CC BY
83
Ввиду того, что данное предприятие - источник загрязнения окружающей среды, котельная и жилой район должны быть разделены санитарной защитной зоной. Для котельной устанавливается единая санитарно-защитная зона, где допускается расположение гаражей, складских помещений, рекомендуется озеленение.
Одним из мероприятий по предотвращению вредного влияния выбросов из котельной является обеспечение оптимальной высоты дымовой трубы [5]. Существующая дымовая труба имеет высоту 80 м. Чтобы узнать удовлетворяет ли существующая дымовая труба условиям экологической безопасности был произведен соответствующий расчет дымовой трубы,. По расходу, скорости и температуре уходящих газов (V = 45 м3/с, Wух = 13 м/с, ^ = 142 °С) высота трубы должна быть 68 м, следовательно существующая дымовая труба удовлетворяет условиям экологической безопасности и в реконструкции не нуждается [6].
Капитальные вложения в строительство производственной котельной составят 1586 тыс.тенге, проект окупится за 1,4 года.
Строительство производственной котельной повысит надежность работы АО «ТЭМК», улучшит условия труда и эксплуатации оборудования.
Список литературы:
1. Республиканский научный журнал «Технология производства металлов и вторичных материалов». - Темиртау, 2012.
2. http://www.atriumnn.com.
3. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. - Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1999.
4. Эстеркин Р.И. Эксплуатация, ремонт, наладка и испытание теплотехнического оборудования. - СПб.: Энергоатамиздат, 1991.
5. Эстеркин Р.И. Промышленные котельные установки. - Л., 2005.
6. Тепловой расчёт котельных агрегатов. (Нормативный метод) / Под редакцией Н.В. Кузнецова. - М.: Энергия, 1993.
ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
© Набоко Е.П.*, Набоко П.В.*
Карагандинский государственный индустриальный университет, Республика Казахстан, г. Темиртау
В статье рассмотрена возможность перевода парогенератора ТП-81 на схему комбинированной парогазовой установки.
* Доцент кафедры «Строительство и теплоэнергетика» Карагандинского государственного индустриального университета, кандидат технических наук.
* Студент Карлов университета (Чехия, г. Прага).
Выбросы промышленных предприятий, энергетических систем и транспорта в атмосферу, водоемы и недра на современном этапе развития науки и техники достигли таких размеров, что в ряде регионов уровни загрязнений в несколько раз превышают допустимые санитарные нормы. Наибольший уровень загрязнения отмечается в следующих городах Казахстана: Шым-кенте, Усть-Каменогорске, Караганде, Алматы. Иногда максимальные концентрации загрязняющих веществ превышают предельно допустимую концентрацию в 10-20 раз (например, в городах. Балхаш, Усть-Каменогорск по диоксиду серы). Около пяти миллионов жителей Казахстана проживают в условиях загрязненного атмосферного воздуха, два миллиона - в условиях крайне высокого уровня загрязнения.
Проводимые мероприятия по охране атмосферы посредством сбора платежей за загрязнение окружающей среды стационарными и передвижными источниками не достигают желаемого результата, так как стоимость «экологических платежей» предприятий включается в стоимость продукции (тепловой и электроэнергии, услуг), за которую, в конечном итоге, платят потребители. Таким образом, механизм использования экологических платежей не предусматривает внедрения чистых ресурсосберегающих технологий на производстве и поддержку экологически чистых производств и циклов.
Одним из направлений государственного контроля по обеспечению охраны окружающей среды и экологической безопасности является реализация обязательств Республики Казахстан в рамках Киотского протокола. В табл. 1 приведены некоторые из наиболее эффективных мероприятий по снижению вредных выбросов [1]. Кроме того, внедрение парогазовых технологий при выработке электроэнергии и тепла сегодня является стратегическим направлением развития мировой энергетики. Это направление дает возможность существенно повысить КПД конденсационных установок с 38-40 % до 55-60 %, значительно снизить удельные расходы топлива на выработку тепла и электроэнергии, сократить эксплуатационные расходы и численность персонала, существенно улучшить экологическую обстановку.
Таблица 1
Мероприятия по снижению вредных выбросов
Мероприятия Снижение выбросов СО2 (для мощности 100 МВт), тыс.т в год Средства от реализации снижения выбросов за 5 лет, млн. евро (при цене 10 евро/т СО2)
Внедрение парогазовых установок взамен паротурбинного оборудования, работающего на газе. 100-250 5-13
Внедрение газотурбинных надстроек. 90-130 5-7
Принцип работы самой экономичной и распространенной схемы парогазовой установки (ПГУ) таков: устройство состоит из двух блоков: газотурбинной и паросиловой установок. В газотурбинной установке вращение вала тур-
бины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или другого топлива продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора.
В первом газотурбинном цикле КПД редко превышает 38 %. Отработавшие в газотурбинной установке, но все еще сохраняющие высокую температуру, продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры 500 °С и давления 80 атм, достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором - паросиловом цикле используется еще около 20 % энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается равным примерно 58 % [1].
Повышение КПД при объединении паротурбинной и газотурбинной установок получается за счет двух факторов:
1. осуществления надстройки газового цикла над паровым;
2. уменьшения суммарного расхода уходящих газов.
В большинстве схем используются одновременно оба фактора, дающие повышение КПД. Однако есть схемы, в которых используется только один из них.
