Problemi e prospettive dello sviluppo energetico. Energia termica Tecnologie avanzate dell'energia dal carbone

Indietro avanti

Attenzione! Le anteprime delle diapositive sono solo a scopo informativo e potrebbero non rappresentare tutte le opzioni di presentazione. Se siete interessati questo lavoro si prega di scaricare la versione completa.

La presentazione è un materiale aggiuntivo alle lezioni sullo sviluppo energetico. L'energia di qualsiasi paese è la base per lo sviluppo delle forze produttive, la creazione della base materiale e tecnica della società. La presentazione riflette i problemi e le prospettive di tutti i tipi di energia, promettenti (nuovi) tipi di energia, utilizza l'esperienza della pedagogia museale, il lavoro di ricerca indipendente degli studenti (lavora con la rivista "Japan Today"), il lavoro creativo degli studenti (manifesti ). La presentazione può essere utilizzata nelle lezioni di geografia nelle classi 9 e 10, nelle attività extracurriculari (classi opzionali, corsi opzionali), nello svolgimento della settimana di geografia "22 aprile - Giornata della Terra", nelle lezioni di ecologia e biologia "Problemi globali dell'umanità. Materie prime e problema energetico”.

Nel mio lavoro, ho utilizzato il metodo dell'apprendimento dei problemi, che consisteva nel creare situazioni problematiche di fronte agli studenti e risolverle nel processo di attività congiunte di studenti e insegnanti. Allo stesso tempo, si è tenuto conto della massima autonomia degli studenti sotto la guida generale di un insegnante che guida le attività degli studenti.

L'apprendimento basato sui problemi consente non solo di formare il necessario sistema di conoscenze, abilità e abilità tra gli studenti, per raggiungere un alto livello di sviluppo degli scolari, ma, cosa particolarmente importante, consente di formare uno stile speciale di attività mentale, ricerca attività e autonomia degli studenti. Quando si lavora con questa presentazione, agli studenti viene mostrata una direzione reale: le attività di ricerca degli scolari.

L'industria unisce un gruppo di industrie impegnate nell'estrazione e nel trasporto di carburante, generazione di energia e trasmissione al consumatore.

Le risorse naturali utilizzate per la produzione di energia sono le risorse combustibili, le risorse idriche, l'energia nucleare e altri tipi di energia. La posizione della maggior parte delle industrie dipende dallo sviluppo dell'elettricità. Il nostro paese ha enormi riserve di carburante - risorse energetiche... La Russia era, è e sarà una delle principali potenze energetiche del mondo. E questo non solo perché il Paese contiene il 12% delle riserve mondiali di carbone, il 13% di petrolio e il 36% delle riserve mondiali di gas naturale, sufficienti per soddisfare pienamente i propri bisogni e per l'esportazione negli Stati vicini. La Russia è diventata una delle principali potenze energetiche mondiali, principalmente grazie alla creazione di un potenziale produttivo, scientifico, tecnico e personale unico del complesso di combustibili ed energia.

Problema con le materie prime

Risorse minerarie- la fonte primaria, la base iniziale della civiltà umana in quasi tutte le fasi del suo sviluppo:

- Minerali combustibili;
- Minerali minerali;
- Minerali non metallici.

L'attuale tasso di consumo di energia sta crescendo in modo esponenziale. Anche se teniamo conto che il tasso di crescita del consumo di elettricità diminuirà leggermente a causa del miglioramento delle tecnologie di risparmio energetico, le riserve di materie prime elettriche dureranno per un massimo di 100 anni. La situazione è però aggravata dalla discrepanza tra la struttura delle riserve e il consumo di materie prime biologiche. Pertanto, l'80% delle riserve di combustibili fossili sono carbone e solo il 20% sono petrolio e gas, mentre 8/10 del consumo energetico moderno sono petrolio e gas.

Di conseguenza, i tempi si restringono ulteriormente. Tuttavia, solo oggi l'umanità si sta liberando delle idee ideologiche che sono praticamente infinite. Le risorse minerarie sono limitate, praticamente insostituibili.

Problema energetico.

Oggi, l'industria energetica mondiale si basa su fonti energetiche:

- Minerali combustibili;
- Minerali organici combustibili;
- Energia dei fiumi. Forme di energia non tradizionali;
- L'energia dell'atomo.

Con l'attuale tasso di aumento del prezzo delle risorse combustibili della Terra, il problema dell'utilizzo di fonti energetiche rinnovabili diventa sempre più urgente e caratterizza l'indipendenza energetica ed economica dello Stato.

Vantaggi e svantaggi del TPP.

Vantaggi del TPP:

1. Il costo dell'energia elettrica nelle centrali idroelettriche è molto basso;
2. I generatori delle centrali idroelettriche possono essere accesi e spenti rapidamente a seconda del consumo di energia;
3. Non c'è inquinamento atmosferico.

Svantaggi del TPP:

1. La costruzione di una centrale idroelettrica può essere più lunga e costosa rispetto ad altre fonti energetiche;
2. I serbatoi possono coprire vaste aree;
3. Le dighe possono danneggiare la pesca bloccando il percorso verso le zone di riproduzione.

