Повышение эффективности ТЭЦ при производстве водорода методом газификации твердых коммунальных отходов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Колбанцева Дарья Львовна

• Колбанцева Дарья Львовна
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Колбанцева Дарья Львовна

ВВЕДЕНИЕ

1. Исследование существующих способов утилизации ТКО с обоснованием оптимального варианта в условиях производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ

1.1. Актуальность утилизации ТКО

1.2. Существующие способы утилизации ТКО

1.3. Зарубежный опыт утилизации ТКО

1.4. Получение водорода из ТКО

1.5. Актуальность развития водородной энергетики и интеграции водородогенерирующего комплекса в тепловую схему электростанции

1.6. Постановка цели и задач исследования

2 Хранение, транспортировка и использование водорода в качестве топлива на ТЭС

2.1. Анализ вариантов использования водорода на ТЭС

2.1.1. Использование водорода в качестве топлива в газовых турбинах на действующих ТЭС РФ

2.1.2. Использование водорода в качестве топлива в котельных агрегатах на действующих ТЭС РФ

2.1.3. Использование водорода в качестве топлива в топливных элементах на действующих ТЭС РФ

2.1.4. Использование водорода в качестве топлива в водородно-кислородных парогенераторах на действующих ТЭС РФ

2.2. Хранение водорода на действующих ТЭС РФ

2.3. Особенности транспортировки водорода по газопроводам

2.4. Разработка технологических схем по генерации водорода из ТКО методом газификации

Выводы

3 Математическое моделирование тепловых схем ТЭЦ с внедрением в их состав установки по производству водорода методом газификации ТКО

3.1. Выбор перспективного объекта моделирования с целью интеграции комплекса по производству водорода методом газификации ТКО

3.2. Моделирование тепловых схем в САПР «United Cycle»

3.3. Моделирование тепловых схем ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 в САПР «United Cycle»

3.4. Имитационная модель ТЭЦ-22

3.5. Имитационная модель ТЭЦ-21

3.6. Верификация моделей ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22

3.7. Моделирование комплекса по производству водорода из ТКО в составе ТЭЦ

Выводы

4 Экологический, энергетический и экономический эффекты при производстве водорода в составе ТЭЦ

4.1. Методика оценки эффективности внедрения комплекса по производству водорода из ТКО в тепловую схему ТЭЦ

4.1.1. Тепловой и массовый баланс водородогенерирующей установки

4.1.2. Оценка технико-экономических показателей ТЭЦ с установкой ТКО-водород

4.1.3. Показатель оценки тепловой экономичности мероприятия

4.2. Результаты расчетов эффективности внедрения установки по производству водорода методом газификации ТКО для ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 г. Санкт-Петербурга

4.2.1. Оценка объемов генерации водорода методом газификации ТКО на действующей ТЭЦ г. Санкт-Петербурга

4.2.2. Результаты математического моделирования ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 с установкой по производству водорода методом газификации ТКО

4.2.3. Энергетический, экологический и экономический эффект от внедрения рассматриваемого мероприятия

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Копия свидетельства о регистрации программы для ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Копии документов о внедрении результатов диссертации

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Тепловые схемы ТЭЦ-21, смоделированные в САПР «United Cycle»

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Тепловые схемы ТЭЦ-22, смоделированные в САПР «United Cycle»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Существенным фактором, негативно влияющим на экологическую безопасность населения Российской Федерации (РФ), является неуклонное увеличение объема образования отходов производства и потребления, при относительно невысоком уровне их утилизации. Так, в период с 2019 по 2022 гг. общий прирост объема образования отходов составил 16,3%, в то время как средний уровень утилизации не превышал 46-50%, при этом, на повторное использование направлялось лишь 18-30%, а объемы размещения отходов непрерывно увеличивались.

Согласно нормативным документам РФ, одним из самых современных и наиболее перспективных методов утилизации твердых коммунальных отходов (ТКО) является производство альтернативного твердого топлива из высококалорийной части ТКО. Кроме того, переход от значительной доли захоронения к эффективной утилизации с высокой долей вторичной переработки позволит не только повысить уровень экономичности использования природных ресурсов, но и снизить нагрузку на окружающую среду. Это является особенно актуальным в условиях глобальных изменений климата, а также возрастающей экономической активности как в РФ, так и в мире.

При интеграции комплекса по производству и использованию альтернативного топлива на электростанции можно добиться комплексного решения научной проблемы: оптимизировать режимы работы электростанций, повысив тем самым эффективность потребления топлива, а также перевести теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в режим производства, например водорода с меньшей себестоимостью за счет использования вторичных ресурсов отходов и низкопотенциальной теплоты. Дополнительно, выработанный водород возможно использовать в качестве топлива ТЭЦ взамен неэкологичных природных топлив.

Анализ современного состояния исследований в данной области. Во всём мире проводятся исследования возможности экономически выгодного

производства безуглеродного топлива и эффективности утилизации отходов, а также оценивается экономическая эффективность отдельных методов в условиях различных энергосистем. Так, в частности, известны работы Mulder M. (2018 г.), Liu B. (2020 г.), Zhang D. (2016 г.), Tang Z. (2020 г.), Majstrovic G. (2023 г.), FontPalma C. (2021 г.), Strbac G. (2020 г.). Проводятся исследования в части анализа влияния изменения морфологического состава отходов на эффективность процесса газификации ТКО [Acevedo J. и др.].

Научные исследования в этой области проводятся и в РФ. Большое внимание развитию водородной энергетики уделяется в Национальном исследовательском университете "МЭИ" (г. Москва). Здесь под руководством Рогалева А. Н. и Рога-лева Н. Д. проводятся исследования производства водорода из природного газа, его использования в высокотемпературных процессах, а также расчет себестоимости генерируемого водорода. Исследуются способы производства низкоуглеродного водорода и электрической энергии, анализируется конкурентоспособность при переходе на водородную энергетику под руководством Гашо Е.Г. Также вопросы интеграции производства водорода методом электролиза на атомные станции активно прорабатываются в Саратовском государственном техническом университете под руководством Аминова Р.З.

Большое внимание уделяется технико-экономическим основам производства водорода различными методами: электролизом [Филимонова A.A., и др.], пиролизом метана [Дубровская E.C.] (Казанский государственный энергетический университет). Предлагаются решения по внедрению установок для производства водорода на действующих энергообъектах в условиях различных энергосистем [Коптева А. и др.] (Санкт-Петербургский горный университет). Исследуется мировой и российский опыт утилизации отходов для нужд энергоснабжения [Тугов А. Н.] (ОАО "Всероссийский теплотехнический институт" (г. Москва)), разрабатываются методические вопросы энергетического использования ТКО и продуктов их газификации [Зысин Л. В.], а также анализируются режимные параметры установок газификации ТКО [Шабуров Е.Л.] (Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого).

Однако ряд вопросов требует дополнительного анализа: вопросы утилизации сбросной теплоты, отводимой от синтез-газа при его производстве, а также подачи пара на реакцию доокисления оксида углерода не проработаны в достаточной степени; отсутствует методическая база по оценке эффективности интеграции комплекса по производству синтез-газа на тепловой электростанции (ТЭС).

Цель исследования: разработка метода оценки повышения эффективности работы когенерационной электростанции с установками по производству синтез-газа и утилизацией ТКО.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Проанализировать существующие способы утилизации ТКО. Определить наиболее перспективные способы утилизации ТКО в условиях производства электрической энергии и теплоты на ТЭЦ для интеграции такого комплекса;

2. Разработать схему интеграции комплекса по производству синтез-газа на когенерационной ТЭЦ с учетом особенностей производства каждого вида продукции;

3. Разработать имитационные модели ТЭЦ с включением в тепловую схему установок по производству водорода из синтез-газа. Произвести анализ режимов работы ТЭЦ, работающей в цикле с производством водорода;

4. Разработать методику оценки эффективности внедрения установки по производству синтез-газа в тепловую схему когенерационной ТЭЦ. Оценить эффективность внедрения.

Соответствие паспорту специальности. Работа соответствует паспорту специальности в части направления исследования: п. 6 «Научные основы повышения эффективности использования энергетических ресурсов в теплотехническом оборудовании и использующих теплоту системах и установках»; п. 7 «Оптимизация схем теплоэнергетических установок и систем для генерации и трансформации энергоносителей, в том числе, основанных на принципах их комбинированного производства»; п. 8 «...Совершенствование методов расчета и оптимизация параметров использующих теплоту технологических процессов, оборудования и систем».

Научная новизна:

1. Разработана схема подключения комплекса по производству синтез-газа из ТКО в тепловую схему когенерационной ТЭЦ;

2. Разработаны математические модели когенерационных ТЭЦ при работе в цикле с производством синтез-газа;

3. Разработана методика оценки эффективности внедрения установки по производству синтез-газа в тепловую схему когенерационной ТЭЦ.

Теоретическая и практическая значимость работы.

1. Разработана методика, позволяющая выявить резервы повышения энергетической эффективности существующих когенерационных энергоблоков путём интеграции с комплексом по производству синтез-газа и его использованием в различных целях. Разработанная методика позволяет выполнить оценку эффективности интеграции комплекса в тепловую схему ТЭЦ на основании анализа существующего баланса выработки теплоты и электроэнергии с последующим выбором энергоблоков, для которых интеграция даст наибольший энергетический эффект;

2. Предложена схема модернизации энергоблоков для включения в их состав комплекса по производству синтез-газа из ТКО.

Разработанные материалы могут применяться как на существующих объектах генерации для оптимизации режимов работы, так и для вновь проектируемых.

Методология и методы исследований. В работе применялись методы термодинамического анализа энергоустановок, математического моделирования и технико-экономических расчетов. Был применен программный комплекс САПР «United Cycle», а также САПР «Boiler Designer».

Объект исследования -тепловая электрическая станция при комбинированной работе с комплексом по производству синтез-газа.

Предмет исследования - тепловые процессы, протекающие при эксплуатации основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ при комбинированной работе с комплексом по производству синтез-газа.

Положения, выносимые на защиту:

1. Методика оценки эффективности внедрения установки по производству синтез-газа в тепловую схему ТЭЦ;

2. Схема подключения комплекса по производству водорода из ТКО в тепловую схему когенерационной ТЭЦ;

3. Математические модели ТЭЦ с производством в цикле электрической энергии, теплоты и синтез-газа.

