Probleme und Perspektiven der Energieentwicklung. Thermische Energie Fortschrittliche Technologien der Kohleenergie

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Die Präsentation ist ein zusätzliches Material zu den Lektionen zur Energieentwicklung. Die Energie eines jeden Landes ist die Grundlage für die Entwicklung der Produktivkräfte, die Schaffung der materiellen und technischen Basis der Gesellschaft. Die Präsentation reflektiert die Probleme und Perspektiven aller Energieformen, vielversprechende (neue) Energieformen, nutzt die Erfahrungen der Museumspädagogik, selbstständige Recherchearbeit von Studierenden (Arbeit mit der Zeitschrift "Japan Today"), kreatives Arbeiten von Studierenden (Plakate ). Die Präsentation kann im Geographieunterricht der 9. und 10. Klasse, in außerschulischen Aktivitäten (Wahlfächer, Wahlfächer), bei der Durchführung der Geographiewoche „22. Rohstoff- und Energieproblem“.

In meiner Arbeit habe ich die Methode des Problemlernens verwendet, die darin bestand, Problemsituationen vor den Schülern zu schaffen und sie im Prozess gemeinsamer Aktivitäten von Schülern und Lehrern zu lösen. Gleichzeitig wurde unter der allgemeinen Anleitung eines Lehrers, der die Aktivitäten der Schüler anleitet, der größtmöglichen Selbstständigkeit der Schüler Rechnung getragen.

Problembasiertes Lernen ermöglicht es nicht nur, das notwendige System von Wissen, Fähigkeiten und Fertigkeiten unter den Schülern zu bilden, um ein hohes Entwicklungsniveau der Schüler zu erreichen, sondern, was besonders wichtig ist, ermöglicht es, einen besonderen Stil der geistigen Aktivität, Forschung zu bilden Aktivität und Selbstständigkeit der Schüler. Bei der Arbeit mit dieser Präsentation wird den Studierenden eine konkrete Richtung aufgezeigt – die Forschungsaktivitäten von Schülern.

Die Industrie vereint eine Gruppe von Industrien, die sich mit der Gewinnung und dem Transport von Kraftstoffen, der Energieerzeugung und der Übertragung zum Verbraucher beschäftigen.

Natürliche Ressourcen, die zur Energieerzeugung verwendet werden, sind Brennstoffressourcen, Wasserressourcen, Kernenergie sowie alternative Energiearten. Der Standort der meisten Industrien hängt von der Entwicklung der Elektrizität ab. Unser Land hat riesige Treibstoffreserven - Energieressourcen... Russland war, ist und wird eine der führenden Energiemächte der Welt sein. Und das nicht nur, weil das Land 12 % der Weltkohlereserven, 13 % der Öl- und 36 % der Welterdgasreserven enthält, die ausreichen, um den Eigenbedarf vollständig zu decken und in die Nachbarstaaten zu exportieren. Russland ist zu einer der führenden Energiemächte der Welt geworden, vor allem aufgrund der Schaffung eines einzigartigen Produktions-, wissenschaftlichen, technischen und personellen Potenzials des Brennstoff- und Energiekomplexes.

Rohstoffproblem

Bodenschätze- die Primärquelle, die Ausgangsbasis der menschlichen Zivilisation in fast allen Phasen ihrer Entwicklung:

- Brennstoffmineralien;
- Erzmineralien;
- Nichtmetallische Mineralien.

Der aktuelle Energieverbrauch wächst exponentiell. Auch wenn wir berücksichtigen, dass die Wachstumsrate des Stromverbrauchs durch die Verbesserung energiesparender Technologien etwas zurückgehen wird, reichen die Reserven an Elektrorohstoffen für maximal 100 Jahre. Verschärft wird die Situation jedoch durch die Diskrepanz zwischen der Struktur der Reserven und dem Verbrauch an Bio-Rohstoffen. 80 % der fossilen Brennstoffreserven sind Kohle und nur 20 % Öl und Gas, während 8/10 des modernen Energieverbrauchs Öl und Gas sind.

Folglich wird der Zeitrahmen weiter eingeengt. Aber erst heute wird die Menschheit die ideologischen Vorstellungen los, dass sie praktisch endlos sind. Bodenschätze sind begrenzt, praktisch unersetzlich.

Energieproblem.

Die Energiewirtschaft der Welt basiert heute auf Energiequellen:

- Brennbare Mineralien;
- Brennbare organische Mineralien;
- Energie von Flüssen. Nicht-traditionelle Energieformen;
- Die Energie des Atoms.

Das Problem der Nutzung erneuerbarer Energieträger wird bei der aktuellen Preissteigerung der Energieressourcen der Erde immer dringlicher und prägt die energetische und wirtschaftliche Eigenständigkeit des Staates.

Vor- und Nachteile von TPP.

TPP-Vorteile:

1. Die Stromkosten in Wasserkraftwerken sind sehr niedrig;
2. Generatoren von Wasserkraftwerken können je nach Energieverbrauch relativ schnell ein- und ausgeschaltet werden;
3. Es gibt keine Luftverschmutzung.

Nachteile von TPP:

1. Der Bau eines Wasserkraftwerks kann zeitaufwendiger und teurer sein als andere Energiequellen;
2. Reservoirs können große Gebiete bedecken;
3. Dämme können der Fischerei schaden, indem sie den Weg zu den Laichplätzen blockieren.

Vor- und Nachteile von Wasserkraftwerken.

Vorteile des Wasserkraftwerks:
- Sie sind schnell und kostengünstig gebaut;
- Sie arbeiten in einem konstanten Modus;
- befinden sich fast überall;
- Die Verbreitung von Wärmekraftwerken im Energiesektor der Russischen Föderation.

Nachteile von Wasserkraftwerken:

- Verbrauchen Sie viel Kraftstoff;
- Erfordert einen langen Stillstand während der Reparatur;
- In der Atmosphäre geht viel Wärme verloren, viele feste und schädliche Gase werden in die Atmosphäre abgegeben;
- Wichtige Umweltschadstoffe.

In der Struktur der Stromerzeugung in der Welt nehmen die thermischen Kraftwerke (TPP) den ersten Platz ein - ihr Anteil beträgt 62 %.
Eine Alternative zu fossilen Brennstoffen und einer erneuerbaren Energiequelle ist Wasserkraft. Wasserkraftwerk (WKW)- ein Kraftwerk, das die Energie des Wasserflusses als Energiequelle nutzt. Wasserkraftwerke werden meist an Flüssen mit Dämmen und Stauseen gebaut. Wasserkraft ist die Stromerzeugung durch die Nutzung erneuerbarer Fluss-, Gezeiten- und geothermischer Wasserressourcen. Diese Nutzung erneuerbarer Wasserressourcen beinhaltet Hochwassermanagement, Stärkung der Flussbetten, Transfer von Wasserressourcen in von Dürre betroffene Gebiete, Erhaltung von unterirdischen Fließgewässern.
Allerdings ist auch hier die Energiequelle ziemlich stark eingeschränkt. Dies liegt daran, dass große Flüsse in der Regel weit von Industriezentren entfernt sind oder ihre Kapazität fast vollständig ausgelastet ist. Somit wird die Wasserkraft, die derzeit etwa 10 % der weltweiten Energieproduktion liefert, diesen Wert nicht wesentlich steigern können.

Probleme und Perspektiven von Kernkraftwerken

In Russland erreicht der Anteil der Kernenergie 12%. Die Reserven an abgebautem Uran in Russland haben ein elektrisches Potenzial von 15 Billionen Kubikmetern. kWh, das ist so viel, wie alle unsere Kraftwerke in 35 Jahren erzeugen können. Heute nur noch Atomkraft
fähig zu scharf und für kurzfristig das Phänomen des Treibhauseffekts abschwächen. Die Sicherheit von Kernkraftwerken ist ein dringendes Problem. Das Jahr 2000 markierte den Beginn des Übergangs zu grundlegend neuen Ansätzen zur Standardisierung und Gewährleistung der Strahlensicherheit von Kernkraftwerken.
In über 40 Jahren Entwicklung der Kernenergie in der Welt wurden etwa 400 Kraftwerke in 26 Ländern der Welt gebaut. Die Hauptvorteile der Kernenergie sind eine hohe Endrentabilität und das Fehlen von Emissionen von Verbrennungsprodukten in die Atmosphäre; die Hauptnachteile sind die potenzielle Gefahr einer radioaktiven Kontamination der Umwelt durch Spaltprodukte von Kernbrennstoffen bei einem Unfall und das Problem der Wiederaufbereitung verwendet Kernbrennstoff.

Unkonventionell (alternative Energie)

1. Sonnenenergie... Dies ist die Nutzung von Sonnenstrahlung, um in irgendeiner Form Energie zu erzeugen. Solarenergie nutzt eine erneuerbare Energiequelle und kann in Zukunft umweltfreundlich werden.

Vorteile der Solarenergie:

- Allgemeine Verfügbarkeit und Unerschöpflichkeit der Quelle;
- Theoretisch völlig ungefährlich für die Umwelt.

Nachteile der Solarenergie:

- Der Fluss der Sonnenenergie auf der Erdoberfläche ist stark von Breitengrad und Klima abhängig;
- Das Solarkraftwerk arbeitet nachts nicht und arbeitet in der Morgen- und Abenddämmerung nicht effizient genug;
Photovoltaik-Zellen enthalten giftige Stoffe, zum Beispiel Blei, Cadmium, Gallium, Arsen usw., und ihre Herstellung verbraucht viele andere gefährliche Stoffe.

2. Windkraft... Dabei handelt es sich um einen Energiezweig, der sich auf die Nutzung von Windenergie spezialisiert hat – der kinetischen Energie der Luftmassen in der Atmosphäre. Da Windenergie eine Folge der Sonnenaktivität ist, wird sie als erneuerbare Energie eingestuft.

Perspektiven der Windenergie.

Windkraft ist eine boomende Branche, denn Ende 2007 betrug die installierte Gesamtleistung aller Windenergieanlagen 94,1 Gigawatt, eine Verfünffachung seit 2000. Windparks weltweit produzierten 2007 rund 200 Milliarden kWh, was etwa 1,3 % des weltweiten Stromverbrauchs entspricht. Offshore-Windpark Middelgrunden bei Kopenhagen, Dänemark. Zum Zeitpunkt des Baus war es das größte der Welt.

Chancen für die Umsetzung der Windenergie in Russland. In Russland sind die Möglichkeiten der Windenergie bislang kaum realisiert. Eine konservative Haltung gegenüber der zukünftigen Entwicklung des Brennstoff- und Energiekomplexes behindert praktisch die effektive Einführung der Windenergie, insbesondere in den nördlichen Regionen Russlands sowie in der Steppenzone des südlichen Föderationskreises und insbesondere in der Region Wolgograd .

3. Thermonukleare Energietechnik. Die Sonne ist ein natürlicher Fusionsreaktor. Eine noch interessantere, wenn auch relativ weit entfernte Perspektive ist die Nutzung der Kernfusionsenergie. Fusionsreaktoren werden Berechnungen zufolge weniger Brennstoff pro Energieeinheit verbrauchen, und sowohl dieser Brennstoff selbst (Deuterium, Lithium, Helium-3) als auch die Produkte ihrer Synthese sind nicht radioaktiv und daher umweltfreundlich.

Aussichten für thermonukleare Energie. Dieser Energiebereich hat großes Potenzial, derzeit im Rahmen des Projekts "ITER", an dem Europa, China, Russland, USA, Südkorea und Japan beteiligt sind, in Frankreich der Bau des größten thermonuklearen Reaktors läuft , deren Zweck es ist, die CTS (Controlled Thermonuclear Fusion) auf ein neues Niveau zu heben. Die Fertigstellung des Baus ist für 2010 geplant.

4. Biokraftstoff, Biogas. Biokraftstoff ist ein Kraftstoff aus biologischen Rohstoffen, der in der Regel durch die Verarbeitung von Zuckerrohrstengeln oder Raps, Mais, Soja gewonnen wird. Man unterscheidet flüssige Biokraftstoffe (für Verbrennungsmotoren, zB Ethanol, Methanol, Biodiesel) und gasförmige (Biogas, Wasserstoff).

Arten von Biokraftstoffen:

- Biomethanol
- Bioethanol
- Biobutanol
- Dimethylether
- Biodiesel
- Biogas
- Wasserstoff

Am weitesten entwickelt sind derzeit Biodiesel und Wasserstoff.

5. Geothermie. Unter den Vulkaninseln Japans verbergen sich riesige Mengen an geothermischer Energie, die durch die Gewinnung von heißem Wasser und Dampf nutzbar gemacht werden kann. Vorteil: Es emittiert etwa 20-mal weniger Kohlendioxid bei der Stromproduktion, was seine Auswirkungen auf die globale Umwelt verringert.

6. Die Energie von Wellen, Ebbe und Flut. Die wichtigste Energiequelle in Japan sind Wellenturbinen, die die vertikale Bewegung der Meereswellen in den Luftdruck umwandeln, der die Turbinen elektrischer Generatoren dreht. An der Küste Japans wurde eine große Anzahl von Gezeitenbojen installiert. So wird die Energie des Ozeans genutzt, um die Sicherheit des Seetransports zu gewährleisten.

Das riesige Potenzial der Sonnenenergie könnte theoretisch den gesamten Energiebedarf der Welt decken. Der Wirkungsgrad der Umwandlung von Wärme in Strom beträgt jedoch nur 10 %. Dies schränkt die Möglichkeiten der Solarenergie ein. Grundsätzliche Schwierigkeiten ergeben sich auch bei der Analyse der Möglichkeiten zur Erzeugung leistungsstarker Generatoren aus Windenergie, Ebbe und Flut, Geothermie, Biogas, Pflanzenbrennstoff etc. All dies lässt den Schluss zu, dass die Möglichkeiten der betrachteten sogenannten „reproduzierbaren“ und relativ umweltfreundlichen Energieressourcen zumindest in relativ naher Zukunft begrenzt sind. Dabei kann die Wirkung ihres Einsatzes bei der Lösung individueller privater Probleme der Energieversorgung bereits beeindruckend sein.