Vantaggi e svantaggi delle centrali idroelettriche.

Vantaggi della centrale idroelettrica:
- Sono costruiti in modo rapido ed economico;
- Funzionano in modo costante;
- Posizionato quasi ovunque;
- La prevalenza delle centrali termiche nel settore energetico della Federazione Russa.

Svantaggi delle centrali idroelettriche:

- Consumare molto carburante;
- Richiede una lunga sosta durante le riparazioni;
- Molto calore viene disperso nell'atmosfera, molti gas solidi e nocivi vengono emessi nell'atmosfera;
- Principali inquinanti ambientali.

Nella struttura della produzione di energia elettrica nel mondo, il primo posto appartiene alle centrali termiche (TPP) - la loro quota è del 62%.
Un'alternativa ai combustibili fossili e una fonte di energia rinnovabile è l'energia idroelettrica. Centrale idroelettrica (HPP)- una centrale elettrica che utilizza l'energia del flusso d'acqua come fonte di energia. Le centrali idroelettriche sono generalmente costruite su fiumi con dighe e bacini idrici. L'energia idroelettrica è la generazione di elettricità attraverso l'uso di risorse idriche rinnovabili fluviali, di marea e geotermiche. Questo uso delle risorse idriche rinnovabili implica la gestione delle inondazioni, il rafforzamento dei letti dei fiumi, il trasferimento delle risorse idriche in aree colpite dalla siccità, la conservazione del flusso delle acque sotterranee.
Tuttavia, anche qui la fonte energetica è piuttosto severamente limitata. Ciò è dovuto al fatto che i grandi fiumi, di regola, sono lontani dai centri industriali o le loro capacità sono quasi completamente utilizzate. Pertanto, l'energia idroelettrica, che attualmente fornisce circa il 10% della produzione energetica mondiale, non sarà in grado di aumentare significativamente questa cifra.

Problemi e prospettive delle centrali nucleari

In Russia, la quota dell'energia nucleare raggiunge il 12%. Le riserve di uranio estratto in Russia hanno un potenziale elettrico di 15 trilioni. kWh, questo è quanto tutte le nostre centrali elettriche possono generare in 35 anni. Oggi solo nucleare
capace di acutamente e per a breve termine indebolire il fenomeno dell'effetto serra. La sicurezza delle centrali nucleari è un problema urgente. L'anno 2000 ha segnato l'inizio della transizione verso approcci fondamentalmente nuovi per la standardizzazione e la garanzia della sicurezza dalle radiazioni delle centrali nucleari.
In 40 anni di sviluppo dell'energia nucleare nel mondo, sono state costruite circa 400 unità di potenza in 26 paesi del mondo. I principali vantaggi dell'energia nucleare sono l'elevata redditività finale e l'assenza di emissioni di prodotti della combustione nell'atmosfera; i principali svantaggi sono il potenziale pericolo di contaminazione radioattiva dell'ambiente da parte dei prodotti di fissione del combustibile nucleare in caso di incidente e il problema del ritrattamento utilizzato combustibile nucleare.

Non convenzionale (energia alternativa)

1. Energia solare... È l'uso della radiazione solare per generare energia in qualche forma. L'energia solare utilizza una fonte di energia rinnovabile e in futuro può diventare ecologica.

Vantaggi dell'energia solare:

- Disponibilità generale e inesauribilità della fonte;
- In teoria, completamente sicuro per l'ambiente.

Svantaggi dell'energia solare:

- Il flusso di energia solare sulla superficie terrestre è fortemente dipendente dalla latitudine e dal clima;
- L'impianto solare non funziona di notte e non funziona in modo sufficientemente efficiente al crepuscolo mattutino e serale;
Le celle fotovoltaiche contengono sostanze tossiche, ad esempio piombo, cadmio, gallio, arsenico, ecc. E la loro produzione consuma molte altre sostanze pericolose.

2. Energia eolica... Questo è un ramo dell'energia specializzato nell'uso dell'energia eolica, l'energia cinetica delle masse d'aria nell'atmosfera. Poiché l'energia eolica è una conseguenza dell'attività del sole, è classificata come energia rinnovabile.

Prospettive per l'energia eolica.

L'energia eolica è un settore in forte espansione, poiché alla fine del 2007 la capacità totale installata di tutte le turbine eoliche era di 94,1 gigawatt, con un aumento di cinque volte dal 2000. I parchi eolici di tutto il mondo nel 2007 hanno prodotto circa 200 miliardi di kWh, pari a circa l'1,3% del consumo globale di elettricità. Parco eolico offshore Middelgrunden, vicino a Copenhagen, Danimarca. Al momento della costruzione, era il più grande del mondo.

Opportunità per l'implementazione dell'energia eolica in Russia. In Russia, le possibilità dell'energia eolica rimangono praticamente irrealizzate fino ad oggi. Un atteggiamento conservativo nei confronti del futuro sviluppo del complesso di combustibili ed energia impedisce praticamente l'effettiva introduzione dell'energia eolica, specialmente nelle regioni settentrionali della Russia, nonché nella zona delle steppe del Distretto Federale Meridionale, e in particolare nella regione di Volgograd .