Достоверность результатов исследования обеспечивается использованием апробированных методов математического моделирования тепловых схем электростанций и валидацией разработанных моделей с использованием данных автоматизированной системы управления действующих ТЭЦ ПАО «ТГК-1».

Апробация результатов. Материалы докладывались и обсуждались на научных конференциях: международной научной конференции по энергетике, экологии и строительству (ЕЕСЕ - 2019); XLVШ конференции «Неделя науки СПбПУ» (2019 г.); международной научно-практической конференции «Современные технологии и экономика энергетики» (2020, 2021, 2022, 2023 гг.); международной научной электроэнергетической конференции (КЕРС-2021); седьмой всемирный конгресс «Альтернативная энергетика и экология» ^САЕЕ-2023).

Разработанные схемные решения и математические модели использованы при проведении научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Исследование возможности использования водорода в технологических схемах ТЭЦ и производственных площадках станций» для ТЭЦ ПАО «ТГК-1» (20212022 гг.).

Связь работы с научными программами и грантами. Диссертационное исследование выполнено при поддержке программы стратегического академического лидерства «Приоритет-2030» в 2022 и в 2023 годах. Тема проекта 2022 г. «Переход к экологически чистой и ресурсосберегающей энергетике путем генерации, хранения и потребления водорода в технологических схемах электростанций с применением технологий газификации твердых коммунальных отходов и теплонасос-ных установок» (Соглашение 075-15-2021-1333, дата 30.09.2021), тема проекта 2023 года «Оптимизация работы ТЭЦ в условиях достижения технологического

суверенитета РФ и концепции Индустрии 4.0» (Соглашение 075-15-2023-380 от 20 февраля 2023 г.). Кроме того, исследование выполнено при поддержке гранта Комитета по науке и высшей школе Санкт-Петербурга 2021 года для студентов и аспирантов вузов, отраслевых и академических институтов, расположенных на территории Санкт-Петербурга.

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 24 работы, в том числе: 6 статей - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 7 статей - в журналах, индексируемых Scopus и WoS (квартиль Q1 и Q2), 9ста-тей - в сборниках международных конференций. Получено свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

Личный вклад автора заключается в постановке цели и задач исследования; в выборе объекта и предмета исследования; в разработке принципиально новых схем, методик и рекомендаций по интеграции комплекса по производству синтез-газа на ТЭЦ; в обработке, обобщении полученных результатов и формулировке основных выводов.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (156 наименований) и четырёх приложений. Работа содержит 211 страниц основного текста, 43 таблицы, 48 рисунков. Общий объем работы - 223 страницы.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ СПОСОБОВ УТИЛИЗАЦИИ ТКО С ОБОСНОВАНИЕМ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА В УСЛОВИЯХ ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

ЭНЕРГИИ НА ТЭЦ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности ТЭЦ при производстве водорода методом газификации твердых коммунальных отходов»

1.1. Актуальность утилизации ТКО

Существенным фактором, негативно влияющим на экологическую безопасность населения Российской Федерации (РФ), является неуклонное увеличение объема образования отходов производства и потребления, при относительно невысоком уровне их утилизации [105]. Так, в период с 2019 по 2022 гг. общий прирост объема образования отходов составил 16,3%, в то время как средний уровень утилизации не превышал 46-50% (при этом, на повторное использование направлялось лишь 18-30%), при этом объемы размещения отходов непрерывно увеличивались (таблица 1.1)[105]. Несмотря на наметившуюся в период 2019-2022 гг. тенденцию к снижению объемов образования твердых коммунальных отходов (ТКО) на территории РФ, доля их, направляемая на утилизацию, не превышала 4-7%, в то время как доля захоронения составляла 72-92% (рисунок 1.1).

Таблица 1.1. Динамика образования, утилизации и размещения отходов производства и потребления в РФ, млн тонн [105]

Вид экономической деятельности Период

2019 2020 2021 2022

Образование отходов

Сельское, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство 47,7 45,2 50,6 45,7

Добыча полезных ископаемых 7 257,0 6 367,3 7 690,5 8 380,1

Обрабатывающие производства 296,4 430,9 511,0 413,5

Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха 20,2 17,5 18,7 17,9

Вид экономической деятельности Период

2019 2020 2021 2022

Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений 10,7 8,4 11,9 10,6

Прочее 118,9 86,5 165,9 149,3

Всего 7 750,9 6 955,7 8 448,6 9 017,3

Утилизация и размещение отходов

Утилизация отходов всего 3 857,3 3 406,3 3 920,1 4 107,0

из них для повторного применения (рецик-линг) 2 311,5 1 509,2 1 594,9 1 608,6

Размещение отходов (хранение) 2 621,9 2 874,1 3 510,8 3 797,5

Размещение отходов (захоронение) 1 178,9 832,3 981,5 2 415,4

Рисунок. 1.1 - Сравнительные сведения о твердых коммунальных отходах в РФ за

2019-2022гг. [105]

На данный момент лидерами в области переработки ТКО являются Япония, где перерабатывается 75 % ТКО, США — 46 %, Швейцария — 53 %, Дания — 46,3 %, Нидерланды — 51,7 %, Германия — 66,1 %, Швеция — 48 %, Франция — 39,5 % [67]. России в их числе нет.

При этом согласно Стратегии экологической безопасности РФ, на период до 2025 года, на территории нашей страны накоплено свыше 30 миллиардов тонн отходов. Кроме того, увеличивается количество отходов, которые не вовлекаются во вторичный хозяйственный оборот, а размещаются на полигонах и свалках, что ведет к выводу продуктивных сельскохозяйственных территорий из оборота. Около 15 тысяч санкционированных объектов размещения отходов расположены на территории общей площадью примерно 4 миллиона гектаров. Эта территория каждый год увеличивается на 300-400 тысяч гектаров. По данным Федеральной службы государственной статистики, в 2005 году в Российской Федерации зафиксировано образование порядка 3 миллиардов тонн отходов, а в 2015 году уже 5,06 миллиардов тонн (за 10 лет показатель вырос на 69 %) [138].

Средний объем утилизации отходов в Российской Федерации составляет лишь 35%, что приводит не только к росту объемов накапливаемых и в дальнейшем захораниваемых отходов, но и к потере до 90% полезной продукции, пользующейся спросом на рынке [54].

В настоящее время в результате деятельности населения, организаций и предприятий Санкт-Петербурга образуется 9,7 миллионов тонн ТКО в год. Лишь малая часть ТКО, образуемых в Санкт-Петербурге, перерабатывается на двух специализированных мусороперерабатывающих заводах (МПЗ), а основная часть ТКО размещается на полигонах без переработки [118].

Принципиальное изменение на государственном уровне подхода к обращению с отходами на базе масштабного перехода от значительной доли захоронения к эффективной утилизации с высокой долей вторичной переработки позволило бы не только повысить уровень экономичности использования природных ресурсов, но и снизило бы нагрузку на окружающую среду вследствие хозяйственной и иной деятельности. Это является особенно актуальным в условиях глобальных изменений климата, а также возрастающей экономической активности как в России, так и в мире.

Стратегические цели, поставленные Президентом и Правительством РФ в части обращения с отходами, направлены на построение новой системы обращения с отходами, и главным образом с ТКО [145].

Основные тезисы нормативных документов в области обращения с отходами:

• Доля твердых коммунальных отходов, направленная на обработку, в общем объеме вывезенных с мест образования крайне низка;

• Одним из современных и наиболее перспективных методов утилизации отходов является производство из высококалорийной части твердых коммунальных отходов альтернативного твердого топлива;

• Необходимо движение в сторону замещения природных источников энергии альтернативными видами;

• Одна из целей политики в области обращения с ТКО - максимальное вовлечение отходов в хозяйственный оборот в качестве дополнительных источников сырья и для получения энергии.

Таким образом, получение вторичного топлива из отходов является актуальной задачей.

В настоящее время, в качестве основных вариантов утилизации ТКО выступает рециклинг (вторичная переработка), складирование на полигонах, термическое обезвреживание отходов (в том числе прямое сжигание, пиролиз, газификация и т. д.), а также компостирование (биохимический процесс переработки органической компоненты ТКО в компост с помощью различных микроорганизмов).

Утилизация ТКО с получением вторичного топлива позволила бы помимо частичного решения проблемы с захоронением отходов, также снизить долю органического топлива в российском топливно-энергетическом балансе (ТЭБ). К сожалению, объемы ТКО, используемые таким образом, в РФ составили в 2020 и 2021 гг. 24,1 и 19,9 тыс. тонн/год соответственно, при совокупном объеме образования на уровне 48,5 и 48,4 млн. тонн/год [105].

1.2. Существующие способы утилизации ТКО

На данный момент реализуемый способ сбора отходов в России привлекает простыми решениями и дешевизной. Развитие раздельного сбора зависит от решения следующих задач:

• обеспечение населения контейнерами для раздельного сбора мусора;

• своевременный вывоз отсортированных отходов;

• строительство специализированных мусоросортировочных заводов;

• заинтересованность населения в раздельном сборе мусора.

Ни одна из перечисленных задач на данный момент не решена.

Термическая переработка мусора имеет большое количество противников в

основном из-за экологической опасности в связи с выделением опасных газов при сжигании ТКО в атмосферу. Однако в случае сжигания отходов на специализированных мусороутилизирующих предприятиях с соответствующей пылегазоочист-кой выбросы вредных веществ не превышают максимально-допустимых, как и в случае работы традиционных ТЭЦ [68].

Выделяется три основных способа термической переработки ТКО: сжигание, пиролиз и газификация [68].

• Сжигание - наиболее распространенный способ утилизации ТКО, представляющий собой процесс окисления ТКО при высоких температурах.

Принципиальная схема сжигания ТКО проиллюстрирована на рисунке 1.2.

кислород

устанобка для сжигания разрушение

> зола

отсортированные ТЕ ТК0

70%

► ЗымоЬые газы

t = 650-1050 С

► теплоЬая энергия

Рисунок 1.2 - Принципиальная схема сжигания ТКО

Конечные продукты: теплота, зола, а также дымовые газы, содержащие значительные объемы диоксинов и бензапиренов.