Natürlich herrscht Optimismus über die Möglichkeiten der thermonuklearen Energie und anderer effizienter Methoden der Energiegewinnung, die von der Wissenschaft intensiv untersucht wurden, jedoch im aktuellen Maßstab der Energieerzeugung. Bei der praktischen Erschließung dieser möglichen Quellen wird es aufgrund der hohen Kapitalintensität und der entsprechenden Trägheit bei der Umsetzung von Projekten mehrere Jahrzehnte dauern.

Forschungsarbeiten von Studierenden:

1. Sonderbericht „Grüne Energie“ für die Zukunft: „Japan ist weltweit führend in der Solarstromerzeugung. 90% der in Japan produzierten Sonnenenergie stammt aus Sonnenkollektoren in konventionellen Häusern. Die japanische Regierung hat sich für 2010 das Ziel gesetzt, ca. 4,8 Millionen kWh Energie aus Sonnenkollektoren zu erzeugen. Stromerzeugung aus Biomasse in Japan. Methangas wird aus Küchenabfällen freigesetzt. Dieses Gas treibt einen Motor an, der Strom erzeugt und günstige Bedingungen für den Umweltschutz schafft.

Moderne Wärme- und Stromsysteme Industrieunternehmen bestehen aus drei Teilen, von deren Effizienz der Interaktion das Volumen und die Effizienz des Verbrauchs von Brennstoff- und Energieressourcen abhängen. Diese Teile sind:

Energiequellen, d.h. Unternehmen, die die erforderlichen Arten von Energieressourcen herstellen;

Transportsysteme und die Verteilung von Energieressourcen zwischen den Verbrauchern. Am häufigsten sind dies Heizungs- und Stromnetze; Verbraucher von Energieressourcen.

Jeder der Teilnehmer des Systems Produzent - Verbraucher von Energieressourcen verfügt über eine eigene Ausrüstung und zeichnet sich durch bestimmte Indikatoren der Energie- und thermodynamischen Effizienz aus. Dabei kommt es häufig vor, dass die hohen Wirkungsgradkennzahlen einiger Systemteilnehmer durch andere eingeebnet werden, so dass der Gesamtwirkungsgrad des Wärme- und Stromsystems gering ausfällt. Am schwierigsten ist das Stadium des Verbrauchs von Energieressourcen.

Der Einsatz von Brennstoffen und Energieressourcen in der heimischen Industrie lässt zu wünschen übrig. Eine Befragung von Unternehmen der petrochemischen Industrie ergab, dass der tatsächliche Verbrauch an Energieressourcen den theoretisch erforderlichen um das 1,7- bis 2,6-fache übersteigt, d.h. Der gezielte Einsatz von Energieressourcen beträgt ca. 43 % der realen Kosten von Produktionstechnologien. Diese Situation ist in den Betrieben der chemischen, gummitechnischen, Lebensmittel- und Industrieindustrie zu beobachten, wo thermische Sekundärrohstoffe ungenügend oder ineffektiv genutzt werden.

Wärmeströme von Flüssigkeiten, die nicht in der industriellen Wärmetechnik und Wärmekraftanlagen eines Unternehmens verwendet werden, sind hauptsächlich (T< 90 0 С) и газов (T< 150 0 С) (см. табл. 1.8).

Gegenwärtig sind recht effektive Konstruktionen bekannt, die es ermöglichen, die Wärme solcher Parameter direkt in einer Industrieanlage zu nutzen. Im Zusammenhang mit dem Anstieg der Preise für Energieressourcen wächst das Interesse an ihnen, die Produktion von Wärmetauschern und Nutzungsthermotransformatoren wird etabliert, was uns auf eine baldige Verbesserung beim Einsatz solcher RES in der Industrie hoffen lässt .

Wie Berechnungen zur Effizienz von Energiesparmaßnahmen zeigen, führt jede Einheit thermischer Energie (1 J, 1 kcal) zu einer äquivalenten Einsparung an natürlichem Brennstoff um das Fünffache. In den Fällen, in denen die erfolgreichsten Lösungen gefunden werden konnten, erreichten die Einsparungen an natürlichem Brennstoff das Zehnfache.

Der Hauptgrund dafür ist das Fehlen von Zwischenstufen der Produktion, Anreicherung, Umwandlung und des Transports von Brennstoffenergieressourcen, um die Menge der eingesparten Energieressourcen sicherzustellen. Investitionen in Energiesparmaßnahmen sind 2-3 mal geringer als erforderlich Kapital Investitionen in der mineralgewinnenden und verwandten Industrie, um eine äquivalente Menge an fossilen Brennstoffen zu gewinnen.

Im Rahmen des traditionell etablierten Ansatzes werden Wärme- und Kraftanlagen von industriellen Großverbrauchern nur als Quelle von Energieressourcen der erforderlichen Qualität in der richtigen Menge gemäß den Anforderungen der technologischen Vorschriften betrachtet. Die Betriebsweise von Wärme- und Kraftanlagen unterliegt den vom Verbraucher vorgegebenen Bedingungen. Dieser Ansatz führt in der Regel zu Fehleinschätzungen bei der Auswahl der Geräte und der Akzeptanz von effektive Lösungenüber die Organisation von Wärmetechnik und Wärmekraftanlagen, d.h. zu einer latenten oder offensichtlichen Überschreitung von Brennstoff- und Energieressourcen, die sich natürlich auf die Produktkosten auswirkt.

Insbesondere ein ziemlich starker Einfluss auf allgemeine Indikatoren Die Effizienz des Energieverbrauchs von Industrieunternehmen wird durch Saisonalität beeinflusst. In der Sommerzeit besteht meist ein Überangebot an VER-Wärmetechnik und gleichzeitig Probleme mit unzureichender Menge und Qualität der Kühlwärmeträger durch Temperaturerhöhung des Kreislaufwassers. In der Zeit niedriger Außenlufttemperaturen hingegen kommt es zu einem Überverbrauch an thermischer Energie verbunden mit einem nur sehr schwer zu erkennenden Anstieg des Wärmeverlustanteils durch Außenzäune.

Daher sollten moderne Wärme- und Stromsysteme in einem organischen Zusammenhang mit der industriellen Wärmetechnik entwickelt oder modernisiert werden, unter Berücksichtigung der Zeitpläne und Betriebsarten beider Einheiten - Verbraucher von ER und Einheiten, die ihrerseits Quellen von erneuerbaren Energien sind . Die Hauptaufgaben der industriellen Wärmeenergietechnik sind:

Sicherstellung des Gleichgewichts der Energieressourcen der erforderlichen Parameter zu jedem Zeitpunkt für einen zuverlässigen und wirtschaftlichen Betrieb einzelner Einheiten und des gesamten Produktionsverbundes; optimale Wahl der Energieträger hinsichtlich thermophysikalischer und thermodynamischer Parameter;

Bestimmung der Nomenklatur und Funktionsweise von Reserve- und Akkumulationsquellen von Energieressourcen sowie alternativer Verbraucher von Energieressourcen während der Zeit ihres Überangebots; Identifizierung von Reserven für das Wachstum der Energieeffizienz der Produktion auf dem aktuellen Stand der technischen Entwicklung und in ferner Zukunft.

Zukünftig erscheinen TPPs PP als komplexer energietechnischer Komplex, in dem Energie- und Technologieflüsse eng miteinander verbunden sind. Gleichzeitig können Verbraucher von Brennstoffen und Energieressourcen Quellen von Sekundärenergie für technologische Anlagen einer bestimmten Produktion, externe Verbraucher oder Nutzungsenergieanlagen sein, die andere Arten von Energieressourcen erzeugen.

Spezifischer Wärmeverbrauch für Produktausstoß industrielle Produktion reicht von einem bis zu mehreren zehn Gigajoule pro Tonne Endprodukt, abhängig von der installierten Kapazität der Ausrüstung, der Art des technologischen Prozesses, den Wärmeverlusten und der Einheitlichkeit des Verbrauchsplans. Gleichzeitig sind die attraktivsten Maßnahmen, die darauf abzielen, die Energieeffizienz bestehender Industrien zu erhöhen und keine wesentlichen Änderungen der Betriebsweise der wichtigsten technologischen Geräte vorzunehmen. Am attraktivsten ist die Organisation geschlossener Wärmeversorgungssysteme auf Basis von Nutzungsanlagen, deren Unternehmen einen hohen Anteil am Verbrauch von Mittel- und Niederdruckdampf und Heißwasser haben.

Die meisten Unternehmen zeichnen sich durch erhebliche Wärmeverluste aus, die dem System in Wärmetauschern zugeführt werden, die durch zirkulierendes Wasser oder Luft gekühlt werden - in Kondensatoren, Kühlern, Kühlschränken usw. Unter solchen Bedingungen ist es ratsam, Zentral- und Verbundsysteme mit einem Zwischenwärmeträger zu organisieren, um die abgeführte Wärme zurückzugewinnen. Dadurch können zahlreiche Quellen und Verbraucher innerhalb des gesamten Unternehmens oder einer eigenen Unterteilung angeschlossen und Warmwasser mit den erforderlichen Parametern von industriellen und sanitären Verbrauchern bereitgestellt werden.

Geschlossene Wärmeversorgungssysteme sind eines der Hauptelemente abfallfreier Produktionssysteme. Die Rückgewinnung von Wärme mit niedrigen Parametern und deren Umwandlung auf das erforderliche Temperaturniveau kann einen erheblichen Teil der Energieressourcen zurückgeben, die normalerweise direkt oder über Rin die Atmosphäre abgegeben werden.

V technologische Systeme mit Dampf und heißem Wasser als Energieträger sind Temperatur und Druck der zugeführten und abgeführten Wärme bei den Kühlprozessen gleich. Die abgeführte Wärmemenge kann sogar die in das System eingebrachte Wärmemenge übersteigen, da Kühlvorgänge meist mit einer Änderung des Aggregatzustands des Stoffes einhergehen. Unter solchen Bedingungen ist es möglich, zentrale oder dezentrale Wärmepumpensysteme zur Nutzung zu organisieren, die es ermöglichen, bis zu 70 % der in wärmeverbrauchenden Anlagen aufgewendeten Wärme zurückzugewinnen.

Solche Systeme sind in den Vereinigten Staaten, Deutschland, Japan und anderen Ländern weit verbreitet, aber in unserem Land wurde ihrer Schaffung nicht genügend Aufmerksamkeit geschenkt, obwohl theoretische Entwicklungen aus den 30er Jahren des letzten Jahrhunderts bekannt sind. Gegenwärtig ändert sich die Situation und es werden Wärmepumpeninstallationen sowohl in die Systeme der Wärmeversorgung von Wohngebäuden als auch in kommunalen Einrichtungen und Industrieanlagen eingeführt.

Eine der effektivsten Lösungen ist die Organisation von Nutzungskälteanlagen auf Basis von Absorptionswärmetransformatoren (ATT). Industrielle Kühlsysteme basieren auf Kühlaggregaten vom Typ Dampfkompression, und der Stromverbrauch für die Kälteerzeugung erreicht 15-20% des Gesamtverbrauchs im gesamten Unternehmen. Absorptionswärmetransformatoren als alternative Quellen der Kälteversorgung haben mehrere Vorteile, insbesondere:

minderwertige Wärme von Brauchwasser, Rauchgasen oder Niederdruck-Abdampf kann zum Antrieb des ATT genutzt werden;

Mit der gleichen Ausrüstungszusammensetzung kann ATT sowohl im Kälteversorgungsmodus als auch im Wärmepumpenmodus zur Wärmeabgabe betrieben werden.

Luft- und Kälteversorgungssysteme eines Industrieunternehmens haben keinen wesentlichen Einfluss auf die Versorgung mit Wasserenergieressourcen und können bei der Entwicklung von Nutzungsmaßnahmen als Wärmeverbraucher berücksichtigt werden.

Zukünftig ist mit dem Aufkommen grundlegend neuer abfallfreier Industrietechnologien auf der Grundlage geschlossener Produktionskreisläufe sowie einer deutlichen Steigerung des Stromanteils in der Struktur des Energieverbrauchs zu rechnen.

Der Anstieg des Stromverbrauchs in der Industrie wird vor allem mit der Entwicklung billiger Energiequellen verbunden sein - schnelle Neutronenreaktoren, thermonukleare Reaktoren usw.

Gleichzeitig ist mit einer Verschlechterung der ökologischen Situation im Zusammenhang mit der globalen Überhitzung des Planeten durch die Intensivierung der "thermischen Verschmutzung" - eine Zunahme der thermischen Emissionen in die Atmosphäre - zu rechnen.

Kontrollfragen und Aufgaben zu Thema 1

1. Welche Arten von Energieträgern werden verwendet, um die wichtigsten technologischen Prozesse in der Pyrolyseabteilung sowie bei der Trennung und Trennung von Reaktionsprodukten bei der Herstellung von Ethylen durchzuführen?

2. Beschreiben Sie die Input- und Output-Anteile der Energiebilanz des Pyrolyseofens. Wie hat sich die Organisation der Speisewassererwärmung auf sie ausgewirkt?

3. Beschreiben Sie die Struktur des Energieverbrauchs bei der Herstellung von Isopren nach der Methode der zweistufigen Dehydrierung. Wie hoch ist der Anteil des Kalt- und Recyclingwasserverbrauchs daran?

4. Analysieren Sie die Struktur der Wärmebilanz der Herstellung von synthetischem Ethylalkohol nach der Methode der direkten Ethylenhydratation. Nennen Sie die Posten der bilanziellen Ausgaben, die sich auf Wärmeenergieverluste beziehen.

5. Erklären Sie, warum die TAC-basierte Heiztechnologie als Niedrigtemperatur eingestuft wird.

6. Welche Merkmale ermöglichen es, die Gleichmäßigkeit der Wärmebelastung über das Jahr hinweg zu beurteilen?

7. Nennen Sie Beispiele für Industrietechnologien, die in Bezug auf den Anteil des Wärmeverbrauchs für den Eigenbedarf zur zweiten Gruppe gehören.

8. Bestimmen Sie anhand des täglichen Dampfverbrauchsplans in einer petrochemischen Anlage die Höchst- und Mindestwerte und vergleichen Sie sie. Beschreiben Sie den monatlichen Wärmeverbrauchsplan einer petrochemischen Anlage.

