелкодисперсной пыли основного пылеконцентратора 6, а по оси патрубка 27 установлена дополнительная горелка 28 с газоэлектрозапальником 29, установленным тангенциально в патрубке 27 спутно потоку из патрубка 13. Перед основной горелкой 17 топки 4 установлен запальник 30, смещенный вверх относительно пылепровода с муфелем 31. Корпус пылеконцентратора 7 выполнен из термостойкой стали и может быть футерован изнутри, а внутри входного патрубка 27 пылеконцентратора 7 установлен растопочный муфель 32. Пылесистема работает следующим образом. Включаются газоэлектрозапальники 29 и 30 и прогреваются муфели 31 и 32 до температуры, при которой возможно возгорание пыли при касании их стенок, сырое топливо по течке 22 подается в размольное устройство 2, работающее на небольшой пусковой мощности, по газозаборной шахте 3 подаются газы, требующиеся для выноса пыли из размольного устройства. Топливо измельчается и в виде аэросмеси подается через эжектор 19 в. 84

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.8. Система пылеприготовления с последовательно установленными пылеконцентратором и горелкой: 1 – мельничный вентилятор; 2 – размольное устройство; 3 – газозаборная шахта; 4 – топка; 5 – дымосос рециркуляции; 6 – основной пылеконцентратор; 7 – дополнительный пылеконцентратор; 8, 9 – сбросные трубы; 10, 11, 12 – тангенциальные входные патрубки; 13 – 15 – тангенциальные патрубки для отвода концентрированной смеси; 16 – газоход; 17 – основная горелка; 18 – сбросная горелка; 19 – эжектор; 20 – пассивное сопло; 21, 31 – муфели; 22 – течка; 23 – воздушный эжектор для подачи готовой пыли к основным горелкам; 24 – патрубок для ввода газов рециркуляции; 25 – перегородка; 26 – бронеплиты; 27 – аксиальный входной патрубок дополнительного пылеконцентратора; 28 – горелка; 29, 30 – газоэлектрозапальники

Благодаря тангенциальной подаче аэросмесь закручивается, и крупная пыль, отжатая к стенкам, из патрубков 13 и 14 поступает в патрубки 27 и 12 дополнительного пылеконцентратора 7, при этом пыль, поступившая в патрубок 27, воспламеняется при контакте с раскаленным муфелем 32 и выгорает с помощью горелки 28, а газы, образующиеся при сгорании, смешиваются с топливом, поступающим из патрубка 12, и осуществляют глубокую термоподготовку, в результате которой происходит облагораживание топлива с переходом его в полукокс и выходом в него летучих. Облагороженное топливо через патрубок 15 и эжектор 85

В.А. ДУБРОВСКИЙ 23 поступает в раскаленный муфель 31, воспламеняется и через горелку 17 вдувается в топку 4. Горячие топочные газы через сбросную трубу 9 поступают с помощью эжектора 19 через пассивное сопло 20 в основной пылеконцентратор 6 по входному патрубку 10, где осуществляется сушка пыли, поступающей из размольного устройства 2. Отработанный сушильный агент через сбросную трубу 8 и мельничный вентилятор 1 удаляется в сбросные горелки 18 топки 4, при этом пристеночный пылевой слой перегородкой 25 отделяется в мельничном вентиляторе 1 и поступает в газозаборную шахту 3, где пыль выгорает за счет остаточного кислорода, содержащегося в дымовых газах, повышая температуру сушильного агента, поступающего на всос размольного устройства вместе с сырым топливом. По мере увеличения количества горячих топочных газов от работающей дополнительной горелки 27 и основной горелки 17 увеличивается количество сырого топлива, подаваемого в размольное устройство 2. После выхода на рабочий режим температура сушильного агента, поступающего в размольное устройства 2, регулируется путем присадки газов рециркуляции от дымососа рециркуляции 5, часть газов из которого также присаживается в сбросную трубу 8 пылеконцентратора 6 через патрубок 24 для охлаждения крыльчатки мельничного вентилятора 1. За счет работы эжектора 19 через сбросную трубу 9, подключенную к нему, могут из топки 4 засасываться горячие топочные газы в пылеконцентратор 7 через патрубок 11, обеспечивающий тангенциальную крутку потока в пылеконцентраторе 7 совместно с тангенциальным патрубком 12, что исключает установку завихрителей. За счет терморазмола на бронеплитах 26 пылеконцентратора 6 в пылеконцентратор 7 поступает пыль ровного гранулометрического состава, причем пристеночный слой пыли выходит из патрубка 14 более крупного состава, чем выходящий из патрубка 13 пылеконцентратора 6, что обусловливает более мелкую пыль из патрубка 13 подавать на сжигание в дополнительную горелку 27. На рис. 4.9 изображена принципиальная схема безмазутной растопки с электрозапальным устройством резисторного типа. Топка содержит призматическую камеру 1 сгорания, внутренний и внешний газоплотные трубные экраны 2 и 3, при этом внутренний экран 2 снабжен верхним и нижним фестонами 4 и 5, холодную воронку 6, центральную и периферийные камеры 7 и 8 сгорания с перепускными окнами 9 и 10, выполненными в фестонах 4 и 5, многоярусные горелочные устройства 11, выходные участки которых окружены циркуляционными трубами 12, перед входным торцом которых размещены сопла 13 для подачи инжектирующего агента, растопочные 86

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... горелки 14, размещенные на входных участках горелочных устройств 1, и горелочные насадки 15, примыкающие к выходным торцам циркуляционных труб 12. Внутренний газоплотный трубный экран 2 выполнен в виде четырехгранной призмы, совмещенной своими углами с внешним газоплотным экраном 3 посередине граней его восьмигранной призмы, выполненной в горелочном поясе камеры 1 сгорания, при этом в местах стыка внутреннего и внешнего экранов 2 и 3 в углах центральной камеры 7 сгорания установлены тангенциально сопла 16 третичного дутья. Центральная камера 7 сгорания является продолжением камеры 1 сгорания и расположена на ее уровне. Входные участки горелочных устройств 11 размещены на гранях внешних экранов 3, а выходные участки горелочных устройств 11 – на гранях внутренних экранов 2. Циркуляционная труба 12 и горелочный насадок 15 выполнены конусообразными и размещены первая внутри последнего путем разводки внутренних экранов 2 в сторону входных участков горелочных устройств 11, при этом между входными торцами горелочного насадка 15 и циркуляционной трубы 12 и внешним экраном 3 установлен зазор. Растопочные горелки 14 расположены на байпасных пылепроводах 17, установленных по оси горелочных устройств 11. На входе в горелки 14 размещены завихрители 18, а на выходе – охлаждаемые хомуты 19, установленные в плотном контакте с пылепроводами 17, подключенные к источнику низкого напряжения, например вторичной обмотке сварочного трансформатора, при этом участок пылепровода 17 между хомутами 19 выполнен из термостойкого токопроводящего материала, например, нихрома. Сопла 13 для подачи инжектирующего света подключены в воздушному коробу, диаметр их меньше диаметра циркуляционных труб 12. Основной пылепровод 20 подсоединен к каждому горелочному устройству на входе, при этом байпасный пылепровод 17 заведен на выходе внутрь основного пылепровода 20 с образованием зазора. Горелочные устройства 11 установлены пропорционально к условной окружности, размещенной в центральной камере 7 сгорания и между ними установлены вертикальные экраны 21, перпендикулярные внутренним и внешним экранам 2 и 3. Охлаждение хомутов 19 может быть воздушным путем пропускания воздуха через внутренние полости. Между циркуляционными трубами 12 и горелочным насадкам 15 на внутреннем экране 2 выполнены перепускные окна 22 за счет фестонирования труб экрана 2. Запальное устройство 23 между хомутами 19 выполнено на фланцах 24 с асбестовыми прокладками 25, скрепленными болтами, изолированными от фланцев. Для обеспечения регулирования 87

В.А. ДУБРОВСКИЙ скорости потока в байпасном пылепроводе 17 на входе в него установлен шибер 26. Запальное устройство 23 может быть легко заменено путем установки нового во фланцы 24. Расстояние между экранами 2 и 3 должно обеспечить возможность для ремонта и обдувки экранов. Топка работает следующим образом: включается резисторное запальное устройство и прогревается байпасный пылепровод 17 между хомутами 19 до 700 ºC. Затем подается аэросмесь. Шибером 26 регулируется преимущественная ее подача в пылепровод 17. Проходя через завихритель 18, аэросмесь закручивается и пылевой поток отжимается к стенкам пылепровода и воспламеняется. В месте соединения с основным пылепроводом 20 происходит воспламенение всей аэросмеси, поступающей в горелочное устройство 11. Горящая аэросмесь, проходя внутри конусов 12 и 15 циркуляционной трубы и горелочного насадка, засасывает горячие топочные газы через окна 9, 10 и 22 к корню факела, что исключает отрыв факела и обеспечивает смешение горящей угольной пыли с высокотемпературными газами. Догорание пыли происходит в струях третичного дутья, подаваемого из сопел 16. В результате постоянной циркуляции угольной пыли между камерами 7 и 8 сгорания через перепускные окна 9,10 и 22, происходит полное ее выгорание в топке. При этом чем больше горелок установлено на гранях экрана 3, тем интенсивнее рециркуляция, так как просасывание горячих газов с пылью происходит за счет эжекции при работе горелочных устройств 11. После растопки котла запальное устройство 23 отключается и воспламенение пыли происходит от тепла раскаленных стенок пылепровода 17. При необходимости через байпасный пылепровод 17 может подаваться центральный воздух, при этом шибером 26 вход пыли в него перекрывается. Таким образом, в предлагаемой топке организуется постоянная рециркуляция горящей пыли между камерами 7 и 8 сгорания через окна 9, 10 и 22 и амбразуры горелочных устройств 11, что обеспечивает полное выгорание пыли в горелочном поясе топки. Этому способствует наличие сопл 16 третичного дутья. Дополнительный наружный экран 3, установленный по периметру топки, отнимает тепло от газов, что исключает подачу газов рециркуляции внутрь топки. Это экономит работу дымососов. Рециркуляция газов в горелочном поясе усредняет температуры по сечению топки и увеличивает теплосъем с экранов, так как к экранам подходят все новые горячие газы, затягиваемые в перепускные окна. Улучшается воспламенение топлива и стабилизируется его горение. Предлагаемое резисторное запальное устройство является наиболее простым из существующих конструкций и безопасным. В отличие от высоковольтных запальников, требующих тщательной изоляции от корпуса, предлагаемое устройство работает даже без всякой изоляции. 88

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.9, а Принципиальна схема безмазутной растопки с электрозапальным устройством резисторного типа: 1 – топочная камера; 2, 3 – экраны; 4, 5 – верхний и нижний фестоны; 6 – холодная воронка; 7, 8 – камеры сгорания; 9, 10, 22 – перепускные окна; 11 – горелочное устройство; 12 – циркуляционные трубы; 13 – вторичный воздух; 14 – растопочные горелки; 15 – насадок; 16 – сопла третичного дутья; 17, 20 – пылепроводы; 18 – завихритель; 19 – хомут; 21 – шибер

89

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.9 б – Продольный разрез топки

90

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.9 в– Горизонтальный разрез топки ( А-А)

91

В.А. ДУБРОВСКИЙ На рис. 4.10 изображена предлагаемая пылесистема, содержащая безмазутное растопочное устройство с пылеконцентратором. Пылесистема содержит узел термоподготовки в виде пылеконцентратора 1, имеющего аксиальный и тангенциальной входные патрубки 2 и 3, сбросную трубу 4 и патрубок 5 отвода концентрированной смеси, лопаточные завихрители 6 и 7, установленные на торцах перепускной трубы 8 в виде полой вставки, с лопатками 9 и 10, наклоненными в противоположные стороны, при этом кромки лопаток завихрителей, обращенные друг к другу, направлены по ходу потока, а тангенциальный входной патрубок 3 установлен между ними и соединен с источником концентрированной аэросмеси. Растопочная мазутная форсунка 11 размещена в аксиальном входном патрубке 2 внутри воздушного сопла 12. Перепускная труба 8 в виде полой вставки выполнена из плоских пластин 13, установленных под углом и спутно потоку с образованием между пластинами продольных щелей 14. Патрубок 5 отвода концентрированной смеси соединен с горелкой 15 топки 16 с воздушными соплами 17. Все узлы пылеконцентратора выполнены из термостойкой стали. Пылесистема работает следующим образом: включается растопочная мазутная форсунка 11 и прогревается перепускная труба 8 до красного каления. Затем в растопочном режиме подается концентрированная аэросмесь под напором в тангенциальный патрубок 3. В результате крутки в корпусе пылеконцентратора 1 пыль расслаивается, горючие газы и мелочь через щели 14 поступают под факел мазутной форсунки 11 и сгорают, а крупная пыль измельчается, коксуется и выходит через межлопаточное пространство завихрителей 6 и 7 и поступает в горелку 15 топки 16 через патрубок 5 отвода концентрированной смеси в виде полукокса, где сгорает в струях воздушных сопел 17 топки 16. Пластины 13 препятствуют выносу пыли вовнутрь трубы 8, так как крупным частицам требуется разворот на 180o, чтобы попасть внутрь, что невозможно. Поэтому пыль вращается в корпусе пылеконцентратора до тех пор, пока не станет пористой, легкой и дробленой, тогда она выносится через завихритель 10 в патрубок концентрированной смеси 5 и далее поступает в топку. Этому способствует тот факт, что газы, выделяющиеся из пыли, постоянно просачиваются через продольные щели 14 и выгорают. После стабилизации горения и выхода на полную производительность мазутная форсунка отключается и подогрев пластин 13 осуществляется за счет сгорания внутри вставки 8 горючих газов и мелкой пыли, проскакивающей через завихритель 9 и щели 14. 92

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.10 а – Безмазутное растопочное устройство с пылеконцентратором 1 – пылеконцетратор; 2 – аксиальный входной патрубок; 3 – тангенциальный входной патрубок; 4 – сбросная труба; 5– патрубок для отвода концентрированной смеси; 6 и 7 – лопаточные завихрители; 8 – полая вставка; 9 и 10 – лопатки; 11 – мазутная форсунка; 12, 17 – воздушные сопла; 13 – пластины; 14 – щели;15 – горелки; 16 – топка

93

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.10 б Разрез А-А

Как показали опытные данные, для термоподготовки пыли перед сжиганием требуется ее нахождение в зоне высоких температур около одной секунды. Данное устройство может более длительно держать пыль в корпусе пылеконцентратора за счет уменьшения просвета между лопатками завихрителей и между плоскими пластинами 13. Важно также то, что с уходом газовой фазы из зоны термоподготовки можно увеличить количество пыли в ней, т.е. при наличии щелей 14 в пластинах 13 растет производительность пылесистемы. На рис. 4.11 изображена пылесистема, содержащая горелочное устройство в топке котла с пылеконцентратором внутри горелки. Пылесистема содержит размольное устройство 1, соединенное на входе газозаборной шахтой 2 с топкой 3 котла и бункером сырого угля 4 через питатель 5, а на выходе – с пылеконцентратором 6, патрубок 7 отвода концентрированной смеси которого через перепускную трубу 8 подсоединен к полой лопатке 9 завихрителя 10, заведенной через корпус пылеконцентратора 6 внутрь полой вставки 11 завихрителя 10, при этом две других полых лопатки 12 и 13 подсоединены соответственно к линии 14 горячего воздуха и магистрали 15 дополнительного топлива (жидкого или газообразного). Полая вставка 11 завихрителя 10 имеет обтекатель 16, а сбросная труба 17 пылеконцентратора 6 подключена к горелке 18 топки 3. Горелка 18 имеет сопла 19 вторичного воздуха, 94

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... а между размольным устройством 1 и пылеконцентратором 6 может быть установлена гребенка пыледелителя 20 для разводки аэросмеси по ярусам горелок топки 3. Полая вставка 11 выполнена из жаропрочной стали, а через полую лопатку 13 внутрь полой вставки 11 заведен электрозапальник 21. Диаметр полой вставки 11 меньше диаметра сбросной трубы 17. Пылеконцентратор 6 установлен соосно горелке 18; 22 – обтекатели лопаток. Пылесистема работает следующим образом. Включается подача воздуха по линии 14 через полую лопатку 12 в полую вставку 11 пылеконцентратора 6, включается подача дополнительного топлива по магистрали 15 через полую лопатку 13 в полую вставку 11 и включается электрозапальник 21, поджигающий дополнительное топливо в полой вставке 11. После загорания дополнительного топлива (жидкого или газообразного) полая вставка 11 прогревается и включается размольное устройство 1 на небольшую пусковую мощность с включением питателя 5 сырого угля, поступающего из бункера 4. Топливо измельчается в размольном устройстве 1 и поступает через пыледелитель 20 в пылеконцентратор 6, где под действием завихрителя 10 аэросмесь расслаивается и обогащенный пылью поток через патрубок 7 отвода концентрированной смеси и перепускную трубу 8 поступает в полую лопатку 9 завихрителя 10 и далее в полую вставку 11, где воспламеняется от факела дополнительного топлива и воспламеняет всю аэросмесь по выходе из полой вставки 11, которая поступает через сбросную трубу 17 пылеконцентратора 6 на горелку 18 топки 3, где под струями вторичного воздуха, выходящего из сопл 19, догорает. При выходе на рабочий режим магистраль 15 дополнительного топлива перекрывается и горение в полой вставке 11 осуществляется за счет раскаленной поверхности полой вставки 11. При обрыве факела в горелке 18 при меняющихся нагрузках он снова зажигается от факела, выходящего из полой вставки 11, что стабилизирует воспламенение и горение. Кроме того, за счет тепла, выделяющегося из полой вставки 11, происходит дополнительная сушка топлива, поступающего через патрубок 7 отвода концентрированной смеси в полую вставку 11, а также поступающего на горелку 18. Предварительная термоподготовка топлива помогает его быстрому воспламенению как в полой вставке 11, так и в горелке 18. Обтекатель 16 способствует воспламенению топлива в полой вставке 11, так как горение топлива происходит в аэродинамической тени, и исключает обрыв первичного факела во вставке 11. От факела полой вставки 11 прогревается также и сбросная труба 17, что способствует термоподготовке топлива, проходящего сквозь трубу 17. При выходе на рабочий режим дымовые газы в размольное устройство поступают по газозаборной шахте 2 из топки 3. 95

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.11,а. Горелочное устройство в топке котла с пылеконцентратором внутри горелки: 1 – размольное устройство; 2 – газозаборная шахта; 3 – топка; 4 – бункер сырого угля; 5 – питатель; 6 – пылеконцентратор; 7 – патрубок для отвода концентрированной смеси; 8 – перепускная труба; 9, 12 и 13 – поворотные лопатки; 10 – завихритель; 11 – полная вставка; 14 – линия горячего воздуха; 15 – магистраль дополнительного воздуха; 16 – обтекатель; 17 – сбросная труба пылеконцентратора; 18 – горелка; 19 – сопло вторичного воздуха 20 – пыледелитель; 21 – электрозапальник: 22 – обтекатели лопаток

96

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.11, б– Разрез А-А

Рис. 4.11, в- Разрез Б-Б

97

В.А. ДУБРОВСКИЙ На рис. 4.12 изображена топка с дополнительной растопочной горелкой. Топка содержит призматическую камеру 1 сгорания, внутренний и внешний газоплотные экраны 2 и 3. При этом внутренний экран снабжен верхним и нижними перепускными окнами 4 и 5. Топка имеет холодную воронку 6, центральную и периферийные камеры 7 и 8 сгорания, верхние и нижние горелочные устройства 9 и 10. Выходные участки горелочных устройств 9 окружены циркуляционными трубами 11, перед входными торцами которых размещены сопла 12 и 13 подачи инжектирующего агента и угольной пыли. Циркуляционные трубы 11 верхних горелочных устройств 9 установлены между внутренним и внешним газоплотными трубными экранами 2 и 3, направлены вдоль экранов и выполнены с косым плоским срезом 14, обращенным в сторону, противоположную перепускным окнам 4, а воздушные сопла 15 и 16, установленные на внешних экранах 3 периферийными камерами 8, направлены вдоль внутренних экранов 2 и размещены на уровне горелочных устройств 9 и 10 в верхней и нижней частях центральной камеры 7 сгорания. Сопла 17 подачи легковоспламеняющегося топлива (мелкодисперсная пыль, мазут, дизтопливо или газ) горелочных устройств 10 размещены на внешних газоплотных трубных экранах 3 внутри сопл 18 подачи инжектирующего агента и направлены внутрь периферийных камер 8 сгорания, также как и сопла 19 подачи легковопламеняющегося топлива, расположенные на уровне циркуляционной трубы 11 верхнего горелочного устройства 9, направленные под углом к ее оси в центр косого плоского среза 14. Внутри циркуляционной трубы установлен рассекатель 20 в форме обтекаемого шарообразного тела. Рассекатель 20 может быть закреплен в выходном торце циркуляционной трубы по разному, например, в крестовине 21 в кольцевой обойме 22. Сопло 19 размещено внутри сопла 23 подачи инжектирующего агента, подсоединенного, так же как и сопла 12 и 18, к линии подачи воздуха. Зажигательный пояс верхней части периферийных камер 8 сгорания торкретирован, а нижняя часть частично перекрыта выступами 24 внешних газоплотных экранов 3 до размеров факела нижнего горелочного устройства 10 для сжигания механического недожога. Сопло 19 подачи легковоспламеняющегося топлива может быть направлено под тупым углом к оси циркуляционной трубы 11, закрепленной на выходном торце сопла 12 подачи инжектирующего агента с помощью лопаточного завихрителя 25. Крестовина 21 может быть выполнена для исключения термической деформации в виде угловых ребер жесткости усеченной четырехгранной пирамиды, на вершине которой в конусном ложе 26 обоймы 22 свободно лежит шарообразный рассекатель 20, а кольцевая обойма 22 находится в аэродинамической тени и по диаметру меньше рассека98

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... теля 20. Угловые ребра 27 крестовины 21 выполнены из плоских клиновидных пластин, расширяющихся книзу, установленных под углом друг к другу, пристыкованных к крестовине 21 спутно потоку, создаваемому завихрителем 25. Торцы сопел 19 и 23 растопочного горелочного устройства 28 расположены заподлицо с внешним экраном 3, также как и торцы сопел 17 и 18 горелочного устройства 10. Все горелочное устройство 9 выполнено из термостойкого материала.

Рис. 4.12,а Горелочное устройство в предтопке с дополнительной растопочной горелкой: 1 – камера сгорания; 2, 3 – экраны; 4, 5 – перепускные окна; 6 – холодная воронка; 7, 8 – центральная и периферийная камеры горения; 9, 10 – верхние и нижние горелочные устройства; 11 – циркуляционные трубы; 12, 13, 15–19 – сопла; 14 – косой плоский срез; 20 – рассекатель; 21 – крестовина; 22 – кольцевая обойма; 23, 24 – выступы; 25 – завихритель; 26 – основание конуса; 27 – угловые ребра; 28 – горелочное устройство

99

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.12, б Разрез А-А

100

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.12, в Разрез Б-Б

Топка работает следующим образом: включается растопочное горелочное устройство 28 и прогреваются через косой плоский срез 14 циркуляционная труба 11 и шарообразный рассекатель 20 до температуры самовоспламенения угольной пыли. С помощью горелочного устройства 10 прогревается также нижняя часть периферийной камеры сгорания 8. Включается в растопочном режиме горелочное устройство 9 с подачей основного топлива через сопло 13 и холодного воздуха для создания воздушной рубашки через сопло 12, так как температура в топке составляет около 1000 oС. Через завихритель 25 внутрь циркуляционной трубы 11 в закрученном потоке инжектируются горячие топочные газы, которые закручивают угольную пыль, выходящую из торца сопла 13. Смешанная с воздухом пыль, благодаря крутке, расслаивается. Крупная часть отжимается к раскаленным внутренним стенкам циркуляционной трубы 11, а мелкая попадает на шарообразный рассекатель 20, где вспыхивает от контакта с ним и отбрасывается от рассекателя 20 и на внутренних стенках циркуляционной трубы 11 воспламеняет крупную пыль, прогретую от этих стенок. Вращающийся поток пыли 101

В.А. ДУБРОВСКИЙ попадает также на ребра крестовины 21, которыми также отбрасывается на внутренние стенки циркуляционной трубы, если эти ребра 27 установлены под тупым углом на крестовине 21, при этом клиновидное расширение их в нижней части способствует этому. В расширяющемся факеле горящее топливо поступает на выступы 24 нижней части камеры 8 сгорания, с которых скатывается под струи горелочного устройства 10 и выбрасывается через нижнее перепускное окно 5 в центральную камеру 7 сгорания, где догорает в струях третичного и четвертичного воздуха, подаваемого из сопл 16 и 15 в восходящем потоке. После выхода на рабочий режим горелочное устройство 28 отключается, а в горелочном устройстве 10 отключается сопло 17 подачи легковоспламеняющегося топлива. Таким образом, пыль проходит топку дважды – сверху вниз и снизу вверх, что исключает затягивание горящего факела в конвективный газоход и уменьшает, примерно вдвое, шлакование конвективных поверхностей. Полукокс, поступающий в центральную камеру 7 сгорания, полученный благодаря термоподготовке угольной пыли в камере 8, имеет калорийность вдвое выше по сравнению с исходным углем. При этом при ухудшении качества исходного угля калорийность полукокса почти не меняется, так как коксовая основа исходного угля имеет практически неизменное значение, что обеспечивает постоянную паропроизводительность котла и стабильный режим его работы. Рассредоточенная подача воздуха на четыре стадии растягивает процесс горения, что снижает температуру горения, усредняет температуры по сечению топки и снижает образование оксидов азота вдвое, так как азот выходит из топлива еще в периферийных камерах 8. В зависимости от диаметра циркуляционной трубы 11 можно изменять скорость горения частиц угля в камере 8 и время их пребывания в ней, что позволяет сжигать сильнозабалластированные угли без потери производительности котла. Как показали предварительные испытания на полупромышленном стенде, высота камеры 8 достаточна для выхода азота топлива из угля, если она составляет не менее 10 м. Для создания примерно равносторонней восьмигранной призмы ширина внутренних экранов 2 должна составлять, например для котла Е-500, около 5 м. Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет решить поставленную задачу – повысить эффективность термоподготовки за счет сокращения времени воспламенения топлива, чему способствует предварительный прогрев циркуляционной трубы 11 дополнительным растопочным устройством 28 и установка внутри циркуляционной трубы 11 рассекателя 20, отбрасывающего струю топлива на раскаленные стенки циркуляционной трубы, а также завихрителя 25 на входе в циркуляционную трубу, сепарирующего крупную пыль на раскаленные 102

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... стенки трубы 11. Косой срез 14 на трубе 11 позволяет прогреть внутренность трубы с рассекателем 20. На рис. 4.13 изображена схема растопочного горелочного устройства с пылеконцентратором. Пылесистема содержит пылеконцентратор 1, включающий патрубок 2 для отвода концентрированной смеси, завихритель 3 с полыми лопатками 4, осевым каналом 5 для отвода слабозапыленного агента, соединенным при помощи окон 6 с полостями 7 лопаток 4 завихрителя 3, и установленную внутри корпуса пылеконцентратора 1 коническую обечайку 8, образующую со стенкой корпуса пылеконцентратора короб 9 для отвода слабозапыленного агента, подсоединенный при помощи окон 10 в обечайке 8 к полостям 7. Лопатки 4 имеют обтекаемую форму, а канал 5 завихрителя 3 с торца заглушен и выполнен в виде рассекателя 11 конусообразной формы и прикреплен к основанию широким каналом к осевому каналу 5, меньшим основанием – трубе 12 дополнительной газовой среды, заведенной в патрубок 2 отвода концентрированной смеси через осевой канал 5 отвода слабозапыленного агента, сообщающийся через окна 6, выполненные в рассекателе 11 с полостями 7 лопаток 4 завихрителя 3. Пылеконцентратор имеет также тангенциальный входной патрубок 13. Между осевым каналом 5 и корпусом пылеконцентратора 1 образуется кольцевой канал 14, сообщающийся через межлопаточное пространство 15 с патрубком 2 отвода концентрированной смеси. Коническая обечайка 8 прикреплена широким основанием к корпусу, а меньшим основанием – к патрубку 2 отвода концентрированной смеси, между которым расположен короб 9, отделенный от межлопаточного пространства 15 обечайкой 8. С другой стороны межлопаточное пространство 15 отделено от осевого канала 5 рассекателя 11. Полые лопатки 4, установленные под углом к оси корпуса пылеконцентратора 1 ортогональны рассекателю 11 и обечайке 8. Боковой торец корпуса заглушен крышкой 16. Пылесистема содержит размольное устройство 17, соединенное с пылеконцентратором 1 с патрубком 13, с топкой 18, газозаборной шахтой 19, течкой сырого угля 20. Патрубок 2 отвода концентрированной смеси пылеконцентратора 1 подсоединен к основной горелке 21, установленной соосно пылеконцентратору 1, а короб 9 – к сбросной горелке 22, установленной соосно основной горелке 21, причем основная горелка 21 расположена внутри сбросной горелки 22. Стенки патрубка 2 концентрированной смеси пылеконцентратора 1 выполнены двойными, с открытым тором в сторону горелок входному торцу патрубка 2 подсоединен патрубок 23 для подачи воздуха, проходящий через короб 9. Сопла 24 третичного воздуха установлены над сбросной горелкой 22. 103

В.А. ДУБРОВСКИЙ Внутрь трубы 12 для дополнительной газовой среды заведено со стороны крышки 16 запальное устройство 25, подключенное к дополнительному топливу (жидкому или газообразному) с электрозапальником 26. Выходной торец запального устройства 25 расположен на уровне меньшего основания рассекателя 11, а труба 12 подсоединена к линии горячего воздуха. Пылеконцентратор 1 может иметь также дополнительную сбросную трубу 27, установленную в крышке 16 соосно трубе 12, подключенную на всас размольного устройства 17 для рециркуляции части сушильного агента. Диаметр дополнительной сбросной трубы 27 меньше диаметра осевого канала 5 для отвода слабозапыленного агента.

Рис. 4.13. Растопочное горизонтальное горелочное устройство с пылеконцентратором: 1 – пылеконцентратор; 2 – патрубок, 3 – завихритель; 4 – лопатки; 5 – осевой канал; 6, 10 – окна; 7 – полости лопаток; 8 – обечайка; 9 – короб; 11 – рассекатель; 12 – труба; 1З – входной патрубок; 14 – кольцевой канал; 15 – межлопаточное пространство; 16 – крышка; 7 – размольное устройство; 18 – топка; 19 – газозаборная шахта; 20 – течка; 21 – основная горелка; 22 – сбросная горелка; 23 – патрубок; 24 – сопла; 25 – запальное устройство; 26 – электрозапальник; 27 – сбросная труба

104

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... Пылесистема работает следующим образом: включается запальное устройство 25 с помощью электрозапальника 26, работающее на жидком или газообразном дополнительном топливе. После прогрева патрубка 2 отвода концентрированной смеси пылеконцентратора 1 на небольшую мощность включается размольное устройство 17, в которое через дополнительную сбросную трубу 27 всасываются горячие газы от работающего растопочного устройства 25 через межлопаточное пространство 15 и кольцевой канал 14. В трубу 12 для работы растопочного устройства 25 подается воздух, после прогрева размольного устройства 17 по течке 20 подается на всас сырой уголь, который измельчается в размольном устройстве 17 и через входной патрубок 13 поступает в пылеконцентратор 1, в котором за счет тангенциального подвода приобретает вращательное движение с отжатием крупной пыли к стенкам корпуса. Отработанный сушильный агент через сбросную трубу 27 возвращается обратно в размольное устройство 17, а крупная пыль поступает через кольцевой канал 14 и межлопаточное пространство 15 внутрь патрубка 2 отвода концентрированной смеси, где под воздействием открытого пламени запального устройства, выходящего из торца трубы 12, воспламеняется, чему способствуют нагретые стенки патрубка 2 и наличие воздуха, подаваемого через трубу 12. Через двойные стенки патрубка 2 через патрубок 23 подается вторичный воздух, который дожигает выходящую в горелку 21 горящую аэросмесь из патрубка 2. Мелкодисперсная пыль через осевой канал 5, полые лопатки 4 поступает в короб 9 и на сбросную горелку22, где также воспламеняется от работающей основной горелки 21, которая расположена внутри сбросной горелки 22, что способствует воспламенению. Этому же способствует предварительный прогрев мелкой пыли, который осуществляется в лопатках 4 и коробе 9 от тепла работающего запального устройства 25. Из сопла 24 подается третичный воздух для дожигания аэросмеси. При выходе пылесистемы на рабочий режим горелки 21 и 22 могут работать при включенном запальном устройстве 25, так как горячие топочные газы будут поступать в размольное устройство 17 из топки 18 по газозаборной шахте 19. На рис. 4.14 представлена схема устройства безмазутной растопки котла с индуктором в кольцевом пылепроводе. Устройство содержит источник 1 пыли, растопочную горелку 2 топки котла, соединенную с источником пыли основным и байпасным пылепроводами 3 и 4, на последнем из которых установлен электронагреватель в виде индуктора 5 и запальное устройство 6 с источником 105

В.А. ДУБРОВСКИЙ 7 легковоспламеняющегося топлива (газ, мазут, солярка), линию 8 горячего воздуха, подключенную к растопочной горелке 2 и запальному устройству 6, при этом байпасный пылепровод выполнен в виде кольцевой петли 9 с шибером 10 на ее входе, а выходной участок петли 9 заведен в камеру 11 предварительного зажигания, выполненную с расширяющимся раструбом 12 внутри выходного торца основного пылепровода 3 перед растопочной горелкой 2 и соединенную с ней. Индуктор 5 установлен внутри кольцевой петли 9, при помощи шибера 10 подсоединенной своей входной частью к основному пылепроводу 3, выполненному перед растопочной горелкой в виде колена 13 за его перегибом, а запальное устройство 6 заведено внутрь камеры 11 предварительного зажигания через колено 13 по оси выходного участка кольцевой петли 9, выполненного в виде муфеля. Индуктор 5 содержит катушку 14 с водоохлаждаемой обмоткой и магнитопровод 15, охватывающий байпасный пылепровод 4, состоящий из двух разборных частей для быстрой смены индуктора. Пылепровод 4 выполнен с изоляцией 16 для исключения обгорания катушки 14 и исключения тепловых потерь. Индуктор 5 подсоединен к источнику переменного тока через регулирующий напряжение трансформатор. Весь узел растопки выполнен из термостойкой стали. Запальное устройство 6 может быть выполнено с возможностью осевого перемещения внутри выходной части кольцевой петли 9, по оси которой оно расположено. Схема безмазутной растопки котла работает следующим образом: включается индуктор 5 и запальное устройство 6 и прогревается растопочный узел, затем в растопочном режиме подается пыль от источника пыли 1 в байпасный пылепровод 4, при этом с помощью шибера 10 перекрывается почти все сечение основного пылепровода 3. Остается только узкий проход для мелкой пыли, сформированной по внутренней стороне перегиба колена 13, которая выгорает на выходе из пылепровода 3 от запального устройства 6, прогревая основной пылепровод 3. Остальная пыль направляется в байпасный пылепровод 4, который раскаляется от индуктора 5 до температуры интенсивного выделения из пыли горючих газов, которые вспыхивают на выходе из байпасного пылепровода в камере 11 предварительного зажигания при помощи запального устройства 6, работающего на легковоспламеняющемся топливе, подаваемом только на период растопки. С помощью трансформатора, регулирующего напряжение, пылепровод 4 может быть нагрет индуктором 5 до любой температуры, которая требуется для интенсивного 106

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... газовыделения горючих веществ из пыли. Этому способствует и то, что за счет центробежных сил пыль отжимается к раскаленным стенкам пылепровода 3, термодомалывается на них и выходит из пылепровода в виде горючей взвеси, которая, загораясь от горелочного запального устройства 6, воспламеняет и остальную пыль, подаваемую по пылепроводу, путем открытия шибера 10 для ее прохода от источника пыли 1. После выхода на расчетный режим горения запальное устройство 6 отключается и индуктор 5 тоже, байпасный пылепровод 4 перекрывается полностью с помощью шибера 10, и вся пыль поступает по основному пылепроводу 3 непосредственно в растопочную горелку 2.

Рис. 4.14. Растопочное горелочное устройство с индуктором в кольцевом пылепроводе: 1 – источник пыли; 2 – растопочная горелка; 3, 4 – основной и байпасный пылепроводы; 5 – электронагреватель (индуктор); 6 – запальное устройство; 7 – источник легковоспламеняющегося топлива; 8 – линия горячего воздуха; 9 – кольцевая петля; 10 – шибер; 11 – камера предварительного зажигания; 12 – раструб; 13 – колено; 14 – катушка; 15 – магнитопровод; 16 – изоляция

107

В.А. ДУБРОВСКИЙ На рис. 4.15 изображен продольный разрез растопочного устройства с двухступенчатым воспламенением пыли в предтопке котла.

Рис. 4.15. Растопочное горелочное устройство с двухступенчатым воспламенением пыли в предтопке котла: 1 – топка; 2 – предтопок; 3 – настенные экраны; 4 – окно; 5 – воздушное сопло; 6 – горелка воспламенения; 7 – линия воздуха; 8 – линия мазута; 9 – основная горелка; 10 – кольцевой зазор; 11 – кольцевой зазор; 12 – линия подачи угольной пыли; 13 – основной пылепровод; 14 – байпасный пылепровод; 15 – язычковый шибер; 16 – ремонтный люк

Топка содержит центральную и периферийные камеры 1 и 2 сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, выходной участок которого заведен в объем периферийной камеры 2 сгорания и окружен циркуляционной трубой 6, перед входным торцом которой размещены сопла 7 подачи инжектирующего агента и воздушное сопло 8, а на выходном торце установлен горелочный насадок 9, причем циркуляционная труба 6 размещена внутри горелочного насадка 9 с образованием кольцевого зазора 10 между ними. Также циркуляционная труба 6 образует кольцевой зазор 2 с соплами 7 подачи инжектирующего агента, имеющими возможность осевого перемещения внутри циркуляционной трубы 6. Топка также содержит источник пыли, соединенный с горелочным устройством 5 108

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... основным и байпасным пылепроводами 13 и 14 с язычковым шибером 15 для регулирования подачи пыли в пылепроводы 13 и 14. Байпасный пылепровод 14 соединен с циркуляционной трубой 6, заведенной внутрь основного пылепровода 13, подключенного к горелочному насадку 9. В периферийной камере 2 сгорания выполнен также лаз 16 для установки и ремонта горелочного устройства 5. С целью подсасывания горячих топочных газов из топки центральной камеры 1 сгорания через перепускное окно 4 за счет эжекции при работе горелочного устройства 5 оно установлено в верхней части периферийной камеры 2 и направлено в верхнюю часть перепускного окна 4 для прохода газов встречно потоку по нижней части перепускного окна 4, при этом угол раскрытия факела горелочного устройства 5 не превышает 15o, так как при большем угле раскрытия факел будет запирать окно полностью и газы из центральной камеры 1 сгорания не будут поступать в периферийную камеру 2, что исключит прогрев камеры 1 сгорания, и затянет растопку. Осевое перемещение сопл 7 инжектирующего агента внутри горелочного устройства 5 позволяет перед началом растопки прогреть последовательно все части горелочного устройства 5, особенно циркуляционную трубу 6 и горелочный насадок 9, выполненные в виде муфелей. Топка работает следующим образом: воспламеняется запальником (не обозначен) легковоспламеняющееся топливо в соплах 7 инжектирующей среды, которое с помощью воздушного сопла 8 вдувается внутрь горелочного устройства 5 и прогревает все его части. Этому способствует возможность осевого перемещения сопел 7 инжектирующей среды. После прогрева языковым шибером 15 перекрывается на входе основной пылепровод 13 и пыль в растопочном режиме поступает по байпасному пылепроводу 14 внутрь циркуляционной трубы 6, которая к этому времени раскалена с помощью сжигания в ней легковоспламеняющегося топлива (газ, мазут, солярка). Пыль, проходя внутри циркуляционной трубы 6, прогревается и на выходе вспыхивает, так как из пыли выделяются горючие летучие, которые легко воспламеняются от пламени, образующегося при горении легковоспламеняющегося топлива. Выходя из циркуляционной трубы 6, факел прогревает также и горелочный насадок 9. Таким образом, часть пыли, подаваемой через байпасный пылепровод 14, сгорает и прогревает основательно, уже без помощи дополнительного топлива из сопл 7 подачи инжектирующего агента, все части горелочного устройства 5. После этого прогрева язычковый шибер 15 устанавливается так, что пыль начинает проходить также по основному пылепроводу 13, поступая через раскаленную циркуляционную трубу 6, которая расположена внутри потока основной пыли, в горелочный насадок 9. После предварительного прогрева основного потока пыли теплом 109

В.А. ДУБРОВСКИЙ циркуляционной трубы 6 она легко вспыхивает в циркуляционной трубе 6, поджигаемая факелом от горения пыли, подаваемой по байпасному пылепроводу 14. Этому способствует и раскаленный горелочный насадок 9. После выхода на рабочий режим сопло 7 отключается, а работает только воздушное сопло 8. Воспламенение происходит от факела горения пыли, подаваемой в байпасный пылепровод 14. Телескопическое исполнение горелочного устройства 5 (все части могут перемещаться внутри друг друга) позволяет увеличивать или уменьшать поверхность контакта пыли с раскаленными муфельными частями в виде циркуляционной трубы 6 и горелочного насадка 9 в зависимости от скорости выделения горючих летучих из топлива. Это дает возможность на стадии наладки подобрать такую длину циркуляционной трубы, которая обеспечивает безотказное воспламенение пыли на выходе из нее. Благодаря наличию лаза 16 эта работа может быть быстро выполнена. Таким образом, соединение байпасного пылепровода 14 с циркуляционной трубой 6, в свою очередь, заведенного внутрь основного пылепровода 13, подключенного к горелочному насадку 9, позволяет предварительно перед сжиганием прогреть пыль как в байпасном, так и в основном пылепроводах 14 и 13 и обеспечить этим безотказное воспламенение и безопасное горение без отрыва факела, так как в случае отрыва факела он вновь поджигается от факела, постоянно горящего в циркуляционной трубе 6, т.е. дежурного факела. Воспламенение происходит по каскадной схеме: запальным факелом из сопла 7 подачи инжектирующей среды поджигается малая часть пыли, подаваемой в байпасный пылепровод 14, с помощью горения которой подогревается основная пыль, подаваемая по основному пылепроводу 13 с помощью раскаленного горелочного насадка 9 и циркуляционной трубы 6, размещенной внутри основного потока пыли, в основном пылепроводе 13, что способствует воспламенению основного потока пыли. В растопочном режиме отрыв факела исключается. На рис. 4.16 изображен поперечный разрез растопочного горелочного устройства с рециркуляцией пыли внутри горелки. Растопочное устройство содержит экранированные стенки 1 с выходными амбразурами 2, снабженные экранами 3 и подключенные к амбразурам сопла 4 и 5 горелок 6. Сопла 5 подсоединены к воздушному коробу 7, а сопла 4 – к источнику аэросмеси, имеющие автономные каналы 8, подсоединенные к пыледелителю 9 с регулирующей арматурой 10. Выходные амбразуры выполнены в виде вертикального желоба с боковыми стенками 11 и 12, установленными под углом друг к другу, равным углу раскрытия факела. Внутри амбразуры 2 находятся параллельно боковым стенкам 11 и 12 вертикальные плоские газоплотные ширмы 13 и 14, при этом 110

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... расстояние между входными торцами 15 и 16 ширм больше ширины сопел горелок 6, а выходные торцы 17 и 18 ширм 13 и 14 образуют с настенными экранами 19 зазоры 20 и 21. Настенные экраны 19 образованы путем разводки настенных экранов над амбразурами 2. На нижнем торце 22 амбразур 2 по оси вертикального блока горелок установлена мазутная растопочная горелка 23. Между ширмами 13 и 14 и боковыми стенками 11 и 12 имеются щелевые зазоры 24 и 25, а между ширмами 13 и 14 и горелками 6 – зазоры 26. Вертикальная стенка 27 амбразуры 2, расположенная между боковыми стенками 11 и 12, на которой установлены горелки 6, выполнена также экранированной. Загнутые торцы 28 настенных экранов 19 заведены между ширмами 13 и 14 и загнуты внутрь ширм, при этом расстояние между загнутыми торцами настенных экранов 19 не меньше расстояния между входными торцами 15 и 16

Рис. 4.16, а – Растопочное горелочное устройство с рециркуляцией пыли внутри горелки: 1 – экранированные стенки; 2 – амбразуры; 3 – экраны; 4, 5 – сопла; 6 – горелки; 8 – автономные каналы; 9 – пыледелитель; 10 – регулирующая арматура; 11, 12 – боковые стенки; 13, 14 – газоплотные ширмы; 15, 16 – входные торцы ширм; 17, 18 – выходные торцы ширм; 19 – настенные экраны; 20, 21, 24, 25, 26, 29 – щелевые зазоры; 22 – нижние торцы амбразур; 23 – растопочная мазутная горелка; 27 – стенка амбразуры; 28 – торцы настенных экранов

111

В.А. ДУБРОВСКИЙ ширм. Горелки 6 выполнены в виде раструбов, расширяющихся к выходу за счет расширения воздушных сопел 5, а сопла 4 подачи аэросмеси размещены на боковых гранях воздушных сопел 5 и выполнены в форме плоских щелей, направленных в зазоры 29 между загнутыми торцами 28 настенных экранов 19 и ширмами 13 и 14. Растопочная мазутная горелка 23 установлена между ширмами 13 и 14, которые в зоне растопки выполнены ошипованными и торкреатированы, так же как экраны 3 и 19. Топка работает следующим образом: включается растопочное устройство 23 и прогревается амбразура 2, затем на пусковую мощность включаются горелки 6 с помощью регулирующей арматуры 10. После выхода топки на номинальный режим растопочная горелка 23 отключается. При работе горелок 6 происходит рециркуляция горящей пыли вокруг ширм 13 и 14, которая обеспечивается путем разворота струи пыли, поступающей из сопел 4 аэросмеси загнутыми торцами 28 настенных экранов 19, и возврата ее через зазоры 29, 20, 21, 24 и 25 к устью горелок 6. Этому способствует направление сопел 4 аэросмеси в зазоры 29 и расположение их по боковым граням воздушных сопел 5 в форме раструбов, обеспечивающих направление пыли вдоль ширм 13 и 14 настильно, что зажигает пыль за счет предварительного ее прогрева при рециркуляции вокруг ширм.

Рис. 4.16, б– разрез А-А

112

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... На рис. 4.17 изображен продольный разрез растопочного горелочного устройства с двухступенчатым воспламенением пыли. Устройство содержит центральную и периферийные камеры 1 и 2 сгорания, разделительные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, выходной участок которого заведен в объем периферической камеры 2 сгорания и окружен циркуляционной трубой 6, перед входным торцом которой размещены сопло 7 подачи инжектирующего агента и воздушное сопло 8, а на выходном торце установлен горелочный насадок 9, причем циркуляционная труба 6 размещена внутри горелочного насадка 9 с образованием кольцевого зазора 10 между ними. Циркуляционная труба 6 образует кольцевой зазор 11 с соплом 8 подачи воздуха. Топка содержит источники 12 и 13 соответственно основной и тонкодисперсной пыли, соединенные с горелочным устройством 5 соответственно основными байпасным пылепроводами 14 и 15 с шиберами 16 и 17 для регулирования подачи пыли в пылепроводы 14 и 15. Байпасный пылепровод 15 соединен с циркуляционной трубой 6, заведенной внутрь основного пылепровода 14, подключенного к горелочному насадку 9. Топка работает следующим образом: воспламеняется запальником (не обозначен) легковоспляменяющееся топливо (газ, солярка, мазут или тонкодисперсная сухая пыль) в сопле 7 инжектирующей среды, которое с помощью воздушного сопла 8 вдувается внутрь горелочного устройства 5 и прогревает всего части. После прогрева шибером 16 на входе перекрывается основной пылепровод 14 и пыль из источника 13 тонкодисперсной пыли в растопочном режиме поступает через открытый шибер 17 по байпасному пылепроводу 15 внутрь циркуляционной трубы 6, которая к этому времени раскалена с помощью сжигания в ней легковоспламеняющегося топлива. Пыль, проходя внутри циркуляционной трубы 6, прогревается и на выходе ее вспыхивает, так как из пыли выделяются горючие летучие, которые легко воспламеняются от пламени, образующегося при горении легковоспламеняющегося топлива. Увеличению площади контакта тонкодисперсной пыли с раскаленной циркуляционной трубой 6 способствует ее конфузорная форма, обеспечивающая контакт большей части пыли с ней под острым углом, что ускоряет процесс выделения горючих летучих и их объем увеличивается, что повышает надежность воспламенения. Выходя из циркуляционной трубы 6, факел прогревает также и горелочный насадок 9. 113

В.А. ДУБРОВСКИЙ Затем открывают шибер 16 и пыль начинает проходить по основному пылепроводу 14, поступая через раскаленную циркуляционную трубу 6, которая расположена внутри потока основной пыли, в горелочный насадок 9.

Рис.4.17. Растопочное горелочное устройство с двухступенчатым воспламенением пыли в предтопке котла 1, 2 – центральная и периферийная камеры сгорания; 3 – экран; 4 – перепускное окно; 5 – горелочное устройство; 6 – циркуляционная труба; 7 – сопло подачи инжектирующего агента; 8 – воздушное сопло; 9 – горелочный насадок; 10, 11 – кольцевые зазоры; 12, 13 – источники основной и тонкодисперсной пыли; 14, 15 – основной и байпасный пылепроводы; 16, 17 – шиберы

После предварительного прогрева основного потока пыли теплом циркуляционной трубы 6 она легко вспыхивает в горелочном насадке 9, поджигаемая факелом от горения пыли, подаваемой по байпасному пылепроводу 15. Этому способствует и нагретый горелочный насадок 9. После выхода на рабочий режим происходит воспламенение от факела горения пыли, подаваемой в байпасный пылепровод 15. Конфузорная форма горелочного насадка увеличивает поверхность и площадь его контакта с набегающей пылью, так как пыль оседает на него под острым углом, что способствует более быстрому выделению летучих из основного топлива и увеличению их объема, так как с раскаленной поверхностью конфузора контактирует большая часть пыли, чем с цилиндрической поверхностью. Кроме 114

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... того, увеличиваются дальнобойность факела и напор, что исключает его провисание. Это способствует более объемному заполнению факелом топки. На рис. 4.18 изображена схема растопочного горелочного устройства с двухступенчатым воспламенением пыли и рециркуляции пыли внутри горелки, который содержит центральную и периферийные камеры 1 и 2 сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, выходной участок которого заведен в объем периферийной камеры 2 сгорания, и окружен циркуляционной трубой 6, перед входным торцом которой размещены сопло 7 подачи инжектирующего агента и воздушное сопло 8, а на выходном торце установлен горелочный насадок 9.

Рис. 4.18. Растопочное горелочное устройство с двухступенчатым воспламенением пыли и рециркуляции пыли внутри горелки: 1, 2 – центральная и периферийная камеры сгорания; 3 – экран; 4 – перепускное окно; 5 – горелочное устройство; 6 – циркуляционная труба; 7 – сопло подачи инжектирующего агента; 8 – воздушное сопло; 9 – горелочный насадок; 10, 11, 20, 21 – кольцевые зазоры; 12, 13 – источники пыли; 14, 15 – основной и байпасный пылепроводы; 16, 17 – шибера. 18, 19 – обечайки; 22, 23, 24, 25 – полуторы; 26, 27, 28, 29 – зазоры

Циркуляционная труба 6 размещена внутри горелочного насадка 9 с образованием кольцевого зазора 10 между ними. Циркуляционная труба 6 образует также кольцевой зазор 11 с соплом 8 подачи воздуха. 115

В.А. ДУБРОВСКИЙ Топка содержит также источники 12 и 13, соответственно, основной и тонкодисперсной пыли, соединенные с горелочным устройством 5 основным и байпасным пылепроводами 14 и 15 с шиберами 16 и 17 для регулировки подачи пыли в пылепроводы 14 и 15. Байпасный пылепровод 15 соединен с циркуляционной трубой 6, заведенной вовнутрь основного пылепровода, подключенного к горелочному насадку 9, причем горелочный насадок 9 и циркуляционная труба 6 выполнены в виде конфузоров. Внутри циркуляционной трубы 6 и горелочного насадка 9 установлены конфузорные обечайки 18 и 19 с образованием кольцевых зазоров 20 и 21 с циркуляционной трубой 6 и горелочным насадком 9, входные и выходные торцы которых выполнены в виде полуторов 22, 23 и 24, 25 соответственно. Конфузорные обечайки 18 и 19 имеют также зазоры 26, 27 и 28, 29 для прохода аэросмеси с полуторами 22, 23 и 24, 25 соответственно. Горелочное устройство 5 выполнено из термостойкой стали. Источники 12 и 13 основной и тонкодисперсной пыли могут быть подсоединены к основному и байпасному пылепроводам 14 и 15 тангенциально. Растопочное горелочное устройство работает следующим образом: с помощью запальника (не обозначен) воспламеняется легковоспламеняющееся топливо (газ, мазут, соляровое масло), подаваемое в сопло 7 с одновременной подачей воздуха в сопло 8. Прогревается все горелочное устройство 5. После прогрева подается тонкодисперсная пыль в растопочном режиме в циркуляционную трубу 6 с помощью шибера 17 по пылепроводу 15 от источника 13 пыли. Пыль воспламеняется в факеле сопла 7 и поступает далее в горелочный насадок 9, который также прогревается горящей пылью. Часть пыли в циркуляционной трубе 6 срезается торцом полутора 24, обращенным навстречу потоку, и через кольцевые зазоры 28, 20 и 26 возвращается ко входному торцу циркуляционной трубы 6, цикл повторяется. Рециркуляция пыли осуществляется вокруг обечайки 18 в зоне открытого пламени, что приводит к деструкции пыли, выделению горючих летучих и их воспламенению. Степень рециркуляции пыли зависит от величины кольцевого зазора 28, с помощью которого происходит захват пыли. В кольцевом зазоре 20 происходит выделение горючих летучих из топлива, которые эжектируются при работающем сопле 7 через кольцевой зазор 26. Проходное сечение в кольцевом зазоре 20 увеличивается по ходу потока, что способствует рециркуляции пыли, чему способствуют также плавный вход и выход аэросмеси в полуторах 24 и 22 при развороте ее на 180 градусов. При тангенциальной подаче пыли в пылепровод 15 от источника пыли 13 рециркуляции подвергается концентрированная пыль, которая 116

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... отжимается к стенкам обечайки 18 за счет вращения, создаваемого тангенциальной подачей. При этом время нахождения пыли в зоне высоких температур еще более увеличивается. А осевая часть обогащается горючими летучими, которые подсвечивают факел. После установления стабильного режима открывается шибер 16 на основном пылепроводе 14 и подается пыль в растопочном режиме в горелочный насадок 9 от источника 12 основной пыли. Проходя по кольцевому зазору 10, пыль прогревается, выделяет горючие летучие и воспламеняется от факела, выходящего из циркуляционной трубы 6. Пыль, поступившая в горелочный насадок 9, разделяется на два потока: осевая часть пыли выходит за пределы горелочного устройства 5 в периферийную камеру 2 сгорания, а пристеночная часть срезается торцом полутора 25 и по кольцевым зазорам 29, 21 и 27 возвращается ко входному торцу горелочного насадка 9, процесс повторяется. Пыль рециркулирует вокруг обечайки 19 с выделением горючих летучих, их воспламенением от центрального факела, выходящего из сопла 7 и из циркуляционной трубы 6, и прогревом всего горелочного насадка 9. При тангенциальной подаче пыли в основной пылепровод 14 к стенкам обечайки 19 будет отжиматься концентрированная смесь и рециркуляции подвергаться крупнодисперсная пыль, что способствует ее деструкции, измельчению за счет термомеханического домола при рециркуляции и выравниванию гранулометрического состава. Это обеспечивает более полное воспламенение сразу всей пыли. На рис. 4.19 изображена схема муфельного предтопка с соплами высоконапорного воздуха. Предтопок содержит центральную и по меньшей мере одну периферийную камеры 1 и 2 сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, выходной участок которого заведен в объем периферийной камеры 2 сгорания, с циркуляционной трубой 6, перед входным торцом которой размещено сопло 7 подачи инжектирующей среды и воздушное сопло 8, пристыкованное к соплу 7, соединенные соответственно с источниками 9 и 10 пыли высокой концентрации и высоконапорного холодного воздуха. Сопло 7 подачи инжектирующей среды выполнено коленообразным, со скошенным углом, к которому соосно с соплом 7 пристыковано воздушное сопло 8, при этом диаметр воздушного сопла 8 меньше, чем диаметр сопла 7. На выходном торце циркуляционной трубы 6 установлен горелочный насадок 11 с кольцевым зазором 12 между ними, причем циркуляционная труба 6 размещена внутри горелочного насадка 11. Также циркуляционная труба образует кольцевой зазор 13 с соплом 7 подачи инжектирующей среды. Топка также содержит источник 14 слабонапорного горячего воздуха. В кольцевой зазор 12 между циркуляционной трубой 6 и горелочным насадком 11 спутно 117

В.А. ДУБРОВСКИЙ потоку заведены сопла 15 высоконапорного холодного воздуха, подключенные к источнику 10 высоконапорного холодного воздуха, выходные торцы которых размещены в плоскости выходного и входного торцов соответственно циркуляционной трубы 6 и горелочного насадка 11, соединенного с источником 14 слабонапорного горячего воздуха через сопло 16, внутрь которого через стенку 17 заведено сопло 7 подачи инжектирующей среды. Выходной торец воздушного сопла 16 выполнен в виде цилиндрической вставки 18, которая может быть легко заменена, и через стенки которой в кольцевой зазор 12 заведены указанные воздушные сопла 15 подачи холодного высоконапорного воздуха, в одно из которых при необходимости может подаваться пыль высокой концентрации от источника 9. Топка также содержит сопло 19 подачи легковоспламеняющегося топлива (газ, мазут, соляровое масло или термоуголь). Горелочное устройство 5 выполнено из термостойкой стали. Топка работает следующим образом. Включается сопло 19 легковоспламеняющегося топлива, факел которого поджигается с помощью запальника (не обозначен). После прогрева горелочного устройства 5 в растопочном режиме включается подача пыли высокой концентрации в сопло 7 подачи инжектирующей среды от источника 9 пыли высокой концентрации с одновременной подачей высоконапорного холодного воздуха в воздушное сопло 8 от источника 10 высоконапорного холодного воздуха и осуществляется подача горячего слабонапорного воздуха в сопло 16 от источника 14. Включаются также сопла 15 подачи высоконапорного холодного воздуха от источника 10 в растопочном режиме. В циркуляционной трубе 6 пыль воспламеняется и выходит из горелочного устройства 5 в периферийную камеру 2 сгорания и прогревает ее. После прогрева стенок камеры 2 сгорания, которые выполнены в виде муфеля и поддерживают тепловую эмиссию при работе горелочного устройства 5 при отключенном сопле 19 подачи легковоспламеняющегося топлива и при пульсациях питателя (не обозначен) осуществляется подача пыли высокой концентрации, что исключает обрыв факела. Подача холодного высоконапорного воздуха через сопла 8 и 15 увеличивает эжекцию в циркуляционной трубе 6 и горелочном насадке 11, так как увеличивается скорость истечения аэросмеси на выходном срезе торца сопла 7 подачи инжектирующей среды и на выходном срезе торца циркуляционной трубы 6, что позволяет подсасывать в циркуляционную трубу 6 больший объем горячего воздуха из сопла 16, что способствует воспламенению пыли. Кроме того, подача высоконапорного холодного воздуха в сопла 15 затягивает горячий воздух из сопла 14 в зону основного горения пыли и увеличивает дальнобойность факела, выходящего из горелочного устройства 5. Кроме того, пыль высокой концентрации требует значи118

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... тельного разбавления воздухом для воспламенения, что и достигается в предлагаемом техническом решении за счет дробной подачи воздуха как на стадии воспламенения, так и на стадии основного горения.

Рис. 4.19. Схема муфельного предтопка с соплами высоконапорного воздуха. 1, 2 – центральная и периферийные камеры сгорания; 3 – экран; 4 – окно; 5 – горелочное устройство; 6 – циркуляционная труба; 7, 8, 15, 16, 19 – сопла; 9, 10 – ПВК; 11 – насадок; 12, 13 – кольцевые зазоры; 14 – подвод горячего воздуха; 17 – стенка; 18 – цилиндрическая вставка

Для коррекции соотношения пыль–воздух в одно из сопел 15 может подаваться пыль высокой концентрации, что обеспечивает двухкаскадное воспламенение пыли: первичное воспламенение происходит внутри циркуляционной трубы 6, а основное горение – при выходе из нее, для чего нужен дополнительный воздух, подаваемый из сопел 15. По выходе топки на основной режим сопло 19 подачи топлива отключается, а горелочное устройство 5 может работать как штатная горелка. На рисунке 4.20 изображен продольный разрез растопочного горелочного устройства с двумя не спаренными горелками. Топка содержит центральную и периферийные камеры 1 и 2 сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, каждая из которых соответственно снабжена подом 5 и 6, растопочное горелочное устройство 7, выходной участок которого заведен в объем периферийной камеры 2 сгорания и окружен циркуляционной трубой 8, перед входным торцом которой размещено сопло 9 подачи инжектирующего агента, в качестве которого используется угольная пыль, и сопло 10 подачи легковоспла119

В.А. ДУБРОВСКИЙ меняющегося топлива, в качестве которого используется газ или мазут, направленное в кольцевой зазор 11 между циркуляционной трубой 8 и соплом 9 подачи инжектирующего агента, а также источник воздуха, в качестве которого используется воздушный короб 12, подключенный к магистрали 13 горячего воздуха, а на выходном торце установлен горелочный насадок 14, выполненный в виде конфузора, причем циркуляционная труба 8 размещена внутри горелочного насадка 14 с образованием кольцевого зазора 15 между ними. Топка также содержит источник 16 пыли, соединенный язычковым шибером 17 пылепроводами 18 и 19 соответственно с горелочным устройством 7 и дополнительной горелкой 20, снабженной воздушным соплом 21 и установленной в верхней части периферийной камеры 2 сгорания, направленной вниз через перепускное окно 4 на под 5 центральной камеры 1 сгорания. Циркуляционная труба 8 размещена внутри воздушного короба 12 с образованием зазоров 22 и 23 между ними, при этом через боковую стенку 24 воздушного короба 12 с одной стороны внутрь короба заведены сопла 9 и 10 инжектирующей среды и легковоспламеняющегося топлива, а с противоположной стороны через боковую стенку 25 пристыкован горелочный насадок 14. Горелочное устройство работает следующим образом: с помощью запальника поджигается топливо, подаваемое в сопло 10 /газ, мазут/, и прогревается горелочное устройство 7. Одновременно подается горячий воздух из магистрали 13 в воздушный короб 12. 3атем от источника пыли 16 через язычковый шибер 17 и пылепровод 18 при закрытом пылепроводе 19 в сопло 9 подачи инжектирующего агента подается пыль в растопочном режиме, которая в горелочном устройстве 7 воспламеняется и поступает через перепускное окно 4 в центральную камеру 1 сгорания, где поджигает пыль из горелок топки, находящихся выше периферийной камеры 2 сгорания. После выхода топки на рабочий режим сопло 10 подачи легковоспламеняющегося топлива отключается, шибером 17 открывается пылепровод 19, в который поступает пыль, идущая на горелку 20 с одновременным включением воздуха в воздушное сопло 21 горелки 20 из магистрали 13 горячего воздуха. Пыль, выходящая из дополнительной горелки 20, воспламеняется, пересекая факел, выходящий из горелочного устройства 7. После воспламенения пыли в горелке 20 подача пыли в горелочное устройство 7 прекращается перекрытием пылепровода 18 шибером 17. Подается только воздух из магистрали 13 в воздушный короб 12, далее поступающий в периферийную камеру 2 сгорания в качестве вторичного воздуха для работающей дополнительной горелки 20, факел которой через перепускное окно 4 направлен на под 5 центральной камеры 1 сгорания и обеспечивает поддержание шлака в жидком состоянии для его свободной эвакуации через летку /не обозначена/. 120

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.20. Растопочное горелочное устройство с двумя неспаренными горелками в предтопке котла: 1,2 – центральная и периферийная камеры сгорания; 3 – экран; 4 – перепускное окно; 5,6 – поды центральной и периферийной камер сгорания; 7 – горелочное устройство; 8 – циркуляционная труба; 9, 10, 21 – сопла; 11, 15 – кольцевые зазоры; 12 – воздушный короб; 13 – магистраль горячего воздуха; 14 – горелочный насадок; 16 – источник пыли; 17 – язычковый шибер; 18, 19 – пылепроводы; 20 – дополнительная горелка; 22, 23 – зазоры; 24, 25 – боковые стенки воздушного короба

На рис. 4.21 изображена схема растопочного горелочного устройства с подвижной циркуляционной трубой. Топка содержит центральную 1 и периферийные 2 камеры сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, выходной участок которого заведен в объем периферийной камеры сгорания, с циркуляционной трубой 6. Перед входным торцом циркуляционной трубы 6 размещены сопла 7 и 8 подачи инжектирующего агента, а со стороны ее выходного торца установлен горелочный насадок 9 таким образом, что циркуляционная труба 6 размещена внутри горелочного насадка 9 с образованием кольцевого зазора 10 между ними. Также циркуляционная труба 6 образует кольцевой зазор 11 с соплами 7 и 8 подачи инжектирующего агента. Кроме того топка содержит источники 12 пыли высокой концентрации и 13 горячего воздуха, подсоединенные соответственно к соплу 7 подачи инжектирующего агента и к горелочному 121

В.А. ДУБРОВСКИЙ насадку 9, а сопло 8 соединено с источником легковоспламеняющегося топлива (газ, мазут). Циркуляционная труба 6 выполнена из двух частей 14 и 15, раздвигающихся между собой, одна (14) из которых является неподвижной, а другая (15 ) имеет возможность осевого перемещения внутрь периферийной камеры 2 сгорания с помощью привода 16, размещенного вне горелочного устройства и сообщающегося с подвижной частью 15 циркуляционной трубы 6 через шток 17. В периферийной камере 2 сгорания могут быть предусмотрены также лаз 18, лючок 19 и «гляделка» 20 для установки и ремонта горелочного устройства 5, а также для контроля положения подвижной части 15 циркуляционной трубы 6 при переходе режима работы из растопочного на основной.