В Московской области и Республике Татарстан компаниями ООО «Альтернативная Генерирующая Компания - 1» и ООО «Альтернативная Генерирующая Компания - 2» соответственно реализованы МПЗ с привлечением специалистов из Швейцарской компании «Hitachi Zosen Innova», которые реализовали более 500 мусоросжигательных заводов по всему миру.

На отечественных МПЗ реализуется технология высокотемпературного сжигания отходов при температуре 1260°С с использованием колосниковой решетки, охлаждаемой воздухом. Процесс горения на решетке является равномерным, благодаря чему исключается недожог. Непосредственное горение ТКО происходит без использования дополнительного топлива.

Дымовые газы, образующиеся в процессе сжигания, поступают в котел-утилизатор при температуре свыше 850°С, что обеспечивает разрушение диоксинов и оксидов азота. При этом в котле-утилизаторе вырабатывается пар, который в дальнейшем поступает на турбину.

Образовавшийся в процессе горения шлак после охлаждения выгружается на ленточный транспортер. По ходу движения из него отбираются черные и цветные металлы, которые впоследствии направляются на переработку. Остаточный шлак

направляется на дорожное строительство. Зола нейтрализуется путем цементирования.

На заводе реализована сухая система газоочистки, исключающая выбросы загрязненных сточных вод. Очистка дымовых газов, а также разрушение вторичных диоксинов, образующихся при охлаждении дымовых газов, происходит в реакторе с помощью активированного угля и гидроксида кальция. Далее в рукавном фильтре дымовые газы очищают от золы и пыли. После дымовые газы удаляются, при этом на выходе из дымовой трубы осуществляется мониторинг выбросов вредных веществ.

Принципиальная схема процесса термической переработки отходов на описанном мусоросжигательном заводе приведена на рисунке 1.3 [91].

Рисунок. 1.3. Принципиальная схема работы мусоросжигательного завода компании ООО «Альтернативная Генерирующая Компания - 1»

Количество выделяемых в атмосферу вредных веществ при сжигании ТКО сильно зависит от температуры процесса. Наиболее сильным канцерогеном является 2,3,7,8 ТХДД (тетра-хлордибензодиоксин). При сжигании ТКО на МПЗ при

недостаточно высоких температурах, ТХДД является главным источником диоксинов в окружающей среде.

Как показано в исследованиях, состав образующихся при сжигании ТКО дымовых газов является безопасным, если температура процесса составляет не менее 1300°С. Для удаления хлора и серы из дымовых газов в газоочистных сооружениях используется известь, а для сложных соединений используется активированный уголь.

Безопасную для окружающей среды утилизацию ТКО следует реализовывать не на простом сжигании, а на глубокой и качественной переработке с промежуточной нейтрализацией компонентов, требующей высоких капиталовложений [68].

К преимуществам данного метода можно отнести простоту реализации, дешевизну и сокращение количества зароняемых отходов.

• Пиролиз - процесс разложения органических веществ без доступа кислорода под действием высокой температуры [68].

Принципиальная схема пиролиза ТКО проиллюстрирована на рисунке 1.4.

отсортированные ТКО

установка для пиролиза

разрушение

~\о/

\ = 450-900 С

► зола

синтез-газ

-> синтетическое

топливо -> тепловая энергия

Рисунок. 1.4. - Принципиальная схема пиролиза ТКО

Другими словами пиролиз - это процесс, когда подводимое количество тепла превышает энергию диссоциации различных связей, в связи с чем происходит их разрыв.

Конечные продукты - синтез-газ, синтетическое топливо, теплота и зола.

Процесс протекает при температуре в диапазоне 500-800°С, что приводит к образованию летучей фракции, которая может быть далее разделена на

конденсируемое жидкое топливо и неконденсирующиеся углеводородные газы, а также твердые остатки. Итоговый состав зависит как от входного сырья, так и от температуры, давления и времени протекания процесса.

В процессе пиролиза возможно использование теплоты образующихся газов через теплопередающую стенку. Для конденсации пиролизного газа и превращения его в жидкую фракцию в охладителе газ охлаждается водой. Неконденсируемый синтез-газ может быть использован далее для производства водорода. Жидкие продукты пиролиза условно называют «синтетическая нефть».

Преимуществами являются отсутствие оксидов серы и азота, больший процент разрушения отходов, чем при прямом сжигании, получение на выходе топлива - синтез-газа, а также возможность использования сбросной теплоты процесса.

Недостаток способа - наличие в конечных продуктах синтетического топлива, требующего дополнительной переработки, отложение компонентов твердого кокса на внутренних поверхностях нагрева, неоднородность прогрева, которая ведет к неполной переработке исходного сырья, сложная конструкция и высокая стоимость установок.

• Газификация - преобразование ТКО при высокотемпературном нагреве с окислителем (воздух или водяной пар) с получением на выходе газообразного топлива - синтез-газа.

Принципиальная схема газификации ТКО проиллюстрирована на рисунке

1.5.

отсортированные ТКО

окислитель

> зола

> синтез-газ

> тепловая энергия

установка для газификации разрушение

90%

Г = 800-1150 С

Рисунок. 1.5. -Принципиальная схема газификации ТКО

Конечными продуктами являются теплота, синтез-газ и шлаки (зола), которые могут быть использованы в строительстве.

Технология обладает схожими преимуществами с технологией пиролиза, однако протекает при более высоких температурах. Получаемый синтез-газ также может быть использован в качестве топлива, а выбросы золы и сернистых соединений в атмосферу сокращаются.

К недостаткам можно отнести более высокую стоимость оборудования, чем при прямом сжигании и необходимость сортировки отходов [68].

• Плазменная газификация - процесс переработки отходов в струе воздушной плазмы при температурах до 2000°С [68].

Принципиальная схема плазменной газификации ТКО проиллюстрирована на рисунке 1.6.

окислитель

ТКО

установка для плазменной газификации

► шлак

полное

► синтез-газ

разрушение I- = 2000 С

► тепловая

-энергия

Рисунок. 1.6. - Принципиальная схема плазменной газификации ТКО

Достоинством данной технологии является разрушение любых органических и биологических материалов, гарантированное уничтожение токсичных ядов, переплавка и испарение тугоплавких неорганических соединений.

Конечные продукты -теплота, синтез-газ, шлаковый расплав, который можно использовать в строительстве.

При использовании данного способа ТКО (без необходимости сортировки) при очень высоких температурах переходят в состояние плазмы. При последующем охлаждении плазмы и создании определенных условий происходит образование новых химических соединений, таких как синтез-газ. Кроме того, после этапа газификации следует этап очистки синтез-газа с помощью охладителей и теплообменников.

Для осуществления процесса необходимы специализированные плазменные факелы, которые в настоящее время используются на литейных заводах для плавления и резки металлов. Разработки этой технологии проводились в том числе в России.

Несмотря на то, что плазменные технологии хорошо изучены и освоены, широкого применения для обезвреживания отходов они не получили. Практически отсутствуют объекты по термической утилизации ТКО с использованием

плазменного нагрева в связи с экономической нецелесообразностью данного процесса, а также отсутствием апробированных решений.

К преимуществам можно отнести высокие температуры утилизации, полное термическое разложение отходов, отсутствие требований к сортировке ТКО, технология не чувствительна к влажности отходов.

Недостатки - сложность установки, высокая стоимость основного и вспомогательного оборудования, необходимость наличия футеровки в области горения плазмы, выдерживающей очень высокие температуры.

• Газификация в печах шлакового расплава

Принципиальная схема газификации ТКО в печах шлакового расплава проиллюстрирована на рисунке 1.7.

кислород

ТКО

печь шлакового расплава

полное разрушение

1- = 1300-1650 С

► шлак

-> синтез-газ

-> тепловая энергия

Рисунок 1.7. - Принципиальная схема газификации ТКО в печах шлакового расплава

Технология газификации ТКО в печах шлакового расплава была разработана в России. На опытном заводе в печи шлакового расплава были осуществлены технологические испытания, которые дали положительный результат. В 90-х годах работы в этой области были приостановлены, несмотря на то что функционирование печей такого типа на предприятиях России (Норильск, Ревда, Кольский

полуостров) и ближнего зарубежья показала их высокую надежность и производительность [68].

Использование шлаковых ванн позволяет повысить температуру процесса газификации, кроме того, их использование позволяет исключить наличие любых движущихся, а значит ненадёжных, элементов. Таким образом, термическая переработка ТКО с использованием металлургических печей Ванюкова возможна при температуре 1350-1400°С.

Процесс осуществляется в кипящем слое барботируемого шлакового расплава. ТКО сбрасываются в ванну и погружаются в интенсивно перемешиваемый вспененный расплав. Барботаж расплава осуществляется с помощью окислительного кислородно-воздушного дутья, подаваемого через фурмы в нижней части боковых стенок печи (ниже уровня расплава).

Минеральная часть отходов растворяется в шлаке, а органические вещества переходят в газообразную форму. Шлак, выпускаемый из печи, подается в жидком виде на переработку в строительные материалы.

С точки зрения производства вторичного топлива данный метод также теоретически возможен, но в его основе лежит принцип сокращения образования синтез-газа с целью снижения затрат на очистку газов. В данном методе осуществляется замена части дутьевого воздуха на кислород с соответствующей оптимизацией подачи дутья.

Преимуществами процесса являются получение расплавленного шлака и синтез-газа (с точки зрения очистки дымовых газов, но не производства вторичного топлива), сокращение объема дымовых газов, уменьшение количества оксидов азота, а также полное разрушение фуранов, диоксинов и органической части.

Недостатки заключаются в сложностях, возникающих при попытке реализации технологии, разработанной и используемой в цветной металлургии с целью переработки отходов, а также высокая стоимость оборудования, так как кроме прочих расходов необходимо строительство дорогостоящей кислородной станции. Кроме того, данный процесс довольно продолжителен по времени в силу долгой растопки

печи и подготовки ее к процессу газификации. А в связи с наличием жидкой фазы на выходе - низкий срок эксплуатации оборудования.