9. Was erklärt die Unebenheiten? Jahrescharts thermische Belastungen von Industriebetrieben?

10. Vergleichen Sie die Diagramme der Jahresbelastungen von Maschinenbauunternehmen und Chemiebetrieben und formulieren Sie Schlussfolgerungen.

11. Sollten brennbare Produktionsabfälle immer als sekundäre Energieressourcen betrachtet werden?

12. Beschreiben Sie die Struktur des Wärmeverbrauchs in der Industrie unter Berücksichtigung des Temperaturniveaus der Wärmewahrnehmung.

13. Erklären Sie das Prinzip der Bestimmung der verfügbaren Wärmemenge der EE der Verbrennungsprodukte, die den Abhitzekesseln zugeführt werden.

14. Wie hoch ist die äquivalente Einsparung an fossilen Brennstoffen durch die Einsparung einer Wärmeeinheit auf der Stufe des Verbrauchs und warum?

15. Vergleichen Sie die Mengen der Produktion von Wasserenergieressourcen bei der Herstellung von Butadien nach der Methode der zweistufigen Dehydrierung n-Butan und durch die Methode der Kontaktzersetzung von Alkohol (siehe Tabelle. A.1.1).

Tabelle P.l.l

Sekundärenergieressourcen der petrochemischen Industrie

Um die Aussichten von TPPs zu beurteilen, ist es zunächst notwendig, ihre Vor- und Nachteile im Vergleich zu anderen Stromquellen zu verstehen.

Die Vorteile umfassen Folgendes.

• 1. Im Gegensatz zu Wasserkraftwerken können thermische Kraftwerke unter Berücksichtigung des eingesetzten Brennstoffs relativ frei aufgestellt werden. Gasöl-TPPs können überall gebaut werden, da der Transport von Gas und Heizöl relativ günstig ist (im Vergleich zu Kohle). Es ist ratsam, Kohlenstaub-Heizkraftwerke in der Nähe von Kohleabbauquellen zu platzieren. Inzwischen hat sich die „Kohle“-Heizkraftindustrie entwickelt und weist einen ausgeprägten regionalen Charakter auf.
• 2. Die spezifischen Kosten der installierten Leistung (Kosten von 1 kW installierter Leistung) und die Bauzeit für TPPs sind viel kürzer als für KKW und HPP.
• 3. Die Stromproduktion von TPPs ist im Gegensatz zu Wasserkraftwerken nicht saisonabhängig und wird nur durch die Brennstofflieferung bestimmt.
• 4. Die Veräußerungsflächen von Wirtschaftsflächen sind bei TPP deutlich geringer als bei Kernkraftwerken und natürlich nicht mit Wasserkraftwerken zu vergleichen, deren Auswirkungen auf die Umwelt weit entfernt von regionalem Charakter sein können. Beispiele sind die Kaskaden von Wasserkraftwerken am Fluss. Wolga und Dnjepr.
• 5. In TPPs können Sie fast jeden Brennstoff verbrennen, einschließlich der minderwertigsten Kohlen, die mit Asche, Wasser und Gestein ballastiert sind.
• 6. Im Gegensatz zu Kernkraftwerken gibt es bei der Nutzung thermischer Kraftwerke am Ende ihrer Lebensdauer keine Probleme. In der Regel „überdauert“ die Infrastruktur eines TPP deutlich die darauf installierten Hauptanlagen (Kessel und Turbinen) und die Gebäude, Turbinenhalle, Wasser- und Brennstoffversorgung usw., die den Großteil der Mittel ausmachen , lange dienen. Die meisten der nach dem GOELRO-Plan über 80 Jahre gebauten TPPs sind noch in Betrieb und werden auch nach der Installation neuer, modernerer Turbinen und Kessel weiterarbeiten.

Neben diesen Vorteilen hat TPP eine Reihe von Nachteilen.

• 1. Wärmekraftwerke sind die umweltschädlichsten Stromquellen, insbesondere solche, die mit aschereichem Schwefelbrennstoff betrieben werden. Es stimmt, dass Kernkraftwerke, die keine ständigen Emissionen in die Atmosphäre haben, aber eine ständige Bedrohung durch radioaktive Verschmutzung darstellen und Probleme mit der Lagerung und Verarbeitung abgebrannter Kernbrennstoffe sowie der Entsorgung des Kernkraftwerks selbst haben nach dem Ende ihrer Lebensdauer oder Wasserkraftwerke, die riesige Wirtschaftsflächen überfluten und das regionale Klima verändern, ökologisch "sauberer" sind, ist nur mit einem hohen Maß an Konventionen möglich.
• 2. Herkömmliche TPPs haben einen relativ geringen Wirkungsgrad (besser als der eines Kernkraftwerks, aber viel schlechter als der eines GuD-Blocks).
• 3. Im Gegensatz zu Wasserkraftwerken beteiligen sich thermische Kraftwerke kaum an der Abdeckung des variablen Teils des täglichen Strombedarfs.
• 4. TPPs sind in erheblichem Maße von der Versorgung mit Kraftstoffen abhängig, die häufig importiert werden.

Trotz all dieser Mängel sind TPPs in den meisten Ländern der Welt die Hauptstromproduzenten und werden es mindestens die nächsten 50 Jahre bleiben.

Die Aussichten für den Bau leistungsstarker Brennwertkraftwerke hängen eng mit der Art des verwendeten fossilen Brennstoffs zusammen. Trotz der großen Vorteile von Flüssigbrennstoff (Öl, Heizöl) als Energieträger (hoher Heizwert, Transportfreundlichkeit) wird sein Einsatz in TPPs nicht nur aufgrund begrenzter Reserven, sondern auch wegen seines hohen Wertes als ein Rohstoff für die petrochemische Industrie. Für Russland ist auch der Exportwert von flüssigem Brennstoff (Öl) von großer Bedeutung. Daher wird flüssiger Brennstoff (Heizöl) in TPPs entweder als Reservebrennstoff in Gasöl-TPPs oder als Hilfsbrennstoff in Kohlenstaub-TPPs verwendet, der unter bestimmten Betriebsbedingungen eine stabile Verbrennung von Kohlenstaub in einem Kessel gewährleistet.

Der Einsatz von Erdgas an kondensierenden Dampfturbinen-TPPs ist irrational: Dafür sind Dampf-Gas-Nutzungsanlagen erforderlich, die auf Hochtemperatur-Gasturbinenanlagen basieren.

Die langfristige Aussicht auf den Einsatz klassischer Dampfturbinen-TPPs sowohl in Russland als auch im Ausland ist daher in erster Linie mit dem Einsatz von Kohlen, insbesondere von minderwertigen, verbunden. Dies bedeutet natürlich nicht die Einstellung des Betriebs von Gasöl-Wärmekraftwerken, die sukzessive durch Dampfturbinen ersetzt werden.

Negative ökologische und soziale Auswirkungen des Bauens große Wasserkraftwerke lassen Sie uns ihren möglichen Platz in der Elektrizitätswirtschaft der Zukunft genau untersuchen.

Die Zukunft der Wasserkraft

Große Wasserkraftwerke erfüllen im Stromnetz folgende Funktionen:

1. Stromerzeugung;
2. schnelle Anpassung der Erzeugungsleistung an die Leistungsaufnahme, Frequenzstabilisierung im Stromnetz;
3. Akkumulation und Speicherung von Energie in Form von potentieller Energie des Wassers im Gravitationsfeld der Erde mit jederzeitiger Umwandlung in Elektrizität.

Stromerzeugung und Strommanöver sind in jedem Maßstab HPP möglich. Und die Ansammlung von Energie für einen Zeitraum von mehreren Monaten bis zu mehreren Jahren (für Winter- und Trockenjahre) erfordert die Schaffung großer Reservoirs.

Zum Vergleich: Eine 12-kg-Autobatterie mit 12 Volt und 85 Amperestunden kann 1,02 Kilowattstunden (3,67 MJ) speichern. Um eine solche Energiemenge zu speichern und in einem Hydraulikaggregat mit einem Wirkungsgrad von 0,92 in elektrische Energie umzuwandeln, müssen 4 Tonnen (4 Kubikmeter) Wasser auf eine Höhe von 100 m oder 40 Tonnen Wasser auf eine Höhe gehoben werden von 10m.

Damit ein Wasserkraftwerk mit einer Leistung von nur 1 MW mit gespeichertem Wasser 5 Monate im Jahr 6 Stunden am Tag mit gespeichertem Wasser betrieben werden kann, ist es notwendig, in einer Höhe von 100 m zu stauen und dann durch eine Turbine 3,6 . zu laufen Million Tonnen Wasser. Bei einer Reservoirfläche von 1 km² sinkt das Niveau um 3,6 m. Das gleiche Produktionsvolumen eines Dieselkraftwerks mit einem Wirkungsgrad von 40% erfordert 324 Tonnen Dieselkraftstoff. Daher erfordert die Speicherung von Wasserenergie für den Winter in kalten Klimazonen hohe Dämme und große Reservoirs.

Außerdem auf b Ö Im größten Teil des russischen Territoriums in der Permafrostzone frieren kleine und mittelgroße Flüsse im Winter zu Boden. In diesen Teilen sind kleine Wasserkraftwerke im Winter nutzlos.

Große Wasserkraftwerke befinden sich zwangsläufig in großer Entfernung von vielen Verbrauchern, und die Kosten für den Bau von Stromleitungen sowie Energieverluste und Heizdrähte sollten berücksichtigt werden. Für das Transsibirische Wasserkraftwerk (Shilkinskaya) übersteigen die Kosten für den Bau einer Übertragungsleitung 220 nach Transsib mit einer Länge von nur 195 km (sehr wenig für einen solchen Bau) 10 % aller Kosten. Die Kosten für den Bau von Stromübertragungsnetzen sind so hoch, dass in China die Kapazität von Windkraftanlagen, die noch nicht ans Netz gegangen sind, die Kapazitäten des gesamten Energiesektors in Russland östlich des Baikalsees übersteigt.

Somit hängen die Aussichten für die Wasserkraft von Fortschritten in Technologie und Produktion sowie der Speicherung und Übertragung von Energie insgesamt ab.

Energie ist eine sehr kapitalintensive und daher konservative Branche. Einige Kraftwerke sind noch in Betrieb, insbesondere Wasserkraftwerke, die zu Beginn des 20. Jahrhunderts gebaut wurden. Um die Aussichten für ein halbes Jahrhundert zu bewerten, ist es daher wichtiger, anstelle von volumetrischen Indikatoren für die eine oder andere Energieart die Geschwindigkeit des Fortschritts in jeder Technologie zu betrachten. Geeignete Indikatoren für den technischen Fortschritt in der Erzeugung sind Wirkungsgrad (oder Prozentsatz der Verluste), Kapazität der Einheiten, Kosten von 1 Kilowatt Erzeugungsleistung, Kosten der Übertragung von 1 Kilowatt pro 1 km, Kosten der Speicherung von 1 Kilowattstunde pro Tag.

Energiespeicher

Lagerung Strom ist eine neue Branche im Energiesektor. Lange Zeit lagerten die Menschen Brennstoff (Brennholz, Kohle, dann Öl und Ölprodukte in Tanks, Gas in Drucktanks und unterirdischen Lagern). Dann tauchten mechanische Energiespeicher auf (Hochwasser, Druckluft, Superschwungräder usw.), darunter bleiben Pumpspeicherkraftwerke führend.

Außerhalb der Permafrostzonen kann die Wärme, die durch solare Warmwasserbereiter anfällt, bereits im Winter in den Untergrund gepumpt werden, um Häuser zu heizen. Nach dem Zusammenbruch der UdSSR wurden die Experimente zur Nutzung von Sonnenwärme für chemische Umwandlungen eingestellt.

Bekannte chemische Batterien haben eine begrenzte Anzahl von Lade-Entlade-Zyklen. Superkondensatoren haben noch viel mehr Ö längere Haltbarkeit, aber ihre Kapazität ist noch nicht ausreichend. Die Akkumulatoren der magnetischen Feldenergie in supraleitenden Spulen werden sehr schnell verbessert.

Ein Durchbruch in der Verteilung von Energiespeichern wird eintreten, wenn der Preis auf 1 US-Dollar pro Kilowattstunde sinkt. Dadurch wird es möglich, nicht dauerbetriebene Stromerzeugungsarten (Solar-, Wind-, Gezeitenenergie) flächendeckend zu nutzen.

alternative Energie

Von der Technik Erstellen die schnellste Veränderung findet jetzt bei der Solarenergie statt. Sonnenkollektoren machen es möglich, Energie in beliebiger Menge zu produzieren – vom Laden des Telefons bis zur Versorgung von Megacities. Die Energie der Sonne auf der Erde ist hundertmal größer als die anderer Energiearten zusammen.

Windparks haben eine Phase des Preisrückgangs durchgemacht und sind dabei, die Turmgröße und die Erzeugungskapazität zu erhöhen. Im Jahr 2012 übertraf die Kapazität aller Windturbinen der Welt die Kapazität aller Kraftwerke in der UdSSR. Doch in den 20er Jahren des 21. Jahrhunderts werden die Möglichkeiten zur Verbesserung von Windkraftanlagen ausgeschöpft und die Solarenergie bleibt der Wachstumsmotor.

Die Technik der großen Wasserkraftwerke hat ihre "schönste Stunde" überschritten, jedes Jahrzehnt werden immer weniger große Wasserkraftwerke gebaut. Die Aufmerksamkeit von Erfindern und Ingenieuren richtet sich auf Gezeiten- und Wellenkraftwerke. Gezeiten und große Wellen sind jedoch nicht überall, daher wird ihre Rolle unbedeutend sein. Vor allem in Asien werden auch im 21. Jahrhundert Kleinwasserkraftwerke gebaut.

Die Gewinnung von Strom aus der Wärme aus dem Darm der Erde (Geothermie) ist vielversprechend, aber nur in bestimmten Gebieten. Verbrennungstechnologien für fossile Brennstoffe werden über mehrere Jahrzehnte mit Sonnen- und Windenergie konkurrieren, insbesondere dort, wo es wenig Wind und Sonne gibt.