3. Ingegneria termonucleare. Il sole è un reattore a fusione naturale. Una prospettiva ancora più interessante, anche se relativamente lontana, è l'uso dell'energia da fusione nucleare. I reattori a fusione, secondo i calcoli, consumeranno meno carburante per unità di energia, e sia questo combustibile stesso (deuterio, litio, elio-3) che i prodotti della loro sintesi non sono radioattivi e, quindi, rispettosi dell'ambiente.

Prospettive per l'energia termonucleare. Questo campo energetico ha un grande potenziale, attualmente, nell'ambito del progetto ITER, in cui sono coinvolti Europa, Cina, Russia, USA, Corea del Sud e Giappone, è in corso la costruzione del più grande reattore termonucleare, il il cui scopo è portare la CTS (Controlled Thermonuclear Fusion) a un nuovo livello. La costruzione è prevista per il completamento nel 2010.

4. Biocarburante, biogas. Il biocarburante è un combustibile da materie prime biologiche, ottenuto, di norma, a seguito della lavorazione di gambi di canna da zucchero o colza, mais, soia. Viene fatta una distinzione tra biocarburanti liquidi (per motori a combustione interna, ad es. etanolo, metanolo, biodiesel) e gassosi (biogas, idrogeno).

Tipi di biocarburanti:

- Biometanolo
- Bioetanolo
- Biobutanolo
- Dimetiletere
- Biodiesel
- Biogas
- Idrogeno

Al momento, i più sviluppati sono il biodiesel e l'idrogeno.

5. Energia geotermica. Nascoste sotto le isole vulcaniche del Giappone ci sono enormi quantità di energia geotermica, che può essere sfruttata estraendo acqua calda e vapore. Vantaggio: emette circa 20 volte meno anidride carbonica nella produzione di elettricità, il che riduce il suo impatto sull'ambiente globale.

6. L'energia delle onde, flusso e riflusso. In Giappone, la più importante fonte di energia sono le turbine a onde, che convertono il movimento verticale delle onde oceaniche nella pressione dell'aria che fa ruotare le turbine dei generatori elettrici. Un gran numero di boe di marea è stato installato sulla costa del Giappone. È così che l'energia dell'oceano viene utilizzata per garantire la sicurezza del trasporto marittimo.

L'enorme potenziale dell'energia del Sole potrebbe teoricamente fornire tutto il fabbisogno energetico mondiale. Ma l'efficienza della conversione del calore in elettricità è solo del 10%. Questo limita le possibilità dell'energia solare. Difficoltà fondamentali sorgono anche quando si analizzano le possibilità di creare generatori di alta potenza utilizzando energia eolica, flusso e riflusso, energia geotermica, biogas, combustibile vegetale, ecc. Tutto ciò porta alla conclusione che le possibilità delle risorse energetiche cosiddette "riproducibili" e relativamente rispettose dell'ambiente sono limitate, almeno in un futuro relativamente prossimo. Sebbene l'effetto del loro utilizzo nella risoluzione di singoli problemi privati ​​di approvvigionamento energetico possa già essere piuttosto impressionante.

Naturalmente, c'è ottimismo sulle possibilità dell'energia termonucleare e di altri metodi efficienti per ottenere energia, studiati intensamente dalla scienza, ma all'attuale scala di produzione di energia. Nello sviluppo pratico di queste possibili fonti, occorrono diversi decenni a causa dell'elevata intensità di capitale e della corrispondente inerzia nell'attuazione dei progetti.

Lavoro di ricerca degli studenti:

1. Rapporto speciale "Energia verde" per il futuro: “Il Giappone è il leader mondiale nella generazione di energia solare. Il 90% dell'energia solare prodotta in Giappone proviene da pannelli solari nelle case convenzionali. Il governo giapponese ha fissato l'obiettivo per il 2010 di generare circa 4,8 milioni di kWh di energia dai pannelli solari. Produzione di energia da biomasse in Giappone. Il gas metano viene emesso dai rifiuti di cucina. Il motore funziona con questo gas, che genera elettricità e crea anche condizioni favorevoli per la protezione dell'ambiente.

Moderni sistemi di riscaldamento ed elettricità imprese industriali consistono di tre parti, dall'efficienza dell'interazione da cui dipendono il volume e l'efficienza del consumo di carburante e risorse energetiche. Queste parti sono:

fonti di risorse energetiche, ad es. imprese che producono i tipi richiesti di risorse energetiche;

sistemi di trasporto e distribuzione delle risorse energetiche tra i consumatori. Molto spesso si tratta di reti di riscaldamento ed elettriche; consumatori di risorse energetiche.

Ciascuno dei partecipanti al sistema produttore - consumatore di risorse energetiche ha la propria attrezzatura ed è caratterizzato da alcuni indicatori di efficienza energetica e termodinamica. In questo caso, si verifica spesso una situazione in cui gli indicatori di alta efficienza di alcuni dei partecipanti al sistema vengono livellati da altri, in modo che l'efficienza totale del sistema di riscaldamento ed elettricità risulti bassa. La fase più difficile è il consumo di risorse energetiche.