Рис. 4.21. Растопочное горелочное устройство с подвижной циркуляционной трубой: в предтопке котла: 1, 2 – центральная и периферийные камеры сгорания; 3 – экран; 4 – окно; 5 – горелочное устройство; 6 – циркуляционная труба; 7, 8 – сопла; 9 – насадок к горелке; 10, 11 – кольцевые зазоры; 12 – поток пыли высокой концентрации; 13 – подвод горячего воздуха; 14, 15 – раздвижные части циркуляционной трубы; 16 – привод; 17 – шток; 18 – лаз; 19 – лючок; 20 – гляделка

Топка работает следующим образом: в сопло 8 подачи инжектирующей среды поступает легковоспламеняющееся топливо (газ, мазут), которое поджигается запальником (не обозначен), и прогревается все горелочное устройство 5 при одновременной подаче горячего воздуха 122

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... из источника 13 горячего воздуха в растопочном режиме. После прогрева горелочного устройства 5 из источника 12 пыли высокой концентрации в растопочном режиме подается пыль с первичным воздухом в сопло 7 подачи инжектирующей среды, которая воспламеняется в факеле, выходящем из сопла 8, и факелом горелочного устройства 5 прогревается вся периферийная камера 2 сгорания. После стабилизации горения и выхода на рабочий режим сопло 8 отключается и начинается воспламенение поступающей пыли в циркуляционной трубе 6, а горение поддерживается за счет тепловой инерции горелочного устройства 5 и муфеля периферийной камеры 2 сгорания. После растопки котла горелочное устройство 5 переводится из растопочного режима в режим штатной горелки котла, для чего с помощью приводного устройства 16 через шток 17 подвижная часть 15 циркуляционной трубы 6 выдвигается внутрь периферийной камеры 2 сгорания. Этим обеспечивается возможность подачи горящей пыли высокой концентрации непосредственно в центральную камеру 1 сгорания с недостатком воздуха, что, как показали замеры, снижает образование окислов азота в топке на 100 мг/м 3 или на 10–15% от общего их количества. Кроме того, увеличение длины циркуляционной трубы 6 за счет возможности осевого перемещения одной из ее частей позволяет организовать дробную подачу воздуха малыми порциями, что и определяет упомянутое горение с недостатком воздуха, снижающее образование окислов азота. На рис. 4.22,а изображен горизонтальный разрез, а на рисунке 4.23,б – вертикальный разрез растопочного горелочного устройства с поворотной горелкой в предтопке котла. Топка содержит центральную и по меньшей мере одну периферийную камеры 1 и 2 сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, заведенное в объем периферийной камеры 2 сгорания, с циркуляционной трубой 6, перед входным торцом которой размещено сопло 7 подачи инжектирующего агента и воздушное сопло 8, соединенное с горелочным насадком 9, установленным на выходном торце циркуляционной трубы 6 с образованием кольцевого зазора 10 между ними. Циркуляционная труба 6 образует также кольцевой зазор 11 с соплом 8 подачи воздуха. Топка содержит также источники 12 и 13 соответственно пыли высокой концентрации и воздуха, соединенные через патрубки 14 и 15 подачи пыли высокой концентрации и воздуха с соплами 7 и 8 подачи инжектирующего агента и воздуха соответственно. Периферийная камера 2 сгорания выполнена в виде муфеля с боковыми противоположными стенками 16 и 17, через которые внутрь периферийной камеры сгорания заведены с противоположных сторон входные 123

В.А. ДУБРОВСКИЙ участки сопел 7 и 8 подачи инжектирующего агента и воздуха, выполненные соосными и имеющими возможность осевого поворота вместе с горелочным устройством 5 относительно стационарно установленных неподвижных патрубков 14 и 15 подачи пыли высокой концентрации и воздуха, размещенных вне периферийной камеры 2 сгорания, причем входные торцы 18 и 19 сопел 7 и 8 выполнены с расширениями, образующими поворотные узлы, внутрь которых заведены патрубки 14 и 15 с образованием кольцевых зазоров для установки роликовых подшипников. Поворотные узлы размещены вне периферийной камеры 2 сгорания, за ее наружными стенками, в холодной зоне. Топка также содержит мазутную форсунку 20, установленную перед выходным торцом горелочного устройства 5, размещенным перед перепускным окном 4, а сопла 7 и 8 подачи инжектирующего агента и воздуха расположены в верхней части периферийной камеры 2 сгорания для обеспечения поворота горелочного устройства 5 из горизонтального положения (при растопке котла) вниз (после его растопки), с направлением его факела через перепускное окно 4 в надподовое пространство центральной камеры 1 сгорания для прогрева жидкого шлака с целью его эффективной эвакуации. Между соплом 7 подачи инжектирующего агента и циркуляционной трубой 6 образован кольцевой зазор 21 для прохода воздуха из воздушного сопла 8 внутрь циркуляционной трубы 6 и эффективного его смешения с пылью высокой концентрации для обеспечения растопочной концентрации аэросмеси с оптимальным соотношением пыль/воздух. Выходные участки сопел 7 и 8 подачи инжектирующего агента и воздуха перед входом в горелочное устройство 5 выполнены между входными и выходными участками сопел с поворотом на 90 градусов так, что сопло 7 входит внутрь сопла 8 с образованием общей осевой линии, совпадающей с осями циркуляционной трубы 6 и горелочного насадка 9 и перпендикулярной к лежащей в одной плоскости с ней осевой линии входных участков с входными торцами 18 и 19 сопел 7 и 8, выходные участки которых образуют между собой кольцевой зазор 22, внутри которого размещена циркуляционная труба 6. При работе патрубки 14 и 15 подачи пыли и воздуха за счет эжекции создают внутри входных торцов 18 и 19 сопел 7 и 8 разрежение, исключающее выброс из них пыли и воздуха в окружающее пространство, что не требует их герметизации. Поворот горелочного устройства 5 осуществляется с помощью рычага 23, закрепленного в хомуте 24, охватывающем входной торец 18 сопла 7 подачи инжектирующего агента и имеющего электромеханический привод с дистанционным управлением. Центральная камера 1 сгорания имеет под 25 с леткой 26 для удаления шлака, расположенные ниже пода 27 периферийной камеры 2 124

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... сгорания. В боковых стенках 16 и 17 выполнены сквозные круглые отверстия для возможности поворота (внутри их) входных участков сопел 7 и 8 вместе с горелочным устройством 5 с образованием кольцевых зазоров 28 между стенками отверстий и соплами 7 и 8. Возможность поворота горелочного устройства 5 после растопки котла вниз на 30 градусов (установлена опытным путем), позволяет прогреть через перепускное окно 4 надподовое пространство центральной камеры 1 сгорания, предотвращая застывание жидкого шлака и способствуя его удалению из топки, чем и достигается решение задачи изобретения – повышение экономичности работы котла. Топка работает следующим образом: включается мазутная форсунка 20 с помощью запального устройства (не обозначено) и прогревается вся периферийная камера 2 сгорания вместе с горелочным устройством 5. После прогрева в растопочном режиме включается подача пыли высокой концентрации и воздуха от источников 12 и 13 пыли и воздуха. Через патрубки 14 и 15 подачи пыль и воздух поступают в сопла 7 и 8 подачи инжектирующего агента и воздуха, через которые транспортируются внутрь горелочного устройства 5 с одновременным поворотом потока на 90 градусов, осуществляемого между входными и выходными участками сопел 7 и 8. Первичное смешение пыли высокой концентрации и воздуха для создания оптимальной растопочной концентрации для воспламенения пыли при установившемся режиме работы горелочного устройства 5 происходит в циркуляционной трубе 6, в которую при работе сопла 7 затягивается воздух из сопла 8 с сильной турбулизацией аэросмеси внутри циркуляционной трубы 6, что обеспечивает равномерность распределения пыли в воздушном потоке, а вторичное смешение с воздухом, обеспечивающее горение пыли, происходит в горелочном насадке 9 при поступлении воздуха из сопла 8 последовательно через зазоры 22, 11 и 10. При выходе пыли из горелочного устройства 5 она попадает в факел мазутной форсунки 20 и воспламеняется, после чего через перепускное окно 4 поступает в центральную камеру 1 сгорания, где воспламеняет пыль, выходящую из горелок, расположенных в центральной камере 1 сгорания выше перепускного окна 4. После выхода топки на рабочий режим мазутная форсунка 20 отключается, а горелочное устройство 5 продолжает работать как штатная горелка путем поворота его (на 30 градусов) вниз и направления факела через перепускное окно 4 в надподовое пространство центральной камеры 1 сгорания с помощью рычага 23 для прогрева пода 25 и эффективной эвакуации шлака из летки 26. 125

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.22, а. Растопочное горелочное устройство с поворотной горелкой в предтопке котла: 1 2 – центральная и периферийная камеры сгорания; 3 – экран; 4 – перепускное окно; 5 – горелочное устройство; 6 – циркуляционная труба; 7 – сопло подачи инжектирующего агента; 8 – воздушное сопло; 9 – горелочный насадок; 10, 11, 21, 22, 28 – кольцевые зазоры; 12,13 – источники пыли высокой концентрации и воздуха; 14,15 – патрубки подачи пыли высокой концентрации и воздуха; 16, 17 – боковые стенки; 18, 19 – входные торцы сопел 7 и 8; 20 – мазутная форсунка; 23 – рычаг; 24 – хомут; 25 – под центральной камеры сгорания; 26 – летка; 27 – под периферийной камеры сгорания

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет использовать растопочное горелочное устройство, размещенное внутри периферийной камеры сгорания, не только для растопки котла, но и для коррекции факела центральной камеры сгорания в его нижней части, в 126

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... надподовом пространстве, к которому оно наиболее близко расположено, путем поворота горелочного устройства (на 30 градусов) вниз для прогрева пода центральной камеры сгорания за счет направления факела через перепускное окно, для эффективной эвакуации жидкого шлака из летки. Поворотные узлы при этом обеспечивают легкость поворота горелочного устройства, так как они находятся вне горелочного устройства, за пределами периферийной камеры сгорания в холодной зоне, что исключает термическую деформацию поворотного механизма, затрудняющую его работу. Все это повышает экономичность работы топки котла, так как горелочное устройство используется во время всей работы котла, что позволяет достичь реализации задачи изобретения. Исполнение предлагаемого технического решения не требует значительных материальных затрат, так как вся арматура, используемая для его осуществления, является стандартной и имеется на каждой тепловой электрической станции.

Рис. 4.22, б Вертикальный разрез А-А

Крыльчатка мельничного вентилятора охлаждается путем присадки холодных газов от дымососа рециркуляции 4 через патрубок 22, направленный встречно потоку, что запирает поток крупных уголь127

В.А. ДУБРОВСКИЙ ных частиц перед сбросной трубой 8. Поток крупных частиц угольной пыли поступает через патрубки 17 и 16 в камеру термоподготовки, выполненную в виде горизонтально расположенного пылеконцентратора 11, и приводится во вращение завихрителем 12. Крупная пыль отжимается к стенкам и поступает в основную горелку 15, а отработанный сушильный агент с водяными парами и балластными летучими удаляются через сбросную трубу 18, полую вставку 13, полые лопатки 19 и коллектор 20 в сбросную горелку 9. Разрежение в пылеконцентраторах 5 и 14 может регулироваться изменением оборотов мельничного вентилятора и присадкой газов рециркуляции через патрубок 22. Преимущество этой системы термоподготовки заключается в том, что пылеконцентраторы установлены соосно с основной горелкой. Газопылевой тракт от мельницы до горелки сокращается до минимума. Кроме того, тангенциальная подача аэросмеси из размольного устройства на вход основного пылеконцентратора позволяет весь напор мельницы использовать на тангенциальную закрутку потока угольной пыли без потерь его на завихрителях. Это значительно снижает аэродинамическое сопротивление системы термоподготовки. На рис. 4.23 изображена принципиальная схема растопочного горелочного устройства для сжигания пыли высокой концентрации в топке котла. Топка содержит центральную 1 и, по меньшей мере, одну периферийную 2 камеры сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4. В периферийную камеру 2 сгорания, выполненную в виде муфеля, заведен выходной торец горелочного устройства 5, состоящего из сопла 6 первичного воздуха и сопла 7 подачи пыли высокой концентрации (ПВК), который выполнен в виде диффузора 8 с размещенным внутри его рассекателем 9 с образованием между ними расширяющегося в сторону периферийной камеры 2 сгорания кольцевого канала 10. Периферийная камера 2 сгорания выполнена в виде равностороннего прямоугольного параллелепипеда 11. Широким основанием 12 диффузор 8 заведен внутрь параллелепипеда 11 в плотном контакте с его стенками с образованием зазоров 13 с углами параллелепипеда, заглушенных вертикальными пластинами 14, через которые внутрь периферийной камеры 2 сгорания спутно потоку, вдоль углов заведены сопла 15 вторичного воздуха и растопочные мазутные форсунки 16. Широкое основание 17 рассекателя 9 лежит в плоскости широкого основания 12 диффузора 8, наружный диаметр которого равен диаметру вписанной в параллелепипед 11 окружности. На выходном торце периферийной камеры 2 сгорания размещены сопла 18 третичного воздуха. 128

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.23. Растопочное горелочное устройство для сжигания пыли высокой концентрации в топке котла: 1, 2 – центральная и периферийная камеры сгорания; 3 – экран; 4 – перепускное окно; 5 – горелочное устройство; 6 – сопло первичного воздуха; 7 – сопло подачи пыли высокой концентрации (ПВК); 8 – диффузор; 9 – рассекатель; 10 – кольцевой канал; 11 – равносторонний прямоугольный параллелепипед; 12 – широкое основание диффузора 8; 13 – зазоры; 14 – вертикальная пластина; 15 – сопла вторичного воздуха; 16 – растопочные мазутные форсунки; 17 – широкое основание рассекателя 9; 18 – сопла третичного воздух

Топка работает следующим образом: поджигается мазут в растопочных мазутных форсунках 16 с помощью газовой горелки с искровым запальником (не обозначена) и прогревается муфель периферийной камеры 2 сгорания. После прогрева муфеля в растопочном режиме внутрь муфеля через расширяющийся канал 10 подается пыль высокой концентрации (ПВК) из сопла 7 подачи ПВК с одновременной подачей первичного воздуха из сопла 6. В кольцевом расширяющемся канале 10 аэросмесь снижает концентрацию до растопочной за счет расширения объема и настилается на раскаленные стенки муфеля периферийной камеры 2 сгорания. При контакте с раскаленной поверхностью из частиц угля выделяются горючие летучие, которые вспыхивают в струях вторичного воздуха, подаваемого в периферийную камеру 2 сгорания из сопел 15, и поджигают коксовую основу, которая догорает в центральной камере 1 сгорания в струях третичного воздуха, подаваемого из воздушных сопел 18. После выхода на нормальный режим работы растопочные мазутные форсунки отключаются. Так как топливо настилается на раскаленный муфель периферийной камеры 2 сгорания, то оно быстро прогревается и воспламеняется, чего не наблюдается при подаче пыли 129

В.А. ДУБРОВСКИЙ по центру муфеля. В этом заключается преимущество предлагаемого устройства. Кроме того, по углам периферийной камеры 2 сгорания при настильной подаче происходит концентрация пыли при веерном ее выходе из расширяющегося канала 10, и тут же пыль подхватывается соплами 15 вторичного воздуха, размещенными также в углах, что обеспечивает дружное воспламенение пыли и ее транспорт по углам в центральную камеру 1 сгорания для дожигания. Таким образом, топка разгружается от несвойственной ей функции – подготовки пыли к воспламенению, что повышает ее маневренность за счет запаса по производительности, так как часть нагрузки перераспределяется на периферийные камеры сгорания. Выполнение периферийной камеры сгорания в виде равностороннего прямоугольного параллелепипеда с заведением выходного торца горелочного устройства внутрь параллелепипеда в плотном контакте с его стенками с образованием зазоров с углами параллелепипеда, в которые спутно потоку вдоль углов заведены сопла вторичного воздуха и растопочные горелки, а широкое основание рассекателя лежит в плоскости широкого основания диффузора, наружный диаметр которого равен диаметру вписанной в параллелепипед окружности, позволяет произвести настильную подачу пыли на раскаленные растопочными мазутными форсунками стенки муфеля, что увеличивает температуру пыли за счет контактной теплопередачи, которая выше конвективной, когда пыль не касается стенок муфеля. Кроме того, раскаленный муфель обладает высокой тепловой инерцией и тепловой эммисией, что при контакте с частицей пыли обеспечивает в момент контакта выделение из частицы горючих летучих, которые воспламеняясь поджигают коксовую основу, что ускоряет процесс воспламенения и выгорания пыли, при этом объем центральной камеры сгорания используется только для горения, а не для подготовки топлива к горению, что происходит при подаче в топку сырого топлива. Так как стоимость неохлаждаемой периферийной камеры сгорания значительно дешевле, чем экранированной центральной камеры сгорания, то подготовка пыли к воспламенению в периферийной камере менее затратна и более экономически выгодна, чем в центральной камере сгорания. Это дает значительный экономический эффект, потому что освободившийся объем центральной камеры сгорания от подготовки топлива к горению можно использоваться для увеличения паропроизводительности котла. Кроме того обеспечивается также растопочная концентрация пыли за счет уменьшения ее концентрации при проходе в расширяющемся кольцевом канале между диффузором и рассекателем, увеличивается поверхность взаимодействия с окислителем при выходе пыли из 130

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... диффузора в муфель, так как пыль растекается по всей поверхности муфеля. На предварительно прогретых растопочными мазутными форсунками стенках пыль прогревается до температуры воспламенения и вспыхивает в струях вторичного воздуха, подаваемого в углы параллелепипеда, в которых происходит частичная концентрация пыли при выходе из диффузора. За счет плоской поверхности широкого основания рассекателя, на его выходном торце образуется зона разрежения, в которую подтягиваются по центру периферийной камеры сгорания за счет обратных токов горячие топочные газы из центральной камеры сгорания. Подогрев также происходит за счет лучистой составляющей факела центральной камеры сгорания через перепускное окно, что еще больше увеличивает температуру внутри муфеля (по произведенным замерам до 1200 °С). На рис. 4.24 изображен продольный разрез усовершенствованного растопочного горелочного устройства для сжигания пыли высокой концентрации. Горелочное устройство содержит сопло 1 подачи пыли высокой концентрации (ПВК) с расширяющейся конической частью 2 на выходном торце 3 и коническим рассекателем 4 внутри ее, заведенное внутрь циркуляционной трубы 5 с образованием кольцевого зазора 6 между ними, которая, в свою очередь, заведена в горелочный насадок 7 с кольцевым зазором 8 , пристыкованный выходным торцом 9 к амбразуре 10 топки 11 котла, а входным торцом 12 – к воздушному коробу 13 , соединенному с источником 14 горячего воздуха, при этом в циркуляционную трубу 5 дополнительно заведены сопла 15 подачи высоконапорного воздуха, подключенные к источнику 16 высоконапорного воздуха, и лопаточный завихритель17 с регулируемым поворотом лопаток, установленный в кольцевом зазоре 6 между выходным торцом 3 сопла 1 подачи пыли высокой концентрации (ПВК) и циркуляционной трубой 5, заглушенной с входного торца вертикальной кольцевой вставкой 18, соединенной с конической частью 2 сопла 1 подачи пыли высокой концентрации (ПВК) с образованием воздушного коллектора 19 внутри циркуляционной трубы 5, к которому со стороны входного торца циркуляционной трубы 5 введены сквозь воздушный короб 13 и кольцевую вставку 18 указанные сопла 15 подачи высоконапорного воздуха, выходные торцы которых расположены в плоскости входных торцов циркуляционной трубы 5 и горелочного насадка 7. Конический рассекатель 4 может быть зафиксирован в расширяющейся конической части 2 сопла 1 подачи ПВК с помощью плоских пластин 20 с образованием расширяющегося конусного канала 21, ограниченного плоскостью тупого торца 22 рассекателя 4. 131

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис.4.24. Усовершенствованное растопочное горелочное устройство для пыли высокой концентрацией в топке котла: 1 – сопло подачи пыли высокой концентрации (ПВК): 2 – коническая часть сопла 1; 3 – выходной торец сопла 1; 4 – рассекатель; 5 – циркуляционная труба; 6, 8 – кольцевые зазоры; 7 – горелочный насадок; 9 – выходной торец горелочного насадка 7; 10 – амбразура; 11 – топка котла; 12 – входной торец горелочного насадка 7; 13 – воздушный короб; 14 – источник горячего воздуха; 15 – сопла подачи высоконапорного воздуха; 16 – источник высоконапорного воздуха; 17 – лопаточный завихритель; 18 – вертикальная кольцевая вставка; 19 – воздушный коллектор; 20 – плоские пластины; 21 – конусный канал; 22 – тупой торец рассекателя 4

Горелочное устройство работает следующим образом. Пыль высокой концентрации (ПВК) через сопло 1 поступает внутрь циркуляционной трубы 5, куда одновременно подается высоконапорный воздух через сопла 15 от источника 16 через воздушный коллектор 19 и регулируемые поворотные лопатки завихрителя 17. В циркуляционной трубе 5 компоненты горючей смеси смешиваются и воспламеняются за счет подсоса внутрь циркуляционной трубы 5 горячих топочных газов из топки 11 и лучистой составляющей факела топки, проникающей в циркуляционную трубу 5 через амбразуру 10 топки 11. При этом температура внутри циркуляционной трубы 5 может достигать 1200 °С . Подсос газов из топки происходит за счет разрежения, создаваемого тупым торцом 22 рассекателя 4 при обтекании его ПВК по расширяющемуся конусному каналу 21, так как происходит срыв потока по всему 132

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... периметру тупого торца 22 рассекателя 4. Оптимальная растопочная концентрация по воздуху создается за счет поворота лопаток завихрителя 17, регулирующего поступление воздуха в циркуляционную трубу 5 из воздушного коллектора 19, а оптимальная растопочная концентрация по пыли создается за счет падения концентрации ПВК до растопочной при движении ПВК внутри расширяющегося конусного канала 21 до поступления пыли в циркуляционную трубу 5, при этом воздух не примешивается к пыли. После воспламенения пыли она из циркуляционной трубы 5 поступает в горелочный насадок 7, где смешивается с вторичным воздухом, поступающим из воздушного короба 13 от источника 14 горячего воздуха по кольцевому зазору 8, и далее пыль поступает через амбразуру 10 в топку 11 котла. В результате четкого расчета оптимальной растопочной концентрации компонентов горючей смеси, которая достигается по воздуху регулируемым поворотом лопаток завихрителя 17 и по пыли – регулируемым падением концентрации ПВК до растопочной в конусном расширяющемся канале 21, а также путем создания высокой температуры внутри циркуляционной трубы 5 за счет подсоса топочных газов из амбразуры 10 топки 11 котла в циркуляционную трубу 5 и лучистой составляющей факела топки, достигается быстрое воспламенение горючей смеси и полное выгорание пыли без избытка воздуха, что снижает образование окислов азота в отходящих дымовых газах, чем и достигается решение задачи изобретения. На рис. 4.25,а изображен вертикальный разрез топки котла с установкой горелочного устройства с коленообразными выходными участками в торцевой стенке периферийной камеры сгорания в положении «для растопки котла», на рис.4.25,б – вертикальный разрез топки котла с установкой горелочного устройства с коленообразными выходными участками в положении «для подсветки» факелом горелочного устройства надподового пространства центральной камеры сгорания, на рис.4.25,в – горизонтальный разрез топки котла, с установкой горелочного устройства c дугообразными выходными участками в боковой стенке периферийной камеры сгорания. Топка содержит центральную 1 и, по меньшей мере, одну периферийную 2 камеры сгорания, разделенные экраном 3 и сообщающиеся перепускным окном 4, горелочное устройство 5, заведенное внутрь периферийной камеры 1 сгорания через торцевую 6 или боковую 7 стенки периферийной камеры 2 сгорания и содержащее коаксиально установленные циркуляционную трубу 8 и горелочный насадок 9, с образованием кольцевого зазора 10 между ними, в расширенные входные торцы 11 и 12 которых заведены соосно входным участкам с кольцевыми зазорами 13 и 14 коаксиально установленные сопла 15 и 16 подачи, соответственно, пыли высокой концентрации (ПВК) и горячего воздуха. 133

В.А. ДУБРОВСКИЙ Эти сопла подачи соединены с источниками 17 и 18 пыли высокой концентрации (ПВК) и горячего воздуха, при этом сопла 15 и 16 установлены стационарно и неподвижно и жестко скреплены между собой на входных участках. Центральная камера 2 сгорания содержит под 19 и летку 20 для выхода жидкого шлака, размещенные ниже пода 21 периферийной камеры 1 сгорания, выполненной в виде муфеля, причем циркуляционная труба 8 и горелочный насадок 9 жестко скреплены между собой радиальными пластинчатыми вставками 22 и на своих выходных участках выполнены в виде колена 23 или дуги 24 и имеют возможность синхронного осевого поворота относительно сопел 15 и 16 подачи соответственно пыли высокой концентрации и горячего воздуха. В торцевой 6 (или боковой 7) стенке выполнено цилиндрическое отверстие 25, в которое с кольцевым зазором 26 заведены горелочный насадок 9 с циркуляционной трубой 8 внутри, имеющие возможность осевого поворота и продольного осевого перемещения относительно стенки 6 (или 7). При этом в кольцевом зазоре 26 может быть установлен подшипник (не обозначен) для облегчения осевого поворота и продольного осевого перемещения горелочного насадка 9 с циркуляционной трубой 8 внутри. Поворотный узел горелочного устройства 5 размещен вне периферийной камеры 2 сгорания в холодной зоне и включает попарно скрепленные на входных и выходных участках выходные торцы сопел 15 и 16 подачи пыли и воздуха и входные торцы 11 и 12 циркуляционной трубы 8 и горелочного насадка 9, телескопически заведенные друг в друга своими соответственно выходными и входными торцами, выполненными с кольцевыми зазорами 13 и 14 и обеспечивает не только осевой поворот горелочного насадка 9 с циркуляционной трубой 8 внутри относительно стационарных сопел 15 и 16 подачи пыли и воздуха, но и осевое продольное перемещение горелочного насадка 9 и циркуляционной трубы 8 относительно сопел 16 и 15 за счет телескопического исполнения поворотного узла. Внутри периферийной камеры 2 сгорания установлены две запальные горелки 27 – для прогрева муфеля периферийной камеры 2 и для прогрева выходного участка горелочного устройства 5, расположенного внутри периферийной камеры 2, перед растопкой котла, соединенные с источниками 28 и 29 соответственно легковоспламеняющегося топлива и горячего воздуха. Для поворота горелочного устройства 5 установлен рычаг 30 в хомуте 31, охватывающем расширенный входной торец 12 горелочного насадка 9. Горелочное устройство 5 выполнено из термостойкой стали. Топка работает следующим образом: включаются запальные горелки 27 при подаче легковоспламеняющегося топлива и воздуха от источ134

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... ников 28 и 29 топлива и воздуха, прогреваются периферийная камера 2 сгорания и выходной участок горелочного устройства 5, размещенный внутри периферийной камеры сгорания 2.

Рис. 4.25,а. Безмазутное растопочное устройство с поворотной горелкой: 1,2 – центральная и периферийная камеры сгорания; 3 – экран; 4 – перепускное окно; 5 – горелочное устройство; 6, 7 – торцевая и боковая стенки периферийной камеры 2 сгорания; 8 – циркуляционная труба; 9 – горелочный насадок; 10, 13, 14, 26 – кольцевые зазоры; 11,12 – входные торцы циркуляционной трубы 8 и горелочного насадка 9; 15, 16 – коаксиальные сопла подачи пыли высокой концентрации (ПВК) и горячего воздуха17; 18 – источники (ПВК) и горячего воздуха; 19 – под центральной камеры 1 сгорания; 20 – летка; 21 – под периферийной камеры 2 сгорания; 22 – радиальные пластинчатые вставки; 23 – колена; 24 - дуги; 25 – цилиндрическое отверстие; 27 – запальные горелки; 28,29 – источники легковоспламеняющегося топлива и горячего воздуха; 30 – рычаг; 31 – хомут

Затем в растопочном режиме подаются в горелочное устройство 5 пыль высокой концентрации (ПВК) с первичным воздухом и горячий воздух от источников 17 и 18 пыли (ПВК) и горячего воздуха. В растопочном режиме горелочное устройство 5 устанавливается с помощью рычага 30 так, что ось выходного участка его располагается горизон135

В.А. ДУБРОВСКИЙ тально, а после растопки ось выходного участка направляется поворотом рычага 30 на летку 20 центральной камеры 1 сгорания для подсветки факелом горелочного устройства 5 надподового пространства центральной камеры 1 сгорания с целью обеспечения надежной эвакуации жидкого шлака из пода 19 центральной камеры 1 сгорания. Осуществляется синхронный осевой поворот одновременно горелочного насадка 9 и циркуляционной трубы 8, размещенной внутри горелочного 7 насадка, и жестко скрепленного с ним. Для более точного направления факела горелочного устройства 5 на летку 20 осуществляется также осевое синхронное продольное перемещение горелочного насадка 9 с циркуляционной трубой 8 внутри относительно стенки 6 (или 7) периферийной камеры 2 сгорания в зазоре 26 с одновременным осевым продольным перемещением относительно стационарных сопл 15 и 16 подачи пыли и горячего воздуха, обеспечиваемым зазорами 13 и 14 и телескопическим исполнением поворотного узла.

Рис. 4.25,б. Вертикальный разрез топки котла с установкой горелочного устройства с коленообразными выходными участками в положении «для подсветки» факелом горелочного устройства надподового пространства центральной камеры сгорания

136

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... В горелочном устройстве 5 осуществляется ступенчатая подача горячего воздуха и ступенчатое смешение его с пылью, для чего используется система из двух коаксиальных труб – циркуляционной трубы 8 и горелочного насадка 9. Пыль высокой концентрации (ПВК) подается с первичным воздухом в сопло 15, на выходе из которого за счет эжекции подсасывается через кольцевые зазоры 13 вторичный воздух, подаваемый из сопла 16. В циркуляционной трубе 8 происходит турбулентное смешение пыли высокой концентрации со вторичным воздухом для разбавления ПВК до оптимальной растопочной концентрации и далее, на выходном торце циркуляционной трубы 8 пыль смешивается с третичным воздухом, выходящим из выходного торца горелочного насадка 9, где происходит воспламенение пыли от запальной горелки 27.

Рис.4.25, в. Поворотная горелка топки котла, с установкой горелочного устройства c дугообразными выходными участками

137

В.А. ДУБРОВСКИЙ После стабилизации воспламенения запальные горелки 27 отключаются, а после выхода котла на рабочий режим, горелочное устройство 5 направляется осью своего выходного участка с помощью поворота рычагом 30 на летку 20 для подсветки надподового пространства центральной камеры 1 сгорания и обеспечивает вытекание жидкого шлака из летки 20. Таким образом, благодаря возможности поворота и осевого продольного перемещения подвижной части горелочного устройства 5 обеспечивается не только растопка котла, но и подсветка надподового пространства центральной камеры 1 сгорания, что исключает застывание жидкого шлака и, как следствие, перерыв в работе котла, чем и достигается выполнение задачи изобретения, при этом поворотный узел вынесен за наружную стенку периферийной камеры 2 сгорания в холодную зону, что обеспечивает надежность его работы. На рис. 4.26,а,б,в изображена принципиальная схема универсального горелочного устройства. Горелочное устройство содержит растопочную горелку 1, включающую циркуляционную трубу 2 с муфелем 3, размещенную в воздушном коробе 4, перед входным торцом которой установлено кольцевое сопло 5 подачи пыли высокой концентрации (ПВК), сопло 6 горячего воздуха, тангенциально пристыкованное к кольцевому соплу 5, и растопочная мазутная форсунка 7, установленная внутри кольцевого сопла 5 подачи ПВК, заведенного через фронтальную стенку 8 воздушного короба внутрь муфеля 3 циркуляционной трубы 2, а с противоположной стенки 9 воздушного короба 4 к нему пристыкован входным торцом горелочный насадок 10, выходной торец которого заведен внутрь амбразуры 11 горелочного устройства топки 12 котла, при этом оси циркуляционной трубы 2 и горелочного насадка 10 установлены горизонтально и диаметры их одинаковы. Горелочное устройство содержит также дополнительную горелку 13 с коаксиальными соплами 14 и 15 подачи ПВК и горячего воздуха, ось которой направлена на под (не обозначен) камеры сгорания топки 12 котла под острым углом к оси растопочной горелки 1. К соплу 14 подачи ПВК соосно может быть пристыковано сопло 6 подачи горячего воздуха для создания растопочной концентрации пыли на выходе из дополнительной горелки 13. Оси циркуляционной трубы 2 и горелочного насадка 10 установлены эксцентрично относительно друг друга и лежат в одной вертикальной плоскости с образованием между циркуляционной трубой и горелочным насадком в верхней их части зазора 16, через который в горелочный насадок 10 растопочной горелки 1 заведен выходной торец указанной дополнительной горелки 13, ось которой лежит в этой же вертикальной плоскости, при этом выходной и входной торцы внутренних поверхностей соответственно муфеля 3 и горелочного насадка 10 в нижней их части состыкованы между собой заподлицо, а входной торец допол138

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... нительной горелки 13 заведен внутрь воздушного короба 4 через его фронтальную стенку 8 над муфелем 3 циркуляционной трубы 2. Муфель может быть выполнен из фасонных клиновых кирпичей, фиксируемых в кожухе 17 муфеля 3, выполненном для удобства монтажа из нижнего и верхнего полуцилиндров 18 и 19, состыкованных в горизонтальной плоскости, при этом нижний полуцилиндр 18 установлен под муфелем 3 и закреплен на противоположных стенках воздушного короба 4, а верхний размещен над муфелем 3 и может быть выполнен из разъемных полуколец.

Рис. 4.26,а. Принципиальная схема универсального горелочного устройства: 1 – растопочная горелка; 2 – циркуляционная труба; 3 – муфель; 4 – воздушный короб; 5 – кольцевое сопло подачи пыли высокой концентрации (ПВК); 6 – сопло горячего воздуха; 7 – растопочная мазутная форсунка; 8, 9 – стенки воздушного короба 4; 10 – горелочный насадок; 11 – амбразура; 12 – топка котла; 13 – дополнительная горелка; 14, 15 – коаксиальные сопла подачи ПВК и горячего воздуха; 16 – зазор; 17 – кожух муфеля 3; 18,19; – нижний и верхний полуцилиндры кожуха 17; 20 – откос: 21 – боковины; 22,23 – пылепроводы; 24 – источник ПВК; 25 – трехходовой кран; 26,27 – патрубки; 28,30 – кольцевые крышки; 29 – запальник; 31 – гляделка; 32 – источник горячего воздуха.

139

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис.4.26, б. Поперечный разрез универсального горелочного устройства

При необходимости с целью увеличения подачи воздуха проходное сечение зазора 16 может быть расширено за счет выполнения на воздушном коробе 4 откоса 20 в виде прилива с боковинами 21, скашивающего прямой угол в месте стыка воздушного короба 4 с горелочным насадком 10 в верхней его части. Сопла 5 и 14 подачи ПВК в растопочную и дополнительную горелки 1 и 13 соединены соответственно пылепроводами 22 и 23 с источником 24 ПВК через трехходовой кран 25, причем выходной торец растопочной мазутной форсунки 7 установлен внутри кольцевого сопла 5 подачи ПВК в растопочную горелку. Кольцевое сопло 5 подачи ПВК выполнено соосно муфелю 3 и размещено между коаксиальными внешним и внутренним патрубками 26 и 27, открытыми в муфель 3, и заглушено плоской кольцевой крышкой 28 с наружной стороны. К патрубку 26 тангенциально подсоединены пылепровод 22 ПВК и воздушное сопло 6. Внутри патрубка 27 размещены выходной торец растопочной мазутной форсунки 7 и запальник 29, 140

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... заведенные через плоскую круглую крышку 30, установленную с наружной стороны с гляделкой 31. Воздушный короб 4 соединен с источником 32 горячего воздуха. Горелочное устройство работает следующим образом: с помощью запальника 29 поджигается мазут в растопочной мазутной форсунке 7 и прогревается муфель 3 растопочной горелки 1.

Рис.4.26, в. Разрез Б-Б универсального горелочного устройства

После прогрева муфеля 3 до температуры самовоспламенения пыли в растопочном режиме на раскаленные стенки муфеля 3 через кольцевое сопло 5 тангенциально подается ПВК, поступающая от источника 24 ПВК через трехходовой кран 25 и пылепровод 22, и горячий воздух через сопло 6. Аэросмесь воспламеняется при контакте со стенками муфеля 3 и поступает в горелочный насадок 10, в который через зазор 16 поступает горячий воздух из воздушного короба 4. При контакте с воздухом горючие летучие, выделившиеся из топлива в муфеле 3, воспламеняются и своим факелом поджигают коксовую основу, догорающую в камере сгорания топки 12 котла. После растопки котла растопочная мазутная форсунка 7 отключается, а поступающая от источника 24 ПВК трехходовым краном 25 постепенно переключается на сопло 14 подачи ПВК через пылепровод 23 на дополнительную горелку 13, в которую через сопло 15 подается горячий воздух. В факеле растопочной горелки 1 пыль, выходящая из выходного торца дополнительной 141

В.А. ДУБРОВСКИЙ горелки 13, воспламеняется и поступает в камеру сгорания топки 12, в ее надподовое пространство, где сгорает и подсвечивает жидкий шлак, обеспечивая его безостановочную эвакуацию из летки (не обозначена) топки 12 котла. Предлагаемое техническое решение позволяет с помощью одного горелочного устройства, содержащего две горелки – растопочную и дополнительную – повысить эффективность и экономичность воспламенения топлива и обеспечить надежное вытекание жидкого шлака из камеры сгорания топки котла.

Рис. 4.27. Растопочное горелочное устройство с индуктором в предтопке котла: 1 – источник угольной пыли; 2 – растопочная горелка; 3, 4 – основной и байпасный пылепроводы; 5 – запально-сигнальное устройство; 6 – линия горячего воздуха; 7 – индуктор; 8 – катушка; 9 – магнитопровод; 10 – кольцевой канал; 11 – воздушный зазор; 12, 13 – входной и выходной патрубки кольцевого канала; 14 – электроизоляция; 15 – термоизоляция; 16 – периферийная камера сгорания; 17 – центральная камера сгорания топки котла; 18 – настенный экран; 19 – перепускное окно; 20 – источник легковоспламеняющегося топлива; 21 – наружная стенка кольцевого канала; 22, 23 – радиальные перегородки; 24 – внутренняя стенка кольцевого канала 10

На рис. 4.27 изображена схема безмазутной растопки котла с индуктором. Предлагаемая система растопки содержит источник пыли 1, растопочную горелку 2, запально-сигнальное устройство 5, электронагреватель, выполненный в виде индуктора 7. Растопочная горелка 2 присоединена к периферийной камере сгорания 16, выполненной в виде муфеля и подключенной к центральной топочной камере котла 17, которая отделена от периферийной камеры 16 настенным экраном 18 и сообща142

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... ется с ней перепускным окном 19. Растопка котла работает следующим образом. Включается индуктор 7 и запально-сигнальное устройство 5. Прогревается кольцевой канал 10 и муфель периферийной камеры 16 за счет сгорания в нем легковоспламеняющегося топлива. Затем подается пыль от источника 1, которая за счет центробежной силы отбрасывается к наружной раскаленной стенке 21 кольцевого канала, затем пыль вновь измельчается при ударе об радиальную перегородку 23 и совместно с выделившимися горючими газами через выходной патрубок 13 поступает в растопочную горелку 2, в которой происходит воспламенение горючих газов от пламени запльно-защитного устройства 5. После стабилизации горения факела в растопочной горелке 2 и выхода ее на рабочий режим, запально-сигнальное устройство 5 отключается, а затем отключается индуктор 7. В виду того, что перед подачей в растопочную горелку 2 топки котла прогревается вся пыль, воспламенение происходит более эффективно и обеспечивает безотказность растопки котла, чем и достигается решение задачи данного технического предложения. 4.3.3. Опытно-промышленный образец муфельного предтопка на котле БКЗ-420 140 Красноярской ТЭЦ-2 В лаборатории «Термическая подготовка углей» кафедры «Тепловые электрические станции» Политехнического института Сибирского федерального университета был разработан проект системы термической подготовки КАУ на основе применения муфельного предтопка для организации безмазутной растопки и подсветки факела котла БКЗ-420 Красноярской ТЭЦ-2. В отличие от муфельных предтопков, работающих на ТЭЦ-1, для первоначального разогрева внутренних стен футеровки муфельного предтопка было предложено использовать небольшое количество мазута. В связи с тем что проектные работы были закончены глубокой осенью, когда все котлы БКЗ-420 были уже в эксплуатации возникла проблема выбора места установки муфельного предтопка. Наиболее удачным вариантом стала установка муфельной горелки с задней части котла на высотной отметке 5,6 м. Для этого необходимо было произвести разводку топочных экранов в месте установки муфельного предтопка. Это невозможно было сделать, так как котлы находились в работе. По согласованию с техническим руководством ТЭЦ-2 было принято решение по установке муфеля в ремонтный лаз с левой стороны котла (рис. 4.28). 143

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 4.28. Принципиальная схема муфельной растопки котла БКЗ-420 140 Красноярской ТЭЦ-2: 1 – бункер угольной пыли; 2 – пылепитатель; 3 – переключатель пыли; 4 – пропановый баллон для запально-сигнального устройства ( ЗСУ ); 5 – запально -сигнальное устройство; 6 – мазутная линия; 7 – короб вторичного воздуха; 8 – смеситель; 9 – пылепровод ПВК растопочной линии; 10 – муфельная горелка; 11 – муфельный предтопок

Для наработки опыта эксплуатации системы растопки был специально выбран котел с промежуточным бункером. Это позволило значительно упростить всю систему растопки, так как в противном случае пришлось бы еще заняться наладкой системы заполнения угольной пылью специально смонтированных бункеров. В предложенной системе растопки был зарезервирован один из 16 пылепитателей угольной пыли. Для воспламенения мазута использовалось запально-сигнальное устройство, оборудованное запальником, присоединенным к баллону с пропан-бутаном. С помощью запальнозащитного устройства воспламенялся мазут, который подавался через паромеханическую форсунку производительностью 500 кг/ч. За счет горения небольшого количества мазута нагревалась внутренняя стенка муфеля. Контроль за режимом нагрева муфеля производился с помощью термопар, которые фиксировали значение температуры дымовых газов по длине муфеля и температуру его внутренней стенки. После прогрева муфеля (температура стенки около 500 °С) включался на малых оборотах пылепитатель и угольная пыль высокой концентрации поступала на горение в раскаленный муфельный предтопок. Мазутную форсунку следовало отключить. 144

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... Вторичный воздух подавался по воздуховоду 12. Расход вторичного воздуха регулировался с помощью поворотного шибера через колонку дистанционного управления. Проходя через разогретый муфель, пылеугольная смесь при малом коэффициенте избытка воздуха, подвергалась предварительной термической подготовке и весь образовавшийся газифицированный поток угольной пыли поступал в объем топки котла, где происходило его выгорание и последующий разогрев объема топочной камеры. Опыт эксплуатации муфельного горелочного устройства в течение полутора лет показал высокую его эффективность. Были, конечно, трудности, связанные в основном с забиванием пылепровода в период пуска муфельного предтопка. При поступлении угольной пыли в непрогретый пылепровод диаметром 76 мм происходило ее налипание. Наряду с этим был получен не предусмотренный нами положительный эффект, а именно был обеспечен стабильный режим вытекания жидкого шлака левого предтопка, в то время как в правом предтопке котла, который не был оборудован системой муфельной растопки, эта проблема стояла очень остро. Объясняется это следующимими причинами. При выполнении проекта возникла дополнительная проблема расположения горелочного устройства относительно муфельного предтопка. По проекту требовалось горизонтальное расположение горелки муфеля. Этого нельзя было сделать, так как мешали опускные трубы котла, которые бы проходили в непосредственной близости к фронтальной стенки муфеля. Было принято единственно правильное решение – установить горелочные устройства муфеля под наклоном вниз. Все это привело к тому, что, когда в топку котла начинал поступать ирша -бородинский уголь ухудшенного качества, т.е. повышенной зольности и, соответственно, с высокими плавкостными характеристиками минеральной части, эксплуатационный персонал включал пылепитатель на муфельный предтопок и пламя из муфеля, направленное на под топочной камеры котла, резко повышало температуру над подом и вытекание жидкого шлака стабилизировалось. Таким образом, муфельный предтопок выполняет еще и роль подовой горелки, нормализуя выход жидкого шлака. При этом отпадает необходимость крайне неэффективной подсветки пламени мазутом, так как штатные мазутные форсунки установлены горизонтально и требуется очень длительное время и огромный расход мазута, чтобы поднять температуру в нижней части топочной камеры до необходимой величины для обеспечения нормального вытекания жидкого шлака. 145

В.А. ДУБРОВСКИЙ 4.3.4. Система термоподготовки для организации муфельной растопки котлов Томь-Усинской ГРЭС При растопке прямоточных котлов ПК-40-1 расходуется значительное количество мазута по сравнению с барабанными котлами той же мощности. Поскольку ТЭС Кузбасса в последние годы работают на каменных углях с высоким выходом летучих веществ (35–40%), появилась возможность разработки и внедрения системы термоподготовки для организации муфельной безмазутной растопки котлов ПК-40-1.

Рис. 4.29. Система муфельной растопки корпуса А котла ст.№12 Томь-Усинской ГРЭС.

По предложению технического руководства Т-У ГРЭС муфельные предтопки были установлены взамен штатных пылеугольных горелок на котле ст.№12, корпус 12А (рис. 4.29) и на корпусе 12Б. Муфельные горелки были оборудованы пароакустическими форсунками малой мощности, которые хорошо зарекомендовали себя при 146

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... эксплуатации. Запально-сигнальные устройства (ЗСУ), установленные на муфелях корпуса 12Б, были заменены на наиболее надежные в работе запально-сигнальные устройства (ЗСУ) на корпусе 12А. Принцип работы системы растопки аналогичен тому, что был впервые реализован КГТУ на котле БКЗ-420 Красноярской ТЭЦ-2. Однако имеются существенные отличия в конструктивном оформлении муфельных горелочных устройств, которые позволяют использовать их в качестве растопочных, так и при работе котла в качестве основных горелок. Опыт эксплуатации разработанных горелочных устройств показал, что происходит небольшое снижение концентрации оксидов азота в дымовых газах (на 60–85 мг/м3), что явилось прекрасным подтверждением результатов исследований, проведенных в лаборатории «Термическая подготовка углей» на полупромышленной экспериментальной установке кафедры ТЭС ПИ СФУ. Экологический эффект получен небольшой потому, что из десяти горелок каждого корпуса котла переоборудованы были нами всего только две горелки. Согласно исследованиям КГТУ снижение оксидов азота может быть достигнуто в два раза при переводе всех горелочных устройств на разработанную систему растопки. Таким образом, установленные горелочные устройства выполняют тройную роль, а именно используются как в качестве растопочных, так и основных горелок с одновременным снижением оксидов азота. Следует отметить, что это первый случай в энергетике России, когда растопочные горелки используются в качестве основных пылеугольных горелок при сжигании каменных углей. Внедрение разработанной системы термоподготовки углей перед сжиганием на ТЭС резко сокращает затраты на сооружение горелочных устройств котла, так как в этом случае не требуется разводки топочных экранов для установки растопочных муфелей которые бы использовались только при пуске котельного агрегата, а при работе котла оставались в резерве. Иными словами по сути на двух корпусах котла ПК-40-1 (ст. № 12) Томь-Усинской ГРЭС произошла замена одного типа штатных горелок на другой с дополнительной возможностью их использования в качестве растопочных. Таким образом, разработанная система термоподготовки углей перед сжиганием в условиях ТЭС позволяет иметь малозатратное (без разводки топочных экранов) горелочное устройство, работающее в двух режимах: растопочном и рабочем с одновременным снижением оксидов азота. Кроме того, в данном случае нет необходимости в установке дополнительного оборудования, что характерно при использовании плазмотронов или системы электророзжига. Это является существенным 147

В.А. ДУБРОВСКИЙ отличием от разработанной и внедренной КГТУ на Красноярской ТЭЦ-1 системы электрорастопки, защищенной авторским свидетельством на изобретение [1], которая не позволяет совместить в растопочной горелке два режима работы. 4.3.5. Универсальная горелка для котлов ПК-40-1 Беловской ГРЭС По согласованию с руководством Беловской ГРЭС было принято решение систему муфельной растопки с разводкой топочных экранов не внедрять в связи с большим объемом работ по замене труб СРЧ. Поэтому была разработана и защищена патентом на изобретение [7], оригинальная система растопки с разработкой универсальной горелки, совмещенной с основной горелкой (рис.4.30). Муфель 1 изготовлен из клинового огнеупорного кирпича, расположенного в металлическом корпусе. Устройство подвода вторичного воздуха 2 выполнено в виде металлического короба, внутри которого эксцентрично установлен муфель/ Мазутная форсунка и защитно-сигнальное устройство вставляются в муфель и крепятся на фланцах. Оси их пересекаются внутри муфеля для обеспечения надежного воспламенения мазута. Для контроля за температурой в обмуровке и внутри муфеля установлены гильзы с термопарой с выходом сигнала на щит управления. Расчетная техническая характеристика горелки – Тепловая мощность – 21 Гкал/час; – топливо – кузнецкий каменный уголь; – расход топлива – 6 т/ч; – способ зажигания пылеугольной смеси – ультразвуковой паромеханической форсункой ФУЗ 350 НПП «Внедрение» от существующей схемы подачи мазута; – номинальная тепловая мощность форсунки – 2 МВт; – тип запально-сигнального устройства – ЗСУ-ПИ-45-1. Пуск горелки в работу После подготовки к пуску основного и вспомогательного оборудования котлоагрегата производится подготовка к розжигу универсальной горелки, т.е. проверка готовности схем подачи воздуха, ПВК, мазута и газа: 148

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... – перед розжигом горелки топка и газоходы должны быть провентилированы согласно инструкции по растопке котла; – проверить наличие угольной пыли в растопочном бункере, уровень которого должен быть не менее 3 м. (т.е. лампочки нижнего аварийного уровня пыли не должны гореть); – открыть шибер перед пылепитателем универсальной горелки; – открыть вентиль сжатого воздуха на смесителе; – собрать электрическую схему на воздуходувки; – включить в работу основную воздуходувку и открыть задвижку на выходе из воздуходувки; – убедиться по перепаду давлений на расходомерной шайбе о наличии воздуха в системе ПВК (перепад давлений должен составлять не менее 80 и не более100 мм.вод. столба). – открыть задвижку на трубопроводе подачи первичного воздуха в муфель на 10 % по У.П. (20 мм. вод. столба); – включить в работу приборы контроля за температурой в горелке, давлением первичного и вторичного воздуха, разряжением в топке; – собрать схему подачи мазута и пара к мазутной форсунке муфеля; – открыть пар на растопочную мазутную форсунку; – отключить запально-сигнальное устройство (ЗСУ); – убедившись в устойчивом горении газа в муфеле, включить мазутную форсунку постепенно открывая вентиль подачи мазута; – отрегулировать соотношение «пар – мазут» растопочной горелки; – воздействуя на подачу мазута и вторичного воздуха отрегулировать горение так, чтобы оно было полным и бездымным, а факел устойчивым и достаточны мощным для воспламенения ПВК в муфельной горелке; – при контроле температуры стенки муфеля термопару убрать в тело футеровки муфеля во избежание ее пережога; – прогреть стенки муфеля до температуры не менее 600 °С и, убедившись в устойчивом горении мазута, включить в работу пылепитатель подачи топлива на растопочную горелку на минимальных оборотах (120–150 оборотов в минуту) и проследить за воспламенением угольной пыли в горелке визуально и по показаниям вторичного прибора на щите управления; – открыть шибер подачи вторичного воздуха на горелку и отрегулировать его расход таким образом, чтобы горение было устойчивым, а сгорание полным; – через 5–10 минут устойчивого горения пыли в горелке мазутную форсунку можно отключить, наблюдая за температурой дымовых газов в конце муфеля, которая должна быть в пределах – 800 – 950 °С. – включение основной рабочей горелки расположенной вблизи от растопочной, производить согласно инструкции по растопке котла; 149

В.А. ДУБРОВСКИЙ – в рабочий режим горелки можно переводить при достижении паропроизводительности котла более 30% от номинальной, путем открытия распределителя воздушной смеси на основной трубопровод горелки; – при контроле температуры дымовых газов термопару после проведения замера убрать в тело футеровки муфеля во избежание ее пережога.

Рис. 4.30. Принципиальная схема универсальной горелки: 1 – муфель; 2 – устройство подвода вторичного воздуха; 3 – устройство подвода ПВК; 4 – клапан распределения пылевоздушной смеси; 5 – подвод первичного воздуха; 6 – мазутная паромеханическая форсунка ФУЗ-350 НПП «Внедрение»; 7 – защитно-сигнальное устройство ЗСУ; 8 – амбразура выхода пламени в топку; 9 – шибер регулирования подачи вторичного воздуха; 10 – трубопровод подачи ПВК в топку; 11 – трубопровод подачи ПВК в муфель; 12 – лючок для визуального контроля за воспламенением угольной смеси

Контроль горелки во время ее работы Во время работы горелки необходимо следить за следующими параметрами: – температурой газа на выходе из горелки, которая не должна превышать 450 °С; – бесперебойной подачей угольной пыли пылепитателями; – расходом сжатого воздуха; – разрежением вверху топки, которое должно быть устойчивым (3 мм вод. ст.) 150

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... В случае забивания угольной пылью пылепровода, что можно определить по сокращению расхода сжатого воздуха, снижению температуры газа в горелки, перегрузке пылепитателя, необходимо немедленно остановить пылепитатель и продуть пылепровод, включив в работу ЗСУ. Останов горелки в резерв Для того чтобы остановить горелку в резерв, необходимо отключить пылепитатель и продуть пылепровод. Расход пара на мазутную форсунку оставит минимальным для ее охлаждения. Расход вторичного воздуха следует сократить до 10 % по УП (из условия охлаждения). Техника безопасности при обслуживании универсальной горелки – Во время пуска горелки (розжиг мазутной форсунки вручную, подачи пыли и вторичного воздуха и визуальный контроль) обслуживающий персонал должен быть одет в пожарозащитную одежду (огнестойкий костюм, сапоги, рукавицы, защитный шлем); – во время контроля за режимом горения персонал должен надевать каски с защитным козырьком и рукавицы. Находиться длительное время около смотрового лючка запрещается. После осмотра лючок должен быть закрыт на защелку. ПТБ при включении питателей пыли на муфеле – Убедиться в плотности закрытия люков, фиксации замков в закрытом положении; – увеличить разряжение в топке до 5–8 мм вод. ст.; – после подачи пыли убедиться в устойчивом горении. ПТБ при расшлаковке абразуры муфеля при работе в режиме основной горелки: – Остановить пылесистему, так как нарушение работы пылесистемы может привести к значительноой нерегулируемой подаче пыли в топку и повышению давления в ней; – продуть пылепроводы муфеля; – закрыть первичный и вторичный воздух на муфеле, поставить в положение «дистанционно» регуляторы: тепловой нагрузки, воздуха, разряжение в топке, увеличить разряжение до 5–8 мм вод. ст.; 151

В.А. ДУБРОВСКИЙ – надеть защитный щиток, слегка обстучать стенку муфеля у места врезки пылепровода, открыть лючок- гляделку, находясь в стороне от него; – после вентиляции муфеля через лючок-гляделку произвести расшлаковку амбразуры муфельной горелки. При эксплуатации топок котлов, оборудованных муфельными горелками, запрещается: – открытие люков топки котла при нарушении обмуровки муфельных горелок; – производить растопку котла при нарушении обмуровки муфельных горелок; – поручать расшлаковку муфелей и горелок стажерам машинистов котлов как не имеющим достаточного опыта и знаний по эксплуатации топок котлов. Осмотр летки, прослушивания топки и газоходов котла можно производить только после получения разрешения от начальника смены, или старшего машиниста и принятия соответствующих мер техники безопасности. 4.3.6. Универсальная всережимная горелка для котлов БКЗ-420-140 Красноярской ГРЭС-2 На рисунке 4.31 представлена принципиальная схема разработанного всережимного горелочного устройства, установленного на котле БКЗ-420-140 ст. № 9Б Красноярской ГРЭС-2. Суть предлагаемого технического решения заключается в том, что горелочное устройство содержит растопочную горелку, включающую циркуляционною трубу с горелочным насадком. Перед входным торцом циркуляционной трубы установлено кольцевое сопло подачи пыли высокой концентрации (ПВК), снабженное тангенциальными патрубками подачи пыли высокой концентрации и высоконапорного воздуха. При этом внутрь кольцевого сопла подачи пыли высокой концентрации заведено аксиальное сопло слабонапорного воздуха с регулируемым шибером. Входной участок кольцевого воздушного сопла подключен к воздушной магистрали через регулирующий шибер, а выходной торец заведен внутрь амбразуры горелочного устройства топки котла. Электронагреватели размещены между циркуляционной трубой и кольцевым воздушным соплом и выполнены в виде блоков, установленных в цилиндрических каналах в плотном контакте с циркуляционной трубой и обечайкой. 152

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ...

Рис. 4.31. Всережимное горелочное устройство: 1 – растопочная горелка; 2,4,7 – сопла; 3 – циркуляционная труба; т5, 6 – патрубки; 8, 16 – шибера; 9 – насадок; 10 – амбразура; 11 – топочная камера котла; 12 – блок электронагревателей; 13 – канал; 14 – обечайка; 15 – воздушная магистраль; 17 материал с высокой теплопроводностью

153

В.А. ДУБРОВСКИЙ Горелочное устройство содержит растопочную горелку 1, включающую коаксиально установленные кольцевое воздушное сопло 2 и циркуляционною трубу 3, размещенную внутри сопла 2, перед входным торцом которой установлено кольцевое сопло 4 подачи пыли высокой концентрации (ПВК), заведенное внутрь циркуляционной трубы 3. Кольцевое сопло 4 снабжено тангенциальными патрубками 5 и 6 подачи пыли высокой концентрации (ПВК) и высоконапорного воздуха. Внутрь кольцевого сопла 4 заведено аксиальное сопло 7 слабонапорного воздуха с регулирующим шибером 8, а к выходному торцу циркуляционной трубы 3 пристыкован горелочный насадок 9. Выходной торец кольцевого воздушного сопла 2 заведен внутрь амбразуры 10 горелочного устройства топки 11 котла. Горелочный насадок 9 размещен внутри кольцевого воздушного сопла 2, а электронагреватели выполнены в виде блоков трубчатых электронагревателей 12, установленных в цилиндрических каналах 13 внутри кольцевого воздушного сопла 2 в плотном контакте с циркуляционной трубой 3 вдоль всей боковой поверхности циркуляционной трубы и обечайкой 14. Входной участок кольцевого сопла 2 соединен с воздушной магистралью 15 через регулирующий шибер 16, а свободное пространство 17 между цилиндрическими каналами 13 заполнено материалом с высокой теплопроводностью. Горелочное устройство работает следующим образом: включаются блоки 12 трубчатых электронагревателей, и прогревается циркуляционная труба 3 растопочной горелки 1. После прогрева циркуляционной трубы 3 до температуры самовоспламенения пыли в растопочном режиме на раскаленные стенки циркуляционной трубы 2 через кольцевое сопло 4 тангенциальными патрубками 5 и 6 подается пыль высокой концентрации (ПВК) и высоконапорный воздух для закрутки аэросмеси. Аэросмесь воспламеняется и горит в присутствии слабонапорного воздуха, подаваемого из аксиального воздушного сопла 7, регулируемого шибером 8. После этого аэросмесь поступает в горелочный насадок 9 и далее в топку 11 котла, куда из кольцевого воздушного сопла 2 подается третичный воздух, обеспечивающий воспламенение выделяющихся из топлива в циркуляционной трубе 2 летучих горючих, которые своим факелом поджигают коксовую основу, догорающую в топке 11 котла. После растопки котла блоки трубчатых электронагревателей 12 отключаются, а горелочное устройство работает в режиме штатной горелки. Промышленные испытания горелочного устройства показали высокую эффективность его работы. Предлагаемое техническое решение имеет целый ряд преимуществ, в результате чего: 154

4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ... – повышается эффективность и экономичность растопки котла за счет исключения дополнительных устройств для электронагрева (например, генераторов высокой частоты или трансформаторов); – повышается коэффициент использования растопочных горелок до 100 %. за счет установки горелок двойного назначения взамен штатных горелок, которые можно использовать в качестве растопочных и основных; – снижаются эксплуатационные затраты на муфельные горелки; – повышается надежность работы растопочных муфельных горелок за счет постоянного охлаждения корпуса муфеля потоком вторичного воздуха; – увеличивается коэффициент использования установленной мощности и надежности работы котельного оборудования за счет обеспечения вытекания жидкого шлака и ликвидации затрат на расшлаковку топочных камер котлов; – не требуется разводка топочных экранов; – снижаются оксиды азота; – повышается надежность в работе; – не требуется громоздкое мазутное хозяйство.

155

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА 5.1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЖИГАНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА Первые исследования, посвященные водоугольному топливу были выполнены в Институте горючих ископаемых (ИГИ) и Энергетическом институте (ЭНИН) еще в середине ХХ века и даже ранее [1–4]. Уже тогда была разработана технология утилизации загрязняющих окружающую среду дисперсных угольных шламов, которые образуются в процессах обогащения, гидравлической добычи и гидротранспортирования угля из шахты. Из-за высокой стабильности и дисперсности шламовых суспензий требуются значительные затраты на их обезвоживание. Прямое (без предварительного обезвоживания) сжигание шламовых суспензий в тепловых агрегатах решило бы проблему их утилизации. Предполагалось, что в определенных условиях это может оказаться выгоднее и технологичнее, чем сжигание дисперсного угля, выделяемого посредством обезвоживания и высушивания шламовых суспензий. В техноэкономических расчетах эффективности прямого сжигания было принято, что стоимость угольных шламов мала по сравнению с другими затратами на их переработку в технологически приемлемое топливо. Все предложенные технологии прямого сжигания шламовых суспензий оказались экономически несостоятельными, а экологические аспекты проблемы – социально тревожными и значимыми. Практическое использование шламовых угольных суспензий осложнено также их неоднородностью вследствие различного проис156

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА хождения, местонахождения, условий содержания и хранения. Проекты прямого сжигания шламовых угольных суспензий не были реализованы. К настоящему времени построенные установки демонтированы. Наряду с технологией прямого сжигания шламов была разработана и технология получения топливных суспензий – водоугольного топлива (ВУТ) из кондиционного рядового угля. В отличие от угольных шламов минералогический состав и свойства рядового каменного угля регламентированы, количество угля заданного состава практически не ограничено. Поэтому изготовление из него ВУТ менее затруднительно. Водоугольное топливо рассматривали как доступную, хотя и неполноценную, замену энергетических продуктов гидрогенизации угля. Способы получения углеводородных жидкостей из угля посредством его гидрогенизации известны. Однако эти способы по всем разработанным к настоящему времени технологиям недостаточно совершенны; получаемые в опытно-промышленных установках жидкие топлива по стоимости неконкурентоспособны с нефтепродуктами. Проблема ВУТ базируется на том факте, что промышленные запасы угля значительно шире и равномернее распространены по земному шару, чем совокупные запасы нефти и газа, а в энергетическом эквиваленте многократно их превосходят. Огромные залежи угля сосредоточены в России, Китае, США, Австралии, Канаде, ЮАР и во многих других странах. Добыча и транспортирование угля на любые, особенно дальние, расстояния механизированы и четко организованы. Поэтому перспектива использования угля, сжигаемого как жидкое топливо, вместо нефтепродуктов для уменьшения зависимости промышленных стран от поставок нефти представлялась весьма заманчивой. Потенциальная экономичность угольного топлива определяется относительно низкой стоимостью энергии, получаемой при его сжигании на ТЭС – примерно 1,5 дол. за 1 МДж для битуминозного угля против 4,5 дол. за 1 МДж для мазута. Отношение к проблеме и ассигнования на разработку суспензионных угольных топлив в разных странах определялись конкретным состоянием и степенью обеспечения местными энергоносителями, а также соотношением затрат на производимую в них энергию из добываемого и привозного угля, нефти и газа. Во всех странах целью программ по созданию нефте - и газозаменяющих видов топлива не только суспензионно-угольного (СУТ)] было обеспечение как экономической независимости, так и экологической безопасности. Тематика по ВУТ стала особенно популярной в 70-х годах ХХ века. Задача состояла в разработке технологий приготовления ВУТ такого качества, чтобы с наименьшими издержками можно было заменить им мазут в энергетических агрегатах. Проектировали также трубопроводное 157

В.А. ДУБРОВСКИЙ транспортирование ВУТ на дальнее расстояние; разрабатывали технологию применения ВУТ в двигателях внутреннего сгорания (ДВС) и вместо угля в газогенераторах. Был также выполнен значительный объем работ по замене угля на ВУТ в тепловых котельных. Предполагали этим уменьшить объем вредных выбросов. В структуре энергетического баланса России в 2010 г. мазут и газ составили примерно 70 %, причем в европейской части – более 86 %. На долю газа в настоящее время приходится примерно 61 % производства электроэнергии. Доля угля в производстве электроэнергии в России составляет около 26 %. Ее увеличение за счет уменьшения доли газа более чем актуально. Перевод на угольное топливо мазутных и газовых ТЭС и котельных экономически перспективен еще и потому, что освободит для экспорта высокоценные энергоносители. Следует отметить, что структура внутренних цен в Европейской части России на энергоносители неблагоприятна для замещения углеводородного топлива углем. Так, в средней полосе России цена рядового каменного угля Кузбасса со средней теплотой сгорания примерно 17–20МДж/кг составляет 1800 руб/т, а цена мазута со средней теплотой сгорания 42 МДж/кг – более 10000 руб/т. Невыгодность замены мазута кузнецкими углями в Европейской части России очевидна. Для России наиболее актуальна проблема доставки угля из Кузбасса на Урал и в ее Европейскую часть. Угольные месторождения Европейской части России в значительной мере или полностью исчерпаны. Добыча угля обходится непомерно дорого из-за бедности пластов и большой глубины их залегания. Доставка угля из Кузбасса в центральные районы страны практически утраивает стоимость угля. Поэтому для России, как и для Китая и США (стран с развитыми сетями железнодорожного и водного транспорта), экономически актуально создание сетей гидротранспортирования угля и технологии получения угольного моторного топлива для транспортных двигателей. В Институте горючих ископаемых, НПО «Гидротрубопровод» и других научных центрах выполнен значительный объем работ по созданию технологии приготовления, транспортирования и сжигания ВУТ из рядового угля разных марок. Был спроектирован и построен опытно-промышленный комплекс, который включал в себя терминал на Беловской ГРЭС приготовления ВУТ расчетной производительностью 400 тыс. т/год, трубопровод длиной 262 км и терминал приема и сжигания ВУТ на ТЭС в Новосибирске. Определенный опыт применения ВУТ накоплен также в некоторых странах, в том числе в Китае и США. Китай занимает первое место 158

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА в мире по объему добычи и потреблению угля (более 1 млрд т/г), почти вся его энергетика (95 %) основана на нем. Одной из проблем Китая является транспортирование угля от мест его добычи к местам потребления, причем трассы доставки часто проходят по пересеченной местности, и поэтому наиболее выгодным может оказаться трубопроводный транспорт водных суспензий. Кроме того, Китай заинтересован в экспорте угля в Японию и другие страны Тихоокеанского региона, топливные ресурсы которых весьма ограничены. Морские перевозки угля в составе суспензии, ее загрузка в танкеры, выгрузка и сжигание по жидкостной схеме представлялись экономически рациональными. В течение нескольких лет Китай совместно с Японией разрабатывает проекты приготовления в Китае угольных суспензий и транспортирования их танкерами к прибрежным ТЭС Японии, где они используются совместно с мазутом или вместо него. Часть этих проектов прошла завершающую стадию и реализована в промышленном масштабе. В США ежегодно добывают примерно 900 млн т угля, из которых 85 % используют для получения электроэнергии. Угольные ТЭС обеспечивают примерно 65 % всего ее производства, еще 25 % – АЭС и ГЭС. И только примерно 10 % электроэнергии вырабатывают путем сжигания нефтепродуктов и природного газа на ТЭС и в дизельных генераторах. Для США наиболее актуальны разработки моторных угольных топлив для транспортных двигателей – основных потребителей добываемой в стране и импортируемой нефти. Как и в Китае, в США перспективным считали танкерное транспортирование водоугольной суспензии (ВУС) в страны Тихоокеанского побережья. Трубопроводное транспортирование угля расценивали в основном как альтернативу железнодорожному транспорту с его высокими тарифами. В США успешно действуют трубопроводы, которые транспортируют не суспензию, а угольную пульпу. В отличие от ВУС ее обезвоживают на конечном терминале с последующим сжиганием угля по пылеугольной технологии. Опытный трубопровод для транспортирования ВУС был построен, но так и не введен в эксплуатацию, поскольку компания, владеющая проходящей параллельно ему железнодорожной дорогой, немедленно снизила тарифы на перевозку угля. В настоящее время трубопровод также переведен на транспортирование угольной пульпы. Промышленные проекты по использованию ВУТ в Европе до настоящего времени не реализованы.