Die sich am schnellsten verbessernden Technologien zur Erzeugung von brennbarem Gas durch Vergärung von Abfall, Pyrolyse oder Zersetzung im Plasma). Allerdings solide Hausmüll immer vor der Vergasung ist eine Sortierung (oder besser eine getrennte Sammlung) erforderlich.

TPP-Technologien

Der Wirkungsgrad von GuD-Kraftwerken überstieg 60 %. Die Umrüstung aller gasbefeuerten BHKW in Dampf-Gas (genauer: Gas-Dampf) wird die Stromerzeugung um mehr als 50 % steigern, ohne die Gasverbrennung zu erhöhen.

Kohle- und Heizöl-BHKW sind in Bezug auf die Effizienz, den Preis der Ausrüstung und die Menge an schädlichen Emissionen viel schlechter als gasbefeuerte. Zudem fordert der Kohlebergbau die meisten Menschenleben pro Megawattstunde Strom. Die Kohlevergasung wird die Existenz der Kohleindustrie um mehrere Jahrzehnte verlängern, aber der Beruf des Bergmanns wird wahrscheinlich erst im 22. Jahrhundert überleben. Es ist sehr wahrscheinlich, dass Dampf- und Gasturbinen durch sich schnell verbessernde Brennstoffzellen ersetzt werden, in denen chemische Energie unter Umgehung der Stufen der Gewinnung thermischer und mechanischer Energie in elektrische Energie umgewandelt wird. Brennstoffzellen sind mittlerweile sehr teuer.

Atomkraft

Die Effizienz von Kernkraftwerken ist in den letzten 30 Jahren am langsamsten gewachsen. Verbesserungen an Kernreaktoren, die jeweils mehrere Milliarden Dollar kosten, sind sehr langsam, und Sicherheitsanforderungen treiben die Baukosten in die Höhe. Die "nukleare Renaissance" fand nicht statt. Seit 2006 ist die Inbetriebnahme von Kernkraftwerken weltweit weniger als die Inbetriebnahme von Windparks, sondern auch von Solarparks. Dennoch ist es wahrscheinlich, dass einige Kernkraftwerke bis ins 22. Jahrhundert überleben werden, obwohl ihr Ende aufgrund des Problems der radioaktiven Abfälle unvermeidlich ist. Wahrscheinlich werden thermonukleare Reaktoren im 21. Jahrhundert funktionieren, aber ihre geringe Anzahl wird natürlich "das Wetter nicht machen".

Bislang ist die Möglichkeit einer „kalten Fusion“ unklar. Grundsätzlich widerspricht die Möglichkeit einer thermonuklearen Reaktion ohne ultrahohe Temperaturen und ohne Bildung radioaktiver Abfälle nicht den Gesetzen der Physik. Aber die Aussichten, auf diese Weise billige Energie zu gewinnen, sind sehr zweifelhaft.

Neue Technologien

Und ein bisschen Fantasie in den Zeichnungen. In Russland werden jetzt drei neue Prinzipien der isothermen Umwandlung von Wärme in Strom getestet. Diese Experimente haben viele Skeptiker: Schließlich wird der zweite Hauptsatz der Thermodynamik verletzt. Bisher wurde ein Zehntel Mikrowatt empfangen. Bei Erfolg erscheinen zuerst die Uhren- und Instrumentenbatterien. Dann Glühbirnen ohne Kabel. Jede Glühbirne wird eine Quelle der Kühle sein. Klimaanlagen erzeugen Strom, anstatt ihn zu verbrauchen. Die Kabel im Haus werden nicht mehr benötigt. Es ist zu früh, um zu beurteilen, wann Science-Fiction wahr wird.

In der Zwischenzeit brauchen wir die Drähte. Mehr als die Hälfte des Preises einer Kilowattstunde in Russland entfällt auf die Kosten für den Bau und die Wartung von Stromleitungen und Umspannwerken. Mehr als 10 % des erzeugten Stroms gehen an Heizdrähte. Die Reduzierung von Kosten und Verlusten ermöglicht „Smart Grids“, die viele Verbraucher und Energieerzeuger automatisch verwalten. In vielen Fällen ist es besser, Gleichstrom als Wechselstrom zu übertragen, um Verluste zu reduzieren. Im Allgemeinen können Heizdrähte vermieden werden, indem man sie supraleitend macht. Es wurden jedoch keine Supraleiter bei Raumtemperatur gefunden, und es ist nicht bekannt, ob dies der Fall ist.

Für dünn besiedelte Gebiete mit hohen Transportkosten ist auch die Verbreitung und Verfügbarkeit von Energieträgern wichtig.

Die am häufigsten vorkommende Energie stammt von der Sonne, aber die Sonne ist nicht immer sichtbar (insbesondere jenseits des Polarkreises). Aber im Winter und in der Nacht weht der Wind oft, aber nicht immer und nicht überall. Dennoch erlauben Wind-Solar-Kraftwerke schon heute, den Dieselverbrauch in abgelegenen Dörfern deutlich zu reduzieren.

Einige Geologen behaupten, dass Öl und Gas heute fast überall aus Kohlendioxid entstehen, das mit Wasser in den Boden gelangt. Der Einsatz von Hydrofracking ("Fracking") zerstört jedoch natürliche Orte, an denen sich Öl und Gas ansammeln können. Wenn dies zutrifft, kann fast überall eine kleine Menge Öl und Gas (zehnmal weniger als heute) gefördert werden, ohne den geochemischen Kreislauf des Kohlenstoffs zu schädigen, aber der Export von Kohlenwasserstoffen bedeutet, sich der Zukunft zu berauben.

Diversität natürliche Ressourcen in der Welt bedeutet, dass eine nachhaltige Stromerzeugung eine Kombination von verschiedene Technologien auf die örtlichen Gegebenheiten anwendbar. Jedenfalls kann aus Umwelt- und Ressourcengründen nicht unbegrenzt Energie auf der Erde gewonnen werden. Daher wird das Wachstum der Produktion von Elektrizität, Stahl, Nickel und anderen materiellen Dingen auf der Erde im nächsten Jahrhundert unweigerlich durch eine Zunahme der Produktion von Intellektuellem und Spirituellem ersetzt.

Igor Eduardovich Shkradyuk

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1. Perspektiven für die Entwicklung der Wärmekraft

Die Menschheit deckt etwa 80 % ihres Energiebedarfs durch fossile Brennstoffe: Öl, Kohle, Erdgas. Ihr Anteil an der Bilanz der Elektrizitätswirtschaft ist etwas geringer - etwa 65% (39% - Kohle, 16% - Erdgas, 9% - flüssige Brennstoffe).

Nach Prognosen der Internationalen Energieagentur wird bis 2020 bei einem Anstieg des Primärenergieverbrauchs um 35 % der Anteil fossiler Energieträger auf über 90 % steigen.

Heute wird der Bedarf an Öl und Erdgas für 50-70 Jahre gedeckt. Trotz des konstanten Produktionswachstums haben sich diese Zeiträume in den letzten 20-30 Jahren jedoch nicht verringert, sondern wachsen aufgrund der Entdeckung neuer Bereiche und der Verbesserung der Produktionstechnologien. Die förderbaren Reserven der Kohle reichen für mehr als 200 Jahre.

Von einer Verknappung fossiler Brennstoffe kann also keine Rede sein. Es geht darum, sie auf die rationellste Weise einzusetzen, um den Lebensstandard der Menschen zu verbessern und gleichzeitig ihre Umwelt bedingungslos zu erhalten. Dies trifft voll und ganz auf die Elektrizitätswirtschaft zu.

In unserem Land ist der Hauptbrennstoff für Wärmekraftwerke Erdgas. In absehbarer Zeit wird sein Anteil offenbar sinken, der absolute Verbrauch der Kraftwerke wird jedoch annähernd konstant und relativ groß bleiben. Aus vielen Gründen - nicht immer sinnvoll - wird es nicht effektiv genug eingesetzt.

Erdgasverbraucher sind traditionelle Dampfturbinen-TPPs und -BHKWs, hauptsächlich mit Dampfdrücken von 13 und 24 MPa (der Wirkungsgrad im Kondensationsbetrieb beträgt 36-41%), aber auch alte BHKWs mit deutlich niedrigeren Parametern und hohen Produktionskosten.

Durch den Einsatz von Gasturbinen- und GuD-Technologien kann die Effizienz der Gasnutzung deutlich gesteigert werden.

Die maximale Blockleistung der GTU erreicht inzwischen 300 MW, der Wirkungsgrad bei selbstständiges Arbeiten- 36-38% und bei Mehrwellen-Gasturbinen auf Basis von Flugzeugtriebwerken mit hohen Druckverhältnissen - 40% oder mehr, die anfängliche Gastemperatur beträgt 1300-1500 ° C, das Verdichtungsverhältnis beträgt 20-30.

Um den praktischen Erfolg von Zuverlässigkeit, thermischem Wirkungsgrad, niedrigen Stück- und Betriebskosten zu gewährleisten, werden heute Leistungsgasturbinen nach dem einfachsten Zyklus bei der maximal erreichbaren Gastemperatur (sie wächst ständig) mit Druckverhältnissen nahe dem Optimum ausgelegt in Bezug auf spezifische Arbeit und Effizienz von Kombianlagen, die die Wärme der Abgase in der Turbine nutzen. Verdichter und Turbine befinden sich auf derselben Welle. Turbomaschinen bilden einen kompakten Block mit integrierter Brennkammer: ringförmig oder blockringförmig. Die Zone der hohen Temperaturen und des Drucks ist auf kleinem Raum lokalisiert, die Anzahl der Teile, die sie aufnehmen, ist gering, und diese Teile selbst werden sorgfältig ausgearbeitet. Diese Prinzipien sind das Ergebnis langjähriger Design-Evolution.

Der größte Teil der GTU mit einer Leistung von weniger als 25-30 MW wird auf Basis oder nach dem Typ von Flugzeug- oder Schiffsgasturbinentriebwerken (GTE) erstellt, die sich durch den Verzicht auf horizontale Verbinder und die Montage von Gehäusen und Rotoren auszeichnen Verwendung von vertikalen Verbindern, weit verbreitete Verwendung von Wälzlagern, geringes Gewicht und geringe Abmessungen. Die für den Boden- und Kraftwerksbetrieb erforderlichen Lebensdauer- und Verfügbarkeitskennzahlen werden in Flugzeugstrukturen zu vertretbaren Kosten bereitgestellt.

Mit einer Leistung von mehr als 50 MW ist die GTU speziell für Kraftwerke konzipiert und wird als Einwelle mit moderaten Verdichtungsverhältnissen und ausreichend hoher Abgastemperatur ausgeführt, was die Nutzung ihrer Wärme erleichtert. Um Baugröße und Kosten zu reduzieren und den Wirkungsgrad zu erhöhen, werden GTUs mit einer Leistung von 50-80 MW als Hochgeschwindigkeits-GTU mit einem über ein Getriebe angetriebenen elektrischen Generator ausgeführt. Typischerweise ähneln solche Gasturbinen aerodynamisch und strukturell leistungsstärkeren Einheiten, die für den Direktantrieb von elektrischen Generatoren mit einer Drehzahl von 3600 und 3000 U/min ausgelegt sind. Diese Simulation verbessert die Zuverlässigkeit und reduziert die Entwicklungs- und Bereitstellungskosten.

Kreislaufluft ist das Hauptkühlmittel in der Gasturbineneinheit. Luftkühlungssysteme werden in Düsen- und Rotorschaufeln implementiert, wobei Technologien verwendet werden, die die erforderlichen Eigenschaften zu akzeptablen Kosten bereitstellen. Die Verwendung von Dampf oder Wasser zur Kühlung von Turbinen kann die Leistung von GTU und STU bei gleichen Zyklusparametern verbessern oder im Vergleich zu Luft eine weitere Erhöhung der Ausgangstemperatur von Gasen bewirken. Auch wenn die technischen Grundlagen für den Einsatz von Kühlsystemen mit diesen Kühlmitteln bei weitem nicht so detailliert sind wie mit Luft, wird deren Umsetzung zu einem praktischen Thema.

Die Gasturbinenanlage beherrscht die „giftige“ Verbrennung von Erdgas. Es ist am effektivsten in Brennkammern, die mit einem zuvor hergestellten homogenen Gasgemisch mit Luft bei großem (a = 2,1) Luftüberschuss und mit einer gleichmäßigen und relativ niedrigen (1500-1550 ° C) Brennertemperatur betrieben werden. Mit einer solchen Verbrennungsorganisation kann die NOX-Bildung unter normalen Bedingungen auf 20-50 mg / m3 begrenzt werden (standardmäßig beziehen sie sich auf Verbrennungsprodukte mit 15% Sauerstoff) bei hoher Verbrennungsvollständigkeit (Konzentration von CO<50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулированием расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности.

Es ist viel schwieriger, eine ähnliche Technologie der "giftigen" Verbrennung mit flüssigem Kraftstoff zu reproduzieren. Aber auch hier gibt es gewisse Erfolge.

Von großer Bedeutung für den Fortschritt stationärer Gasturbinen ist die Materialauswahl und Formgebungstechnologien, die eine lange Lebensdauer, Zuverlässigkeit und moderate Kosten ihrer Teile gewährleisten.

Teile der Turbine und Brennkammer, die von Hochtemperaturgasen mit oxidations- oder korrosionsfördernden Bestandteilen umspült und hohen mechanischen und thermischen Belastungen ausgesetzt sind, bestehen aus komplex legierten Nickelbasislegierungen. Die Schaufeln werden intensiv gekühlt und mit komplexen inneren Bahnen im Präzisionsgussverfahren hergestellt, das es ermöglicht, Materialien zu verwenden und Teileformen zu erhalten, die mit anderen Technologien nicht möglich sind. In den letzten Jahren wird zunehmend das Gießen von Schaufeln mit gerichteter und einkristalliner Kristallisation verwendet, wodurch deren mechanische Eigenschaften spürbar verbessert werden können.

Die Oberflächen der heißesten Teile werden mit Beschichtungen geschützt, die Korrosion verhindern und die Temperatur des Grundmetalls senken.