Il livello di utilizzo delle risorse combustibili ed energetiche nell'industria nazionale lascia molto a desiderare. Un'indagine sulle imprese dell'industria petrolchimica ha mostrato che il consumo effettivo di risorse energetiche supera il teoricamente richiesto di circa 1,7-2,6 volte, ad es. l'utilizzo mirato delle risorse energetiche è circa il 43% dei costi reali delle tecnologie di produzione. Questa situazione si osserva nelle imprese dei settori chimico, tecnico della gomma, alimentare e delle industrie, dove le risorse secondarie termiche sono utilizzate in modo insufficiente o inefficace.

I flussi di calore che non vengono utilizzati nell'ingegneria termica industriale e nei sistemi di energia termica di un'impresa sono principalmente flussi di calore di liquidi. (T< 90 0 С) и газов (T< 150 0 С) (см. табл. 1.8).

Attualmente sono noti progetti abbastanza efficaci che consentono di utilizzare il calore di tali parametri direttamente in un impianto industriale. In connessione con l'aumento dei prezzi delle risorse energetiche, l'interesse per esse è in crescita, si sta avviando la produzione di scambiatori di calore e trasformatori termici di utilizzo, il che ci consente di sperare in un miglioramento nel prossimo futuro con l'uso di tali fonti rinnovabili nell'industria .

Come mostrano i calcoli dell'efficienza delle misure di risparmio energetico, ogni unità di energia termica (1 J, 1 kcal) fornisce un risparmio equivalente di combustibile naturale di cinque volte. In quei casi in cui è stato possibile trovare le soluzioni di maggior successo, il risparmio di carburante naturale ha raggiunto dieci volte.

La ragione principale di ciò è l'assenza di fasi intermedie di produzione, arricchimento, trasformazione, trasporto di risorse energetiche combustibili per garantire la quantità di risorse energetiche risparmiate. Gli investimenti di capitale in misure di risparmio energetico sono 2-3 volte inferiori a quanto richiesto investimenti di capitale nelle industrie estrattive e affini per ottenere una quantità equivalente di combustibili fossili.

Nell'ambito dell'approccio tradizionalmente stabilito, i sistemi di riscaldamento ed elettricità dei grandi consumatori industriali sono considerati nell'unico modo - come fonte di risorse energetiche della qualità richiesta nella giusta quantità in conformità con i requisiti delle normative tecnologiche. La modalità di funzionamento dei sistemi di riscaldamento ed elettricità è soggetta alle condizioni dettate dal consumatore. Questo approccio di solito porta a errori di calcolo nella scelta delle apparecchiature e nell'accettazione di soluzioni efficaci sull'organizzazione dell'ingegneria termica e dei sistemi di energia termica, ad es. ad una spesa eccessiva latente o evidente di risorse energetiche e combustibili, che incide naturalmente sul costo di produzione.

In particolare, un'influenza abbastanza forte su indicatori generali l'efficienza dei consumi energetici delle imprese industriali è influenzata dalla stagionalità. Nel periodo estivo si ha solitamente un'eccessiva fornitura di tecnologia termica VER e contemporaneamente si verificano problemi legati ad un volume e ad una qualità insufficienti dei portatori di calore di raffreddamento a causa dell'aumento della temperatura dell'acqua circolante. Nel periodo di basse temperature dell'aria esterna, invece, si ha una sovraspesa di energia termica associata ad un aumento della quota di dispersioni termiche attraverso le recinzioni esterne, cosa molto difficile da rilevare.

Pertanto, i moderni sistemi di riscaldamento ed elettricità dovrebbero essere sviluppati o modernizzati in un rapporto organico con la tecnologia del calore industriale, tenendo conto degli orari e delle modalità operative di entrambe le unità - consumatori di ER, e unità, che, a loro volta, sono fonti di RES . I compiti principali dell'ingegneria dell'energia termica industriale sono:

garantire l'equilibrio delle risorse energetiche dei parametri richiesti in qualsiasi intervallo di tempo per un funzionamento affidabile ed economico delle singole unità e dell'associazione di produzione nel suo insieme; scelta ottimale dei vettori energetici in termini di parametri termofisici e termodinamici;

determinazione della nomenclatura e delle modalità di funzionamento delle fonti di riserva e di accumulo delle risorse energetiche, nonché dei consumatori alternativi di risorse energetiche durante il periodo della loro offerta in eccesso; individuazione di riserve per la crescita dell'efficienza energetica della produzione all'attuale livello di sviluppo tecnico e in un lontano futuro.

In futuro, i TPP PP appaiono come un complesso complesso energetico-tecnologico, in cui i flussi energetici e tecnologici sono strettamente interconnessi. Allo stesso tempo, i consumatori di combustibili e risorse energetiche possono essere fonti di energia secondaria per impianti tecnologici di una determinata produzione, un consumatore esterno o impianti di utilizzo di energia che generano altri tipi di risorse energetiche.

