Газоснабжение ТЭЦ

Аннотация. В статье автор рассматривает основной критерий экономичности работы теплофикационных систем является экономия топлива. Экономия топлива, получаемая от развития теплофикации, в значительной мере зависит от соотношения электрических и тепловых мощностей теплофикационных систем. Эффективное использование природного газа позволит ТЭЦ успешно конкурировать другими теплоисточниками на альтернативных видах топлива.

Ключевые слова: теплоисточник, ТЭЦ, тепловая, электрическая энергия, газоснабжение, энергоэффективность

Принцип работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) основан на уникальном свойстве водяного пара - быть теплоносителем. В разогретом состоянии, находясь под давлением, он превращается в мощный источник энергии, приводящий в движение турбины теплоэлектростанций (ТЭС) - наследие такой уже далекой эпохи пара [1].

Первая тепловая электростанция была построена в Нью-Йорке на Перл-Стрит (Манхэттен) в 1882 году. Родиной первой российской тепловой станции, спустя год, стал Санкт-Петербург. Как это ни странно, но даже в наш век высоких технологий ТЭС так и не нашлось полноценной замены: их доля в мировой энергетике составляет более 60 %.

И этому есть простое объяснение, в котором заключены достоинства и недостатки тепловой энергетики. Органическое топливо - уголь, мазут, горючие сланцы, торф и природный газ по-прежнему относительно доступны, а их запасы достаточно велики.

Для начала стоит определиться с терминами «ТЭЦ» и «ТЭС». Говоря понятным языком - они родственны. «Чистая» теплоэлектростанция - ТЭС рассчитана исключительно на производство электроэнергии. Ее другое название «конденсационная электростанция» – КЭС.

Принцип работы теплоэлектроцентрали основан на уникальном свойстве водяного пара - быть теплоносителем. В разогретом состоянии, находясь под давлением, он превращается в мощный источник энергии, приводящий в движение турбины теплоэлектростанций (ТЭС) - наследие такой уже далекой эпохи пара.

Теплоэлектроцентраль - ТЭЦ- разновидность ТЭС. Она, помимо генерации электроэнергии, осуществляет подачу горячей воды в центральную систему отопления и для бытовых нужд [2].

Схема работы ТЭЦ достаточно проста. В топку одновременно поступают топливо и разогретый воздух - окислитель. Наиболее распространенное топливо на российских ТЭЦ – измельченный уголь. Тепло от сгорания угольной пыли превращает воду, поступающую в котел в пар, который затем под давлением подается на паровую турбину. Мощный поток пара заставляет ее вращаться, приводя в движение ротор генератора, который преобразует механическую энергию в электрическую.

Далее пар, уже значительно утративший свои первоначальные показатели – температуру и давление - попадает в конденсатор, где после холодного «водяного душа» он опять становится водой. Затем конденсатный насос перекачивает ее в регенеративные нагреватели и далее - в деаэратор. Там вода освобождается от газов - кислорода и СО₂, которые могут вызвать коррозию. После этого вода вновь подогревается от пара и подается обратно в котел [2].

Вторая, не менее важная функция ТЭЦ - обеспечение горячей водой (паром), предназначенной для систем центрального отопления близлежащих населенных пунктов и бытового использования. В специальных подогревателях холодная вода нагревается до 70 градусов летом и 120 градусов зимой, после чего сетевыми насосами подается в общую камеру смешивания и далее по системе тепломагистралей поступает к потребителям. Запасы воды на ТЭЦ постоянно пополняются.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество примесей. К горючим газам относятся углеводороды, водород и оксид углерода. Негорючие компоненты - это азот, оксид (И) углерода, и кислород- они составляют балласт газообразного топлива, к примесям относят водяные пары, сероводород, пыль. Искусственные газы могут содержать аммиак, цианистые соединения, смолу и пр. Газообразное топливо очищают от вредных примесей. Содержание вредных примесей в граммах на 100 м газа, предназначенного для газоснабжения городов, не должно превышать: сероводорода - 2, меркаптазой серы - 3,6, механических примесей - 0,1 [4].

Для газоснабжения применяют, как правило, сухие газы. Содержание влаги не должно превышать количества, насыщающего газ при 20 °С (зимой) и 35 °С (летом). Если газ транспортируют на большие расстояния, то его предварительно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах, что облегчает обнаружить утечки газа из трубопроводов и арматуры. Природный газ не имеет запаха. До подачи в сеть его одорируют, т. с. придают ему резкий неприятный запах, который ощущается при концентрации, а воздухе, равной 1%.

Запах токсичных газов должен ощущаться при концентрации, допускаемой санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый коммунально-бытовыми потребителями, не должен содержать сероводорода более 5 г на 100 м³ газа, а запах должен ощущаться при содержании з воздухе 0,5%. Концентрация кислорода в газообразном топливе не должна превышать 1 %.

При использовании для газоснабжения смеси сжиженного газа с воздухом концентрация газа в смеси составляет не менее удвоенного верхнего предела воспламеняемости. Используя данные этих таблиц, можно рассчитать теплоту сгорания, плотность и другие характеристики газообразного топлива [4].