Die Einfachheit und Kleinheit selbst leistungsstarker Gasturbinen und deren Nebenaggregate machen es technisch möglich, diese mit großen, werksseitig gefertigten Blöcken mit Nebenaggregaten, Rohrleitungs- und Kabelanschlüssen, geprüft und für den Normalbetrieb eingestellt, zu versorgen. Bei Aufstellung außerhalb eines Gebäudes ist ein Gehäuse (Casing) Bestandteil jedes Gerätes, das die Geräte vor Witterungseinflüssen schützt und die Schallemission reduziert. Die Blöcke werden auf flachen Fundamenten installiert und angedockt. Der Raum unter der Verkleidung wird belüftet.

Die Energiewirtschaft in Russland verfügt über langjährige, wenn auch nicht eindeutige Erfahrungen im Betrieb einer Gasturbinenanlage mit einer Blockleistung von 2,5 bis 100 MW. Ein gutes Beispiel ist das Gasturbinen-BHKW, das seit mehr als 25 Jahren unter den rauen klimatischen Bedingungen von Jakutsk in einem Inselnetz mit ungleichmäßiger Last arbeitet.

Derzeit werden Gasturbinen in Kraftwerken in Russland betrieben, die in ihren Parametern und Kennzahlen den ausländischen deutlich unterlegen sind. Um moderne Gasturbinen zu schaffen, ist es ratsam, die Anstrengungen von Energietechnik- und Flugtriebwerksunternehmen auf der Grundlage der Luftfahrttechnologie zu bündeln.

Ein 110-MW-Kraftwerk wurde bereits gebaut und wird getestet, produziert von den Rüstungsunternehmen Mash-project (Nikolaev, Ukraine) und Saturn (Rybinsk Motors), das über eine recht moderne Leistung verfügt.

Auf Basis von Flugzeug- oder Schiffsmotoren wurden im Land verschiedene Standardgrößen von Gasturbinen mittlerer Leistung geschaffen. Mehrere Einheiten GTD-16 und GTD-25 "Mashinproekt", GTU-12 und GTU-16P von Perm "Aviadvigatel", AL-31ST "Saturn" und NK-36 "NK Engines" Verdichterstationen der Hauptgasleitungen. Seit vielen Jahren sind dort Hunderte von früheren GTUs der Unternehmen Trud (jetzt NK Engines) und Mashproekt im Einsatz. Bei Kraftwerken der 12 MW Mashproekt GTU, die als Basis für leistungsstärkere PT-15 dienten, liegen reiche und allgemein positive Erfahrungen mit dem Betrieb vor.

In modernen Hochleistungs-Gasturbinenanlagen beträgt die Temperatur der Abgase in der Turbine 550-640 °C. Ihre Wärme kann zur Wärmebereitstellung oder im Dampfkreislauf genutzt werden, wobei der heute tatsächlich erzielte Wirkungsgrad der Dampf-Gas-Kombianlage auf 55-58% gesteigert werden kann. Verschiedene Kombinationen von Gasturbinen- und Dampfturbinenkreisläufen sind möglich und werden praktisch angewendet. Darunter dominieren binäre mit der Bereitstellung der gesamten Wärme in der Brennkammer der GTU, der Erzeugung von hochparametrischem Dampf im Abhitzekessel hinter der GTU und dessen Nutzung in der Dampfturbine.

Die erste PTU vom binären Typ in unserem Land ist seit etwa 2 Jahren im Nord-West-TPP von St. Petersburg in Betrieb. Seine Kapazität beträgt 450 MW. Die GuD-Einheit umfasst zwei von Siemens entwickelte V94.2-Gasturbinen, geliefert von seinem Joint Venture mit LMZ, Interturbo, 2 Abhitzekesseln und einer Dampfturbine. Die Lieferung eines Block-ACS für den GuD-Block erfolgte durch ein Konsortium westlicher Firmen. Die gesamte übrige Haupt- und Hilfsausrüstung wurde von inländischen Unternehmen geliefert.

Am 01.09.02 lief das GuD-Aggregat 7200 Stunden im Kondensationsmodus, während es im Regelbereich (300-450 MW) mit einem durchschnittlichen Wirkungsgrad von 48-49% arbeitete; der berechnete Wirkungsgrad beträgt 51 %.

In einer ähnlichen CCGT-Einheit mit dem heimischen GTE-110 ist es möglich, noch einen etwas höheren Wirkungsgrad zu erzielen.

Eine noch höhere Effizienz, wie aus der gleichen Tabelle ersichtlich, wird durch den Einsatz des aktuell konzipierten GTE-180 gewährleistet.

Durch den Einsatz der aktuell konzipierten GTUs lassen sich nicht nur im Neubau, sondern auch bei der technischen Umrüstung bestehender TPP deutlich höhere Kennzahlen erzielen. Es ist wichtig, dass mit technischer Umrüstung unter Erhaltung der Infrastruktur und eines erheblichen Teils der Ausrüstung und der Implementierung von binären GuD-Einheiten darauf nahezu optimale Effizienzwerte mit einer deutlichen Steigerung der Kraft der Kraftwerke.

Die Dampfmenge, die in dem hinter dem GTE-180 installierten Abhitzekessel erzeugt werden kann, liegt in der Nähe des Durchsatzes eines Abgases der K-300-Dampfturbine. Abhängig von der Anzahl der während dieser Aufrüstung zurückbehaltenen Auspuffanlagen ist es möglich, 1,2 oder 3 GTE-180 zu verwenden. Um eine Abgasüberlastung bei niedrigen Umgebungstemperaturen zu vermeiden, empfiehlt es sich, eine Dreikreis-Schaltung des Dampfteils mit Dampfnacherwärmung zu verwenden, bei der die größere Leistung des GuD-Geräts bei einem geringeren Dampfdurchsatz in den Kondensator erreicht wird.

Unter Beibehaltung aller drei Abflüsse wird ein GuD mit einer Leistung von ca. 800 MW in eine Zelle zweier benachbarter Kraftwerke eingesetzt: Eine Dampfturbine bleibt erhalten, die andere wird demontiert.

Die spezifischen Kosten dieser Umrüstung im GuD-Zyklus werden 1,5-mal oder mehr niedriger sein als bei Neubauten.

Ähnliche Lösungen sind für die Umrüstung von Gas- und Brennstoff-GRES mit Leistungseinheiten von 150 und 200 MW ratsam. Auf ihnen kann das weniger leistungsstarke GTE-110 weit verbreitet verwendet werden.

Blockheizkraftwerke benötigen in erster Linie aus wirtschaftlichen Gründen eine technische Umrüstung. Für sie ermöglichen die attraktivsten binären GuD-Anlagen dieses Typs, wie im Nord-West-TPP von St. Petersburg, die Stromerzeugung für den thermischen Verbrauch dramatisch zu steigern und das Verhältnis zwischen elektrischer und Wärmelast in weiten Grenzen zu verändern, während Aufrechterhaltung eines insgesamt hohen Brennstoffnutzungsfaktors. Das im BHKW Severo-Zapadnaya ausgearbeitete Modul: GTU - Abhitzekessel, der 240 t / h Dampf erzeugt, kann direkt zum Antrieb der Turbinen PT-60, PT-80 und T-100 verwendet werden.

Bei voller Belastung ihrer Abgase wird der Massendurchsatz des Dampfes durch die ersten Stufen dieser Turbinen deutlich niedriger sein als der Nennwert und es wird möglich sein, ihn bei den niedrigen Drücken, die für CCGT-450 charakteristisch sind, zu passieren. Dies sowie die Absenkung der Frischdampftemperatur auf weniger als 500-510 ° C wird die Frage der Erschöpfung der Ressourcen dieser Turbinen beseitigen. Obwohl dies mit einer Verringerung der Leistung der Dampfturbinen einhergeht, wird sich die Gesamtleistung der Anlage mehr als verdoppeln und ihre Stromerzeugungseffizienz wird unabhängig von der Betriebsart (Wärmeversorgung) deutlich höher sein als die der besten kondensierende Aggregate.

Eine solche Änderung der Indikatoren wirkt sich radikal auf die Effizienz von KWK-Anlagen aus. Die Gesamtkosten der Strom- und Wärmeerzeugung werden sinken und die Wettbewerbsfähigkeit von KWK-Anlagen auf den Märkten beider Produktarten - wie durch finanzielle und wirtschaftliche Berechnungen belegt - wird zunehmen.

Bei Kraftwerken, in deren Brennstoffbilanz ein hoher Anteil an Heizöl oder Kohle, aber auch Erdgas in einer für den Antrieb einer Gasturbinenanlage ausreichenden Menge vorhanden ist, können thermodynamisch weniger effiziente Gasturbinenaufbauten sinnvoll sein.

Die wichtigste wirtschaftliche Aufgabe für die heimische Wärmekraftindustrie ist die Entwicklung und der breite Einsatz von Gasturbinenanlagen mit den weltweit bereits erreichten Parametern und Kennzahlen. Die wichtigste wissenschaftliche Aufgabe besteht darin, die Konstruktion, Herstellung und den erfolgreichen Betrieb dieser Gasturbinen sicherzustellen.

Natürlich gibt es noch viele Möglichkeiten für die Weiterentwicklung von GTU- und GuD-Aggregaten und deren Leistungssteigerung. CCPs mit einem Wirkungsgrad von 60 % wurden im Ausland konzipiert und sollen in absehbarer Zeit auf 61,5 – 62 % gesteigert werden. Dazu wird in der Gasturbinenanlage anstelle von Kreisluft Dampf als Kühler eingesetzt und eine engere Verzahnung von Gasturbinen- und Dampfkreisläufen vorgenommen.

Noch größere Möglichkeiten eröffnen sich durch die Schaffung von „hybriden“ Anlagen, bei denen eine Gasturbine (oder GuD) auf einer Brennstoffzelle aufgebaut wird.

Als Wärmequellen für den Gasturbinen- und Dampfkreislauf dienen Hochtemperatur-Brennstoffzellen (FC), Festoxid oder auf Basis von Schmelzkarbonaten, die bei Temperaturen von 850 und 650 °C betrieben werden. Konkrete Projekte mit einer Leistung von etwa 20 MW - hauptsächlich in den USA - haben Wirkungsgrade von 70 % berechnet.

Diese Einheiten sind für den Betrieb mit Erdgas mit einem internen Reformer ausgelegt. Es ist natürlich möglich, sie mit Synthesegas oder reinem Wasserstoff aus der Kohlevergasung zu betreiben und Komplexe zu schaffen, in denen die Kohleverarbeitung in den technologischen Kreislauf integriert ist.

Die bestehenden Programme stellen sich die Aufgabe, die Kapazität von Hybridkraftwerken in Zukunft auf 300 MW und mehr zu erhöhen und deren Wirkungsgrad – auf bis zu 75 % bei Erdgas und 60 % bei Kohle – zu erhöhen.

Der zweitwichtigste Brennstoff für die Energiewirtschaft ist Kohle. In Russland befinden sich die produktivsten Kohlevorkommen - Kuznetsk und Kansko-Achinsk - im Süden Zentralsibiriens. Die Kohlen dieser Lagerstätten sind schwefelarm. Die Kosten für ihre Gewinnung sind gering. Der Einsatzbereich ist derzeit jedoch aufgrund der hohen Kosten des Schienenverkehrs begrenzt. Im europäischen Teil Russlands, im Ural und im Fernen Osten übersteigen die Transportkosten die Kosten für die Förderung der Kusnezk-Kohle um das 1,5- bis 2,5-fache und die der Kansk-Achinsk-Kohle um das 5,5- bis 7,0-fache.

Im europäischen Teil Russlands wird Kohle nach der Minenmethode abgebaut. Im Wesentlichen sind dies Kohle aus Petschora, Anthrazit des südlichen Donbass (Energieingenieure bekommen ihre Vorführungen - shtyb) und Braunkohlen der Region Moskau. Alle von ihnen sind hochasche und schwefelhaltig. Aufgrund der natürlichen Bedingungen (geologisch oder klimatisch) sind die Herstellungskosten hoch und die Wettbewerbsfähigkeit beim Einsatz in Kraftwerken ist schwierig sicherzustellen, insbesondere angesichts der unvermeidlichen Verschärfung der Umweltauflagen und der Entwicklung eines Kraftwerkskohlemarktes in Russland.

Derzeit verwenden TPP Kohlen mit sehr unterschiedlicher Qualität: Mehr als 25 % ihres Gesamtverbrauchs haben einen Aschegehalt von mehr als 40 %; 18,8% - Heizwert unter 3000 kcal / kg; 6,8 Mio. Tonnen Kohle - Schwefelgehalt über 3,0%. Die Gesamtmenge an Ballast in Kohle beträgt 55 Millionen Tonnen pro Jahr, einschließlich Gestein - 27,9 Millionen Tonnen und Feuchtigkeit - 27,1 Millionen Tonnen. Daher ist es sehr wichtig, die Qualität der Kraftwerkskohle zu verbessern.

Die Aussichten auf den Einsatz von Kohle in der russischen Elektrizitätswirtschaft werden durch die staatliche Preispolitik für Erdgas und Kohle bestimmt. In den letzten Jahren gab es eine absurde Situation, in der Gas in vielen Regionen Russlands billiger ist als Kohle. Es ist davon auszugehen, dass die Gaspreise schneller steigen und in einigen Jahren über den Kohlepreisen liegen werden.

Um die Nutzung der Kohlen Kusnezk und Kansk-Atschinsk auszuweiten, ist es ratsam, bevorzugte Bedingungen für ihren Bahntransport zu schaffen und alternative Transportmethoden für Kohle zu entwickeln: auf dem Wasserweg, durch Pipelines, in angereichertem Zustand usw.

Aus strategischen Gründen ist es im europäischen Teil Russlands notwendig, die Produktion einer bestimmten Menge Kraftwerkskohle bester Qualität und in den produktivsten Bergwerken aufrechtzuerhalten, auch wenn dies staatliche Subventionen erfordert.

Der Einsatz von Kohle in Kraftwerken in konventionellen Dampfkraftwerken ist heute wirtschaftlich und auf absehbare Zeit effizient. Gasturbinenkraftindustrie Russland Kohle

In Russland wird Kohle in Brennwertkraftwerken mit Aggregaten von 150, 200, 300, 500 und 800 MW sowie in Wärmekraftwerken mit Kesseln mit einer Leistung von bis zu 1000 t / h verbrannt.