Известны три основных типа ПГУ:
1. с газотурбинной установкой, работающей на парогазовой смеси, которая образуется при впрыске воды (или пара) в газовый тракт перед турбиной;
2. с высоконапорным парогенератором;
3. с обычным парогенератором, работающим на горячих газах, сбрасываемых в него из газотурбинной установки.
Основными достоинствами ПГУ с обычным парогенератором являются:
1. возможность работы парогенератора газотурбинной установки на любом топливе (в парогенераторе сжигается 70-85 % всего топлива);
2. возможность использования обычных парогенераторов, что облегчает создание ПГУ на базе серийного оборудования и позволяет проводить газовую надстройку действующих электростанций с сохранением всего установленного основного оборудования [2].
Проведенные расчетно-теоретические исследование возможности применения комбинированной парогазовой технологии на существующих парогенераторах ТП-81 показали, что необходима газовая турбина для надстройки паросилового блока и теплофикационной паровой турбины Т-100-130. Газотурбинная установка для теплофикационных парогазовых установок выбирается исходя из условия получения максимальной мощности, то есть доля мощности газовой ступени должна составлять примерно 35 % от общей мощности ПГУ. Мощность газовой ступени должна составлять примерно 52 МВт, что соответствует газотурбинной установке типа ГТ-35-770. Ниже представлены основные характеристики оборудования парогазовой установки.
Парогенератор ТП-81:
- паропроизводительность, т/ч 420
- давление в барабане, кгс/см2 155
- давление перегретого пара, кгс/см2 140
- температура перегретого пара, °С 560 Паровая теплофикационная турбина Т-100-130:
- мощность nom / max, МВт 105/120
- частота вращения, об/мин 3000
- давление свежего пара перед стопорным клапаном, кгс/см2 130
- температура свежего пара, °С 555
- расход свежего пара на турбину, т/ч 465 Энергетическая газотурбинная установка ГТ-35-770:
- мощность nom / max, МВт 35/50
- температура газа перед турбиной / выхлопных газов, °С 770/440
- расход газа на выхлопе, кг/с 216
- КПД, % 24
- внутренний КПД компрессоров / турбины, % 87/87,6
- мощность ГТУ МВт 34,8
Доля мощности газовой ступени теплофикационной ПГУ достигает 3540 % от общей мощности установки. Общая мощность ПГУ складывается из мощностей паровой турбины и газовой и составляет 150 МВт.
Таблица 2
Показатели теплофикационной парогазовой установки мощностью 150 МВт
Показатель Значение
Электрическая мощность газотурбинной установки, кВт 31235
Электрическая мощность паротурбинной установки, кВт 120000
Электрическая мощность ПГУ, кВт 151235
Увеличение мощности по сравнению с существующей схемой, % 26
Работа парового котла ТП-81 в составе комбинированной парогазовой установки дает снижение расхода топлива с 15,21 кг/с в настоящее время до 13,06 кг/с.
Таблица 3
Основные характеристики процесса горения в условиях комбинированной парогазовой установки
Показатели ПГУ Существующая схема паротурбинной установки
Расход топлива на установку, кг/с 13,06 15,12
Физическое тепло окислителя, кДж/кг 9607,420 3615,950
Содержание оксидов серы, % 0,0414 0,0781
Содержание оксидов азота, % 67,722 72,637
Температура горения, К 1457 2310
Был произведен расчет выбросов вредных веществ в атмосферу от парогенератора при его автономной работе и в составе парогазовой установки, который показал, что температура в зоне активного горения снижается, что позволяет уменьшить количество вредных выбросов от парогенератора: при работе ТП-81 в составе парогазовой установки - 3262,35 т/год, что значительно ниже, чем при автономной работе парогенератора (6502,94 т/год).
Мощность паротурбинной или парогазовой ТЭЦ при заданном типе оборудования определяется имеющейся тепловой нагрузкой.
Для характерных типов энергетического оборудования удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении составляет:
- паротурбинных отопительных ТЭЦ - 1200^1300 кВтч/ГДж,
- паротурбинных промышленных ТЭЦ - 900^1400 кВт ч/ГДж,
- парогазовых ТЭЦ - 6000^7500 кВт ч/ГДж.
Как видно, при преобразовании паротурбинной ТЭЦ в парогазовую при той же тепловой нагрузке можно получить в 2,4-6,8 раза большую электрическую мощность. В настоящее время можно говорить в основном о большей эффективности парогазовой ТЭЦ по сравнению с паротурбинной: в расчете на единицу тепловой нагрузки ПГУ-ТЭЦ вырабатывает больше электроэнергии.
Список литературы:
1. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. - М.: Энергоиздат, 2000. - 568 с.
2. Ведрученко В.Р., Крайнов В.В., Казимиров А.В. Уточненная методика расчета сгорания в топке парового котла по схеме комбинированной парогазовой установки со сбросом газов в топку // Промышленная энергетика. -2005. - № 6. - С. 31-35.
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ
© Набоко Е.П.*, Набоко П.В.*
Карагандинский государственный индустриальный университет, Республика Казахстан, г. Темиртау
В статье рассмотрена возможность применения генераторного газа в качестве топлива для парогенераторов ТЭЦ-ПВС АО «Арселор Миттал Темиртау» с целью повышения надежности и экологической безопасности работы.
* Доцент кафедры «Строительство и теплоэнергетика» Карагандинского государственного индустриального университета, кандидат технических наук.
* Студент Карлов университета (Чехия, г. Прага).