Consumo di calore specifico per la produzione del prodotto produzione industriale varia da uno a decine di gigajoule per tonnellata di prodotto finale, a seconda della capacità installata delle apparecchiature, della natura del processo tecnologico, delle dispersioni termiche e dell'uniformità del programma di consumo. Allo stesso tempo, le più interessanti sono le misure volte ad aumentare l'efficienza energetica delle industrie esistenti e a non introdurre cambiamenti significativi nella modalità operativa delle principali apparecchiature tecnologiche. La più interessante è l'organizzazione di sistemi di fornitura di calore chiusi basati su impianti di utilizzo, le cui imprese hanno un'elevata quota di consumo di vapore a media e bassa pressione e acqua calda.

La maggior parte delle imprese è caratterizzata da perdite significative di calore fornito al sistema in scambiatori di calore raffreddati da acqua o aria circolanti - in condensatori, refrigeratori, frigoriferi, ecc. In tali condizioni si consiglia di realizzare impianti centralizzati e raggruppati con termovettore intermedio al fine di recuperare il calore scaricato. Ciò consentirà di collegare numerose fonti e consumatori all'interno dell'intera azienda o di una suddivisione dedicata e fornire acqua calda con i parametri richiesti dei consumatori industriali e sanitari.

I sistemi chiusi di fornitura di calore sono uno degli elementi principali dei sistemi di produzione senza sprechi. La rigenerazione del calore di parametri bassi e la sua trasformazione al livello di temperatura richiesto può restituire una parte significativa delle risorse energetiche, che solitamente viene scaricata in atmosfera direttamente o utilizzando sistemi di approvvigionamento idrico a riciclo.

V sistemi tecnologici utilizzando vapore e acqua calda come vettori energetici, la temperatura e la pressione del calore fornito e scaricato nei processi di raffreddamento sono le stesse. La quantità di calore scaricato può anche superare la quantità di calore immessa nel sistema, poiché i processi di raffreddamento sono solitamente accompagnati da un cambiamento nello stato di aggregazione della sostanza. In tali condizioni è possibile organizzare impianti di utilizzazione centralizzati oa pompa di calore locali, che consentono di recuperare fino al 70% del calore consumato negli impianti termoelettrici.

Tali sistemi si sono diffusi negli Stati Uniti, in Germania, in Giappone e in altri paesi, ma nel nostro paese non è stata prestata sufficiente attenzione alla loro creazione, sebbene siano noti sviluppi teorici effettuati negli anni '30 del secolo scorso. Attualmente, la situazione sta cambiando e si iniziano a introdurre impianti a pompa di calore nei sistemi di fornitura di calore sia per le abitazioni che per i servizi comunali e gli impianti industriali.

Una delle soluzioni più efficaci è l'organizzazione di impianti frigoriferi di utilizzazione basati su trasformatori di calore ad assorbimento (ATT). I sistemi di refrigerazione industriale si basano su unità di refrigerazione del tipo a compressione di vapore e il consumo di elettricità per la produzione di freddo raggiunge il 15-20% del suo consumo totale in tutta l'azienda. I trasformatori di calore ad assorbimento come fonti alternative di alimentazione del freddo presentano diversi vantaggi, in particolare:

per azionare l'ATT può essere utilizzato il calore di bassa qualità dell'acqua industriale, dei gas di scarico o del vapore di scarico a bassa pressione;

a parità di composizione delle apparecchiature, ATT è in grado di funzionare sia in modalità di erogazione del freddo che in modalità di pompa di calore per il rilascio di calore.

I sistemi di aria e raffreddamento di un'impresa industriale non hanno un effetto significativo sulla fornitura di risorse energetiche idriche e possono essere considerati consumatori di calore nello sviluppo di misure di utilizzo.

In futuro, dovremmo aspettarci l'emergere di tecnologie industriali fondamentalmente prive di rifiuti create sulla base di cicli di produzione chiusi, nonché un aumento significativo della quota di elettricità nella struttura del consumo energetico.

La crescita del consumo di elettricità nell'industria sarà associata, prima di tutto, allo sviluppo di fonti energetiche a basso costo: reattori a neutroni veloci, reattori termonucleari, ecc.

Allo stesso tempo, dovremmo aspettarci un deterioramento della situazione ecologica associata al surriscaldamento globale del pianeta a causa dell'intensificazione dell'"inquinamento termico" - un aumento delle emissioni termiche nell'atmosfera.

Domande di controllo e assegnazioni all'argomento 1

1. Quali tipi di vettori energetici vengono utilizzati per eseguire i principali processi tecnologici nel reparto di pirolisi, nonché nella fase di separazione e separazione dei prodotti di reazione nella produzione di etilene?

2. Descrivere le parti di ingresso e di uscita del bilancio energetico del forno di pirolisi. In che modo l'organizzazione del riscaldamento dell'acqua di alimentazione ha influito su di loro?