Анализ различных способов утилизации ТКО показывает, что наименее выгодной является технология сжигания, требующая, с одной стороны, наименьшее количество капиталовложений, но создающая большое количество вторичных отходов и выбросов токсичных веществ, требующих дополнительной переработки или захоронения. Поэтому при должной очистке дымовых газов капиталовложения в такую установку кратно увеличиваются. Также технология требует предварительной сортировки отходов и снижения их влажности. Указанные недостатки - следствие низкой температуры сжигания. Реализация такого способа будет характеризоваться высокими капиталовложениями в пылегазоочистку для снижения выбросов вредных веществ атмосферу [68].

Пиролиз и обычная газификация имеют примерно одинаковые показатели эффективности, что является следствием близких температур протекающих процессов. Тем не менее им присущи более высокие показатели эффективности по сравнению со сжиганием, однако, как и в случае простого сжигания, имеются недостатки в виде чувствительности к влажности и необходимости предварительной сортировки [80, 68].

Наилучшими показателями обладают плазменная газификация и переработка отходов в печах шлакового расплава. Они характеризуются высокими (более 1300°С) температурами переработки. Однако существует сложность в выборе и эксплуатации основного и вспомогательного оборудовании, высоких капитальных затратах и использовании кислорода в случае применения печей шлакового расплава, а также отсутствием апробированных решений [141, 154, 153, 68, 74].

В связи с вышесказанным в качестве решения проблемы утилизации ТКО предлагается использование наиболее перспективного метода термической утилизации - газификации ТКО с получением в процессе газификации синтез-газа и его дальнейшим использованием в качестве вторичного топлива. Использование данной технологии исключает прямое сжигание отходов, а калорийность синтез-газа постоянна. При этом очистку синтез-газа производить значительно проще, чем при

прямом сжигании ТКО [67,149,75,59,]. Преимуществом технологии простой газификации перед пиролизом является отсутствие образования жидких смол, переработка которых является капиталоемким и труднореализуемым мероприятием.

В случае внедрения данной технологии в тепловую схему тепловой электростанции, данное решение предусматривает использование максимально унифицированного теплоэнергетического оборудования с применением традиционных тепловых схем. Кроме того, технология газификации экономически более доступна, чем технология плазменной газификации, распространена и апробирована в мире.

1.3. Зарубежный опыт утилизации ТКО

Во многих странах Европейского союза полигонное захоронение ТКО применяется при невозможности повторного использования отходов или неэффективности их переработки [90], поэтому зарубежом большое внимание уделяется поискам путей утилизации ТКО другими способами. Так, в развитых странах мусоро-сжигающие предприятия расположены в столицах, а термическое обезвреживание - один из основных способов утилизации отходов. Примером может служить му-соросжигающий завод с рестораном на дымовой трубе, расположенный в Вене. Каждый год на нем утилизируется 250 тыс. тонн ТКО с получением теплоты, используемой для отопления [68].

В настоящее время уровень сжигания ТКО в отдельных странах различен. Так, из общих объемов бытового мусора доля сжигания колеблется в таких странах, как Австрия, Италия, Франция, Германия в пределах 20-40 %; Бельгия, Швеция -48-50 %; Япония - 70 %; Дания, Швейцария - 80 %; Англия, США - 10 % [90].

Тем не менее по информации Европейского статистического бюро количество мусоросжигающих заводов (МСЗ) в Европе постоянно растет. Вклад сжигания в обезвреживание ТКО в разных государствах различен. Реализацией такого способа занимаются европейские фирмы (Германия, Франция, Швейцария), использующие сжигание на колосниковой решетке (а также сжигание во вращающихся

печах, которое в настоящее время мало распространено). При проектировании МСЗ за рубежом принципиальная температура процесса - не менее 1300°С -принимается за минимальную принципиальную температуру сжигания с целью повышения эффективности процесса и разрушения большинства опасных веществ, содержащихся в образующихся дымовых газах [68].

Несмотря на распространенность технологии сжигания ТКО, реализуются и другие способы, например аэробная и анаэробная утилизация органических отходов, термическая переработка отходов.

Утилизация методом пиролиза реализована в США фирмами «Union Carbide» и «Monsanto Company», где разработаны методы Ландгарда, Торакса, Пьюрокса, а также в Германии и Австралии - компанией «Ener-Core», и т. Д [68, 87].

Плазменная газификация ТКО применяется в Израиле, Японии. Так реализация проекта, рассчитанного на мощность 110 тонн ТКО в сутки осуществлена в Японии компанией «Eco Valley» [68, 87].

Большое внимание уделяется повышению эффективности утилизации отходов путем энергетического использования продуктов переработки в следующих странах (указана доля энергетической утилизации отходов от их общего объема): Япония — 69%, Китай — 38%, Франция — 35%, Германия — 31%, США — 12%, Австрия — 39%, Великобритания — 37%, Италия — 21%, Корея — 25%, Швеция — 53%, Швейцария — 30%. Всего в мире в настоящее время работает 1795 заводов, перерабатывающих в энергию 216 млн тонн отходов. Мировая практика подтверждает эффективность переработки отходов в энергию [114].

Самым интересным примером реализации термического способа утилизации ТКО - газификации с использованием генерируемого синтез-газа для целей энергоснабжением - является электростанция в городе Лахти (Финляндия). Местная ТЭЦ является самой большой в мире электростанцией с газификацией отходов и принята в исследовании за аналог. Ее производительность составляет 50 МВт установленной электрической мощности и 90 МВт тепловой. На ТЭЦ утилизируется 250 тысяч тонн в год отсортированных ТКО. Благодаря внедрению данной

технологии закрыты несколько местных свалок, выбросы углекислого газа снизились на 30% [80, 93].

Принципиальная схема газификации ТКО на ТЭЦ в городе Лахти представлена на рисунке 1.8.

Рисунок. 1.8. - Принципиальная схема газификации на ТЭЦ в городе Лахти (Финляндия)

1 - топливоподача, 2 - отделение газификатора, 3 - фильтры, 4 - паровой котел, 5 - газоочистка

Газификационное отделение станции состоит из линии топливоподачи (1), отделения газификатора (2) и фильтров (3), отделения парового котла (4) и соответствующей газоочистки (5) [80].

Первичные отходы доставляются к ТЭЦ автотранспортом, после чего они проходят сортировку на сортировочном технологическом комплексе, где происходит отбор ТКО с более высокой теплотворной способностью[60,149,75,67].

Непосредственно на ТЭЦ подаются отсортированные и измельчённые ТКО с максимальным размером фракции до 250 мм по линии топливоподачи с узла подготовки топлива или с приемного устройства, куда подготовленное топливо доставляется автотранспортом. Данное топливо представляет собой так называемое RDF-топливо.

Вторичное топливо, получаемое из ТКО, получило название Refuse Derived Fuel (RDF) иначе топлива, полученного из отходов. Для производства RDF

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Колбанцева Дарья Львовна, 2025 год

использованию Зола

отходы

(захоронение/ («лавирование/

переработка) переработка)

1.65-13.09% Смесь Нг и СОг 8.58-19.10% масс. Н;

масс. Нг * (отн. синтеэ-гаэа)

86.91-98.35% масс. СО

СО КонЬерсия СО

Пар

(от ТЗЦ)

1

КЦА

99% > масс. Н;*

Водород

J

СОг

(улаблибание/ 6дымобую трубу)

Рисунок 2.13. - Принципиальная технологическая схема производства водорода из

ТКО

Организация подачи пара от ТЭЦ может быть осуществлена двумя способами:

- использование редуцированного острого пара в случае наличия резерва па-ропроизводительности паровых котлов;

-использование отборного пара турбоагрегатов, в случае сохранения отпуска продукции (электро- и теплоэнергии на номинальном уровне).

В данном случае можно говорить о трансформации теплофикационной турбины в турбину типа «ПТ» в связи с появлением «промышленного» отбора пара.

Теплота, образующаяся при охлаждении синтез-газа, может отводиться в окружающую среду (в систему технического водоснабжения с прочими сбросными охлаждающими потоками), а также использоваться в технологических процессах ТЭС или для теплоснабжения потребителя [101].

В работе предлагается использование тепла синтез газа для нагрева питательной воды ТЭС. Данное решение позволяет повысить тепло- и электроотпуск турбоагрегата при сохранении постоянного расхода топлива в паровом котле.

Генерируемый водород может быть подмешан (20% по объёму к природному газу), поступающему в паровой котел в качестве топлива.

Принципиальная технологическая схема генерации электрической энергии, теплоты и водорода методом газификации ТКО на ТЭЦ представлена на рисунке 2.14.

Рисунок 2.14 Принципиальная технологическая схема генерации электрической энергии, теплоты и водорода методом газификации ТКО на ТЭЦ

Принципиальная схема простейшей ТЭЦ, работающей в цикле с производством водорода с отбором острого пара на реакцию КЦА представлена на рисунке 2.15.

Рисунок 2.15. - Принципиальная тепловая схема электростанции с внедренной в ее состав установкой генерации водорода методом газификации ТКО с отбором

острого пара на реакцию КЦА 1 - паровой котел, 2 - турбина, 3 - генератор, 4 - конденсатор, 5 - конденсатный насос, 6 - регенеративный подогреватель низкого давления, 7 - деаэратор, 8 - питательный насос, 9 - регенеративный подогреватель высокого давления, 10- водо-водяной охладитель синтез-газа, 11 -насос гликолевого контура, 12 - сетевой насос, 13 - сетевой подогреватель, 14 - редукционно-

охладительная установка (РОУ)

Принципиальная схема простейшей ТЭЦ, работающей в цикле с производством водорода с отбором пара из отбора турбоагрегата на реакцию КЦА представлена на рисунке 2.16.

КЦА

Рисунок 2.16. - Принципиальная тепловая схема электростанции с внедренной в ее состав установкой генерации водорода методом газификации ТКО с отбором

острого пара на реакцию КЦА 1 - паровой котел, 2 - турбина, 3 - генератор, 4 - конденсатор, 5 - конденсатный насос, 6

- регенеративный подогреватель низкого давления, 7 - деаэратор, 8 - питательный насос, 9 -регенеративный подогреватель высокого давления, 10- водо-водяной охладитель синтез-газа, 11

- насос гликолевого контура, 12 - сетевой насос, 13 - сетевой подогреватель

Выводы

1. Топливные элементы в настоящее время не применимы к действующим ТЭС в связи с малой единичной мощностью. Ограничивающим фактором также является высокая стоимость устройства, отсутствия крупномасштабных технологий. В перспективе могут найти применение как источники автономного и, возможно, резервного электроснабжения после увеличения единичной энергоемкости оборудования и снижения стоимости, так как на данный момент экономического эффекта в рамках первого этапа реализации водородной стратегии не наблюдается.