159

В.А. ДУБРОВСКИЙ 5.2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА До настоящего времени топливная политика в теплоэнергетике строилась исходя из минимизации издержек при использовании топлива и повышении его качества и удобства использования. При дороговизне газа и мазута на рынке должно появиться топливо с высокими экологическими показателями, которое, с одной стороны, позволит уменьшить издержки при его приобретении, а с другой – при минимальных капитальных затратах у потребителя [5]. Как показывает опыт России и многих других стран мира, таким топливом может быть водонаполненное угольное топливо, в отечественной литературе чаще носящее название водоугольное топливо (ВУТ) или водоугольные суспензии (ВУС). Водоугольная суспензия – это равномерная смесь мелких частиц угля с водой, обладающая свойством текучести, достаточным для распыливания ее в форсунках для жидкого топлива при организации топочного процесса. В этом случае ВУС называют водоугольным топливом (ВУТ). Водоугольная суспензия никогда не окисляется, ее топливная характеристика постоянная. Минимальная теплота сгорания ВУТ, при которой оно эффективно сгорает, составляет примерно 1500 ккал/кг. Многочисленные исследования показали, что при использовании ВУТ температура воспламенения капель слабо зависит от выхода летучих исходного угля и в зависимости от марки угя она колеблется в пределах 400 – 500 ˚С, вместо 550 – 1050 ˚С для сухого угля. При традиционном сжигании рядового угля поверхность топливных частиц изолирована от кислорода подаваемого на сжигание воздуха слоем сорбированных продуктов реакции угля (углекислотой и др.), для десорбции которых и последующего воспламенения требуется высокий температурный уровень. При сжигании капли водоугольной суспензии она не распадается, а сохраняет свою структуру до полного выгорания углеродистых соединений, при этом зона испарения воды с поверхности распространяется на внутренние слои, где образуется повышенное давление, что приводит к увеличению пористости углеродной матрицы. В результате чистая угольная поверхность после испарения влаги легко вступает в реакцию с кислородом воздуха при более низких значениях температур. По мнению некоторых исследователей, находящаяся в каплях суспензии вода на стадии воспламенения, испаряясь, играет роль ак160

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА тивного промежуточного окислителя и катализатора, за счет чего активизируется реакционная поверхность угольных частиц в капле, что значительно снижает температуру воспламенения топлива. 5.3. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА Эффективность энергетического использования водоугольных суспензий в качестве топлива в топочных камерах котлов многократно определена на примерах опытного сжигания, которое проводилось как в России, так и в других странах в котлах мощностью от 1 до 700 МВт. В ряде стран (США, Швеция, Япония, Китай, Канада, Италия и др.) работают многочисленные установки для приготовления ВУТ производительностью от 5 т/ч и выше. Теория горения водоугольной суспензии была разработана профессором Г.Н. Делягиным. Под его руководством в 60-х годах ХХ века были впервые в СССР созданы опытно-промышленные установки и проведены крупномасштабные экспериментальные работы по сжиганию больших партий водоугольной суспензии на Беловской ГРЭС «Кузбассэнерго» и в Донбассе. В результате этих исследований появилась возможность установить условия, обеспечивающие минимальные потери с механическим недожогом углей. Существуют два направления использования ВУТ: – мощные теплоэнергетические комплексы с трубопроводным транспортом ВУТ на дальние расстояния; – маломощные потребители топлива, разбросанные по территории страны, с дискретной поставкой топлива. В АО «КАТЭКНИИуголь» был проведен ряд работ по получению, транспортированию и сжиганию высококонцентрированных водоугольных суспензий из канско-ачинских углей, углей Дальнего Востока, смесей углей и облагороженных бурых углей. Реально показано, что ВУС из рядовых березовских углей с концентрацией по сухому веществу 42–48% и теплотой сгорания 2200–2500 ккал/кг могут эффективно сжигаться в котлах П-67, установленных на Березовской ГРЭС-1 и предусмотренных для установки на Березовской ГРЭС-2. В настоящее время транспортирование угля от Березовского разреза до БГРЭС-1 осуществляется магистральным конвейером производительностью 25 млн т в год. Однако конвейер более чем наполовину изношен. В относительно недалеком будущем могут иметь место серьезные отказы оборудования. В этом случае дополнительная транспортировка 9 млн т угля в год (при достройке третьего энергоблока) 161

В.А. ДУБРОВСКИЙ будет крайне затруднен или невозможен. Поэтому следует рассмотреть альтернативный вариант транспорта угля на БГРЭС-1. По оценкам АО «КАТЭКНИИугля» экономически оправданным является строительство углепровода с подачей ВУС на БГРЭС-1. В настоящее время существует несколько способов сжигания ВУТ: – факельное – в слоевой топке; – в кипящем слое; – сжигание в предтопках; – факельное сжигание. Сжигание ВУТ в слоевых топочных камерах имеет свои преимущества перед факельным сжиганием, так как не требует большой реконструкции котельной, но с другой стороны возрастают затраты на топливоподачу. Крупномасштабные работы по сжиганию ВУТ были проведены в слоевой топке на котле ЛМЗ Анжерской ЦЭС при сжигании в слое рядового кузнецкого угля марки «ОС», а над слоем ВУТ из отходов этого же угля (рис.5.1) и начала выгорания суспензии.

Рис. 5.1. Схема топочного объема котла близи цепной решетки: а – место ввода суспензии в топку; 1 – зона догорания горючих остатков; II – зона горения кокса; III – зона горения водоугольной суспензии; IV – зона воспламенения и начала выгорания суспензии

Исследования показали, что горящий слой топлива является очень хорошим стабилизатором факела ВУТ, длина которого составляла 2–2,5 м. 162

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА Благодаря высокой излучательной способности факела за счет повышенного содержания водяных паров температурный уровень в топке повысился на 150 – 200 оС, в связи с чем содержание горючих в уносе снизилось на 10 – 15 % [6]. Сжигание ВУТ в топках с кипящим слоем проведены в ГУП НПО «Гидротрубопровод». Проведение этих работ показало, что свойства ВУТ хорошо удовлетворяют требованиям технологии сжигания топлив в кипящем слое. Во-первых, при необходимости ВУТ может содержать соединения кальция для связывания оксида серы. Во-вторых? при сжигании ВУТ в виде и крупных капель кипящий слой наполняется достаточно прочными пористымугольными агломератами, что повышает стабильность и полноту процесса горения топлива (рис. 5.2).

Рис. 5.2. Схема участка сжигания ВУТ: 1 – расходнй бак; 2 – насос; 3 – вариатор; 4 – форсунка ВУТ; 5 – печь с топкой кипящего слоя; 6 – вентилятор; 7 – растопочная горелка; 8 – дутьевой вентилятор

Специальные исследования показали большую целесообразность применения циклонных предтопков и вихревых камер для сжигания ВУТ, так как в них можно организовать длительное пребывание обводненной угольной частицы в зоне высоких температур. Для проведения исследований была выполнена реконструкция котла ДКВр-6,5-13 с установкой вертикального цилиндрического предтопка и воздухоподогревателя (рис. 5.3). 163

В.А. ДУБРОВСКИЙ Установка рассчитана на сжигание 2 т/ч ВУТ с влажностью около 50 %. Опытно-промышленное сжигание водоугольных суспензий из углей марок Г и Т подтвердили надежность и экономичность разработанного метода. Суммарные потери тепла от химического и механического недожога составляли менее 0,5 %. Температура горячего воздуха поддерживалась в пределах 350 – 420 ˚С. Содержание горючих в шлаке не превышало 3,5 – 4 %, доля уноса для ВУТ из тощих углей не превышала 22  %.

Рис.5.3. Топочное устройство установки по сжиганию ВУТ: 1 – топка; 2 – шлаковая воронка; 3 – предтопок; 4 – горелка; 5 – барабан котла; 6 – топочные экраны; 7 – отверстие холодной воронки

Экспериментальные работы по сжиганию ВУТ в камерной топке котла № 5 Анжерской ЦЭС проведены при расходе водоугольной суспензии 2,7 – 6 т/ч в специально сконструированных горелочных устрой164

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА ствах. Опытным сжиганием установлено, что наибольшая полнота сгорания ВУТ наблюдается при коэффициенте избытка воздуха 1,05–1,2 и температуре вторичного воздуха не менее 300 ˚С. Содержание горючих в уносе составило 11–23 %. Все вышеприведенные способы сжигания ВУТ характеризуются значительным улучшением экологических показателей сжигания. За счет агломерации зольных частиц, образующихся при выгорании водоугольных капель, резко снижается концентрация мелких частиц в летучей золе, происходит сепарация основной части золы в топочной камере котла. В результате практически на порядок снижаются выбросы мелкодисперсной золы в атмосферу. Так, если при пылевидном сжигании 80 – 90 % образуется летучей золы, то при сжигании водоугольной суспензии доля золы, уносимой в газоходы котла, составляет 45–50 %. Снижение оксидов азота составило 1,35 – 1,5 раза. Кроме того, сжигание ВУТ показало, что происходит оплавление поверхности зольных агломератов, а это приводит к уменьшению загрязнения и абазивного износа поверхностей нагрева котлов. Технико-экономический анализ показал, что наиболее энергоемкими узлами технологии использования ВУТ являются: участок приготовления ВУТ и система распыливания суспензии в форсунках. Поэтому дальнейшие исследования должны быть направлены главным образом на разработку наиболее энергоэффективных технологических способов приготовления ВУТ и способов их сжигания. 5.4. ВОДОУГОЛЬНОЕ ТОПЛИВО ДЛЯ МАЗУТНЫХ ТЭС И КОТЕЛЬНЫХ Два обстоятельства определяют актуальность использования водно-топливных суспензий для мазутных ТЭС. Первое из них диктуется стратегическими интересами стран, энергетика которых (например, Японии) базируется в основном на нефтяных топливах, второе – экономическими задачами. В связи с увеличением глубины переработки нефти и увеличением выхода легких фракций цены на мазут растут даже при относительной стабильности цен на нефть. В настоящее время цены на мазут превышают цены на сырую нефть. Использование суспензий из угля обычной зольности (10–12 % и более) на мазутных ТЭС и в котельных сопряжено с необходимостью их оснащения системами золо - и шлакоудаления, подобными тем, которые применяют на угольных ТЭС. Однако если зольность суспензий 165

В.А. ДУБРОВСКИЙ не превышает 5 %, системы пылеулавливания мазутных ТЭС нуждаются лишь в сравнительно небольшой модернизации. Обогащение угля до такой зольности, как известно, не требует применения дорогостоящих методов химической деминерализации или масляной агломерации. Для обогащения угля до зольности 5 % пригодны технология осаждения в циклонах с тяжелыми средами и колонная флотация. Водоугольные суспензии как замену части мазута в промышленном масштабе применяют на ТЭС и в тепловых котельных. Особенно показательны успехи Японии. Первой фирмой, разработавшей промышленную технологию производства и утилизации угольно-мазутных суспензий, стала корпорация «Мицубиси». С 1985 г. такое топливо используют в двух энергоустановках мощностью 265 МВт каждая. На ВУС работает пилотная ТЭС мощностью 7,5 МВт при расходе топлива 3,2 т/ч. Агрегаты мощностью 60 и 100 МВт потребляют ВУС до 21 т/ч. На некоторых приморских ТЭС были модернизированы системы сжигания и золоудаления, что позволяет использовать водоугольное топливо в промышленном масштабе. Суспензию сжигают совместно с мазутом, как правило, ночью или во время значительного снижения нагрузок. Построены и функционируют опытно-промышленные установки производства ВУС, предназначенные для замены мазута, в США, Италии, Швеции, Германии, Китае. 5.5. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ ТГМП-314 И ТГМ-96 ТЭЦ-23 ОАО «МОСЭНЕРГО» Важной экологической проблемой является накопление сильно загрязненных нефтепродуктами сточных вод, способы очистки которых очень дороги и не всегда эффективны. Использование сточных вод в качестве добавочной воды при изготовлении водомазутной эмульсии дает возможность подвергнуть огневому обезвреживанию их значительный объем и перевести ТЭС на малоотходную технологию. При длительном хранении мазута происходят процессы старения с образованием высоковязких сгустков и выделением твердых карбенов и карбоидов. Это снижает химическую активность мазута и его распыляемость, что приводит к коксованию форсунок, повышению выбросов насыщенной бенз(а)пиреном сажи в атмосферу и ее интенсивному отложению на ковективных поверхностях нагрева котла. 166

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА Избежать этих негативных процессов помогают приготовление водомазутных эмульсий (ВМЭ) в емкостях хранения с помощью гидродинамических кавитационных смесителей и дополнительной обработкой мазута в гидродинамических кавитационных активаторах, установленных пред форсунками котла.

Рис. 5.4. Схема установки ГКС после насосов первого подъема: 1 – резервуар хранения мазута; 2 – насос первого подъема; 3 – ГКС; 4 – магистральнй влагомер

Исследования показали, что приготовление ВМЭ перед форсунками котла способствует деструкции коллоидных сгустков, карбенов и карбоидов, которые выступают одной из основных причин механического недожога, выбросов сажи и СО. 167

В.А. ДУБРОВСКИЙ Эффективность применения ВМЭ обусловливается, прежде всего, их качеством, которое определяется дисперсностью. Получить эмульсии высокого качества с размером капель 1 – 3 мкм позволяет оборудование, принципы работы которого основаны на использовании явления кавитации. К такому типу наиболее эффективного оборудования можно отнести гидродинамические кавитационные смесители и активаторы высокой степени надежности и производительности.

Рис. 5.5. Схема установки ГКА перед котлом: 1 – ГКА; 2 – запорный клапан; 3 – разделительный сосуд; 4 – манометр; 5 – расходомерная шайба; 6 – отсечный клапан; 7 – задвижка с электроприводом; 8 – ремонтная заглушка

Следует отметить, что на практике не существует типовых схем приготовления ВМЭ, пригодных для эффективного использования на любом объекте энергетики. Это обусловлено тем, что при проектиро168

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА вании технологической схемы необходимо учесть ряд факторов и параметров, характеризующих конкретный объект внедрения. Поэтому применительно к условиям ТЭЦ-23 была разработана двухступенчатая технология эмульгирования, которая предусматривает: – рециркуляцию мазута насосами первого подъема через гидродинамические кавитационные смесители (ГКС) для получения ВМЭ со средним диаметром капель эмульсии 20 – 30 мкм по всему объему мазутных резервуаров (рис. 5.4); – гидромеханическую обработку ВМЭ в гидродинамических кавитационных активаторах (ГКА), установленных на мазутопроводе высокого давления непосредственно перед котлом (рис. 5.5). В результате внедрения предложенной технологии подготовки мазута перед сжиганием были выдержаны режимные характеристики котла, несмотря на повышенную исходную влажность мазута. Увеличилась полнота сгорания мазута и снизилось загрязнение конвективных поверхностей нагрева котла. По мнению авторов разработки, наилучшим способом подготовки мазута к сжиганию, независимо от содержания в нем влаги, является его двухступенчатая обработка в кавитационном аппарате. 5.6. РАЗРАБОТКИ НАУЧНО–ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО И ПРОЕКТНО–ИЗЫСКАТЕЛЬСКОГО ИНСТИТУТА «НОВОСИБИРСКТЕПЛОЭЛЕКТРОПРОЕКТ» СИБИРСКОГО ЭНТЦ В энергетическом балансе России уголь занимает значительно меньше места, чем в среднем в мире, именно угольные электростанции производят 38 % мировой электроэнергии, в России же за счет сжигания угля производится чуть больше 20 % электроэнергии, хотя у нас находится четверть мировых запасов этого топлива. Действительно, дешевый газ на внутреннем рынке «убивает» интерес энергетиков к углю, но если произойдет предполагаемая либерализация газового рынка и соотношение цены на газ и уголь подтянутся к мировому, то спрос на уголь на внутреннем рынке начнет расти. При этом надо четко представлять, что использование самого дешевого топлива не обеспечивает само собой получение самой дешевой энергии, так как на угольных электростанциях достаточно громоздкий и сложный процесс подготовки топлива к сжиганию, а хранение его связано с ощутимыми потерями. 169

В.А. ДУБРОВСКИЙ Чтобы вернуться в энергетику, «уголь не должен оставаться архаичным топливом». Речь должна идти не только о сжигании угля, но и о технологии производства угольного топлива и его сжигании. Пока же самые передовые способы сжигания угля, включая кольцевые топки и топки с кипящим слоем, обременены действительно архаичными системами топливоподачи и пылеприготовления с целым букетом осложняющих факторов, как то: унос, окисление, возгорание, пыление. Учет этих факторов определяет необходимость организации затратной эксплуатации узлов приема и хранения угля, устройства систем аспирации и гидроуборки, повышения огнестойкости несущих строительных конструкций, что приводит к дополнительнымзатратам без обеспечения 100 процентного результата. Поэтому сотрудники «Новосибирсктеплоэлектропроекта» Сибирского ЭНТЦ предлагают обратить внимание на водоугольное топливо, которое, даже, несмотря на имеющиеся недостатки, а именно: – значительные энергозатраты на приготовление; – большие удельные расходы металла мелющих органов; – необходимость применения специальных дорогостоящих добавок для стабилизации готовой водоугольной суспензии; – некоторое увеличение влажности топлива. Перечисленные недостатки объективны и имеют место в процессе производства водоугольных суспензий везде, где ВУС производится (Китай, Италия, Канада, Япония). Однако требует некоторых сопоставлений потери от увеличения влажности топлива (до 2 % КПД при приготовлении КаВУТ из высококалорийных углей и без снижения КПД при использовании увлажненных отходов процессов обогащения) с потерями твердого топлива при его транспортировке, хранении и подготовке к сжиганию, составляющих до 10 %, что и проявляется в низкой эффективности паротурбинных угольных энергоблоков. К объективным причинам при попытке использовать ВУС с Беловской ГРЭС на Новосибирской ТЭЦ-5 следует добавить некоторые наши особенности, как-то: низкое качество оборудования на всех этапах приготовления, транспортировки и сжигания ВУС и такое же качество выполнения работ. Резонанс от опыта ТЭЦ-5 в целом отрицательный, тем не менее необходимо еще раз вернуться к вопросу водоугольного топлива, потому что существует, опробован и проверен новый способ получения водоугольного топлива с использованием кавитации. Кавитационная технология приготовления водоугольного топлива характеризуется высоким уровнем местного динамического компрессионного и температурного воздействия на обрабатываемый материал 170

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА (до 2000 оС и 25 000 атм.), в результате чего твердый компонент смеси измельчается до заданной степени дисперсности, а суспензия приобретает новые свойства, выгодно отличающие ее от получаемой традиционным способом, в том числе: – стабильность на протяжении длительного времени (контрольные образцы выдерживаются более 24 месяцев) и пластичность без какихлибо присадок при достигнутом содержании твердого до 70 %; – частично обезвоженное топливо обладает ярко выраженной тиксотропностью, что гарантирует при применении вибрационных технологий надежную выгрузку топлива из транспортных емкостей; – полностью высушенное или частично обезвоженное топливо переходит при добавлении воды в состояние устойчивой суспензии без механического побуждения; – топливо не увеличивает объема при замерзании, а после размораживания восстанавливает свои исходные свойства. В отличие от описаний кавитационной или гидродинамической переработки угля, приводимых в ряде публикаций, посвященных теме кавитаторов, пригодных для лабораторных исследований, нами разработана и предложена для применения на различных объектах технологическая линия по приготовлению кавитационного водоугольного топлива (КаВУТ) производительностью 30 т/ч по исходному топливу со следующими показателями: – низкие удельные энергозатраты (до 30 кВтч) и расход металла рабочих органов кавитатора (менее 150 г) на тонну переработанного угля; – предельная компактность (линия размещается в объеме 1386 м3, т.е. 46,2 м3/т в час), простота в эксплуатации и обслуживании; – уже достигнутый ресурс рабочего органа кавитатора составляет 200 ч, а замена его производится в течение 15 мин. Рабочие органы насосов-кавитаторов изготавливаются из чугуна или простых сталей, и затраты на них составляют примерно 1 (один) рубль на тонну переработанного угля; – затраты на приготовление КАВУТ составляют 69 рублей на одну тонну; – удельные затраты на сооружение установки по приготовлению КАВУТ составляют 58 руб./т в год, узла хранения нормативного запаса и подачи топлива на сжигание – 39 руб/т в год. Перечисленные показатели получены в результате анализа работы опытной установки по приготовлению КаВУТ, более года эксплуатировавшейся на Енисейском ЦБК в Красноярске. К настоящему времени разработана техническая документация кавитатора производительностью 240 т/ч с предполагаемым ресурсом рабочего органа до 500 ч. 171

В.А. ДУБРОВСКИЙ В качестве исходного материала для приготовления КАВУТ должны использоваться увлажненные отходы процессов углеобогащения. Поэтому представляется оптимальной схема размещения узлов приготовления КаВУТ при углеобогатительных фабриках с транспортировкой готового продукта до потребителей в автомобильных и железнодорожных цистернах или трубопроводами. В этом случае водоугольное топливо становится частью номенклатуры продукции углеперерабатывающего предприятия, вырабатывающего дополнительный товар за счет более глубокой переработки сырья с получением дополнительной прибыли. По согласованию с новосибирским институтом «Гипроуголь» в наших расчетах принята стоимость исходого материала для производства КАВУТ в сумме 100 руб/т. При этом стоимость готового КаВУТ составит 330 руб/т и снижение себестоимости вырабатываемой тепловыми электростанциями энергии – от 23 до 36 %, а снижение стоимости строительства новых ТЭС за счет отказа от сооружения узлов приема и подачи твердого топлива составит от 4 до 10 %. В случае перевода действующих угольных ТЭС на сжигание КАВУТ затраты на реконструкцию окупятся за период от 1 до 3,5 лет. КаВУТ предполагается получать из следующих отходов процесса обогащения угля: кек фильтр-прессов – Ар=52,0 %, W=40 % промпродукт – Ар=19,0 %, W=20,0 % шлам 0–1 мм – Ар=9,0 %, W=15 % порода отсадки – Ар=85,0 % W=15 % По данным новосибирского института «Гипроуголь», от обогатительных фабрик Кузбасса уже сейчас можно получать таких отходов до 10,0 млн.т в год, а выработанная при сжигании 10,0 млн.т КАВУТ энергия (электрическая и тепловая в комбинированном режиме на новых крупных и малых ТЭЦ) в количествах до 13,3 млрд кВт.ч электроэнергии и до 18,3 млн Гкал тепловой энергии в год даст дополнительную прибыль энергопроизводителям в 1330 млн рублей за электроэнергию и 1465 млн рублей за тепло за каждый год работы при экономии затрат на строительство новых ТЭЦ, сжигающих КАВУТ, от 8,0 до 13,0 млрд рублей. Положительно себя зарекомендовала конструкция гидромеханического кавитатора, разработанная коллективом авторов [1]. Разработчиком конструкции кавитаторов и поставщиком готовых изделий является ООО «Технокомплекс» (г. Барнаул). Комплексным проектированием объектов по приготовлению и использования КАВУТ занимается научно-исследовательский и проектно172

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА изыскательский институт «Новосибирсктеплоэлектропроект» Сибирского ЭНТЦ. Для привлечения инвесторов к широкому внедрению предлагаемой технологии необходимо выполнить в качестве демонстрационного проект перевода мазутных водогрейных котлов пиковой котельной Новосибирской ТЭЦ-5 на сжигание КаВУТ и реализовать его в ближайшие годы. При этом основной объем затрат составит реконструкция водогрейных мазутных котлов с установкой новых горелочных узлов, а также организацией системы золоулавливания и шлакоудаления, но при сооружении узлов приготовления КаВУТ производительностью 300 т/ч и подачи его на сжигание могут быть использованы построенные в составе опытно-промышленного комплекса объекты по приему и сжиганию водоугольной суспензии. Затраты на реализацию могут быть определены на основании проектных проработок, которые сотрудники института «Новосибирсктеплоэлектропроект» выполнят с привлечением котельного завода в достаточно короткий срок. При ожидаемых количествах отходов от процесса обогащения углей Кузбасса, используемых для приготовления КАВУТ до 3,0 млн т в год, выработанная на этом количестве КАВУТ энергия (электрическая и тепловая в комбинированном режиме на новых крупных и малых ТЭЦ) в количествах до 4 млрд кВт/ч электроэнергии и до 5,5 млн Гкал тепловой энергии в год даст дополнительную прибыль энергопроизводителям в 400 млн рублей за электроэнергию и 440 млн рублей за тепло за каждый год работы, при экономии затрат на строительство новых ТЭЦ, сжигающих это топливо, до 2,5 млрд рублей. Снижение уровня пожаровзрывоопасности электростанции, улучшение санитарно-гигиенических условий эксплуатации топливного хозяйства, улучшение экологических показателей работы предприятия в данном расчете не учтены. 5.7. ИССЛЕДОВАНИЯ МЭИ (ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ПО ПРИМЕНЕНИЮ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ В настоящее время природоохранные мероприятия, проводимые на действующих газомазутных ТЭС и котельных, направлены в основном на снижение выбросов оксидов азота, оксида углерода, а также оксидов 173

В.А. ДУБРОВСКИЙ серы. И совершенно не оправданно вне рассмотрения остаются вопросы, касающиеся предотвращения образования многоядерных ароматических углеводородов, таких как бенз(а)пирен и дрyгиx высокомолекулярных углеводородов, которые являются сильнейшими канцерогенами. Более того, многие широко применяемые сейчас методы организации процесса сжигания топлив, преследующие цель подавления образования NOх – ступенчатое сжигание, рециркуляция дымовых газов, сжигание топлива при пониженных избытках воздуха – способствуют усиленному образованию высокомолекулярных углеводородов. Наличие в дымовых газах бенз(а)пирена или диоксинов может быть значительно опаснее для биосферы Земли, чем выбросы NOх или SO2 . Чрезвычайно остро стоит вопрос о загрязнении водных бассейнов сточными водами. Применяемые сейчас методы очистки сточных вод от нефтепродуктов дорогостоящи и не всегда высокоэффективны. Особенно это относится к очистке сильно загрязненных вод. В то же время разработка и применение безотходных, бессточных технологий почти не практикуются. Отсюда следует, что существующая стратегия проведения природоохранных мероприятий на действующих энергоустановках, использующих природный газ, мазут (и другие виды топлива), не базируется на комплексном подходе и не оправданна ни в экологическом, ни в экономическом отношении. Необходим анализ степени воздействия на природную среду всех вредных выбросов энергетических установок при изменении технологии сжигания топлива и, как следствие, достижение экосоместимости технологий. Выполненные исследования показывают, что одной из таких технологий для теплоэнергетики, направленной на защиту атмосферного воздуха и водного бассейна от выбросов различных ингредиентов NOх, СО, сажи, многоядерных углеводородов, нефтепродуктов и других вредных веществ), служит сжигание мазута в виде водомазутных эмульсий (ВМЭ), а также природного газа с применением впрыска в камеру горения сбросных вод. Метод сжигания водомазутной эмульсии широко известен. В исследованиях, посвященных этому вопросу [2–5], установлено, что для достижения поставленной задачи ВМЭ должна быть приготовлена в виде однородной смеси мазута и добавляемой влаги по типу «вода – масло», в которой вода как дисперсная фаза в виде частиц диаметром несколько микрометров находится внутри топливной оболочки. Только при соблюдении этого условия и влажности водомазутной эмульсии до 20 % обеспечиваются надежное воспламенение и устойчивое ее горение с высокой полнотой сгорания. Повышенная эффективность процесса горения эмульсии (даже при предельно низких избытках воздуха) обусловлена 174

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА микровзрывом ее капель вследствие различия температур кипения воды и мазута. При дополнительном дроблении капель эмульсии достигается ускорение их испарения и улучшается процесс перемешивания топлива с воздухом, в результате чего с учетом наличия в зоне горения продуктов диссоциации воды процесс сгорания мазута существенно интенсифицируется. Для приготовления кондиционных ВМЭ требуемых влажности, дисперсности, вязкости и других условий должны применяться соответствующие устройства – эмульгаторы. Использование в качестве добавочной воды сточных вод дает возможность подвергнуть огневому обезвреживанию их значительный объем (примерно до 20 % расхода топлива на котел). Это позволяет перевести ТЭС или котельную на малоотходную технологию (по крайней мере путем утилизации всех сточных вод, загрязненных нефтепродуктами). Аналогичный эффект достигается при сжигании природного газа с добавлением влаги. Сжигание ВМЭ и природного газа с добавлением влаги приводит к снижению уровня температур в зоне максимальной генерации оксидов азота, и, следовательно, к значительному (на 30 – 50 %) снижению их концентрации в дымовых газах. Более глубокого подавления NO можно достичь в том случае, если в качестве добавочной влаги вместе со сточными водами использовать растворы азотсодержащих веществ при соответствующей организации процесса сжигания топлива. Для снижения концентрации оксидов серы при сжигании сернистых мазутов в составе добавочных вод можно также использовать раствор или слабую взвесь Са (ОН)2. Процесс образования многоядерных углеводородов при сжигании органических топлив исследован пока крайне мало. Однако известно, что снижение концентрации С20Н12 в дымовых газах возможно путем организации дожигания продуктов неполного сгорания топлива повышением температуры в зоне горения более 1500 °С, а также вводом специальных ингибиторов. Установлено также, что при вводе влаги в зону горения с последующей диссоциацией молекул воды на ионы Н+ и ОН – значительно снижается концентрация С20Н12 в продуктах сгорания топлива. На основании оценки отмеченных выше факторов – влияния влаги или растворов реагентов в высокотемпературной зоне горения топлива на содержание в дымовых газах различных вредных веществ (NOx, SO2, СО, С20H12 и др.) и возможного огневого обезвреживания сточных вод – сжигание мазута в виде ВМЭ или природного газа с добавлением влаги можно считать комплексной, многоцелевой, экосовместимой технологией. Применение этой технологии оправдано 175

В.А. ДУБРОВСКИЙ и экономически, так как при ее осуществлении достигается более рациональное использование теплоты топлива и не требуются большие капиталовложения. Выполнение этой технологии на действующих ТЭС и котельных имеет еще одно важное преимущество: перевод котлов на сжигание ВМЭ или природного газа с добавками сточных вод не вызывает необходимости существенного изменения их конструктивного исполнения. Не требуется также никаких изменений и в схеме газового хозяйства. В случае перевода котлов на сжигание ВМЭ должны быть внесены лишь незначительные изменения в схему мазутного хозяйства ТЭС или котельной. Таким образом, предлагаемая технология хорошо совместима с технологиями сжигания топлива на находящемся в промышленной эксплуатации оборудовании. При проведении исследований разработаны и испытаны несколько вариантов технологических схем по сжиганию ВМЭ. Из них наибольшего внимания заслуживают схема с центральным узлом приготовления ВМЭ, схема с индивидуальным узлом приготовления ВМЭ и комбинированная схема. Схема с центральным узлом приготовления ВМЭ, расположенным между насосами первого и второго подъемов, наиболее проста. Но в этой схеме в случае добавки воды в тракт топлива происходит обводнение всего потока мазута, циркулирующего в контуре, включая мазутные баки, что нежелательно. Поэтому необходимо осуществлять надежный контроль влажности мазута на различных участках тракта. Наличие в этой схеме центрального узла эмульгирования имеет эксплуатационное преимущество в режимах работы котлов без ввода добавочной влаги, так как позволяет надежно работать котлам даже при сжигании исходного мазута с повышенной влажностью (20 % и более). В схеме с индивидуальным узлом приготовления ВМЭ обводнение мазута предусматривается только при входе в отдельные котлы (один или несколько). В этом случае облегчается использование в качествe добавочных вод растворов реагентов (Са(ОН)2, (NН2)2СО и др.), употребление которых имеет целью дополнительное снижение выбросов вредных веществ. Наибольшие возможности для приготовления водомазутных эмульсий и гибкость в эксплуатации оборудования могут быть достигнуты при реализации комбинированного способа приготовления ВМЭ, совмещающего преимущества двух рассмотренных выше вариантов. В любой из описанных технологических схем основным элементом выступает устройство для перемешивания мазута с добавочной влагой (водой, паром) при приготовлении водомазутной эмульсии требуемого качества. Схема с центральным узлом приготовления ВМЭ базируется на применении устройства, принцип действия которого основан на кавита176

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА ционном эффекте. Это устройство (кавитатор) представляет собой один или несколько параллельных каналов с расположенными внутри рядами турбулизирущих стержней, за которыми формируется процесс кавитации, являющийся рабочим процессом приготовления ВМЭ. На входе в кавитатор подаются мазут и добавочная влага: сточные воды, растворы реагентов, пар и др. Приготовление ВМЭ происходит вследствие кавитационных эффектов и дополнительной турбулизации потоков, проходящих через каналы кавитатора. При эксплуатации последнего важно предотвратить проскок через кавитатор необработанных потоков топлива. В схеме с индивидуальным узлом приготовления применяется эмульгатор, принцип работы которого аналогичен кавитатору. Эмульгатор состоит из нескольких последовательно соединенных колен трубы с расположенными в них турбулизирующими вставками. Конструктивное исполнение эмульгатора позволяет устанавливать его в мазутопроводах непосредственно перед форсунками котла (т.е. они могут работать на мазуте высокого давления). Основныe характеристики предлагаемых эмульгирующих устройств – технологичность, простота в конструкции и изготовлении, отсутствие вращающихся частей, хорошее качество получаемой ВМЭ, высокая надежность работы и относительно умеренная стоимость. В технологической схеме сжигания природного газа с добавками сточных вод или растворов специальных реагентов при работе на газе добавляемая влага подается в зону горения через специальные распыливающие устройства, устанавливаемые на стенах топки котла или в горелках. Эти устройства - распылители разработаны и испытаны на паровых котлах в условиях промышленной эксплуатации. Остальные элементы схемы (баки, насосы, измерительная аппаратура) общие для схем сжигания BMС и сжигания газа с добавлением влаги, т.е. используются при работе и на газе, и на мазуте. Описанные технологические схемы сжигания природного газа и мазута испытаны на котельных с котлами различных типов: ТГМЧ-204, ТГМП-314, ТГМ-84; ТП-170; БКЗ-75-39, ДКВР-10-13 КВГМ-20. Результаты испытаний подтвердили перспективность предлагаемых технологических схем. Натурные эксперименты на паровых котлах БКЗ-75-39, ТП-170, ТГМ-84 показали, что при приготовлении и сжигании ВМЭ по разработанной методике котлы работают устойчиво и их технико-экономические показатели не ухудшаются, а в ряде случаев улучшаются при значительном снижении выбросов вредных веществ с дымовыми газами и сточными водами в окружающую среду. Паровой котел БКЗ-75-39 (ТЭЦ комбината «Североникель») был переведен на сжигание ВМЭ по индивидуальной схеме с установкой эмульгатора перед форсунками котла. Натурные испытания проведены при паропроизводительности котла, близкой к номинальной. 177

В.А. ДУБРОВСКИЙ В исходном эксплуатационном режиме и исходном мазуте концентрации оксидов азота в дымовых газах достигали 600 – 650 мг/м. При переходе на сжигание ВМЭ их концентрация снизилась до 300 мг/м3, т.е. почти на 50 %, что соответствует уменьшению выбросов на один котел примерно на 170 т/г. В режимах, сочетающих сжигание ВМЭ с пониженными величинами избытка воздуха фиксировались практически нулевые значения концентраций СО в дымовых газах. Одновременно со снижением вредных выбросов перевод котла БКЗ-75-39 на сжигание ВМЭ позволил осуществить огневое обезвреживание около 1 т/ч сточных вод, загрязненных нефтепродуктами. При этом котел на ВМЭ работал устойчиво. Щитовые приборы зафиксировали даже некоторое увеличение паропроизводительности при постоянном расходе исходного мазута, однако наблюдалось снижение температуры перегретого пара на 10 °С. Следовательно, сжигание ВМЭ приводит к интенсификации выгорания топлива, уменьшению длины факела и увеличению надежности работы пароперегревателя. Температура уходящих газов при переходе на ВМЭ практически не изменилась. Следует особо подчеркнуть, что высокий уровень влажности ВМЭ или большой процент добавки влаги при сжигании газа целесообразно устанавливать только в целях огневого обезвреживания большего количества сточных вод. Если такой необходимости нет, то для значительного снижения газообразных вредных выбросов вполне достаточно поддерживать соотношение объемов воды и топлива на уровне 3 – 5 % при соответствующей организации процесса сжигания топлива. В этом случае увеличение потери теплоты с уходящими газами (из-за испарения добавляемой влаги) незначительно и вполне компенсируется интенсификацией процесса сжигания топлива и возможностью перехода на более низкие значения коэффициента избытка воздуха. При соблюдении описанных выше условий увеличения интенсивности низкотемпературной коррозии не наблюдается. Измерения концентраций бенз(а)пирена в различных режимах сжигания мазута и ВМЭ проведены на котле ТГМ-84. Результаты этих исследований доказали, что при коэффициентах избытка воздуха 1,05 – 1,07 переход на сжигание ВМЭ с умеренной влажностью (до 7 %) позволяет снизить концентрации в дымовых газах в 2 – 3 раза, а при предельно низких избытках воздуха это снижение еще значительнее. Аналогичные результаты по выявлению влияния ввода добавочной влаги в зону горения на концентрацию бенз (а) пирена в дымовых газах получены при сжигании природного газа в паровом котле ТГМП-204, что характеризует хорошую экосовместимость предлагаемой технологии сжигания топлива на ГРЭС, ТЭЦ и в котельных для комплексного снижения вредных воздействий энергетических объектов на окружающую среду. 178

5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА Результаты исследований по разработке технологии приготовления и сжигания ВМЭ и сжигания природного газа с добавками влаги позволяют рекомендовать эту технологию для всех ТЭС и котельных, сжигающих газ и мазут, как многоцелевую, экосовместимую технологию по охране биосферы путем снижения вредных выбросов и сажи в атмосферу, а также полным пресечением сбросов в водоемы сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, путем их огневого обезвреживания в топках котлов. 5.8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ПЕРСПЕКТИВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА Вследствие низких цен на нефть в конце ХХ века практическое осуществление большинства проектов по суспензионному топливу оказалось отложенным на неопределенное время. При уровне цен на нефть в 1999 г. (примерно 8 – 9 дол. за 1 баррель) применение водоугольных суспензий вместо мазута было явно невыгодным даже при самых низких (из возможных) ценах на уголь. Суспензионное угольное топливо, в котором дисперсионной средой выступают нефтепродукты, спирты или (как правило) вода (ВУС), считали перспективным для энергетики, когда цена на нефть выше 30 дол. за 1 баррель. Полагали, что угольные технологии в значительной мере будут определять верхнюю планку цен на нефть. С их развитием связывали также надежды на решение экологических проблем энергоснабжения, которые стали особенно актуальными в связи с авариями на атомных электростанциях и с нефтяным загрязнением природы. Многие программы по созданию технологий приготовления и использования СУТ были реализованы. Результаты обширного объема выполненных в этой области исследований и технологических разработок доложены на ежегодных международных конференциях по угольным технологиям, которые были созваны под эгидой и на средства Министерства энергетики США во Флориде (в 2005 г. – 29-я). Опубликованные (до 2000 г.) труды этих конференций содержат ценные сведения по обсуждаемой тематике. Известны и другие солидные публикации по СУТ в американских, российских, китайских, японских и других изданиях, в которых изложены результаты исследований, проектных и технологических разработок. В период «водотопливного» бума правительства и солидные фирмы некоторых промышленных стран выделяли значительные субсидии на исследовательские центры, принадлежащие государственным 179

В.А. ДУБРОВСКИЙ и частным компаниям. Перед исследователями и технологами была поставлена задача создания промышленных технологий получения ВУТ, которые по экономическим и экологическим параметрам не уступали бы нефтепродуктам. Промышленно развитые страны ставили своей целью избежать в дальнейшем зависимости их экономики от политических ситуаций в нефтедобывающих регионах (государства Персидского залива и др.). Априори полагали, что суспензионное топливо без больших затрат на модернизацию оборудования можно будет использовать по технологии сжигания жидкого топлива. В 80-е и последующие годы ХХ в. созданы технологии приготовления и сжигания угольных суспензий. Исследования и опытно-промышленные испытания процессов приготовления и транспортирования угольных суспензий по трубам (как жидкого топлива) в большом объеме и полноте были выполнены и в России. После 2000 г. тематика по ВУТ в публикациях неуклонно сокращалась и в настоящее время практически полностью отсутствует. Обусловлено это, во-первых, тем, что технические проблемы создания и использования ВУТ были решены, во-вторых, этот вид топлива вопреки первоначальным ожиданиям оказался экономически неэффективным даже при очень высоких ценах на нефть. Промышленные страны пошли по пути реализации технологий использования возобновляемых энергоносителей. Нынешние очень высокие цены на нефть и газ не вызвали, как можно было ожидать, возобновления интереса к угольным суспензиям.

180

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Гидроэлектростанции являются одними из основных генерирующих установок, производящих электроэнергию. Они обладают целым рядом особенностей, которыми объясняется особое внимание, уделяемое им как в мировой, так и в нашей энергетике [1]. К основным особенностям следует отнести; – использование возобновляемых источников энергии, что делает эти станции наиболее надежными и экономически эффективными; – высокую маневренность оборудования, что позволяет использовать их с большой эффективностью при покрытии переменной части графика нагрузки; – низкую себестоимость электроэнергии, производимой на гидроэнергетических установках, которая объясняется как низкими эксплуатационными издержками, что связано с высоким уровнем автоматизации процесса производства электроэнергии, так и низким расходом электроэнергии на собственные нужды. Большинство гидроэлектростанций входят в состав двух систем – энергетической и водохозяйственной, каждая из которых обеспечивает развитие многих отраслей народного хозяйства. Роль гидроэнергетики особенно повысилась в связи с созданием Единой энергетической системы (ЕЭС) России и введением рыночных отношений в процесс производства, передачи и распределения электроэнергии. Создание Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) существенным образом изменило место и роль гидроэлектростанций в энергетической системе и позволило наиболее полно реализовать их режимные преимущества. 181

В.А. ДУБРОВСКИЙ На гидроэлектростанциях электрическая энергия получается в результате преобразований энергии водного потока. Каждая ГЭС состоит из гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, а также энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в электрическую. Такое преобразование осуществляется с помощью гидравлической турбины, основным элементом которой является рабочее колесо. Вода, попадая из водохранилища по напорному трубопроводу на лопасти рабочего колеса, вращает его, а вместе с ним и ротор генератора, вырабатывающего электроэнергию. Гидроэлектростанции (ГЭС) преобразуют механическую энергию потока воды в электрическую. Мощность потока воды, протекающего через некоторое сечение – створ, определяется расходом воды Q, высотой между уровнем воды в верхнем по течению бассейне (верхнем бьефе) и уровнем воды в нижнем по течению бассейне (нижнем бьефе) в месте сооружения плотины. Разность уровней верхнего и нижнего бассейнов называется напором. Мощность потока в створе, кВт, можно определить, зная расход, м3/с, и напор, м : Р = 9,81QH. В двигателях ГЭС можно использовать только часть мощности потока воды в створе из-за неизбежных потерь мощности в гидротехнических сооружениях, турбинах и генераторах, учитываемых коэффициентом полезного действия η. Таким образом, приближенно мощность ГЭС: P = 9,81QHη. Напор Н увеличивают на равнинных реках с помощью плотины (рис. 6.1), а в горных местностях строят специальные обводные каналы, называемые деривационными (рис. 6.1, б). В гидравлических турбинах преобразуется энергия воды в механическую энергию вращения вала турбины. Турбина называется активной, если используют динамическое давление воды, и реактивной, если используется статическое давление при реактивном эффекте. 182

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

а)

б)

Рис. 6.1. Схема создания напора: а − с помощью плотины; б − с помощью деривационного канала: 1 − канал; 2 − напорный бассейн; 3 − турбинные водоводы; 4 − здание ГРЭС; 5 − русло реки; 6 − плотина

В ковшовой активной турбине (рис. 6.2) потенциальная энергия гидростатического давления в суживающейся насадке – сопле – полностью превращается в кинетическую энергию движения воды. Рабочее колесо турбины выполнено в виде диска, по окружности которого расположены ковшеобразные лопасти. Вода, огибая поверхности лопастей, меняет направление движения. При этом возникают центробежные силы, действующие на поверхности лопастей, и энергия движения воды преобразуется в энергию вращения колеса турбины. Если скорость движения воды, вытекающей из турбины, равна нулю, то вся кинетическая энергия воды, не считая потерь, превращается в механическую энергию турбины. Внутри сопла расположена регулирующая игла, перемещением которой меняется выходное сечение сопла, а следовательно, и расход воды. В реактивной гидравлической турбине на лопастях рабочего колеса преобразуется как кинетическая, так и потенциальная энергия воды в механическую энергию турбины. Вода, поступающая на рабочее колесо турбины, обладает избыточным давлением, которое по мере протекания воды по проточному тракту рабочего колеса уменьшается. При этом вода оказывает реактивное давление на лопасти турбины и слагающая потенциальной энергии воды превращается в механическую энергию рабочего колеса турбины. За счет кривизны лопастей изменяется направление потока воды, при котором, как и в активной турбине, кинетическая энергия воды 183

В.А. ДУБРОВСКИЙ в результате действия центробежных сил превращается в механическую энергию турбины. Рабочее колесо реактивной турбины в отличие от активной полностью находится в воде, т. е. поток воды поступает одновременно на все лопасти рабочего колеса. У радиально-осевых турбин лопасти рабочего колеса имеют сложную кривизну, поэтому вода, поступающая с направляющего аппарата, постепенно меняет направление с радиального на осевое. Такие турбины используют в широком диапазоне напоров от 30 до 600 м. В настоящее время созданы уникальные радиально-осевые турбины мощностью 700 МВт. Пропеллерные турбины обладают простой конструкцией и высоким КПД, однако у них с изменением нагрузки КПД резко уменьшается.

Рис. 6.2. Схема работы активной турбины: 1 − верхний бьеф; 2 − трубопровод; 3 − сопло; 4 − рабочее колесо; 5 − кожух; 6 − отклонитель; 7 − лопасти (ковши); 8 − нижний бьеф

У поворотно-лопастных гидротурбин в отличие от пропеллерных лопасти рабочего колеса поворачиваются при изменении режима работы для поддержания высокого значения КПД. 184

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Двухперовые турбины имеют спаренные рабочие лопасти, что позволяет повысить расход воды. Широкое применение их ограничено конструктивными сложностями. Сложная конструкция свойственна также диагональным турбинам, у которых рабочие лопасти поворачиваются относительно своих осей. При напоре до 30 м здание станции, как и плотина, воспринимает напор и располагается в русле реки. Такие ГЭС называются русловыми. Так как с ростом напора увеличивается объем строительных работ по сооружению зданий русловых гидроэлектростанций, при напорах, превышающих 25–30 м, здание станции помещается за плотиной. Такие ГЭС называются приплотинными. На них весь напор воспринимается плотиной. В настоящее время на равнинных реках сооружают станции, напор которых достигает 100 м, например на Красноярской ГЭС, построенной на Енисее, и на Асуанской ГЭС, построенной в Египте. Регулирование мощности ГЭС производится следующим образом. В периоды времени, когда в системе имеются провалы нагрузки, ГЭС работают с незначительной мощностью и вода заполняет водохранилище. С наступлением пиков включаются агрегаты станции и вырабатывается энергия. Накопление энергии в водохранилищах на равнинных реках приводит к затоплению обширных территорий, что наносит огромный ущерб природе и здоровью людей. В первые годы после заполнения водохранилища в нем появляется много разложившейся растительности, делая воду непригодной для питьевых нужд. Постепенно происходит самоочищение воды в водохранилищах, но на это требуется не один десяток лет. Кроме загрязнения воды объективным показателем ее качества является состояние обитающих в воде живых организмов. В водохранилище происходит массовое заражение рыбы, что ярко проявилось на Красноярском море. При прохождении воды через гидротурбины происходит разрушение планктона И все же, рассматривая воздействие ГЭС на окружающую среду, следует отметить жизнесберегающую функцию ГЭС. Так, выработка каждого миллиарда кВтч электроэнергии на ГЭС вместо ТЭС приводит к уменьшению смертности населения на 100–226 чел./год. Небольшие реки малопригодны для регулирования мощности в системе, так как они не успевают заполнить водой водохранилище. Существуют две основные схемы концентрации напора гидротехническими сооружениями – плотинная и деривационная. В плотинной схеме предусмотрено сооружение плотины, перегораживающей в выбранном створе русло реки, в результате чего 185

В.А. ДУБРОВСКИЙ образуется разность уровней воды в верховой и низовой по течению сторонах плотины. Установки, в которых насосы и турбины размещаются в одном здании (рис. 6.3.), называются гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС). Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) решают задачу снятия пиков и работают следующим образом. В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в объединенных системах минимальна, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхнее и потребляет при этом электроэнергию из системы (рис. 6.3.а). В режиме непродолжительных «пиков» – максимальных значений нагрузки – ГАЭС работает в генераторном режиме и расходует запасенную в верхнем водохранилище воду.

Рис. 6.3. Схема работы гидроаккумулирующей станции: а − общий вид: 1 − верхний бассейн; 2 − водовод; 3-зданиеГАЭС; 4 − нижний бассейн; б, в, г − компоновка агрегатов станции четырехмашинная, трехмашинная и двухмашинная соответственно

В Европейской части России возможно сооружение до 200 ГАЭС. В энергосистемах, расположенных в центральной, северо-западной и южной частях, где имеется наибольший дефицит маневренной мощности, естественные перепады рельефа позволяют сооружать станции с небольшим напором (80 – 110 м). На первых ГАЭС для выработки электроэнергии использовали турбины Т и генераторы Г, а для перекачки воды в верхний бассейн – электрические двигатели Д и насосы Н (рис. 6.3,б). Такие станции назы186

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ вали четырехмашинными – по числу устанавливаемых машин. В силу независимости работы генератора и насоса иногда четырехмашинная схема оказывается экономически наиболее выгодной. Совмещение функций генератора и двигателя привело к трехмашинной компоновке ГАЭС (рис. 6.3, в). ГАЭС стали особенно эффективными после появления обратимых гидротурбин, выполняющих функции и турбин, и насосов (рис. 6.3, г). Число машин при этом сведено к двум. Однако станции с двухмашинной компоновкой имеют более низкое значение КПД из-за необходимости создавать в насосном режиме примерно в 1,3 – 1,4 раза больший напор на преодоление трения в водоводах. В генераторном режиме напор из-за трения в водоводах меньше. Для того чтобы агрегат одинаково эффективно работал как в генераторном, так и в насосном режимах, можно в насосном режиме увеличить его частоту вращения. КПД агрегата можно повысить также, устанавливая в насосном режиме более крутой угол наклона лопастей турбины. При реверсивной работе агрегатов возникает ряд технических и эксплуатационных трудностей, например, связанных с охлаждением. Предназначенные для охлаждения вентиляторы успешно работают только в одном направлении вращения. Перспективы применения ГАЭС во многом зависят от КПД, под которым применительно к этим станциям понимается отношение энергии, выработанной станцией в генераторном режиме, к энергии, израсходованной в насосном режиме. Первые ГАЭС в начале XX в. имели КПД не выше 40 %, у современных ГАЭС КПД составляет 70 – 75 %. К преимуществам ГАЭС, кроме относительно высокого значения КПД, относится также и низкая стоимость строительных работ. В отличие от обычных ГЭС здесь нет необходимости перекрывать реки, возводить высокие плотины с длинными туннелями и т. п. Ориентировочно на 1 кВт установленной мощности на крупных речных ГЭС требуется 10 м3 бетона, а на крупных ГАЭС – всего лишь несколько десятых кубометров бетона. Нижним бассейном (бьефом) такой ГАЭС могут служить водохранилища или реки, а в качестве верхнего бассейна (бьефа) используется существующее озеро, имеющее или не имеющее естественную приточность, или специально созданное на определенной высоте водохранилище. На первых ГАЭС устанавливали две раздельные пары машин: гидротурбину с генератором и электродвигатель с насосом. Такие схемы по числу устанавливаемых машин называют четырехмашинными. Синхронная 187

В.А. ДУБРОВСКИЙ электрическая машина может работать как в генераторном, так и в двигательном режимах. На основе использования этого свойства создана трехмашинная схема, в которой отсутствует отдельный двигатель насоса. Появление обратимых гидромашин, работающих как в насосном, так и турбинном режимах, позволило перейти к двухмашинной схеме ГЭС, имеющей агрегаты, на одном валу которых размещаются и обратимая электрическая и обратимая гидравлическая машины. Процесс гидравлической аккумуляции энергии сводится к следующему. В ночное время, когда нагрузка энергосистемы сильно снижается, включаются электродвигатели насосов ГАЭС, накачивающие воду из нижнего бассейна в верхний. В периоды пиков нагрузки энергосистемы запасенная в верхнем бассейне вода пропускается через турбины ГАЭС и находящиеся на одном валу с ними генераторы вырабатывают электроэнергию. Если при этом в верхний бассейн не поступает естественная приточность и один и тот же объем воды (без учета потерь на испарение и фильтрацию) перекачивается вверх и спускается вниз, то такие гидроаккумулирующие электростанции носят название ГАЭС чистого типа. Если имеется постоянный естественный приток воды в верхний бассейн, то в этом случае образуется ГАЭС смешанного типа или, как ее еще называют, ГЭС-ГАЭС. В этом случае мощность ГАЭС можно получить несколько большего значения, чем при отсутствии приточности. Достоинством ГАЭС в современных условиях работы энергетических систем является то, что она искусственно создает гидроэнергетические ресурсы, что важно для тех районов, где этих ресурсов недостаточно. Кроме того, ГАЭС играют существенную роль в режиме покрытия суточного графика нагрузки системы, создавая дополнительную нагрузку в часы ночного провала электропотребления и пиковую мощность в часы повышенного спроса на электроэнергию. Коэффициент полезного действия ГАЭС определяется КПД насосного и турбинного режимов. Поэтому он будет меньше, чем КПД ГЭС, и обычно не превосходит 70–75 %. Это значит, что из каждых 100 кВт∙ч, забираемых ГАЭС из системы, обратно в нее возвращается 70 – 75 кВт∙ч. Однако этот недостаток компенсируется тем, что дневная энергия, когда ГАЭС работает в турбинном режиме, оценивается значительно выше ночной, когда часть ее по существу является избыточной. Энергоэкономическая эффективность ГАЭС в значительной мере определяется используемым напором. Чем больше напор, тем для одной и той же установленной мощности можно обойтись меньшими объемами. Поэтому высоконапорные ГАЭС имеют лучшие техникоэкономические показатели. 188

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Кроме рассматриваемой выше ГАЭС суточного цикла аккумулирования могут быть ГАЭС и с более длительными циклами-недельными, сезонными. Однако для этого должны иметься необходимые гидрологические и топогеологические условия, что встречается довольно редко. Чтобы использовать энергию текущей воды, необходимо сконцентрировать естественное падение реки с заданного ее участка в одном створе, что достигается путем сооружения плотин или деривации. В первом случае перед плотиной образуется искусственный водоем, называемый водохранилищем (рис. 6.4).

Рис. 6.4 Схема водохранилища

Однако создаваемое водохранилище, как правило, имеет не только энергетическое назначение, но и ряд других, однако почти каждое из них в том или другом объеме выполняет функции гидроэнергетики. Поэтому, говоря далее о водохранилищах, мы будем подразумевать, что они являются водохранилищами ГЭС. В случае, когда водохранилище имеет многоцелевой характер, говорят о его комплексном назначении, и запасенная в нем вода используется отдельными участниками комплекса и в их интересах в соответствии с требуемым количеством и режимом потребления. 189

В.А. ДУБРОВСКИЙ Таким образом, основным и обязательным признаком водохранилища, отличающим его от естественного водоема (пруда, озера), является возможность регулирования (перераспределения) речного стока и его уровневого режима во времени в соответствии с требованиями заинтересованных отраслей хозяйства. Для этого в водохранилищах речной сток аккумулируется в периоды, когда естественная приточность воды превышает спрос на нее, и отдается в периоды, когда ее не хватает для удовлетворения разносторонних нужд. Состав и компоновка основных сооружений Состав и компоновка сооружений ГЭС определяются схемой концентрации напора. Как уже говорилось, существует основные схемы создания напора: плотинная и деривационная. Гидроэлектростанции, сооруженные по плотинной схеме, делятся, в свою очередь, на два типа: русловые и приплотинные. Деривационные ГЭС также делятся на два типа: с безнапорной и с напорной деривацией. Основными сооружениями ГЭС, выполненными по плотинной схеме, являются плотины и здание ГЭС. При напоре до 25 – 30 м здание станции размещается в одном створе с плотиной и воспринимает напор. Такие гидроэлектростанции называются русловыми. При комплексном использовании водотока в состав гидроузла кроме плотины и здания ГЭС включаются сооружения, предназначенные для удовлетворения специфических нужд каждого участка комплекса (шлюз для водного транспорта, водозаборные сооружения для орошения и водоснабжения, рыбоходы и т.п.). При напоре, превышающем 25–30 м, здание ГЭС размещается за плотиной в нижнем бьефе и уже не воспринимает напор. Такие ГЭС носят название приплотинных. При комплексном назначении гидроузла в него так же, как и в предыдущем случае, включаются сооружения неэнергетических участников комплекса. Поскольку в этой схеме здание ГЭС не воспринимает напор, для подачи воды к турбинам ГЭС необходимы водоприемники и турбинные трубопроводы. Компоновка гидроузлов с приплотинными ГЭС в значительной степени зависит от типа плотины и создаваемого ею напора. Если в рассматриваемой схеме плотина ГЭС сооружена не из бетона, а из грунта или каменной наброски, то водоприемник, турбинные водоводы (трубопроводы) и водосбросы устанавливаются не совмещенными с плотиной. Сооружения деривационных ГЭС располагаются в двух узлах – головном и станционном, соединенных между собой деривацией. 190

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Головной узел ГЭС с безнапорной деривацией (рис. 6.5) состоит из плотины с водосбором и поверхностного водоприемника, а в случае надобности в нем дополнительно размещаются отстойник, грязеспуск, шугосброс и водоприемник для неэнергетических потребителей воды. Безнапорная деривация устраивается в виде открытого канала. Там, где деривационный канал пересекается с поперечно направленными оврагами, долинами, ручьями и реками, создаются сооружения для пропуска воды под или над каналами – дюкеры, трубы под каналами, лотки над каналом, а иногда и крупные мосты – акведуки для пересечения каналом широкой поперечной долины. У станционного узла канал заканчивается и переходит в напорный бассейн, откуда вода по турбинным трубопроводам поступает к турбинам, расположенным в здании ГЭС, и далее в отводящий канал и реку.

Рис. 6.5. Схема сооружений ГЭС с безнапорной деривацией

Когда местность сильно пересеченная и для безнапорной деривации нет благоприятных условий, устраивается деривация в виде туннеля или трубопровода (рис. 6.6). В этих случаях поперечное сечение водовода полностью заполнено водой. Головной узел также включает в качестве основных сооружений плотину с водосбросом и водоприемник. Однако плотина здесь более высокая, а водоприемник – глубинный, что позволяет непрерывно забирать воду при больших колебаниях уровня воды в водохранилище. Станционный узел (в отличие от ГЭС с безнапорной деривацией) часто имеет уравнительный резервуар, основное назначение которого – борьба с возможными гидравлическими ударами при нестационарных режимах в турбинных водоводах, по которым вода поступает в турбины. 191

В.А. ДУБРОВСКИЙ Здесь перечислены лишь основные сооружения и не описаны условия их работы и конструкции. Отметим, что нет ГЭС, которые по составу и компоновке сооружений были бы полностью идентичны. Каждая ГЭС в своем роде неповторима.

Рис. 6.6. Схема сооружений ГЭС с напорной деривацией

Плотины Плотины предназначены для создания водохранилища, поэтому они являются основным сооружением гидроузла для создания напора и регулирования стока. Плотины делятся на две группы по используемым материалам для их возведения: бетонные (железобетонные) и из грунтовых материалов (земляные и каменно-набросные). Бетонные (железобетонные) плотины по конструктивным признакам делятся на гравитационные, арочные и контрфорсные. Отличительным признаком гравитационных плотин является их массивность (рис. 6.7). Значительная масса и большие силы сцепления (трения) по основанию позволяют воздвигать такого рода плотины практически на любых грунтах. Гравитационная плотина при ее высоте до 30 – 40 м может быть сооружена на таком слабом основании, как песок и глина, а на скальном основании высота ее может достигать 300 м. Такие плотины могут быть глухими (рис. 6.7, а), т.е. не допускающими перелива воды через гребень, и водосливными (рис. 6.7, б). Последние выполняются с поверхностными водосливами или заглубленными (донными) отвер192

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ стиями для пропуска воды. Плотины русловых ГЭС состоят обычно из глухой и водосливной частей. Высокие плотины в узких ущельях часто строятся глухими. В этом случае сброс излишней воды осуществляется в обход плотины через поверхностный или туннельный водосброс.

а)

б) Рис. 6.7.Гравитационная плотина

Арочные плотины представляют собой свод с вертикальной осью, очерченный в плане в виде дуги, упирающейся своими концами в скальные берега, которые и воспринимают все давление воды на плотину со стороны верхнего бьефа (рис. 6.8).

Рис. 6.8.Арочная плотина а – разрез; б – план

193

В.А. ДУБРОВСКИЙ Высота таких плотин может достигать более 300 м, однако бетона в ней будет меньше, чем в равноценной по высоте гравитационной. Такие плотины бывают одноарочными и многоарочными и в обоих случаях могут иметь водосбросные устройства. Контрфорсные плотины (рис. 6.9) в простейшем случае выполняются в виде вертикальных железобетонных ребер (контрфорсов), на которые со стороны верхнего бьефа наклонно укладываются железобетонные плиты 1, воспринимающие давление воды. Контрфорсы 2 скрепляются между собой балками жесткости 3, образующими по фронту отдельные пролеты. При соответствующей конструкции гребня с низовой стороны контрфорсные плотины могут быть водосливными. Предельная высота современных контрфорсных плотин достигает 110 м (Зейская ГЭС).

Рис. 6.9.Контрфосная плотина

Разновидностью плотин, сооружаемых из грунтовых материалов, являются земляные. Они строятся из суглинков, супеси, песка и т. п. Различают насыпные и намывные земляные плотины. Первые возводятся путем отсыпки в виде горизонтальных слоев небольшой толщины с последующим уплотнением (укаткой или трамбованием с увлажнением) грунта. Намывные земляные плотины строятся методом гидромеханизации, сводящимся к подаче размытого в карьере разжиженного грунта к месту укладки насосами по трубопроводам или самотеком по трубам или лоткам. Высота таких плотин может достигать более 300 м, однако бетона в ней будет меньше, чем в равноценной по высоте гравитационной. Такие плотины бывают одноарочными и многоарочными и в обоих случаях могут иметь водосбросные устройства. 194

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

Рис. 6.10. Плотины из грунтовых материалов

Рис. 6.11. Контуры некоторых наиболее крупных отечественных и зарубежных плотин в сравнении с другими крупными сооружениями

195

В.А. ДУБРОВСКИЙ Типы и параметры гидрогенераторов Гидрогенератор – это электрическая машина, которая преобразует механическую энергию гидравлической турбины в электрическую. Гидрогенератор обычно имеет общий вал с гидравлической турбиной. На гидроэлектростанциях Российской Федерации, как правило, применяются трехфазные синхронные гидрогенераторы. Гидрогенератор состоит из ротора с полюсной системой и статора с равномерно распределенной стержневой обмоткой. При вращении ротора создаваемое полюсами магнитное поле пересекает стержни обмотки статора, в которой наводится электродвижущая сила. При включении гидрогенератора в электрическую сеть с потребителями энергии по обмотке статора будет протекать ток, создавая электрическую нагрузку генератора. Гидрогенераторы по частоте вращения делятся на три основные группы: тихоходные с частотой вращения до 100 об/мин, средней скорости с частотой вращения от 100 до 200 об/мин и быстроходные с частотой вращения свыше 200 об/мин. Относительно небольшая частота вращения гидрогенераторов при большой номинальной мощности определяет большие размеры и массы активных и конструктивных его частей. Современные мощные гидрогенераторы имеют диаметр корпуса более 20 м при длине от 3,5 до 4 м, а их масса часто превосходит 1500 т. Большие размеры и масса гидрогенератора определяют обычно вертикальное расположение оси его вала. Такие гидрогенераторы называются вертикальными. К ним относятся гидрогенераторы первой и второй группы. При больших частотах вращения гидрогенераторы выполняются горизонтальными. В этом случае они имеют относительно небольшие размеры и массы. К таким гидрогенераторам относятся капсульные гидрогенераторы, которые размещаются в капсуле, омываемой водой прямоосного проточного тракта гидротурбины. Малые ГЭС Малые ГЭС сооружались и успешно эксплуатировались в специфических северных условиях уже с конца XIX в. Начиная с 1940-х гг в России широко практиковалось сооружение малых и мини-ГЭС (МГЭС). Отсутствие достаточных генерирующих мощностей в централизованных энергосистемах, а также высокая стоимость присоединения к ним делали вариант строительства и эксплуатации МГЭС вполне рентабельным. Они в основном и работали как независимые энергопроизводители, изолированно от крупных энергосистем. К 1959 г. число МГЭС 196

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ составляло около 5 тыс., а суммарная их мощность достигла 482 МВт. В Красноярском крае в 1961 г в Северо-Енисейском районе на р. Енашимо вступила в строй Енашиминская ГЭС мощностью 5500 кВт. Расширение строительства крупных электростанций одновременно с интенсивным сооружением линии электропередачи в 1960 – 1970 гг. сделало эксплуатацию мини-ГЭС невыгодной из-за отсутствия современных систем автоматического регулирования и контроля, а также недостатка квалифицированных специалистов. В последнее время в стране возобновились работы по проектированию и строительству малых и микро ГЭС. На территории России, даже в районах развитой ЭЭС, имеется значительное количество мелких изолированных потребителей, электроснабжение которых осуществляется от автономных источников. К этой категории относятся удаленные сельские населенные пункты, горнодобывающие прииски, поселения скотоводов, охотников и рыбаков, фермерские хозяйства, а также другие мелкие потребители, расположенные в труднодоступных и удаленных районах. Для этих районов целесообразно применение малых ГЭС. Малые ГЭС могут быть реализованы в виде низконапорных и свободно-поточных станций. Минимальную стоимость изготовления, монтажа и эксплуатации имеют свободно-поточные микро ГЭС погружного и наплавного типа мощностью до 100 кВт. Погружные микро ГЭС круглогодичного действия удобны для небольших поселков, фермерских хозяйств. Они могут использоваться автономно или параллельно с дизельными электростанциями. Наплавные установки могут применяться в летнее время в партии изыскателей, на пастбищах и т.п. В условиях Сибири большое количество малых рек с необходимым запасом гидроресурсов позволяет достаточно экономично решить проблему электроснабжения маломощных потребителей. Выбор оптимальной конструкции малой гидроэлектростанции является комплексной задачей, включающей в себя выбор расчетных параметров водотока и мощностей одного модуля, конструкции турбины и генератора, компоновки всей электростанции. Применение поплавковых микро-ГЭС обходится дешевле, сама конструкция существенно проще. Недостатком ее является сезонность работы, требование отсутствия на реке лесосплава. Микро ГЭС мощностью 16 кВт выпускается заводом «Тяжэлектромаш» г. Бишкек с 1988 года. Конструкторскую проработку станции, включая гидротурбину, осуществлял Проектно-конструкторский и технологический институт (ПКТИ) Водоавтоматика и метрология г. Бишкек. 197

В.А. ДУБРОВСКИЙ Система стабилизации напряжения и частоты автобалластного типа разработана в Томске и доведена до серийного производства в результате совместных усилий ТПУ и ПКТИ «Водоавтоматика и метрология». В Сибирском федеральном университете под руководством профессоров А. Л. Встовского и М. П. Головина разработаны эскизные проекты торцевых синхронных генераторов с возбуждением от постоянных магнитов, которые имеют частоту вращения от 75 об/мин до 1500 об/мин и позволяют примененять их в установках без мультипликатора (масса и габариты этих генераторов в сравнении с серийно выпускаемыми с учетом массы мультипликатора ниже на 35 – 40%, ниже будет и их стоимость в условиях отлаженного серийного производства). Определены скорость течения, глубина и ширина некоторых рек Сибири, на которых возможна установка наплавных свободно-поточных микро-ГЭС мощностью до 50 кВт в модуле. Разработанная в СФУ конструкция микро ГЭС на базе торцевого генератора с приводом от ортогональной турбины позволила создать автономный источник энергоснабжения, по количественным и качественным показателям не имеющий аналогов в мировой практике. Конструкция автономной энергоустановки за счет использования в ней предлагаемого генератора транспортабельна, имеет сравнительно небольшие габариты и массу, упрощенную схему монтажа и эксплуатации. При изготовлении генератора не требуется специализированного оборудования.