Для газоснабжения городов и промышленных предприятий в настоящее время широко применяют природные газы. Их добывают из недр земли. Они представляют собой смесь различных углеводородов метанового ряда.

Природные газы не содержат водорода, оксида углерода и кислорода. Содержание азота и диоксида углерода обычно бывает невысоким. Газы некоторых месторождений содержат сероводород.

Природные газы можно подразделить на три группы [4]:

1) газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они в основном состоят из метана и являются тощими или сухими. Тяжелых углеводородов (от пропана и выше) сухие газы содержат менее 50 г/м³;

2) газы, выделяемые из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, часто называют попутными. Помимо метана они содержат значительное количество более тяжелых углеводородов (обычно свыше 150 г/м³) и являются жирными газами. Жирные газы представляют собой смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина;

3) газы, добываемые из конденсатных месторождений, состоят из смеси сухого газа и паров конденсата, который выпадает при снижении давления (процесс обратной конденсации).

Сухие газы легче воздуха, а жирные легче или тяжелее в зависимости от содержания тяжелых углеводородов. Низшая теплота сгорания сухих газов, добываемых в России, составляет 31000-38000 кДж/м³. Теплота сгорания попутных газов выше и изменяется от 38000 до 63000 кДж/м³.

Аппараты, в которых осуществляют газификацию топлива, называют газогенераторами. При подаче в газогенератор паровоздушной смеси получают генераторный. Водяной газ получают путем периодической продувки газогенератора воздухом и паром. При подаче воздуха слой топлива аккумулирует теплоту, выделяющуюся при частичном его сгорании, а при поступлении водяного пара последний взаимодействует с углеродом, используя аккумулированную теплоту и образуя водяной газ. Горючими компонентами будут являться водород и оксид углерода.

Уголь можно газифицировать под землей. В этом случае получается газ подземной газификации. Газ подземной газификации имеет невысокую теплоту сгорания, его можно использовать как местное энергетическое топливо [4].

Природный газ, как топливо для электростанций доступен практически во всех промышленных зонах городов России. В 2018 году уровень газификации в России в среднем составил 65%. В городах уровень газификации поднялся за последние годы на 6%, до 70%. В сельской местности уровень газификации вырос на 8% и сегодня составляет 44% [4].

Строительство тепловых электростанций, работающих на природном газе, требует относительно малых инвестиций - в сравнении с электростанциями, работающих на других видах топлива, таких, как уголь, уран, водород.

Электрический КПД современной газовой электростанции достигает 55–60%, а угольной - всего 32–34%. При этом капитальные затраты на 1 МВт/час установленной мощности газовой ТЭЦ составляют всего 50% от угольной, 20% от атомной, 15% от ветровой электростанции.

Газ экономически эффективнее других видов топлива и альтернативных источников энергии.

Строительство газовой электростанции занимает всего 14-18 месяцев. На строительство современной угольной электростанции уйдет 54-58 месяцев. Для того чтобы воздвигнуть атомную электростанцию (АЭС) потребуется не менее 56-60 месяцев.

Газ - существенно более чистое топливо, чем любой другой углеводородный энергоноситель. При сгорании газа выделяется меньше углекислого газа по сравнению с другими традиционными источниками, например, углем. Это, соответственно, оказывает гораздо меньшее негативное воздействие на окружающую среду. Современная газовая электростанция практически не имеет вредных выбросов в атмосферу и в этом смысле ее эмиссии схожи с подобными показателями обычных газовых плит. Заблуждением многих людей является ошибочное мнение о якобы абсолютно чистых альтернативных источниках энергии. Ветровые, геотермальные и гидроэлектростанции тоже наносят свой ущерб окружающей среде и порой немалый.

Для ТЭЦ переход с угля на газ способствует резкому сокращению объемов выбросов углекислого газа в атмосферу. Газ имеет большую теплоту сгорания, чем уголь. Для того чтобы получить равное количество энергии, угля надо просто больше сжечь. Газовые электростанции более эффективны по КПД: при одном и том же количестве тепла, выделяемого при горении, газовая ТЭЦ дает больше электричества [4,5].

В результате замена угольных мощностей на газовые ТЭЦ дает снижение выбросов СО₂ на 50–70%.

Перспективные технологии ТЭЦ на природном газе, ориентированные на применение в большой энергетике, наиболее интенсивно развиваются по следующим основным направлениям: высокотемпературные газотурбинные установки (ГТУ).

Главными задачами исследований и разработок в области газотурбинных технологий являются повышение мощности, к.п.д. и экологических показателей газовых турбин, создание «гибких» газотурбинных установок, работающих на продуктах газификации различных видов топлива, газовых турбин для работы в составе крупных комбинированных и гибридных установок. К основным направлениям совершенствования ГТУ относятся повышение начальных температур газа перед газовой турбиной за счет применения более эффективных высокотемпературных конструкционных материалов и создания более эффективных систем тепловой защиты высокотемпературных элементов ГТУ при одновременном совершенствовании процессов экологически чистого сжигания топлива. К настоящему времени промышленно освоены энергетические ГТУ на начальные температуры 1260–1400°С с КПД 35–36,5%. В стадии демонстрационных и опытно-промышленных образцов находятся ГТУ нового поколения на базе металлокерамики с рабочей температурой выше 1500°С и КПД на уровне 40% и выше.