2. Внедрение технологии ВКП в существующие схемы ТЭС аналогично технологии дожигания, которая приводит к снижению КПД цикла. Повышение температуры пара перед паровыми турбинами посредством ВКП для существующих паросиловых блоков тоже невозможно по причине ограничений по максимальной температуре паропроводов. Кроме того, ВКП на паросиловых блоках аналогичен переводу котлов на водород с точки зрения расходов топлива. Это потребует и создания инфраструктуры хранения и доставки водорода как основного топлива, что в условиях действующего объекта можно обеспечить только при появлении газотранспортной системы МВС. Кроме того, существующая технология ВКП мелкомасштабна. Технология является перспективной, требующей проведения ряда исследований и не рекомендована для реализации на первом этапе первого водородной стратегии;

3. Целесообразно рассматривать технологию сжигания смеси водорода и природного газа в газовых турбинах и газомазутных паровых котлах в объемных долях 20% и 80% соответственно. Такую смесь можно сжигать в существующих установках с минимальными конструктивными изменениями основного котельного и газотурбинного оборудования без его замены. В перспективе после решения ряда проблем возможно создание как газовой турбины, так и паровых и водогрейных котлов, полностью сжигающих 100% водород и применение данного оборудования;

4. Для негазифицированных ТЭС целесообразно рассмотреть перевод их на сжигание водорода и природного газа, с созданием газотранспортной системы водорода и природного газа, в долях 20% и 80% соответственно. Площадка хранения сжиженного природного газа и водорода может находиться либо на самой ТЭС, либо на площадках расположения перегрузочных терминалов СПГ и водорода (при наличии перспективы создания таких транзитных портов);

5. Вариант хранения газообразного водорода в качестве как основного, так и резервного топлива на данном этапе развития технологий в виду требуемой площади резервуарного парка превышающей располагаемые площади любой из действующих площадок ТЭС не применим.

6. Системы хранения водорода в виде различного типа носителей (гидриды металлов, аланаты, борогидриды, амиды) сложно адаптировать в условиях ТЭС в виду их низкой емкости. Применение возможно в перспективе после увеличения единичной энергоемкости оборудования и снижения стоимости.

7. Хранение газообразного водорода при обычном и повышенном давлении в подземных хранилищах требует проведения ряда исследований и апробации. Возможно, в условиях нового промышленного строительства при должном развитии технологии. В настоящее время применение данных технологий не рекомендуется в связи с ограниченными временными рамками реализации в рамках первого этапа реализации водородной стратегии;

8. Установка по переработке ТКО и получению водорода предполагает непрерывность процесса, в то время как потребность в водороде будет определяться конечным потребителем. При небалансе производства и продажи товарного водорода возможно хранение сжиженного водорода или использование водорода в качестве топлива для ТЭЦ, когда водород в масштабах производства на рынке не пользуется спросом;

9. В случае перспективного развития газотранспортной системы МВС и организации поступления МВС на площадку ТЭС двумя независимыми газопроводами хранение водорода на станции не потребуется. В случае производства водорода непосредственно на ТЭЦ возможен его подмес в трубопроводы природного газа, поступающего к генерирующему оборудованию действующей газифицированной ТЭС и использование смеси в качестве топлива, а также ликвидации дорогостоящего склада хранения сжиженного водорода;

10. Разработаны новые технологическая и тепловые схемы электростанции с внедренной в ее состав установкой генерации водорода методом газификации ТКО.

3 МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭЦ С ВНЕДРЕНИЕМ В ИХ СОСТАВ УСТАНОВКИ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ВОДОРОДА МЕТОДОМ ГАЗИФИКАЦИИ ТКО

Для достижения поставленной цели необходимо сформулировать методику оценки синергетического эффекта от внедрения данного технического решения в тепловую схему ТЭЦ, а также анализ влияния предлагаемого решения на ключевые технико-экономические показатели действующей ТЭЦ. Для оценки эффективности такого решения одним из этапов предлагается применение метода математического моделирования тепловых схем ТЭЦ с внедрением в их состав установки по производству водорода методом газификации ТКО с дальнейшим определением влияния установки на сформулированные критерии эффективности мероприятия.

3.1. Выбор перспективного объекта моделирования с целью интеграции комплекса по производству водорода методом газификации ТКО

При рассмотрении возможных площадок для размещения водородогенериру-ющей установки на площадке действующей ТЭЦ, необходимо учитывать возможности генплана (в том числе в части размещения участка сортировки), наличие и близость инженерных коммуникаций, транспортную доступность и разрешенные виды использования земельных участков.

В условиях г. Санкт-Петербург данным требованиям, в значительной степени, удовлетворяют земельные участки действующих ТЭЦ филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Данные ТЭЦ относятся к территориям, предназначенным для промышленного строительства. Эти участки имеют хорошую инженерную обеспеченность и развитую транспортную инфраструктуру.

На отдельных станциях имеются свободные территории и неиспользуемые корпуса, в которых видится возможным размещение как самого комплекса

«водород-ТКО», так и, например, зоны сортировки ТКО и его преобразования в RDF топливо.

Для предварительного рассмотрения возможности размещения водородоге-нерирующей установки методом газификации ТКО определено четыре площадки, имеющие свободные площади и/или неиспользуемые корпуса. Это Первомайская ТЭЦ-14, Правобережная ТЭЦ-5, Северная ТЭЦ-21 и Южная ТЭЦ-22.

Согласно данным градостроительных планов земельных участков рассматриваемых станций, их градостроительный регламент позволяет, в качестве основных видов разрешённого использования, размещать на их территориях не только объекты тепловой генерации (ТЭЦ и котельные), но и объекты мусороперерабатываю-щих комплексов, а также объекты мусороперегрузочных прессовальных и сортировочных станций.

Первомайская ТЭЦ-14 расположена в Кировском районе Санкт-Петербурга по адресу Корабельная ул. д. 4. С юга и востока территория ТЭЦ примыкает к зонам жилой застройки, с западной и северной стороны - к промышленным зонам. На ТЭЦ-14 в настоящее время отсутствуют незастроенные территории, достаточные для размещения водородогенерирующей установки. Однако территория мазутного хозяйства №2, выведенного в настоящее время из эксплуатации, сейчас не используется и может быть частично использована для размещения нового оборудования (при условии демонтажа железобетонного мазутного резервуара, мазутонасосной и подъездных путей к ним). Территории для возможного размещения участка сортировки на ТЭЦ-14 отсутствуют.

Преимуществом использования площадки ТЭЦ-14 является возможность расположения нового оборудования на фактически неиспользуемых территориях. При этом отрицательным фактором использования площадки ТЭЦ-14 будет её значительная стеснённость и отсутствие свободных территорий для расположения участка сортировки.

Правобережная ТЭЦ-5 расположена в Невском районе Санкт-Петербурга, по адресу Октябрьская набережная, 108 в промышленной зоне. В 100 м от границы площадки ТЭЦ-5 расположено садоводство «Красный октябрь». В

северной части территории ТЭЦ-5 имеется свободная территория площадью более 6 га (это единственная пригодная незастроенная территория на площадке станции). В настоящее время данная территория оснащена двумя козловыми кранами имеет железнодорожный въезд и может использоваться в качестве открытого склада.

Северная ТЭЦ-21 расположена во Всеволожском районе Ленинградской области, п. Новое Девяткино. Станция располагается на значительном отдалении от границ жилой застройки и имеет существенные территориальные ресурсы. На земельном участке ТЭЦ-21 имеются не используемые территории значительной площади, которые позволяют по условиям генерального плана разместить не комплекс по производству водорода, но и зону сортировки ТКО площадью порядка 5 га, которую в случае рекультивации карт шламоотвала, можно увеличить до 7 га.

Условия генерального плана территории ТЭЦ-21, с точки зрения возможности расположения на ней объектов генерации водорода методом газификации ТКО, значительно менее стеснённые по сравнению с ТЭЦ-14 и ТЭЦ-5, при этом необходимо учитывать, что часть территорий, рассматриваемых для размещения зоны сортировки занята в настоящее время отработанными картами шламоотвалов и может потребовать рекультивации.

Южная ТЭЦ-22 расположена на территории северной части Колпинского района Санкт-Петербурга (граница с Фрунзенским районом) по адресу Софийская ул. д. 96, в непосредственной близости от кольцевой автодороги и на существенном отдалении от зон жилой застройки. ТЭЦ-22 располагает свободными территориями общей площадью до 20 га, принципиально пригодными для размещения на них как комплекса по производству водорода, так и зоны сортировки отходов.

С точки зрения условия генерального плана, территория ТЭЦ-22 обладает наибольшими возможностями для размещения новых объектов. На свободных площадках ТЭЦ-22 может быть сформирована зона сортировки площадью порядка 9 га. При этом, в случае рекультивации карт накопителей шламоотвалов, размеры зоны сортировки могут быть увеличены до 15 га и более. ТЭЦ-22 обладает наилучшими условиями генплана для размещения объектов нового строительства (наибольшие ресурсы по свободным территориям).

По результатам проведённого рассмотрения, территории ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 предварительно можно считать принципиально пригодными для размещения такого комплекса с точки зрения соблюдения ограничений нормативных санитарно-защитных зон и с учётом действующих документов территориального планирования (генеральных планов населённых пунктов). Для вариантов с размещением новых объектов на территориях ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 нормативные санитарно-защитные зоны в 1000 м в целом выдерживаются, как для, собственно, водородогенерирую-щего комплекса, так и для зон сортировки ТКО.