3. Descrivere la struttura del consumo energetico nella produzione di isoprene con il metodo della deidrogenazione a due stadi. Qual è la quota di consumo di acqua fredda e riciclata in esso?

4. Analizzare la struttura del bilancio termico della produzione di alcol etilico sintetico con il metodo dell'idratazione diretta dell'etilene. Elencare le voci di spesa di bilancio relative alle perdite di energia termica.

5. Spiegare perché la tecnologia di riscaldamento basata su TAC è classificata come bassa temperatura.

6. Quali caratteristiche consentono di valutare l'uniformità dei carichi termici durante tutto l'anno?

7. Fornire esempi di tecnologie industriali che appartengono al secondo gruppo in termini di quota di consumo di calore per i propri bisogni.

8. Utilizzando il programma di consumo giornaliero di vapore in un impianto petrolchimico, determinarne i valori massimo e minimo e confrontarli. Descrivere il programma mensile di consumo di calore di un impianto petrolchimico.

9. Cosa spiega l'irregolarità grafici annuali carichi termici delle imprese industriali?

10. Confrontare i grafici dei carichi annuali delle imprese costruttrici di macchine e degli impianti chimici e formulare conclusioni.

11. I rifiuti combustibili di produzione devono essere sempre considerati come risorse energetiche secondarie?

12. Descrivere la struttura del consumo di calore nell'industria, tenendo conto del livello di temperatura della percezione del calore.

13. Spiegare il principio della determinazione della quantità di calore disponibile delle FER dei prodotti della combustione inviati alle caldaie a recupero di calore.

14. Qual è il risparmio equivalente di combustibile fossile dato dal risparmio di un'unità di calore in fase di consumo e perché?

15. Confronta i volumi della produzione di risorse energetiche idriche nella produzione di butadiene con il metodo della deidrogenazione a due stadi n-butano e con il metodo di decomposizione per contatto dell'alcol (vedi tabella. A.1.1).

Tabella P.l.l

Risorse energetiche secondarie dell'industria petrolchimica

Per valutare le prospettive dei TPP, prima di tutto, è necessario comprenderne vantaggi e svantaggi rispetto ad altre fonti di energia elettrica.

I vantaggi includono quanto segue.

• 1. A differenza delle centrali idroelettriche, le centrali termiche possono essere localizzate in modo relativamente libero, tenendo conto del combustibile utilizzato. I TPP gas-olio possono essere costruiti ovunque, poiché il trasporto di gas e olio combustibile è relativamente economico (rispetto al carbone). Si consiglia di posizionare centrali termiche a carbone polverizzato vicino a fonti di estrazione del carbone. Ormai, l'industria dell'energia termica "a carbone" si è sviluppata e ha un carattere regionale pronunciato.
• 2. Il costo specifico della capacità installata (costo di 1 kW di capacità installata) e il periodo di costruzione per le centrali termiche sono significativamente più brevi rispetto a centrali nucleari e centrali idroelettriche.
• 3. La produzione di energia elettrica nelle centrali termiche, a differenza delle centrali idroelettriche, non dipende dalla stagione ed è determinata solo dall'erogazione del combustibile.
• 4. Le aree di alienazione dei terreni economici per le centrali termiche sono significativamente inferiori rispetto alle centrali nucleari e, ovviamente, non possono essere paragonate alle centrali idroelettriche, il cui impatto sull'ambiente può avere un carattere tutt'altro che regionale. Esempi sono le cascate di centrali idroelettriche sul fiume. Volga e Dnepr.
• 5. Nei TPP, è possibile bruciare quasi tutti i combustibili, compresi i carboni di qualità inferiore, zavorrati con cenere, acqua, roccia.
• 6. A differenza delle centrali nucleari, non ci sono problemi con l'utilizzo dei TPP alla fine della loro vita utile. Di norma, l'infrastruttura di un TPP "sopravvive" in modo significativo alle apparecchiature principali (caldaie e turbine) installate su di essa e agli edifici, alla sala turbine, ai sistemi di approvvigionamento idrico e di alimentazione del carburante, ecc., Che costituiscono la maggior parte dei fondi , servire a lungo. La maggior parte delle TPP costruite in 80 anni secondo il piano GOELRO sono ancora in funzione e continueranno a funzionare dopo l'installazione di nuove e più avanzate turbine e caldaie su di esse.

Insieme a questi vantaggi, TPP presenta una serie di svantaggi.

• 1. Le centrali termiche sono le fonti di elettricità più "sporche" dal punto di vista ambientale, in particolare quelle che funzionano con combustibili solforosi ad alto contenuto di ceneri. È vero, dire che le centrali nucleari che non hanno emissioni costanti nell'atmosfera, ma creano una minaccia costante di inquinamento radioattivo e hanno problemi con lo stoccaggio e il trattamento del combustibile nucleare esaurito, nonché con lo smaltimento della centrale nucleare stessa dopo la fine della sua vita utile, o centrali idroelettriche che inondano vaste aree di territorio economico e modificano il clima regionale, sono ecologicamente più "pulite" è possibile solo con un significativo grado di convenzione.
• 2. I TPP tradizionali hanno un'efficienza relativamente bassa (migliore di quella di una centrale nucleare, ma molto peggiore di quella di un CCGT).
• 3. A differenza delle centrali idroelettriche, le centrali termiche difficilmente partecipano alla copertura della parte variabile del programma giornaliero di carico elettrico.
• 4. I TPP dipendono in modo significativo dalla fornitura di carburante, spesso importato.