Важным направлением использования высокоэффективных энергетических ГТУ является их применение в составе мощных парогазовых энергоблоков ТЭС и ТЭЦ. Действующие парогазовые установки (ПГУ), реализующие высокотемпературный газотурбинный цикл Брайтона с отводом тепла в двухконтурный паротурбинный цикл Ренкина (цикл двух давлений), обеспечивают получение эксплуатационного электрического КПД на уровне 48–52%. По такой схеме работают, в частности, первые в России теплофикационные ПГУ мощностью 450 МВт, установленные на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Они имеют расчетный КПД нетто 51%, фактический КПД эксплуатационный КПД в режиме регулирования мощности – 48–49%.

Перспективы дальнейшего совершенствования бинарных парогазовых установок определяются повышением эффективности передачи теплоты от выхлопных газов ГТУ в паротурбинный цикл и уменьшением потерь при конденсации пара. Традиционное направление решения этих задач связано с повышением количества контуров (ступеней давления) паротурбинного цикла. В трехконтурной установке ТЭС «Иокогама» (Япония) достигнут КПД на уровне 55%.

Использование более экономичных газовых турбин позволит повысить КПД ПГУ с двух-трехконтурными схемами до 60%, применение водяного охлаждения и другие схемные решения – до 61,5–62% и более.

Более отдаленные перспективы повышения к.п.д. ТЭС на природном газе связаны с созданием гибридных установок, представляющих собой сочетание высокотемпературных электрохимических источников тока (топливных элементов) с парогазовой установкой.

Промышленные ТЭЦ снабжают газом, как правило, по системам распределительных газопроводов высокого или среднего давления. При малых расходах газа, не нарушающих режим газоснабжения бытовых потребителей, возможно подключение предприятий к газопроводам низкого давления. Система газоснабжения предприятия состоит из ввода на территорию, межцеховых газопроводов, ГРП и внутрицеховых газопроводов. Ввод обычно делают подземным и размещают на нем главное отключающее устройство.

Межцеховые газопроводы в зависимости от планировки предприятия, насыщенности его территории подземными и надземными коммуникациями, степени осушенности газа и ряда других факторов могут быть подземными, надземными и смешанными.

На ТЭЦ чаще отдают предпочтение надземной прокладке межцеховых газопроводов, так как они в этом случае не подвержены подземной коррозии, более доступны для осмотра и ремонта, менее опасны при утечках газа и экономичнее подземных [5,6].

Основное назначение газорегуляторных пунктов на ТЭЦ (ГРП) -  снижение входного давления газа (дросселирование) до заданного выходного и поддержание последнего в контролируемой точке газопровода постоянным (в заданных пределах) независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями. Кроме этого, в ГРП производятся: очистка газа от механических примесей, контроль за входным и выходным давлением и температурой газа, учет расхода (если отсутствует специально выделенный пункт измерения расхода), предохранение от возможного повышения или понижения давления газа в контролируемой точке газопровода сверх допустимых пределов [7].

Наличие в системе газоснабжения постоянного давления (в заранее заданном диапазоне его колебания) является одним из важнейших условий безопасной и надежной работы этой системы и подключенных к ней газопотребляющих объектов и агрегатов.

ГРП оснащаются практически одним и тем же оборудованием и отличаются друг от друга в основном своим расположением. ГРП размещают в зависимости от назначения и технической целесообразности: в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к зданиям; на несгораемом покрытии промышленного здания, в котором расположены потребители газа; в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене снаружи газифицируемого здания, на отдельно стоящей несгораемой опоре или (при наличии опорных стоек) на бетонном фундаменте [7].

В зависимости от давления газа на вводе ГРП подразделяют на:

- ГРП среднего давления (более 0,05 до 3 кгс/см² );

- ГРП высокого давления (более 3 до 12 кгс/см² ).

На ТЭЦ применяются ГРП среднего и высокого (до 6 кгс/см² ) давления могут размещаться в пристройках к зданиям I и II степени огнестойкости с производствами, отнесенными по пожарной опасности к категориям Г и Д. При технической необходимости допускается размещать ГРП во встроенных помещениях одноэтажных производственных зданий той же степени огнестойкости и категории пожароопасной [7].

Применение природного газа на электростанциях даёт значительный эффект. КПД котельных установок на электростанциях при переводе с твёрдого на газовое топливо увеличивается на 1-4%; уменьшается на 21-26% количество обслуживающего персонала. Суммарное снижение расхода топлива за счёт повышения кпд и снижения расхода электроэнергии на собственные нужды составляет 6-7%. Сжигание газа в топках котлов малой производительности увеличивает КПД по сравнению с котлами, использующими твёрдое топливо, на 7-20% (в зависимости от сорта топлива) и позволяет повысить производительность на 30% и более. Использование природного газа открывает широкие возможности для создания простых, менее металлоёмких и более экономичных котлов (паровых и водогрейных), работающих на природном газе.