В то же время, рассмотренные площадки на территориях ТЭЦ-14 и ТЭЦ-5 не подходят для размещения комплекса по производству водорода, так как для них невозможно соблюдение требуемых нормативных санитарно-защитных зон. Для случая ТЭЦ-14 в зону нормативной СЗЗ попадают районы многоэтажной жилой застройки Кировского района Санкт-Петербурга, а для случая ТЭЦ-5 - зоны многоэтажной жилой застройки Невского района и территория садоводства «Красный октябрь». Приведение условий размещения новых энергообъектов на площадках указанных станций потребовало бы уменьшения размеров нормативных СЗЗ для площадки ТЭЦ-14 на 550 м, а для площадки ТЭЦ -5 - на 600 м (нормативную СЗЗ требуется уменьшить более чем в 2 раза).

Площадки ТЭЦ-14 иТЭЦ-5 не могут быть использованы для указанных целей в связи с невозможностью соблюдения нормативной санитарно-защитной зоны в 1000 м. ТЭЦ находятся в непосредственной близости от жилой застройки и размещение на их территориях мусоросжигающего оборудования с производительностью до 300 000 тонн в год затруднительно. Помимо этого, на территориях, указанных ТЭЦ отсутствуют свободные площадки для размещения зон сортировки ТКО, что также является отрицательным фактором при выборе оптимальной площадки.

Площадка ТЭЦ-21 имеет существенные ограничения логистической доступности. Доставка на её территорию твердых коммунальных отходов автотранспортом в необходимых количествах практически затруднена, что связано с заужением подъездных путей в районе Муринского и Новодевяткинского сельских поселений.

Однако с учётом планируемого развития транспортной сети, в перспективе, ситуация может быть улучшена.

Площадка ТЭЦ-22 имеет хорошую логистическую доступность и по данным территориального планирования предварительно удовлетворяет законодательным требованиям по соблюдению нормативной СЗЗ для МПЗ и МСЗ с производительностью выше 40 000 тонн ТКО в год. Станция расположена на требуемом удалении от существующих, а также перспективных селитебных территорий, и располагает свободными площадками требуемых размеров для размещения как нового источника генерации водорода, так и зоны сортировки ТКО требуемой площади. С учётом указанных обстоятельств земельный участок ТЭЦ-22 предварительно предлагается рассматривать, как наиболее подходящий.

Рассмотрение возможности использования для размещения комплекса по производству водорода на площадках существующих станций с использованием представленного в работе алгоритма на примере г. Санкт-Петербурга показало, что площадки Северной ТЭЦ-21 и Южной ТЭЦ-22 филиала «Невский» ПАО «ТГК-1» имеют хорошую логистическую доступность и по данным территориального планирования предварительно удовлетворяет законодательным требованиям по соблюдению нормативных расстояний. Станции располагают свободными площадками требуемых размеров как для размещения комплекса генерации водорода, так и для размещения как резервуаров жидкого водорода и СПГ (в случае использования водорода в качестве резервного топлива). Помимо перечисленных обстоятельств, обе ТЭЦ обеспечены необходимыми ресурсами (например, тепло для регази-фикации), имеют заезд авто и ж/д транспорта.

3.2. Моделирование тепловых схем в САПР «United Cycle»

В качестве метода оценки синергетического эффекта от работы электростанции совместно с комплексом по производству водорода из ТКО предлагается использование имитационного моделирования режимов работы ТЭЦ. Для

моделирования используется программное обеспечение United Cycle (UC), которое предназначено для моделирования и расчета стационарных режимов работы ТЭС с любым составом генерирующего оборудования [12, 61].

Основная цель моделирования заключается в имитации фактического режима работы станции. Для того, чтобы смоделировать тепловую схему в программе UC и сравнить ее с фактическим режимом работы станции, необходимо выполнить следующие шаги:

• Построить модель тепловой схемы, учитывая основные элементы оборудования и их соединения;

• Осуществить параметризацию объектов тепловой схемы в соответствии с базовым режимом работы энергооборудования;

• Задать параметры работы станции в конкретном режиме;

• Рассчитать и получить интегральные характеристики станции [12, 61].

Моделирование внедрения установки по производству водорода в тепловую

схему ТЭЦ в данной работе производится в целью:

- показать отсутствие влияния перевода тепловой электростанции с когене-рации на работу в цикле с производством водорода на ее характерные режимы работы;

- оценить эффективность интеграции рассматриваемой водородогенерирую-щей установки на действующей ТЭЦ;

- оценить синергетический эффект от использования сбросного тепла газификатора в тепловой схеме действующей ТЭЦ;

- определить себестоимость генерируемого водорода;

- определить экологический эффект (сокращение выбросов углекислого газа действующей ТЭЦ).

3.3. Моделирование тепловых схем ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 в САПР «United

Cycle»

Создание математической модели в САПР «United Cycle» и расчет режимов работы ТЭЦ представляет трехэтапную задачу: создание математической модели объекта через построение графа объекта,

1) создание модели объекта через параметризацию математической модели объекта;

2) определение режима работы объекта через ввод параметров режима;

3) проведение необходимых расчетов моделирующей программой [139].

Степень детализации тепловой схемы определяется следующим условием -

математическая модель должна обеспечивать возможность имитации такого же разнообразия эксплуатационных режимных состояний, какими обладает реальная ТЭЦ [62].

Этап создания расчетной тепловой схемы определяет состав уравнений теплового и материального баланса, описывающих работу ТЭЦ. Из стандартных изображений элементов тепломеханического оборудования собирается изображение тепловой схемы объекта и одновременно автоматически формируется математическая модель объекта [12]. Для определения коэффициентов, входящих в уравнения математической модели, выполняется этап параметризации созданной тепловой схемы [61].

Для ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22 параметризация осуществлялась по заводским характеристикам оборудования, и корректировка этих характеристик с учетом фактического состояния оборудования теплоэлектроцентрали на основании нормативно-технической документации ТЭЦ, такой как, например, режимные карты котлов [55].

Математическое моделирование принципиальной тепловой схемы ТЭЦ производилось с условием обеспечения возможности имитации такого же разнообразия эксплуатационных режимных состояний, какими обладает реальная ТЭЦ.

В качестве базовых характеристик основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ при поэлементном моделировании ее принципиальной тепловой схемы (ПТС) использованы предоставленные ОАО «ТГК-1»:

1) тепловые схемы подсистем ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22;

2) технические условия (ТУ) на поставку паровых турбин (ПТ) и газотурбинных установок (ГТУ);

3) технические задания (ТЗ) на поставку котлов-утилизаторов;

4) нормативно-технические характеристики работы котло- и турбоагрегатов, включая пиковые водогрейные котлы и паровую котельную;

5) режимные карты турбин и котлов;

6) заключение по испытаниям котлоагрегатов и котлов-утилизаторов;

7) руководства по эксплуатации конденсаторов;

8) суточные ведомости и режимы работы станции;

9) режимные карты;

10) документы, касающиеся технических ограничений, например:

•максимальные/минимальные электрические мощности ГТУ и ПТ;

•максимальные тепловые нагрузки отопительных отборов, в т. ч. в зависимости от схемы подогрева сетевой воды;

•максимальная/минимальная допустимая температура наружного воздуха;

•максимальная/минимальная паропроизводительность котлоагрегата и др.

При переходе от моделей отдельных блоков к модели ТЭЦ в целом в схему-модели дополнительно включаются следующие элементы:

• делители и смесители потоков прямой и обратной сетевой, циркуляционной и подпиточной воды теплосети, обеспечивающие их распределение по блокам ТЭЦ и последующее объединение в единые выходные потоки;

• испарительные градирни;

• вакуумный деаэратор подпиточной воды теплосети;

• рециркуляция греющей сетевой воды вакуумного деаэратора подпи-точной воды теплосети;

• перепуск обратной сетевой воды в линию прямой сетевой воды для регулирования температуры последней;

• пиковые водогрейные котлы

Кроме того, в модель при этом включаются регуляторы, обеспечивающие регулирование паропроизводительности котельного агрегата, температуры прямой сетевой воды и величины рециркуляции греющей сетевой воды деаэратора подпи-точной воды теплосети в соответствии с заданными температурным графиком теплосети, температурой подпиточной воды теплосети и поблочным распределением тепловой и электрической нагрузки.

3.4. Имитационная модель ТЭЦ-22

ТЭЦ-22 состоит из трех теплофикационных энергоблоков мощностью 250 МВт и бинарного парогазового блока ПГУ-450Т с системами основного подогрева сетевой воды и подогрева подпиточной воды теплосети во встроенных пучках конденсаторов турбин и вакуумных деаэраторах, системы технического водоснабжения с тремя башенными градирнями и системы пикового подогрева сетевой воды в водогрейных котлах (четыре водогрейных котла типа ПТВМ-180 и два водогрейных котла типа КВГМ-180).

Паросиловые энергоблоки включают в свой состав следующее основное оборудование:

• теплофикационный турбоагрегат типа Т-250/300-240 производства ОАО «ТМЗ» с генератором типа ТВВ-320-2 производства ОАО «Электросила»;

• котлоагрегат типа ТГМП-344А производства ОАО «ТКЗ».

Парогазовый энергоблок включают в свой состав следующее основное оборудование:

• две газотурбинные установки типа ГТЭ-160, номинальной электрической мощностью 150 МВт каждая, изготовляемые филиалом ОАО «Силовые машины

«ЛМЗ» по лицензии фирмы Сименс (аналог ГТУ типа V94.2) и электрогенератор ГТУ с воздушным охлаждением;

• два барабанных котла-утилизатора вертикального типа с контурами генерации пара двух давлений типа Пр-228/47-7,86/0,62-515/230 (ПК-57), изготовляемые ОАО «Подольский машиностроительный завод» (ОАО «3и0»);

• одна паротурбинная теплофикационная установка двух давлений Т-125/150-7,4 номинальной электрической мощностью 150 МВт производства филиала ОАО «Силовые машины» «ЛМЗ».

Расчетная производительность первой (реконструированной) градирни составляет по охлаждающей воде 25000 м3/ч, второй - 30000 м3/ч., третьей - 23000 м3/ч.

Топливом для котлоагрегатов ТЭЦ служит природный газ (основное топливо) и высокосернистый мазут марки М-100 (резервное топливо).