198

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА Геотермальные электростанции в качестве источника энергии используют теплоту земных недр. Известно, что в среднем на каждые 30 – 40 м в глубь Земли температура возрастает на 1 °С. Следовательно, на глубине 3 – 4 км вода закипает, а на глубине 10 – 15 км температура Земли достигает 1000 − 1200 °С. В некоторых частях планеты температура горячих источников достаточно высокая и в непосредственной близости от поверхности. Эти районы наиболее благоприятны для сооружения геотермальных станций. Так, в Новой Зеландии на геотермальных станциях вырабатывается 40 % всей электроэнергии, в Италии – 6 %. Значительная доля электроэнергии приходится на такие станции и в ряде других стран [1]. Геотермальные электростанции, уступая ветровым в суммарной установленной мощности (42 против 52 %), существенно превосходят их по выработке электроэнергии (70 против 27 %), что свидетельствует о высокой эффективности геотермальных энергетических технологий. Выработка электричества на основе использования энергии солнца и приливов мала и в 1998 г. составляла 2 и 1 % мирового производства электроэнергии на основе возобновлемых источников энергии (ВИЭ). Результаты анализа технико-экономических показателей технологий производства электричества с использованием различных возобновляемых источников энергии свидетельствуют о существенных преимуществах геотермальных электростанций (ГеоЭС). Так, на современных ГеоЭС самый высокий в нетрадиционной энергетике коэффициент использования мощности достигает 90 %, что в 3 – 4 раза выше, чем для технологий с использованием солнечной, ветровой и приливной энергии. Стоимость производимой на современных ГеоЭС электроэнергии в среднем на 30 % и в 10 раз ниже, чем на ветровых и солнечных 199

В.А. ДУБРОВСКИЙ электростанциях. Инвестиционная привлекательность геотермальных энергетических проектов, безусловно, определяется также приемлемым уровнем удельных капиталовложений – около 800 – 3000 дол/кВт установленной мощности. Важнейшим экологическим преимуществом ГеоЭС по сравнению с ТЭС является значительное снижение выбросов диоксида углерода СО2 на традиционных ГеоЭС и полное их исключение на современных электростанциях, использующих технологию обратной закачки отработавшего геотермального теплоносителя в георезервуар. Выбросы СО2 на ГеоЭС в несколько десятков раз ниже, чем на ТЭС, работающих на угле, мазуте и природном газе. Таким образом, высокая эффективность, экологичность, региональная значимость и большой суммарный потенциал геотермальных ресурсов стимулируют активное развитие геотермальной энергетики. Использование геотермальных ресурсов в мире К 2005 г. суммарная установленная электрическая мощность ГеоЭС в мире составила 8910,7 МВт. Годовая выработка электроэнергии в 2004 г. – 56 798 ГВт/ч. За последние 30 лет ежегодный прирост мощностей был равен 7 %. (рис. 7.1).

Рис. 7.1. Рост суммарной установленной мощности Nэ и выработки электроэнергии W на ГеоЭС в мире

200

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В 27 странах мира геотермальное тепло используют для получения электроэнергии. Ожидается, что суммарная установленная электрическая мощность ГеоЭС в мире к 2010 г. может составить 20 000 МВт. В таблице 7.1 представлены данные об установленных мощностях и объеме производства электроэнергии и тепла на ГеоЭС мира в 2004 г. В последнее десятилетие активно развиваются технологии прямого использования геотермальных ресурсов в теплоснабжении. С 2000 по 2005 г. суммарная установленная тепловая мощность геотермальных сис­тем теплоснабжения возросла от 8667 до 28 000 МВт. Выработка тепла с использованием георесурсов в мире за 2004 г. составила 261 418 ТДж. Это объясняется прежде всего значительным увеличением количества тепловых насосов (особенно в США), использующих тепло грунта и геотермальных вод. Таблица 7.1 Установленные мощности и объем производства электроэнергии и тепла на ГеоЭС мира в 2005 г. Страна

Австралия Австрия

Установленная мощ-ность, МВт

Рост мощности за 2005–2020 гг.

1995 г.

2000 г.

2005 г.

МВт

%

0,2

0,2

0,2

0

—

0

0

1

1

Новые ГеоЭС

Китай

29

29

28

-1

—

Коста-Рика

55

143

163

20

14 —

Сальвадор

05

161

151

-10

Эфиопия

0

7

7

0

—

Франция

4

4

15

И

275

Германия

0

0

0,2

0,2

Новые ГеоЭС

Гватемала

0

33

33

0

—

Исландия

50

170

202

32

19

Индонезия

310

590

797

207

35

Италия

632

785

790

5

1

Япония

414

547

535

-12

— 182

Кения

45

45

127

82

Мексика

753

755

953

198

16

Новая Зеландия

286

437

435

-2

—

201

В.А. ДУБРОВСКИЙ Никарагуа

35

70

7

10

6

6

Новые ГеоЭС

1909

1931

22

1

16

16

0

—

Папуа Новая Гвинея

0

0

Филиппины

1227

Португалия

5

77

Россия

11

23

79

56

244

Таиланд

0,3

0,3

0,3

0

—

Турция

20

20

20

0

—

США

2 817

2 228

2 544

316

3

Всего

6 798,5

7 972,5

8 910,7

938,2

12

В последние годы все шире используют геотермальные ресурсы в тепловых насосах, теплоснабжении, тепличных хозяйствах и др. В Исландии 87 % потребности в теплоснабжении обеспечивается именно этими ресурсами. В Турции в настоящее время суммарная тепловая мощность сис­тем геотермального теплоснабжения составляет 1177 МВт ,что позволяет обогреть более 30 % жилых помещений страны (табл.7.1). Геотермальные ресурсы России На территории России разведано 47 геотермальных месторождений [1]. Пробурено свыше 3 000 скважин для использования геотермаль­ных ресурсов. Стоимость выполненных исследований в области геотермии и буровых работ составляет более 4 млрд дол. Например, на Камчатке в советское время на геотермальных полях было пробурено 365 скважин глубиной от 255 до 2 266 м и израсходовано около 300 млн дол. (в современных ценах) [3]. В РФ для ряда районов, например Камчатки и Курильских островов, сооружение геотермальных станций может оказаться экономически оправданным. На Чукотке также имеются значительные запасы геотермального тепла на границе с Камчатской областью, а Курильские острова располагают запасами тепла Земли, которых достаточно для их теплои электрообеспечения на 50–200 лет. На Северном Кавказе хорошо изучены геотермальные месторождения (температура в резервуаре 70–180 °С), которые находятся на глубине 300 – 3 000 м. Они способны обеспечить получение до 10 000 тепловой и 200 МВт электрической мощности. 202

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В Приморье, Прибайкалье, Западно-Сибирском регионе также имеются запасы геотермального тепла, пригодного для широкомасштабного использования в промышленности и сельском хозяйстве. В России доля геотермальной электроэнергии может составить 1,0 – 1,5 %, а тепловой – достигнуть 40 – 60%. Такие районы, как Камчатка, Курильские острова, Северный Кавказ, Калининградская обл. могут получать значительную часть электроэнергии благодаря использованию геотермальных ресурсов. Геотермальные энергетические технологии и оборудование России За последние годы создано отечественное геотермальное машиностроение и Россия вошла в число передовых стран мира, производящих и эксплуатирующих геотермальные электростанции. Специалистами МЭИ, ЦНИИТмаш, АО «Наука» и других научно-исследовательских организаций выполнены фундаментальные исследования гидродинамики многокомпонентных сред и их физико-химического взаимодействия с металлами, что позволяет решать сложные научно-технические задачи при проектировании и разработке геотермального энергетического оборудования. На заводах АО КТЗ, АО «ЗиО-Подольск», АО ЧЗЭМ изготовлены 12 геотермальных энергоблоков мощностью 0,5–2,5 МВт для эксплуатации на Курильских островах, Камчатке и в Никарагуа [4–5]. Впервые в России по заказу АО «Интергеотерм» и АО «Геотерм» разработано и изготовлено (АО ЧЗЭМ) специальное оборудование для обустройства геотермальных скважин для ГеоЭС Сан-Хасинто (Никарагуа), Верхнемутновской и Мутновской ГеоЭС (Камчатка), включая шиберную задвижку (Dу=259 мм) в антикоррозионном исполнении, запорно-регулирующий сбросной быстродействующий клапан (D=300/400 мм), дисковый регулирующий затвор (Z)=250 мм) с антикоррозионным покрытием проточной части, устьевой компенсатор и др. В АО «Наука» при участии специалистов НУЦ Гео-МЭИ, ВНИИАМ и других организаций созданы высокоэффективные гравитационные сепараторы, рассчитанные на расход пара до 180 т/ч, которые обеспечивают надежную и эффективную работу турбин ГеоЭС. Эти сепараторы гарантируют степень влажности пара на входе в турбину не более 0,05 %, что позволяет существенно снизить вероятность коррозионного растрескивания металла и уменьшить интенсивность образования отложений в проточных частях турбин. 203

В.А. ДУБРОВСКИЙ Наряду с высокой эффективностью влагоудаления отечественные сепараторы обладают другими очевидными преимуществами по сравнению с зарубежными центробежными сепараторами: компактностью и низкой металлоемкостью, нечувствительностью к исходному паросодержанию и изменению нагрузки. Применение двухступенчатой системы сепарации с промывкой пара чистым конденсатом в сепараторе второй ступени на Мутновской ГеоЭС обеспечивает максимальную очистку рабочего пара от примесей. Кроме того, на основе сепараторов разработаны и изготовлены в АО «ЗиО» расширители, паросборники и шумоглушители, которые хорошо себя зарекомендовали при эксплуатации на Верхнемутновской и Мутновской ГеоЭС мощностью 12 и 50 МВт. В 1990 г. при поддержке России по проекту государственной научно-технической программы России специалисты АО КТЗ, НУЦ ГеоМЭИ, ВНИИАМ начали разработку блочно-модульных ГеоЭС, а уже в 1993 г. на о. Кунашир (Курильские острова) была пущена в эксплуатацию первая такая ГеоЭС Омега-500 мощностью 500 кВт, изготовленная в АО КТЗ. Здесь также выпускают турбоустановки с противодавлением мощностью 0,5 – 2,5 МВт с генераторами на 50 и 60 Гц. В 2003 г. на о. Кунашир введена в эксплуатацию первая очередь Менделеевской ГеоТЭС мощностью 1,8 МВт, а в 2005 г. – пущена ее вторая очередь. На о. Итуруп у подножия вулкана Барановского завершается строительство ГеоЭС с турбоустановкой мощностью 1,8 МВт. Для поставки в Никарагуа были изготовлены турбоустановки мощностью 2,5 МВт на 60 Гц. По заказу АО «Геотерм» на АО КТЗ изготовлены и после стендовых заводских испытаний в полной готовности поставлены три конденсационные турбины мощностью по 4,0 МВт для Верхнемутновской ГеоЭС, которые успешно эксплуатируются с 1999 г. Турбина располагается в модуле размером 10,5x3,2x2,4 м и обладает следующими конструктивными особенностями: в системе парораспределения применена поворотная заслонка типа «баттерфляй», все 10 ступеней имеют бандаж, развитую систему сепарации влаги и пусковой турбомасляный насос. В АО КТЗ разработаны и производятся турбоустановки средней мощности (в том числе для ГеоЭС Сан-Хасинто), мощностью 23 МВт со смешивающими конденсаторами. Кроме того, коллектив этого завода выиграл в 2000 г. международный тендер на изготовление для Мутновской ГеоЭС двух двухпоточных турбин мощностью по 25 МВт с рабочей лопаткой последней ступени высотой 450 мм. Развитая система внутриканальной сепарации и специальная ступень-сепаратор позво204

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА лили на 1,7 % увеличить КПД турбины, что обеспечило наименьший удельный расход пара и наивысший КПД энергоблоков Мутновской ГеоЭС по сравнению с зарубежными аналогами. В настоящее время на полуострове Камчатка работает Паужетская геотермальная ТЭС мощностью 11 МВт. Структурная схема геотермальной электростанции для вулканических районов приведена на рис. 7.2. Схема электростанции для районов, располагающих ресурсами термальных вод с температурой ниже 100 °С на глубинах, доступных для современной буровой технике, приведена на рис. 7.3. В более отдаленном будущем предполагается использование высокотемпературных слоев мантии (до 1000 °С) для получения пара, в который будет превращаться вода, закачиваемая в искусственно созданные «вулканические» жерла. Разумеется, что получаемая таким образом энергия будет «чистой» и не будет влиять на биосферу (огромная масса мантии практически исключает влияние на ее состояние отбираемой теплоты). Использование геотермальной энергии в современных условиях в значительной степени зависит от затрат, необходимых для вывода на поверхность геотермального теплоносителя в виде пара или горячей воды. Все действующие в настоящее время геотермальные электростанции располагаются в таких районах Земли, в которых температура теплоносителя достигает 150−360 °С на глубинах, не превышающих 2 − 5 км. Развитие геотермальной энергетики в отдельных регионах России позволяет уже сегодня решать проблему электро- и теплоснабжения, в частности, на Камчатке, Курильских островах, а также на Северном Кавказе и в отдельных районах Сибири и Европейской части России. По данным Института вулканологии ДВО РАН, уже выявленные геотермальные ресурсы позволяют полностью обеспечить Камчатку электричеством и теплом более чем на 100 лет. Наряду с высокотемпературным Мутновским месторождением мощностью 300 МВт(э) на юге Камчатки известны значительные запасы геотермальных ресурсов на Кошелевском, БольшеБанном, а на севере – на Киреунском месторождениях. Всего на этих месторождениях можно получить около 2 000 МВт. Запасы тепла геотермальных вод Камчатки оцениваются в 5 000 МВт (тепловых). На Чукотке также имеются значительные запасы геотермального тепла (на границе с Камчатской областью), часть из них уже открыта и может активно использоваться для энергообеспечения близлежащих городов и поселков. Курильские острова тоже богаты запасами тепла земли, их вполне достаточно для тепло- и электрообеспечения этой территории в течении 100–200 лет. На острове Итуруп обнаружены 205

В.А. ДУБРОВСКИЙ запасы двухфазного геотермального теплоносителя, мощности которого – 30 МВт(э) достаточно для удовлетворения энергопотребностей всего острова в ближайшие 100 лет. На южном острове Кунашир имеются запасы геотермального тепла, которые уже используются для получения электроэнергии и теплоснабжения г. Южно-Курильска. Недра северного острова Парамушир менее изучены, однако известно, что и на этом острове есть значительные запасы геотермальной воды температурой от 70 до 95 оС. Здесь также строится ГеоЭС мощностью 20 МВт. На Северном Кавказе хорошо изучены геотермальные месторождения с температурой в резервуаре от 70 до 180 оС, которые находятся на глубине от 300 до 5000 м. Здесь уже в течение длительного времени используется геотермальная вода для теплоснабжения и горячего водоснабжения.

Рис. 7.2. Схема геотермальной электростанции для вулканических районов: 1 − скважина; 2 − паропреобразователь; 3 − турбина; 4 − конденсатор; 5 − насос; 6 − водяной теплообменник

В условиях ожидаемого глобального потепления, вызванного воздействием промышленных выбросов в атмосферу, в первую очередь диоксида углерода (СО2), перевооружение отечественной энергетики должно базироваться на наиболее экологически чистых технологиях 206

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА производства электроэнергии и тепла. Создание геотермальных систем теплоснабжения позволит сократить количество котельных, работающих на органическом топливе и снизить вредные выбросы в атмосферу.

Рис. 7.3. Схема геотермальной вакуумной электростанции с одним расширителем: 1 − скважина; 2 − бак-аккумулятор; 3 − расширитель; 4 − турбина; 5 − генератор; 6 − градирня; 7 − насос; 8 − смешивающий конденсатор; 9, 10 − насос

Геотермальные электростанции – самое экологически чистое производство электроэнергии и тепла. Сегодня в России создана первая в мире экологически чистая геотермальная электрическая станция – опытно-промышленная Верхне-Мутновская ГеоЭС, которая не имеет практически никаких выбросов в атмосферу, так как геотермальный теплоноситель, совершив работу в технологической схеме станции, полностью (вместе с газами) закачивается в землю. Сегодня в мире активно обсуждается размер налога на 1 т СО2, выбрасываемого в атмосферу; по оценкам разных авторов он колеблется от 1 до 30 дол. за 1 т СО2. Некоторые страны в ближайшие годы не смогут снизить количество выбросов в атмосферу до уровня 1990 г. и в соответствии с Киотским соглашением 2004 г. вынуждены будут покупать квоты у других стран. В связи с этим они стремятся установить минимальный налог на выброс СО2 в атмосферу. У России есть все условия для сохранения общего объема выбросов на современном уровне и активного участия на рынке квот СО2. 207

В.А. ДУБРОВСКИЙ При введении налога на выброс СО2 в атмосферу принципиальным образом меняются технико-экономическое обоснования выбора электростанции (КЭС, ТЭЦ и ГеоЭС) в пользу геотермальных станций. Расходы на исследования и разработку (бурение) геотермальных полей составляют до 50 % всей стоимости ГеоЭС. Так, стоимость всей опытно-промышленной Верхне-Мутновской ГеоЭС (мощность 12(3х4) МВт) составила около 300 млн руб. Однако отсутствие транспортных расходов на топливо, возобновляемость геотермальной энергии и экологическая чистота производства электроэнергии и тепла позволяют геотермальной энергетике успешно конкурировать на энергетическом рынке и в некоторых случаях производить более дешевую электроэнергию и тепло, чем на традиционных КЭС и ТЭЦ. Для удаленных районов (Камчатка, Курильские острова) ГеоЭС имеют безусловное преимущество перед ТЭЦ и дизельными станциями, работающими на привозном топливе. Если в качестве примера рассматривать Камчатку, где более 80 % электроэнергии производится на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, работающих на привозном мазуте , то использование геотермальной энергии более выгодно. Даже сегодня, когда идет процесс строительства новых ГеоЭС на Мутновском геотермальном поле, себестоимость электроэнергии на Верхнее-Мутновской ГеоЭС более чем в 2 раза ниже, чем на ТЭЦ в Петропаловске-Камчатском. Стоимость 1 кВт/ч(э) на старой Паужетской ГеоЭС в 2 – 3 раза ниже, чем на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. Совершенно ясно, что экономика Камчатки не может успешно развиваться без снижения стоимости потребляемой электроэнергии, а это можно достичь только путем использования геотермальных ресурсов. В то же время почти вся Камчатка и другие регионы России располагают значительными запасами геотермальной воды с температурой более 85 оС, позволяющей получать электроэнергию на ГеоЭС с бинарным циклом мощностью от 300 кВт до 10 МВт будет способствовать обеспечению удаленных поселков Камчатки, Чукотки и Сибири эликтричеством и теплом. Поэтому следующим этапом является создание четвертого энергоблока ВМГеоЭС и исследования комбинированной ГеоЭС с бинарным циклом. Российские бинарные энерготехнологии Первая в мире геотермальная бинарная электростанция (БЭС) – Паратунская ГеоЭС – построена в России в 1967 г. на Камчатке. После этого изобретение отечественных ученых – выработка электроэнергии из горячей воды – получило широкое распространение в мире. 208

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА Так, фирма ОРМАТ (Израиль) произвела и поставила в разные страны мира уже тысячи бинарных энергоблоков. В условиях реформирования жилищно-коммунальных хозяйств и перевооружения отечественной энергетики бинарные технологии становятся важным элементом локальных автономных систем тепло- и электроснабжения. В АО «Наука» совместно с ведущими фирмами и институтами России (ИВТАН, ИТФ СОРАН, ВНИИхолодмаш, ВНИИнефтемаш) осуществляется разработка технического проекта энергоблока № 4 Верхнемутновской ГеоЭС с бинарным циклом мощностью 6,5 МВт (рис. 7.4). В ближайшее время планируется начать строительство Паужетской ГеоЭС мощностью 4,0 МВт.

Рис. 7.4. Схема энергоблока № 4 Верхнемутновской ГеоЭС

В соответствии с программой развития геотермальной энергетики Краснодарского края ведутся работы по подготовке техникоэкономического обоснования проекта геотермального теплоэлектроснабжения г. Лабинска, где для выработки электроэнергии будет использована БЭС мощностью 4,0 МВт. Бинарные электростанции позволяют на основе использования низкопотенциального тепла различных источников вырабатывать электроэнергию, т.е. утилизировать тепло сбросной воды ГеоЭС, водогрейных котлов (в том числе работающих на биотопливе), некондиционных геотермальных скважин и даже новых реакторов для теплоснабжения. 209

В.А. ДУБРОВСКИЙ Применение рабочих тел с низкой температурой кипения в циклах бинарных электростанций увеличивает эффективность использования потенциала теплоносителя и открывает широкие возможности для решения проблемы энергообеспечения удаленных регионов России. Геотермальное теплоснабжение В последние годы в мире отмечается значительный рост мощностей геотермального теплоснабжения. Системы геотермального централизованного теплоснабжения в основном применяются в Европе (лидеры – Франция и Испания), а также в Китае, Японии и Турции. В США преобладают системы геотермальной отопления отдельных домов. Примером успешной реализации крупного геотер­мального теплофикационного проекта является созда­ние системы геотермального теплоснабжения столицы Исландии г. Рейкьявика, которая обеспечивает около 99 % потребностей в тепле, потребляет 2 348 л/с гео­термальной горячей воды температурой 86 – 127 °С. Эта система включает в себя деаэратор, насосную станцию, аварийные (резервные) баки, пиковую ко­тельную и разветвленную сеть раздачи тепла. Геотермальные ресурсы России обеспечивают хорошие перспективы развития теплоснабжения. По данным доктора технических наук О. А. Поварова [6], суммарная мощность существующих геотермальных систем теплоснабжения составляет 430 МВт, перспективных – 21 тыс. МВт. В отдельных регионах они могут обеспечить до 10 % суммарного энергопотребления. В настоящее время геотермальные ресурсы используются в основном в трех регионах: в Дагестане, Краснодарском крае, на Камчатке. В Дагестане для теплоснабжения используется 4,1 млн м3 геотермальной воды в год. Максимальное ее количество было добыто в 1988 г. 9,4 млн м3. В республике пробурено 123 скважины, эксплуатируется 45. Наиболее круп­ное месторождение – Кизлярское, где из 9 скважин ежегодно добывается 1,4 млн м3 геотермальной воды. Только здесь успешно осуществляется обратная закачка отработанного геотермального теплоносителя в две скважины в объеме 0,8 млн м3 в год, что составляет 57 % общего количества добытой воды. Системы теплоснабжения – двухконтурные, открытые. В первом контуре греющим теплоносителем является вода чокракского горизонта с температурой 115 °С, во втором – вода апшеронского горизонта с температурой 48 °С. При численности населения г. Кизляра 45 тыс. чел. геотермальным отоплением и горячим водоснабжением обеспечивается 70 % жителей. Разработан проект увеличения установленной мощности данной системы теплоснабжения из расчета обеспечения 100 % потребности города 210

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА при обратной закачке всего отработанного теплоносителя. Стоимость реали­зации проекта – 1 млн дол., срок окупаемости 7 лет. В Краснодарском крае добывается и используется для теплоснабжения 2,3 млн м3 геотерма­льной воды в год. Максимальное ее количество было добыто в 1986 г. – 8,6 млн м3. Всего в регионе пробурено 79 скважин, из них экс­плуатируется только 40. Установленная тепловая мощность 16 термоводозаборов составляет 238 МВт, годовая выработка тепловой энергии — 834 тыс. МВтч. Наиболее крупное месторождение – Мостовское с утвержденными запасами 11 тыс. м/сут, на котором эксплуатируется 13 скважин. Особенностью месторождения является низкая минерализация воды – 1 г/л при температуре 75 °С. В 1989 г. для отопления и горячего водоснабжения объектов поселка была построена геотермальная система теплоснабжения расчетной тепловой мощностью 5 МВт с двумя тепловыми насосами в качестве которых применялись парокомпрессионные машины А-220 московского завода «Компрессор». В результате трехлетней эксплуатации были подтверж­ дены проектные характеристики этой системы, однако частые отказы тепловых насосов обусловили их демонтаж в 1992 г. К числу масштабных проектов относится разрабатываемая система геотермального теплоэнергоснабжения г. Лабинска Краснодарского края с численностью населения 70 тыс. чел. Геотермальное месторождение вскрыто четырьмя скважинами с дебитами 2500 – 5000 м3/сут и температурой 110 – 120 °С, минерализацией 14 г/л, содержание фенолов составляет до 0,4 мг/л. Прогнозные эксплуатационные ресурсы месторождения оценены в 20 тыс. м3/сут, или 100 МВт. Расчетные тепловые нагрузки объектов города обеспечиваются 21 коммунальной и 25 производственными котельными. Большинство котельных оборудованы малоэффективными чу­гунными котлами и требуют модернизации. На основе анализа тепловых нагрузок города и ресурсных характеристик месторождений расчетная тепловая мощность геотермальной систе­мы теплоснабжения определена в 60 МВт, установленная электрическая мощность – 4 МВт. При этом предусматривается ее поэтапная реа­лизация с первоочередным использованием трех существующих и бурением одной новой скважины. Все скважины соединяются магистральным теплопроводом, пропускная способность которо­го рассчитана на перспективное развитие до 60 МВт. Стоимость реализации данного проекта согласно разработанному бизнес-плану – 21 млн дол. срок окупаемости – 5 лет. Включение бинарной электростанции в проект позволит значительно повысить его эффективность путем использования геотермального тепла для выработки электроэнергии в летний неотопительный сезон. 211

В.А. ДУБРОВСКИЙ В современных условиях в системах теплоснабжения широко применяют тепловые насосы с использованием геотермальных источников энергии. В большинстве случаев это низкопотенциальные (так называемые грунтовые, или фоновые) геотермальные ресурсы, лежащие на глубине нескольких десятков или сотен метров. Широкое распространение получили следующие способы извлечения первичного тепла: – получение геотермальной воды из скважин; – применение горизонтальных грунтовых теплообменников; – устройство теплообменников типа «труба в трубе» в скважине; – сооружение теплообменников в опорах фундаментов и других элементах конструкций зданий.

Рис. 7.5. Принципиальная схема использования геотермальных ресурсов для тепло- и электроснабжения г. Лабинска (при температуре воздуха ниже 2,6 оС).

Для работы компрессоров тепловых насосов обычно применяют электропривод. Наблюдается тенденция снижения верхнего температурного уровня в системах теплоснабжения до 30 – 40 °С с устройством обогрева под полом, что позволяет уменьшить электропотребление компрессоров и повысить эффективность тепловых насосов в целом. Наибольшее развитие эти технологии получили в США, Швеции, Канаде, Германии, Швейцарии и Австрии. В последние годы использование тепловых насо­ 212

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА сов значительно увеличилось. Особенно ярко это выражено в США, где в 1997 г. работало около 45 000 геотермальных тепловых насосов, а в настоящее время прирост их количества составляет около 50 000 шт/год, в том числе 46 % – с использованием закрытых вертикальных теплообменников, 38-горизонтальных и 15 % – открытых систем. Ожидается дальнейший ежегодный рост на 10 % установленной мощности тепловых насосов в США (на сегодняшний день в США установлено более 500 000 тепловых насосов). В Швейцарии в среднем один тепловой насос приходится на 2 км территории. В нормах проектирования и строительства зданий в Швейцарии предусмотрено обязательное использова­ние геотермальных тепловых насосов для теплоснабжения. Россия, как северная страна с большой территорией, в первую очередь нуждается в развитии локальных систем теплоснабжения с применением тепловых насосов. Для этих целей высокоэффективными являются тепловые насосы с использованием грунтового тепла. Эти технологии активно развиваются в мире, а в настоящее время осваиваются в Москве и других городах России. При строительстве аквадрома и других зданий в Москве предусмотрено применение тепловых насосов для систем нагрева воды и отопления. На юго-западе Москвы успешно работает система горячего водоснабжения 18-этажного жилого дома. Использование тепла грунта земли (шесть скважин-теплообменников на глубине до 30 м) в тепловых насосах вместе с утилизацией тепла вентиляционных выбросов позволяет обеспечить более дешевое, бесперебойное, круглогодичное горячее водоснабжение дома. На Камчатке все теплоснабжение основано на сжигании привозного мазута из США и угля с Сахалина. Вместе с тем здесь имеются самые большие в стране геотермальные месторождения, тепловая мощность которых оценивается в 5 тыс. МВт, для теплоснабжения используется около 1 % этой тепловой мощности. Наиболее перспективна разработка Верхне-Паратунского месторождения с температурой воды 85 °С и эксплуатационными запасами 23,3 тыс. м3/сут. Под руководством О.А. Поварова разработана геотермальная система теплоснабжения г. Елизово (пригород г. Петропавловск-Камчатского) расчетной тепловой мощностью 150 МВт. После транспортировки геотермальной воды с расходом 300 л/с от Верхне-Паратунского месторождения по теплопроводу длиной 30 км до г. Елизово ее температура снижается до 75 °С. Для полного использования теплового потенциала геотермального теплоносителя предусмотрена установка тепловых насосов общей расчетной тепловой мощностью 85 МВт. После охлаждения до 10 – 20 °С геотермальная вода сливается в водоем. Расчетный температурный график системы тепло213

В.А. ДУБРОВСКИЙ снабжения – 95/60 °С. Установленная электрическая мощность тепловых насосов – 31 МВт, для их привода предполагается использовать электроэнергию от строящейся второй очереди Мутновской геотермальной электростанции мощностью 100 МВт. Реализация проекта позволит закрыть 25 мазутных и угольных котельных. Стоимость осуществления проекта – 50 млн дол., срок окупаемости – 5 лет. Системы геотермального теплоснабжения существенно отличаются от традиционных. Они состоят из продуктивных и реинжекционных скважин, насосных станций и тепловых пунктов (ТП). Эти ТП имеют специфические тепловые и гидравлические характеристики. К их оборудованию, схемам, режимам эксплуатации предъявляются дополнительные требования. В России проектирование геотермальных систем теплоснабжения выполняется в соответствии с нормами. Они содержат следующие основные разделы: теплотехнические и экономические принципы использования, схемы и обо­рудование, тепловой расчет систем отопления и охлаждения, регулирование отопления. За основные теплотехнические показатели совершенства геотермальной системы теплоснабжения приняты минимальный расход геотермальной воды и максимальное значение коэффициента эффективности, определяемого по формуле нагрева в годовом тепловом балансе системы геотермального отопления. Экономические принципы, регламентированные нормами, требуют пересмотра в условиях рыночной экономики. Разделы, касающиеся оборудования, систем отопления и регулирования, основаны на устаревших подходах и технических решениях. Термины и определения не соответствуют общепризнанной международной терминологии. Для развития геотермального теплоснабжения принципиальное значение имело создание в 2003 г. российского Геотермального общества во главе с О. А. Поваровым. Международные семинары в г.Сочи (октябрь 2003 г.), Петропавловске-Камчатском (август 2004 г.), в работе которых приняли участие 180 специалистов из 17 стран, позволили определить приоритеты разви­тия геотермии в России. В заключение можно сделать некоторые выводы: В России имеются значительные ресурсы для развития систем геотермального теплоснабжения и определенный опыт их сооружения и эксплуатации. Для масштабного внедрения геотермального теплоснабжения необходимо использовать мировой опыт, и в первую очередь – реинжекцию на термоводозаборах и тепловые насосы для глубокого охлаждения теплоносителя. 214

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА Российские нормы проектирования геотермального теплоснабжения целесообразно доработать с учетом проверенных мировой практикой технических решений и оборудования. Перспективы развития геотермальной энергетики России Реализация современных международных геотермальных энергетических проектов характеризуется расширением применяемых финансо­вых схем. Высокая инвестиционная привлекательность этих проектов позволяет в ряде стран финансировать их на основе контрактов типа BOOT (строю, владею, экс­плуатирую, передаю), BLT (строю, сдаю в аренду, передаю). Инвестору становится выгодно построить ГеоЭС за счет собственных средств и привлеченных кредитов, затем в течение определенного времени владеть и эксплуатировать ее (обеспечивая возврат вложенных средств и получение прибыли), а впоследствие передать ГеоЭС ранее оговоренному новому владельцу (государственной или частной энергети­ческой компании либо концессионеру геотермального месторождения). При таких схемах финансирования существенно сокращается срок строительства и повышается эффективность вложенных средств. В условиях современной России и реструктуриза­ции энергетики нельзя ожидать мощного централизованного финансирования строительства электростан­ций, их перевооружения и организации теплоснабжения городов. Энергетические компании, регионы, большие города и отдельные районы должны активно участвовать в обеспечении населения и промышлен­ности устойчивым электро- и теплоснабжением на основе современных энергетических технологий, макси­мально используя местные ресурсы ВИЭ. Развитие отечественной энергетики должно базироваться на российских и зарубежных инвестициях и кредитах. Для этого необходимо обеспечивать финансово-экономическую привлекательность проектов и надежность возврата заемных средств. Успешным примером проектного финансирования строительства новой Мутновской электростанции является сотрудничество ОАО «Геотерм» с Европейским банком реконструкции и развития (ЕБРР) и получение кредита около 100 млн дол. На начальном этапе подготовки к созданию Мутновской ГеоЭС работы велись за счет ОАО «Камчатскэнерго» и госбюджетных средств Минэнерго и Миннауки России, а подготовка ТЭО (Feasibility Study) финансировалась грантом ЕБРР (примерно 1 млн дол.). Создание этой электростанции осуществлялось в соответствии с современными 215

В.А. ДУБРОВСКИЙ международными требованиями, и все 12 контрактов на поставки оборудования, работы и услуги заключались ОАО «Геотерм» на открытой конкурсной (тендерной) основе. Около 60 различных организаций, институтов и фирм проявили интерес к участию в создании первой Мутновской ГеоЭС. Практически впервые в отечественной энергетике организация финансирования и управления проектом по строительству электростанции выполнена в соответствии с международными правилами ведения торгов, осуществления бухгалтерского учета и финансово-экономической отчетности, а также технического контроля. Главными условиями для начала реализации геотермальных энергетических проектов в России являются наличие лицензии на геополе, подписанный контракт на гарантированную куплю-продажу будущей электроэнергии (на 30 лет) и собственные средства компании (до 30 %). В ОАО ДВЭУК разработана программа развития геотермальной энергетики Камчатской области, которая предусматривает строительство энергоблока № 4 Верхнемутновской ГеоЭС с бинарным циклом электрической мощностью 6,5 МВт, сооружение Паужетской бинарной ГеоЭС (4,0 МВт), создание геотермального теплоснабжения г. Елизово и системы геотермального энергоснабжения г. Петропавловска-Камчатского. В перспективе планируется также построить вторую очередь Мутновской ГеоЭС (100 МВт) и разместить на ней бинарные энергоблоки. Реализация геотермальных энергетических проектов в России имеет особую привлекательность в свете развития механизмов Киотского протокола и Рамочной конвенции ООН об изменении климата. После ратификации Россией Киотского протокола стало возможным получение безвозмездных авансовых денежных вы­плат под будущие сокращения выбросов парниковых газов на стадии строительства объекта. Расчеты показывают, что в перспективе только на продаже (переуступке) квот снижения выбросов диксида углерода на Мутновских ГеоЭС можно получить 5 – 10 млн дол. Подобные инвестиции вместе со средствами, полученными в рамках Киотского протокола, могут составить в среднем 10 – 50 % общей стоимости проекта. Механизмы работы углеродного рынка предполагается использовать для действующей Мутновской ГеоЭС, проектируемого энергоблока № 4 Верхнемутновской ГеоЭС, геотермального теплоэлектроснабжения г. Лабинска и для других российских проектов. В 2001–2002 гг. Всемирный банк разработал программу поддержки развития геотермальной энергетики Восточной Европы и Центральной Азии, которая пред­полагает выделение в рамках Геофонда 25 млн дол. 216

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА в ближайшие 2 – 3 года на техническое содействие, частичные гарантии рисков и инвестирование геотермаль­ных проектов. Российская ассоциация «Геотермальное энергетическое общество» при финансовой поддержке и учас­тии Мирового банка, Геофонда, Международной геотермальной ассоциации, Немецкой геотермальной ас­ социации, Минпромнауки и Минэкономразвития Рос­сии, ОАО «Геотерм», АО «Наука», администраций Краснодарского края, Камчатской области и других организаций успешно провела международ­ные геотермальные семинары в г. Сочи (МГС-2003) и в г. Петропавловске-Камчатском (МГС-2004). В результате определены наиболее перспективные российские геотермальные энергетические проекты: – строительство энергоблока № 4 Верхнемутновской ГеоЭС (стоимость проекта 15,0 млн дол.); – тепло- и электроснабжение г. Лабинска Красно­дарского края (33,0 млн дол.); – тепло- и электроснабжение Елизовского района Камчатской обл. (55,0 млн дол.); – сооружение Паужетской бинарной ГеоЭС (10,0 млн дол.); – строительство второй очереди Мутновской ГеоЭС 100 (50 + 50) МВт (230 – 250 млн дол.); – комплексное использование геотермальных ресурсов Казьминского месторождения в Ставропольском крае (18,0 млн дол.); – тепло- и электроснабжение п. Светлый Калининградской обл. (21,0 млн дол.); – теплоснабжение городов Дагестана – Кизляра (19,5 млн дол.), Махачкалы (75,0 млн дол.) – и п. Чистово в Омской обл. (9,0 млн дол.). Геофонд Всемирного банка планирует выделить гранты и техническую помощь для реализации проектов по созданию геотермального теплоэлектроснабжения г. Лабинска, строительству энергоблока № 4 Верхнемутновской ГеоЭС с бинарным циклом, сооружению Паужетской бинарной ГеоЭС, а также поддер­жать проекты для Калининградской области и Ставропольского края. Практически все геотермальные источники содержат примеси в виде различных химических элементов. Пароводяная смесь, поступающая от продуктивной скважины, может содержать до 90 % жидкой фазы, ее энтальпия составляет от 12 000 до 2500 кДж/кг. Общее количество примесей в пароводяной смеси может достигать 2 г/л. Химическая активность подземных теплоносителей, в составе которых могут быть ртуть, мышьяк, вызывает отрицательные экологические эффекты, а также усиливает коррозию конструкционных материалов энергетического оборудования. 217

В.А. ДУБРОВСКИЙ Наиболее эффективным мероприятием по подготовке пара перед турбиной ГеоЭС является гравитационная сепарация. Извлечение химических элементов до отбора теплоты от теплоносителя позволяет снизить экологическое влияние, уменьшить химическую коррозию и получить ценное сырье для химической промышленности. Так, в некоторых скважинах Южно-Каспийского бассейна в 1 л воды содержится, мг: свинца – 77, цинка – 5, кадмия – 2, меди – 15. В настоящее время геотермальные источники больше используются для теплоснабжения, чем для выработки электрической энергии. Это объясняется как техническими трудностями в работе геотермальных электростанций, так и высокой стоимостью их в расчете на единицу установленной мощности. Опытная геотермальная электростанция, основанная на цикле А.И.Калины Всякое расширение интервала температур теплосилового цикла, теоретически ведущее при прочих равных условиях к повышению его термического КПД, связано, как известно, с необходимостью увеличения отношения давлений испарения и конденсации. Возможности уникального в этом отношении вещества – воды – в современной теплоэнергетике практически исчерпаны. Поэтому на верхнем, «горячем», участке цикла часть перепада температур используется уже вне парового цикла, например в газовой турбине. У современных атомных и геотермальных электростанций (по самой их природе) верхняя температура рабочих циклов ограничена, поэтому ни­каких других реальных возможностей существенного расширения температурного интервала работы пароводяных циклов у этих электростанций в обозримой пер­спективе нет. Что касается нижней части цикла, необходимость в высоком вакууме исключает использование воды как рабочего тела при температурах, даже приближающихся к нулю, не говоря уже о более низких. Поэтому современная «большая» теплоэнергетика вынуждена пока работать в условиях, диктуемых свойствами воды. Между тем «расширение» интервала температур работы тепловых электростанций остается в числе актуальных проблем повышения эффективности теплоэнерге­тики. И здесь есть только один путь – «вниз». Его предопределяют не только законы термодинамики, но и климатические условия как в России, так и в некоторых других странах. Попытки использовать в теплоэнергетике другие рабочие тела (речь, естественно, идет о паротурбинных электростанциях, а не о дви218

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА гателях внутреннего сгорания или газотурбинных установках), например некоторые из применяемых в холодильной технике, рассматривались до последнего времени большинством специалистов-энергетиков как экзотика, хотя иногда и обсуждались в литературе. Однако тематика обсуждения не выходила за рамки классических температур теплосилового цикла, без какого-либо учета возможности и целесообразности переноса его нижней границы в область, близкую к нулю и, тем более – в область отрицательных температур. Для «водяной» теплоэнергетики это невозможно. Кроме того, возникают проблемы, пугающие своей кажущейся сложностью, главная из которых состоит (кроме выбора рабочего тела) в непостоянстве (включая сезонность) температуры окружающей среды – воздуха. Следует отметить, что, несмотря на все сказанное, идея использовать на тепловых электростанциях аль­тернативное воде рабочее тело, чтобы реализовать цикл с конденсацией в области низких температур, бы­ла впервые высказана в России. В 1894 г. П.К. Янковский предложил употребить для этого в качестве рабочего тела галоидопроизводные предельных углеводородов – «родственников» современных фреонов. Однако в то время идея приме­нения в теплоэнергетике циклов с «неводяными» парами, да еще с низкой температурой конденсации, была явно преждевременной и никакого внимания не привлекла. Возрождение интереса к использованию в теплоэнергетике «неводяных» рабочих тел было связано в первую очередь с началом практических работ по со­зданию геотермальных установок для производства электроэнергии. Такие разработки впервые появились в России. Еще в 1955 г. Л.М. Розенфельд предложил использовать в теплосиловых устройствах бинарный водоаммиачный цикл. В 1965 г. была изготовлена и запущена фреоновая низкотемпературная установка УЭФ-90/0,5 мощностью 750 кВт для выработки электроэнергии. Грею­щей средой для нее служила геотермальная вода температурой 80 °С. С 1967 до 1971 г. на Камчатке в лаборатории натурных испытаний Института теплофизики СО АН СССР проводились эксплутационные исследования с использованием фреона R-12. Всего в процессе испытаний УЭФ-90/0,5 отработала 2 140 ч, в том числе 820 ч в промышленном режиме. Результаты «паратунского» эксперимента показали, что создание надежной работоспособной энергетической установки с «неводяным» рабочим телом вполне возможно. Однако основным в «неводяной» теплоэнергетике стало все же водоаммиачное направление, основанное на циклах А.И. Калины, раз219

В.А. ДУБРОВСКИЙ работанном им при активной поддержке известного американского ученого, специалиста в области термодинамики М. Трайбуса. А.И. Калина окончил Одесский институт холодильной промышленности. В 70 - х годах эмигрировал в США, где организовал фирму Exergy Inc., успешно работающую с корпорацией «Дженерал Электрик» в области создания водоаммиачных циклов электростанций. Выбор смеси NH3 + Н2О, опиравшийся на опыт и традиции холодильной техники, оказался чрезвычайно удачным. Как аммиак, так и водоаммиачные смеси хо­рошо изучены. Аммиак занимает второе место после воды по теплоте парообразования; он широко исполь­ зуется не только в холодильной технике, но и в химической технологии. Существующие среди энергетиков опасения о последствиях, связанных с использованием аммиака, мягко говоря, преувеличены. Здесь не возникает проблем, тем более что в теплоэнергетических системах аммиак может работать в смеси с водой. Он дешев и доступен, не оказывает корродирующего действия на железо и его сплавы, растворим в воде во всем диапазоне концентраций. Наконец, что очень важно, в водоаммиачном тепло­силовом цикле даже при низких температурах конден­сации, которые могут встретиться на практике, давле­ние двухфазной смеси превышает атмосферное. Значение этого обстоятельства трудно переоценить как с конструкторской, так и эксплутационной точек зрения. Экспериментальная электростанция мощностью 3 МВт, построенная по циклу А.И. Калины (при непосредственном его участии) с использованием водоаммиачного рабочего тела, показала высокую термодинамическую и эксплутационную эффективность этого цикла. Единственным, но существенным негативным ре­зультатом оказалась невозможность поднять температуру цикла выше 550 – 600 °С. Надежды на то, что аммиак в смеси с водой не начнет диссоциировать при такой температуре, не оправдались. Что касается температур, лежащих ниже диссоциации, то водоаммиачный цикл А.И. Калины уже успешно используется в этих условиях на установках в США, Японии и Исландии (рис. 7.6). Планируется создание и других электростанций мощностью более 100 МВт. Естественно, что аммиаком и другими известными холодильными агентами выбор рабочего тела для низкотемпературных геотермальных электростанций исчерпывается. Необходимы дальнейшие исследования, начало которым уже положено. Опыт, накопленный при эксплуатации низкотемпературной техники, может быть очень полезен. 220

7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА

Рис. 7.6. Принципиальная схема опытной геотермальной электростанции, работающей в Исландии

221

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Состояние и перспективы развития мировой ветроэнергетики В последние годы чрезвычайно бурно развивается ветроэнергетика. Во многих странах она является приоритетным направлением энергосбережения и использо­вания экологически чистой возобновляемой энергии. Практически ежемесячно по ветроэнергетике проводятся различные семинары, международные выставки и конференции. Наиболее представительны и популярны мероприятия, проводимые Всемирной ветроэнергетической ассоциацией (ВВЭА) и Европейской ветроэнергетической ассоциацией. Так, в ноябре 2004 г. в Китае состоялись Третья Всемирная конференция и выставка по ветроэнергетике и возобновляемым энергоисточникам, проведенные ВВЭА совместно с Ветроэнергетическими ассоциациями Азии и КНР в Пекине. Все мероприятия проводились в Центре международных форумов, построенном в новом современном районе Пекина, где в 2008 г. проходили очередные Олимпийские игры. Китайская сторона проявила большой интерес к конференции и выставке, и все мероприятия проводились при поддержке центральных министерств и органов страны, Академии наук, ассоциаций промышленников, ученых и других общественных организаций. В последние время Китайская Народная Республика успешно развивает свое народное хозяйство. Население КНР составляет более 20 % 222

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ населения планеты, и по основным экономическим показателям развития страна уверенно выходит на второе место в мире. Эти успехи имеют для нее историческое значение. Китай занимает ведущие позиции и в развитии возобновляемой энергетики, особен­но солнечной тепловой энергетики и биоэнергетики. Страна очень активно работает и над дальнейшим развитием ветроэнергетики. В Китае установлена 41 ветроэнерге­тическая станция общей мощностью около 700 МВт, смонтирована ветроэнергети­ческая установка мощностью 1300 кВт. К 2010 г. КНР довела мощность ВЭУ до 20 000 МВт. Страна очень активно действует на рынке ветроэнергетики и производит комплектные ВЭУ мощностью до 750 кВт, а также лопасти и многие элементы для этих установок. Проведенные выставка и конференция были крупнейшими с 1970 г. форумами по данной проблеме за пределами Европы и Америки, в которых участвовало около 1000 человек. На выставке демонстрировалась продукция 70 экспонентов. Россия была представлена шестью участниками, четверо из которых были от фирмы «Сеймет труп» и ГосМКБ «Радуга». На конференции выступило более 200 докладчиков с сообщениями по восьми направлениям: политика и рынок; экономи­ка, общество, окружающая среда; сетевые системы и ветровые электростанции; гибридные системы, накопители энергии; финансирование; образование и обучение; независимые (автономные) ветровые системы; развитие и технологии. Как неоднократно отмечалось, общий доступный ветровой ресурс в мире, ко­торый может быть технически использован, оценивается в 53000 ТВтч в год. Это более чем вдвое превышает прогнозируемое на 2020 г. потребление электро­энергии. Установленная мощность ВЭС в мире за 10 последних лет увеличилась в 10 раз и на конец 2010 г. составила около 50000 МВт. В докладах представителей ВВЭА, Германии, Испании, США были озвучены следующие основные цифры по развитию ветроэнергетики в мире: 1998 г. – 10 000 МВт; 2003 г. – 40 000 МВт; 2004 г. – 50 000 МВт; 2008 г. – 100 000 МВт. С 1996 г. установленная мощность ВЭУ во всем мире росла со среднегодовым темпом роста близким к 20 – 40 %. За последнее десятилетие примерно каждые два с половиной года объем установленной мощности удваивался. Только в 2004 г. было введено в эксплуатацию более 10 000 МВт новых генерирующих мощностей. На конец 2010 г. суммарная установленная мощность ВЭУ в 55 странах мира составляла примерно 17 700 МВт, из них в Германии – 223

В.А. ДУБРОВСКИЙ 6 100, в США и Испании – по 2 500, в Дании – 2 300, в Индии – 1 100 МВт. На долю этих пяти ведущих стран приходи­лось свыше 82 %, а если добавить Нидерланды, Италию, Великобританию, Китай и Швецию, то 92 % общей установленной мощности ВЭУ в мире. В 2005 г. Германия имела установленную мощность ВЭУ около 18000, Испания – 8 000, США – примерно 7 000 МВт. Темпы роста ветроэнергетики в мире очень высоки. Решающая роль в этом принадлежит европейским странам, на их долю приходится более 70 % мировой установленной мощности ВЭУ. По данным американского электроэнергетического института (EPRJ), стоимость 1 кВт/ч электроэнергии на современных ВЭС за последние 10 лет снизилась с 15 – 20 до 4 – 7 центов и сегодня сравнима со стоимостью электроэнергии, вырабатываемой традиционными электростанциями: 5 – 9 цент/(кВт • ч) на АЭС, 4 – 5 на угольных и газовых ТЭС и 5 – 20 на ГЭС. Значительное снижение стоимости электроэнергии объясняется: – высокими годовыми темпами производства ветроэнергетического обору­дования; – высоким темпом роста средней мощности ВЭУ и ВЭС; – ростом коэффициента использова­ния установленной мощности; – внедрением новых научно-техниче­ских и конструктивнокомпоновочных ре­шений. Следует отметить тот факт, что прямое сравнение затрат на выработку элек­троэнергии различными источниками энергии не учитывает дополнительных из­держек, связанных с экологическими последствиями. Согласно исследованиям, проведенным в соответствии с «Проектом Эсктер Е», эти издержки оцениваются, цент/(кВт • ч), для электростанций: атомных 0,2 – 0,6; газовых ТЭС 1 – 4; угольных ТЭС 2 – 15; ВЭС 0,05 – 0,25. Для тяжелого машиностроения, производящего ветроэнергетическое оборудование, темпы роста в 20 – 25 % являются высокими, но ветроэнергетика развивалась в первые годы своего коммерческого использования гораздо более быстрыми темпами. В Европе важным фактором развития ветроэнергетики станет открытие рынка прибрежных (офшорных) ветроэнергетических установок. Однако интенсивное развитие отрасли в развивающихся странах будет зависеть от стабильности политической ситуации. В XX в. существенный прогресс в строительстве АЭС и крупных ГЭС был достигнут достаточно быстро. В настоящее время АЭС вырабатывают 16, а большие ГЭС – 19 % общемирового производства электроэнергии. 224

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ В начале XXI в. ветроэнергетика стала коммерческой отраслью, которая вполне может быть крупным производителем электроэнергии. Как ожидается, в течение следующего десятилетия средняя мощность устанавли­ваемых ВЭУ вырастет с 1 300 кВт (1,3 МВт) в 2005 г. до 1,5 МВт в 2007 г. и до 2,5 МВт в 2012 г. Модульная компоновка ВЭС и возрастающая с 2,5 – 3,0 до 5,0 МВт и более единичная мощность ВЭУ позволят обеспечить условия для создания крупных энергосистем в масштабе страны и даже суперэнергосистемы, объединяющей энергосистемы различных стран (транснациональная энергосистема). Благодаря этому будут существенно улучшены надежность и эффективность функционирования ВЭС. Следовательно, развитие ветроэнергетики за рубежом идет, с одной стороны, по пути увеличения единичной мощности ВЭУ и их числа в составе ВЭС, а с другой – по пути их объединения в крупные энергосистемы. Все это создает условия для получения дешевой конкурентоспособной электрической и тепловой энергии. Постоянное совершенствование ВЭС обусловило увеличение их коэффициента использования мощности с 20 до 25 %. Международное энергетическое агентство прогнозирует повышение среднего зна­чения коэффициента использования мощности ВЭС до 28 % к 2011 г. и до 30 % к 2035 г. Наиболее часто в лопастных системах ВЭУ применяется трехлопастное ветроколесо с горизонтальным расположением оси ротора. Усовершенствование ВЭУ идет по пути увеличения размеров лопастей, вы­соты башен, улучшения технико-экономических показателей энергетического обо­рудования и электронного управления, использования лучших композитных мате­риалов. Крупные ВЭУ функционируют в основном с переменной скоростью враще­ния. Получают распространение схемы, не использующие редуктор и работающие по методу прямого привода. Наиболее радикальные улучшения были достигнуты в области увеличения мощности и технических показателей ВЭУ. В 1970-х гг. мощность ВЭУ не превышала 25 кВт, а современные типичные коммерчески используемые ВЭУ имеют мощность 750 – 1500, 2000, 2500, 3000 кВт. В 2000 г. средняя мощность устанавливаемых в Германии ВЭУ впервые превысила 1000 кВт. Самые мощные коммерчески используемые ВЭУ в настоящее время имеют мощность 4500 кВт, диаметр лопастей 112 м и высоту башни более 100 м. В будущем следует ожидать появления еще более мощных ВЭУ, в особенности на рынке прибрежных ветровых электростанций. В настоящее время разрабатываются ВЭУ мощностью от 5000 до 7000 кВт, а в 2004 г. немецкие и датские компании приступили к изготовлению прототипов таких ВЭУ для офшорных ВЭС. 225

В.А. ДУБРОВСКИЙ Американская национальная ассоциация ветроэнергетики сообщает, что электро­энергия от новых ветроэнергетических ком­плексов большой мощности будет дешевле электроэнергии от тепловых электро­станций, к тому же загрязняющих атмосферу. Так, стоимость электроэнергии ветроэнергетического комплекса Stateline мощностью 300 МВт (на границе штатов Вашингтон и Орегон) будет меньше 2,5 цент/(кВт/ ч), а ветрокомплексы штатов Техас, Айова и Миннесота будут генерировать энергию стоимостью 3 цент/(кВт /ч). Себестоимость производства электроэнергии на лучшей ветроэнергетической установке США при стоимости 765 дол. США за 1 кВт установленной мощности ВЭУ уже сейчас составила 3,61 цента за 1 кВт /ч. Если учесть, что средняя мощность ВЭУ и их коэффициент использования мощности возрастают, то к 2015 г. можно прогнозировать снижение себестоимости производства 1 кВт * ч электроэнергии до 2,62 цента при стоимости установленной мощности в 555 дол. за 1 кВт. Ожидается, что к 2020 г. себестоимость производства электроэнергии снизится до 2,11 цента за 1 кВт * ч при стоимости установленной мощности до 447 дол. за 1 кВт. Современные коммерческие ВЭУ и ВЭС по своим основным показателям сравнимы с современными электростанциями традиционных типов. К сожалению, Россия в настоящее время серьезно отстает от промышленно разви­тых и многих развивающихся стран в практическом использовании энергии ветра, хотя первой в мире начала еще в 1930-е гг. активно заниматься развитием ветроэнергетики. Россия имеет как потребности, так и возможности для развития ветроэнергетики, особенно в районах Крайнего Севера, на отдаленных и труднодоступных территориях. Значительная часть нашей страны ис­ пытывает серьезные трудности с энергоснабжением, причем в местах, где дуют ветры с хорошим энергетическим потенциалом, минимально оцениваемым в 40 млрд кВт/ ч (около 20000 МВт). Использование этого ветропотенциала позво­лит решить многие вопросы энергоснабжения, улучшить социально-экономическую и экологическую обстановку в этих регионах. Однако до настоящего времени в России отсутствует производство коммерческих ВЭУ и цена производимых установок при более низком качестве превышает мировые показатели. Вместе с тем Россия располагает необходимыми кадрами и финансовыми возможностями для успешного решения всех упомянутых научно-производственных и организационных задач развития ветроэнергетики, которое в последние годы тормозится из-за отсутствия за226

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ конодательной базы и государственной поддержки, а также необходимой организации и координации работ, сил и средств, из-за формальной передачи этой ответственности регионам. Было бы целесообразно осуществить следующие задачи: – обратить внимание руководства страны на необходимость развития ветроэнергетики, поскольку надежный, экологически чистый возобновляемый энергоисточник может помочь в решении проблем энергоснабжения районов Крайнего Севера и других отдаленных и труднодоступных территорий; – ветроэнергетика может стать важным направлением энергосбережения и суще­ственно снять остроту, например «Северного завода»; – ветроэнергетика может стать дополнительным направлением бизнеса, связанного с производством и эксплуатацией ветроустановок с использованием отечественных наработок и возможностей; – это не удастся сделать без объединения усилий и возможностей АО-энерго регио­нов, энергомашиностроительных и оборонных предприятий и других организаций и структур; – необходимо разработать государственную программу развития ветроэнергетики с участием всех структур, заинтересованных в ее развитии и способных обеспечить ее реализацию; – необходимо привлечь к этой проблеме внимание администраций регионов, кото­рые помогут обеспечить включение в тарифы на электроэнергию затрат по созданию объектов ветроэнергетики и финансирование программы; – организации и предприятия, имеющие опыт и возможности, должны осуществлять проектирование ВЭУ и ВЭС, организацию производства ВЭУ, создание ВЭУ и ВЭС «под ключ»; – минпромэнерго России и другие подобные структуры мгут выступить гарантом и координатором разработки и реализации программы; – необходимо разработать механизм финансирования программы развития ве­т роэнергетики, в том числе с использованием возможностей международных двусто­ронних соглашений, Киотского протокола, бюджетов регионов и других источников реализации программы; – требуется решить вопрос о создании испытательного и сертификационного центра ветроэнергетики на одном из объектов; – полезно рассмотреть и возможность использования трансфертов зарубежных технологий, но их следует осуществлять только в случае соответствующего технико-экономического обоснования. 227

В.А. ДУБРОВСКИЙ Высотная ветроэнергетическая установка В последние годы ветроэнергетика – наиболее динамично развивающаяся отрасль энергетики. Имеются обоснованные прогнозы, согласно которым к 2020 г. 12 % энергетических потребностей мира будут покрываться за счет энергии ветра с использованием тех конструктивных решений, которые уже нашли массовое применение в настоящее время. Между тем плотность потока энергии ветра на тех высотах приземного слоя, которые сейчас технологически доступны, остается сравнительно небольшой, достигающей экономически эффективных значений на территориях, расположенных преимущественно в горных странах или в береговых зонах морей. Иная ситуация име­ет место на высоте 6 – 8 км от поверхности Земли, где в струйных течениях, располагающихся над средними, наиболее населенными широтами северного полушария Земли, плотность потока энергии ветра в 30 – 50 раз выше, чем в приземном слое. Освоение энергии этих устойчивых воздушных потоков привлекало и привлекает внимание специалистов. Предлагаемая новая конструкция высотной ветровой электростанции большой мощности, первые варианты которой были опубликованы в 1991 г.[6], свободна от недостатков, присущих известным решениям. Эта конструкция технологична, энергетически эффективна, эстетична. Удельные капитальные вложения в энергетический узел станции вследствие высокой скорости ветра сравнительно малы, значи­тельная часть общих затрат приходится на тросовую систему, связывающую энерге­ тический узел с землей. Величина этой части затрат мало зависит от мощности энергетического узла, поэтому высотная ветровая станция оказывается экономически привлекательной только при достаточно большой мощности – 50 – 100 МВт и более. В данной главе рассматривается опытная станция мощностью 50 МВт. Кроме основного назначения – производства электроэнергии, данный проект может быть использован также в радио - и телекоммуникационных сферах; в метеорологических исследованиях и наблюдениях; для создания системы лазерной защиты крупных наземных объектов от несанкционированного проникания высоколетящих предметов (самолетов, ракет, метеоритов). Получение электроэнергии из заоблачных высот кажется фантастическим проектом, однако результаты проведенных ранее исследований и опыт российских предприятий в создании высокоэффективной современной техники и интерес к экологиче­ски чистым способам производства электроэнергии, а также реальные выгоды от парящей электростанции требуют внимательного рассмотрения проекта. 228

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Высотная ветроэнергетическая установка (ВВЭУ) предназначена для эффективно­го использования энергии ветра струйных течений над регионами, не располагающими высоким ветропотенциалом в приземных слоях. Скорость ветра в струйных течениях обычно составляет от 30 до 70 м/с, их толщина охватывает изобарические поверхности от 650 до 130 мбар (от 3,5 до 14 км), ширина течения может быть несколько сотен километров. Максимальные скорости в центре струи нередко превышают 100 м/с. Одно из наиболее благоприятных мест для реализации проекта по использованию струйных течений – почти вся территория США и особенно восточное побережье – от Флориды до Новой Англии. В России, Беларуси, Украине такими зонами являются столичные регионы (Московский, Минский, Киевский), отличающиеся высокой плотностью населения, большим числом энергоемких промышленных предприятий, не­уклонно возрастающим потреблением энергии, напряженной экологической обста­новкой, ограничивающей рост мощности традиционных источников.). Данные показывают, что на высоте 6 и 8 км над Москвой в осенне-зимний период средняя скорость ветра практически постоянна, достаточно высока, т.е., когда потребность в электроэнергии наибольшая, энергия ветропотока достигает максимального значения – 5 – 6 кВт/м2. В летний период сильные ветры бывают заметно реже, что позволит проводить регламентное обслуживание ветроэлектростанций. Примерно такие же условия имеют место над Новосибирском, Красноярском, Иркутском и над соответствующими широтами в Европе. Над Северной Калифорнией плотность потока энергии в струйном течении на высоте 6 км составляет в среднем 7 – 10 кВт/м2, над Нью-Йорком – до 16 кВт/м2. На первом этапе реализации проекта опытную высотную ветроустановку в районе Москвы целесообразно расположить на высоте 6 км от поверхности земли с тем, чтобы в последующем поднять ее еще на 2 км (до высоты 8 км). Общие запасы энергии ветра в атмосфере оцениваются в ~4х1012 кВт или 3,5х1016 кВт/ч/год, из них менее 7 % относится к нижнему слою толщиной 100 м преимущественно над водной поверхностью. Энергия «ветровых рек» – струйных течений в 100 раз больше гидроэнергетического потенциала рек всего мира. Половины процента этой энергии достаточно, чтобы обеспечить 8 млрд будущих жителей Земли по современным нормам благоустроенных стран. Предлагаемая конструкция ВВЭУ объединяет несколько ортогональных геликоидных роторов в пространственную конструкцию (рис. 8.1), автоматически удерживающую себя в зоне струйных течений. Эта конструкция связана с землей газонаполненным полым тросом, 229

В.А. ДУБРОВСКИЙ совмещающим функции лифтового шлюзованного канала, токопровода и анкерного устройства. Принцип действия ветроустановок следующий: каждая установка состоит из трех или более блоков ортогональных роторов, объединенных общей строительной кострукцией. На рисунке 8.1 показан вариант ВВЭУ с тремя группами роторов, т.е. вариант минимальной установки, узлы которой лежат на гипотетической эллиптической поверхности. В другом (основном) варианте две турбины, вращающиеся в противоположных направлениях, работают на один линейный генератор, индукторы которого закреплены на ободе одной из турбин, а полосы магнитопровода и короткозамкнутого ротора – на ободе другой турбины. Такая пара турбин образует энергетическую единицу (комплекс). В каждом блоке высотной электростанции располагается три таких комплекса. Каждую турбину предлагается делать с шестью лопастями, образующими жесткую пространственную ферму. Профиль лопастей – несимметричный, оптимизи­рованный.