Trotz der geringen Qualität der Kohlen und der Instabilität ihrer Eigenschaften während der Lieferung wurden auf den heimischen Kohleblöcken bald nach ihrer Entwicklung hohe technische, wirtschaftliche und betriebliche Indikatoren erreicht.

Große Kessel verwenden Kohlenstaub-Abfackeln, hauptsächlich mit Feststoffasche-Entfernung. Die mechanische Unterverbrennung überschreitet in der Regel nicht 1-1,5 % bei der Verbrennung von Steinkohle und 0,5 % - Braunkohle. Es erhöht sich auf q4<4% при использовании низко реакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов.

In den letzten Jahren wurden Kohleblöcke im Wechselbetrieb mit Tiefentladung oder Nachtabschaltungen betrieben. Bis zu N3JI = 0,4 - = - 0,5 NH0M verbleibt ein hoher Wirkungsgrad nahe dem Nennwert beim Entladen.

Beim Umweltschutz sieht es noch schlimmer aus. In russischen kohlebefeuerten TPPs gibt es keine Betriebssysteme für die Rauchgasentschwefelung, es gibt keine katalytischen Systeme für deren Entfernung von NOX. Die zur Aschesammlung installierten Elektrofilter sind nicht effizient genug; Bei Kesseln mit einer Kapazität von bis zu 640 t / h sind verschiedene noch weniger effiziente Zyklone und Nassapparate weit verbreitet.

Für die Zukunft der thermischen Energietechnik ist deren Harmonisierung mit der Umwelt von größter Bedeutung. Dies ist am schwierigsten bei der Verwendung von Kohle als Brennstoff zu erreichen, die einen nicht brennbaren mineralischen Teil und organische Verbindungen von Schwefel, Stickstoff und anderen Elementen enthält, die nach der Kohleverbrennung schädliche Substanzen für Natur, Menschen oder Gebäude bilden.

Auf lokaler und regionaler Ebene sind die wichtigsten Luftschadstoffe, deren Emissionen reguliert werden, gasförmige Schwefel- und Stickstoffoxide sowie Feinstaub (Asche). Ihre Begrenzung erfordert besondere Aufmerksamkeit und Kosten.

Auf die eine oder andere Weise werden auch die Emissionen flüchtiger organischer Verbindungen (schwerste Schadstoffe, insbesondere Benzopyren), Schwermetalle (zum Beispiel Quecksilber, Vanadium, Nickel) und belasteter Abwässer in Gewässer kontrolliert.

Bei der Rationierung der Emissionen von Wärmekraftwerken begrenzt der Staat diese auf ein Niveau, das keine irreversiblen Veränderungen der Umwelt oder der menschlichen Gesundheit verursacht, die die Lebensbedingungen heutiger und zukünftiger Generationen negativ beeinflussen können. Die Bestimmung dieses Niveaus ist mit vielen Unsicherheiten verbunden und hängt stark von den technischen und wirtschaftlichen Möglichkeiten ab, da unangemessen strenge Auflagen können zu erhöhten Kosten führen und die wirtschaftliche Lage des Landes verschlechtern.

Mit der Entwicklung der Technologie und der Stärkung der Wirtschaft erweitern sich die Möglichkeiten zur Reduzierung der Emissionen von TPPs. Daher ist es legitim, von den technisch und wirtschaftlich minimal vorstellbaren Auswirkungen von TPP auf die Umwelt zu sprechen (und zu streben!) und dies mit erhöhten Kosten zu gehen, bei denen jedoch die Wettbewerbsfähigkeit der TPP noch gewährleistet ist. Ähnliches wird derzeit in vielen entwickelten Ländern getan.

Kehren wir jedoch zu den traditionellen Kohlekraftwerken zurück.

Natürlich sollten in erster Linie relativ kostengünstig beherrschte und effektive Elektro- und Gewebefilter zur radikalen Entstaubung der in die Atmosphäre abgegebenen Rauchgase eingesetzt werden. Schwierigkeiten mit elektrostatischen Abscheidern, die für den russischen Energiesektor typisch sind, können beseitigt werden, indem deren Größe und Design optimiert, die Stromversorgungssysteme durch Vorionisation und alternierende, intermittierende oder gepulste Stromversorgungsgeräte verbessert und die Steuerung des Filterbetriebs automatisiert wird. In vielen Fällen ist es ratsam, die Temperatur der in den Elektrofilter eintretenden Gase zu reduzieren.

Um den Ausstoß von Stickoxiden in die Atmosphäre zu reduzieren, werden vor allem technische Maßnahmen eingesetzt. Sie bestehen darin, den Verbrennungsprozess zu beeinflussen, indem Konstruktion und Betriebsweise von Brennern und Verbrennungsvorrichtungen geändert werden und Bedingungen geschaffen werden, unter denen die Bildung von Stickoxiden gering oder unmöglich ist.

Bei Kesseln, die mit Kansk-Achinsk-Kohlen betrieben werden, um die Bildung von Stickoxiden zu reduzieren, empfiehlt es sich, das bewährte Prinzip der Niedertemperaturverbrennung zu verwenden. Bei drei Stufen der Kraftstoffzufuhr beträgt das Luftüberschussverhältnis in der aktiven Verbrennungszone 1,0-1,05. Ein Überschuss an Oxidationsmittel in dieser Zone bei intensivem Stoffaustausch im Volumen führt zu einer geringen Verschlackungsrate. Damit die Entnahme eines Teils der Luft aus der aktiven Verbrennungszone die Temperatur der Gase in ihrem Volumen nicht erhöht, wird dem Brenner eine Ersatzmenge an Rezirkulationsgasen zugeführt. Mit einer solchen Verbrennungsorganisation ist es möglich, die Stickoxidkonzentration bei Nennlast des Aggregats auf 200-250 mg / m3 zu reduzieren.

Um die Stickoxidemissionen zu reduzieren, entwickelt SibVTI ein System zum Erhitzen von Kohlenstaub vor der Verbrennung, das die NOX-Emissionen auf weniger als 200 mg / m3 reduzieren wird.

Bei der Verwendung von Kusnezk-Steinkohle auf 300-500-MW-Blöcken sollten schadstoffarme Brenner und gestufte Brennstoffverbrennung eingesetzt werden, um die NOX-Bildung zu reduzieren. Die Kombination dieser Maßnahmen kann zu NOX-Emissionen führen<350 мг/м3.

Es ist besonders schwierig, die NOX-Bildung bei der Verbrennung von niedrigreaktivem Brennstoff (ASh und Kuznetskiy mager) in Kesseln mit flüssiger Schlackeentfernung zu reduzieren. Derzeit haben solche Kessel NOX-Konzentrationen von 1200-1500 mg / m3. Wenn in Kraftwerken Erdgas zur Verfügung steht, empfiehlt es sich, im oberen Teil der Feuerung eine dreistufige Verbrennung mit NOX-Reduktion zu organisieren (Rebenning-Verfahren). In diesem Fall werden die Hauptbrenner mit einem Luftüberschuss von agor = 1,0-1,1 betrieben und dem Ofen Erdgas zusammen mit einem Trockenmittel zugeführt, um eine Reduktionszone zu schaffen. Dieses Verbrennungsschema kann NOX-Konzentrationen von bis zu 500-700 mg / m3 liefern.

Chemische Verfahren werden verwendet, um Stickoxide aus Rauchgasen zu entfernen. Zwei Technologien zur Stickstoffreinigung werden industriell eingesetzt: die selektive nicht-katalytische Reduktion (SNCR) und die selektive katalytische Reduktion (SCR) von Stickoxiden.

Bei einer höheren Effizienz der SCR-Technologie sind die spezifischen Kapitalkosten darin um eine Größenordnung höher als bei der SNCR. Im Gegenteil, der Verbrauch des Reduktionsmittels, meist Ammoniak, ist bei der SCR-Technologie aufgrund der höheren Selektivität des Ammoniakeinsatzes im Vergleich zu SNCR 2-3 mal geringer.

Die SNKV-Technologie, getestet an einem Kessel mit einer Leistung von 420 t/h des BHKW Togliatti, kann bei der technischen Umrüstung von Kohlekraftwerken mit Kesseln mit Flüssigschlackeabscheidung eingesetzt werden. Dadurch erhalten sie einen NOX-Emissionswert von 300-350 mg / m3. In ökologisch belasteten Gebieten können mit der SCR-Technologie NOX-Emissionen von ca. 200 mg/m3 erreicht werden. In jedem Fall sollten dem Einsatz der Stickstoffreinigung technologische Maßnahmen zur Reduzierung der NOX-Bildung vorausgehen.

Mit Hilfe aktuell beherrschter Technologien ist es möglich, die Verbrennungsprodukte von schwefelhaltigem Kraftstoff unter Abscheidung von 95-97% SO2 wirtschaftlich zu reinigen. Als Sorbens wird hier meist natürlicher Kalkstein verwendet, handelsüblicher Gips fällt als Reinigungsnebenprodukt an.

In unserem Land wurde am Dorogobuschskaja GRES eine Anlage mit einer Kapazität von 500-103 nm3/h entwickelt und industriell betrieben, die die Ammoniak-Sulfat-Entschwefelungstechnologie umsetzt, bei der das Sorptionsmittel Ammoniak ist und das Nebenprodukt kommerziell ist Ammoniumsulfat, das ein wertvoller Dünger ist.

Nach den aktuellen russischen Normen ist bei Verwendung von Kraftstoffen mit einem reduzierten Schwefelgehalt S > 0,15 % kg/MJ eine Bindung von 90-95 % SO2 erforderlich. Beim Verbrennen von Kraftstoff mit niedrigem und mittlerem Schwefelgehalt S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Als Hauptrichtungen zur weiteren Steigerung der Effizienz von kohlebefeuerten TPPs gelten derzeit:

Erhöhung der Dampfparameter im Vergleich zu den beherrschten 24 MPa, 540/540 ° С bei gleichzeitiger Verbesserung der Ausrüstung und Systeme von Dampfkraftwerken;

Entwicklung und Verbesserung vielversprechender kohlebefeuerter GuD-Blöcke;

Verbesserung und Entwicklung neuer Rauchgasreinigungssysteme.

Eine umfassende Verbesserung der Systeme und Ausrüstungen ermöglichte es, den Wirkungsgrad von überkritischen Kohlekraftwerken von etwa 40 auf 43-43,5% zu steigern, ohne die Dampfparameter zu ändern. Eine Erhöhung der Parameter von 24 MPa 545/540 °C auf 29 MPa, 600/620°C erhöht die Effizienz in realen Projekten auf Kohle auf ca. 47%. Der Kostenanstieg bei Kraftwerken mit großen (600-800 MW) Blöcken durch die Verwendung teurerer Materialien (zB austenitische Rohre von Überhitzern) bei höheren Parametern ist relativ gering. Sie beträgt 2,5% bei einer Effizienzsteigerung von 43 auf 45% und 5,5 auf 47%. Aber auch dieser Preisanstieg zahlt sich bei sehr hohen Kohlepreisen aus.

Arbeiten an den überkritischen Parametern von Dampf, die Mitte des letzten Jahrhunderts in den USA und der UdSSR begannen, wurden in den letzten Jahren in Japan und westeuropäischen Ländern mit hohen Energiepreisen kommerzialisiert.

In Dänemark und Japan wurden Kraftwerke mit einer Leistung von 380-1050 MW mit einem Frischdampfdruck von 24-30 MPa und einer Überhitzung auf 580-610 °C gebaut und werden erfolgreich mit Kohle betrieben. Darunter befinden sich Blöcke mit doppelter Nachheizung bis 580 ° C. Der Wirkungsgrad der besten japanischen Geräte liegt bei 45-46%, die dänischen, die mit kaltem zirkulierendem Wasser mit tiefem Vakuum arbeiten, sind 2-3% höher.

In Deutschland wurden Braunkohlekraftwerke mit einer Leistung von 800-1000 MW mit Dampfparametern bis 27 MPa, 580/600°C und einem Wirkungsgrad von bis zu 45% gebaut.

Die in unserem Land organisierten Arbeiten an einem Kraftwerk mit überkritischen Dampfparametern (30 MPa, 600/600° C) bestätigten die Realität der Schaffung eines solchen Kraftwerks mit einer Leistung von 300-525 MW mit einem Wirkungsgrad von etwa 46% in die kommenden Jahre.

Eine Effizienzsteigerung wird nicht nur durch Erhöhung der Dampfparameter (deren Beitrag beträgt ca Verbesserung der Stationsausrüstung mit einer Verringerung der für seine Arbeit charakteristischen Verluste.

Der in unserem Land vorhandene Nachholbedarf konzentrierte sich auf die Dampftemperatur von 650 °C und die weit verbreitete Verwendung austenitischer Stähle. Ein kleiner Versuchskessel mit solchen Parametern und einem Dampfdruck von 30,0 MPa arbeitet seit 1949 im Versuchs-BHKW VTI über 200.000 Stunden, ist funktionstüchtig und kann für Forschungszwecke und Langzeitversuche eingesetzt werden. SKR-100-Kraftwerk am Kashirskaya SDPP mit einem 720 t/h Kessel und einer 30 MPa / 650 ° C Turbine

arbeitete im Jahr 1969 über 30 Tausend Stunden.Nach der Einstellung des Betriebs aus Gründen, die nicht mit seiner Ausrüstung zu tun hatten, wurde es eingemottet. 1955 arbeitete K. Rakov von VTI die Möglichkeiten aus, einen Kessel mit Dampfparametern von 30 MPa / 700 ° C zu schaffen.

Die Verwendung austenitischer Stähle mit hohem Längenausdehnungskoeffizienten und niedriger Wärmeleitfähigkeit zur Herstellung massiver unbeheizter Teile: Dampfleitungen, Rotoren und Turbinengehäuse und -armaturen bereitet offensichtliche Schwierigkeiten bei zyklischen Belastungen, die für Energieanlagen unvermeidlich sind. Vor diesem Hintergrund können Nickelbasislegierungen, die bei deutlich höheren Temperaturen betrieben werden können, in der Praxis praktischer sein.