Отличительной особенностью тепловой схемы ТЭЦ-22 при общей блочной (котел-турбина) структуре ТЭЦ является наличие, как внутриблочных, так и между отдельными блоками и системами, параллельно-последовательных связей по сетевой воде, подпиточной воде теплосети и охлаждающей воде.

Изображение тепловой схемы модели электростанции ТЭЦ-22 приведено в Приложении Г.

3.5. Имитационная модель ТЭЦ-21

ПТС ТЭЦ-21 состоит из пяти паросиловых энергоблоков мощностью 100 МВт каждый с системами основного подогрева сетевой воды и подогрева под-питочной воды теплосети во встроенных пучках конденсаторов турбин, в восьми вакуумных деаэраторах типа ДСВ-800 и одном вакуумном деаэраторе ДСВ-1200, системы технического водоснабжения с двумя башенными градирнями, площадью

орошения по 1600м2 каждая градирня, и системы пикового подогрева сетевой воды в двух водогрейных котлах (типа КВГМ-100).

Паросиловые энергоблоки включают в свой состав следующее основное оборудование:

• теплофикационный турбоагрегат типа Т-100/120-130—3 производства Тур-бомоторного завода (Свердловск) с генератором ТВФ-120-2УЗ с водородным охлаждением;

• котлоагрегат типа ТГМ-96/Б.

Расчетная производительность градирен составляет по охлаждающей воде 24000 м3/ч.

Топливом для котлоагрегатов ТЭЦ служит природный газ (основное топливо) и мазут (резервное топливо).

Как и для ТЭЦ-22, ПТС ТЭЦ-21 характеризуется тем, что при общей блочной (котел-турбина) структуре ТЭЦ является наличие, как внутриблочных, так и между отдельными системами, параллельно-последовательных связей по сетевой воде, подпиточной воде теплосети и охлаждающей воде.

Изображение тепловой схемы модели электростанции ТЭЦ-21 приведено в Приложении В.

3.6. Верификация моделей ТЭЦ-21 и ТЭЦ-22

В качестве контрольных параметров для каждой рассматриваемой ТЭЦ взяты статистические данные (данные автоматики (АСУ ТП)) о зимнем режиме работы станции с малыми отопительными нагрузками, характерным для средней температуры отопительного сезона г. Санкт-Петербург, а также летнем режиме при характерных температурах неотопительного сезона. Результаты сравнения контрольных параметров с данными имитационного моделирования для ТЭЦ-21 представлены в

Таблице 3.1 - для средне-зимнего режима и в Таблице 3.2 - для летнего режима работы станции.

Результаты сравнения контрольных параметров с данными имитационного моделирования для ТЭЦ-22 представлены в Таблице 3.3 - для средне-зимнего режима и в Таблице 3.4 - для летнего режима работы станции.

Таблица 3.1 - Сравнение контрольных параметров работы ТЭЦ-21 и рассчитанных параметров в САПР United Cycle для зимнего режима с малыми отопительными нагрузками

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Блок 1

Выработка тепловой Энергии 148,25 105,47 Гкал/ч 28,86

Давление острого пара от котла 125,56 125,56 кг/см2 0,00

Давление питательной воды на входе в паровой котел 178,64 178,64 кг/см2 0,00

Давление питательной воды на входе в экономайзер 153,95 153,95 кг/см2 0,00

Давление питательной воды после питательных насосов (ПЭН) 185,22 185,22 кг/см2 0,00

Котел расход топлива 13,19 13,19 тыс. нм3/ч 0,00

Мощность 100,18 100,18 МВт 0,00

Недогрев в подогревателе сетевой воды (ПСГ) ПСГ-1 5,41 5,41 °С 0,00

Недогрев в ПСГ-2 4,01 4,01 °С 0,00

Мощность ПЭН, затрачиваемая на привод 3,64 3,64 МВт 0,00

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2 96,49 96,49 °С 0,00

Расход основного конденсата 39,58 39,58 т/ч 0,00

Расход питательной воды на котел 455,09 455,09 т/ч 0,00

Расход продувки 4,68 4,68 т/ч 0,04

Расход тепла на собственные нужды (СН) котла 1,84 1,84 Гкал/ч 0,00

Расход тепла на СН турбин 0,66 0,66 Гкал/ч 0,42

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Расход электроэнергии на СН 10,68 10,55 МВт 1,21

Температура острого пара 540,00 545,50 °С 1,02

Температура за ПСГ-2 96,49 96,49 °С 0,00

Температура основного конденсата 35,81 37,01 °С 3,37

Температура острого пара от котла 545,50 545,50 °С 0,00

Температура охлаждающей воды из конденсатора 31,00 30,99 °С 0,04

Температура охлаждающей воды на конденсатор 21,71 21,71 °С 0,00

Температура пара в выхлопном патрубке цилиндра низкого давления (ЦНД) 48,55 48,55 °С 0,00

Температура питательной воды на котел 228,28 228,66 °С 0,17

Температура питательной воды после группы подогревателей низкого давления (ПНД) 147,83 149,40 °С 1,06

Температура сетевой воды за ПСГ блока 96,49 96,49 °С 0,00

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 59,54 59,78 °С 0,40

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1 76,48 80,17 °С 4,82

Температура уходящих газов котла 121,65 121,65 °С 0,00

Температура цирк воды за конденсатором 30,00 30,99 °С 3,30

Блок 2

Выработка тепловой энергии 154,63 109,39 Гкал/ч 29,26

Давление острого пара от котла 115,50 116,47 кг/см2 0,83

Давление пара в конденсаторе 0,94 0,94 кг/см2 0,07

Давление пара на деаэратор 4,16 4,16 кг/см2 0,00

Мощность электрическая 84,89 84,89 МВт 0,00

Недогрев в ПСГ-1 0,50 0,50 °С 0,00

Недогрев в ПСГ-2 0,50 0,50 °С 0,00

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2 105,37 105,38 °С 0,00

Расход воды на встроенный пучок (ВП) 625,60 625,60 т/ч 0,00

Расход продувки 3,47 3,47 т/ч 0,02

Расход тепла на СН котла 1,84 1,84 Гкал/ч 0,00

Расход тепла на СН турбин 0,66 0,66 Гкал/ч 0,42

Температура острого пара задание 540,00 544,43 °С 0,82

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Температура за ПСГ-2 105,38 105,38 °С 0,00

Температура острого пара от котла 544,43 544,43 °С 0,00

Температура охлаждающей воды из конденсатора 43,06 43,06 °С 0,00

Температура охлаждающей воды на конденсатор 39,72 39,72 °С 0,00

Температура пара в выхлопном патрубке ЦНД 44,18 44,18 °С 0,00

Температура питательной воды на котел 147,28 147,99 °С 0,48

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 57,37 57,70 °С 0,58

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1 86,48 88,10 °С 1,87

Температура уходящих газов котла 123,64 123,64 °С 0,00

Блок 3

Давление острого пара от котла 123,33 124,57 кг/см2 1,01

Давление питательной воды после ПЭН 205,95 205,95 кг/см2 0,00

Котел расход топлива 31,55 31,55 тыс. нм3/ч 0,00

Мощность 60,09 60,09 МВт 0,00

Недогрев в ПСГ-1 2,47 2,47 °С 0,00

Недогрев в ПСГ-2 3,76 3,76 °С 0,00

Мощность ПЭН, затрачиваемая на привод 2,81 2,81 МВт 0,00

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2 83,16 83,16 °С 0,00

Расход основного конденсата 20,21 20,21 т/ч 0,00

Расход острого пара от котла 284,98 284,98 т/ч 0,00

Расход питательной воды на котел 267,09 265,51 т/ч 0,59

Расход продувки 2,60 2,60 т/ч 0,02

Расход тепла на СН котла 1,84 1,84 Гкал/ч 0,00

Расход тепла на СН турбин 0,66 0,66 Гкал/ч 0,42

Температура за ПСГ-2 83,16 83,16 °С 0,00

Температура острого пара от котла 540,00 544,71 °С 0,87

Температура охлаждающей воды из конденсатора 33,21 33,21 °С 0,01

Температура охлаждающей воды на конденсатор 37,32 37,32 °С 0,00

Температура пара в выхлопном патрубке ЦНД 37,73 37,73 °С 0,00

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Температура питательной воды после группы ПНД 132,02 131,56 °С 0,35

Температура сетевой воды за ПСГ блока 83,16 83,16 °С 0,00

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 57,92 58,23 °С 0,54

Температура уходящих газов котла 113,24 113,24 °С 0,00

Блок 4

Давление острого пара от котла 107,65 107,65 кг/см2 0,00

Давление пара на деаэратор 4,34 4,34 кг/см2 0,00

Давление пара на ПСГ-1 0,59 0,58 кг/см2 1,65

Давление пара на ПСГ-2 0,23 0,23 кг/см2 0,10

Давление питательной воды после ПЭН 178,47 178,47 кг/см2 0,00

Расход топлива котла 13,05 13,05 тыс. нм3/ч 0,00

Мощность электрическая 74,27 74,27 МВт 0,00

Недогрев в ПСГ-1 1,95 1,95 °С 0,00

Недогрев в ПСГ-2 0,92 0,92 °С 0,00

Мощность ПЭН, затрачиваемая на привод 3,92 3,92 МВт 0,00

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-2 92,19 92,19 °С 0,00

Расход основного конденсата 9,83 9,83 т/ч 0,00

Расход острого пара от котла 406,63 406,63 т/ч 0,00

Расход питательной воды на котел 355,61 355,61 т/ч 0,00

Расход продувки 3,62 3,62 т/ч 0,02

Расход тепла на СН котла 1,84 1,84 Гкал/ч 0,00

Расход тепла на СН турбин 0,66 0,66 Гкал/ч 0,42

Температура острого пара задание 541,75 544,50 °С 0,51

Температура за ПСГ-2 92,19 92,19 °С 0,00

Температура острого пара 544,50 544,50 °С 0,00

Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора 41,40 41,40 °С 0,00

Температура питательной воды 214,33 218,52 °С 1,95

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Температура питательной воды после группы ПНД 138,45 140,18 °С 1,25