Рис. 8.1. Схема высотной ветроэнергетической установки (ВВЭУ): 1 – несущая конструкция блока, объединяющая три турбины; 2 – полый, газонаполненный кабель-трос; 3 – ротор генератора; 4 – решетка лопастей ортогональной турбины

230

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Этот профиль имеет самые лучшие аэродинамические качества. Максимальная толщина профиля – 17 % от длины хорды лопасти. Лопасти образуют пространственную цилиндрическую решетку, способную вращаться в опорных узлах, расположенных на контурной раме. Максимальное затенение ротора 0,45, минимальное затенение (в узлах пересечения лопастей) – 0,225. Установлено, что применение изогнутых лопастей в конструкции роторов, обеспечивающее постоянство крутящего момента на оси агрегата и его конструктивную жесткость, не снижает его аэродинамических качеств по сравнению с ротором, имеющим прямые лопасти такого же профиля и такое же затенение. Расчетная скорость ветра и скорости движения лопастей при заданной установлен­ ной мощности выбираются из условия максимума выработки энергии и минимума стоимости ветровой станции. При этом учитывается, что увеличение реального значе­ния скорости ветра выше расчетного вызывает перемещение станции ближе к земле и выводит ее из зоны слишком больших скоростей. Если принять расчетную скорость ветра, отвечающую номинальной мощности 50 МВт равной 35 м/с, а скорость лопастей при этом 50 м/с, то необходимая площадь лопастей составит Q.b – 6660 м2. Площадь сечений фигур, ометаемых турбинами, должна быть 14 800 м2, а площадь сечения одной турбины – 1644 м2. Габариты всей станции 120 х 120 м2, габариты одного блока – 40 х 120 м2. Естественно принять диаметр турбины – 40 м, ее длина ~ 40 м. Для ветровой станции мощностью 100 МВт параметры турбины можно сохранить такими же, но в каждом блоке следует предусмотреть по три пары турбин с единым контрроторным генератором на каждую пару. При отключении генератора с увеличением скорости ветра скорость вращения турбин будет возрастать и для защиты лопастей от перегрузок предусматривается аэродинамическое торможение с помощью щитков, встроенных в траверсы турбины и раскрывающихся по сигналу от датчика скорости лопастей, которая не должна быть больше 65 м/с. В этом режиме перегрузка от центробежной силы составит 21,6 кг/м2. Макси­мальная аэродинамическая нагрузка на лопасть, направленная от центра вращения, равна 355 кг/м2, к центру – 381 кг/м2. При массе лопастей >17,6 кг/м2 нагрузки на лопасти не будут знакопеременными. Лопасти роторов снабжены струйными устройствами управления локальной циркуляцией. Эти устройства должны повышать выработку энергии установкой: при необходимости, в отсутствии ветра, при подъеме и опускании установки они создают подъемную силу, направление и величина которой могут изменяться, позволяя управлять установкой как воздушным судном. Оси роторов (в плане) составляют тупой 231

В.А. ДУБРОВСКИЙ угол, что обеспечивает автоматический разворот системы по ветру и ее устойчи­вое равновесие. В случае аварии (например, при обрыве троса или разрушении одного из роторов) установка переворачивается и плавно опускается на землю, сохраняя автоматическую управляемость по радиомаякам. Дюралевые крылья современных самолетов с вылетом консоли до 24 м имеют массу в расчете на единицу площади крыла от 29 – 35 кг/м2. Пластиковые лопасти ортогональных ветроагрегатов имели массу до 12 кг/м2. Таким образом, масса лопастей предлагаемой ветростанции ожидается в диапазоне от 80 – 230 т. Траверсы, опорные узлы и соединительные конструкции в целом не должны иметь массу >50% от массы лопастей. В целом масса ветровой электростанции мощностью 50 МВт ожидается в пределах 900 т. Соединительный кабель-трос проектируется так, чтобы он имел небольшую избыточную плавучесть, для этого он изготовлен полым с оболочкой из легкого, прочного материала, например, кевлара и наполнением водородом или гелием. Избыточной подъемной силы, действующей на трос в точке контакта со станцией, должно быть достаточно для того, чтобы маневрировать ветроустановкой в любых ситуациях и при подъеме ее с земли. Векторная сумма этой избыточной подъемной силы и силы сопротивления при фиксированной длине троса определит пространственное положение станции. На практике управление циркуляцией должно осуществляться автоматически с ориентировкой ВВЭУ по радиомаякам на земле и гиро­скопическими системами на установке. В случае аварийного обрыва троса вращение роторов и плавное опускание систем в заданный район осуществляется за счет энергоаккумуляторов, расположенных на ВВЭУ, и работы генераторов ВВЭУ в режиме двигателей. В таком же режиме, но при использовании электропитания от сети осуществляется и подъем ветроустановки. Кабель-трос состоит из отсеков, наполненных гелием или водородом и соединенных между собой шлюзами. Плотность гелия при нормальном давлении и температуре О °С составляет 0,178 кг/м3. Принимая избыточное давление внутри отсеков 0,5 атм, получим располагаемую подъемную силу кабель-троса: в нижних участках ~1 кг/м3 объема отсеков, а на высоте 6 – 8 км ~0,4 кг/м3. Исходя из этих показателей и учитывая реальные силы, действующие на удерживаю­щую систему со стороны ВВЭУ, рассчитаны размеры кабель-троса. Кабель-трос диаметром 6 м, изготовленный из кевлара, армированного углепластиком, с расчет­ной прочностью 5250 кг/см2 и плотностью 1,6 г/см3, может иметь подъемную силу 18,7 кг на погонный метр на высоте 6 км. Минимальная конструктивная толщина кевлара, формирующего оболочку кабель-троса, в соответствии с действу232

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ющими предложени­ями промышленности принимается 0,25 мм. Этой толщине соответствует площадь се­чения кевлара 47,1 см2 и погонная масса 7,54 кг/м. При фиксированной избыточной подъемной силе, действующей со стороны ветроустановки на трос, усилие в тросе определяется его длиной. Общая масса кевлара получается минимальной, если избыточная подъемная сила равна 300 т и длина кабеля-троса – 8,94 км. На поверхности кабель-троса должны быть уложены шинопроводы для вывода мощности от генераторов. При генераторном напряжении 10 Kвольт и допустимой плотности тока 4 А/мм2 масса 1 пог. м шинопроводов составит ~3,4 кг. Суммарная масса основных элементов кабельтроса (17 кг/м) не превосходит его грузоподъемности. Таким образом, избыточное подъемное усилие не должно быть больше 300 т, а длина кабель-троса получается >8,94 км. Масса кевлара при такой длине тросса составит – 124 т. Масса меди шинопроводов составит ~30 т. Из приведенных оценок следует, что кабель-трос можно делать и без обеспечения плавучести, просто с воздушным наполннием, избыточной подъемной силы роторов достаточно для компенсации веса кабель-троса. Стоимость кабель-троса для ВВЭУ мощностью 50 МВт, по ценам США, ориентиро­вочно составит 15 млн дол, по ценам России – в двадва с половиной раза меньше. Стоимость поднимаемого оборудования ВВЭУ определяется из расчета 15 дол /кг, что при массе 900 т оценивается в 13,5 млн дол. Удельные капитальные вложения составят для США – 570 дол/кВт, для России – 370 дол/кВт. Если увеличить мощность ВВЭУ до 100 МВт, то за счет применения более эффективного контрроторного генератора масса электростанции увеличится до 1300 т и удельные затраты на единицу мощности снижаются до 13 кг/кВт. Ожидается, что в се­рийном исполнении установки указанной мощности в России будут иметь удельные капитальные вложения не выше 300 дол/кВт. Первый опытный образец мощностью 50 МВт обойдется в ~60 млн долл. (по 1,2 тыс. дол/кВт), включая необходимые об­ширные метеорологические наблюдения, проектные и научноисследовательские ра­боты, изготовление приспособлений для производства оборудования и затраты на проведение строительно-монтажных и пуско-наладочных работ. Учитывая хорошие экономические и экологические перспективы предлагаемого источника электроэнер­гии, названную стоимость первого образца не следует считать чрезмерной. Осуществить полный комплекс работ с одновременной подготовкой серийного производства последующих машин можно было бы за 2,5 – 3 года. В дальнейшем высотные ветроустановки могут быть созданы мощностью 100 – 150 МВт и стоимостью по 30 – 45 млн дол. с годовой выработкой 500 – 700 ГВт *ч, что обеспечит себестоимость энергии 233

В.А. ДУБРОВСКИЙ в пределах 0,3 – 0,5 цента/кВт*ч. Главное достоинство это­го возобновляемого источника то, что он будет находиться там, где есть потребность в энергии. Ветроэнергетика в заполярных условиях Значительная часть населенных территорий Земли располагается в районах с полярным или холодным климатом. Крайний север Европы, Азии, Северной Америки, крайний юг Патагонии, горные районы по всему миру, вся Антарктида могут считаться такими территориями. Общая климатическая особенность этих регионов: зима продолжительностью до 300 дней в году, со снегом и морозами, достигающими –35 – 50 °С. В течение короткого лета температура лишь иногда может достигать +20 °С. Здесь дуют сильные и устойчивые ветра, особенно зимой и в переходные периоды – осенью и весной. В этих районах отмечается интенсивное по­требление тепловой и электрической энергии населением и промышленными объектами. На заполярных территориях помимо этого в течение продолжительного периода наблюдается круглосуточная темнота – во время полярной ночи и круглосуточное солнечное сияние – во время полярного дня. Мировая статистика показывает, что в этих регионах концентрируется значительный ветроэнергетический потенциал. Однако практически может быть использована лишь небольшая его часть. Основной причиной этого является малая плотность населения (обычно менее 0,1 человека на 1 км2) и низкое, в абсолютных показателях, потребление энергии. Другая важная причина – малое число, а порой и полное отсутствие в рассматриваемых районах крупных промышленных потребителей. Недостаточно развита также инфраструктура (дороги, высоковольтные линии электропередач). Большинство населения проживает в небольших городах, поселках и деревнях. В качестве основного источника электроэнергии здесь обычно используют дизельные электростанции (ДЭС). Тепло вырабатывается на мелких котельных или индивидуальными бойлерами, а зачастую дома отапливаются обычными печами на угле или дровах. Значительная рассредоточенность малых потребителей и их удаленность от опорных баз топливоснабжения приводит к большим транспортным расходам и высокой конечной цене топлива у потребителя. В некоторых случаях дизельное топливо доставляется потребителям даже самолетами. При таких обстоятельствах значительный рост цен на топливо неизбежен. Высока и цена электроэнергии, полученной на основе дорогого топлива. Даже в России, где государство сдерживает цены 234

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ на топливо субсидированием традиционного топливно-энергетического комплекса в подобных регионах, стоимость электроэнергии в удаленных рыболовецких деревнях, расположенных на берегах Северного Ледовитого океана, достигает 30 – 50 центов США за киловатт-час. Подобная цена на электроэнергию делает ее производство ветроэнергетическими установками (ВЭУ) полностью конкурентоспособным по сравнению с производством электроэнергии от дизель-генераторов. Но купить новую ВЭУ, особенно для работы в качестве автономного источника энергии или для использования в гибридной схеме электроснабжения для малого частного или коммунального потребителя все еще довольно дорого. В настоящее время не существует никакого административного или экономического механизма, который поддерживал бы внедрение ВЭУ в России. Основные направления развития ветроэнергетики в заполярных условиях Как уже упоминалось, население северных территорий проживает в основном в малых населенных пунктах. Кроме того, здесь имеется множество специфических объектов, таких как метеорологические станции, маяки, пограничные заставы, некоторые объекты специального назначения, которые характеризуются сравнительно небольшим потреблением топлива и энергии, но при этом нуждаются в высокой надежности энергоснабжения. Подобные потребители заинтересованы во внедрении маломасштабных ветроэнергетических установок с различной степенью надежности. Для рыболовецких деревень и других подобных потребителей уровень надеж­ности энергоснабжения может быть не очень высоким, и здесь можно использовать гибридные системы ВЭУ + ДЭС без аккумуляторных батарей. Но для военных объектов, систем навигации и связи источник питания должен быть очень надежен, и в этих условиях следует использовать одну или две ВЭУ совместно с двумя дизель-генераторами и системой аккумулирования энергии. Итак, первым направлением развития ветро­энергетики в условиях Заполярья и Крайнего Севера является внедрение в схемы энергоснабжения децентрализованных потребителей малых ВЭУ (как отдельно стоящих, так и в составе гибридных схем с дизель-генераторами или с ДЭС и аккумуляторными батареями). Основным препятствием на пути развития малой ветроэнергетики является высокая стоимость ветроустановок. Удельная стоимость ВЭУ мощностью менее 50 кВт достигает 2000 – 3000 дол. за 1 кВт установленной мощности. 235

В.А. ДУБРОВСКИЙ Второе направление развития ветроэнергетики – использование ВЭУ в составе развитой электрической сети. Оно существенно зависит от общего промышленного развития региона. Часто территории, расположенные в регионах с полярным или холодным климатом, очень богаты минеральными ресурсами, и поэтому основными промышленными объектами здесь являются рудники, шахты, заводы по производству цветных и черных металлов. Металлургия – очень энергоемкая отрасль, поэтому вокруг подобных промышленных образований, как правило, имеются высоковольтные электрические сети, дороги, вспомогательные предприятия, т.е. вся необходимая инфраструктура. Во многих странах (Канаде, США, Швеции, Норвегии, России, Финляндии, Аргентине и других) исторически в качестве первых энергоисточников использовались гидроэнергетические ресурсы. В настоящее время присутствие в подобных энергосистемах значительной доли генерирующих мощностей ГЭС, особенно с крупными водохранилищами, может компенсировать нестабильную во времени выработку электроэнергии на ветроустановках. Например, в условиях Кольского полуострова в России имеющиеся 1500 МВт установленной мощности гидроэлектростанций могут компенсировать выработку ветропарков суммарной мощностью по крайней мере 500 МВт, а с учетом возможной реконструкции и расширения ГЭС – и еще больше. Подобные площадки наиболее перспективны для крупномасштабного использования энергии ветра в регионах с холодным климатом. Преимущества применения энергии ветра в заполярных и холодных климатических условиях Применение энергии ветра в условиях холодного климата имеет три положи­тельных момента. Во-первых, холодный воздух имеет большую плотность, чем теплый, и по­этому выработка энергии при той же скорости ветра может быть выше. Мощность ВЭУ прямо пропорциональна плотности воздуха. При понижении температуры воздуха с +15 до – 15 °С мощность ВЭУ возрастает на 11 %. Но в то же время падение атмосферного давления с 770 до 730 мм рт. ст. снижает мощность ВЭУ на 6 %. Это означает, что по­ лучить дополнительную мощность при нестабильных погодных условиях Севера будет достаточно трудно. Во-вторых, регионы с холодным климатом характеризуются высоким удельным потреблением электрической и тепловой энергии. 236

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ В-третьих, в этих регионах достаточно высоки цены на электроэнергию и тепло, вырабатываемые на электростанциях и котельных с использованием в качестве топлива угля, мазута или дизельного топлива. Перечисленные предпосылки стимулируют внедрение энергии ветра в системы энергоснабжения потребителей Севера. Нельзя забывать, что в регионах с суровым климатом улучшение жизненных условий имеет значительно большее значение для населения, чем, например, в средней полосе России. Специфика развития ветроэнергетики и эксплуатации ВЭУ при холодном климате При развитии ветроэнергетики в регионах с холодным климатом имеется большое количество специфических проблем, но все они могут быть успешно решены, если заботиться об этом с самого начала реализации проекта. Во-первых, это проблемы, связанные с транспортировкой ВЭУ и возведением ее на площадке. В удаленных районах Севера инфраструктура обычно не приспособлена для строительства крупномасштабного ветропарка. Дороги узкие, со сложным профилем и слабым покрытием. Порой вообще нет никаких дорог и ВЭУ должны доставляться и монтироваться с помощью вертолета. Иногда невозможно найти автомобильный передвижной кран необходимой грузоподъемности. Если планируется возвести действительно мощный ветропарк, то лучше организовать и создать всю необходимую инфраструктуру (дороги, транспортная и монтажная техника, электрическая сеть и т.п.) заранее. Но если планируется построить всего одну или две небольших ВЭУ, легче найти такой прототип ветроустановки, который можно доставить на пло­щадку автомобильным, воздушным или водным транспортом. Суровые погодные условия сокращают сроки возможного строительства ветропарка до трех летних месяцев. Но в полярных широтах летом солнечное сияние и дневной свет имеется круглосуточно, поэтому работы можно вести непрерывно, чтобы наиболее рационально использовать короткое лето. Кстати, лето в этих местностях – наименее ветреное время года и, кроме того, наиболее спокойная, безветренная погода наблюдается в Заполярье в ночные часы (при солнечном свете!). Во время эксплуатации ветроэнергетических установок в арктических условиях необходимо планировать выполнение большинства, если не всех, профилактических работ в летнее время. Зимой нужно быть готовым к тому, что световой день очень короток. Внутри башни и гондолы ВЭУ придется организовывать искусственное освещение. 237

В.А. ДУБРОВСКИЙ Наилучшим типом башни для ВЭУ в арктических условиях является башня в виде трубы. Мировая практика развития ветроэнергетики к настоящему времени накопила богатый опыт. Это позволило сформировать стандартные требования к ВЭУ, размещаемым в областях с холодным или полярным климатом. Для успешной работы ВЭУ в условиях Заполярья требуется применение хладостойкой стали для всех конструкций со сваркой; синтетической низкотемпературной смазки для основных подшипников; подогрева редуктора за счет внешних тепловых элементов; синтетического трансмиссионного масла в редукторе; синтетической низкотемпературной смазки для подшипников генератора; специальной жидкости для гид­равлических систем ВЭУ, не теряющей своих свойств при низких температурах; подогрева контроллера; подогрева лопастей для исключения гололедных явлений и отложения изморози; обогрева метеорологических датчиков для предотвращения образования изморози и оледенения. Рассмотрим эти требования подробнее. 1. Для холодного, но не экстремального климата, такого, как на северном побережье Норвегии, берегах Баренцева моря России, подверженных влиянию теплого течения Гольфстрима, нет необходимости использовать для ВЭУ морозостойкую сталь. Достаточно применять глубоко гальванизированные болтовые соединения. Обычный «датский» дизайн ВЭУ здесь вполне приемлем. Но на сибирском побережье Ледовитого океана для изготовления ВЭУ обязательно применение специальных хладостойких сортов стали. 2. Синтетическую низкотемператур­ную смазку для основных подшипников и подшипников генератора, а также синтетические масла для редуктора рекомендуется использовать в условиях холодного и арктического климата повсеместно, даже если для этого нет особой необходимости по условиям минимальной зимней температуры. Их стоимость практически находится на уровне стоимости обычных смазочных материалов, а последствия неправильной смазки могут обойтись очень дорого. 3. Подогрев редуктора с помощью внешних нагревательных элементов не­обходим только в условиях глубокого арктического климата. В принципе, в редукторе при естественных режимах работы выделяется достаточное количе­ство тепла для эксплуатации его без подогрева в обычных северных условиях. 4. Для гидравлических систем ВЭУ на всех заполярных площадках должна применяться жидкость, пригодная для условий низких температур. Если этого не сделать и жидкость замерзнет в каком-либо патрубке 238

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ гидравлического насоса, распредустройства или в регулировочном механизме лопастей, для ликвидации аварии и приведения турбины в нормальное рабочее состояние потребуется много усилий и средств. Необходимо поддерживать положительную температуру вблизи контроллера ВЭУ. Если он замерзнет, его замена обойдется дорого, а за время простоя ВЭУ по причине неработающего контроллера будет потерян значительный объем выработки электроэнергии. Обогрев лопастей должен применяться только в случае часто встречающихся явлений оледенения и отложения изморози на выбранной площадке. Обогрев лопастей «съедает» до 10 % выработки электроэнергии, что существенно, зато обеспечивает полную работоспособность ВЭУ. Обогрев анемометра и датчика направлении ветра очень полезны. Иней, лед, изморозь, осаждающиеся на чашечках анемометра, замедляют его вращение или полностью останавливают, а это, в свою очередь, ведет к остановке ВЭУ. При фактической скорости ветра 10 м/с анемометр может показывать скорость 2 м/с, что ниже порога включения ВЭУ в работу, и установка будет стоять, несмотря на наличие вполне «рабочего» ветра. Результатом может быть снижение выработки ВЭУ на 10 – 15 % от годовой. Потребление электроэнергии на обогрев анемометра и флюгера намного меньше. Использование энергии ветра для отопления в условиях холодного и заполярного климата Ветер как климатический фактор увеличивает потребление тепла, осо­бенно в районах с холодным климатом или в Арктике. В то же время ветер является экологически чистым возобновляемым источником энергии. Имеется несколько положительных предпосылок для того, чтобы превратить ветер из отрицательного климатического фактора в ценный источник энергии, обеспечивающий активный приход тепла именно в ветреные периоды. Изучение режимов ветра севера Европейской части России и анализ публикаций на эту тему показывают, что максимальная интенсивность ветра имеет место в зимнее время – как раз тогда, когда наблюдается пик потребности в тепле. Внедрение в этих условиях ветроэнергетических установок могло бы обеспечить экономию до 20 – 50 % дорогого привозного органического (в основном дизельного) топлива, используемо­го в котельных. Кстати, для выработки тепла не требуется электроэнергия высокого качества. В связи с этим конструкцию ВЭУ можно сделать как можно более простой, прочной и надежной. 239

В.А. ДУБРОВСКИЙ В случае применения ВЭУ для теплоснабжения возможно успешное преодоление основного недостатка энергии ветра – ее нестабильности во времени. Краткосрочные вариации (минутные и секундные) выработки ВЭУ сглаживаются аккумулирующей способностью теплоснабжающей системы благодаря ее собственной инерции. Колебания мощности ВЭУ за время от нескольких минут до нескольких часов могут быть компенсирова­ны аккумулирующей способностью отапливаемых зданий или с помощью специальных аккумулирующих устройств. Если ветра нет более длительное время, должны включаться в работу котельные на органическом топливе. Совместная работа котельной и ВЭУ имеет свои особенности. Часть тепловой нагрузки может быть покрыта за счет выработки ВЭУ, остальная часть – за счет котельной. В периоды активного ветра ВЭУ может обеспечивать теплом всю или большую часть тепловой нагрузки, даже иметь некоторый избыток выработки. Однако в морозные периоды со слабым ветром почти вся нагрузка будет покрываться котельной. Касаясь экономической целесообразности теплоснабжения потребителей с применением ВЭУ, необходимо отметить, что мощность ВЭУ, участвующей в теплоснабжении и, соответственно, доля ее участия в балансе покрытия нагрузки имеют свой оптимум, соответствующий, например, минимуму приведенных затрат, после чего дальнейшее наращи­ вание мощности ВЭУ невыгодно. Расчеты показывают, что основными факторами, определяющими эффективность внедрения ВЭУ, являются режим ветра, цена топлива и удельные капиталовложения. Чем выше цена топлива, тем выше доля экономически оправданного участия ВЭУ в покрытии тепловой нагрузки. Опыт использования ВЭУ для теплоснабжения ветроэнергетического полигона Кольского научного центра РАН в поселке Дальние Зеленцы на побережье Баренцева моря и последующие техникоэкономические расчеты на основе полученных данных показали целесообразность включения в систему теплоснабжения тепловых аккумуляторов. Аккумулирование избытков тепловой энергии в периоды активного ветра и не самых низких температур воздуха и дальнейшее использование их в периоды слабого ветра или безветрия позволяют поднять долю участия ВЭУ в покрытии графика нагрузки на 5 – 12 % в зимние месяцы и на 23 – 29 % в летние. Аккумулирование тепла дает возможность реже включать котельную и на более короткий период. В некоторые месяцы вся тепловая нагрузка может быть покрыта энергией, произведенной ВЭУ, что даст значительную экономию как в денежном выражении, так и в топливе, и позволит улучшить условия жизни малых изолированных поселков при холодном климате. 240

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Новая ветро-дизельная электрическая установка В научно-исследовательском институте электромеханики (ФГУП НИИЭМ, г. Истра Московской области) завершены разработка, изготовление и государственные испытания двух опытных образцов автономной ветродизельной электрической установки ВДЭУ-10, имеющей в своем составе безредукторный ветроэлектрический агрегат ВТН8-10 с синхронным магнитоэлектрическим генератором. Пред­варительные испытания установок были выполнены на Истринском ветрополигоне ВИЭСХ. Натурные испытания образцов ВДЭУ-10 проводились на берегу Финского залива в течение двух лет в режиме эксплуатации с энергоснабжением реальных потребителей. В комплект ВДЭУ-10 входят ветроагрегат ВТН8-10 и контейнер МК, в котором установлены: – дизельный агрегат АД8С-Т400-1В; – батарея аккумуляторная АБ220 (18 аккумуляторов 6СТ-190); – инверторный агрегат питания АП-10У; – система пожарной сигнализации; – система освещения и обогрева. Установка работает следую­щим образом: электрическая энергия, вырабатываемая ветроагрегатом (ВА), поступает на коммутатор (К) и выпрямительное устройство (ВУ), обеспечивающее заряд аккумуляторной батареи (АБ) и питание инвертора (И). Инвертор формирует трехфазное напряжение 230 – 400 В частотой 50 Гц, которое через блок переключения фидеров (БПФ) поступает на распредустройство (РУ) и далее к потребителям энергии (П). Если выработка электроэнергии, поступающей от синхронного генератора (СГ) ветроагрегата, становится ниже уровня потребления, то дефицит мощности покрывается за счет разряда аккумуляторной батареи. При разряде аккумуляторной батареи до уровня 170 В датчик напряжения (ДН) срабатывает и блок автоматики (БА) выдает команду на запуск дизеля (Д). Дизель запуска­ется, и через коммутатор (К) обеспечивается подача напряжения от синхронного генератора дизельного агрегата (ДА) на вы­прямительное устройство. В конце заряда аккумуляторной батареи от дизельного агрегата при достижении уровня напряжения 260 – 270 В датчик напряжения срабатывает, блок автоматики выдает сигнал на останов дизельного агрегата с переключением подачи питания на коммутатор вновь от ветроагрегата. Ветроагрегат ВТН8, входящий в комплект ВДЭУ-10, прост по своей конструкции. Двухлопастное ветроколесо ветроагрегата выполнено из клееной древесины со специальным покрытием поверхности лопастей. Профиль лопастей – NACA 4425. Несмотря на высокую номинальную быстроходность ветроколеса (ZH = 10 – 11), ветроагрегат уверенно 241

В.А. ДУБРОВСКИЙ разгоняется на холостом ходу при скорости ветра V ~ 4 м/с и останавливается лишь при скорости ветра V < 2,5 м/с. Ограничение частоты вращения ветроколеса осуществляется регулятором частоты вращения центробежно-аэродинамического типа благодаря выводу лопастей на отрицательные углы установа. Ограничение частоты вращения ветроколеса обеспечивается настройкой регулятора на уровне 250 об/мин. Безредукторный вариант исполнения стал возможен благодаря применению низкооборотного магнитоэлектрического генератора, разработанного и изгото­вленного на предприятии ФГУП НИИЭМ. Ориентация ветроколеса по направлению ветра производится самоустановом благодаря расположению ветроколеса за «башней». Впервые в ветроэнергетике фундамент ветроагрегата мощностью 10 кВт выполняется без использования бетона. Фундаментные анкеры четырех растяжек башни закладываются в небольшие траншеи глубиной 1 м. Они выкапываются вручную. Подъем ветроагрегата после установки анкеров и засыпания траншей грунтом производится силами двух человек с помощью ручной лебедки, входящей в комплект ВДЭУ-10. Для останова работающего ветроагрегата используется «электрический тормоз», обеспечивающий интенсивное торможение ветроагрегата при включении синхронного генератора ветроагрегата. Высота башни ветроагрегата Н = 9,75 м, масса ветроагрегата 1200 кг. Контейнерный модуль, в котором располагается электрооборудование ВДЭУ-10 (аккумуляторы, выпрямитель, инвертор, блок автоматики, дизельный аг­регат и др.), устанавливается от ветроагрегата на расстоянии, которое может варьировать в пределах 50 – 200 м. Использовать всю энергию, которую способен выработать ветроагрегат, как правило, не удается из-за несоответствия временного графика потребления и производства энергии. Например, когда нагрузка потребителя мала и аккумуляторная батарея не требует заряда, то напряжение батареи достигает уровня 260 – 270 В и происходит автоматическое отключение режима заряда. В результате производительная работа ветроагрегата прерывается и ветроагрегат переходит на работу в режиме холостого хода. В ГНУ ВИЭСХ разработаны и используются специальные блоки отбора мощности, которые при отключении режима заряда аккумуляторной батареи авто­матически подключаются к выходу ветроагрегата и работают на электронагреватели в режиме максимально возможного отбора мощности [8]. Разработаны и испытаны такие блоки мощностью 1,5 и 5 кВт, причем последний был проверен при испытаниях ветроагрегата ВТН8-10 242

8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ в диапазоне малых скоростей ветра (3,5 – 7 м/с). Избыточная энергия ветроагрегата может быть использована не только для целей отопления или нагрева воды в термосах, но и для подъема воды из подземных источников и ее аккумулирования в уже имеющихся резервуарах. Разработка и организация производства блоков БОМ мощностью 10 кВт – реальная задача, решение которой сможет существенно увеличить выработку энергии ветроагрегата и приблизить ее к теоретическому максимуму. В настоящее время ФГУП ВНИИЭМ располагает возможностями для организации серийного производства ветродизельных электрических установок ВДЭУ-10. При этом по желанию заказчика могут поста­ вляться ветроагрегаты ВТН8-10 в комплекте с модульным контейнером, дизельным агрегатом или без него. По предварительному заказу возможна поставка ВДЭУ увеличенной мощности. ВДЭУ мощностью 30 кВт комплектуется тремя ветроагрегатами ВТН8-10, работающими на один инвертор, одну аккумуляторную батарею и резервным дизельным агрегатом мощностью 30 кВт.

243

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ 9.1. МАГНИТОГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ Создание магнитогидродинамических генераторов (МГД-генераторов), непосредственно преобразующих тепловую энергию в электрическую, является одной из главных задач современной энергетики. Возможности практической реализации такого рода преобразования энергии в широких промышленных масштабах появляются в связи с развитием атомной физики, физики плазмы, металлургии и ряда других областей. Непосредственное преобразование тепловой энергии в электрическую позволяет существенно повысить эффективность использования топливных ресурсов. Закон электромагнитной индукции, открытый Фарадеем, имеет важное значение для электроэнергетики. Согласно этому закону в проводнике, движущемся в магнитном поле, индуцируется ЭДС. Еще Кельвин показал, что движение в устье реки соленой воды в магнитном поле Земли вызывает появление ЭДС. Схема такого МГДгенератора Кельвина показана на рис/ 9.1. В соответствии с законом электромагнитной индукции сила тока в проводниках 1, присоединенных к пластинам 2, опущенным в воду вдоль берегов реки, пропорциональна индукции магнитного поля Земли и скорости течения соленой морской воды в реке. При изменении направления течения воды в реке изменялось также и направление электрического тока в проводниках между пластинами. 244

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Принципиальная схема действия современного МГДгенератора (рис. 9.1) мало отличается от приведенной на рис. 9.2. В рассматриваемой схеме между металлическими пластинами, расположенными в сильном магнитном поле, пропускается струя ионизированного газа, обладающего кинетической энергией направленного движения частиц. При этом в соответствии Рис. 9.1. Принципиальная схема МГД-генератора с законом электромагнитной индукции появляется ЭДС, вызывающая протекание электрического тока между электродами внутри канала генератора и во внешней цепи. Поток ионизированного газа – плазмы – тормозится под действием электродинамических сил, возникающих при взаимодействии протекающего в плазме тока и магнитного потока. Можно провести аналогию между возникающими силами и силами торможения, действующими со стороны рабочих лопаток паровых и газовых турбин на частички пара и газа.

Рис. 9.2. Схема работы МГД-генератора

Если какой-либо газ нагреть до температуры (≈ 300 °С), превратив его в электропроводное вещество, то при последующем расширении газа в рабочих каналах МГД-генератора произойдет прямое преобразование тепловой энергии в электрическую. 245

В.А. ДУБРОВСКИЙ Основные направления возможного промышленного применения МГД-генераторов: 1) ТЭС с МГД-генератором на продуктах сгорания топлива (открытый цикл); эти установки наиболее просты по своему принципу и имеют ближайшую перспективу промышленного применения; 2) атомные электростанции с МГД-генератором на инертном газе, нагреваемом в ядерном реакторе (закрытый цикл); перспективность этого направления зависит от развития ядерных реакторов с температурой рабочего тела свыше 2000 К; 3) циклы с МГД-генератором на жидком металле, которые весьма перспективны для атомной энергетики и для специальных энергетических установок сравнительно небольшой мощности, однако существующие на 1972 проработки этих циклов не позволяют судить определенно об их использовании в промышленной энергетике. МГД-генератор с паросиловой установкой Принципиальная схема МГД-генератора с паросиловой установкой показана на рис. 9.3. В камере сгорания сжигается органическое топливо, получаемые при этом продукты в плазменном состоянии с добавлением присадок направляются в расширяющий канал МГД-генератора. Сильное магнитное поле создается мощными электромагнитами. Температура газа в канале генератора должна быть не ниже 2000 °С, а в камере сгорания − 2500 − 2800 °С. Необходимость ограничения минимальной температуры газов, покидающих МГД-генератор, вызывается настолько значительным уменьшением электропроводности газов при температурах 2000 °С, что у них практически исчезает магнитогидродинамическое взаимодействие с магнитным полем. Теплота отработанных в МГД-генераторах газов вначале используется для подогрева воздуха, подаваемого в камеру сгорания топлива. Затем в паросиловой установке теплота расходуется на образование пара и доведение его параметров до необходимых величин. Выходящие из канала МГД-генератора газы имеют температуру примерно 2000 °С, а современные теплообменники могут работать только при температурах, не превышающих 800 °С, поэтому при охлаждении газов часть теплоты теряется. Трудности в создании МГД-генераторов состоят в получении материалов необходимой прочности. Несмотря на статические условия работы к материалам предъявляют высокие требования, так как они должны длительно работать в агрессивных средах при высоких температурах (2500 – 2800 °С). 246

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ

Рис. 9.3. Принципиальная схема МГД-генератора с паросиловой установкой: 1⋅− камера сгорания; 2 − теплообменник; 3 − МГД-генератор; 4 − обмотка электромагнита; 5 − парогенератор; 6 − турбина; 7 − генератор; 8 − конденсатор; 9 − насос

Жаростойкость зависит не только от материалов, но и от среды. Например, вольфрамовая нить в электрической лампе при температуре 2500 – 2700 °С может работать в вакууме или среде аргона несколько тысяч часов, а в воздухе расплавляется через несколько секунд. Понижение температуры плазмы добавлением к ней присадок вызывает повышенную коррозию конструкционных материалов. В настоящее время созданы материалы, которые могут работать длительно при температуре 2200 – 2500 °С (графит, окись магния и др.), однако они не способны противостоять механическим напряжениям. Несмотря на достигнутые успехи, задача создания материалов для МГД-генератора пока не решена. Ведутся также поиски газа с наилучшими свойствами. Гелий с небольшой добавкой цезия при температуре 2000 °С имеет одинаковую проводимость с продуктами сгорания минерального топлива при температуре 2500 °С. Разработан проект 247

В.А. ДУБРОВСКИЙ МГД-генератора, работающего по замкнутому циклу, в котором гелий непрерывно циркулирует в системе. Для работы МГД-генератора необходимо создавать сильное магнитное поле, которое можно получить пропусканием огромных токов по обмоткам. Во избежание сильного нагревания обмоток и потерь энергии в них сопротивление проводников должно быть по возможности наименьшим. Поэтому в качестве таких проводников целесообразно использовать сверхпроводящие материалы. МГД-генераторы с ядерными реакторами Перспективны МГД-генераторы с ядерными реакторами, используемыми для нагреваний газов и их термической ионизации. Предлагаемая схема такой установки показана на рис. 9.4.

Рис. 9.4. Проект МГД-генератора с ядерным реактором: 1 − ядерный реактор; 2 − сопло; 3 − МГД-генератор; 4 − место конденсации щелочных металлов; 5 − насос; 6 − место ввода щелочных металлов

Трудности создания МГД-генератора с ядерным реактором состоят в том, что современные тепловыделяющие элементы, содержащие уран и покрытые окисью магния, допускают температуру, не намного превышающую 600 °С, в то время как для ионизации газов необходима температура, равная примерно 2000 °С. Первые опытные конструкции МГД-генераторов имеют пока высокую стоимость. В будущем можно ожидать существенного снижения их стоимости, что позволит успешно использовать МГД-генераторы для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах, т.е. в режимах относительно непродолжительной работы. В этих режимах КПД не имеет решающего значения и МГД-генераторы могут использоваться и без паросиловой пристройки. 248

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ В настоящее время в России сооружены мощные опытнопромышленные образцы МГД – преобразователей энергии, на которых ведутся исследования по совершенствованию их конструкции и созданию эффективных МГД-электростанций, конкурентоспособных с обычными электростанциями. Достоинства и недостатки МГД-генераторов Главное достоинство МГД-генераторов состоит в том, что они, повышая на 10 – 20 % коэффициент полезного действия по сравнению с тепловыми электростанциями, могут вырабатывать электроэнергию в промышленных масштабах. МГД-генератор обладает тем незаменимым преимуществом, что в нем не используются вращающиеся детали, следовательно, отсутствуют потери на трение. Вместе с тем он вырабатывает только постоянный ток и требует очень высоких температур, при которых газ ионизируется, а значит, и соответствующих материалов, способных без серьезных повреждений выдерживать такие температуры. Для создания МГД-генераторов нужны мощные источники проточных газов. Реальными устройствами, удовлетворяющими строгим требованиям, предъявляемым к таким источникам, являются ракетные двигатели. В МГД-генераторе, как описано выше, электрический ток производится потоком ионизованного газа (плазмы), направленным поперек магнитного поля. Отрицательные и положительные заряды в магнитном поле отклоняются в разные стороны и направляются каждый на свой электрод. Между электродами образуется разность потенциалов, и при замыкании внешней цепи возникает электрический ток. Для получения ионов топливо сжигается при 3000K в специальной камере, в которой для облегчения возникновения ионов к нему добавляются соли калия или цезия. Так как большая доля энергии превращается при этом все же в тепло, то в случае МГД-генератора не вполне можно говорить о непосредственном превращении химической энергии в электрическую. Температура газа, отработанного в МГД-генераторе, составляет 2000К. Используя его по обычной схеме, турбина вырабатывает еще примерно столько же электроэнергии, сколько производит МГД-генератор. Поэтому сравнительно высокий коэффициент полезного действия всей установки (50 – 60 %) достигается с помощью двухступенчатого процесса.

249

В.А. ДУБРОВСКИЙ 9.2. ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ГЕНЕРАТОРЫ Термоэлектрические генераторы (ТЭГ) относятся к устройствам, непосредственно преобразующим тепловую энергию в электрическую. Основные преимущества ТЭГ: – отсутствуют движущиеся части; – нет необходимости в высоких давлениях; – могут использоваться любые источники теплоты; – большой ресурс работы. В качестве источников энергии ТЭГ широко используют на космических объектах, ракетах, подводных лодках, маяках и многих других установках. В зависимости от назначения ТЭГ могут преобразовывать в электрическую энергию теплоту, получаемую в атомных реакторах, энергию солнечной радиации, энергию органического топлива и т. д. Тепловая энергия, получаемая при распаде радиоактивных изотопов и делении ядер тяжелых элементов в реакторах, стала применяться в ТЭГ с конца 50-х гг. ХХ в. Принцип работы термоэлемента основан на эффекте Зеебека. В 1921 г. Зеебек сообщил об экспериментах, связанных с отклонением магнитной стрелки вблизи термоэлектрических цепей. В этих исследованиях Зеебек не рассматривал задачу получения энергии. Сущность открытого эффекта состоит в том, что в замкнутой цепи, состоящей из разнородных материалов, протекает ток при разных температурах контактов материалов. Эффект Зеебека можно объяснить тем, что средняя энергия свободных электронов неодинакова в разных проводниках и по-разному увеличивается при повышении температуры. Если вдоль проводника существует перепад температур, то возникает направленный поток электронов от горячего спая к холодному, вследствие чего у холодного спая образуется избыток отрицательных зарядов, а у горячего – избыток положительных. В простейшем термоэлементе, замкнутая цепь которого состоит из двух проводников с разными концентрациями электронов и спая, поддерживающихся при разных температурах, возникает электрический ток. Если цепь термоэлемента разомкнута, то накопление электронов на холодном конце увеличивает его отрицательный потенциал до тех пор, пока не установится динамическое равновесие между электронами, смещающимися к холодному концу, и электронами, уходящими от холодного конца под действием возникшей разности потенциалов. Чем меньше электропроводность материала, тем меньше скорость обратного перетока электронов, следовательно, тем выше ЭДС. Поэтому полупроводниковые элементы более эффективны, чем металлы. 250

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Одно из практических применений ТЭГ – тепловой насос, в одной части выделяющий, а в другой – поглощающий теплоту за счет электрической энергии. Если изменить направление тока, то насос будет работать в противоположном режиме, т.е. части, в которых происходит выделение и поглощение теплоты, поменяются местами.

Рис. 9.5. Схема работы теплового насоса: а − тепловой насос, обогревающий комнату зимой; б − тепловой насос, охлаждающий комнату летом

Такие тепловые насосы могут успешно применяться для терморегуляции жилых и прочих помещений. Зимой насосы нагревают воздух в помещении и охлаждают его на улице, а летом, наоборот, охлаждают воздух в помещении и нагревают на улице. На рисунке 9.5 показана схема работы теплового насоса в помещении. В настоящее время созданы полупроводники, работающие при температуре более 500 °С. Однако для промышленного ТЭГ потребуется температуру горячего спая довести примерно до 1100 °С. При таком повышении температуры полупроводники различных типов проявляют тенденцию к превращению в собственно полупроводники, у которых числа носителей положительных и отрицательных зарядов равны. Эти заряды при создании градиента температуры перемещаются от горячего спая к холодному в равном количестве, и, следовательно, накапливание потенциала не происходит, т.е. не создается термоЭДС. Собственно 251

В.А. ДУБРОВСКИЙ полупроводники бесполезны для целей генерирования термоэлектрического тока. Широко ведутся исследования по созданию полупроводников, работающих при высоких температурах. Для работы ТЭГ можно использовать теплоту, получаемую в реакторах при делении ядер тяжелых элементов. Однако в этом случае требуется решить ряд задач, в частности определить влияние эффекта сильного радиационного воздействия на полупроводниковые материалы, так как ядерное горючее может находиться в непосредственном контакте с ними. Вопрос о целесообразности применения тех или иных источников энергии решается в пользу ТЭГ в тех случаях, когда ведущее значение имеет не КПД, а компактность, надежность, портативность, удобства. 9.3. ИЗОТОПНАЯ ЭНЕРГЕТИКА В радиоактивном распаде ядер испускаются заряженные частицы и γ-кванты. Торможение заряженных частиц и поглощение γ-квантов в веществе сопровождаются выделением тепла. Радиоактивные вещества, служащие источниками тепла, называют радиоизотопным топливом. Его используют в радиоизотопных ТЭГ. Главными частями генератора являются радиоизотопный блок (ампула с радиоизотопным топливом), термобатарея, теплоизоляция, конструкционные связи и холодильник. На поверхности радиоизотопного блока расположены термобатарея и конструкционные связи, остальная поверхность радиоизотопного блока покрыта теплоизоляцией. Поток тепла с поверхности радиоизотопного блока падает на термобатарею, в которой часть его расходуется на получение электроэнергии. Часть тепла передается через конструкционные связи к холодильнику с оребренной внешней поверхностью и сбрасывается в окружающее пространство. Радиоизотопное топливо – это металл или химическое соединение с высокой удельной мощностью (энергия, выделяющаяся в единице массы или единице объема за 1 с), высокой теплопроводностью и минимальной температурой плавления (500 °С). К радиоизотопному топливу и конструкционным материалам предъявляются строгие требования. Они связаны как с уменьшением габарита и массы генератора, так и с радиационной безопасностью после аварийных ситуаций, при транспортировке и во время эксплуатации генератора. Радиоактивный металл не всегда приемлем как топливо вследствие своей токсичности, химической активности с воздухом, водой 252

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ и с материалами ампулы, низкой температуры плавления. Чаще используют химические соединения металлов, например, титанат стронция SrTiO3, молибденат церия Ce2(MoO4)3. Термобатарея представляет собой ряд термопар, спаянных последовательно. Спай термопар, на который падает тепловой поток из радиоизотопного блока, называют горячим, второй спай термопар – холодным. Термопара состоит из двух полупроводниковых ветвей. Одну ветвь изготавливают из полупроводника с электронной проводимостью (n-полупроводника), другую – из полупроводника с дырочной проводимостью (p-полупроводника). В термобатарее расходуется тепло на образование свободных электронов (n-полупроводник) и положительных ионов (p-полупроводник), причем количество зарядов увеличивается при повышении температуры. Так как температура горячего спая больше температуры холодного спая, то распределение зарядов по ветвям неравномерно и в термобатарее возникает электродвижущая сила. Наиболее приемлемы для изготовления термопар твердые растворы Bi2Te3–SbTe3 и Bi2Te3–Bi2Se3 (рабочий интервал температур 200 − 600 К), сплавы Pb–Te (600 – 1000 К) и Si–Ge (900 – 1300 К). Главные характеристики генератора – электрическая мощность Рэ, срок службы τг, выходное напряжение U и коэффициент полезного действия η. Мощность Рэ(t) изменяется пропорционально активности радиоизотопного топлива. Срок службы τг у различных генераторов имеет пределы от 0,2Т1/2 до Т1/2. Период полураспада Т1/2 обычно составляет от 100 дней до 100 лет. Напряжение пропорционально температурному перепаду ∆t = t1 – t2 и количеству термопар в термобатарее. Коэффициент полезного действия зависит от температурного перепада температуры горячего спая и свойств полупроводниковых ветвей. Электрическая мощность действующих генераторов серии «Бета», «Эфир», «Пингвин» (РФ), SNAP-7 (США) и других достигает 100 Вт, напряжение на клеммах генераторов – 4 − 12 В, а значение η не превышает 10 %. В ноябре 1969 г. во время своего пребывания на Луне экспедиция «Аполлон-12» оставила там комплекс научной аппаратуры для измерения магнитных полей, пыли, солнечного ветра, ионных потоков и сейсмической активности. Комплекс питался электроэнергией от источника мощностью 74 Вт, работавшего на изотопе Ри-239. При этом требовалась тепловая мощность 1480 Вт, соответствующая активности 500 Ки. Для этого требовалось около 2,6 кг Ри-239. На рисунке 9.6. схематически показано устройство изотопного генератора электроэнергии. Между стержнем из двуокиси плутония 253

В.А. ДУБРОВСКИЙ и оболочкой из берилия расположено 442 свинцово-теллуровых термоэлемнта, соединеных так, что генерируется мощность 74 Вт при напряжении 16В, К.П.Д. составляет около 5 %. Рабочая температура изотопного соединения – 732 ºС. Термоэлементы работают между температурами 593 и 274оС. Масса генератора равна 20,2 кг. Масса аккумуляторных батарей, обеспечивающих ту же мощность, составила бы 1812 кг. Источник обеспечивал выработку электроэнергии при колебаниях температур на Луне от–138 до+120 ºС. В полете изотоп транспортировался в специально контейнере, рассчитанном на сильный удар и перегрев. Такие меры были необходимы на случай, если экспедиция была бы прервана и вся аппаратура возвращалась бы на Землю. Подобный изотопный генератор мог быть использован для снабжения электроэнергией бортовой аппаратуры автоматической межпланетной станции в полетах на Юпитер и Марс. Срок его действия мог быть около двух лет.

Рис. 9.6. Изотопный генератор электроэнергии (SNAP-27, применявшийся в экспедиции «Аполлон-12»): 1 – стержень-капсула с радиоизотопом; 2 – внешняя оболочка; 3 – теплоотводящие ребра; 4 – термопары

Радиоизотопные термоэлектрические генераторы служат источниками питания автоматических радиометеорологических станций, светорадиомаяков, бортовой аппаратуры искусственных спутников Земли и т. д. Малогабаритные генераторы находят применение в медицине, например, для питания стимуляторов сердца.

254

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ 9.4. ТЕРМОЭМИССИОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ Явление термоэлектронной эмиссии было открыто Т. Эдисоном в 1883 г. Работая над созданием электрической лампы, Эдисон помещал в колбе две нити. Когда перегорала одна из них, он поворачивал лампу и включал другую. Во время испытания ламп обнаружилось, что некоторое количество электричества переходит к холодной нити, т. е. электроны «испаряются» с горячей нити – катода – и движутся к холодной нити – аноду – и далее во внешнюю электрическую цепь. При этом часть тепловой энергии, расходуемой на нагревание катода, переносится электронами и отдается аноду, а часть энергии электронов выделяется во внешней электрической цепи при протекании электрического тока. Анод разогревается за счет теплоты, приносимой электронами. Если бы температуры катода и анода были одинаковыми, то теплота «испарения» электронов с катода в точности была бы равна теплоте «конденсации» электронов на аноде и не было бы преобразования теплоты в электрическую энергию. Чем меньше температура анода по сравнению с температурой катода, тем большая часть тепловой энергии превращается в электрическую. Простейшая схема термоэмиссионного преобразователя энергии показана на рис. 9.7. Рис. 9.7. Устройство термоэмиссионного преобразователя энергии: В обычной диодной 1 – катод; 2 – анод радиолампе мощность, расходуемая на нагревание катода, примерно равна 10 Вт, а выходная мощность, снимаемая с анода, – 1 МВт. Таким образом, на нагревание расходуется мощность, в 107 раз большая. КПД преобразователя составляет ничтожно малую величину – 0,1⋅10−4 %. Если бы КПД был даже в миллион раз больше, то это устройство все равно нельзя было бы рассматривать как преобразователь энергии для промышленных целей. Однако прогресс в развитии термоэмиссионных преобразователей оказался настолько значительным, что удалось КПД современных диодных побразователей энергии довести до 20 %. В процессе термоэлектронной эмиссии с поверхности металлов происходит выход свободных электронов. В металлах содержится 255

В.А. ДУБРОВСКИЙ большое число свободных электронов – около 6⋅1021 в 1 см. Внутри металла силы притяжения электрона сбалансированы положительно заряженными ядрами. Непосредственно у поверхности на электроны действуют результирующие силы притяжения, для преодоления которых и выхода за пределы металла электрону нужно обладать достаточной кинетической энергией. Увеличение кинетической энергии происходит при нагревании металла. В энергетических термоэмиссионных генераторах для нагревания катода можно воспользоваться теплотой, получаемой в результате ядерной реакции. Схема ядерного термоэмиссионного преобразователя приведена на рис. 9.8. КПД первых таких преобразователей был равен примерно 15 %; по существующим прогнозам его можно довести до 40 %. Испускание электронов в термоэмиссионных генераторах вызывается нагреванием катода. При радиоактивном распаде электроны (β-лучи) испускаются вследствие естественного свойства элементов. Непосредственно используя это свойство, можно осуществить прямое преобразование ядерной энергии в электрическую (рис. 9.9).

Рис. 9.8. Ядерный термоэмиссионный преобразователь: 1 −защита; 2 − охладитель; 3 − анод; 4 − вакуум; 5 − катод; 6 − ядерное горючее

Рис. 9.9. Схема установки прямого преобразования ядерной энергии в электрическую: 1 − β-радиоактивный излучатель; 2 − металлическая ампула; 3 − металлический сосуд

256

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ 9.5. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ ГЕНЕРАТОРЫ Работа электрохимических генераторов основана на принципе прямого преобразования химической энергии в электрическую. Возникновение ЭДС в гальваническом элементе связано со способностью металлов посылать свои ионы в раствор в результате молекулярного взаимодействия между ионами металла и молекулами (и ионами) раствора. Рассмотрим явления, происходящие при опускании цинкового электрода в раствор сернокислого цинка (ZnSO4 ). Молекулы воды стремятся окружить положительные ионы цинка в металле. В результате действия электростатических сил положительные ионы цинка переходят в раствор сернокислого цинка. Этому переходу способствует большой дипольный момент воды. Наряду с процессом растворения цинка происходит и обратный процесс возвращения в цинковый электрод положительных ионов цинка при достижении ими электрода в результате теплового движения. По мере перехода положительных ионов в раствор увеличивается отрицательный потенциал электрода, препятствующий этому переходу. При некотором потенциале металла наступает динамическое равновесие, т. е. два встречных потока ионов (от электрода в раствор и обратно) будут одинаковы. Этот равновесный потенциал называется электрохимическим потенциалом металла относительно данного электролита. Важное техническое приложение гальванические элементы нашли в аккумуляторах, где вещество, расходующееся при отборе тока, предварительно накапливается на электродах при пропускании через них в течение некоторого времени тока от постоянного источника (при зарядке). Применение аккумуляторов в энергетике затруднено вследствие малого запаса активного химического горючего, не позволяющего получать непрерывно электроэнергию в больших количествах. Кроме того, для аккумуляторов характерна малая удельная мощность. Большое внимание во многих странах мира уделяется непосредственному преобразованию химической энергии органического топлива в электрическую, осуществляемому в топливных элементах. В этих преобразователях энергии можно получить более высокие значения КПД, чем у тепловых машин. В 1893 г. немецкий физик и химик Нернст вычислил, что теоретический КПД электрохимического процесса превращения химической энергии угля в электрическую равен 99,75 %. На рисунке 9.10 показана принципиальная схема водороднокислородного топливного элемента. Электроды в топливном элементе выполнены пористыми. На аноде происходит переход положительных 257

В.А. ДУБРОВСКИЙ ионов водорода в электролит. Оставшиеся электроны создают отрицательный потенциал и во внешней цепи перемещаются к катоду. Атомы кислорода, находящиеся на катоде, присоединяют к себе электроны, образуя отрицательные ионы, которые, присоединяя из воды атомы водорода, переходят в раствор в виде ионов гидроксила ОН. Ионы гидроксила, соединяясь с ионами водорода, образуют воду. Таким образом, при подводе водорода и кислорода происходит реакция окисления горючего ионами с одновременным образованием тока во внешней цепи. Так как напряжение на выводах элемента невелико (порядка 1 В), то элементы последовательно соединяют в батареи. КПД топливных элементов очень высок. Теоретически он близок к единице, а практически он равен 60 − 80 %.

Рис. 9.10. Схема водородно-кислородного топливного эле-мента: 1 – корпус; 2 – катод; 3 – электролит; 4 - анод

Использование водорода в качестве топлива сопряжено с высокой стоимостью эксплуатации топливных элементов, поэтому изыскиваются возможности применения других, более дешевых, видов топлива, в первую очередь природного и генераторного газа. Однако удовлетворительные скорости протекания реакции окисления газа происходят при высоких температурах 800 − 1200К, что исключает применение в качестве электролитов водяных растворов щелочи. В этом случае можно использовать твердые электролиты с ионной проводимостью. 258

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ В настоящее время широко ведутся работы над созданием эффективных высокотемпературных топливных элементов. Пока удельная мощность топливных элементов все еще невелика. Она в несколько раз ниже, чем у двигателей внутреннего сгорания. Однако успехи электрохимии и конструктивные усовершенствования топливных элементов в недалеком будущем сделают возможным применение топливных элементов в автотранспорте и энергетике. Топливные элементы бесшумны, экономичны и у них отсутствуют вредные отходы, загрязняющие атмосферу. 9.6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МОРСКИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ РЕСУРСОВ Ресурсы морей и океанов можно разбить на три группы: 1) вертикальные термоградиенты и океанические ветры; 2) морская биомасса и геотермальные воды; 3) поверхностные волны, течения и перепады солености. Мощности и стоимости различных потенциальных источников энергии приведены в табл. 9.1. Таблица 9.1 Характеристика потенциальных источников энергии Источники энергии

Мощность, млн кВт

Стоимость производства электроэнергии, цент/(кВт⋅ч)

10000 500 60 170 3500 770 3000

4–7 11 – 24 13 – 32 5–9 14 – 29 11 – 15 25 – 30

Вертикальные термоградиенты Поверхностные волны Морские течения Океанические ветры Перепады солености Топливная биомасса Геотермальные воды

Приливные электростанции Огромная часть поверхности нашей планеты покрыта водами океанов и морей, которые могут быть использованы для создания экологически идеальных возобновляемых источников энергии, мощность которых намного превосходит потребности человечества. В первую 259

В.А. ДУБРОВСКИЙ очередь к этим источникам следует отнести энергию приливов, приливных и других течений, волн и тепловую энергию океанов. В приливных электростанциях (ПЭС) применяются морские плотины, которые используют изменение уровня морской воды, возникающего за счет приливов и отливов. Приливы связаны с гравитационным воздействием Луны и в меньшей степени Солнца на моря и океаны Земли. На частицу воды действуют, в частности, две силы: притяжения со стороны Луны и центробежная за счет вращения системы Земля-Луна относительно их центра масс, расположенного на расстоянии L=4670 км от центра Земли по направлению к Луне (средний радиус Земли r=6370 км) (рис. 9.11).

Рис. 9.11. Схема расположения Луны и Земли (массы М и М1 соответственно)

Это приводит к тому, что силы в точках X и Y на противоположных поверхностях океана Fx и Fy оказываются равными по величине и противоположными по направлению. В результате возникают два приливных подъема воды в противоположных точках поверхности Земли, расположенных на пересечении прямой, проведенной от Луны через центр Земли. Высота приливной волны в открытом океане не превышает 1 м, что явно недостаточно для энергетических целей. Однако при движении через сужающиеся проходы между островами или при подходе к побережью, имеющему специфический профиль, за счет эффекта воронки или резонансных процессов высота подъема воды может возрасти в несколько раз. 260

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Систематические колебания уровня воды в океанах и морях во время прилива и отлива вызываются силами притяжения в космической системе Солнце–Земля–Луна. На большинстве побережий смена этого явления (прилив-отлив) наблюдается через каждые 6 ч 12 мин; в некоторых местах эта величина может значительно увеличиваться, что зависит от ряда условий. В открытом океане амплитуда колебаний уровней не превышает 2 м. Но под деформирующим влиянием формы залива, бухты, фиорда, эстуария – устья реки на побережье амплитуда прилива может возрасти на 10 – 15 м и более. Так, например, в заливе Фанди на Атлантическом побережье Северной Америки, вблизи от границы США и Канады, зарегистрированы приливы с максимальной амплитудой 19,6 м. В нашей стране наибольшие амплитуды прилива наблюдаются на Охотском море (до 11 м), в Мезенском заливе Белого моря – около 10 м) и на Кольском побережье – 7,4 м. В отличие от энергии рек приливная энергия отличается большой нес- табильностью в многолетнем и годичном периодах. В течение месяца амплитуды колебаний могут изменяться несколько раз. За расчетный период с достаточной точностью можно принимать так называемый синодический месяц, равный в среднем 29,53 суток – (время между двумя полнолуниями или новолуниями). Для водноэнергетических расчетов ПЭС использует хронологический график колебаний уровней моря. Основная идея использования приливной энергии путем строительства приливных электростанций (ПЭС) в простейшем виде заключается в том, что в отгороженном от моря суженном его участке, называемом бассейном, во время прилива получается перепад уровней между морем и бассейном, а во время отлива создается перепад между бассейном и морем, что при достаточных напорах обеспечивает работу турбин в обоих направлениях. В остальное время агрегаты ПЭС, вследствие недостаточных напоров, должны останавливаться и энергия в систему не выдается. С учетом вынужденных остановок ПЭС, вызванных падением напоров, а также многих других факторов, технически возможно использовать лишь около 1/з потенциальной энергии. Благоприятные топографические условия в сочетании с большими амплитудами встречаются нечасто, а поэтому и мест для сооружения эффективных ПЭС не так уж много. В некоторых условиях более эффективными оказываются ПЭС с двумя, тремя и более бассейнами, со сложными циклами работы, с установкой не обычных турбин, а насосо-турбин двухстороннего действия. За период около 50 лет в ряде стран составлялось значительное коли-чество проектов ПЭС. Многие из них пересоставлялись неоднократно и уточ-нения продолжаются до сих пор. 261

В.А. ДУБРОВСКИЙ В нашей стране ведутся проектные разработки по Лумбовской ПЭС на Кольском полуострове с выработкой энергии 800 млн кВт. ч при мощности 320 МВт. Изучаются возможности строительства в перспективе крупных ПЭС, например, Мезенской ПЭС на побережье Белого моря мощностью 6 ГВт (млн кВт), двух ПЭС на побережье Охотского моря – Тугурской – 9 ГВт (млн кВт) и Пенжинской, мощность которой 35 ГВт (млн кВт) в 3 раза больше мощности уникальной ПЭС Шозе (рис. 9.12).