Nonostante tutte queste carenze, le TPP sono i principali produttori di elettricità nella maggior parte dei paesi del mondo e lo rimarranno per almeno i prossimi 50 anni.

Le prospettive per la realizzazione di potenti centrali termiche a condensazione sono strettamente legate al tipo di combustibile fossile utilizzato. Nonostante i grandi vantaggi del combustibile liquido (petrolio, olio combustibile) come vettore energetico (alto potere calorifico, facilità di trasporto), il suo utilizzo presso i TPP diminuirà sempre più, non solo per le limitate riserve, ma anche per il suo grande valore come una materia prima per l'industria petrolchimica. Per la Russia, anche il valore delle esportazioni di combustibile liquido (petrolio) è di grande importanza. Pertanto, il combustibile liquido (olio combustibile) nei TPP sarà utilizzato come combustibile di riserva nei TPP gas-olio o come combustibile ausiliario nei TPP a carbone polverizzato, che garantisce una combustione stabile della polvere di carbone in una caldaia in determinate condizioni operative.

L'uso del gas naturale nei TPP delle turbine a vapore a condensazione è irrazionale: per questo, è necessario utilizzare unità di utilizzo di vapore-gas, che si basano su unità di turbine a gas ad alta temperatura.

Pertanto, la prospettiva a lungo termine di utilizzare i classici TPP a turbina a vapore sia in Russia che all'estero è principalmente associata all'uso di carboni, in particolare quelli di bassa qualità. Questo, ovviamente, non significa la cessazione dell'esercizio delle TPP a gasolio, che saranno progressivamente sostituite da turbine a vapore.

Impatti ambientali e sociali negativi della costruzione grandi centrali idroelettriche farci guardare da vicino il loro possibile posto nell'industria dell'energia elettrica del futuro.

Il futuro dell'energia idroelettrica

Le grandi centrali idroelettriche svolgono le seguenti funzioni nel sistema di alimentazione:

1. produzione di energia;
2. corrispondenza rapida della potenza di generazione con il consumo di potenza, stabilizzazione della frequenza nel sistema di alimentazione;
3. accumulo e immagazzinamento di energia sotto forma di energia potenziale dell'acqua nel campo gravitazionale della Terra con conversione in elettricità in qualsiasi momento.

La generazione di energia e le manovre di potenza sono possibili a qualsiasi scala HPP. E l'accumulo di energia per un periodo da diversi mesi a diversi anni (per l'inverno e gli anni secchi) richiede la creazione di grandi serbatoi.

Per fare un confronto, una batteria per auto da 12 kg, 12 volt e 85 ampere può immagazzinare 1,02 kilowattora (3,67 MJ). Per immagazzinare una tale quantità di energia e convertirla in energia elettrica in un'unità idraulica con un'efficienza di 0,92, è necessario sollevare 4 tonnellate (4 metri cubi) di acqua ad un'altezza di 100 m o 40 tonnellate di acqua ad un'altezza di 10 mt.

Affinché una centrale idroelettrica con una potenza di solo 1 MW possa funzionare con acqua accumulata 5 mesi all'anno per 6 ore al giorno con acqua accumulata, è necessario accumulare ad un'altitudine di 100 m e poi far funzionare una turbina 3.6 milioni tonnellate di acqua. Con un'area del serbatoio di 1 kmq, il livello diminuirà di 3,6 m La stessa quantità di produzione in una centrale elettrica diesel con un'efficienza del 40% richiederà 324 tonnellate di gasolio. Pertanto, nei climi freddi, immagazzinare energia idrica per l'inverno richiede alte dighe e grandi bacini idrici.

Inoltre, su b oh Nella maggior parte del territorio della Russia nella zona del permafrost, i fiumi di piccole e medie dimensioni si congelano sul fondo in inverno. Da queste parti, in inverno, le piccole centrali idroelettriche sono inutili.

Le grandi centrali idroelettriche si trovano inevitabilmente a una distanza considerevole da molti consumatori e dovrebbero essere presi in considerazione i costi di costruzione di linee elettriche e perdite di energia e cavi di riscaldamento. Quindi, per la centrale idroelettrica della Transiberiana (Shilkinskaya), il costo della costruzione di una linea di trasmissione-220 a Transsib con una lunghezza di soli 195 km (molto poco per una tale costruzione) supera il 10% di tutti i costi. I costi di costruzione delle reti di trasmissione dell'energia sono così significativi che in Cina la capacità delle turbine eoliche, che non sono ancora state allacciate alla rete, supera la capacità dell'intero settore energetico in Russia a est del lago Baikal.