Температура сетевой воды за ПСГ блока 92,18 92,19 °С 0,00

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 57,64 57,97 °С 0,56

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1 76,00 76,52 °С 0,68

Температура уходящих газов котла 144,49 144,49 °С 0,00

Тепловая нагрузка ПСГ-1 65,06 64,30 Гкал/ч 1,18

Тепловая нагрузка ПСГ-2 57,50 54,29 Гкал/ч 5,58

Блок 5 отключен

ТЭЦ Выработка электроэнергии 319,43 319,43 МВт 0,00

ТЭЦ Отпуск тепла 533,11 534,34 Гкал/ч 0,23

ТЭЦ Отпуск электроэнергии суммарный 277,86 276,49 МВт 0,50

ТЭЦ Расход газа нитка 1 15,02 15,02 тыс. нм3/ч 0,00

ТЭЦ Расход газа нитка 2 59,74 59,74 тыс. нм3/ч 0,00

Таблица 3.2- Сравнение контрольных параметров работы ТЭЦ-21 и рассчитанных параметров в САПР United Cycle для летнего режима

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Блок 1 отключен

Блок 2 отключен

Блок 3

Выработка тепловой Энергии 114,56 106,89 Гкал/ч 6,70

Давление острого пара от котла 126,36 126,36 кг/см2 0,00

Давление пара в конденсаторе 0,97 0,97 кг/см2 0,00

Давление пара на деаэратор 3,82 3,82 кг/см2 0,00

Давление пара на ПСГ-1 0,34 0,37 кг/см2 10,34

Давление пара на ПСГ-2 0,04 0,04 кг/см2 0,68

Давление питательной воды после ПЭН 204,07 204,07 кг/см2 0,00

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Котел расход топлива 25,15 25,26 тыс. нм3/ч 0,44

Мощность электрическая 59,83 59,83 МВт 0,00

Мощность ПЭН, затрачиваемая на привод 3,03 3,03 МВт 0,00

Расход Обратной СВ через ПСГ 2869,4 5 2852,66 т/ч 0,59

Расход основного конденсата 17,89 17,89 т/ч 0,00

Расход острого пара от котла 321,07 321,07 т/ч 0,00

Расход питательной воды на котел 313,67 313,67 т/ч 0,00

Расход питательной воды после ПЭН 307,38 312,69 т/ч 1,73

Расход продувки 3,58 3,58 т/ч 0,00

Расход сетевой воды на входе в ПСГ-1 2852,6 6 2869,45 т/ч 0,59

Расход тепла на СН котла 1,20 1,20 Гкал/ч 0,00

Расход электроэнергии на СН 9,25 9,37 МВт 1,36

РОУ Расход пара в коллектор СН 26,37 26,37 т/ч 0,00

Температура за ПСГ-2 97,95 97,95 °С 0,00

Температура острого пара от котла 540,00 544,92 °С 0,91

Температура охлаждающей воды из конденсатора 33,25 33,25 °С 0,00

Температура охлаждающей воды на конденсатор 34,70 34,70 °С 0,00

Температура пара в выхлопном патрубке ЦНД 36,68 36,68 °С 0,00

Температура питательной воды на котел 207,69 213,76 °С 2,92

Температура питательной воды после группы ПНД 133,99 134,20 °С 0,16

Температура сетевой воды за ПСГ блока 97,95 97,95 °С 0,00

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 63,03 62,73 °С 0,47

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1 86,96 85,61 °С 1,55

Температура уходящих газов котла 115,25 115,25 °С 0,00

Тепловая нагрузка ПСГ-1 68,33 65,64 Гкал/ч 3,93

Тепловая нагрузка ПСГ-2 31,50 35,41 Гкал/ч 12,44

Блок 4 отключен

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Блок 5

Выработка тепловой энергии 79,40 78,92 Гкал/ч 0,60

Давление пара в конденсаторе 0,98 0,98 кг/см2 0,00

Давление пара на деаэратор 3,84 3,84 кг/см2 0,00

Давление питательной воды после ПЭН 1,04 1,04 кг/см2 0,00

Котел расход топлива 22,28 22,01 тыс. нм3/ч 1,23

Мощность на клеммах генератора 60,56 60,56 МВт 0,00

Отпуск тепла во встроенный пучок 0,00 0,00 Гкал/ч 0,00

Отпуск тепла из теплофикационных отборов 79,40 78,92 Гкал/ч 0,60

Расход воды на ВП 0,00 0,00 т/ч 0,00

Расход воды на ПСГ 3544,9 0 3575,20 т/ч 0,85

Расход воды через ВП конденсатора 0,00 0,00 т/ч 0,00

Расход обратной СВ через ПСГ 3575,2 0 3544,90 т/ч 0,85

Расход острого пара от котла 278,06 278,06 т/ч 0,00

Расход питательной воды на котел 268,29 270,28 т/ч 0,74

Расход питательной воды после ПЭН 268,29 266,49 т/ч 0,67

Расход подпиточной воды на ВП 0,00 0,00 т/ч 0,00

Расход продувки 3,47 3,47 т/ч 0,03

Расход сетевой воды на входе в ПСГ-1 3544,9 0 3575,20 т/ч 0,85

Расход тепла на СН котла 1,20 1,20 Гкал/ч 0,00

Расход тепла на СН турбин 0,00 0,00 Гкал/ч 0,00

Температура острого пара 542,62 543,20 °С 0,11

Температура за ПСГ-2 82,82 82,82 °С 0,00

Температура острого пара от котла 543,20 543,20 °С 0,00

Температура охлаждающей воды из конденсатора 26,32 26,32 °С 0,00

Температура охлаждающей воды на конденсатор 23,33 23,42 °С 0,39

Температура пара в выхлопном патрубке ЦНД 47,81 47,81 °С 0,00

Наименование Знач.-е АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Температура питательной воды на котел 204,82 208,50 °С 1,80

Температура сетевой воды за ПСГ блока 82,82 82,82 °С 0,00

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 60,43 60,75 °С 0,52

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1 82,82 82,89 °С 0,07

Тепловая нагрузка ПСГ-1 79,40 79,15 Гкал/ч 0,32

Тепловая нагрузка ПСГ-2 0,00 0,00 Гкал/ч 0,00

Тепловая нагрузка РОУ 0,00 0,00 Гкал/ч 0,00

Средневзвешенный КПД котлов 93,35 93,33 % 0,01

Тепловая нагрузка ПВК 1 отключен

Тепловая нагрузка ПВК 2 отключен

ТЭЦ Выработка электроэнергии 120,38 120,38 МВт 0,00

ТЭЦ Температура подпиточной воды 7,87 7,87 °С 0,00

ТЭЦ Отпуск тепла 193,17 193,67 Гкал/ч 0,26

ТЭЦ Отпуск тепла от теплофикационных отборов 179,22 180,06 Гкал/ч 0,47

ТЭЦ Отпуск электроэнергии суммарный 98,58 99,61 МВт 1,04

ТЭЦ Суммарный расход газа 47,43 47,27 тыс. нм3/ч 0,34

Таблица 3.3- Сравнение контрольных параметров работы ТЭЦ-22 и рассчитанных параметров в САПР United Cycle для зимнего режима с малыми отопительными нагрузками

Наименование Значение АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Блок 1

Давление острого пара на турбину (за стопорным клапаном (СК)) 206,06 207,71 кг/см2 0,80

Давление пара в конденсаторе 0,12 0,12 кг/см2 0,00

Давление пара на ПСГ-1 0,38 0,42 кг/см2 9,86

Давление пара на ПСГ-2 1,31 1,27 кг/см2 2,85

Котел тепловая нагрузка 600,21 581,85 Гкал/ч 3,06

Мощность электрическая 248,68 248,68 МВт 0,00

Недогрев в ПСГ-1 8,68 8,68 °С 0,00

Наименование Значение АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Недогрев в ПСГ-2 8,77 8,77 °С 0,00

Отпуск тепла во встроенный пучок 45,72 45,80 Гкал/ч 0,18

Отпуск тепла из теплофикационных отборов 215,60 215,14 Гкал/ч 0,21

Отпуск тепла от блока 261,31 260,94 Гкал/ч 0,14

Отпуск электроэнергии от блока 233,89 234,00 МВт 0,05

Рассчитанная температура после ПСГ-2 97,94 97,96 °С 0,02

Расход Обратной СВ через ПСГ 7666,03 7666,03 т/ч 0,00

Расход основного конденсата на входе в ПНД-1 284,10 229,09 т/ч 19,36

Расход острого пара на турбину 914,19 1004,38 т/ч 9,87

Расход питательной воды на входе в ПВД-6 923,40 891,14 т/ч 3,49

Расход питательной воды на котел 923,33 891,14 т/ч 3,49

Расход подпиточной воды на ВП 959,12 959,12 т/ч 0,00

Расход СВ через ПСГ-2 3945,65 3494,78 т/ч 11,43

Расход сетевой воды на входе в ПСГ-1 7666,03 7666,03 т/ч 0,00

Расход топлива 78,30 79,94 тыс. нм3/ч 2,09

Расход электроэнергии на собственные нужды 14,80 14,69 МВт 0,75

Редукционная установка (РУ) Расход пара в коллектор СН 9,41 9,41 т/ч 0,00

Температура за ПСГ-2 97,96 97,96 °С 0,00

Температура основного конденсата на входе в ПНД-1 73,71 72,20 °С 2,05

Температура острого пара на турбину 543,55 543,55 °С 0,00

Температура пара на ЦСД-1 539,21 540,95 °С 0,32

Температура пара после промперегрева 540,00 540,00 °С 0,00

Температура питательной воды на входе в ПВД-6 150,71 150,31 °С 0,26

Температура питательной воды на выходе из ПВД-8 260,56 256,38 °С 1,61

Температура подпиточной воды за ВП 48,32 48,32 °С 0,00

Наименование Значение АСУ ТП Ед. изм. Откл-е, %

Температура подпиточной воды на ВП 0,60 0,56 °С 6,29

Температура СВ за ПСГ-1 68,86 68,86 °С 0,00

Температура сетевой воды за ПСГ блока 82,17 82,13 °С 0,05

Температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 54,09 54,07 °С 0,05

Температура сетевой воды на выходе из ПСГ-1 65,40 68,86 °С 5,30

Температура охлаждающей воды из конденсатора 33,56 33,56 °С 0,00