Рис. 9.12. Схематический план расположения ПЭС Ранс и ПЭС Шозе

В эксплуатации пока находятся лишь ПЭС Ране мощностью 240 МВт во Франции, первые агрегаты которой пущены в 1966 г., а также отечественная экспериментальная Кислогубская ПЭС небольшой мощности, построенная в 1968 г. на Кольском полуострове вблизи г. Мурманска. При проектировании и строительстве ПЭС возникает много вопросов, которые требуют еще разрешения путем проведения больших 262

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ научно-исследовательских работ, апробирования их в натурных условиях. К таким вопросам, в частности, относятся: – меры борьбы с весьма вредными явлениями коррозии бетона и металлических конструкций под воздействием агрессивной морской воды; – мероприятия по защите сооружений от волновых динамических воздействий и морских течений, борьба с наносами; – трудности обеспечения устойчивости грунтов у водопропускных сооружений при переменном движении воды в двух противоположных направлениях; – способы борьбы с живыми организмами, особенно с моллюсками. АГРЕГАТЫ ПЭС Наиболее характерными для установки на ПЭС следует считать следующие три типа осевых обратимых гидромашин (насосотурбин) с поворотно-лопастными или пропеллерными рабочими колесами: 1) к а п с у л ь н ы е, иначе называемые также моноблочными, синхронная электрическая машина которых размещена в капсуле, омываемой водой проточного тракта насосотурбины. 2) т р у б ч а т ы е, или прямоточные, с вынесенной вне потока электромашиной и валом агрегата, обычно наклоненным на угол 10 – 12°. 3) б е з в а л ь н ы е, или прямоточные, с кольцевой электромашиной, ротор которой размещен на ободе рабочего колеса насосо-турбины и изолирован от проточного тракта специальными уплотнениями. Несмотря на то что два последние типа еще только находятся в стадии разработки, американские и английские специалисты считают их более перспективными для установки на ПЭС, чем капсульные, основными недо-статками которых являются сложность монтажа и эксплуатации, в частности, вследствие трудности охлаждения, а также малый маховой момент, который ухудшает условия работы ПЭС в энергосистеме. Для уменьшения габаритов электромашины иногда применяют уста-новку мультипликатора числа оборотов, что позволяет увеличить скорость ее вращения, но снижает КПД агрегата на 1 – 2 %. Поэтому применение мультипликатора допустимо только при небольшой мощности, например, в условиях Кислогубской ПЭС он повышает число оборотов с 72 до 600 в минуту. Пока наиболее крупные капсульные агрегаты установлены на ПЭС Ране, они имеют мощность 10 МВт пропускная способность в турбинном режиме QT = 260 м3/с и в насосном – Qn = 225 м3/с. Опытный агрегат Кислогубской ПЭС при Нр = 1,3 м, D = 3,3 м и QT = 50 м3/с, развивает Na = 400 кВт. Пропускная способность его в насосном режиме QH = 28 м3/с. 263

В.А. ДУБРОВСКИЙ Увеличение единичной мощности горизонтальных агрегатов свыше 50 – 60 МВт в обозримой перспективе вряд ли будет иметь место, так как требует применения громоздких в транспортном и монтажном отношении рабочих колес диаметром 9 – 10 м и более. Поэтому число агрегатов на мощных ПЭС неизбежно измеряется десятками и сотнями. К обратимым агрегатам ПЭС предъявляются требования в соответствии с режимом их работы в зависимости от примененной схемы данной установки (одно-, двух- или многобассейная). Обычно на ПЭС устанавливаются насосотурбины двустороннего действия, которые могут работать в турбинном режиме как при движении воды из бассейна в море, так и в обратном направлении. Для ускорения процесса наполнения и опорожнения бассейна может, соответственно, потребоваться работа агрегатов и в насосных режимах Таким образом, в определенных условиях необходимо, чтобы обратимые агрегаты обеспечивали работу в четырех различных режимах: в прямом и обратном турбинном и в прямом и обратном насосном. Поскольку перекачка воды агрегатами в насосном режиме происходит при малых перепадах уровней, а работа в турбинном режиме при значительно больших напорах то КПД насосного аккумулирования энергии на ПЭС оказывается больше единицы. Основные схемы и режимы работы ПЭС ПЭС проектируются с одним, двумя, тремя и более бассейнами и работой агрегатов только в одном или в обоих направлениях, т. е. как при движении воды из бассейна в море, так и из моря в бассейн. В определенных условиях наиболее эффективной оказывается однобассейная схема ПЭС двустороннего действия, примененная на действующей ПЭС Ране. При этой схеме в выбранном створе строится здание ПЭС, оборудованное обратимыми агрегатами двустороннего действия, и водосбросная плотина, ускоряющая процесс наполнения и опорожнения бассейна. Если эти сооружения не перекрывают створ, то строится также глухая земляная плотина. В состав гидроузла ПЭС может входить судопропускное устройство (большей частью шлюз), ОРУ и другие сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию ПЭС. Выделяется шесть характерных циклов работы однобассейной ПЭС двустороннего действия. Условно начнем с периода, когда после прилива бассейн наполнился: – агрегаты работают в прямом турбинном режиме с пропуском рас-ходов воды из бассейна в море и выдают энергию в систему до тех 264

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ пор, пока рабочий напор бывает больше или равен минимальному напору, при котором агрегат может вырабатывать энергию; – в начале этого цикла основной задачей является скорейшее опорожнение бассейна, для чего открываются водопропускные отверстия плотины и агрегаты используются как холостые водосбросы, а при дальнейшем снижении перепада – как насосы для откачки воды из бассейна в море до момента, пока это экономически будет оправдано; – бассейн опорожнен, отверстия плотины закрыты затворами, но прилив еще не создал достаточных напоров для обратного турбинного режима с движением воды от моря к бассейну, поэтому агрегаты не работают; – после достижения достаточного перепада уровней и воды из моря в бассейн агрегаты начинают работать в обратном турбинном режиме; – основная задача пятого цикла, подобного второму, – скорее наполнить бассейн из моря, для чего отверстия плотины открываются и агрегаты используются как холостые водосбросы, а затем как насосы. В конце цикла затворы плотины закрыты, агрегаты остановлены. Агрегаты не работают, ожидается получение достаточных напоров за счет отлива для перехода к работе в прямом турбинном режиме. Таким образом, эта однобассейная схема ПЭС двустороннего действия может обеспечить выдачу энергии в систему в течение двух циклов из шести, два цикла энергия потребляется, а остальные два цикла являются холостыми (периодами ожидания достаточных напоров). На ПЭС Ране, например, работа в прямом турбинном режиме с учетом насосного аккумулирования энергии обеспечивает выработку энергии 537 ГВт*ч (537 млн кВт*ч) и в обратном турбинном – 71,5 ГВт-ч (71,5 млн кВт*ч). За вычетом затрат энергии на насосные режимы – 64,5 ГВт*ч (64,5 млн кВт*ч) выдача энергии в систему составляет 540 ГВт*ч (540 млн кВт*ч) Однобассейные установки двустороннего действия, подобные Кислогубской ПЭС, при соответствующем регулировании напоров могут обеспечить ежедневную работу в пиковой части графика нагрузки энергосистемы, но количество вырабатываемой ими энергии уменьшается примерно в 1,5 раза. В зависимости от местных условий и поставленных задач могут быть применены разнообразные схемы ПЭС одно – и двустороннего действия с двумя, тремя и более бассейнами, соединенными между собой, которые позволяют приспосабливать работу ПЭС к требованиям энергосистемы. 265

В.А. ДУБРОВСКИЙ Преимущества и недостатки ПЭС Приливные электростанции по сравнению с другими источниками энергии обладают как преимуществами, так и недостатками. К числу преимуществ можно отнести следующие: 1. Энергетические: – энергия возобновляемая; – неизменная выработка энергии в месячном (сезонном и многолетнем) периодах за весь срок эксплуатации; – устойчивая работа в энергосистемах как в базовом режиме, так и в пике графика нагрузок; – нет зависимости от уровня выпадаемых в году осадков; – стоимость энергии самая низкая по сравнению со всеми другими типами электростанций, что доказано 33-летней эксплуатацией промышленной ПЭС «Ранс» в центре Европы в энергосистеме Electricite de France. Так, по данным Electricite de France за 2005 год стоимость 1 кВт*ч электроэнергии (в сантимах) составляла: ПЭС – 18,5; ГЭС – 22,61; ТЭС – 34,2 и АЭС – 26,15. По российским данным, полученным в тот же период, стоимость одного кВт*ч Тугурской ПЭС (Охотское море) составила 2,4 коп., в то время как у проектируемой Амгуенской АЭС (Чукотка) она равнялась 8,7 коп. 2.Экологические: – отсутствует выброс вредных газов, в том числе и создающих парниковый эффект в атмосфере, а также золы, радиоактивных и тепловых отходов; – отсутствуют проблемы, связанные с добычей, транспортированием, переработкой, сжиганием и складированием топлива, отрицательно влияющие на окружающую среду; – натуральные испытания на Кислогубской ПЭС не обнаружили погибшей рыбы или ее повреждений; – на ПЭС гибнет всего 5 – 10 % планктона (на ГЭС 83 – 99 %), являющегося основной кормовой базой рыбного стада; – снижение солености воды в бассейне ПЭС, определяющее экологическое состояние морской фауны, составляет 0,05 – 0,07 %, т.е. практически неощутимо; – ледовый режим в бассейне ПЭС смягчается, исчезают торосы и предпосылки к их образованию, отсутствует силовое воздействие льда на сооружение; – размыв дна и движение наносов полностью останавливаются в течение первых двух лет эксплуатации; – прогрессивный наплавной способ строительства дает возможность не возводить в створах ПЭС временные крупные строительные 266

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ базы и сооружать перемычки, что способствует сохранению окружающей среды в районе ПЭС; – климатические условия на примыкающих к ПЭС территориях, как правило, улучшаются; – побережье защищается от отрицательных воздействий штормов. 3.Социальные: – нет опасности затопления земель и волны прорыва в нижний бьеф (в отличие от ГЭС); – влияние на ПЭС катастрофических природных и социальных явлений (землетрясения, наводнения, военные действия, терроризм) не угрожают населению в примыкающих к ПЭС районах; – улучшение транспортной системы района, включая возможность строительства дороги на дамбе; – возможности расширения туризма. Наряду с перечисленными преимуществами ПЭС имеют и ряд недостатков, в том числе: – несовпадение основных периодов возникновения приливов (12 ч 25 мин и 24 ч 50 мин) с привычным для человека периодом солнечных суток (24 ч); в связи с чем возникает сдвиг по фазе между оптимальными генерацией и потреблением энергии; – изменение высоты прилива с периодом две недели, что приводит к колебаниям мощности ПЭС; – большие расходы воды при относительно низких напорах приводят к необходимости использования большого количества турбин, работающих при относительно низком КПД. Оптимальные режимы работы ПЭС зависят от условий ее использования. Если станция предназначена для удовлетворения местных потребностей, то необходимы вспомогательные источники энергии, используемые при уменьшении мощности ПЭС. Если станция является относительно небольшим элементом, питающим энергией внешнюю электросеть, то заранее известные вариации мощности ПЭС могут быть согласованы с этой сетью. Наконец, могут быть варианты, когда выработка энергии на ПЭС не связана с временем суток (зарядка аккумуляторов, получение водорода и т. п.). Экономически наиболее выгодными являются крупномасштабные ПЭС (мощность порядка 1000 МВт), однако для снабжения энергией удаленных районов может оказаться оправданным и создание более мелких станций. 267

В.А. ДУБРОВСКИЙ Перспективы использования ПЭС Общая мощность океанских приливов на нашей планете составляет около 3000 ГВт, из которых на долю районов, где принципиально возможно строительство ПЭС, приходится 1000 ГВт. Создание ПЭС в 20 самых перспективных районах, разбросанных по всей Земле, могут обеспечить выработку электроэнергии суммарной мощностью порядка 120 ГВт. Одной из ПЭС, наиболее успешно и длительно работающих, является французская электростанция «Ранс» со следующими характеристиками: средняя высота прилива – 8,4 м; площадь бассейна – 22 км2, средняя мощность – 0,35 ГВт; годовая выработка электроэнергии – 3,1 ГВт*час. Первой ПЭС на территории Российской Федерации является опытно- промышленная Кислогубская станция, построенная на Кольском полуострове в Кислой губе Баренцева моря в 1968 г. Параметры: напор – 4,7 м; мощность – 0,40 ГВт; годовая выработка электроэнергии – 1,2 ГВт*ч. Использование приливной энергии ограничено главным образом высокой стоимостью сооружения ПЭС. Так, стоимость электростанции в «Рансе» почти в 2,5 раза выше обычной речной ГЭС той же мощности. В целях снижения стоимости в СССР впервые в мировой практике при строительстве Кислогубской ПЭС был предложен и успешно осуществлен так называемый наплавной способ, применяющийся в морском гидротехническом строительстве (тоннели, доки, дамбы и другие сооружения). Сущность метода состоит в том, что строительство и монтаж объекта производятся в благоприятных условиях приморского промышленного центра, а затем в собранном виде объект буксируется по воде к месту его установки. Опыт работы Кислогубской ПЭС и станции в Рансе позволил приступить к проектированию Мезенской ПЭС в Белом море, Пенжинской и Тугурской ПЭС в Охотском море (табл. 9.2). Обычно на ПЭС устанавливают капсульные гидроагрегаты, которые могут использоваться с относительно высоким КПД в генераторном (прямом и обратном) и насосном (прямом и обратном) режимах, а также в качестве водопропускного отверстия. В периоды, когда малая нагрузка энергосистемы совпадает по времени с «малой» или «полной» водой в море, гидроагрегаты ПЭС либо отключены, либо работают в насосном режиме – подкачивают воду в бассейн выше уровня прилива (или откачивают ниже уровня отлива), тем самым аккумулируя энергию до того момента, когда в энергосистеме возникает пик нагрузки. 268

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Таблица 9.2 Параметры российских ПЭС Месторасположение

Средняя высота прилива, м

Площадь бассейна, км2

Средняя мощность, ГВт

Годовая выработка ГВт*ч

Мезенский залив

6,0

2330

15,2

50,0

Пенжинская губа

6,2

20530

87,4

190,0

Тугурский залив

4,7

1800

10,3

27,6

Энергетический потенциал приливных электростанций Энергетический потенциал заливов приливных морей обычно оценивают максимальной потенциальной энергией массы воды, поднимающейся в заливе во время прилива над минимальным уровнем воды, соответствующем периоду отлива. Такая оценка име­ет мало общего с реальными оценками максимальной возможной мощности и выработ­ки приливной электростанции, так как для использования энергии прилива необходимо создать препятствие на пути приливного потока. Такое препятствие может быть в форме здания электростанции (ПЭС) и плотины, перегораживающий пролив между бассейном и морем, как на действующих ПЭС во Франции, Канаде, России и Китае. Препятствие может иметь форму гидроэнергетических агрегатов того или иного вида, свободно размещаемых в проливе без плотины или при наличии береговых дамб, сужающих пролив до оптимальных размеров. Такая схема, предложенная Лятхервом. М. в 1985 г. [1], осу­ществляется на Myongyang Channel (Корея) с использованием геликоидных ортогональных турбин. Во всех случаях возникает вопрос о максимальной мощности и максимальной выработке энергии, которую можно получить в заданных условиях. Очевидно, при очень большом внесенном сопротивлении (глухая плотина) расход воды будет ми­нимальным и, несмотря на максимальный напор, мощность будет близка к нулю. На­против, при отсутствии сопротивления перепад будет равен нулю и, несмотря на макси­мальный расход, мощность будет равна нулю. Пусть Zq(O) и z(t) обозначают уровень воды в море и в бассейне ПЭС соответствен­но; Q – площадь зеркала воды в бассейне; Qp – площадь живого сечения пролива (водного тракта ПЭС); А – высота прилива с периодом Г; i – коэффициент гидравлическо­го сопротивления водного тракта ПЭС. Рассмотрим случай, когда бассейн не является проточным, т.е. сообщается с морем только через один пролив. 269

В.А. ДУБРОВСКИЙ Относительное время использования установленной (максимальной) мощности tmax = 0,388 или – 3400 ч в году. Все проекты с традиционной компоновкой предусматривают строительство на­порного фронта ПЭС, отсекающего бассейн ПЭС от моря. Наличие такого фронта изменяет экологическую ситуацию в бассейне. Напоры на ПЭС невелики, традиционное гидроэнергетическое оборудование получается затратным, а выработка – относительно малой. Это определяет высокие удельные капитальные вложения на единицу установленной мощности и относительно вы­сокую себестоимость энергии. Предлагается иной подход к проектированию ПЭС, свободный от указанных недостатков. В предложении [1] ПЭС состоит из гидроагрегатов, преобразующих энергию приливно-отливного течения. Такие гидроагрегаты устанавливаются в про­ливе, соединяющем бассейн с морем, там, где скорости течения достаточно велики. Агрегаты могут быть оснащены ортогональными турбинами. Еще большие возможности открывает новый тип ортогональных гидроагрегатов, запатентованный В. М. Лятхером. Эти безредукторные агрегаты, снабженные линейными (дуговыми) генераторами, могут иметь высокую мощность в одном агрегате и низкие удельные затраты на единицу мощности и выработки. Оптимальные скорости течений для предлагаемых агрегатов – от 2 до 4 м/с. Если в природных условиях такие скорости не достигаются, возможно предварительное или последующее сужение пролива береговыми дамбами или донной отсыпкой. Выбор установленной мощности ПЭС – технико-экономическая задача. Особенность предложения автора состоит в том, что мощность ПЭС может быть любой, соответствующей финансовым возможностям инвестора, но меньшей определенного выше предельного значения, соответствующего заданным гидрологическими и топографическими условиями. Предлагаемые агрегаты могут изготавливаться в сухих доках промышленно развитых центров и транспортироваться в полностью или частично собранном виде на плаву к месту установки. Целесообразная мощность одного агрегата – от 2 до 75 МВт. В тех случаях, когда предлагаемые наплавные гидроагрегаты, устанавливаемые в один ряд поперек пролива, не обеспечивают оптимальное значение необходимых параметров и не дают возможности получить наибольшую энергоотдачу от осваиваемого бассейна, турбины следует устанавливать в проливе в несколько рядов, расположенных друг от друга на расстоянии, достаточном для восстановления нормального поля скоростей. Такое решение полезно и для сохранения экологической чистоты объекта. Сравнительно медленно движущиеся лопа270

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ сти турбин, поставленные в машинах достаточно редко, не опасны для рыбы, но наличие между рядами турбин зон спокойного течения может быть полезно для отдыха рыбы и не требует дополнительных материальных затрат. Предлагаемое решение может быть применено для любых бассейнов. Например, для залива Кобекунд (Канада), площадь зеркала которого составляет 264 км2, средняя высота приливов после создания ПЭС – 11,8 м, ширина пролива между мысами Экономии и Тенни – 8 км, глубина (максимальная) 42 м. Максимальная скорость потока в естественных условиях ~0,75 м/с. Для того чтобы приблизиться к оптимальному значению а, можно, например, уменьшить ширину ка­нала до 2 км и установить турбины в 12 рядов. В этом случае а = 0,031 и возможная мощность ПЭС приближается к ее максимальному значению, равному Рмах = 163 х 264 х 11,82 = 6000 МВт, годовая выработка составит ~20 000 ГВт * ч. В канадском проекте 1982 г. мощность ПЭС в традиционной компоновке была определена как 4028 МВт, выработка – как 12 260 ГВт * ч. Предлагаемые гидроагрегаты при скорости потока 3 м/с и габаритах 48 х 24 м2 могут иметь мощность ~8 МВт каждый. В одном ряду можно установить 60 – 70 таких машин. Их общая мощность составит 5760 – 6720 МВт. Рассмотрим случай проточного бассейна (канала), уровни, на концах которого зада­ны так, что течение в канале определяется перепадом уровней на его концах, не зави­сящим от режима течения в канале. Такая ситуация имеет место, например, на Муоngyang Channel (Корея). Этот канал имеет длину 30 км и среднюю ширину 10 км при глубине 10 м в момент самого низкого уровня воды. На расстоянии 15 км от южного конца канала есть сужение до 2,5 км с углублением до 17 м. Западный конец канала имеет ширину 2,5 км при максимальной глубине в эстуарии ~30 м. В 5 км от западного конца канала имеется прямой узкий участок длиной 1 км, шириной 0,5 км и площадью сечения 8500 м2. В западной части канала, в районе существующего моста Chindo, ширина канала уменьшается до 310 м на длине 100 м. Здесь площадь его сечения составляет 5600 м2, что соответствует средней глубине 18 м при низкой воде. Высота приливно-отливных колебаний уровня воды в канале достигает Zmax – Zmin = 3 м. В южном конце канала максимальный уровень наблюдается на 2 ч раньше, чем на западном. Это вызывает перепад уровней до 2 м и максимальную скорость на прямом участке узкого канала до 5,5 м/с. На остальной части канала скорости течения не пре­вышают 1,5 м/с, в южной части канала – < 1 м/с. 271

В.А. ДУБРОВСКИЙ Максимальная мощность, которая может быть взята у потока в канале, не зависит от типа применяемых гидроагрегатов. Фактическая максимальная мощность электростанции будет заметно меньше за счет неизбежных гидравлических, механических и электрических потерь в агрегатах. Без учета механических и электрических потерь при оптимальном использовании геликоидных турбин наиболее эффективно применение конструкций A.M. Горлова, имеющих коэффициент мощности в свободном потоке Ср = 0,35. Оценка доступной для преобразования и использования энергии при­ливов не может быть основана на статических расчетах веса и высоты подъема воды в бассейне ПЭС в естественных условиях. Преобразование (использование) энергии прилива обязательно должно вызвать изменение режима прилива в бассейне ПЭС, ко­торое должно учитываться при оценках энергетического потенциала. Конкретные ре­ зультаты оценок могут зависеть от схемы использования энергии приливов. Наиболее перспективной схемой представляется преобразование энергии приливных течений, когда максимальные скорости этих течений достаточно велики (от 2 до 4 м/с). Для двух предельных схем, когда бассейны ПЭС имеют замкнутую форму с узким проли­вом, или напротив, форму канала, соединяющего два моря с независимыми ре­жимами прилива, получены точные соотношения, определяющие возможную макси­мальную мощность и максимальную выработку приливных электростанций. Максимальная мощность приливной электростанции, располагаемой в устье за­мкнутого бассейна площадью Q (км2), при полусуточном приливе высотой А (т) оце­нивается величиной порядка 163 Q (км2 ). Число часов использования этой мощности, определяющее среднегодовую выработку энергии станции, может достигать 3400 ч/г. В расчетах максимальной мощности следует учитывать максималь­ную высоту приливов, а в расчетах выработки – среднюю или среднеквадратичную высоту приливов. Именно этой средней мощности соответствует указанное число ча­сов использования. Во многих случаях при правильном полусуточном приливе и ис­пользовании бассейна ПЭС с максимальной энергоотдачей средняя мощность составляет 0,5–0,6 от максимальной. При расположении приливной электростанции на проточном канале, перепад уров­ней на котором является заданным параметром, максимальная мощность электро­станции не может превышать 2/3 от максимальной мощности потока в исходных (природных) условиях. Приливные электростанции целесообразно проектировать, ориентируясь на ис­пользование энергии приливных течений с применением современных оптимизиро­ванных ортогональных гидроагрегатов, без 272

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ полного отсечения приливных бассейнов, с экономически оптимальным объемом первоначальных инвестиций. ОКЕАНСКИЕ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (ОГЭС) НА ОСНОВЕ МОРСКИХ ТЕЧЕНИЙ Физические основы работы ОГЭС Существуют многочисленные океанические течения, которые не всегда связаны с приливами. Известны океанские течения, скрытые толщей поверхностных вод и часто лишь достаточно тонкими пограничными слоями отделенные от поверхности, а также различные вихри, возникающие в открытом океане под воздействием метеорологических возмущений и крупномасштабной гидродинамической неустойчивости. В природе известны постоянно действующие вихри. Один из них находится в 400 км от Огасавары (Япония). Он представляет собой водоворот диаметром около 200 км, поднимающийся с глубины 3 км почти до самой поверхности. Примерно через каждые 100 дней он изменяет направление вращения на обратное. По оценкам японских ученых, удельные энергетические характеристики этого водоворота значительно выше, чем у ряда океанских течений. И все же наибольший практический интерес вызывают течения, связанные с приливами. К особенностям приливной волны следует отнести ее большую длину по сравнению с глубиной моря и практически мало меняющуюся скорость течения по всей толщине слоя воды. Это дает возможность использовать кинетическую энергию потока аналогично тому, как это делается в ветроэнергетических установках. Строительство крупных ветроэнергетических установок (ВЭУ) с диаметром колеса до 200 метров затруднительно из-за ограничений, связанных с прочностью материалов и массами элементов установки. Для турбин, работающих в морской среде, массовые ограничения менее существенны из-за действия на элементы конструкции силы Архимеда. Повышенная плотность морской воды (на три порядка) позволяет уменьшить столь существенное для воздушных турбин воздействие вибраций, вызывающих усталостное разрушение материалов. Важным достоинством океанских течений в качестве источника энергии по сравнению с ветровыми потоками является отсутствие резких изменений скорости. При достаточном заглублении в толщу воды турбины океанских гидроэлектростанций надежно защищены от волн и штормов на поверхности. 273

В.А. ДУБРОВСКИЙ Для эффективного использования течений в энергетике необходимо, чтобы они обладали определенными характеристиками. В частности, требуются достаточно высокие значения скорости потоков, устойчивость ее по величине и направлении, удобная для строительства и обслуживания география дна и побережья. Удаленность ОГЭС от побережья приводит к удорожанию транспортирования энергии и обслуживания этих станций. Большие глубины требуют увеличения затрат на сооружение и обслуживание якорных систем, что препятствует на данный момент строительству ОГЭС в открытом океане, где течения наиболее мощны. При средних и малых глубинах, особенно в местах образования приливных течений, важную роль играет топография дна. В качестве недостатков ОГЭС отметим также необходимость создания и обслуживания громадных конструкций в морской воде, подверженность этих конструкций коррозии и обрастанию водорослями, а также трудности при передаче энергии. Существующие генераторы энергии на базе морских течений условно можно разделить на две группы. К первой относятся те, в основу которых положен принцип преобразования скоростного напора воды во вращательное движение турбин. Ко второй, менее многочисленной, группе можно отнести преобразователи энергии, основанные на других физических принципах (объемные насосы, упругие преобразователи и пр.). По типу установки преобразователей можно выделить две основные схемы: сооружения, закрепляемые на морском дне, и плавающие в толще воды на якорной цепи. Родоначальником устройств первой группы является водяное колесо (рис.9.13 а). В его совершенствовании наблюдаются две основные тенденции. Одна направлена на улучшение его характеристик за счет оптимизации конструкции лопастей, ферм, механизмов передачи энергии, расположения по отношению к потоку, применения современных материалов и т. п., другая – на принципиальное изменение представлений о конструкции колеса. Ленточное колесо более компактно, требует меньше материалов, подвержено воздействию атмосферы. Подобное устройство может быть установлено на понтонах с таким расчетом, чтобы нижние лопасти входили в воду, а верхние оставались «сухими » (рис. 9.13, б). Эффективность преобразования скоростного напора воды повышается за счет того, что сразу несколько лопастей оказываются под его влиянием. Однако увеличение числа лопастей ленточного колеса не приводит к существенному увеличению вращающего момента. 274

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ

Рис. 9.13. Эволюция водяного колеса: а – колесо – прототип; б – ленточное колесо на плавучем основании; в – ленточное колесо в толще потока; г – ленточное колесо со складными лопастями

На базе ленточного колеса созданы устройства, полностью погружаемые в толщу воды. Для них предлагается несколько способов уменьшения сопротивления при встречном движении части ленты. Это и сооружение воздушной камеры над колесом (рис. 9.13, в) и применение различных вариантов механизмов складывания лопастей (рис.9.13, г). Наибольшие надежды гидроэнергетики, занимающиеся разработкой преобразователей энергии океанских течений, связывают с агрегатами, с помощью которых могут быть получены значительные энергетические мощности. В качестве вариантов таких устройств рассматриваются рабочее колесо в виде свободного пропеллера, пропеллера в насадке, водяной аналог турбины Дарье, системы с управляемым крылом. Во всех этих конструкциях главным преобразующим элементом является крыловой профиль, обтекание которого создает гидродинамическую силу, заставляющую турбины вращаться. Наилучшими показателями обладает турбина, выполненная в виде рабочего колеса с горизонтальной осью в насадке (рис. 9.14). Это объясняется тем, что такое колесо меньше возмущает поток, не так сильно, как свободное, вовлекая жидкость во вращательное движение. Насадок отделяет возмущенную часть потока от невозмущенного и создает некоторую концентрацию энергии. Форму насадка выбирают так, чтобы обеспечить безотрывное течение потока на подходе к турбине, сделать всю систему устойчивой и максимально снизить завихренность потока на выходе из нее. Турбина жестко соединяется с генератором (рис. 9.15). 275

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 9.14. Варианты схем перспективных турбин для ОГЭС: а – свободный ротор: 1 – крыльчатка; 2 – вал ротора; б – ротор в насадке: 1 – крыльчатка; 2 – вал ротора; 3 – насадка; в – ротор, устанавливаемый поперек потока: 1 – крыльчатка; 2 – вал ротора; 3 – опора

Рис. 9.15. Схема роторной электростанции на приливном течении

К преобразователям энергии потоков второго типа можно отнести разные устройства. Одно из них называется объемным насосом, схема которого представлена на рис. 9.16. Основную его часть составляет неподвижно закрепленное в потоке сопло Вентури. В узком сечении сопла из-за увеличении скорости жидкости происходит падение статического давления, используемое для засасывания воздуха с поверхности. В выходном сечении скорость потока уменьшается, давление растет, и сжатый воздух вытесняется из потока в напорную камеру, откуда поступает в воздуховод турбины, соединенной с электрогенератором. Несмотря на ряд преимуществ ОГЭС, для их широкого применения необходимо преодолеть определенные технические трудности. 276

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ

Рис. 9.16. Схема объемного насоса: 1 – профилированный корпус; 2 – шахта воздухозаборника; 3 – воздухосборник; 4 – выхлопная шахта; 5 – воздушная турбина с электрогенератором

Морская вода является очень коррозионноопасной. Элементы конструкций приходится красить, гальванизировать или использовать материалы, не подвергающиеся коррозии. В настоящее время чаще всего применяют сталь, причем потери материала благодаря коррозии компенсируют увеличением толщины элементов конструкций. Кроме того, коррозия и разные отложения могут отрицательно повлиять на гидродинамические характеристики лопастей. Очевидно, необходимо организовывать контроль состояния наиболее опасных элементов, осуществлять их ремонт и замену. Большая плотность воды по сравнению с воздухом приводит к появлению больших осевых нагрузок. Так, максимальная осевая нагрузка для турбины с диаметром 60 м составит около 60 т. Ее должны выдержать турбина и якорная система. Современный опыт создания морских сооружений в Северном море показывает, что эта задача разрешима, хотя и потребуются дополнительные капитальные вложения. По мере увеличения размеров турбин появляется опасность кавитации, которая обычно возникает в гребных винтах морских судов и приводит к их разрушению.

277

В.А. ДУБРОВСКИЙ Перспективы ОГЭС Первая промышленная установка пропеллерного типа была создана в Великобритании. Под действием приливного течения одиннадцатиметровые лопасти несущего винта вращаются со скоростью 20 оборотов в минуту и через трансмиссионную систему приводят в движение электрогенератор мощностью 300 кВт. Стоимость такой сравнительно маломощной установки составляет 4,5 млн дол. США, что в 15 раз дороже тепловой электростанции той же мощности. Впервые удалось достичь практических результатов при использовании морских течений для производства электричества. Еще более перспективными считаются электростанции, работающие не на приливных, а постоянных морских течениях. Самое известное морское течение – Гольфстрим. Его основная часть проходит через Флоридский пролив между полуостровом Флорида и Багамскими островами. Ширина течения составляет 60 км, глубина до 800 м, а поперечное сечение 28 км2. При скорости воды 0,9 м/с можно было бы получить мощность 50 000 МВт. Практически можно использовать лишь 10 % этой мощности. Согласно программе «Кориолис» (США) предусматривается установка во Флоридском проливе в 30 км восточнее город Майами 242 турбин с двумя рабочими колесами, вращающимися в противоположных направлениях. Пара рабочих колес размещается внутри полой камеры из алюминия, обеспечивающей плавучесть турбины. Для повышения эффективности лопасти колес предполагается сделать достаточно гибкими. Вся система «Кориолис» общей длиной 60 км будет ориентирована по основному потоку. Ширина ее при расположении турбин в 22 ряда по 11 турбин в каждом составит 30 км. Агрегаты предполагается отбуксировать к месту установки и заглубить на 30 м, чтобы не препятствовать судоходству. Полезная мощность каждой турбины с учетом затрат на эксплуатацию и передачи на берег составит 43 МВт, что позволит удовлетворить потребности в электроэнергии штата Флориды на 10 %. Первый опытный образец подобной турбины диаметром 1,5 м был испытан во Флоридском проливе. Разработан проект турбины с рабочим колесом диаметром 12 м и мощностью 400 кВт. Предполагается, что некоторые из предлагавшихся океанских энергетических установок могут быть созданы и стать рентабельными уже в ближайшее время. По сравнению с ветровыми преобразователями океанские турбины в этом плане имеют преимущество: критический размер крыла, при котором 278

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ в нем достигается предел прочности материалов для таких турбин, выше. Но есть ограничения, связанные и с водой: при слишком большой длине крыла на смену изгибающим моментам, возникающим под действием силы тяжести, приходят моменты, создаваемые силой давления потока. Другое ограничение диаметра рабочего колеса связано с технологическими трудностями при постройке и установке столь громоздких сооружений в океане. Специалисты сходятся во мнении, что диаметр турбин в насадках вряд ли превысит 200 м. Накопленный к настоящему времени опыт строительства эксплуатационных платформ для добычи нефти и газа водоизмещением в сотни тысяч тонн показывает, что такие объекты могут быть созданы. Волновые электростанции Ветровые волны представляют собой один из видов преобразованной солнечной энергии. Эффективность ее поглощения водными массами выше, чем земной поверхностью, поэтому воздух над ними нагревается сильнее и поднимается вверх, вытесняя более тяжелый холодный воздух вниз. Так образуются воздушные течения, направленные вертикально. В атмосфере происходит также общая циркуляция воздуха: теплый воздух над экваториальными водами поднимается и перемещается к полярной области, где он охлаждается, опускается и движется в обратном направлении к экватору. На общий характер циркуляции влияют форма земной поверхности и вращение Земли. Непосредственно водным массам от движущихся воздушных масс энергия передается за счет трения на границе их раздела, которое тем больше, чем больше взволнована поверхность воды. Параметрами волн, которые можно измерить непосредственно, являются ее высота и период. Эти параметры могут быть определены волнографом или в некоторых случаях оценены визуально. Большая часть собранной в настоящее время информации получена путем визуальных наблюдений. Установлено, что наблюдаемые высоты волн не соответствуют средним их значениям, но близки к высоте волны, определяемой как среднее от 1/3 наибольших значений из общей совокупности высот вол. Такая средняя статистическая волна называется характерной волной. Многочисленные исследования и моделирование волновых процессов показали, что энергетический потенциал волны зависит от ее высоты, ширины и периода волновых процессов. Все эти параметры в, свою очередь, в сильной степени зависят от метеорологических условий и географического положения поверхности волнения. 279

В.А. ДУБРОВСКИЙ Расчеты, выполненные для Мирового океана по состоянию на 3 октября 1975 г. в 12.00 по Гринвичу, показали, что волновая мощность энергии волны может колебаться от 0,1 млн до 10 млн МВт, а технические ресурсы могут составлять от 50 000 до 2 700 000 МВт. Средняя удельная мощность ветровых волн для стран Северного полушария составляет около 25 кВт/м. В Атлантическом океане для волны высотой 2,7 м при периоде волны в 7,1 с за 60 ч с 1 погонного метра фронта волны можно получить 30 000 кВт*ч. На северо-западном побережье Шотландии в акваториях прибрежных вод с глубиной 42 м во время шторма мощность волны достигает 1000 кВт/м, а среднее значение мощности не превосходит 42 кВт/м. В середине Северного моря у берегов Германии мощность волны не превышает 14 кВт/м. Для западного побережья Великобритании с 10 км побережья можно получить до 250 МВт от ветровых волн. Суммарная мощность ветровых волн у берегов Великобритании составляет от 7 до 10 ГВт, что равноценно 11-15 % всей суммарной мощности электростанций Великобритании на уровне 1999 г. Для Норвегии средняя удельная мощность волн составляет в среднем 36 кВт/м с максимумом 6 700 кВт/м. На Азорских островах (Португалия) средняя удельная мощность волны в открытом море равна 26,9 кВт/м. Суммарная потенциальная мощность ветровых волн у побережья Японии равно 36 000 МВт. Для условий Индии энергопотенциал волн вдоль 6000 км побережья страны составляет 40 000 МВт при средней удельной мощности в 5–10 кВт/м. Располагаемая мощность волн западного побережья острова Тасмания составляет 20 000 МВт. Устройства для получения волновой энергии Волновые устройства должны обеспечивать извлечение максимальной энергии за достаточно большой период времени и учитывать возможность эпизодических резких увеличений нагрузок. На основе использования характерных признаков волнового движения в настоящее время разработано большое количество таких устройств. Преобразование энергии морских волн в электрическую энергию производится, как правило, с помощью воздушных или гидравлических турбин. Они работают благодаря воздействию волн на рабочие органы, выполненные в виде поплавков, маятников, лопастей, оболочек и т.п. С помощью электрогенераторов механическая энергия их перемещений преобразуется в электрическую. 280

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ В качестве источников энергии в волновых установках применяются самые разные устройства. Условно их можно разделить на три группы: использующие колебательные движения элементов конструкции, переменный уровень воды в установке, заброс воды в бассейн, где ее уровень выше уровня воды в океане. Последнее время внимание многих исследователей привлекает устройство под названием «Пеламис». Первый опытный образец был построен и прошел испытания в европейском Центре морских исследований на Оркнейских островах (Великобритания). «Пеламис» представляет собой «змею», состоящую из цилиндров. Волны заставляют эту змею изгибаться, что приводит в движение поршни, расположенные внутри цилиндров, которые, в свою очередь, заставляют вращаться генераторы электроэнергии. Кабель от каждого поплавка уходит на дно, а затем под дном направляется на берег. Если устройства расположены недалеко друг от друга, можно объединить их кабели в один, что позволит сэкономить несколько километров кабеля. Новая конфигурация «Пеламис» позволяет устройствам вступать в резонанс, благодаря которому можно значительно увеличить выработку энергии на морях, где нет сильных волн. Отдельная «змея» может достигать мощности до 750 кВт. Диаметр устройства «Пеламис» составляет 3б5 м, а длина его около 120 м. Устройство состоит из трех секций, каждая из которых вырабатывает по 250 кВт. В идеале плавучая конструкция должна быть расположена на расстоянии 5 – 6 км от берега, где глубина 50 – 60 м, т.е. там, где волны достаточно большие и возможно соединение установки с берегом при помощи кабеля. Похожую по идее конструкцию представляет волновой плот «Коккерела». Впервые конструкция волнового плота была запатентована в СССР еще в 1926 г. В 1978 г. в Великобритании проводились испытания опытных моделей, в основе которых лежит аналогичное решение. Волновой плот «Коккерела» состоит из шарнирно соединенных секций, перемещение которых относительно друг друга передается насосам с электрогенераторами. Вся конструкция удерживается на месте якорями. Трехсекционный волновой плот «Коккерела» длиной 100 м, шириной 50 м и высотой 10 м может дать до 2 МВт. В России разрабатывается поплавковая волновая электростанция (ПВЭС), в основе которой лежит колебательное устройство, согласованное с внешним волновым полем. 281

В.А. ДУБРОВСКИЙ По сравнению с другими видами волновых электростанций ПВЭС имеют ряд достоинств, к которым можно отнести следующие: 1. Возможность размещения энергоустановок и энергопромышленных комплексов непосредственно в морях и океанах, в местах мало или совсем не пригодных для обитания человека или мореплавания. Возможность изменения места размещения установок в зависимости от волновой активности морской акватории и сезонно-синоптических условий. 2 Использование в преобразователе колебательного привода, позволяющего согласовывать работу устройства с внешним волновым полем, обеспечивая тем самым наилучшие условия для отбора энергии. 3. Эффективная и надежная работа при любых длинах, скоростях, интенсивностях и направлениях распространения морских волн. Возможность подстройки устройства под внешние изменяющиеся условия. 4. Использование конструктивно отработанных, стандартных узлов и механизмов. Высокий ресурс работы благодаря защищенности узлов механизмов от внешнего агрессивного воздействия среды с помощью герметичной капсулы-поплавка. Простота монтажа и демонтажа изделия. 5. Возможность работы в необслуживаемом режиме. Низкая стоимость эксплуатации. В настоящее время сконструирован и находится в стадии изготовления макет модуля ПВЭС для испытаний в натурных условиях. В рамках проекта EUREKA – европейской программы поддержки коммерчески перспективных проектов – разработан новый механизм использования морских волн для получения энергии. Легкое и эффективное устройство выдает энергии в три раза больше, чем его предшественники. Агрегат под названием Wavebob Wave Energy Converter (WWEC) представляет собой заякоренный на длинной цепи буй, вырабатывающий энергию вследствие колебаний под действием волн. Существующие поплавковые электрогенераторы закреплены на цепи фиксированной длины, и зачастую это приводит к простоям, когда уровень воды значительно меняется и цепь оказывается либо слишком короткой, либо избыточно длинной. WWEC, вместо того чтобы покоиться на волнах, когда уровень моря понижается, или погружаться под воду при его повышении, автоматически регулирует длину якорной цепи, оставаясь всегда в оптимальном положении. Делать это приходится потому, что в Северной Атлантике, например, максимальный вековой диапазон изменений уровня моря составляет 35 м. 282

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Еще одно достоинство устройства состоит в универсальности конструкции. WWEC пригоден для морей с любым климатом. Обычно же для штормовых регионов изготавливаются специальные версии с массой несколько раз больше, чем, например, для Средиземноморья. Снижение массы WWEC привело к уменьшению расходов на доставку и установку генератора. Установки второй группы используют изменения уровня воды в замкнутом пространстве, что приводит к изменению давления находящегося над ней воздуха, который может быть выпущен в атмосферу через турбину. При этом поток может двигаться в разных направлениях (тогда используется турбина Уэллса) либо в одном, что дает возможность применять более эффективную турбину. Схема подобной установки с водяным столбом, разработанная в Национальной инженерной лаборатории Великобритании, представлена на рис. 9.17. Очевидно, что направление потока воздуха через турбину не меняется.

Рис. 9.17. Схема установки водяным столбом: 1 – волновой подъем уровня воды в камере;2 – воздушный поток; 3 – турбина; 4 – клапан для выпуска воздуха; 5 – направление волны; 6 – снижение уровня воды в камере; 7 – выпускной клапан воздуха

Волновая энергетическая установка «Каймэй» («Морской свет») – это самая мощная действующая энергетическая установка с пневматическими преобразователями, построена в Японии в 1976 г. Она использует волны высотой 6–10 м. Для избежания опасности разрушения установок при штормовой погоде в некоторых случаях их погружают под воду. Примером такой 283

В.А. ДУБРОВСКИЙ установки может служить «бристольский цилиндр», представляющий собой наполненный воздухом плавучий корпус, закрепленный под водой на опорах, установленных на грунте.

Рис.9.18. Норвежская волновая электростанция

Цилиндр находится под действием поверхностного движения воды и гидростатического давления. Вмонтированные в опоры гидравлические насосы преобразуют энергию движения цилиндра. Перекачиваемая ими жидкость передается на генераторную станцию, единую для нескольких цилиндров, по трубопроводам. В установках третьей группы используются явления, часто наблюдаемые в прибрежных лагунах, когда волна разбивается на откосе дамбы и вода забрасывается на высоту, превышающий средний уровень моря. Она может быть возвращена обратно через низконапорную турбину. Первая в мире коммерческая станция на этом принципе была построена в Норвегии в районе с естественной фокусировкой волн. Однако установки третьей группы могут работать не только в прибрежных районах, но и вдали от берега. 284

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ

Рис. 9.19. – Волновая энергоустановка А.Е. Кирюнина: 1 – поплавок; 2 – рычажная система; 3 – поршень; 4 – водяной насос; 5 – аккумулятор гидроэнергии; 6 – сливная труба; 7 – лопасти турбины; 8 – вертикальная опора

Волновая энергетика в ведущих промышленных странах мира развивается уже в течение многих лет. И есть некоторые успехи. Но изобретение москвича А.Е. Кирюнина «Волновая энергетическая установка» (заявка 2006121511) имеет свои существенные достоинства и может заинтересовать потенциальных инвесторов и спонсоров, особенно зарубежных. Ее преимущество в простоте и в высокой надежности (рис. 9.19). Установка содержит поплавок 1, который качается на волнах. Вертикальные колебания через рычажную систему 2 передаются на поршень 3 водяного насоса 4, который нагнетает жидкость в аккумулятор гидропотенциальной энергии (накопитель) 5, выполненный в виде водонапорной башни и располагаемый над всей системой. Примером такого устройства может служить установка, получившая название «Волновой Дракон». Она состоит из трех основных элементов. 1. Два волновых рефлектора, фокусирующих волны по направлению к рампе и прикрепленные к основной конструкции, играют важную роль в повышении высоты волны, что приводит к увеличению ее энергии на 70 %. 285

В.А. ДУБРОВСКИЙ 2. Основная конструкция, состоит из выпуклой рампы и резервуара, в котором скапливается вода. 3. Ряд низконапорных турбин, преобразующих потенциальную энергию столба в электричество. При подъеме волны поплавок всплывает вверх. Одновременно с этим поднимается поршень 3 водяного насоса 4 и вода засасывается в образовавшееся пространство. В следующей фазе – опускании вниз – поршень 3 выбрасывает воду через подающую магистраль в аккумулятор гидропотенциальной энергии (накопитель) 5. Из него вода стекает по сливной трубе 6 и падает на лопасти турбины 7, которая вырабатывает электрический ток. Водный насос 4 закреплен на вертикальной опоре 8, установленной в прибрежной части водоема. Электроустановка может работать постоянно или сезонно не только в прибрежных водах морей, океанов, но и на судоходных речных магистралях. По предваритель­ным расчетам, оптимальная мощность одного промышленного модуля на базе данного изобретения составляет 10 кВт при КПД 25 %. При этом себестоимость такого модуля, его монтаж и установка обойдутся примерно в 9 тыс. руб. Авторы создали и демонстрируют действующий макет своей электроустановки. Перспективы использования ВЭС Создание волновых электростанций определяется оптимальным выбором акватории океана с устойчивым запасом волновой энергии, эффективной конструкцией станции, в которую встроены устройства сглаживания неравномерного режима волнения. Считается, что эффективно волновые станции могут работать при использовании удельной мощности около 80 кВт/м. Накопленный мировой опыт показывает, что удельные капиталовложения в строительство волновой электростанции достигают 5000 дол /кВт, и вырабатываемая ими электроэнергия в 2 – 3 раза дороже традиционной, но в будущем ожидается значительное снижение ее стоимости. В настоящее время волноэнергитические установки используются для энергопитания автономных буев, маяков, научных приборов. В мире уже около 400 маяков и навигационных буев получают питание от волновых установок. В Индии от волновой энергии работает плавучий маяк порта Мадрас. На базе устройств типа «уток Солтера» в настоящее время разработан проект мощной установки (45 МВт), состоящей из 20 – 30 поплавков размером 15 м, укрепленных на валу длиной 1200 м. Подобные системы предполагается установить у западных берегов Британских островов. 286

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Опытная плавучая установка типа «ланкастерского моллюска» состоит из 6 камер, укрепленных на каркасе длиной 120 м и высотой 8 м. Ожидаемая мощность 500 кВт. Дальнейшие разработки показали, что наибольший эффект дает расположение камер по кругу. В Шотландии на озере Лох-Несс была испытана установка, состоящая из 12 камер и 8 турбин, укрепленных на каркасе диаметром 60 м и высотой 7 м. Теоретическая мощность такой установки около 1200 кВт. Электростанции на базе «Пеламис» будут представлять собой целые плантации своеобразных поплавков, покачивающихся на волнах и вырабатывающих электрическую энергию. Поплавки соединены с берегом с помощью кабеля, по которому передается вырабатываемая энергия. Планируется, что установка мощностью 30 МВт будет занимать площадь около 1 км² и обеспечивать электричеством 20 тыс. жилых домов. 20 таких установок могут обеспечить электричеством город, сравнимый по размерам с Эдинбургом. Три установки «Пеламис», расположенные на расстоянии 5 км от берегов Португалии, мощностью 2,25 МВт, обеспечат электричеством 1500 домов и предотвратят выброс в атмосферу 600 т углекислого газа в год. К концу 2006 г. количество таких установок увеличено до 30 с общей мощностью 20 МВт. При использовании ПВЭС, в зависимости от ее назначения, возможно создание как одномодульных, рассчитанных на мощность от единиц ватт до 50 кВт, так и многомодульных установок в виде сети, которые могут быть собраны из большого количества (10 – 50) киловаттных модулей с суммарной электрической мощностью до десятков мегаватт. Одномодульные устройства могут быть использованы в качестве источников электроэнергии для морских судов, световых и радиомаяков, в средствах мониторинга окружающей среды, метеозондирования, навигации, связи, телекоммуникации, в средствах индивидуального жизнеобеспечения и др. Многомодульные устройства могут использоваться для энергообеспечения прибрежных и островных поселений, создания экологически чистых объектов перерабатывающей промышленности морского и прибрежного базировании, в том числе с использованием морских платформ с выработанными нефтяными скважинами для масштабного электролизного производства водорода и кислорода, что будет стимулировать становление экологически безопасной водородной энергетики. Волновые электростанции типа WWEC устанавливаются в открытом море на глубине 50 м, так как, доходя до прибрежных вод, волны теряют большую часть энергии. Такие электростанции будут органи287

В.А. ДУБРОВСКИЙ зованы подобно ветроэнергетическим фермам, когда на большой площади размещено множество агрегатов. Мощность каждой WWEC будет порядка одного мегаватта. По предварительным оценкам, на западном побережье Англии (без Шотландии и Ирландии) может вырабатываться от 50 до 70 ГВт электроэнергии. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ОКЕАНА Мировой океан является громадным естественным аккумулятором солнечной энергии. В среднем за один день 60 млн км2 тропических морей и океанов поглощают количество солнечного излучения, эквивалентное энергии, которую можно получить из 40*109 м3 нефти. Если хотя бы одна десятая доля от 1 % этой солнечной энергии могла быть преобразована в электрическую энергию, то это дало бы количество электричества, в 20 раз превышающее потребление США в течение одних суток. Впервые использовать теплоту морей и океанов для получения электричества предложил в 1881 г. французский физик Жак Арсан де Арсонвал. В 1974 г. в Кеахол Поинте, на побережье Кона на Гавайях была построена природная лаборатория энергии NELHA, ставшая в дальнейшем передовым мировым центром для развития технологий использования тепловой энергии океана. 1981 г. Япония создала береговую станцию закрытого типа на 100 кВт в Республике Науру в Тихом океане. Труба для холодной воды была проложена по морскому дну на глубине 580 м, рабочей жидкостью служил фреон, теплообменник был сделан из титана. В 1992 – 1988 гг. в Кеахол Поинте действовала ОТЭС открытого типа на 210 кВт. При проектировании станции были использованы последние достижения техники. Турбогенератор был рассчитан на мощность в 210 кВт при использовании теплой поверхности воды в 26 ºС и глубоководной с температурой до 6 ºС. Небольшой объем (10 %) отработанного пара использовался для опреснения воды. Наилучшие показатели производства энергии достигали 255 кВт (общей) при 103 кВт чистой энергии, при этом производилось до шести галлонов пресной воды в минуту. Эти показатели до сих пор остаются рекордами для морской тепловой энергетики. В настоящее время продолжаются исследования систем как открытого, так и закрытого типа. Ученые во всем мире развивают новые, более рентабельные, современные технологии. Основными лидерами на мировом рынке ОТЭС сегодня признаны Гавайи и Япония, где эксперименты проводятся в наибольших масштабах. Наиболее целесообразно располагать ОТЭС на участках со стабильным природными условиями, обеспечивающими различие на 20 ºС 288

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ температур теплой поверхности воды и холодной, находящейся на глубине не более 1 км. В мире естественная океанская разница температур, необходимая для нормальной работы ОТЭС, находится примерно между 20º северной и 20º южной широты. В пределах этой тропической зоны расположены границы двух индустриальных держав – США и Австралии, а также территории 66 развивающихся стран. Тропические острова с нарастающими потребностями в энергии и увеличивающейся зависимостью от дорогой импортной нефти являются наиболее вероятными областями для развития океанской тепловой энергетики. Большой потенциал океанской тепловой энергии целесообразно использовать для получения энергоемких веществ: водорода, аммиака и этанола. При этом достигается максимальный экономический и экологический эффект. Промышленное освоение ОТЭС открытого типа, вероятно, начнется с Тихоокеанских островов. Это связано с высокой стоимостью привозимой нефти, нехваткой пресной воды и внедряемыми социальными программами, направленными на развитие чистых энергетических технологий. В современных условиях использование энергии ОТЭС может быть оправдано только при комплексном применении всех выгод данной технологии: одновременном получении энергии и пресной воды, использовании холодной воды глубинных слоев для кондиционирования воздуха, в сельском хозяйстве и при разведении рыбы. Данное направление альтернативной энергетики еще требует активной проработки, направленной на удешевление конструкций, повышение надежности станций и удобство в обслуживании. Однако стремительное удорожание традиционных видов топлива ведет к ускоренному освоению альтернативных источников энергии. Поэтому даже технологии возобновляемой энергетики, кажущиеся в настоящее время далекими от реального рынка и «наполовину фантастическими», к которым можно отнести ОТЭС, в недалеком будущем могут стать экономически выгодными. И тут выигрыш будет за теми, кто успел первыми занять соответствующие ниши. Физические основы работы океанских тепловых электростанций (ОТЭС) Во многих областях нашей планеты разницы температур верхних нагретых и глубинных холодных слоев воды составляет порядка 20 ºС, что дает возможность для создания достаточно эффективной океанской тепловой электростанции. 289

В.А. ДУБРОВСКИЙ Для преобразования теплоты океана в электричество используют системы различных типов: • закрытые; • открытые; • смешанные. В системе закрытого цикла теплая вода верхних слоев океана спользуется для испарения рабочей жидкости (фреон, пропан, аммиак), проходящей через теплообменник, точка кипения которой при атмосферном давлении не превышает 30 оС. Пар расширяется и вращает турбину, соединенную с генератором, производящим электричество. Отработанный пар после выхода из турбины охлаждается холодной водой, поступающей из глубинных слоев, конденсируется и вновь используется в цикле. Рабочая жидкость остается закрытой в системе и циркулирует непрерывно. На рис. 9.20 показана работа так называемой закрытой системы. Насос обеспечивает циркуляцию аммиака, имеющего очень низкую температуру кипения, в замкнутом контуре.

Рис. 9.20. Технологическая схема работы океанической электростанции: 1 – генератор; 2 – турбина; 3 − теплообменник; 4 − насос; 5 − конденсатор

290

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Теплая океаническая вода нагревает аммиак (верхняя часть схемы), который переходит в газообразное состояние и в этом виде поступает на турбину, где он расширяется и приводит в действие генератор. С турбины аммиак выходит с пониженной температурой и при меньшем давлении и пропускается через теплообменник, использующий холодную воду; газ сжижается, и цикл повторяется. В открытой системе в качестве рабочего тела используется морская вода; ее температура кипения снижается в вакуумной камере, где поддерживается давление на уровне 3,5 % от атмосферного. Рассмотрим идеальную ОТЭС закрытого типа, в которой тепловое сопротивление в испарителе и конденсаторе равно нулю, и КПД паросиловой установки равен КПД цикла Карно. Небольшая разность этих температур приводит к большим значениям расхода воды, размеров и стоимости теплообменников и мощности насосов, соизмеримой с мощностью ОТЭС. Так, например, при Р=1 МВт расход воды может достигать 650 т/ч. В системе открытого цикла рабочей жидкостью становится сама теплая морская вода, испаряемая в вакуумной камере для получения пара при абсолютном давлении около 2,4 кПа. Расширившийся пар вращает турбину низкого давления, которая соединена с генератором, производящим электричество. При выходе из турбины пар конденсируется под воздействием холодной воды из глубоких слоев океана. Полученная жидкость, потеряв при испарении соли, опресняется. Если в системе применяется закрытый конденсатор, в котором сконденсированный пар не контактирует с холодной морской водой, полученную пресную воду можно использовать для питья, орошения или выращивания пресноводной рыбы. При прямом контакте воды и паров в конденсаторе производительность электроэнергии выше. Однако в данном случае конденсат перемешивается с холодной морской водой и полученная на выходе жидкость становится соленой. Эта смесь возвращается обратно в океан. В системе смешанного типа сочетаются особенности систем как открытого, так и закрытого типа для оптимизации получения электричества и пресной воды. В этом случае теплая морская вода поступает в вакуумную камеру, где преобразуется в пар (подобно открытому циклу), который, в свою очередь, используется для выпаривания рабочей жидкости (фреон, пропан, аммиак) на участке закрытого цикла системы. Испаренная рабочая жидкость вращает турбину, соединенную с электрическим генератором, а пар, сконденсированный вне теплообменника, обеспечивает поступление пресной воды. Широкомасштабному промышленному развитию океанской тепловой энергетики способствует ряд преимуществ: 291

В.А. ДУБРОВСКИЙ • ОТЭС используют чистый, неограниченный, возобновляемый природный ресурс. Теплота поверхности морей и холодная вода глубоководья заменяют традиционные ископаемые виды топлива, используемые для производства электричества; • ОТЭС не воздействуют негативно на окружающую среду. Используемая в процессе работы станции вода возвращается в океан без каких-либо негативных последствий; • ОТЭС способны наряду с электроэнергией производить пресную воду, что особенно важно для населения, живущего на островах, где ресурсы пресной воды ограничены; • солнечной энергии, поступающей в верхние слои океана, более чем достаточно для обеспечения человечества чистой энергией в будущем; • использование океанской энергии увеличивает независимость от импортируемых традиционных видов топлива, повышая тем самым энергетическую безопасность; • холодная вода ОТЭС может использоваться для охлаждения и кондиционирования зданий, в сельском хозяйстве, для выращивания рыбы, моллюсков и водорослей. • ОТЭС могут быть использованы для энергоемких производств водорода, метанола и аммиака. Однако существуют и отрицательные факторы, которые необходимо учитывать и преодолевать, а именно: • стоимость электроэнергии, производимой ОТЭС, выше традиционной; • для нормальной работы ОТЭС необходимо наличие ряда природных условий: разность температур между теплым поверхностным и холодным глубоководным слоями воды должна составлять около 20 оС, причем экономический эффект достигается, когда расстояние от поверхности до глубины с необходимой низкой температурой не превышает 1 км; • конструкции океанских станций и проложенные под водой трубы могут повреждаться из-за плохих погодных условий, прибоев, рифов. Для борьбы со штормами можно придать платформе нейтральную плавучесть и заякорить в подводном положении (рис. 9.21.); • отсутствуют достаточно эффективные и экономически приемлемые средства борьбы с коррозией и биологическим обрастанием оборудования и трубопроводов; • если в контуре, по которому циркулирует рабочая жидкость, возникает утечка, то она может нанести вред морской флоре и фауне. 292

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ • Океанские тепловые электростанции по месту их расположения подразделяются на следующие типы: • наземные или прибрежные (строятся на берегу или в прибрежной зоне); • шельфовые (на платформах, базирующихся около шельфа); • глубоководные (в пришвартованных или свободно плавающих на глубоководье средствах).

Рис. 9.21. Подводная платформа для ОТЭС: 1 – платформа; 2 – трубопровод; 3 – распорка; 4 – бридель; 5 – шарнир; 6 – трапеция; 7 – якорный трос; 8 – якорь

Наземные или прибрежные ОТЭС имеют ряд преимуществ перед глубоководными. Станции, построенные на земле или в прибрежной зоне, не требуют сложной швартовки, длинных силовых кабелей, а также просты в обслуживании (по сравнению с работой в открытом море). Они могут быть построены на защищенных от штормов участках, а электричество и пресную воду можно передавать через акведуки и эстакады. Прибрежное или наземное месторасположение минимизирует затраты на трубы, которые в данном случае намного короче. Свободный 293

В.А. ДУБРОВСКИЙ подход при строительстве также способствует снижению стоимости электричества, вырабатываемого такими ОТЭС. Однако у них есть и ряд недостатков. Сильное волновое воздействие (особенно в шторм) в зоне прибоя может негативно влиять на конструкции, если трубы не погружены в защитные траншеи или не были предусмотрены волнорезы, смягчающие силовую нагрузку от волн. Также требуются дополнительные затраты на преодоление зачастую нескольких сотен метров от берега до необходимой глубины с соответствующей температурой холодной воды. Шельфовые ОТЭС устанавливают на расстоянии до 100 м за бурной зоной прибоя для более близкого доступа к холодным слоям воды. Они могут строиться в верфях, затем их буксируют к предусмотренному участку и фиксируют якорем. Однако трудности в обслуживании таких ОТЭС на глубоководье, а также дополнительные затраты при передаче энергии и пресной воды снижают их конкурентоспособность, делая более затратными, чем наземные. Глубоководные ОТЭС могут быть использованы для работы на большом расстоянии от берега. Однако у этих станций возникает ряд трудностей, связанных со строительством и обслуживанием, особенностями швартовки, проблемами передачи энергии, а также сложным обслуживанием в открытом океане. Так, швартовка ограничена глубинами порядка 2 км, но даже и на более мелких глубинах ее стоимость может воспрепятствовать коммерческому использованию станции. Кабели, проложенные к платформам, более восприимчивы к повреждениям, особенно во время шторма. На глубинах более 1 км их трудно поддерживать в рабочем состоянии и восстанавливать. 9.7. СОЛНЕЧНАЯ ЭНЕРГЕТИКА 9.7.1. Современное состояние солнечной энергетики Россия, как и другие страны, располагает значительными ресурсами солнечной энергии. С точки зрения оценки ресурсов солнечной энергии наиболее объективными являются данные о приходе солнечной радиации на поверхности, оптимально (т. е. обеспечивающие максимальный сбор солнечного излучения) ориентированные в пространстве. Солнечные коллекторы и фотопреобразователи обычно устанавливаются неподвижно (без систем слежения за Солнцем) с ориентацией приемной поверхности на юг. Следует подчеркнуть, что при этом каждой 294

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ географической точке соответствует свой оптимальный угол наклона приемника к го­ризонту. Интересно также, что при таком подходе к оценке ресурсов в существующих границах России наиболее солнечными регионами являются Приморье и юг Иркутской области (среднегодовое поступление солнечной энергии 4,5 – 5 кВтч/м2 день). Северный Кавказ, включая Сочи, характеризуется примерно такими же годовыми поступлениями солнечной радиации, как и Якутия (4 – 4,5 кВтч/м2 тод). Важно отметить, что приведенные данные опровергают утверждения о том, что Россия является страной, где использование солнечной энергии вследствие ее высокоширотного расположения малоперспективно. Поступления солнечной радиации в наиболее солнечных регионах страны практически не уступают «солнечной» Испании, где суммы солнечной радиации больше всего на 10 –15 %. Даже в самых северных районах страны имеются значительные ресурсы для эффективного использования солнечной энергии, по крайней мере, в летнее время [2]. Ресурсы солнечной энергии велики и доступны каждой стране. Чтобы солнечная энергетика могла конкурировать с традиционной, она должна иметь следующие показатели: – КПД СЭС не менее 20 %; – при объединении солнечной электрической станции (СЭС) в энергосистему она должна генерировать электроэнергию 24 ч/сут 12 мес в году; – срок службы СЭС 50 лет; – стоимость установленной пиковой мощности не выше 1 000 дол/кВт; – производство полупроводникового материала для СЭС более 1 млн т/год при цене не выше 15 дол/кт; – материалы и технологии производства солнечных элементов и модулей – экологически чистые и безопасные. Следует рассмотреть, в какой степени современные цели и направления развития солнечной фотоэлектрической энергетики отвечают указанным показателям. В настоящее время большое внимание уделяется прямому использованию солнечной энергии. Солнечные элементы основаны на явлении фотоэффекта, т. е. вырывании электронов из вещества под действием света. Фотоэффект открыт Герцем в 1887 г. и детально исследован А. Г. Столетовым в 1888 г. Несмотря на то что фотоэффект известен давно, природа его пока полностью не изучена. Практическое использование фотоэффекта для получения электроэнергии стало возможным в последнее время в связи с применением полупроводников. При соприкосновении полупроводников, имеющих электронную (n-типа) и дырочную (p-типа) проводимости, на границе образуется 295

В.А. ДУБРОВСКИЙ контактная разность потенциалов вследствие диффузии электронов. Если полупроводник с дырочной проводимостью освещается, то его электроны, поглощая кванты света, переходят на полупроводник с электронной проводимостью. В замкнутой цепи при этом образуется электрический ток. В настоящее время наиболее совершенны кремниевые фотоэлементы, на которые действуют как направленные, так и рассеянные солнечные лучи. Кремниевые фотоэлементы могут одинаково успешно работать зимой и летом. Зимой снижение светового потока компенсируется увеличением КПД за счет понижения температуры. КПД кремниевых фотоэлементов достигает примерно 15 %. Из-за сложной технологии изготовления полупроводников и их большой стоимости кремниевые фотоэлементы применяются пока на уникальных установках, например на спутниках Земли. В будущем можно ожидать более широкого использования фотоэлектрических генераторов, преобразующих большие потоки энергии солнечной радиации. Солнечная энергия может участвовать также в фотоэлектрических процессах, протекающих подобно естественному фотосинтезу органических веществ. Практическое освоение таких процессов позволило бы получить необходимую энергию и решить актуальную проблему истощения запасов органического топлива. Огромное количество солнечной энергии, приходящей на Землю (примерно 0,15 МВт⋅ч на 1 м2 поверхности в год), в современных условиях пока затруднительно использовать из-за низкой плотности солнечной радиации и ее зависимости от состояния атмосферы (облачности) и времени года. Возможно создание солнечных станций на искусственных спутниках Земли. В этом случае солнечная энергия будет аккумулироваться в течение 24 ч, а следовательно, эффективность работы станции не будет зависеть от облачного покрова. Размеры спутника-коллектора солнечной энергии могут быть различными (от 20 до 100 км2) в зависимости от мощности станции. Энергия от солнечных элементов космической станции должна передаваться на Землю с помощью антенны в виде достаточно узкого пучка УКВ-волн (длина волны ≈ 10 см). Приемная антенна на Земле будет принимать этот пучок энергии, который затем должен будет преобразовываться в энергию промышленной частоты. Ожидается, что весь процесс будет характеризоваться достаточно высоким КПД. В настоящее время КПД преобразования энергии солнечными элементами на монокристаллах составляет 11 %. Предполагается, что путем усовершенствования кремниевых элементов может быть достигнут КПД, равный 20 %. 296

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Космические солнечные станции могут быть спроектированы на полезную электрическую мощность 3 − 20 ГВт и более. Размер солнечной батареи станции с полезной выходной мощностью 5 ГВт можно оценить исходя из КПД, равного 15 %. Соответствующая такой станции суммарная поверхность солнечной батареи равна 20 км2. При этом передающая антенна должна иметь диаметр 1 км, приемная антенна − 7 − 10 км. Плотность пучка УКВ-волн со станции на Землю в этом случае составит всего 1/5 нормальной плотности солнечной энергии, поэтому он не должен представлять опасности ни для летательных средств, ни для птиц. Вопрос, связанный с радиопомехами, не должен стать серьезной проблемой. Технические проблемы состоят только в улучшении достигнутой технологии и совсем не требуют разработки принципиально новых решений. Использование солнечной энергии в мире апробировано в последние десятилетия. Получены вполне обнадеживающие результаты по использованию солнечной энергии в системах теплоснабжения зданий различной этажности, фермерских хозяйств и даже достаточно крупных коттеджных поселков. Использование солнечной энергии для горячего водоснабжения в Европе выросло с начала 1980-х гг. на 18 %. «Чемпионом» Европы по площади солнечных водонагревательных установок является Греция (более 200 м2 на 1 тыс. жителей), далее Австрия (около 200 м2) и Дания (около 100 м2). По общей площади также впереди Греция (2,1 млн м2), затем Германия (1,7 млн м2), Австрия (1,5 млн м2) и Франция (0,6 млн м2). В США в настоящее время эксплуатируется более 800 тыс. жилых домов с солнечным отоплением и горячим водоснабжением, а выпуск солнечных нагревателей достиг 2 млн м2 в год. В Японии эксплуатируется около 800 тыс. солнечных установок. В Израиле с 1980 г. жилые дома до 9 этажей в обязательном порядке оснащены установками солнечно горячего водоснабжения. Даже в высоких широтах в Грипингене (Нидерланды) с 1984 г. эксплуатируются система с площадью солнечных водонагревателей 3400 м2 для централизованного теплоснабжения 98 домов. Самая крупная высокоширотная солнечная водонагревательная установка в качестве источника теплоснабжения для 500 малоэтажных домов работает с 1983 г. в Швеции. В России также имеется опыт применения различных типов установок солнечного горячего водоснабжения в коттеджах, многоэтажных жилых и административных зданиях и фермерских хозяйствах, однако объемы производства и их общая установленная площадь на порядок меньше, чем в большинстве стран Европы, США и Японии. 297

В.А. ДУБРОВСКИЙ Наиболее широкое применение в настоящие время получили гелиоустановки термосифонного типа с площадью гелиоколлекторов до 20 м2, целиком изготовленных из однородных элементов (рис. 9.22, а). Такие установки состояли из гелиоколлектора 1, циркуляционного трубопровода 2 и бака-аккумулятора теплоты3. В нижнюю часть бака-аккумулятора теплоты подается холодная вода и из верхней части забирается горячая вода. Эти установки могут обеспечить горячей водой небольшие объекты (малоэтажные дома, фермерские хозяйства и др.).

Рис. 9.22. Типы циркуляционных и гравитационных гелиоустановок: 1 – одноступенчатый гелиоколлектор из однородных элементов; 2 – циркуляционный трубопровод; 3 – бак-аккумулятор; 4 – многоступенчатый гелиоколлектор из однородных элементов; 5 – насос; 6 – расходный бак холодной воды; 7 – гравитационный (самотечный трубопровод); 8 – регулирующий вентиль; 9 – элемент НПК-1; 10 – элемент НПК-2; 11 – элемент СПК-2; 12 – трехступенчатый бак-аккумулятор теплоты; 13 – перфорированные перегородки

298

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Для крупных потребителей тепла применяются циркуляционные гелиоустановки с многоступенчатым гелиоколлектором с принудительной циркуляцией с помощью насоса 5 (рис. 9.22, б). На рис. 9.22, в. представлена схема самотечной (гравитационной) гелиоустановки, в которой нагретая вода по самотечному трубопроводу 7 поступает в бак-аккумулятор 3. Гелиоустановка с многоступенчатым гелиоколлектором (рис. 9.22, г.) имеет на каждой ступени контур принудительной циркуляции. Общим недостатком перечисленных гелиоустановок являются: большие капитальные затраты на дорогостоящие элементы гелиоколлекторов, эксплуатационные затраты на привод циркуляционных насосов, а также низкая надежность работы. Все эти недостатки могут быть успешно устранены в гелиоустановках гравитационного типа с многоступенчатым гелиоколлектором и ГГТМГ выполненными из разнородных элементов (рис. 9.23). Гелиоустановка работает следующим образом: холодная вода подается в расходный бак холодной воды. Под действием солнечного излучения вода последовательно протекая через три ступени гелиоколлектора 3, 4, 5 нагревается и поступает в бак-аккумулятор 9, откуда подается потребителю. Первая ступень гелиоколлектора по ходу движения воды изготавливается из наиболее простых и дешевых элементов-абсорберов (неселективных плоских коллекторов), позволяющих нагреть воду до 35 оС. Вторая ступень гелиоколлектора изготавливается из элементов, имеющих одинарное остекление и теплоизоляцию, и позволяет осуществить нагрев воды до 50 – 55 оС. Третья ступень состоит из элементов, имеющих двойное остекление и теплоизоляцию, и позволяет нагреть воду до 60-65 оС. Типы циркуляционных и гравитационных гелиоустановок: а) циркуляционная гелиоустановка термосифонного типа с одноступенчатым гелиоколлектором; б) циркуляционная гелиоустановка с насосной циркуляцией с многоступенчатым гелиоколлектором, изготовленным из однородных элементов; в) гравитационная (самотечная) гелиоустановка с гелиоколлектором, выполненым из однородных элементов; г) трехконтурная циркуляционная гелиоустановка с насосной циркуляцией в каждом из контуров и с трехступенчатым гелиоколлектором, изготовленным из разнородных элементов. 299

В.А. ДУБРОВСКИЙ В рассмотренной гелиоустановке 9 гравитационного типа с многоступенчатыми гелиоколлекторами отсутствует многократная циркуляция воды, что существенно улучшает ее технико-экономические показатели. Для всех типов гелиоустановок необходимо применение дополнительных источников энергии, которые могли бы компенсировать недостаток поступления солнечной энергии в облачные и дождливые дни.