So konzentriert man sich in den USA, wo nach längerer Pause wieder an der Einführung überkritischer Dampfparameter gearbeitet wird, hauptsächlich auf die Entwicklung und Erprobung der dafür notwendigen Materialien.

Für Teile, die bei höchsten Drücken und Temperaturen arbeiten: Überhitzerrohre, Kollektoren, Frischdampfleitungen, mehrere Nickelbasislegierungen wurden ausgewählt. Für den Wiedererwärmungspfad, wo die Drücke deutlich niedriger sind, kommen auch austenitische Stähle in Betracht, und für Temperaturen unter 650 °C – vielversprechende ferritische Stähle.

Im Jahr 2003 ist geplant, verbesserte Legierungen, Herstellungsverfahren und Beschichtungsverfahren zu identifizieren, die den Betrieb von Kraftkesseln bei Dampftemperaturen bis zu 760 ° C unter Berücksichtigung der charakteristischen Sweeps, Temperaturänderungen und möglicher Korrosion in der Umgebung von echter Kohle gewährleisten Verbrennungsprodukte.

Außerdem ist geplant, die ASME-Berechnungsstandards für neue Materialien und Verfahren anzupassen und die Auslegung und den Betrieb von Anlagen bei Dampftemperaturen bis 870 °C und Drücken bis 35 MPa zu berücksichtigen.

In den Ländern der Europäischen Union wird auf Basis einer kooperativen Finanzierung unter Beteiligung einer großen Gruppe von Energie- und Maschinenbauunternehmen ein verbessertes Kohlekraftwerk mit einer maximalen Dampftemperatur von über 700 °C entwickelt. Die Parameter von Frischdampf werden dafür akzeptiert

37,5 MPa / 700°C und ein Zyklus mit doppelter Wiedererwärmung bis zu 720°C bei Drücken von 12 und 2,35 MPa. Bei einem Druck im Kondensator von 1,5-2,1 kPa sollte der Wirkungsgrad einer solchen Einheit über 50% liegen und kann 53-54% erreichen. Und hier sind die Materialien entscheidend. Sie sind für eine Langzeitfestigkeit von 100.000 Stunden ausgelegt, die 100 MPa bei Temperaturen entspricht:

Nickelbasislegierungen für Rohre der letzten Überhitzerbündel, Auslasssammler, Dampfleitungen, Gehäuse und Turbinenrotoren - 750 ° C;

austenitische Stähle für Überhitzer - 700 ° C;

ferritisch-martensitische Stähle für Kesselrohre und Kollektoren - 650 ° .

Es werden neue Konstruktionen von Kesseln und Turbinen, Fertigungstechnologien (z Dampfkraftwerke.

Die Umsetzung der Anlage ist nach 2010 geplant und das Endziel in weiteren 20 Jahren ist ein Nettowirkungsgrad von bis zu 55 % bei Dampftemperaturen bis 800 °C zu erreichen.

Trotz der bereits erzielten Erfolge und der bestehenden Perspektiven zur weiteren Verbesserung von Dampfkraftwerken sind die thermodynamischen Vorteile von Kombikraftwerken so groß, dass der Entwicklung von Kohlekraftwerken große Aufmerksamkeit geschenkt wird.

Da die Verbrennung von aschehaltigem Brennstoff in der Gasturbinenanlage durch die Bildung von Ablagerungen im Strömungsweg der Turbinen und die Korrosion ihrer Teile erschwert ist, wird hauptsächlich an der Verwendung von Kohle in der Gasturbinenanlage gearbeitet in zwei Richtungen:

Vergasung unter Druck, Reinigung von brennbarem Gas und dessen Verbrennung in einer Gasturbinenanlage; die Vergasungseinheit ist in die GuD-Einheit integriert, deren Zyklus und Schema denen von Erdgas entsprechen;

direkte Verbrennung von Kohle unter Druck in einem Hochdruck-Wirbelschichtdampferzeuger, Reinigung und Entspannung von Verbrennungsprodukten in einer Gasturbine.

Die Umsetzung der Verfahren zur Vergasung und Reinigung von Kunstgas aus Kohlenasche und Schwefelverbindungen bei hohen Drücken ermöglicht es, ihre Intensität zu erhöhen, die Größe und die Kosten der Ausrüstung zu reduzieren. Die bei der Vergasung abgeführte Wärme wird im GuD-Zyklus genutzt, und auch der bei der Vergasung verwendete Dampf und Wasser, manchmal auch Luft, werden diesem entnommen. Verluste durch Kohlevergasung und Generatorgasreinigung mindern den Wirkungsgrad des GuD-Blocks. Dennoch kann sie bei rationalem Design recht hoch sein.

Die am weitesten entwickelten und praktisch angewendeten Technologien der Kohlevergasung im Schüttbett, im Wirbelbett und im Strom. Als Oxidationsmittel wird Sauerstoff verwendet, seltener Luft. Der Einsatz industriell entwickelter Technologien zur Reinigung von Synthesegas von Schwefelverbindungen erfordert eine Gaskühlung auf 40 °C, was mit zusätzlichen Druck- und Leistungsverlusten einhergeht. Die Kosten für Gaskühl- und -reinigungssysteme betragen 15-20% der Gesamtkosten von TPPs. Derzeit werden Hochtemperatur-Gasreinigungstechnologien (bis zu 540-600 ° C) aktiv entwickelt, die die Kosten der Systeme senken und deren Betrieb vereinfachen sowie die mit der Reinigung verbundenen Verluste reduzieren. Unabhängig von der Vergasungstechnologie werden 98-99% der Kohleenergie in brennbares Gas umgewandelt.

1987-91. In der UdSSR haben VTI und CKTI im Rahmen des staatlichen Programms "Umweltfreundliche Energie" zusammen mit Konstruktionsinstituten mehrere GuD-Blöcke mit Kohlevergasung detailliert ausgearbeitet.

Die Blockkapazität der Blöcke (netto) betrug 250-650 MW. Alle drei oben genannten Vergasungstechnologien wurden in Bezug auf die gängigsten Kohlen betrachtet: Beresowski-Braun, Kuznetsk-Stein und Asche, die sich in Zusammensetzung und Eigenschaften stark unterscheiden. Es wurden Wirkungsgrade von 39 bis 45% und eine sehr gute Umweltleistung erzielt. Im Allgemeinen entsprachen diese Projekte dem damaligen Weltniveau. Im Ausland wurden ähnliche GuD-Blöcke bereits an Demonstrationsmodellen mit einer Blockleistung von 250-300 MW realisiert, inländische Projekte wurden vor 10 Jahren eingestellt.

Trotzdem sind Vergasungstechnologien für unser Land interessant. Vor allem in VTI geht es weiter

experimentelle Arbeiten an der Vergasungsanlage nach der "Herd"-Methode (mit Schüttbett und flüssiger Schlackeabscheidung) und Optimierungsuntersuchungen von GuD-Kreisläufen.

Unter Berücksichtigung des moderaten Schwefelgehalts in den vielversprechendsten heimischen Kohlen und der Fortschritte bei den Wirtschafts- und Umweltindikatoren traditioneller Kohlenstaubkraftwerke, mit denen diese GuD-Blöcke konkurrieren müssen, sind die Hauptgründe für ihre Entwicklung die Möglichkeit zur Erzielung einer höheren thermischen Effizienz und weniger Schwierigkeiten bei der Entfernung von CO2 aus dem Kreislauf, falls dies erforderlich ist (siehe unten). In Anbetracht der Komplexität der GuD-Anlage mit Vergasung und der hohen Kosten ihrer Entwicklung und Entwicklung ist es ratsam, den Wirkungsgrad der GuD-Anlage auf 52-55 % anzusetzen, die Stückkosten betragen 1-1,05 der Kosten von des Kohleblocks, SO2- und NOX-Emissionen.< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Absenkung der Temperatur des brennbaren Gases am Ausgang des Vergasers auf 900-1000 ° C, Reinigung von Schwefelverbindungen und Partikeln und Einleiten in die Brennkammer der GTU bei erhöhter Temperatur (z. B. 500-540 ° C bei denen Rohrleitungen und Fittings aus kostengünstigen Stählen hergestellt werden können), mit Luft statt mit Sauerstoff, Druck- und Wärmeverlusten im Gas-Luft-Kanal des Vergasungssystems zu reduzieren und darin geschlossene Wärmetauscherkreisläufe zu verwenden, ist es möglich, die Leistungsverlust im Zusammenhang mit der Vergasung von 16-20 auf 10-12% und reduzieren den Stromverbrauch durch den Eigenbedarf erheblich.

Im Ausland durchgeführte Projekte zeigen auch eine deutliche Senkung der Stückkosten von TPP mit GuD mit Kohlevergasung bei einer Erhöhung der Produktivität und der Anlagenkapazität der Anlagen sowie einer Zunahme der Technologieentwicklung.

Eine andere Möglichkeit ist eine GuD-Anlage mit Kohleverbrennung in einer Wirbelschicht unter Druck. Die erforderliche Luft wird dem Bett von einem Gasturbinenverdichter mit einem Druck von 1-1,5 MPa zugeführt, die Verbrennungsprodukte dehnen sich nach der Reinigung von Asche und Mitreißen in der Gasturbine aus und verrichten Nutzarbeit. Die im Bett freiwerdende Wärme und die Wärme der Abgase in der Turbine werden im Dampfkreislauf genutzt.

Die Durchführung des Verfahrens unter Druck unter Beibehaltung aller Vorteile der Kohleverbrennung in einer Wirbelschicht kann die Anlagenkapazität von Dampferzeugern erheblich erhöhen und ihre Abmessungen mit einer vollständigeren Verbrennung von Kohle und Schwefelbindung reduzieren.

Die Vorteile einer GuD-Anlage mit KSD sind die vollständige (mit einem Wirkungsgrad > 99%) Verbrennung verschiedener Kohlesorten, hohe Wärmeübergangskoeffizienten und kleine Heizflächen, niedrige (bis 850 °C) Verbrennungstemperaturen und dadurch geringe (weniger als 200 mg / m3) NOX-Emissionen, keine Verschlackung, die Möglichkeit, der Schicht ein Sorptionsmittel (Kalkstein, Dolomit) zuzusetzen und darin 90-95% des in der Kohle enthaltenen Schwefels zu binden.

Ein hoher Wirkungsgrad (40-42% im Brennwertbetrieb) wird in einem GuD-Block mit KSD bei moderater Leistung (ca. 100 MW el.) und unterkritischen Dampfparametern erreicht.

Aufgrund der geringen Größe des Kessels und der fehlenden Entschwefelung ist die von der GuD-Einheit mit KSD eingenommene Fläche gering. Mögliche Block-Komplett-Lieferung ihrer Geräte und Modulbauweise mit einer Reduzierung der Kosten und Bedingungen.

Für Russland sind GuD-Kraftwerke mit KSD vor allem für die technische Umrüstung von kohlebefeuerten Blockheizkraftwerken in beengten Gebieten vielversprechend, in denen die notwendigen Umweltschutzeinrichtungen nur schwer zu finden sind. Der Ersatz alter Kessel durch HSGs durch GTUs wird auch den Wirkungsgrad dieser BHKWs deutlich verbessern und ihre elektrische Leistung um 20 % steigern.

Bei VTI wurden auf Basis von Haushaltsgeräten mehrere Standardgrößen von GuD mit KSD ausgearbeitet.

Unter günstigen wirtschaftlichen Bedingungen könnten solche GuD-Blöcke in unserem Land in kurzer Zeit realisiert werden.

Die GuD-Technologie mit KSD ist für Energietechniker einfacher und vertrauter als Vergasungsanlagen, bei denen es sich um eine komplexe chemische Produktion handelt. Verschiedene Kombinationen beider Technologien sind möglich. Ihr Zweck besteht darin, Vergasungs- und Gasreinigungssysteme zu vereinfachen und ihre charakteristischen Verluste auf der einen Seite zu reduzieren und die Temperatur von Gasen vor der Turbine und Gasturbinenleistung in Systemen mit KSD auf der anderen Seite zu erhöhen.

Eine gewisse Zurückhaltung der Öffentlichkeit und ihre Meinung von Experten und Regierungen bei der Einschätzung der Aussichten für eine breite und langfristige Nutzung von Kohle ist mit wachsenden CO2-Emissionen in die Atmosphäre und der Befürchtung verbunden, dass diese Emissionen einen globalen Klimawandel verursachen könnten, der katastrophale Folgen.

Die Diskussion über die Tragfähigkeit dieser Befürchtungen (sie werden von vielen kompetenten Spezialisten nicht geteilt) ist nicht Gegenstand dieses Artikels.

Aber selbst wenn sie sich als richtig herausstellen, ist es in 40-60 Jahren, wenn es erforderlich ist, oder sogar noch früher, durchaus realistisch, wettbewerbsfähige TPPs (oder Energietechnologieunternehmen) zu schaffen, die mit Kohle mit vernachlässigbaren CO2-Emissionen in die Atmosphäre arbeiten .

Bereits heute ist durch die kombinierte Erzeugung von Strom und Wärme eine deutliche Reduzierung der CO2-Emissionen in die Atmosphäre aus TPPs, insbesondere kohlebefeuerten, möglich und die Effizienzsteigerung von TPPs.

Mit den bereits beherrschten Prozessen und Anlagen ist es möglich, eine GuD-Anlage mit Kohlevergasung, Umwandlung von СО + Н2О in Н2О und СО2 und Abtrennung von СО2 aus Synthesegas zu konzipieren.

Das Projekt verwendete eine Siemens GTU U94.3A mit einer anfänglichen Gastemperatur gemäß der ISO-Norm 1190 ° C, einen PRENFLO-Vergaser (in-line, auf trockenem Staub von Pittsburgh-Kohle Nr. 8 und Sauerstoff), einen Shift-Reaktor und eine Entfernung von Sauergasen: H2S, COS und CO2 in das Rectisol-System der Firma Lurgi.

Die Vorteile des Systems sind die geringe Größe der Ausrüstung zur Durchführung von CO2-Entfernungsprozessen bei hohem (2 MPa) Druck, hohem Partialdruck und CO2-Konzentration. Die Entfernung von ca. 90 % des CO2 erfolgt aus wirtschaftlichen Gründen.