Рис. 9.23. Гелиоустановка гравитационного типа с многоступенчатым гелиоколлектором из разнородных элементов: 1 – расходный бак холодной воды; 2 – поплавковый регулятор уровня; 3 – первая ступень гелиоколлектора; 4 – вторая ступень гелиоколлектора; 5 – третья ступень гелиоколлектора; 6 – регулирующий вентиль; 7 – регулятор температуры; 8 – емкость постоянного уровня; 9 – бак-аккумулятор

Разработка и внедрение первой в районе Сочи солнечно-топливной котельной Как известно, первая на территории бывшего СССР солнечнотопливная котельная, разработанная ЭНИН им. Кржижановского, была построена для гостиницы «Спортивная» в Симферополе. Она была оборудована отопительными котлами на природном газе и солнечными коллекторами площадью 204 м2. Эта гелиоустановка обеспечила экономию 20 % годового расхода природного газа и покрытие до 80 % нагрузки горячего водоснабжения. Гелиосистема была выполнена в виде солнечной приставки к имевшейся котельной. В Краснодарском крае в доперестроечный период под руководством В. А. Бутузова было построено пять подобных установок. Анализ работы солнечно-топливных котельных на современном этапе показывает их достаточно высокую эффек­тивность как в части экономии топлива и обеспе­чения экологической безопасности, так и по капи­тальным затратам. В таких системах достигаются 300

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ наибольшие КПД солнечных коллекторов, боль­шая продолжительность сезона работы и повы­шенная эксплуатационная надежность. Одним из наиболее существенных достоинств этих установок является частичное использование существующего оборудования, а также возможность их об­служивания штатным персоналом котельной. Для комбинированного подогрева подпиточной воды солнечно-котельные установки в южных регионах могут работать в круглогодичном режиме. В Краснодарском крае, обладающем большим потенциалом солнечной энергии, эксплуатируются 36 гелиоустановок общей площадью 2700 м2. В сочинском санатории «Лазаревское» функционирует крупнейшая на побережье гелиосистема площадью 400 м2. Котельная в пос. Солоники Лазаревского района г. Сочи мощностью 1 МВт предназначена для отопления и горячего водоснабжения четырех жилых трехэтажных домов. В котельной установлено четыре котла типа «Универсал-5М», работающих на каменном угле, тепловой мощностью 0,259 МВт с площадью поверхности нагрева 33,1 м2 каждый без систем газоочистки и утилизации теплоты уходящих газов. Имеется также бак-аккумулятор вместимостью 25 м3. В конце 1995 г. администрацией района было принято решение о реконструкции котельной с преобразованием ее в солнечно-топливную. Это мотивировалось высокой стоимо­стью и трудностью доставки органического топлива, а также необходимостью улучшения экологической обстановки в речной долине поселка на фоне благоприятных для работы солнечно-коллекторных установок климатических условий. Первая очередь гелиосистемы котельной площадью 250 м2 предусматривает покрытие около 35 % расчетной годовой нагрузки горячего водоснабжения поселка. Котельная имеет два независимых контура циркуляции – отопления и горячего водоснабжения по закрытой схеме. Принципиальная схема солнечно-топливной котельной предусматривает сооружение дополнительного контура циркуляции, включающего в себя блоки солнечных коллекторов, циркуляционные насосы и баки-аккумуляторы с дополнительным баком вместимостью 20 м3. Установка может работать в сезонном и круглогодичном режимах эксплуатации. Температура нагретой воды – 55 °С, время аккумулирования энергии в баке-аккумуляторе – краткосрочное (1–2 сут). Дублирующим источником энергии служат существующие водогрейные котлы. Гелиоустановка представляет собой систему солнечных коллекторов, состоящую из пяти модулей, которые, в свою очередь, разделены на блоки по 10 коллекторов в каждом. Система обвязки трубопроводов – попутная, каждый блок может быть отключен индивидуально. 301

В.А. ДУБРОВСКИЙ Солнечные коллекторы располагают на плоской крыше котельной и специальной эстакаде. При проектировании учитывают возможность загрязнения коллекторов уносом из дымовой трубы, для предотвращения последствий которого выполнена система водяного смыва с поверхности коллекторов. Проектом предусмотрено использование солнечных коллекторов «Радуга» производства НПП «Конкурент» (г. Жуковский Московской области). Поглощающая панель коллектора – штампосварная из листовой нержавеющей стали, покрытие панели – селективное, выполненное напылением в вакуумной камере. Корпус изготовлен из специального анодированного алюминиевого профиля, тепловая изоляция – комбинированная (из базальтового волокна в алюминиевой фольге и пенополиуретана). Прогнозируемый срок службы коллектора – 15–20 лет. Значения КПД установки зависят от годового изменения климатических условий и температуры подаваемого теплоносителя, поэтому моделирование изменения КПД в годовом и суточном циклах – достаточно сложная задача. В данном случае были рассчитаны месячные суммы солнечной радиации на наклонную поверхность коллекторов, при этом усредненные значения КПД принимались равными 0,35 – 0,6 в зависимости от режима работы гелиоустановки и расчетного месяца. Расчетное годовое удельное количество суммарной солнечной радиации на наклонную поверхность гелиоустановки составляет 1860 кВт-ч/ м2, а за се­зон с апреля по октябрь – 1350 кВт * ч/м2. Расчетное количество тепла, вырабатываемое гелио­системой при сезонной работе, равно 175 МВт * ч, при круглогодичной работе – 227,3 МВт * ч. Как показали технико-экономические расчеты, срок окупаемости гелиосистемы котельной в пос. Солоники (с учетом инфляции) составляет 3 – 6 лет в зависимости от режима работы установки, что является очень хорошим показателем для энергетического оборудования. При этом уменьшается количество вредных выбросов в окружающую среду: золы – на 3,4; оксидов серы, азота и углерода – на 10; углекислоты – на 156 т в год. Можно констатировать, что внедрение комбинированных солнечно-топливных котельных – один из наиболее перспективных путей повышения эффективности и экологической безопасности существующих коммунальных котельных. На территории России эксплуатируется более 75 тыс. отопительных котельных жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) с суммарной тепловой мощностью 690,5 тыс. Гкал/ч. Потребление топлива (в пересчете на 1 т условного топлива) составляет 217,4 млн т, из них только 41 % – природный газ, около 47 % – твердое топливо, 12 % – жидкое и прочие виды топлива (торф, дрова) [8]. 302

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ В 1997 г. валовые выбросы вредных веществ в атмосферу предприятиями ЖКХ в целом по Рос­сии составили 677,68 тыс. т, что на 3,1 % больше, чем в предыдущем году. При этом существенно возросли выбросы жидких и газообразных веществ, в том числе оксида углерода (на 7,2 %), оксидов азота (на 3,8 %), сернистого ангидрида (на 2,1 %). Это прежде всего связано с продолжением эксплуатации маломощных котельных, не имеющих установок для очистки дымовых газов. В Краснодарском крае в 1999 г. валовой выброс загрязняющих веществ в атмосферу пред­приятиями энергетики составил 15,71 тыс. т, или 15,3 % общего выброса предприятиями края, что также осложняет экологическую ситуацию в курортном регионе. На предприятиях теплоэнергетики не сооружают установки очистки отходящих дымовых газов, на котлоагрегатах отсутствуют контрольно-измерительные приборы для поддержания оптимального режима горения, эксплуатируется устаревшее котельное оборудование. Поэтому работы по проектированию и внедрению комбинированных солнечно-топливных котельных, использующих наиболее экологически безопасное топливо и оборудованных системами очистки дымовых газов, что способствует улучшению экологической обстановки в регионе, должны получить широкую поддержку со стороны властных структур и муниципальных предприятий, обеспечивающих централизованное теплоснабжение потребителей. Это особенно важно для региона Сочи, характеризующегося высокими требованиями к экологической безопасности рекреационной зоны, на фоне благоприятных для внедрения энергоустановок на базе НВИЭ природно-климатических условий. В этом плане опыт, полученный при разработке солнечно-топливной котельной в пос. Солоники Лазаревского района Сочи, представляется весьма полезным и должен учитываться при формировании региональных программ энергоснабжения и устойчивого развития территории. Разработка и испытания солнечно-топливной котельной в Краснодарском крае Солнечно-топливные котельные в отличие от гелиоустановок горячего водоснабжения (ГВС) характеризуются большим КПД и меньшей удельной стоимостью монтажа и эксплуатации. В 2004 г. завершено сооружение 1-й очереди солнечно-топливной котельной в станице Старовеличковской Краснодарского края. Расчетный режим работы: апрель – октябрь. На кровле действующей котельной центральной районной больницы с двумя водогрейными котлами КС-1 общей установленной тепловой мощностью 2,32 МВт для обеспечения ГВС смонтирована 303

В.А. ДУБРОВСКИЙ гелиоустановка общей площадью 171,3 м2. Солнечные коллекторы (СК) – 190 шт. Ковровского механического завода (КМЗ) размещены на кровле котельной. Над существующей ветхой мягкой кровлей смонтирован усиленный деревянный каркас с покрытием из стального оцинкованного профилированного листа толщиной 0,8 мм. Металлоконструкции СК опираются на волны металлического покрытия с распределе­нием нагрузок. Ориентация СК – южная, угол наклона над уровнем горизонта – 30°. По условиям гидравлики СК сгруппированы в блоки по пять–шесть коллекторов.. Схема гелиоустановки – одноконтурная. В здании котельной установлены три теплоизолированных бакааккумулятора вместимостью по 7 м3. Баки выполнены из обычной стали, антикоррозионное покрытие – двухкомпонентная краска КО-42Т (имеется разре­шение санитарных органов на ее применение при температуре питьевой воды до 60 °С). Баки обвязаны трубопроводами по параллельной схеме, что обеспечивает их попеременную работу. Циркуляция воды при этом обеспечивается двумя насосами ЦНЛ 32/100-1,1/2 (один – рабочий, другой – резервный) мощностью по 1,1 кВт. После 18 ч 00 мин при пасмурной погоде при необходимости вода подогревается теплоносителем котлов в пластинчатом теплообменнике, после чего данный бак используется для ГВС потребителей. В течение суток один-два бака работают с гелиоус­тановкой, из третьего осуществляется подача горячей воды потребителям. Эксплуатационные испытания солнечно-топливной котельной проводились с июня по ок­тябрь 2004 г. При испытаниях использовались стандартные приборы: комплект теплосчетчика (водомеры типа ВСТ, термодатчики Pt-lOO, тепловычислитель ВКТ-7), переносный расходомер типа «Акрон», контактный термометр. В результате испытаний установлено, что фактическая тепловая мощность гелиоустановки на 20 % выше расчетной. Подтверждены основные проектные характеристики. В режимах совместной работы гелиоустановки и нагрева воды теплоносителем от котлов не выявлено существенного уменьшения тепловой эффективности. Для обеспечения 100%-ной нагрузки ГВС в межотопительный период при реализации 2-й очереди реконструкции гелио­установки необходимо установить 60 шт. СК КМЗ и один бакаккумулятор вместимостью 7м3. Повышение эффективности преобразования солнечной энергии Максимальный КПД солнечных элементов (СЭ), выполненных на основе каскадных гетероструктур, достигнутый в лаборатории (фирма 304

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ «Спектролаб», США), составляет 36,9 %, для СЭ из кремния – 24 %. Практически все заводы в России и за рубежом выпускают солнечные элементы с КПД 14 – 17 %. Фирма Sun Power Corp. (США) начала в 2003 г. производство солнечных элементов из кремния размером 125х125мм с КПД 20 %. Новые технологии и материалы позволят в ближай­шие пять лет увеличить КПД СЭ, выполняемых на основе каскадных гетероструктур, в лаборатории до 40, в про­изводстве – до 26 – 30 %, КПД СЭ из кремния – в лаборатории до 28, в промышленности до 22 %. В России и за рубежом разрабатывают новое поколение СЭ с предельным КПД до 93 %, применяя новые физические принципы, материалы и структуры. Основные усилия направлены на более полное использование всего спектра солнечного излучения и полной энергии фотонов по принципу: каждый фотон должен поглощаться в варизонном или каскадном полупроводнике с запрещенной зоной , ширина которой соответствует энергии этого фотона, что позволит на 47 % снизить потери в СЭ. Для этого разрабатываются СЭ: – каскадные из полупроводников с запрещенной зоной, различной ширины; – с запрещенной зоной переменной ширины; – с примесными энергетическими уровнями в запрещенной зоне. Другие подходы к повышению КПД СЭ связаны с использованием концентрированного солнечного излучения, созданием полимерных СЭ, а также наноструктур на основе кремния и фуллеренов. Повышение числа часов использования установленной мощности СЭС Число часов использования установленной мощности в год составляет для ТЭС в среднем 5 200, для ГЭС 1 000 – 4 800, для ветровых электростанций (ВЭС) 2 000 – 3 000, для СЭС 1 000 – 2 500 ч. Стационарная солнечная электростанция с КПД 20 %, пиковой мощностью 1 кВт вырабатывает за год в центральной России и Германии 2 000, в пустыне Сахара до 3 500 кВт*ч. При слежении за Солнцем производство электроэнергии при тех же условиях может возрасти в России до 2800, в Сахаре до 5000 кВт * ч/кВт. Зависимость вырабатываемой электроэнергии СЭС от времени суток и погодных условий является «ахиллесовой пятой» СЭС в конкуренции с электростанциями, работающими на ископаемом топливе. Поэтому до настоящего времени в крупномасштабных проектах и прогнозах развития солнечной энергетики предусматривалось аккумулирование солнечной энергии путем электролиза воды и накопления водорода. 305

В.А. ДУБРОВСКИЙ Во ВНИИЭСХ проведено компьютерное моделирование параметров глобальной солнечной энергосистемы, состоящей из трех СЭС, установленных в Австралии, Африке и Латинской Америке и соединенных линией электропередачи с малыми потерями. При моделировании использовались данные о солнечной радиации за весь период наблюдений; КПД СЭС принимался равным 20 %. В связи с развитием объединенных энергосистем в Европе, Северной и Южной Америке и предложениями по созданию глобальной солнечной энергосистемы возникла необходимость разработки устройств для передачи трансконтинентальных потоков электроэнергии мощностью в тераваттах. В конкуренцию между системами передачи на переменном и постоянном токе может вступить резонансная волноводная передача электроэнергии на повышенной частоте, впервые предложенная Н. Тесла в 1897 г. [3]. Увеличение срока службы и снижение стоимости солнечной электростанции Срок службы ТЭС и АЭС составляет 30 – 40 лет, полупроводниковых СЭ превышает 50 лет, так как вза­имодействие фотонов с атомами и электронами не при­водит к деградации кристаллической структуры и изменению скорости поверхностной и обьемной рекомбинации не основных носителей заряда. Однако солнечные модули (СМ) имеют срок службы 20 в тропическом климате и 25 – в умеренном климате из-за старения полимерных материалов – этиленвини-лацета и тедлара, которые используются для герметизации СЭ в модуле. Для увеличения срока службы модуля необходимо исключить из его конструкции полимерные материалы. В новой конструкции солнечного модуля СЭ помещены в стеклопакет из двух листов стекла, соединенных по торцам пайкой или сваркой. Технология герметизации торцов гарантирует герметичность модуля в течение 50 лет. Для снижения температуры СЭ и оптических потерь внутренняя полость модуля заполнена кремнийорганической жидкостью. Новая бесполимерная технология сборки солнечного модуля, разработанная во ВНИИЭСХ, была использована для создания эффективной вакуумной прозрач­ной теплоизоляции (ВПТИ), которая состоит из двух сваренных по торцам пластин стекла с вакуумным зазором 50 мкм. При наличии инфракрасного (ИК) покрытия на внутренней поверхности стекол сопротивление теплопередаче может быть увеличено в 10 раз по сравнению с одинарным остеклением зданий. Солнечные коллекторы с вакуумным остеклением будут нагревать воду не до 60 , а до 90 °С, т.е. из типа установок для горячего водоснабжения они переходят в но306

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ вый тип установок – для отопления зданий. В теплицах и зимних садах потери энергии уменьшаются на 50 %. Облицовка южных фасадов зданий плитами вакуумной прозрачной теплоизоляции с селективным покрытием толщиной 12 мм превращает здание в гигантский солнечный коллектор, эквивалент­ный сооружению со стенами увеличенной толщины на 1 м кирпичной кладки. Особенно эффективно использование ВПТИ в южных районах России и в республиках Бурятия, Якутия, где в условиях зимнего антициклона при температуре воздуха – 30 °С температура селективного покрытия ВПТИ толщиной 10 мм составляет + 30 °С. Использование ВПТИ в летние месяцы позволит на 50 % снизить затраты на кондиционирование зданий. Стоимость установленного 1 кВт мощности состав­ляет, дол: ГЭС – 1 000 – 2 500, ТЭС – 800 – 1 400, ВЭС – 800 – 3 000, АЭС – 2 000 – 3 000. Основным компонентом современных СЭС, определяющим их стоимость, является солнечный модуль, изготовляемый из СЭ на основе кремния. Стоимость СЭС 1 000 дол/кВт прогнозируется достигнуть в 2020 г. Основные пути снижения стоимости СЭС: повышение КПД СЭС, увеличение размеров СМ и объема производства, снижение стоимости солнечного кремния, уменьшение расхода солнечного кремния на единицу мощности СЭС, комбинированное производство электроэнергии и тепла на СЭС. Максимальный размер солнечного модуля ограничен размерами стекла и составляет 2,5x3 м при электрической мощности 1 кВт. Объем производства СМ растет на 30 % в год, а их стоимость с 1976 г. снизилась в 10 раз. В России разработана бесхлорная технология производства поликристаллического кремния стоимостью 15 дол/ кг, что в два раза ниже стоимости поликремния на европейском рынке. 9.8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ ТЕРМОЯДЕРНЫХ РЕАКЦИЙ В настоящее время как в России, так и за рубежом особое внимание уделяется дальнейшему развитию ядерной энергетики. Наряду с реакторами, работающими на «тепловых» нейтронах, в России освоены реакторы-размножители, работающие на «быстрых» нейтронах с использованием «отвального» урана-238. Огромное значение имеют работы, направленные на овладение энергией термоядерных реакций, 307

В.А. ДУБРОВСКИЙ в которых осуществляется синтез легких элементов. При этом будет получен неисчерпаемый источник энергии, который может обеспечить человечество энергией на многие миллионы лет. Проблема состоит в осуществлении управляемой реакции синтеза. Ядерный синтез был известен за несколько лет до открытия способности деления ядер. В 1931 г. Гарольд Юра впервые выделил дейтерий из воды и с помощью небольших ускорителей показал, что реакция синтеза двух ядер дейтерия сопровождается выделением энергии. Реакция синтеза происходит при сообщении ядрам большой скорости, при которой кинетическая энергия достаточна для преодоления энергии электростатического отталкивания положительно заряженных ядер. В естественных условиях в звездах и на Солнце протекают термоядерные реакции при высоких температурах. На Земле высокая температура, необходимая для осуществления реакции синтеза легких элементов, может быть получена, например, при взрыве атомной бомбы. Практически мгновенная реакция синтеза происходит в водородных бомбах. Задача состоит в получении непрерывной реакции синтеза, что возможно при следующих условиях: – топливо должно быть чистым и состоять из легких ядер (в качестве потенциального топлива рассматривают дейтерий и тритий – изотопы водорода с относительной атомной массой 2 и 3 соответственно); – плотность топлива должна быть не менее 1015 ядер в 1 см3; – температура должна быть не менее 100 млн °С и не более 1 млрд °С; – максимальная температура топлива при необходимой его плотности должна удерживаться на протяжении десятых долей секунды. Одно из основных препятствий получения управляемого термоядерного синтеза (УТС) состоит в удержании плазмы, которой свойственна чрезвычайная нестабильность. В естественных условиях на Солнце плазма находится в сильном гравитационном поле. На Земле плазму можно удержать в специальном сильном магнитном поле. Получение энергии за счет синтеза ядер обладает рядом существенных преимуществ: – используется дешевое топливо с практически неисчерпаемыми запасами; – исключаются аварии ядерных установок наподобие аварий при возникновении неуправляемой реакции деления ядер; – получаются нетоксичные и нерадиоактивные конечные продукты термоядерного синтеза; – непосредственно преобразуется энергия заряженных частиц, из которых состоит высокотемпературная плазма, в электрическую энергию в МГД-генераторах. При этом могут быть получены высокие значе308

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ ния КПД (до 90 %, что позволит резко сократить тепловое загрязнение окружающей среды). Устройство, позволяющие осуществлять контролируемое выделение энергии синтеза ядер, называется термоядерным реактором. Реакция синтеза происходит на Солнце и на других звездах, где осуществляется так называемый углеродный цикл, в который вовлечены водород, изотопы углерода, кислорода и азота. Термоядерные реакции в этом цикле происходят медленно и не могут быть использованы в земных условиях. Большое энерговыделение на Солнце обусловлено его огромной массой при малой скорости ядерных реакций в единице объема. С другой стороны. в водородной бомбе высокие температуры обеспечивают условия для очень быстрого протекания термоядерных реакций. Контролируемая термоядерная реакция связана с созданием контролируемых условий, которые являются промежуточными между рассмотренными крайними случаями. Рассмотрим некоторые термоядерные реакции, которые могут быть использованы для осуществления управляемого термоядерного синтеза. Наиболее перспективно происходит реакция с участием дейтерия, содержание которого в воде 0,015 % (один атом 12Н на 6700 атомов 11Н). Учитывая, что наша планета имеет огромное количество воды, запасы термоядерного топлива могут считаться практически неисчерпаемыми.

   

(9.3)

Н + 13Н

Нe + 01n +17,6 МэВ

2

(9.2)

2

Нe + 01n +3,27 МэВ

Н + 12Н

(9.1)

2

Н + 11Н +4,03 МэВ

1

3

Н + 12Н

2

1

1

1

Н+23Нe

2 1

3

4

2

Нe+11Н+18,3 МэВ

4

2

(9.4)

Вероятность протекания первых двух реакций примерно одинакова. В реальных условиях будут протекать все четыре реакции одновременно. Реакция (9.3) имеет значительный энергетический выход. Однако для нее требуется искусственный элемент тритий, который может быть получен поглощением нейтронов в литии согласно реакциям: 309

В.А. ДУБРОВСКИЙ 5

3

Li + 01n

7

3

 

H +24He+ 4,8 МэВ

(9.5)

H+ 24He+ 01n – 2,5 МэВ

(9.6)

Li + 01n

3

1

3

1

Однако в природе лития очень мало. Реакция (9.4) менее интересна, так как требует искусственного элемента 23Не. Конструирование и эксплуатация термоядерных электростанций потребует соблюдения мер предосторожности, так как тритий радиоактивен, а, по всей вероятности, именно этот элемент будет использоваться в качестве топлива. Тритий не обладает сильно проникающей радиацией и поэтому в основном следует опасаться попадания его внутрь организма. Необходимо предусмотреть также защиту от потоков нейтронов, которым сопровождается реакция синтеза. Нейтроны, вступая во взаимодействие с материалами окружающей среды, приводят к возникновению «наведенной» радиоактивности. В результате реакции дейтерия с тритием образуется ядро гелия и нейтрон, который несет основную энергию реакции – около 14 МэВ. Следует отметить, что тритий образуется непосредственно в реакторе в результате захвата выделяющихся в ходе реакции нейтронов ядрами лития, входящего в состав внутренней стенки реактора. Используя естественную смесь изотопов лития-6 и лития-7, в реакторе можно получить коэффициент воспроизводства трития, равный 1,2 – 1,5, т. е. реактор будет производить горючее. Иными словами, в реакторе фактически сжигается литий, 1 г которого в этих условиях эквивалентен примерно массе условного топлива в 1 т. При таком соотношении эквивалентные запасы лития примерно на три порядка превосходят запасы всех видов традиционного ископаемого топлива, причем добыть литий относительно несложно. Для осуществления непрерывной термоядерной реакции необходимо было бы поддерживать стационарный электрический разряд с постоянной выходной мощностью. Однако возможно осуществление термоядерной реакции с помощью коротких вспышек при оптимальном значении их частоты. К настоящему времени предложено много сложных устройств для получения плазмы и удержания ее с помощью электрических и магнитных полей. Рассмотрим обычную разрядную трубку, наполненную газом из двух электродов. 310

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Эта конструкция похожа на люминесцентную лампу. Электроны, ускоренные разностью потенциалов, взрывают возбуждение и ионизацию атомов. Температура плазмы очень низкая (рис. 9.24).

Рис. 9.24. Электрические разряды без магнитного поля (а) и с магнитным полем (б): 1 – обмотка; 2 – плазма

Чтобы уменьшить диффузию заряженных частиц на стенки и уменьшить потери энергии вокруг трубки, можно помотать спираль (соленоид). Соленоид создает: – магнитное поле, направленное вдоль оси трубки, и заряженные частицы движутся в трубке по спиральным траекториям. Для того чтобы еще больше повысить плотность заряженных частиц и стабильность плазмы, ток в трубке увеличивают для получения, связанного со взаимным электромагнитным притяжением двух проводников тока, которые текут в одном направлении. Каждый из зарядов, движущихся вдоль оси трубки, составляет микроток, а это приводит к сжатию разряда. При этом на концах разрядной трубки имеют место значительные потери ионов и электронов, так как ни одно из указанных выше магнитных воздействий не препятствует перемещению зарядов вдоль оси разрядной трубки. Для решения данной проблемы было предложено два альтернативных подхода. Первый способ заключается в установке дополнительных токовых витков вокруг разрядной трубки вблизи ее концов, которые увеличивают в этих местах магнитное поле. 311

В.А. ДУБРОВСКИЙ Изменение поля и формы силовых линий показано на рисунке 9.24 (а) и б. Заряды в таких устройствах возвращаются назад в область слабого поля, иначе говоря, отражаются. Такое устройство называется магнитным зеркалом. На рис. 9.25 представлено другое решение, в котором осуществляется разряд в трубке, выполненной в форме тора.

Рис. 9.25. Магнитное зеркало

Так как такая трубка не имеет концов, магнитное поле, создаваемое обмоткой, непрерывно и свободно. Движение зарядов вдоль осевых линий не приводит к каким-либо потерям. Пропускание через плазму тока, направленного по оси тора, приводит к следующим эффектам. Этот ток создает вокруг себя круговое магнитное поле, что приводит к «самосжатию» (линчеванию) плазмы и препятствует ее рассеянию. Кроме того, ток служит средством нагревания плазмы до температуры зажигания термоядерной реакции. 312

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ На Х Европейской конференции по физике плазмы и управляемому термоядерному синтезу, проходившей в Москве, было признано перспективным получение УТС в «токамаках», предложенное советскими физиками. Слово «токамак» введено советскими учеными Л.А. Арцимовичем, И.Н. Головиным и Н.А. Явлинским, которые, начав в 50-х гг. ХХ столетия исследования по управляемым термоядерным реакциям, избрали для этой цели вакуумную камеру в форме бублика, внутри которой с помощью мощного газового разряда создавали высокотемпературную плазму. Для стабилизации плазмы использовалось сильное продольное магнитное поле. От первых слогов названий основных компонентов установки – тороидальная камера с магнитными катушками – и было образовано слово «токамак». Идея магнитной термоизоляции плазмы очень проста. Известно, что заряженная частица (а плазма состоит из заряженных частиц – электронов и ионов) не может двигаться поперек магнитной силовой линии. Если создать систему замкнутых магнитных силовых линий, то, в принципе, можно удерживать плазму в некотором ограниченном объеме. Конкретных вариантов реализации этой идеи существует немало, но наиболее развит на сегодня вариант токамака. Внешне токамак похож на большой трансформатор с железным замкнутым сердечником и первичной обмоткой, по которой пропускают переменный электрический ток – в простейшем случае ток разряда конденсаторной батареи. В качестве вторичной обмотки служит единственный замкнутый виток вакуумной камеры – плазменный шнур. При разряде батареи в камере появляется вихревое электрическое поле, образование которого приводит к пробою газа, его ионизации и нагреванию до высоких температур. Это напоминает действие лампы дневного света, но в более крупных масштабах. Например, в установке «Токамак-10», созданной в Институте атомной энергии им. И.В. Курчатова, ток в плазме достигает 600 000 А, а сама плазма имеет объем около 4 м3. Под действием тока плазма нагревается до очень высокой температуры – в больших установках до нескольких десятков миллионов градусов. В принципе, если отбросить некоторые чисто физические детали (в них-то и состоит суть проблемы), идея удержания плазмы в токамаке очень проста. Однако реальные физические процессы не всегда совпадают с идеализированными представлениями о них. При температурах в десятки миллионов градусов и сравнительно низкой плотности плазмы (около 1014 частиц/см3) образующие ее частицы – ионы или электроны – редко сталкиваются между собой, двигаясь в магнитном поле. 313

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 9.26. Плазма, заключенная в тор

Поведение плазмы зависит в первую очередь от качества магнитного поля токамака, его способности выполнять роль магнитной ловушки. Магнитное поле токамака складывается из поля тока, протекающего по плазме, и поля катушек. Поле тока имеет силовые линии в виде колец, расположенных вокруг плазменного витка. Линии поля катушек также имеют вид замкнутых колец, но расположенных не вокруг плазменного витка, а вдоль него. Таким образом, силовые линии суммарного поля образуют спирали, которые навиваются на вложенные одна в другую тороидальные поверхности, называемые магнитными. В сильном магнитном поле заряженные частицы движутся в основном вдоль силовых линий по спиральным траекториям. При столкновениях частицы могут переходить с одной спиральной траектории на другую на расстояние, равное ширине спирали. Столкновения частиц не должны приводить к существенным поперечным перемещениям их по направлению к стенке камеры. Поперечные потоки частиц учтены в теории, развитой советскими физикамитеоретиками А.А. Галеевым и Р.З. Сагдеевым и получившей название «неоклассической». Ее новизна, отраженная в приставке «нео», состоит в учете реальных траекторий частиц в искривленном поле токамака, а слово «классическая» имеет в физике плазмы смысл учета только парных столкновений, а не более сложных коллективных взаимодействий. Как показал эксперимент, ионы плазмы ведут себя в полном соответствии с этой теорией. Их столкновения между собой приводят 314

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ к тому, что более горячие, т. е. высокоэнергичные, ионы выходят из центральных областей к периферии, осуществляя тем самым перенос теплоты к стенкам. Поведение электронов, как показали эксперименты, не подчиняется неоклассической теории. Согласно ей электронный перенос теплоты должен быть в десятки раз меньше ионного из-за того, что ширина электронных траекторий – спиралей − гораздо меньше ионных. На практике же электронный перенос оказался больше ионного. Это расхождение теории с экспериментом навело на мысль о том, что электроны помимо столкновения могут найти другие пути для выхода из внутренних областей ловушки к периферии. Возник вопрос: не преувеличена ли теорией надежность магнитной конфигурации, т. е. действительно ли магнитные силовые линии так хорошо «упакованы», что лежат на магнитных поверхностях, не соприкасающихся между собой. Дальнейшие исследования показали, что в камере токамака могут создаваться такие условия, при которых конфигурация магнитных полей во внутренней области быстро перестраивается. Магнитные поверхности как бы выворачиваются наизнанку: в центр попадает более холодная плазма, а на периферию – более горячая. Магнитные поверхности в этой области на время разрушаются – в них происходит «обмен» силовыми линиями, или, иначе, «перезамыкание» силовых линий. Интересно отметить, что именно такой же процесс «перезамыкания» силовых линий в хвосте магнитосферы Земли приводит к полярным сияниям, а на Солнце процессы перезамыкания порождают хромосомные вспышки – источник космического излучения, опасного для космонавтов. Физическая природа этих явлений оказывается почти одинаковой. Иногда в плазме токамака развивается явление, называемое неустойчивостью, которое приводит к выбросу плазмы на стенки вакуумной камеры. Неустойчивость, по всей вероятности, также связана с процессами «перезамыкания», захватывающими в этом случае практически весь плазменный шнур. Существуют различные способы предотвращения неустойчивости. Один из способов – снижение до минимума загрязнения дейтериевой плазмы посторонними примесями. Другой – стабилизация неустойчивости – использование обратных связей, которые гасят возмущение магнитных поверхностей раньше, чем оно успевает развиться до крупномасштабной неустойчивости. Научившись бороться с неустойчивостью плазмы, советские физики провели на токамаках исследования, результаты которых оказались столь впечатляющими, что в начале 1970-х гг. токамаки стали создаваться в других странах, ведущих работы по УТС. Результаты иссле315

В.А. ДУБРОВСКИЙ дований по освоению УТС на токамаках основаны уже не на единичных экспериментах на отдельных установках, а на большом семействе из десятков установок с различными линейными размерами, токами, магнитными полями, плотностью плазмы и т. п. Для будущего термоядерного реактора потребуется температура плазмы 80 − 100 млн °С. Продолжительность «жизни» плазмы, т. е. то время, в течение которого удается удерживать плазму, не позволяя ей коснуться стенок реактора и охладиться в «Токамаке-10», составляет 60 − 70 мс. Определяющим параметром для термоядерной реакции является произведение времени удержания плазмы на ее плотность. Чтобы при термоядерном горении энергии выделялось больше, чем вкладывается в плазму, должно прореагировать как можно больше частиц. И чем плотнее плазма, тем больше столкновений происходит в единицу времени. Для дейтериево-тритиевой плазмы это произведение должно быть не менее 2⋅1014 см-3⋅с. В настоящее время проектируются реакторы с дейтериевотритиевой плазмой, предназначенные для опытно-промышленной эксплуатации системы нагревания, удержания и контроля плазмы, подачи топлива, его регенерации, для изучения свойств материалов в мощных тепловых и нейтронных потоках. Продолжительность удержания плазмы в реакторе возрастает при увеличении объема плазмы, а следовательно, увеличиваются габариты и стоимость термоядерных установок. Сумма затрат становится ощутимой уже при сооружении токамаков нынешнего поколения. Поэтому различные страны объединили усилия по созданию УТС. Техническое исполнение термоядерного реактора может быть различным. На рис. 9.27 представлена схема термоядерного реактора прямого преобразования. В этом подходе предполагается использование расширения плазмы в коническом канале со встроенными в стенки электродами, собирающими ионы и электроны. Эта система должна производить прямое преобразование ядерно-термической реакции в электроэнергию. И поэтому может быть весьма эффективной. В настоящее время во многих лабораториях мира интенсивно ведутся исследования по лазерному термоядерному синтезу (ЛТС). Впервые идея использования лазеров для нагревания плазмы была высказана советскими физиками Н. Г. Басовым и О. Н. Крохиным. Твердые или жидкие частички из смеси дейтерия с тритием помещаются в фокус сходящихся лазерных лучей, сжимаются и нагреваются до высоких температур. 316

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Известно, что плотность ядер в твердом веществе почти в миллион раз выше, чем плотность плазмы в токамаке. Известно также, что скорость реакции в более плотном веществе выше. Поэтому, если быстро нагреть такую частичку вещества и сжать ее давлением лазерных лучей, вещество успеет полностью прореагировать еще до того, как плазма распадется и остынет. В институте атомной энергии им. И.В. Курчатова отрабатывают другой способ быстрого нагревания и сжатия термоядерных мишеней. Несколько мощных линейных ускорителей одновременно «выстреливают» со всех сторон по мишени пучками релятивистских (движущихся близко к скорости света) электронов. Как и с помощью лазеров, здесь удается быстро нагреть мишень до нескольких десятков миллионов градусов и достичь ее тысячекратного сжатия

Рис. 9.27. Термоядерный реактор прямого преобразования:: 1 – магнитная катушка; 2 – поглотитель пучка; 3 – умножитель напряжения; 4 – делитель напряжения; 5 – постоянный ток; 6 – электроды торможения и сбора частиц; 7 – разделение зарядов; 8 – охладитель; 9 – инжектор дейтерия; 10 – морская вода

9.9. КОМБИНИРОВАННЫЕ ЭНЕРГОУСТАНОВКИ Автономные энергоустановки мощностью от нескольких сотен ватт до нескольких сотен киловатт являются широко востребованными в различных секторах экономики и географических регионах России, где вне систем централизованного энергоснабжения проживает более 20 млн человек. Сегодня энергоснабжение автономных потребите­лей 317

В.А. ДУБРОВСКИЙ обеспечивается в основном с помощью бензиновых и дизель-ге­ нераторов, эксплуатация которых сопряжена с большими затратами на периодический завоз топлива и обслуживание. Дополнительными негативными факторами использования таких установок выступают выбросы продуктов сгорания в окружающую среду и шум. Серьезной экологической проблемой является загрязнение окружающей среды топливными контейнерами. В последнее время все более широкое применение находят ком­ бинированные дизель-ветровые или дизель-фотоэлектрические автономные энергоустановки, использование в которых возобновляемых источников позволяет экономить органическое топливо. Для энергоснабжения прибрежных населенных пунктов наряду с солнечной и ветровой может быть использована и волновая энергия. Первый вариант автономной системы тепло- и электроснабжения прибрежного поселка с использованием ВИЗ предусматривает установку в море волновых установок (ВлЭУ), а на берегу – ветроэнергоустановок (ВЭУ) и гелиоустановок (ГУ) (рис.9.28, а). В качестве дополнительных источников энергии в этом применяются электрокотельная (ЭК) и топливная котельная (ТК) [4]. Полученная от ВлЭУ и ВЭУ электроэнергия поступает в трансформаторно-аккумуляторную подстанцию (ТАП) и затем направляется в систему электроснабжения поселка и электрокотельную, где она применяется для подогрева воды, впоследствии используемой на отопление и горячее водоснабжение объектов. Во втором варианте предусматривается применение в море ветроволновых энергоустановок (ВВлЭУ), а на берегу – гелиоустановок (рис. 9.28, б). В качестве дополнительных источников энергии в этом варианте для получения тепловой энергии используется топливная котельная (ТК), а для получения электроэнергии – дизель-электростанции (ДЭС). Применение в этой схеме ДЭС позволяет существенно сократить емкость дорогостоящих аккумуляторов электрической энергии. В качестве резервного топлива для ДЭС может использоваться не только дизельное топливо, но и сжиженный газ (пропан-бутан). Следует также отметить, что применение комбинированных ВВлЭУ для энергоснабжения прибрежного поселка может привести к значительной экономии капитальных затрат за счет сокращения длины электрических кабелей и уменьшения достаточно большого расхода металла на энергоустановки каждого типа. Поэтому представляется весьма перспективнаым применение для энергоснабжения прибрежных объектов именно комбинированных ВВлЭУ. Несколько таких ВвлЭУ мощностью 100-500 кВт могут обеспечить прибрежный поселок теплом и электроэнергией. 318

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ

Рис. 9.28. Автономная система тепло- и электроснабжения прибрежного поселка с использованием ВИЭ: а) с использованием гелиоустановок, ветроэнергоустановок и волновых энергоустановок; б) с использованием гелиоустановок и комбинированных ветроволновых энергоустановок; ГУ – гелиоустановка; ВлЭУ – волновые энергоустановки; ВЭУ – ветровые энергоустановки; ВвлЭУ – ветроволновые энергоустановки; ЭК – электрокотельная; ТК – топливная котельная; ДЭС – дизельная электростанция; ТАГ – трасформаторно-аккумуляторная подстанция; БАТ – бак-аккумулятор теплоты; РРТ – резервуар для резервного топлива ТК; ЕРТ – емкость для резервного топлива ДЭС; 1 – электросеть; 2 – тепловая сеть; 3 – тепловые камеры; 4 – объекты теплоснабжения

На рис. 9.29 изображена ВВлЭУ в разрезе ее надводной части, направления ветра и морской волны – совпадают. Основным приемником удара волн в этой энергоустановке служат упругие элементы, в частности, сильфоны и сильфокамеры. Усилие Р на сильфон может воздействовать как внутри его, так и снаружи. На принципе вытеснения из сильфона и сильфонных камер воздуха и его обратного перетекания после 319

В.А. ДУБРОВСКИЙ снятия силы Р и разработана эта установка, способная приоброзовать энергию волн в электрическую энергию. Установка работает следующим образом: понтоны 1 и 2 устанавливают на якорные связи вблизи берега. При совпадении направления ветра на установку и морских волн она вырабатывает максимальное количество, например, электрической энергии. Волна ударяется в сильфон 4, сжимает его в горизонтальом направлении и под днищем понтона воздействует на сильфонные камеры 5 и 24 с козырьками 25, также сжимает их вверх.

Рис. 9.29. Ветроволновая энергетическая установка: 1,2 – понтоны; 3,4 – сильфоны; 5, 24 – сильфонные камеры; 6, 15 – поворотные подшипники; 7, 14 – воздуховоды; 8, 16 – турбогенератор; 9, 18 – раструбы; 10 – цепочка; 11, 20, 21, 22 – клапаны; 12, 17 – оперения; 13 – колено; 18 – раструб; 19 – патрубок; 23 – плоская пружина; 25 – козырек

Сильфон 3 также от удара волн сжимается на определенный объем. Давление воздуха Р внутри внутри понтонов при этом резко возрастает и открывается клапан 21, выпустив через себя излишнюю порцию воздуха в воздуховод 7. Поток воздуха приоткроет клапан 11 и устремится на лопости турбогенератора, приведя его в движение. Сильфон 4 и сильфоновые камеры 5 и 24 после воздействия волны принимают первоначальное положение, т.е. создают внутри понтонов 1 и 2 разряжения. Поскольку давления воздуха Р внутри понтонов будет меньше ат320

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ мосферного, откроется клапан 22 и через турбогенератор 16. При появлении и воздействии на понтоны 1 и 2 второй волны цикл повторяется. Ветер со скоростью V при закрытом клапане 21 через раструб 9 и клапан 11 поступает в воздуховод 7, вращает турбогенератор 8 и через отверстие в колене 13 уходит наружу. Цепочка 10 придерживает клапан 11 в полуоткрытом состоянии и не дает ему полностью откинуться и перекрыть воздуховод 7. В воздуховод 14 ветер со скоростью V поступает через раструб 18, вращает турбогенератор 16 и через патрубок 19 и клапан 20 уходит наружу. При открытии клапана 22 поток воздуха устремится через раструб 18 и турбогенератор 16, а клапан 20 при этом будет закрыт из-за создавшегося разрежения в воздуховоде 14. При изменении направления ветра оперения 12 и 17 развернут воздуховоды 7 и 14 раструбами 9 и 18 навстречу набегающему ветровому потоку и установка будет продолжать работать в прежнем режиме. Наличие на сильфонных камерах 5 и 24 козырьков 25 позволяет увеличить поверхность соприкосновения волны и тем самым увеличить усилия на сжатие сильфонных камер. Предлагаемая ВВлЭУ позволяет при наличии ветра и (или) волн вырабатывать, электрическую энергию, которая может использоваться для нужд прибрежного поселка, буровых и нефтегазодобывающих установок и других потребителей. На рисунке. 9.30, а представлена схеме получения тепловой энергии с применением солнечной энергии и водогрейного котла. Вода, нагретая в гелиоколлекторе поступает в водогрейный котел 4, откуда направляется в систему горячего теплоснабжения. Часть горячей воды из водогрейного котла 4 используется для подогрева холодной воды в рекуперативном теплообменнике 3. Циркуляция воды в системе горячего водоснабжения осуществляется за счет сетевого насоса б, а циркуляция воды в контуре водогрейного котла 4 и теплообменника 3 осуществляется за счет струйного насоса 5. За счет солнечной энергии расход топлива в водогрейном котле может быть уменьшен на 30–50 %. Как видно из рис. 9.30, б, нагретая многоступенчатом гелиоколлекторе./вода, температура которой с помощью регулятора температуры 2 поддерживается в диапазоне 45 – 55 оС, поступает в контактный водонагреватель 3. Нагретая в контактном водонагревателе вода подается циркуляционным насосом 4 в теплообменник 5, в котором нагревает воду для системы горячего водоснабжения, и, охладившись, возвращается в водонагреватель. Нагретая в теплообменнике 5 водопроводная вода сетевым насосом подается в наружную теплосеть. За счет солнечной 321

В.А. ДУБРОВСКИЙ энергии расход топлива (природного газа) в контактном теплообменнике может быть уменьшен на 30 – 50%. Следует отметить, что при работе контактного водонагревателя отходящие газы охлаждаются ниже точки росы. Такое глубокое охлаждение дает возможность использовать почти всю скрытую теплоту конденсации водяных паров, в результате чего эксплуатационный КПД контактного водонагревателя, установленного в системе горячего водоснабжения около 100 % считая по низшей теплоте сгорания, т.е. на 6–7 % больше, чем рекуперативном теплообменнике котельной. Кроме того, за счет улавливания части загрязняющих веществ дымовых газов в контактной камере их выбросы в атмосферу сокращаются.

Рис. 9.30. Варианты компоновки ГГТМГ с котельными: а) оборудованными рекуперативными теплообменниками; б) оборудованными контактными водонагревателями; 1 – многоступенчатый КСЭ; 2 – регулятор температуры; 3 – рекуперативный теплообменник; 4 – водогрейный котел; 5 – струйный насос; 6 – сетевой насос; 7 – контактный водонагреватель; 8 – циркуляционный насос; 9 – бак-аккумулятор

На рисунке 9.31 приведены оригинальные варианты применения ГГТМГ в сочетании с ВЭУ и тепловыми насосами. Как видно из рисунка 9.31, а, нагретая в многоступенчатом гелиоколлекторе вода, температура которой с помощью регулятора температуры 2 поддерживает в диапазоне 45–55 оС, поступает в бак-аккумулятор 3. Из бака-аккумулятора вода, нагревшись с помощью теплоэлектронагревателя 5 до температуры 322

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ 55–65 оС, поступает в систему горячего водоснабжения. Электроэнергия для теплоэлектронагревателя 5 вырабатывается с помощью ВЭУ4. Как видно из рисунка. 9.31, б нагретая в многоступенчатом гелиоколлекторе вода температура которой с помощью регулятора температуры 2 поддерживает в диапазоне 55–65 оС, поступает в бак-аккумулятор теплоты 3 для системы горячего водоснабжения. При необходимости может быть использован теплоэлектронагреватель 10.

а)

б)

Рис. 9.31. – Варианты применения ГГТМГ в сочетании с ВЭУ: а) в сочетании с ВЭУ и электронагревателем; б) в сочетании с ВЭУ, электронагревателем и тепловом насосом: 1 – многоступенчатый КСЭ; 2 – регулятор температуры; 3 – бак-аккумулятор; 4 – ВЭУ; 5 – теплоэлектронагреватель; 6 – компрессор; 7 – испаритель; 8 – конденсатор; 9 – бак-аккумулятор теплоты; 10 – теплообменник контура системы отопления

Для получения горячей воды с температурой 85 – 95 оС, которая поступает в систему отопления, используется тепловой насос с компрессором 6, испарителем 5, помещенным в бак-аккумулятор теплоты 3 и конденсатором 7, помещенным в бак-аккумулятор 8, в котором расположен также и теплообменник 9 контура системы отопления. Привод поршневого компрессора 6 осуществляется за счет электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ 4. Преимуществом этого варианта применения ГГТМГ выступает тот факт, что он позволяет более эффективно использовать ветровую энергию для превращения ее в тепловую не только 323

В.А. ДУБРОВСКИЙ с помощью теплоэлектронагревателя 5, имеющего КПД=1, но и с помощью теплового насоса с коэффициентом преобразования теплоты 3,7–6,0. В этом варианте возможно использование солнечной энергии не только для горячего водоснабжения, но и для отопления. В настящее время наиболее актуальной задачей является создание автономных энергоустановок, работающих только на возобновляемых источниках энергии, среди которых солнечная и ветровая энергия наиболее универсальны и повсеместно доступны. Существенными недостатками солнечной и ветровой энергии являются относительно низкая плотность энергетических потоков (для солнечной энергии среднегодовая мощность не превышает 200 – 250 Вт/м2, а для ветра (при средней скорости ветра 5-6 м/с) – менее 100 Вт/м2, а также их нерегулярность и зависимость от сезонных и погодных условий. В такой ситуации основная научно-техническая задача – создание эффективных автономных энергоустановок на основе солнечной и ветровой энергии. Как показывают отечественные и зарубежные исследования, применение в составе солнечно-ветровых установок водородных накопителей, представляющих собой комбинацию электролизера воды, аккумуляторов водорода и кислорода и батареи топливных элементов, обеспечивающих эффективное (практически без потерь) долгосрочное аккумулирование энергии, может обеспечить кардинальное решение указанной выше проблемы аккумулирования энергии и позволит создать полностью автономные экологически чистые автоматизированные солнечно-ветровые энергоустановки с высокими потребительскими качествами. В состав рассматриваемой энергоустановки входят первичные источники энергии: фотоэлектрические преобразователи и ветроустановка, выработка энергии которыми, как правило, существенно не совпадает с графиками потребления энергии потребителем, который, в общем случае, нуждается в электроэнергии, в тепловой энергии, а также в ряде случаев,и в холоде. В этой ситуации ключевым компонентом автономной системы выступает система аккумулирования, преобразования и вторичной генерации энергии. Для обеспечения наиболее эффективного преобразования первичных видов энергии и удовлетворения нужд потребителя энергоустановка должна быть снабжена «умной» системой автоматического управления. Выработка энергии фотоэлектрическими преобразователями (ФЭП) и ветроустановкой сильно зависит от климатических условий эксплуатации установки. Мощность ФЭП изменяется во времени пропорционально облученности их рабочей поверхности солнечным излучением. Мощность ветроустановки на основном рабочем участке про324

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ порциональна кубу скорости ветра. Поступление солнечного излучения на поверхность земли, так же как и скорость ветра, изменяются в зависимости от погодных условий, имеют ярко выраженные суточные и сезонные зависимости. Так, среднемесячный летний приход солнечного излучения в средних широтах в 4 – 5 раз превышает среднемесячное поступление в зимние месяцы. Для краткосрочного аккумули­рования электроэнергии (до нескольких часов) в составе автономных энергоустановок используют электрохимические аккумуляторы. Однако их размеры, стоимость и надежность становятся, как правило, неприемлемыми при попытках построить систему аккумулирования долгосрочного хранения энергии. В этой ситуации включение в состав энергоустановки водородного накопителя энергии, представляющего собой комплекс из электролизера воды, ресиверов водорода и кислорода необходимой емкости, в которых газы хранятся под давлением, и батареи топливных элементов, оказывается привлекательным, поскольку такое техническое решение позволяет решить проблему долгосрочного хранения энергии практически без потерь. Вместе с тем обеспечение большого ресурса работы топливных элементов и электролизеров требует стабилизации режимов потребления отбора мощности; их эксплуатация в маневренных режимах должна быть ограничена. В этой связи целесообразно создание комбинированных энергоустановок, в которых сочетаются различные источники электрической энергии, одни из которых ввиду их высокой энергоемкости (топливные элементы) можно рассматривать как источники энергии, а другие (например, аккумуляторные или конденсаторные накопители) – как источники мощности, обеспечивающие пиковые и переходные режимы потребления мощности нагрузкой. Согласовать режимы работы источников энергии и мощности можно с помощью соответствующих электронных преобразователей. Итак, разработка полностью автономной эффективной энергоустановки, использующей в качестве первичных источников энергии солнечную и ветровую энергию, связана с поиском и обоснованием ее оптимальной конфигурации и состава с учетом реальных климатических условий эксплуатации, характеристик используемого оборудования, а также особенностей потребителя, включая ожидаемые переменные графики потребления энергии. Критерием оптимальности должна быть минимальная стоимость энергоустановки при гарантированном энергообеспечении потребителя. Специальными исследованиями О.С. Попеля [5] установлено, что применение солнечных и ветровых установок в качестве первичных источников энергии позволяет создать полностью автономные энер325

В.А. ДУБРОВСКИЙ гоустановки, обеспечивающие в различных климатических условиях гарантированное круглогодичное покрытие электрических нагрузок, по крайней мере, небольших потребителей. Наиболее эффективными представляются гибридные установки, оптимально (в зависимости от климатических условий) сочетающие солнечные и ветровые установки и источники энергии. Проблемы, связанные с чрезмерно большими аккумуляторами энергии на базе электрохимических батарей, принципиально могут быть решены за счет применения комбинированных энергоустановок с водородными накопителями, обеспечивающими долгосрочное аккумулирование энергии и карди­нальное снижение потребной ем­кости аккумуляторных батарей. 9.10. БИОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Вклад биотоплива в мировое производство энергии В 2000 г. мировой рынок биотоплив оценивался 866 млн дол., в 2004 г. – 1,28 млрд дол., а к 2015 г. этот показатель достигнет 2,14 млрд дол.[6]. Прогнозируется, что в следующем десятилетии около 18 млрд дол. будет инвестировано в крупномасштабное производство тепловой энергии с дальнейшей выработкой электрической и локальной тепловой энергии – 13,9 млрд дол. (78 % инвестиций); производство биогаза – 1,3 млрд дол. (7 %). Биогазовые заводы по мощности значительно уступает крупным предприятиям по производству тепловой и электрической энергии из биомассы. Но централизованные биогазовые заводы по переработке отходов животноводства и пище­вой индустрии (не менее 10 тыс. т/год), на которых про­изводится не менее 0,15 МВт тепловой энергии, а также электрическая энергия и топливо для двигателей играют важную роль вследствие их вклада в переработку отходов и защиту окружающей среды – в радикальное решение проблем экологии. Кроме того, в производство лендфиллгаза (биогаза из мусорных свалок) будет вложено 2,7 млрд дол. (15 % инвестиций) для получения тепловой и электрической энергии. Вклад биомассы в мировую энергетику в 2001 г. составил 1,1 – 1,2 млрд т нефтяного эквивалента (н.э.) при вкладе всех возобновляемых источников энергии (ВИЭ) – 1,36 млрд т н.э. и общем количестве топлива для производства энергии – 10 млрд т н.э. Прогнозируется, что к 2040 г. общее потребление энергии в мире достигнет 13,5 млрд т н.э. (100 %), вклад всех ВИЭ составит 6,44 млрд т н.э. (47,7 %), а вклад биомассы будет равен 3,21 млрд т н.э. (23,8 %). 326

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ В 2003 г. доля биомассы в общем энергетическом балансе Европейского союза (15 стран, до вступления 10 восточно-европейских стран в 2004 г.) составила 3,6 %, что несколько выше, чем вклад всех остальных возобновляемых источников энергии (3,4 %). Основными направлениями использования биомассы в энергетике Европейского союза выступают следующие: – производство пиллет (цилиндрических брикетов) и древесной щепы для непосредственного сжигания; – получение синтезгаза (биосингаза, сингаза) и биометанола для нужд транспорта; – производство биоэтанола (спирта), биодизельного топлива, биоводорода и биогаза. Производство пиллет включает в себя пять основных стадий: складирование и подготовка сырья; сушка сырья до влажности 18 – 19 %; изготовление пиллет; их охлаждение; упаковка и складирование. Пиллеты имеют следующие характеристики: теплота сгорания 17 – 18 МДж/кг; плотность 650 – 700кг/м ; диаметр 6 – 16 мм; длина 20 – 30 мм; со­держание золы 0,4 – 1,0 %; влажность 1 – 12 %. По теплоте сгорания 3 м3 древесных пиллет экви­валентны 1 м3 нефти Стоимость 1 т пиллет составляет 60 – 90 евро. Они могут быть использованы для производства синтезгаза и биоводорода, для быстрого пиролиза, получения метанола, газификации и прямого сжигания. Прямое сжигание В странах Европейского союза для получения тепловой и электрической энергии широко используется сжигание пиллет. В 1992 г. в графстве Суффолк (Англия), в местечке Аи, введен в эксплуатацию завод по сжиганию птичьего помета и производству электроэнергии (мощность 12,7 МВт) для обеспечения 22 тыс. домов. Второй аналогичный завод мощностью 13,5 МВт построен в 1993 г. в местечке Гланфорд графства Линкольншир. Третий завод (местечко Тетфорд, графство Норфолк) – самый крупный в Европе по выработке электроэнергии из биомассы – построен в 1998 г. (он сжигает до 450 тыс. т/год птичьего помета и других видов биомассы, обеспечивает электроэнергией 93 тыс. домов и имеет мощность 38,5 МВт). Этот завод строили в течение 2 лет, общий объем инвестиций составил 133 млн дол. Такие заводы могут представлять значительный интерес для крупных российских птицефабрик.

327

В.А. ДУБРОВСКИЙ Пиролиз Пиролиз обычно применяется при переработке лигноцеллюлозного материала без доступа воздуха для получения жидких органических топлив. В Канаде (провинция Онтарио, компания «Дина Мотив энерджи систем») работает завод по получению путем пиролиза жидких органических топлив, перерабатывающий древесные отходы, – 200 т/сут. Для процесса пиролиза можно использовать до 20 видов биомассы: кукурузную шелуху, багассу, еловую и сосновую древесину, древесину лиственницы, бере­зы, черного тополя, кедра, солому, ТБО и т.д. Из 1 т исходного сырья получают 58 – 80 % жидких органических топлив. Наилучшим сырьем является кукурузная шелуха, из 1 т которой получается до 80 % жидких органических топлив, 12 % активированного угля, 7 % газов. Сосново-еловая древесина (смесь) позволяет получать до 70% жидких органических топлив, 14 % угля и 13 % газов; солома пшеницы – 58 % жидких органических топлив, 18 % угля и 24 % газов. Газификация биомассы В этой области биоэнергетики Россия имеет определенные успехи по созданию современного оборудования для газификации твердой биомассы (древесины, лузги, ТБО). В компании «Энерготехника» (Санкт-Петербург) создано несколько типов газогенераторов: Г-ЗМ – мощность 4 МВт, топливо лузга подсолнечника, расход топлива 30 т/ч, КПД 86 %, выход сухого газа 39000 м3, место установки г. Пологи (Запорожская обл., Украина); Г-50 – мощность 100 кВт, расход топлива 40 кг/ч, КПД 76 %, выход сухого газа 70 м3/ч; УТГ-600 – мощность 600 кВт, КПД 83 %, выход сухого газа 500 м3 /ч, расход топлива 380 кг/ч. При переработке указанных потенциальных объемов древесины и соломы методами газификации можно получать биосингаза до 85 млрд м /год, стоимостью 15 млрд евро (табл.9.3).

328

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Таблица 9.3 Производство биоэтанола из разных культур [7] Сырье

Объем производства, т/га

Стоимость, дол/м3

Сахарная свекла

2,5 – 3,0

300 – 400

Сахарный тростник

3,5 – 5,0

160

Кукуруза

2,5

250 – 400

Пшеница

0,5 – 2,0

380 – 400

Картофель

1,2 – 2,7

800 – 900

Сладкое сорго

3,0 – 5,0

200 – 300

Касава

1,5 – 6,0

700

Синтетический спирт

—

540

ТБО

20 м 3/т

—

Виды топлив, получаемых из биомассы Биоэтанол­ имеет следующие характеристики: формула С2 Н5 ОН, моле­кулярный вес 46,1 содержание С – 52,1, Н2 – 13,1, О2 – 34,7 % , С/Н = 4; стехиометрическое отношение (воздух/этанол) равно 9,0. В 2002 г. в России из пищевого сырья получено 1,31 млн м3 биоэтанола, производство синтетического этанола составило 0,15 млн м3 , технического гидролизного этанола – 0,044 млн м3. Россия располагает мощностями, позволяющими производить гидролизного спирта до 0,2 млн т/год. Однако гидролизные технологии, основанные на использовании серной кислоты, являются экологически вредными, поэтому необходимо разрабатывать современ­ные экологически чистые технологии эффективного разложения древесины на целлюлозу (полимер глюкозы) и лигнин. Для производства этанола в России могут быть использованы и другие виды сырья: меласса (отходы сахарного производства), свекла и свекловичный жом, картофельный крахмал, сладкое сорго. Объем производства мелассы в 2004 г. составил 1,1 млн т. Из 100 кг мелассы можно получить 30 л этанола, а из 1,1 млн т – 330 000 тыс. м3 стоимостью 99 млн дол. В 2003 г. было произведено 17,4 млн т свекловичного жома. Из него можно получить 380 тыс. м3 этанола. Таким образом, общий выход этанола из отходов производства сахара может составить 710 тыс. м3. При получении этанола непосредственно из сахарной свеклы (в 2003 г. собрали 21,7 млн т) выход этанола мог бы составить 1,7 млн м3 329

В.А. ДУБРОВСКИЙ при содержании сахара в ней 16 %. Стоимость такого объема этанола оценивается 510млн дол. Другим источником крахмала для данного производства является картофель. Из 1 т картофеля (содержание крахмала 14 – 16 %) можно получить до 60 л биоэтанола. При урожае картофеля, равном 36,6 млн т, потенциальный объем полученного из него биоэтанола мог бы составить 2,2 млн м3. Картофель широко возделывается в России в регионах рискованного земледелия. Выращивание его для технических целей, например для производства этанола, может оказать существенное влияние на подъем экономики в этих областях. Для того чтобы производство биоэтанола в России достигло уровня его выработки в США, нужно засевать картофелем до 15 млн га/год. Потенциальным сырьем может стать также сладкое сорго, культивируемое на Северном Кавказе, Дальнем Востоке и в Поволжье. Урожайность сладкого сорго составляет 20 – 30 т/га. Из 1 т массы сорго можно получить 800 – 850 л сока с содержанием 20 % углеводов или 80 л биоэтанола (с 1 га – 2 м3 этанола). Таким образом, перспективы развития производства транспортного этанола в России с последующим его экспортом достаточно оптимистичны. Однако очевидно, что основным сырьем должна стать древесина, что требует создания современных технологий ее разложения на лигнин и целлюлозу. Биоэтанол можно получить из сахарной свеклы, сахарного тростника, кукурузы, пшеницы, картофеля, сладкого сорго, касавы [8]. Ниже приведены данные по производству биоэтанола. Стоимость этанола в различных странах составляет [8], евро/м3: Бразилия (95 % -ный спирт) 160 Бразилия (безводный спирт) 220 США (безводный спирт) 250 Европа (безводный спирт из сахарной свеклы 350 – 450 Импорт спирта в Европу 190 Мировая потенциальная потребность в этаноле равна 2 млрд т/год. В настоящее время в мире производится 32 млн т/год этанола (пищевого 4, для химической промышленности 8, топливного 20 млн т/год); путем химического синтеза 7, брожением 93 %. При брожении 60 % этанола получают из сахарного тростника и сахарной свеклы, 40 % – из осахаренного крахмала зерна кукурузы или пшеницы. В Бразилии в 1999 г. было произведено 6,5 млн т биотоплива, что обеспечило 13 % всех потребностей в энергоресурсах, 19 % потребностей в жидком топливе и позволило сэкономить 35,6 млрд дол. Для 330

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ двигателей внутреннего сгорания используется смесь из 26 % этанола и 74 % бензина, а в дизельном топливе доля этанола составляет 3 %. В настоящее время в Бразилии из сахарного тростника производится 13, а потребляется 12,6 млн т/год эталона. При этом необходимо отметить, что 1 баррель спирта стоит 25, а 1 баррель бензина – 35 дол. Второе место в мире (после Бразилии) по производству биоэтанола занимают США: в 2003 г. выработано 5,5 млн т. Здесь 90 % биоэтанола получают из кукурузы, 8 % – из сорго. В 2004 г. производство биоэтанола в США составило 12,66 млн м3. На эти цели использовано 13 % урожая кукурузы. Конгресс США рассматривает законопроект, предусматривающий увеличение производства этого биотоплива в 3 раза. В Калифорнии 70 % бензина, используемого на юге, и 57 % – на севере штата, смешивают с этанолом, так как введен запрет на применение метилтрибутилового эфира, соединение которого с бензином в двигателях внутреннего сгорания приводит к образованию вредных выбросов. Добавление одной части этанола в бензин ведет к экономии трех частей нефти. Кроме того, спирт является единственным возобновляемым жидким топливом, использование которого в качестве добавок к бензину не требует изменения конструкции двигателей. Планируется, что в ближайшее время потребление биоэтанола в США достигнет 19 млн т/год. Кукуруза не является лучшим сырьем для производства биоэтанола, так как затраты при этом в два раза выше стоимости использованного топлива. Необходимо искать другие сырьевые источники. Например, предлагается производить биоэтанол из древесной целлюлозы – полимера глюкозы – или использовать традиционные источники сахарозы и крахмала: сахарную свеклу (меласса, свекольный жом), сахарный тростник (багасса), сладкое сорго, картофель и т.д. Интерес представляет европейский проект «Сладкое сорго». В нем приводятся данные о том, что из сладкого сорго, собранного с 1 га, можно получить багассы (сухой) 15 т, зерна 5, сахара 7, листьев 1,88, корней 2,3 т, биоэтанола 3 – 5м3. Прогнозируется, что к 2020 г. в мире будет произведено 120 млн т биоэтанола (в США и Канаде – 40 млн т). Биоэтиптрибутиповый эфир (bio-etbe) получается смешиванием биоэтанола (48 % по объему) и третичного бутанола с последующим нагреванием в присутствии катализаторов (октановое число 112). Он используется в смеси с бензином для любых двигателей. Биодизельное топливо – это продукт эфиризации (метилирования) растительных масел. В настоящее время в мире потребляется 145 л/чел в год дизельного топлива. Производство биодизельного 331

В.А. ДУБРОВСКИЙ топлива составляет, млн т/год: мировое 1,7, в странах Европейского союза 1,5 (в Восточной Европе 0,1), в США 0,07. Прогнозируется, что к 2020 г. мировое производство биодизельного топлива может составить 23 млн т/год. В Европе для получения биодизельного топлива используется рапсовое масло (1,0 – 1,5 т/га). Оно метилируется метанолом (1 т масла + 100 кг метанола + 100 кг глицерина) и добавляется к дизельному топливу в количестве 5 %. Современные дизельные двигатели могут работать полностью на биодизельном топливе. Биометанол может стать предпочтительным топливом для топливных элементов. Его получают из биосингаза или из смеси Н2 и СО, получаемых из биомассы в присутствии О2 (производство синтетического метанола составляет 27 млн т/год). Биоводород. Один из методов его производства из биомассы – это ацетонобутиловое или бутиловое брожение сахарозы или крахмала. Ацетоно­бутиловое брожение (Cl. Acetobutylicim) сахарозы происходит по следующему механизму: 2 М глюкозы = 1 М бутанола + 1 М ацетона + 4 М водорода + 5 М СО2 (где М – молекула). Из 1 т мелассы образуется 80 м3 водорода. С 1 га плантаций сахарной свеклы (мелассы) можно получить до 140 м3 водорода. Попутно из 1 т мелассы вырабатывается примерно 114 и 36 кг бутанола и ацетона, а из всего годичного объема мелассы – 125 и 40 тыс. т. Из 1 т мелассы можно получить до 140 м3 водорода (из всей произведенной в 2003 г. мелассы – 154 млн куб. м водорода), а с 1 га плантаций сахарной свеклы – 245 м3. В СССР до конца 70-х гг. XX в. работало четыре ацетонобутиловых завода: в городах Грозном, Нальчике, Талице (Свердловская обл.) и Ефремове (Тульская обл.). К концу 90-х годов остались заводы только в Грозном и Ефремове. На заводе в Ефремове в сутки производилось до 50 т растворителей в соотношении бутанол: ацетон: этанол = 13:4:1 и до 29 тыс. м3 водорода (в год 15 тыс. т растворителей и до 8,7 млн м3 водорода), а в Грозном – 74 т растворителей и 43 тыс. куб. м водорода (в год 12,9 млн м3 водорода и до 22 тыс. т растворителей). Весь образующийся водород выпускался в атмосферу, а углекислый газ использовался для производства жидкой и твердой углекислоты. Ацетонобутиловый завод в Ефремове можно восстановить. В 1967 г. на ацетонобутиловом заводе в Ефремове и в 1969 г. – в Грозном были введены в эксплуатацию цеха по выпуску кормового витамина В-12 методом термофильного метанового брожения барды (жидких отходов этих производств). Кроме витамина В-12 каждый цех 332

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ производил биогаз до 30 тыс. м /сут, который использовался для получения тепловой энергии и полностью обеспечивал весь производственный цикл. При этом перерабатывалось барды 3 тыс. м3 /сут. Для получения биоводорода из крахмала используются картофель и сорго. При ацетонобутиловом брожении из 1 т картофеля можно получить 25 м3 водорода, 340 кг бутанола и 110 кг ацетона (с 1 га картофельных плантаций – 875 м3 водорода, 12 т бутанола и 4 т ацетона); при бутиловом брожении из 1 т картофеля – 42 м3 водорода (с 1 га – 1 500). Переработка 1 т стеблей сорго при ацетонобутиловом брожении дает до 30 м3 водорода, 114 кг бутанола и 40 кг ацетона, а при бутиловом брожении – 50 куб. м водорода (с 1 га плантаций сахарного сорго при ацетонобутиловом брожении – 900 м3 водорода, 3,4 т бутанола и 1,2 т ацетона, при бутиловом брожении —1 500 м3 водорода). Получение биодизельного топлива. В России имеются возможности производства растительных масел для получения и экспорта биодизельного топлива. Основными природными источниками растительных масел являются подсолнечник, лен и горчица. Значительно меньше используются кукуруза, соя и рапс. Ве­дущее место занимает подсолнечник. В 2000 г. в России произведено более 4 млн т растительных масел. Перспективным является расширение традиционного российского производства льна в средней полосе, а в южных регионах – подсолнечника, сои и рапса. Достижения развитых и развивающихся стран в области производства и потребления биотоплив представляют значительный интерес как для решения локальных энергетических проблем в современной России, так и для выхода России в качестве крупного поставщика биотоплив на мировой и европейские рынки. Биогаз (смесь 55 – 75 метана и 25–45 % СО2) получается путем метанового брожения биомассы (80 – 92 %-ной влажности). Его теплота сгорания составляет 21 – 29 МДж/кг (5000 – 7000 ккал/м3) и зависит от концентрации метана. Количество метана, в свою очередь, определяется биофизикохимическими особенностями сырья и в некоторых случаях применяемой технологией. Выход биогаза из 1 т абсолютно сухого вещества составляет, м3: 250 – 350 для отходов жизнедеятельности крупного рогатого скота, 400 – для отходов птицеводства, 300 – 600 – для различных видов растений, до 600 для отходов (барды) спиртовых и ацетонобутиловых заводов. Ведущей страной по количеству крестьянских биогазовых установок является Китай (более 10 млн установок). Здесь в год производится около 7 млрд м3 биогаза, что обеспечивает топливом около 60 млн крестьян. 333

В.А. ДУБРОВСКИЙ Среди промышленно развитых стран наиболее широко биогаз используется в Дании, где доля биогаза составляет до 18 % общего энергобаланса страны. С 1987 по 1995 г. в Европе построено более 150 крупных промышленных биоэнергетических станций на базе использования биогаза. В 2001 г. в мире было введено в эксплуатацию свыше 1 000 биогазовых установок и станций, из них: 45 % – в Европе, 15 % – в США и далее следуют Бразилия, Китай, Индия и другие старны. Значительная часть производимого биогаза используется для получения электрической энергии (48 – 104 кВт*ч на 1 т перерабатываемого сырья, как правило, органических отходов). В провинции Онтарио (Канада) построен биогазовый завод по переработке 180 тыс. т/год ТБО и производству 25 млн м3 /год биогаза, который конвертируется в 5,5 МВт тепловой и электрической энергии и 60 тыс. т/год компоста. К производству биогаза относится также получение лендфиллгаза. В настоящее время во многих странах создаются специальные инженерно обустроенные хранилища для ТБО с целью извлечения из них биогаза, используемого для производства электрической и тепловой энергии. В мире лендфиллгаз применяется в энергооборудо­вании различных типов: Газовые двигатели (двигатели внутреннего сгорания) Газоводяные котлы Тепловые электростанции Газовые турбины Системы выпаривания Печи для обжига

Количество, шт. 581 277 187 39 17 14

В местечке Мон-Сант-Гуиберт (Бельгия) работает электростанция из 13 модулей, использующая биогаз. Она перерабатывает 300 тыс. т ТБО в год. Ее мощность составляет 9,5 МВт, мощность одного модуля 700 кВт. Скорость поступления лендфиллгаза (50 % метана) 5500 м3/ч. В США к 2002 г. эксплуатировалось 350 заводов по производству лендфиллгаза, в Европе – 750. Всего в мире их 1152 общей электрической мощностью 3929 МВт; они перерабатывают 4548 млн т отходов в год; общая скорость выделения биогаза – 1,6 млн м3 /ч. 334

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Перспективы развития биоэнергетики России с использованием древесины В нашей стране находится более 20 % мировых запасов леса. По различным оценкам, научно обоснованная годовая лесосека составляет от 500 до 600 млн м3, но ежегодно остается до 500 млн м3 перезрелой древесины, которая захламляет леса, увеличивает пожарную опасность. Кроме того, объем древесных отходов на разных стадиях переработки древесины достигает 40 % объема исходного сырья. Древесина – экологически чистый вид топлива, минимально загрязняющий окружающую среду. В ней практически отсутствует сера, а содержание азота не превышает 1 % массы, т.е. при сжигании древесины образуется очень мало вредных окислов азота и серы. Для большинства лесоизбыточных регионов использование растительной биомассы и отходов ее переработки позволит полностью исключить потребность в привозном жидком топливе. Для нужд энергетики без нанесения ущерба лесным плантациям можно использовать до 0,16 % всех запасов ежегодно, т.е. 130 млн м (65 млн т). Стоимость экспорта такого количества древесины может составить 3,9 млрд евро/год по цене 60 евро/т. Олонецкая теплостанция на древесных отходах В Олонецком районе Карелии имеются большие запасы такого биотоплива – лесосечных отходов на вырубках, коры деревьев, горбыля и опилок на лесопилках, торфа на обследованных Сарьмяжских и других болотах. До настоящего времени в котельных г. Олонца сжигался привозной каменный уголь – природное углеводородное топливо, которое в результате горения выделяет много шлака и вредных выбросов в атмосферу в виде двуокиси углерода, соединений серы, азота и мелких частиц (сажи). В мире наметилась тенденция по замене каменного угля на биотопливо. Кроме того, привозное топливо невыгодно использовать, поскольку затрачиваемые на закупку угля деньги не поступают в бюджет района. При использовании местного биотоплива этого не происходит и обеспечивается надежное бесперебойное снабжение теплостанции топливом при минимальных транспортных издержках ввиду небольшого расстояния до своих торфоразработок. При этом большое значение имеет также обеспеченность местного населения работой по заготовке и переработке лесосечных отходов, добыче кускового торфа с учетом его сушки, складирования и транспортировки до котельной. Уже было сказано о значительном износе всего котельного оборудования 335

В.А. ДУБРОВСКИЙ и теплосети в целом и об отсутствии современных систем автоматического управления и механизации тяжелых работ, а также диагностики оборудования. Все это приводило к большим теплопотерям и частым ремонтам оборудования и трубопроводов в последние годы. Поэтому с переходом на местное биотопливо в г. Олонце полная замена котельного оборудования, обновление теплосети и ввод теплопунктов в жилых домах для снабжения абонентов теплой водой станет технически возможным и экономически обоснованным решением в кратчайшие сроки. Город Олонец как объект централизованного теплоснабжения хорошо подходит для осуществления мероприятий по теплофикации и в первую очередь для замены устаревших котельных и теплосети новыми, поскольку при коротких теплопередающих сетях обеспечивается возможность реализации столь ответственных задач. При этом максимально могут быть использованы отдельно существующие здания прежних котельных для размещения и эксплуатации в них новой теплостанции, а также дизельных котлов пиковой и резервной мощности. Это в значительной степени улучшает рентабельность строительства и эксплуатации современной мини-станции для централизованного теплоснабжения города, поскольку существенно снижаются необходимые инвестиционные затраты. Для обеспечения требуемых параметров по теплоснабжению такая теплофикационная система должна обладать высоким коэффициентом использования установленной мощности. Это достигается благодаря применению в г. Олонце оборудования и технологий, подтвердивших высокую эксплуатационную надежность на ряде западных и российских станций теплоснабжения. Кроме того, существенно снижается количество выбросов в атмосферу вредных газов и твердых частиц (сажи). В последние годы наблюдается существенное увеличение сектора биоэнергетики как в Европе, так и во всей России. Поэтому правильное освоение технологий и грамотная эксплуатация нового котлоагрегата на биотопливе и всей теплостанции имеет большое значение, особенно в будущем. Разработчик и изготовитель котла на биотопливе Представители г. Олонца (население около 11 000 чел.) и финской фирмы-изготовителя котлов «Путкимаа» начали переговоры и сотрудничество с целью строительства котельного комплекса на биотопливе для теплоснабжения жилищного и социального сектора. В результате было установлено, что создание тепловой станции при использовании котла с перемещающейся колосниковой решеткой было бы наиболее оптимальным решением, выгодным и наиболее надежным с точки зрения конструкции. 336

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Исходя из имеющегося многолетнего опыта тепловая мощность такого котельного комплекса должна составить 5 – 6 МВт при использовании щепы и торфа в качестве топлива. Помимо основного котла в поставку входят: два котла на дизельном топливе, устройство для загрузки топлива в топку, вентиляторы для подачи воздуха в различные зоны топки, мультициклонный отделитель сажи в дымовых газах, мокрый скребковый конвейер для золоудаления, система управления и участие в пусконаладке и пробном пуске станции и комплект технической документации (рис.9.32).По отдельному договору изготовлен и поставлен второй аналогичный ко­тел для обеспечения теплоснаб­жения дополнительного числа потребителей.

Рис.9.32. Принципиальная схема олонецкой станции для централизованного теплоснабжения с котлами РМА-5 - 6 МВТ (щепа + торф), РМ 4 МВт и ВМ 2 МВт (дизельное топливо) (предпроектный вариант)

Котел с перемещающейся колосниковой решеткой используется довольно широко на аналогичных объектах теплоснабжения, поэтому можно утверждать, что он представляет собой надежную и испытанную технику и технологию. Использование дизельных котлов в качестве резервного и пикового на Олонецкой теплостанции обеспечивает теплоснабжение в слу­чаях пиковых нагрузок, аварийной ситуации, а также при проведении ремонтно-профилактических работ на основном котле. Подобная организация теплоснабжения города считается нормальной, благоприятной и экономически выгодной. 337

В.А. ДУБРОВСКИЙ Принцип действия котла с колосниковой решеткой. Процесс горения и факторы, влияющие на него В котлах с колосниковой решеткой топливо подается на изготовленное из чугунных частей наклонное основание, которое может приводиться в механическое движение. В таких котлах твердое топливо при горении на колоснике превращается в газообразное. Необходимый для этого воздух подается снизу сквозь решетчатую конструкцию. При этом часть образующегося газа загорается сразу, а остальную сжигают во второй зоне горения котла. Подача воздуха во вторую зону горения осуществляется при помощи регулируемых форсунок. Путем регулирования соотношения подаваемого количества воздуха снизу сквозь колосниковую решетку и во вторую зону горения обеспечивается возможность оптимизации процесса горения. Регулирование количества подаваемого воздуха и давления производится при помощи частотного регулятора первичного и вторичного вентилятора. Основной целью является газификация максимальной части горящего топлива на колосниковой решетке для того, чтобы доля несгоревшего топлива в золе была минимальной и тем самым обеспечивался бы максимальный коэффициент полезного действия. Все это достигается путем соответствующей оптимизации подачи необходимого количества и температуры воздуха, регулирования скорости перемещения колосниковой решетки при горении топлива в котле. Обеспечение хорошего горения важно также с той точки зрения, чтобы исключить чрезмерное загрязнение теплопередающих поверхностей котла. На величину КПД котла с колосниковой решеткой в существенной мере оказывает влияние такой фактор, как конечная температура дымовых газов, поскольку это непосредственно оказывает влияние на потерю температуры дымовых газов. Чем ниже будет обеспечена температура дымовых газов, тем меньше будут потери тепловой энергии с дымовыми газами в атмосферу. Все же температура дымовых газов не должна быть слишком низкой и нельзя допустить, чтобы температура влаги, содержащейся в дымовых газах, достигла температуры росы. Поэтому ведется непрерывное наблюдение за конечной температурой дымовых газов и производится необходимая регулировка ее до оптимального уровня путем соответствующих изменений циркуляции воды. Величина температуры росы зависит от содержания водяных паров в дымовых газах, а это обусловливается непосредственно степенью влажности и составом применяемого топлива. 338

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Циркуляция воды в котле Циркуляция воды в котле предусмотрена таким образом, чтобы вода сначала поступала в конвективную зону удаленной части котла. В этой зоне котла осуществляется регулирование конечной температуры дымовых газов. После этого вода проходит по стенкам топки, одновременно нагреваясь и охлаждая материал топочной стенки. В нормальном состоянии котел должен быть полностью заполнен водой и быть под соответствующим давлением – тем самым предотвращается разрушение котла. Это необходимо обеспечить путем организации равномерной циркуляции воды внутри котла, тогда во всех его зонах будет непрерывная циркуляция воды. Вода, прогретая при прохождении по топочным экранам, собирается в коллектор и далее отводится в теплофикационную систему. Регулирование температуры воды на выходе из котлоагрегата производится путем подмешивания обратной теплофикационной воды. Циркуляция воды осуществляется при помощи двух насосов, один из которых постоянно находится в работе, а другой – в резерве. Тем самым обеспечивается питание котла водой, даже если основ­ной насос вышел из строя. Для защиты котла от возможной аварии, например, в случаях чрезмерного перегревания воды или превышения давле­ния до значений сверхдопустимого, в котле предусмотрена система защиты. Эта система защиты функционирует таким образом, что при повышении температуры воды выше допустимого значения происходит автоматическое прекращение процесса горения топлива. Дополнительно котел защищен предохранительными клапанами, которые срабатывают при превышении допустимого давления в котле. За изготовлением котельного оборудования на заводе-изготовителе установлено строгое инспектирование. Каждый изготовленный котел перед отправкой заказчику должен пройти испытания и разрешительное инспектирование органами технадзора. Испытание си­стемы защиты котла производится перед принятием его в эксплуатацию, и, кроме того, периоди­ческие испытания котла должны проводиться с целью обеспечения его эксплуатационной работоспособности. С точки зрения теплопереноса существенным является условие, при котором теплопередающие поверхности вконвективной части котла оставались бы достаточно чистыми. При необходимости теплопередающие поверхности должны быть прочищены. Для этого типа котла такая прочистка поверхностей производится водой. Степень загрязнения поверхностей нагрева котла зависит прежде всего от вида топлива. Например, при сжигании древесной щепы степень загрязнения больше, чем в случае торфяного топлива, поскольку древесина содержит 339

В.А. ДУБРОВСКИЙ вещества, обладающие большей загрязняющей способностью летучей золой. При эксплуатации хорошо отрегулированного котла с колосниковой решеткой подобное загрязнение не будет представлять проблем. Газогенераторные установки на древесине для получения тепловой и электрической энергии Россия обладает давними традициями в области энергетического использования растите­льной биомассы. В работах В.В. Померанцева и его последователей Д. Б. Ахмедова, Ю.А. Рундыгина, С. М. Шестакова и других заложены основы прямого сжигания низкосортных топлив и отходов растительной биомассы. Теоретические и практические вопросы пироли­за в газификации биомассы нашли отражение в трудах В.А. Лямина, А.К. Леонтьева, В.Н. Пияткина и др. Однако промышленные газогенераторы у нас не сооружались уже более 60 лет, поэтому опыт их проектирования и особенно эксплуатации в значительной степени утрачен. Тем не менее на протяжении последних лет в рамках Федеральной научно-технической программы «Топливо и энергия» разрабатывается проект по комплексному реше­нию задач термохимической газификации топлив. Несмотря на конструктивное многообразие типов газогенераторов, важной их особенностью является «всеядность». В них может ис­пользоваться топливо практически любой сортности. Так, газогенераторы работают на измельченной древесине любых пород и любого качества (с корой, хвоей, подгнившей и др.). Существенную роль играет только влажность. Возможно применение топлива влажностью до 45 – 50 %, но для наиболее эффективной работы и обеспечения максимального срока службы агрегата влажность топлива не должна превышать 35 %. Технически нетрудно подсушивать влажное топливо частью тепла, вырабатываемого газогенератором. Газогенераторная тепловая электростанция (ГГТЭС) может быть изготовлена в нескольких модификациях. Первый вариант предполагает установку ГГТЭС на отдельной платформе или прицепе, второй – размещение энергомодуля, состоящего из газогенераторного модуля (газогенератор, фильтры грубой и тонкой очистки, охладитель), двигателя внутреннего сгорания (ДВС), электрогенератора или камеры сгорания с теплообменником, в кузове грузового автомобиля с высокой проходимостью. В третьем варианте используется ДВС газогенераторного автомобиля, который и вращает ротор электрогенератора. Предлагаемая схема компоновки оборудования позволяет вырабатывать электрическую и тепловую энергию непосредственно на 340

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ объектах (в поселках, на предприятиях). Горючий газ, получающийся в процессе термохимического превращения древесных отходов, подается в автомобильный ДВС, который, как известно, работает на смеси топлива (бензина или дизельного топлива) с воздухом. Эта смесь воспламеняется, и двигатель совершает полезную работу. Точно такую же горючую смесь можно получить и из древесины, ведь дрова – это тоже углеводороды, как бензин и солярка. При работе на газе ресурс двигателя значительно повышается, так как не происходит образования сажи, обеспечиваются хоро­шие условия теплообмена. Двигатель работает намного мягче и тише, уменьшается расход масла. Выбросы в атмосферу несравнимо меньше, чем у угольных котельных и ТЭЦ. Автомобильный двигатель вращает ротор электрогенератора, который выдает электроэнергию. Возможен другой вариант, когда го­рючий газ из газогенератора подается в камеру сгорания, оборудованную теплообменником, что позволяет нагреть воду до 100 – 120 °С. Проведенные расчеты показывают, что при использовании двигателя от автомашины ЗИЛ-131, работающего на газе из транспортного газогенератора обращенного горения и вращающего ротор электрогенератора, можно получить следующие данные: Вид топлива Березовые чурки Влажность топлива, % 25 Расход топлива, кг/(л. с) 1,25 Низшая теплота сгорания газа, ккал/ 1240 Размеры газогенератора, м 1,5x0,53 Расход газа, м3/ч 336 Вырабатываемая мощность, кВт 105 Применение ГГТЭС способствует улучшению экологической обстановки: – позволяет использовать в качестве топлива отходы деревообработки и гидролизного производства, ранее вывозившиеся на свалку; – делает экономически выгодной очистку леса от отходов лесозаготовок; – позволяет значительно уменьшить выбросы вредных веществ в атмосферу. Газогенераторы очень выгодны для применения в отдаленных поселках, на фермерском подворье (получение биогаза), в городе (для экологически чистой переработки мусора), местах заготовки леса и т. д. При работе таких котлов с газогенераторами концентрация оксида 341

В.А. ДУБРОВСКИЙ углерода в продуктах сгорания не превышает нормативного значения, вследствие чего уменьшаются выбросы в атмосферу. Анализ показывает, что затраты на топливо для отопления предприятий, применяющих газогенераторы, в 1,5 – 18 раз меньше, чем при традиционном его сжигании в котлах или отоплении электронагревательными установками. При использовании же собственных древесных отходов или при самозаготовках щепы стоимость тепловой энергии еще ниже. Для оценки экономической эффективности применения газогенераторов можно исходить из среднего количества топлива, необходимого для получения 1 Гкал тепла. Расчеты показы­вают, что срок окупаемости газогенераторов для отопительного оборудования в зависимо­сти от их номинальной мощности находится в пределах от 1 месяца до 3 лет. 9.11. ПОДЗЕМНАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЕЙ В настоящее время проблема истощения запасов углеводородных топлив является актуальной. По оценкам отечественных и зарубежных экспертов нефти и природного газа при существующем росте энергопотребления может хватить лишь на ближайшие 40 – 50 лет, а угля – на 250. В этой связи в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) России основная ставка делается на уголь. Применительно к сибирскому и дальневосточному регионам можно отме­тить, что уголь был и остается основным энергетическим топливом, т.е. проблема топливообеспечения здесь не существует, как это имеет место в западной части России, где большинство ТЭС работает на природном газе и ма­зуте. Таким образом, традиционные источники энергоснабжения – ТЭС. Поэтому подземная газификация угля (ПГУ) как метод физикохимического превращения угля на месте его залегания в горючий газ может рас­сматриваться в качестве альтернативного источника энергоснабжения. Главное достоинство ПГУ в создавшихся условиях заключается в возможности исполь­зования забалансовых, «ничейных» углей. Эти угли в России распространены повсеместно в количествах, намного превышающих запасы угля, стоящих на то­пливноэнергетическом балансе (ТЭБ) страны. И если такие забалансовые угли находятся вблизи населенных пунктов, то они могут стать основой для создания подземных газогенераторов (ПГГ) муниципальных станций «Подземгаза». Необ­ходимо учитывать, что генераторный газ, получаемый в ПГГ, после соответст­вующей очистки становится экологически чистым топливом. 342

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Наконец ПГУ позволяет сохранить почвенный слой на отработанных пло­щадях, в отличие от традиционных способов добычи угля, где огромные пыля­щие и дымящие терриконы при шахтной разработке и обширные площади вскрышных работ с также пылящими отвалами уничтожают земельные угодья. Отечественный опыт подземной газификации угля В России накоплен уникальный опыт по созданию и эксплуатации станций «Подземгаза», по промышленному производству генераторного газа в Донбассе, Подмосковье, Узбекистане и Кузбассе. Так, к 1960 г. на станциях «Подземгаза» было выработано более 5 млрд м3 газа, который использовался и как энергетическое топ­ливо, и как химическое сырье. Позднее работы по ПГУ проводились с переменным успехом, что было связано с конъюнктурой в ТЭК страны, в частности с добычей относительно дешевых по тем временам природного газа и нефти. Тем не менее в конце 80-х – начале 90-х гг. были проведены работы по усовершенствованию технологии ПГУ и конструкций ПГГ. Было установлено, что теплотворная способность газа ПГУ существенно зависит от параметров дутья. Она увеличивается при использовании паровоздушного или парокислородного дутья, а также с повышением давления в каналах газификации. Далее было установле­но, что на качество газа оказывает влияние точка подвода дутья (либо в устье дутьевой скважины, либо непосредственно в зону горения), способствуя лучше­му контролю над процессом газификации и сохранению целостности реакцион­ного канала, перемещающегося в угольном пласте. В лаборатории подземной газификации углей ВНИИПРОМГАЗ под руко­водством А. Ф. Волка разработана методика инженерного расчета ПГГ, предло­жены перспективные по своим технико-экономическим показателям конструк­ции многоканальных ПГГ с длинными каналами газификации в полого и гори­зонтально залегающих угольных пластах. Один из вариантов многоканального ПГГ (рис. 9.33) представляет собой систему параллельных эксплуатационных кана­лов, созданных с помощью наклонно-горизонтальных скважин 2, 3, которые подсекаются сбоечной наклонно-горизонтальной скважиной 4. Отдельный блок ПГГ состоит из двух дутьевых каналов (стрелки справа налево), обсаженных на всю длину трубами, и трех газоотводящих каналов (стрелки слева направо), об­садка которых производится лишь в их наклонной части 2, т.е. до входа в пласт 1. Сбойка каналов 3 и 4 осуществляется огневым способом с помощью розжиговых скважин 5, число которых зависит от свойств угольного пласта. Отвод 343

В.А. ДУБРОВСКИЙ газа из пласта на дневную поверхность рекомендуется осуществлять через вертикальные скважины 6, пробуренные на трассу газоотводящих каналов. Последнее решение, на наш взгляд, является спорным, поскольку бурение скважин 6 приводит к дополнительным затратам; более экономичным представляется вариант с отводом газа через ранее пробуренные наклонные скважины 2 (со стрелками слева направо). В последние годы, несмотря на полное прекращение финансирования работ по ПГУ, отечественными учеными были разработаны новые конструктив­ные и технологические решения, направленные на повышение управляемости ПГУ, значительное сокращение количества эксплуатационных скважин. Все это позволило повысить конкурентоспособность ПГУ. Так, генераторный газ ПГГ в настоящее время в перерасчете на условное топливо на 25 – 35 % дешевле шахт­ного угля.

Рис. 9.33. – Принципиальная схема многоканального ПГГ

344

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ Зарубежный опыт подземной газификации угля Специалистами ведущих стран мира был успешно заимствован российский опыт создания и эксплуатации станций Подземгаза. Если в России со второй половины 90-х гг. и по настоящее время работы по ПГУ практически были прекращены, то за рубежом, наоборот, в этот период были проведены интенсивные теоретические и экспериментальные исследования. В США с 1972 по 1989 гг. было проведено более 30 натурных эксперимен­тов в различных горно-геологических условиях. Результатом проведенных полевых испытаний стало доведение теплотворной способности генераторного газа от 4 до 10 – 12 МДж/м3 при использовании парокислородного дутья. Хо­рошие результаты были получены при реализации принципа направленного подвода дутья непосредственно в огневую зону реакционного канала с помощью напорного трубопровода, перемещаемого вдоль этого канала в направлении от газоотводящей скважины к точке входа нагнетательной скважины в угольный пласт. Подобная технология ПГУ, названная американцами Crip (Крип), была применена при газификации крутопадающего угольного пласта на парокисло-родном дутье близ г. Ролинс (1981 г.), а также при газификации пологих уголь­ных пластов «Роки Maym-im-l» (1988 г). Страны Западной Европы (Германия, Бельгия, Франция. Великобритания и т. д.) также связывают свои надежды с ПГУ как альтернативой традиционным источникам энергоснабжения, работающим в большинстве своем на привозном топливе: нефти, природном и сжиженном газе. Так как в этих странах основные запасы угля залегают на большой глубине, создана специальная организа­ция по разработке глубинной технологии ПГУ в рамках программы «Уголь вто­рого поколения». В частности, Европейским союзом были проведены ра­боты по изучению ПГУ в Бельгии (1978–1986) на глубине 1100 м, в Испании (1991–1998) отработана технология ПГУ на меньшей глубине – 500 м. В последнем случае в районе Теруэль на угольном пласте мощностью 2 м была реализована усовершенствованная американская технология Crip (рис. 9.34). Улучшение коснулось метода розжига угольного пласта, согласно которому в напорной трубе устанавливалась газовая горелка с присоединенными к ней топливной и кислородной трубками. Кроме того, для опробования фильтрационно-огневого метода газификации угольного пласта на расстоянии 30 м от горизонтального бурового канала была пробурена вторая вертикальная дутьевая скважина. Основные результаты эксперимента: газификация на кислородном (95 – 98 % О2) дутье при давлении порядка 5,3 МПа позволяет получить генераторный газ с те­плотворной способностью 10,9 МДж/м3 345

В.А. ДУБРОВСКИЙ

Рис. 9.34. – Схема опытного подземного газогенератора Теруэль (Испания): 1 – дутьевая скважина; 2 – горизонтальная скважина; 3 – дутьевая вертикальная скважина; 4 – угольный пласт

Подземная газификация угля в г. Красноярске В 1980 – е гг. группой ученых АО «КАТЭКНИИуголь», возглавляемой Г.П. Романовым, было дано обоснование возможности отработки способом ПГУ забалансовых углей Татарского месторождения, примыкающего к северной окраине г. Красноярска. По заданию АО «КАТЭКНИИутоль» ПГО «Красноярскгеология» произвела оценку запасов угля, пригодных для ПГУ, по пласту «Мощный». Эти запасы по их оценкам составили более 400 млн т, т. е. для станции «Подземгаза» средней мощности с отработкой угля 2 млн т в год хватило бы этого угля более чем на 200 лет. Необходимо учитывать, что обследованный пласт не был оконтурен и реальные запасы утля значительно больше разведанных. Несмотря на определенные достижения, развитию подземной газификации угля по-прежнему препятствует необходимость проведения 346

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ большого объема дорогостоящих буровых работ. Поэтому при разработке технологии ПГУ вопрос, связанный с уменьшением объема буровых работ, остается актуальным. В течение последних двадцати лет под руководством профессора Е. П. Хаглеева на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» Политехнического института Сибирского федерального университета (бывшего Красноярского государственного технического университета) проводятся исследования в об­ласти математического моделирования тепломассообменных процессов при га­зификации угля в скважинных ПГТ. В частности, профессором Е. П. Хаглеевым [8] предложен оригинальный способ снижения объема буровых работ, заключающийся в том, что очаги горения в каналах многоканального ПГГ (рис. 9.35) для огневой сбойки эксплуатационных скважин 3 со сбоечной скважиной 4 предлагается создавать с помощью розжигового устройства.

Рис. 9.35. – Горелка при работе в «тупиковом» режиме: 1 – топливная трубка; 2 – дутьевая труба; 3 – турбулентные завихрители; 4 – электрозапальник: 5 – факел; 6 – жаровая труба; 7 – угольный пласт; 8 – забой скважины; I – подача топлива; II – подача дутья; III – отвод дымовых газов

Розжиговое устройство представляет собой горелку, работающую на жидком или газообразном топливе. При этом возможны два варианта исполь­зования горелки: в одном случае горелка используется как тупиковая, в другом – как сквозная. Работа горелки в тупиковом режиме осуществляется для сбойки самой крайней (в ряду эксплуатационных) скважины со сбоечной скважиной. При этом продукты горения отводятся на дневную поверхность по затрубному пространству до момента сбойки указанных скважин. Последующие эксплуатационные скважины сбиваются при работе горелки в сквозном режиме, когда дымовые газы отводятся через ранее сбитые скважины. Так осуществляется 347

В.А. ДУБРОВСКИЙ сбойка всех эксплуатационных скважин в единую гидравлически связанную систему. Применение горелки позволяет исключить из технологической схемы многоканального ПГТ розжиговые скважины. В заключение следует сказать, что подземный газогенератор станции «Подземгаза», работающий в едином комплексе с отопительной котельной или ТЭС, в настоящее время становится реальным конкурентом традиционным источникам энергоснабжения, работающим на привозном угле. Это альтернативное решение позволит: – во-первых, реализовать стратегическую линию, принятую в нашей стране, по замене природного газа и мазута на уголь (газ ПГТ); – во-вторых, обеспечить экологически чистый способ превращения химиче­ской энергии, заключенной в топливе, в электрическую; – в-третьих, вовлечь в ТЭК страны забалансовые угли, значительно превы­шающие запасы углей, находящихся на балансе Минтопэнерго; – в-четвертых, снизить до минимума транспортные расходы, поскольку станции «Подземгаза» будут создаваться на забалансовых углях, размещенных вблизи населеных пунктов. Генераторный газ ПГГ – это местный экологически чистый вид топлива, практически не требующий транспортных расходов. 9.15. ТЕПЛОВЫЕ НАСОСЫ 9.15.1. Перспективы применения тепловых насосов В системах теплоснабжения многих стран широкое распространение получили парокомпрессионные тепловые насосы (ТН) мощностью до 0,5 МВт с поршневыми компрессорами. Производятся также винтовые ТН установлен­ной тепловой мощностью до 9 МВт и турбокомпрессорные – выше 9 МВт. В настоящее время в мире в системах теплоснабжения эксплуатируется более 18 млн крупных ТН. В наибольших масштабах они применяются в Швеции, где общая установленная тепловая мощность ТН превысила 1200 МВт, а самый крупный из них имеет мощность 320 МВт. В России общая установленная тепловая мощность ТН составляет всего 65 МВт [9]. За последние 10 лет государственная система разработки, строительства и эксплуатации теплонасосных установок практически прекратила существование. В СССР была система нормативных документов, разработки, изготовления ТН, проектирования теплонасосных установок (ТНУ) в системах теплоснабжения. Разработкой ТН 348

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ занимался ВНИИхолодмаш (г. (Москва). Тепловые насосы выпускали на ПО «Мелитопольмаш» (45 – 65 кВт), экспериментальном заводе ВНИИхолодмаша (80 кВт), Читинском машиностроительном заводе (100 кВт), Московском заводе «Компрессор» (300, 500 кВт), НПО «Казанькомпрессормаш» (1,0, 2,5, 8,5, 11,5 МВт). В этих ТН была использована конструкция холодильных машин, что обусловливало их малый ресурс, так как соотношение давлений нагнетания и всасывания компрессоров ТН в три раза больше. Разработкой проектов установки ТН занимался ВНИПИэнергопром, Крымским филиалом которого было разработано 26 проектов с 117 ТН общей тепловой мощностью 165 МВт. Успешно эксплуатировались десятки систем теплоснабжения с ТН. Так, в Ялте работала теплонасосная система теплоснабжения с использованием теплоты морской воды мощностью 2,5 МВт. На Светлогорском целлюлозно-бумажном комбинате Ленинградской области эксплуатировалась ТНУ тепловой мощностью 18 МВт. Перспективы применения ТН в российских системах теплоснабжения определяются их эко­номической и технологической востребованностью. Распространенная оценка эффективности ТН – по коэффициенту преобразования (отношению количества тепловой энергии на выходе ТН к количеству электрической энергии на его привод). По такой оценке для получения 100 Вт тепловой мощности на выходе ТН необходимо в среднем затратить 30 кВт элект­рической мощности. При работе ТН с электроприводом с учетом фактического КПД генерирования электроэнергии и ее потерь для получения на выходе из ТНУ 100 кВт тепловой мощности необходимо затратить 170 кВт (с учетом топливного эквивалента). При работе ТН с приводом от двигателя внутреннего сгорания (турбины) для получения на выходе ТН той же мощности (100 кВт) требуется только 88 кВт энергии первичного органического топлива. Хотя в настоящее время в России нет государственной программы развития теплонасосного теплоснабжения, определенная работа в этом направлении все же ведется. В Минэнерго РФ разработан проект государственного стандарта «Нетрадиционная энергетика. Тепловые насосы для коммунально-бытового водо­снабжения». По заказу Госстроя РФ разработаны «Методические рекомендации по применению ТН и методика расчета техни­ко-экономической эффективности их использо­вания в ЖКХ» (разработчик – ФГУП «МНИИЭКО ТЭК», г. Пермь, научный руководитель – доктор техн. наук Д. Г. Закиров). Министерство науки и технологий РФ организовало тендер на создание ТНУ с использованием низкопотенциальных источников тепла единичной тепловой мощностью до 20 МВт. Разработкой и производством ТН в России в основном занимается ЗАО «Энергия» (Новосибирск) под руководством кандидата технических 349

В.А. ДУБРОВСКИЙ наук Ю. М. Петина. Оно серийно выпускает ТН мощностью от 0,1 до 5 МВт. Наиболее массово производятся машины НТ-300. Такие ТН установлены в школе г. Карасук Новосибирской области, здании ЦСУ г. Горноалтайска, на курорте «Горячинск» в Бурятии, в г. Елизово и пос. Термальном на Камчатке, в совхозе «Мирный» Алтайского края. НТ-500 эксплуатируется в научном центре «Институт экологии» г. Красноярска. Две машины НТ-1000 установлены в Новосибирской области, четыре тепловых насоса НТ-3000 – в Тюмени и Каунасе. Стоимость российских ТН составляет 90 – 100 тыс. дол./МВт, что значительно ниже зарубежных. Так, в США стоимость поршневого ТН равна 279 тыс. долл/МВт, в Европе стоимость винтовых – 137 – 159 тыс. долл/МВт, турбокомпрессорных – 1500 тыс. долл/МВт. Проектированием систем теплоснабжения объектов с использованием ТН в Москве занимается коллектив ОАО «Инсоляр-Инвест» под руководством кандидата технических наук Г. П. Васильева. Тепловые насосы АТНУ-15 Рыбинского завода приборостроения установлены в теплоснабжения зданий жилого дома в микрорайоне «Никули-2» в г.Москва, школы в д. Филиппово Люблинского района Ярославской области. Для столицы ими разработаны нормы проектирования теплонасосных систем теплоснабжения. Проектирование и строительство теплонасосных систем теплоснабжения с использованием теплоты шахтных вод и водопровода осуществляет коллектив ФГУП «МНИИЭКО ТЭК» под руководством доктора технических. наук Д. Г. Закирова [10]. Наибольшими темпами теплонасосное теплоснабжение развивается в Новосибирской области. Там реализуется областная целевая программа установки ТН на объектах 30 населенных пунктов общей тепловой мощностью 21 МВт. Мировой опыт свидетельствует о перспективности масштабного применения ТН в теплоснабжении. Наибольшие успехи достигнуты в условиях государственной поддержки. В России в настоящее время отсутствие большого спроса на ТН vjuen объяснить следующие причины: – низкая стоимость топлива, тепловой и электрической энергии; – отсутствие государственной технической, экономической политики и нормативной базы в этой области; – недостаточная информация и малый опыт практического применения; низкая надежность, ограниченность типоразмеров отечественных конструкций; – высокой для отечественного рынка стоимостью зарубежных ТН. Перспективы применения ТН в российских системах теплоснабжения определяются: 350

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ – технологической востребованностью, в том числе при использовании вторичных энергоресурсов, геотермальной энергии; – тенденцией повышения цен на топливо, тепловую и электрическую энергию; – наличием в стране опытных разработчиков и производителей ТН, способных при сотрудничестве с зарубежными партнерами обеспечить выпуск конкурентоспособных ТН. Тепловые насосы в системах малой энергетики Применение тепловых насосов в хвостовой части энергетических установок, особенно работающих на возобновляемых, вторичных или бросовых источниках, является одним из перспективных направлений развития теплофикации и повышения общей эффективности использования топлива. Включение теплонасосных установок в состав действующих тепловых электростанций может рассматриваться как альтернатива строительству новых мощностей ТЭЦ в условиях недостатка теплоснабжения. Повышение эффективности использования топлива в энергетических установках большой и малой мощности связано с использованием когенерации (совместного производства) тепловой и электрической энергии в едином термодинамическом цикле. Физическая природа экономии топлива на подобных когенерационных установ­ках в отличие от раздельных технологических схем энергопроизводства на парал­лельно работающих конденсационных электростанциях и отопительных котельных заключается в двойном использовании части теплоты сгорания топлива в термодинамическом цикле ТЭЦ – сначала в качестве участника процесса преобразования получен­ной неупорядоченной тепловой энергии в упорядоченную электрическую форму (работу), а затем в качестве самостоятельной энергетической продукции. Такая схема обеспечивает значительное повышение электрического КПД тепло­централи и повышение коэффициента использования топлива на ней при заданных условиях теплоснабжения потребителей теплотой отработавшего пара. Изменение этих условий приводит к изменению условий замыкания термодинамического цикла ТЭЦ, как и любой термодинамической установки, что, в свою очередь, сказывается на ее экономичности. В связи с этим большое значение приобретают поиски рационального способа замыкания теплового процесса теплоэнергетических установок, способствующего повышению эффективности электро- и теплоснабжения потребителей при общем сокращении расхода топлива. 351

В.А. ДУБРОВСКИЙ Наибольший интерес для решения поставленной задачи представляют способы утилизации низкопотенциальной энергии отработавшего пара или другого применяемого рабочего тела, которые не приводят к существенному ухудшению эффективности теплоэнергоносителей части цикла ТЭЦ, вырабатывающей электрическую энергию. Обычно вывод тепловой энергии низкого потенциала из цикла ТЭЦ с паротур­бинными установками осуществляется либо по замкнутой схеме в конденсаторе при давлении пара ниже атмосферного (на конденсационных режимах работы), либо по разомкнутой схеме с отбором насыщенного пара при повышенных противодавлени­ях (от 1,2 – 1,7 до 4 – 6 ати) для последующего использования в технологических целях и отопления (на теплофикационных режимах). Возможно также применение тепловых насосов, работающих по обратному тепловому циклу, т.е. дополнительно охлаждающих рабочее тело (тем самым повышая эффективность прямого цикла) и передающих его теплоту на более высокий температурный потенциал со значительным увеличением ее количества за счет подвода внешней работы аналогично любой холодильной машине, например, простейшего парокомпрессорного типа. Наряду с термокомпрессионными тепловыми насосами, работающими по различным теплодинамическим циклам (Ренкина, Брайтона и т.д.), возможны иные типы тепловых насосов – термоабсорбционные, термоэлектрические и другие, характеризующиеся значительно меньшей плотностью потоков энергии и потому мало применяемые в энергетических целях. В стационарных процессах при установившихся температурах источников вместо полных количеств теплоты и работы могут использоваться их значения в единицу времени, т.е. мощности. Практические соображения определяют нижний предел для указанной разности температур, особенно если в качестве холодного источника используется окружающая среда, поскольку неограниченное количество теплоты QH = QL, имеющееся при Тн – TL, не представляет какой-либо энергетической ценности, и не одна существующая установка не работает в подобном режиме. В этой связи, а также вследствие неизбежных потерь на трение и теплообмен в различных элементах оборудования и отличий в конфигурации циклов реальная эффективность тепловых насосов, как и тепловых двигателей, оказывается значительно (в три – пять раз) ниже идеальных показателей. Тепловые насосы (теплонасосные установки) для утилизации энергии отработавшего пара целесообразно применять на ТЭЦ небольшой мощности. Это обусловлено тем, что теплонасосные установки, в которых используется пар низких параметров с большим удельным 352

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ объемом, должны иметь приемлемые массогабаритные характеристики и обеспечивать утилизацию достаточно больших количеств тепловой энергии из-за сравнительно низкого электрического КПД малых ТЭС. Хотя традиционные конструкции тепловых насосов и принципы их использования достаточно разработаны, однако применительно к малым ТЭС и мини-ТЭЦ необходимо создание специальных конструктивных решений, учитывающих отмеченные особенности. Главным компонентом теплового насоса является компрессор, сжимающий рабочее тело до необходимого давления. Если для привода теплового насоса вместо поршневого компрессора использовать более быстроходную и малогабаритную турбомашину, то получается схема, объеди­няющая прямой (энергетический) и обратный (теплонасосный) термодинамические циклы в двойной турбомашинный цикл. Такая комбинация особенно интересна, когда в обоих контурах применяется одинаковое (одно и то же) рабочее тело. Применительно к малым ТЭС и мини-ТЭЦ с паротурбинными установками, работающими по циклу Ренкина, такая комбинация отвечает практически всем выдвинутым выше требованиям, образуя схему двойного цикла Ренкина В этой схеме предусматрен один общий конденсатор с внешним охладителем, две аналогичные вращающиеся турбомашины, соединенные общим валом, котел, испаритель, дроссельный клапан, конденсатный питательный насос, а также ряд других необходимых элементов ТЭС. Конструктивная схема испарителя-расширителя и конденсатора теплонасосной установки разработана в ОЭЭП РАН для реализации технологии повышения эффективности преобразования энергии на малых паротурбинных ТЭС. Испаритель-расширитель представляет собой паро-паровой теплообменник, встроенный в паровое пространство вспомогательного конденсатора, на вход кото­рого, выполняющего роль дроссельного клапана, подается влажный пар, отработанный в паровой турбине ТЭС. Под действием теплообмена с поперечным потоком сухого перегретого пара он доводится до состояния насыщения, а затем перегревается и подается на вход парового турбокомпрессора. Последний расположен на одном валу с основной паровой турбиной ТЭС, используемой также для привода турбокомпрессора. Сжатый им сухой пар при давлении, несколько большем, чем давление отработавшего в турбине пара, также подается в паровое пространство вспомогательного конденсатора, где омывает встроенный паро-паровой теплообменник испарителя-расширителя, частично конденсируясь на его более холодных стенках. Стекающий вниз конденсат насосом возвращается в цикл паротурбинной установки, 353

В.А. ДУБРОВСКИЙ а оставшаяся во вспомогательном конденсаторе несконденсировавшаяся часть пара, поступающего из выхлопа паровой турбины, возвращается на вход испарителя-расширителя и далее направляется в компрессор либо в основной конденсатор турбоустановки ТЭС с внешним охлаждением при температуре окружающей среды. Рециркуляция отработавшего пара позволяет интенсифицировать процессы теплообмена в паро-паровом теплообменнике испарителя-расширителя и в основном конденсаторе с внешним охлаждением, обеспечивая полный возврат рабочего тела в цикл паротурбинной установки ТЭС при минимальном сбросе тепловой энергии в конденсаторе с внешним охлаждением. Для устойчивой работы описанной теплонасосной установки необходимо, чтобы давление пара в ней было ниже, а температура выше, чем в окружающей среде. Оснащение тепловыми насосами малых газотурбинных ТЭС можно осуществлять на основе сочетания приводного газотурбинного двигателя с внешним сгоранием, работающего по энергетическому циклу Брайтона, и газового турбокомпрессора, работающего по обратному теплонасосному циклу той же конфигурации. Идеальным вариантом реализации технологической схемы двойного цикла Брайтона была бы передача функций привода основной газовой турбине ТЭС и работа газового турбокомпрессора при одинаковой с ней скорости вращения при их соединении общим валом. Наибольшую привлекательность, безусловно, имеют варианты создания комбинированной теплоэнергетической и теплонасосной установки для малых ТЭС на базе двойного цикла Стирлинга. Все протекающие в нем процессы являются обратимыми, а внешний теплообмен осуществляется изотермически, что обеспечивает его эффективность наравне с циклом Карно. Однако практическая реализация такого цикла до настоящего времени сопряжена со значительными трудностями. Одна из разновидностей цикла Дуплекс-Стирлинга выполнена в виде связки свободно-поршневого двигателя и теплового насоса. Из-за крайне малой удельной мощности сооружение подобных установок для нужд теплофика­ции коммунального хозяйства и промышленных технологий требует значительных капитальных затрат. Выполненный анализ исследований показывает, что применение тепловых насосов в хвостовой части малых ТЭС и когенерационных установок ТЭЦ целесообразно для дополнительной выработки тепловой энергии и экономии первичных топлив­ных ресурсов. Их применение может быть выгодно прежде всего потребителям теплоты в районах со сравнительно мягким климатом при небольших (до несколь­ких десятков градусов) разностях температур передачи теплоты и при относительно 354

9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ низких ценах на энергию, используемую для привода тепловых насосов по сравнению с ценами на топливо. Для энергопроизводителей, использующих прямой тепловой цикл при получении на ТЭЦ электричества и теплоты, параллельное подключение к основному производству теплового насоса как обратной тепловой машины, приводимой в действие за счет потребления энергии от прямого цикла, может рассматриваться как альтернатива строительству новых мощностей в условиях недостатка теплоснабжения потребителей, но не может повысить электрический КПД станции и обеспечить выработку дополнительной электроэнергии (или любого другого работоспособного ее вида) из избыточной теплоты без нарушения второго закона термодинамики.

355

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В современных условиях во всем мире наблюдается повышенный интерес к использованию в различных отраслях экономики нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ). Ведется бурная дискуссия о выборе путей развития энергетики. Это связано прежде всего с острой необходимостью охраны окружающей среды. Во многих странах происходит структурная перестройка топливно-энергетического комплекса, связанная с экологической ситуацией (переход на энергосберегающие и ресурсосберегающие техноло­гии в энергетике, промышленности и жилищном комплексе). Большое внимание данной проблеме уделяют организации, входящие в ООН: ЮНЕСКО, ЕЭК, ЮНЕП, ЮНИДС, а также другие межправительственные и неправительственные международные организации. Выделяются значительные средства на работы в области НВИЭ из целевых ассигнований ЕЭС, Европейского фонда национального развития, Евроатома и других организаций. Сегодня на производство тепловой и электрической энергии ежегодно расходуется топливо, эквивалентное примерно 1000 трлн баррелей нефти, сжигание которого сильно засоряет атмосферу Земли. Угроза топливного «голода», загрязнение окружающей среды, а также тот факт, что прирост потребности в энергии значительно опережает прирост ее производства, вынуждают многие страны по новому взглянуть на энергию солнечных лучей, ветра, текущей воды, тепла земных недр, растительной биомассы, т.е. на энергию, большая часть которой растворяется в пространстве, не принося ни вреда, ни пользы. В последнее время отмечается некоторая смена приоритетов в отношении различных видов НВИЭ. Первое место теперь принадлежит солнечной энергетике, второе – биоэнергетике, которая несколько оттеснила ветроэнергетику. 356

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Это объясняется тем, что биоэнергетика имеет больший потенциал, позволяет не только получать горючий газ, который можно использовать для различных целей, но и перерабатывать экологически грязные отходы, что сейчас особенно актуально. Биоэнергетика наиболее эффективна при использовании отходов сельскохозяйственного производства и растительной биомассы в разных ее формах. В ряде стран начинают внедрять технологию утилизации твердых быто­вых отходов (бытового мусора) методом твердофазного сбраживания на обустроенных полигонах с получением биогаза. Эта технология самая дешевая и не связана с токсичными выбросами и стоками, она позволяет после извлечения газа решить вопрос возврата земель под застройку. На следующем этапе планируется разработка усовершенствованной технологии получения горючих газов из твердых топлив. На фоне сокращения запасов нефтяного и газово­го сырья искусственные энергетические газы рассматриваются как основная составляющая будущего теплового баланса. Например, в США в 2000 г. вырабатывалось 140 млрд м3 газа, что соответствовало 23 % потребности страны в энергетических и технологических газах. В последние годы во многих странах активизируются работы по нетрадиционным и возобновляемым источникам энергии (НВИЭ). Основными побудительными причинами, вынудившими уделить приоритетное внимание развитию экологически ориентированной энергетики на качественно ином уровне, являются международные соглашения (например, требования Киотского протокола по снижению эмиссии парниковых газов), стабильно высокие мировые цены на нефть и другие энергоресурсы и в перспективе – истощение в недалеком будущем запасов ископаемых топлив. В этом свете возобновляемые виды энергии уже в обозримом будущем можно рассматривать как одну из реальных альтернатив традиционным источникам энергии. К сожалению, Россия по объему научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, а тем более по объему производства оборудования и установок малой и нетрадиционной энергетики значительно отстает от ведущих и многих развивающихся стран. Существует Федеральный закон «Об энергосбережении», большая часть субъектов Российской Федерации имеет свои законы по энергосбережению и соответствующие программы, предусматривающие реализацию энергосберегающих мероприятий, а также использование местных нетрадиционных энергоресурсов. Однако претворение этих программ в жизнь и широкое внедрение оборудования малой и нетрадиционной энергетики сдерживаются из-за отсутствия должной нормативно-правовой 357

В.А. ДУБРОВСКИЙ базы и конкретной, а не декларативной государственной поддержки. В Налоговом кодексе не предусмотрены даже частичные налоговые льготы производителям и потребителям оборудования и продукции нетрадиционной энергетики. Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации так и не утвердила порядок формирования целевых инвестиционных средств на создание объектов малой и нетрадиционной энергетики и энергосберегающие мероприятия путем включения соответствующих затрат в составляющую тарифов на тепловую и электриче­скую энергию и газ. Б. Ельциным был отклонен Федеральный закон «О государст­ венной политике в сфере использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии», принятый Государственной думой 27 октября 1999 г. и одобренный Советом Федерации 11 ноября 1999 г. Это мотивировалось тем, что «Федеральный закон не имеет четкого предмета регулирования. Претендуя на роль базового законодательного акта в сфере использования нетрадиционных во­зобновляемых источников энергии, Федеральный закон вторгается в сферу действия целого ряда законодательных актов, регулирующих вопросы энергосбережения и охраны окружающей среды». Дальнейшая судьба законопроекта вызывает вопросы. В данных обстоятельствах наиболее целесообразным представляется выявление и приоритетное развитие тех направлений возобновляемой энергетики, которые в сочетании с традиционными энергоустановками могут быть эффективными в конкретных региональных условиях. Темпы роста объемов и расширения спектра исполь­зования геотермальных ресурсов за последние пять лет свидетельствуют о том, что геотермальные энергетические технологии во многих странах становятся основ­ной составляющей в энергетическом балансе и роль геотермии в мировой энергетике неуклонно растет. Оценки показывают, что мировой потенциал изученных на сегодняшний день геотермальных запасов составляет 0,2 ТВт электрической и 4,4 ТВт тепловой мощности. В децентрализованных системах теплоснабжения НВИЭ уже сейчас при наличии благоприятных условий (к ним можно отнести и повышенные экологиче­ские требования для рекреационных регионов) могут составить реальную конкуренцию традиционным котельным на органическом топливе, причем самым выгодным представляется применение комбинированных установок. К числу наиболее экономически и экологически эффективных устройств НВИЭ относятся прежде всего солнечно-коллекторные и теплонасосные установки. При этом среди энергоустановок, в кото­рых выгодно использование энергии 358

ЗАКЛЮЧЕНИЕ солнца, следует выделить комплексы, создаваемые на базе отопительных котельных, работающих на органическом топливе. В этом случае гелиоустановка представляет собой пристройку к котельной, обеспечивающую покрытие большей части нагрузки горячего водоснабжения в теплое время года.

359

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК К главе 1 1.Кубин М.Сжигание твердого топлива в кипящем слое: Пер. с чешского./Под ред. В.Р.Котлера. – М.:Энергоатомиздат,1991. – 144с. 2. Саламов, А. А. Котлы с циркулирующим кипящим слоем, эксплуатируемые в США / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. – 2006. – № 6. – С. 69 – 70. 3. Применение котлов с ЦКС для сжигания сланцев в Эстонской Республике / А.Пайст, Х. Арро., Ю., Лоосар., и др.; //Электрические станции. – 2006. – №2. – С. 8 – 11. 4. Дубровский, В. А. Повышение эффективности энергетического использования углей Канско-Ачинского бассейна: монография / В. А. Дубровский. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. – 184 с. К главе 2 1. Карпенко, Е.И., Мессерле В.Е. Плазменно-энергетические технологии топливоиспользования. Новосибирск: Наука, Сиб. отд-е РАН, 1988. – 320 с. 2. Применение плазменных пылеугольных горелок на котле ТПЕ – 185 Улан – Удэнской ТЭЦ / С. Л. Буянтуев, А. В. Елисафенко, С. М. Легостаев и др.; // Энергетик – 2003 – № 3 – С. 13 – 15. 3. Карпенко, Е. И. Плазменно–энергетические технологии использования угля для эффективного замещения мазута и природно360

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК го газа в топливном балансе ТЭС / Е. И. Карпенко, В. Е. Мессерле, Н. М. Коногоров // Теплоэнергетика. – 2004. – № 10. – С. 53 – 60. К главе 3 1. Модернизация котла ПК-38(ст.4Б) Назаровской ГРЭС с переводом его на низкоэмиссионное вихревое сжигание назаровского бурого угля: Отчет о НИР/ООО «Политехэнерго»; Ф.З.Финкер. СанктПетербург, 2004. – 67с. 2. Перспективы использования ВИР – технологии сжигания угля / Ф. З. Финкер, И. Б. Кубышкин, А. Г. Митрюхин, В. М. Кацман. – 2006.– №8.– С. 38 – 42. 3. Алешинский, Р. Е. Вихревые технологии сжигания и результаты их внедрения на Рязанской ГРЭС / Р. Е. Алешинский, Е. Р. Говсиевич, В. В. Морозов // Энергетик. – 2006. – № 1. – С. 25 – 29. К главе 4 1.Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями / В.Г.Томилов, П.А.Щинников, Г.В.Ноздренко и др.; – Новосибирск: Наука. Сибирская издат. фирма РАН, 1999. – 97 с. 2. Пат. 2008565 Российская Федерация, МПК F 23 K 1/00.Система пылеприготовления / М. Я. Процайло, М. С. Пронин, Б. В. Цедров; заявитель и патентообладптель Сибирский филиал ВТИ. -№ 4802125 / 06; заявл.14.03.90; опубл. 28.02.94, Бюл. № 4. – 4 с.: ил. 3. Бабий, В. И. Горелка с предварительной термоподготовкой угольной пыли для снижения образования оксидов азота / В. И. Бабий, Э. Х. Вербовецкий, Ю. П. Артемьев // Теплоэнергетика. – 2000. – № 10 . – С. 33 – 38. 4. Пат. Ш4115 РФ. Способ сжигания пылевидного топлива / В.И. Бабий, П.И. Алавердов // Открытия. Изобретения. – 1991. – № 12. 5.Влияние предварительного подогрева угольной пыли на выход топливных окислов азота / В.И. Бабий, П.И. Алавердов, В.М. Барбараш. // Теплоэнергетика. – 1983. – № 6. – С. 10 – 13. 6. Дубровский В.А. Повышение эффективности энергетического использования углей Канско-Ачинского бассейна: монография / В.А. Дубровский. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. – 184 с. 7.  Пат. 2313034 Российская федерация, МПК F23C 5/08. Топка /В.  А.  Дубровский, Ж.  Л.  Евтихов, Г.  М.  Анохин и др.; заявитель 361

В.А. ДУБРОВСКИЙ и патентообладатель КГТУ. – № 2006123281/06, заявл. 29.06.2006, опубл. 20.12.07, Бюл. №35. – 5 с.: ил. 8.Пат. на полезную модель. № 95072. РФ МПК F23 K 3/16. Горелочное устройство /В.А.Дубровский., Р.М. Христинич., С.А. Михайленко и др. Опубл. 10.06. 10. Бюл. №16. К главе 5 Пат. на полезную модель. Кавитационный гидроударный диспергатор/Мозговой В.Г., АлтухинА.М., Анушенков А.Н.//Федеральная служба по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.– № (19)RU(11)74084(13)UI/–2008. Ходаков, Г. С. Водоугольные суспензии в энергетике / Г. С. Ходаков // Теплоэнергетика. – 2007. – № 1. – С. 35 – 45. 3. Лихачев Д. С. Анализ результатов использования водоугольных суспензий в теплоэнергетике / Д. С. Лихачев//Энергоэффективность систем жизнеобеспечения города: материалы VII Всероссийской научно– практической конф, 7 – 8 декабря 2006 г. – / Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. – С.104 – 124. 4. Исследование и опыт применения водомазутных эмульсий на энергетических котлах ТГМП – 314 и ТГМ – 96 /Н.А. Зройчиков, М.Г. Лысков, А. Б. Булгаков и др. // Теплоэнергетика. – 2006. – № 6. – С.31 – 35. 5. Измалков, А. В. Экологически чистые технологии использования угля / А. В. Измалков // Уголь. – 2004. – № 10. – С. 46 – 48. 6. Кормилицын В.И. Оптимизация технологических методов подавления оксида азота при сжигании топлива в паровых котлах / В.И. Кормилицын //Теплоэнергетика. – 1989. – № 3. – С. 15 – 18. К главе 6 Александровский А.Ю, Гидроэнергетические установки: Учеб. пособие. – М.: Изд–во МЭИ, 2005. – 80 с. К главе 7 Поваров О.А. Всемирный геотермальный конгресс WGC-2005 / О.А. Поваров // Теплоэнергетика. – 2006. – № 3. – С. 78 – 80. 362

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК Шпак А.А., Гидротермальные ресурсы России: проблемы изучения и освоения //Проблемы геотермальной энергии. Т.1.СПб.: СПГТИ, 1995. Sugrobov, V.M. Utilization of geothermal resources of Kamchatka, prognostic assessment and future development /V.M. Sugrobov // Proc. WGC. Florence, Italy, 1995. – Vol. 3. – P. 1545 – 1554. Мутновский геотермальный энергетический комплекс на Камчатке / О.В. Бритвин, О.А. Поваров, Е.Ф. Клочков и др. // Теплоэнергетика. – 2001. – № 2. – С. 4 – 10. Геотермальные промышленность и технологии в России / О.А. Поваров, Ю.Л. Лукашенко, Г.В. Томаров, С.Д. Циммерман // Тяжелое машиностроение. – 2001. – № 1. – С. 14 – 19. Использование теплаземли для локального теплоснабжения / О.А. Поваров, О.В. Бритвин, А.И. Никольский и др. // Тяжелое машиностроение. – 2002. – № 8. – С. 5 – 12. К главе 8 Лятхер, В.М. Что может дать энергия ветра/ В.М. Лятхер // Наука в СССР. – 1991. – № 1. – С. 58 – 65. Харитонов, В. П. Новые российские ветроустановки дают свет и тепло/ В. П. Харитонов // Энергосбережение. – 2003. – № 4. – С. 68 – 69. К главе 9 1.Лятхер, В.М. Технические перспективы использования океанических течений/ В.М. Лятхер//Системы преобразования энергии океана». – Владивосток: ДВНЦ АН СССР, 1985. – С.46 – 52. 2. Сгребков Д.С. Возобновляемая энергетика в третьем тысячелетии // Энергетическая политика. 2001. № 2. С. 23 – 27. 3. Tecla N. Electrical Transformer. US Pat. № 593138, 02. 11. 1897. 4. Шишкин, Н. Д. Малые энергоэкономичные комплексы с возобновляемыми источниками энергии / Н. Д. Шишкин – М.: Изд-во РАСХН, 2004. – 236 с. 5. Попель, О.С. Автономные энергоустановки на возобновляемых источниках энергии / О.С. Попель //Энергосбережение. – 2008. – №1. – С.70 – 75. 6. Панцхава, Е.С. Биотопливо и энергетика. Возможности России / Е. С. Панцхава, В. А. Пожарнов // Теплоэнергетика. – 2006. – № 3. – С.65 – 72. 363

В.А. ДУБРОВСКИЙ 7. European Commission. Refined Bio-fuels Pellets and Briquettes(LAMNET), 2004. 8. Хаглеев, Е.П. К технологии создания многоканального подземного газогенератора / Е.П. Хаглеев //материалы докладов 2-го Международного симпозиума по энергетике, окружающей среде и экономике. – Казань, 1998. – С.118 – 121. 9. Закиров, Д.Г. Состояние и перспективы использования низкопотенциальной теплоты с помощью тепловых насосов./Д.Г. Закиров // Промышленная теплоэнергетика. – 2004. – №6. – С. 45 – 49.

364

ОГЛАВЛЕНИЕ ПРЕДИСЛОВИЕ..................................................................................... 1. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ............................ 1.1. СЖИГАНИЕ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ В ТОПКАХ КОТЛОВ С КЛАССИЧЕСКИМ КИПЯЩИМ СЛОЕМ............................... 1.2. ТОПКИ С ЦИРКУЛИРУЮЩИМ КИПЯЩИМ СЛОЕМ.... 1.2.1. Отечественные котлы с циркулирующим кипящим слоем........................................................................ 1.2.2. Котлы с циркулирующим кипящим слоем под давлением.......................................................................... 1.2.3. Зарубежные котлы с кипящим слоем (промышленный опыт)........................................................... 1.3. СЖИГАНИЕ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ С ИПОЛЬЗОВАНИЕМ АЭРОФОНТАННЫХ ПРЕДТОПКОВ......................................... 2. ПЛАЗМЕННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ................................................... 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ СЖИГАНИЯ УГЛЕЙ.................................................................. 3.1. ВИХРЕВЫЕ ТОПКИ С ЖИДКИМ ШЛАКОУДАЛЕНИЕМ........................................... 3.2. ПРИНЦИН ТЕХНОЛОГИИ ВИХРЕВОГО НИЗКОТЕМПЕПЕРАТУРНОГО СЖИГАНИЯ........................... 3.3. ПЫЛЕУГОЛЬНЫЙ КОТЕЛ С КОЛЬЦЕВОЙ ТОПКОЙ ДЛЯ КРУПНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ............................................ 4. ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ ПЕРЕД СЖИГАНИЕМ В УСЛОВИЯХ ТЭС................................... 4.1.ТЕРМИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА УГЛЕЙ В ТЕРМОЦИКЛОННЫХ ПРЕДТОПКАХ.................................. 365

5 6 6 9 9 12 14 24 31 44 46 48 61 69 69

В.А. ДУБРОВСКИЙ 4.2. РАЗРАБОТКИ ЭНИНа............................................................ 71 4.3. РАБОТЫ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА СФУ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ТЕРМИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ УГЛЕЙ В УСЛОВИЯХ ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ................... 73 4.3.1. Разработка технологии сжигания с внутритопочной термической подготовкой углей............. 73 4.3.2.Принципиальные схемы термической подготовки углей для организации безмазутной растопки и подсветки факела топочных камер котлов........................................................... 85 4.3.3. Опытно-промышленный образец муфельного предтопка на котле БКЗ-420 140 Красноярской ТЭЦ-2............................................................... 145 4.3.4. Система термоподготовки для организации муфельной растопки котлов Томь-Усинской ГРЭС.............................................................. 148 4.3.5. Универсальная горелка для котлов ПК-40-1 Беловской ГРЭС...................................................................... 150 4.3.6. Универсальная всережимная горелка для котлов БКЗ-420-140 Красноярской ГРЭС-2................... 154 5. СЖИГАНИЕ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА............................ 158 5.1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЖИГАНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА................................................... 158 5.2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА.............. 162 5.3. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА... 163 5.4. ВОДОУГОЛЬНОЕ ТОПЛИВО ДЛЯ МАЗУТНЫХ ТЭС И КОТЕЛЬНЫХ............................................................................. 167 5.5. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛАХ ТГМП-314 И ТГМ-96 ТЭЦ-23 ОАО «МОСЭНЕРГО» .................................. 168 5.6. РАЗРАБОТКИ НАУЧНО–ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОГО И ПРОЕКТНО–ИЗЫСКАТЕЛЬСКОГО ИНСТИТУТА «НОВОСИБИРСКТЕПЛОЭЛЕКТРОПРОЕКТ» СИБИРСКОГО ЭНТЦ................................................................... 171 5.7. ИССЛЕДОВАНИЯ МЭИ (ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ПО ПРИМЕНЕНИЮ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК 366

ОГЛАВЛЕНИЕ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ.......................................................... 175 5.8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ПЕРСПЕКТИВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОДОУГОЛЬНОГО ТОПЛИВА................ 181 6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ 183 7. ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА............................................. 201 8. ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ............................... 224 9. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТОЭНЕРГИИ................................................... 246 9.1. МАГНИТОГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ................................................... 246 9.2. ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ГЕНЕРАТОРЫ......................... 252 9.3. ИЗОТОПНАЯ ЭНЕРГЕТИКА............................................... 254 9.4. ТЕРМОЭМИССИОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ........................... 257 9.5. ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ ГЕНЕРАТОРЫ........................... 259 9.6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МОРСКИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ РЕСУРСОВ............................................. 261 9.7. СОЛНЕЧНАЯ ЭНЕРГЕТИКА............................................... 296 9.8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ ТЕРМОЯДЕРНЫХ РЕАКЦИЙ..................................................... 309 9.9. КОМБИНИРОВАННЫЕ ЭНЕРГОУСТАНОВКИ................ 319 9.10. БИОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ........................... 328 9.11. ПОДЗЕМНАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЕЙ........................... 344 9.15. ТЕПЛОВЫЕ НАСОСЫ........................................................ 350 ЗАКЛЮЧЕНИЕ....................................................................................... 358 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.................................................... 362

367

Дубровский В.А. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии Учебное пособие Редактор – Е.Г.Иванова Верстка – А.Е. Ларина Подписано в печать Печать офсетная. Формат 60х90/16. Бумага офсетная. Усл.–печ.л.23 Тираж Заказ Редакционно-издательский отдел Библиотечно-издательского комплекса Сибирского федерального университета 660041, г. Красноярск, пр. Свободный, 79. Тел/факс (391) 244-82-31, e-mail: [email protected] ООО НПИФ «Теплотехник» (495) 796-36-77, www.ladigichev.ru e-mail: [email protected]