Eine Abnahme des Wirkungsgrades der anfänglichen GuD-Einheit bei der CO2-Entfernung tritt aufgrund des Exergieverlustes bei der exothermen Umwandlung von CO (um 2,5-5%), zusätzlicher Energieverluste bei der Abscheidung von CO2 (um 1%) und aufgrund von eine Abnahme des Verbrauchs von Verbrennungsprodukten durch die Gasturbine und den Kessel Verwerter nach Abtrennung von СО2 (um 1%).

Die Einbeziehung von Einrichtungen zur Umwandlung von CO und zur Entfernung von CO2 aus dem Kreislauf in den Kreislauf erhöht die Stückkosten eines GuD mit GF um 20 %. Durch die Verflüssigung von CO2 werden weitere 20 % hinzugefügt. Die Stromkosten werden um 20 bzw. 50 % steigen.

Wie oben erwähnt, weisen in- und ausländische Studien auf die Möglichkeit einer weiteren signifikanten - bis zu 50-53% - Steigerung des Wirkungsgrades von GuD-Anlagen mit Kohlevergasung und folglich deren Modifikationen mit CO2-Entfernung hin.

EPRI in den USA fördert die Schaffung von Kohlekraftwerken, die mit thermischen Kraftwerken mit Erdgas konkurrenzfähig sind. Es empfiehlt sich, sie in Etappen zu errichten, um die anfänglichen Kapitalinvestitionen zu reduzieren und schneller amortisieren zu können und gleichzeitig den aktuellen Umweltanforderungen gerecht zu werden.

Die erste Stufe: eine vielversprechende umweltfreundliche GuD-Anlage mit GF.

Zweiter Schritt: Einführung eines CO2-Entfernungs- und Transportsystems.

Die dritte Stufe: die Organisation der Produktion von Wasserstoff oder sauberem Kraftstoff für den Verkehr.

Es gibt viel radikalere Vorschläge. Untersucht zum Beispiel ein Kohlekraftwerk mit „Null“-Emissionen. Sein technologischer Zyklus ist wie folgt. Der erste Schritt ist die Vergasung einer Kohle-Wasser-Suspension unter Zugabe von Wasserstoff und Gewinnung von CH4 und H2O. Aus dem Vergaser wird Kohlenasche entfernt und das Dampf-Gas-Gemisch gereinigt.

Im zweiten Schritt wird der gasförmig übergegangene Kohlenstoff in Form von CO2 in einem Reformer, dem auch gereinigtes Wasser zugeführt wird, durch Calciumoxid gebunden. Der darin gebildete Wasserstoff wird im Hydrovergasungsprozess verwendet und nach einer Feinreinigung einer Festoxid-Brennstoffzelle zur Stromerzeugung zugeführt.

Im dritten Schritt wird das im Reformer gebildete CaCO3 mit der in der Brennstoffzelle freiwerdenden Wärme und der Bildung von CaO und konzentriertem CO2 kalziniert, das für die Weiterverarbeitung geeignet ist.

Im vierten Schritt wird die chemische Energie des Wasserstoffs in Strom und Wärme umgewandelt, die in den Kreislauf zurückgeführt wird.

CO2 wird dem Kreislauf entzogen und im Prozess der Karbonisierung von Mineralien wie beispielsweise Magnesiumsilikat mineralisiert, das in der Natur allgegenwärtig in Mengen vorkommt, die um Größenordnungen höher sind als die Kohlereserven. Die Endprodukte der Karbonisierung können in erschöpften Minen entsorgt werden.

Der Wirkungsgrad der Umwandlung von Kohle in Strom in einem solchen System beträgt etwa 70 %. Bei Gesamtkosten der CO2-Entfernung von 15-20 US-Dollar pro Tonne würden die Stromkosten um etwa 0,01 US-Dollar / kWh steigen.

Die betrachteten Technologien sind noch Zukunftsmusik.

Heute ist die wirtschaftlich sinnvolle Energieeinsparung die wichtigste Maßnahme zur Sicherung einer nachhaltigen Entwicklung. Im Bereich der Produktion ist es verbunden mit einer Effizienzsteigerung der Energieumwandlung (in unserem Fall bei thermischen Kraftwerken) und der Nutzung synergetischer Technologien, d.h. kombinierte Produktion mehrerer Arten von Produkten in einer Anlage, so etwas wie die Energietechnik, die vor 40-50 Jahren in unserem Land beliebt war. Nun wird es natürlich auf einer anderen technischen Basis durchgeführt.

Erstes Beispiel für solche Anlagen waren GuD-Anlagen mit Vergasung von Ölrückständen, die bereits kommerziell genutzt werden. Der Brennstoff für sie ist der Abfall von Ölraffinerien (z. B. Koks oder Asphalt), und die Produkte sind Strom, Prozessdampf und Wärme, kommerzieller Schwefel und Wasserstoff, der in der Raffinerie verwendet wird.

Die in unserem Land weit verbreitete Fernwärme mit Kraft-Wärme-Kopplung ist im Wesentlichen eine energiesparende Synergietechnologie und verdient in dieser Eigenschaft viel mehr Aufmerksamkeit, als ihr derzeit geschenkt wird.

Die Kosten für die Strom- und Wärmeerzeugung in veralteten und nicht optimal belasteten Dampfturbinen-BHKWs sind unter den im Land herrschenden „Marktbedingungen“ in vielen Fällen zu hoch und sichern deren Wettbewerbsfähigkeit nicht.

Diese Bestimmung soll keinesfalls dazu dienen, die grundsätzlich gute Idee der Kraft-Wärme-Kopplung zu revidieren. Natürlich wird das Problem nicht durch die Kostenumverteilung zwischen Strom und Wärme gelöst, deren Prinzipien in unserem Land seit vielen Jahren fruchtlos diskutiert werden. Aber die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen und Wärmeversorgungssystemen insgesamt kann durch verbesserte Technologien (binäre Gas-GuD-Blocks, Kohle-GuD-Blocks, vorisolierte Wärmeleitungen, Automatisierung etc.), organisatorische und strukturelle Veränderungen deutlich verbessert werden und staatliche Regulierungsmaßnahmen. Sie werden vor allem in einem so kalten Land mit einer langen Heizperiode wie unserem benötigt.

Es ist interessant, verschiedene Wärme- und Stromtechnologien miteinander zu vergleichen. Die russischen Erfahrungen, sowohl digital (Preisgestaltung) als auch methodisch, bieten keine Grundlage für solche Vergleiche, und die Versuche in diese Richtung sind nicht überzeugend genug. So oder so muss man ausländische Quellen anziehen.

Die Berechnungen vieler Organisationen, die ohne Abstimmung der Ausgangsdaten im In- und Ausland durchgeführt wurden, zeigen, dass ohne eine radikale Änderung des Preisverhältnisses zwischen Erdgas und Kohle, das sich jetzt im Ausland entwickelt hat (Gas pro Wärmeeinheit beträgt ca doppelt so teuer wie Kohle), bleiben moderne GuD-Kraftwerke wettbewerbsfähig gegenüber Kohlekraftwerken. Damit sich dies ändert, muss das Verhältnis dieser Preise auf ~ 4 steigen.

Eine interessante Prognose für die Entwicklung der Technologie wurde in gemacht. Sie zeigt beispielsweise, dass der Einsatz von Heizöl-Dampfkraftwerken bis 2025 und von Gaskraftwerken bis 2035 prognostiziert wird; der Einsatz von GuD mit Kohlevergasung - ab 2025 und gasbefeuerten Brennstoffzellen - ab 2035; Mit Erdgas betriebene GuD-Blöcke werden nach 2100 eingesetzt, die CO2-Freisetzung beginnt nach 2025 und bei GuD-Blöcken mit Kohlevergasung nach 2055.

Bei allen Unsicherheiten solcher Prognosen machen sie auf den Kern langfristiger Energieprobleme und mögliche Lösungswege aufmerksam.

Mit der Entwicklung von Wissenschaft und Technik, die sich in unserer Zeit vollzieht, werden die in thermischen Kraftwerken ablaufenden Prozesse immer intensiver und komplizierter. Der Ansatz zu ihrer Optimierung ändert sich. Sie wird nicht nach technischen, sondern nach wirtschaftlichen Kriterien durchgeführt, die die sich ändernden Marktanforderungen widerspiegeln und eine erhöhte Flexibilität von Wärme- und Kraftanlagen sowie ihre Anpassungsfähigkeit an sich ändernde Bedingungen erfordern. Die Auslegung von Kraftwerken über 30 Jahre bei nahezu unverändertem Betrieb ist heute unmöglich.

Die Liberalisierung und Einführung von Marktbeziehungen in der Stromwirtschaft hat in den letzten Jahren zu gravierenden Veränderungen in der Wärme- und Stromtechnik, der Eigentümerstruktur und der Finanzierung des Energiebaus geführt. Es sind kommerzielle Kraftwerke entstanden, die auf einem freien Strommarkt betrieben werden. Die Ansätze bei der Auswahl und Auslegung solcher Kraftwerke unterscheiden sich stark von herkömmlichen. Kommerzielle TPPs mit leistungsstarken GuD-Anlagen verfügen oft nicht über Verträge, die eine ganzjährige ununterbrochene Versorgung mit gasförmigem Brennstoff garantieren, und müssen mit mehreren Gaslieferanten nicht-garantierende Verträge eingehen oder mit teureren flüssigen Brennstoffen mit steigender die Stückkosten von TPPs um 4-5%.

Da 65 % der Lebenszykluskosten von Basic- und Semi-Peak-TPPs mit den Kraftstoffkosten zusammenhängen, ist die Steigerung ihrer Effizienz die wichtigste Aufgabe. Ihre Bedeutung hat heute sogar noch zugenommen, wenn man der Notwendigkeit Rechnung trägt, die spezifischen Emissionen in die Atmosphäre zu reduzieren.

Unter Marktbedingungen sind die Anforderungen an die Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit von TPPs gestiegen, die nun aus kaufmännischer Sicht bewertet werden: Bereitschaft ist notwendig, wenn der Betrieb von TPPs gefragt ist und der Preis für Nichtverfügbarkeit zu unterschiedlichen Zeiten deutlich unterschiedlich ist.

Die Einhaltung von Umweltauflagen und die Unterstützung durch die lokalen Behörden und die Öffentlichkeit sind unabdingbar.

Es ist im Allgemeinen ratsam, die Leistung während der Spitzenlastzeiten zu erhöhen, auch wenn dies auf Kosten einer gewissen Verschlechterung des Wirkungsgrads geht.

Maßnahmen zur Sicherstellung der Zuverlässigkeit und Einsatzbereitschaft von TPPs werden besonders berücksichtigt. Zu diesem Zweck werden MTBF und mittlere Zeit bis zur Wiederherstellung in der Entwurfsphase berechnet und die wirtschaftliche Effizienz möglicher Möglichkeiten zur Verbesserung der Verfügbarkeit bewertet. Es wird viel Aufmerksamkeit geschenkt

Verbesserung und Qualitätskontrolle von Lieferanten von Geräten und Komponenten sowie bei der Planung und dem Bau von TPPs sowie technischen und organisatorischen Aspekten von Wartung und Reparatur.

Zwangsabschaltungen von Aggregaten sind in vielen Fällen die Folge von Fehlfunktionen ihrer Anlagenhilfseinrichtungen. Vor diesem Hintergrund gewinnt das Konzept der Wartung des gesamten TPP an Popularität.

Eine weitere bedeutende Entwicklung war die Verbreitung von Markendiensten. Die Verträge dazu sehen die Garantien des Auftragnehmers für die Durchführung von laufenden, mittleren und größeren Reparaturen innerhalb einer bestimmten Zeit vor; die Arbeiten werden von qualifiziertem Personal, ggf. im Werk, durchgeführt und überwacht; das Ersatzteilproblem wird gemildert usw. All dies erhöht die Verfügbarkeit von Wasserkraftwerken erheblich und reduziert die Risiken ihrer Eigentümer.

Vor fünfzehn oder zwanzig Jahren war die Energiewirtschaft in unserem Land vielleicht auf dem modernsten Niveau, abgesehen von Gasturbinen und Automatisierungssystemen. Es wurden aktiv neue Technologien und Geräte entwickelt, die dem ausländischen technischen Niveau nicht nachstanden. Industrielle Projekte basierten auf Forschungen leistungsstarker Industrie- und akademischer Einrichtungen und Universitäten.

In den letzten 10-12 Jahren ist das Potenzial in der Elektroindustrie und im Kraftmaschinenbau weitgehend verloren gegangen. Die Entwicklung und der Bau neuer Kraftwerke und fortschrittlicher Ausrüstungen wurden praktisch eingestellt. Seltene Ausnahmen sind die Entwicklung der Gasturbinen GTE-110 und GTE-180 sowie APCS KVINT und Kosmotronic, die einen bedeutenden Fortschritt darstellten, aber die bestehende Lücke nicht schließen konnten.

Angesichts des physischen Verfalls und der Veralterung der Ausrüstung muss die russische Energieindustrie heute dringend erneuert werden. Leider gibt es derzeit keine wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für aktive Energieinvestitionen. Wenn solche Bedingungen in den kommenden Jahren eintreten, werden inländische wissenschaftliche und technische Organisationen - mit seltenen Ausnahmen - in der Lage sein, die für die Energiewirtschaft erforderlichen fortschrittlichen Ausrüstungen zu entwickeln und herzustellen.

Natürlich wird der Ausbau seiner Produktion für die Hersteller mit hohen Kosten verbunden sein, und die Nutzung – vor dem Sammeln von Erfahrungen – mit einem bekannten Risiko für die Besitzer von Kraftwerken.

Es ist notwendig, nach einer Quelle zu suchen, um diese Kosten und Risiken zu kompensieren, da klar ist, dass die eigene Produktion von einzigartigen Energieanlagen den nationalen Interessen des Landes entspricht.

Die Energietechnik-Industrie selbst kann viel für sich selbst tun, indem sie den Export ihrer Produkte ausbaut und dadurch Ansammlungen für deren technische Verbesserung und Qualitätsverbesserung schafft. Letzteres ist für langfristige Stabilität und Wohlstand unabdingbar.

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