Pertanto, le prospettive per l'energia idroelettrica dipendono dai progressi della tecnologia e della produzione, nonché dallo stoccaggio e dalla trasmissione dell'energia collettivamente.

L'energia è un'industria ad alta intensità di capitale e quindi conservatrice. Alcune centrali sono ancora in funzione, in particolare centrali idroelettriche costruite all'inizio del XX secolo. Pertanto, per valutare le prospettive per mezzo secolo, invece di indicatori volumetrici dell'uno o dell'altro tipo di energia, è più importante guardare alla velocità del progresso in ciascuna tecnologia. Indicatori adatti del progresso tecnico nella generazione sono efficienza (o percentuale di perdite), capacità unitaria delle unità, costo di 1 kilowatt di potenza di generazione, costo di trasmissione di 1 kilowatt per 1 km, costo di stoccaggio di 1 kilowattora al giorno.

Accumulo di energia

Magazzinaggio l'elettricità è una nuova industria nel settore energetico. Per molto tempo, le persone hanno immagazzinato carburante (legna da ardere, carbone, quindi petrolio e prodotti petroliferi in serbatoi, gas in serbatoi a pressione e depositi sotterranei). Poi sono comparsi i dispositivi di accumulo di energia meccanica (acqua sollevata, aria compressa, super volani, ecc.), Tra questi le centrali elettriche ad accumulo di pompaggio rimangono il leader.

Al di fuori delle zone di permafrost, il calore accumulato dagli scaldacqua solari può già essere pompato nel sottosuolo per riscaldare le case in inverno. Dopo il crollo dell'URSS, cessarono gli esperimenti sull'uso dell'energia termica solare per le trasformazioni chimiche.

Le batterie chimiche note hanno un numero limitato di cicli di carica-scarica. I supercondensatori hanno molto di più oh maggiore durata, ma la loro capacità è ancora insufficiente. Gli accumulatori di energia del campo magnetico nelle bobine superconduttrici vengono migliorati molto rapidamente.

Una svolta nella distribuzione dell'accumulo di energia avverrà quando il prezzo scenderà a $ 1 per chilowattora. Ciò consentirà di utilizzare ampiamente tipi di generazione di energia che non sono in grado di funzionare in modo continuo (energia solare, eolica, mareomotrice).

energia alternativa

Dalla tecnologia generare il cambiamento più veloce è ora nell'energia solare. I pannelli solari consentono di produrre energia in qualsiasi quantità richiesta, dalla ricarica di un telefono all'approvvigionamento di megalopoli. L'energia del Sole sulla Terra è cento volte superiore a quella di altri tipi di energia messi insieme.

I parchi eolici hanno attraversato un periodo di calo dei prezzi e sono in fase di aumento delle dimensioni delle torri e della capacità di generazione. Nel 2012, la capacità di tutte le turbine eoliche del mondo ha superato la capacità di tutte le centrali elettriche dell'URSS. Tuttavia, negli anni '20 del 21° secolo, le possibilità di migliorare le turbine eoliche si esauriranno e l'energia solare rimarrà il motore della crescita.

La tecnologia delle grandi centrali idroelettriche ha superato la sua "ora migliore"; ogni decennio, le grandi centrali idroelettriche vengono costruite sempre meno. L'attenzione di inventori e ingegneri si rivolge alle centrali elettriche a marea e onde. Tuttavia, le maree e le grandi onde non sono ovunque, quindi il loro ruolo sarà insignificante. Nel 21° secolo saranno ancora costruite piccole centrali idroelettriche, soprattutto in Asia.

Ottenere elettricità dal calore proveniente dalle viscere della Terra (energia geotermica) è promettente, ma solo in alcune zone. Le tecnologie di combustione dei combustibili fossili competeranno con l'energia solare ed eolica per diversi decenni, specialmente dove c'è poco vento e sole.

Le tecnologie in più rapida crescita sono la produzione di gas combustibile mediante fermentazione di rifiuti, pirolisi o decomposizione in plasma). Tuttavia, solido rifiuti domestici sempre prima della gassificazione sarà necessaria la cernita (o meglio la raccolta differenziata).

Tecnologie TPP

L'efficienza delle centrali a ciclo combinato ha superato il 60%. Il riequipaggiamento di tutti i CHPP alimentati a gas in vapore-gas (più precisamente, gas-vapore) aumenterà la produzione di elettricità di oltre il 50% senza aumentare la combustione del gas.

I cogeneratori a carbone e olio combustibile sono molto peggiori di quelli a gas in termini di efficienza, prezzo delle attrezzature e quantità di emissioni nocive. Inoltre, l'estrazione del carbone richiede il maggior numero di vite umane per megawattora di elettricità. La gassificazione del carbone prolungherà l'esistenza dell'industria del carbone per diversi decenni, ma è improbabile che la professione del minatore sopravviva fino al 22° secolo. È molto probabile che le turbine a vapore ea gas verranno sostituite da celle a combustibile in rapido miglioramento in cui l'energia chimica viene convertita in energia elettrica aggirando le fasi di ottenimento di energia termica e meccanica. Nel frattempo, le celle a combustibile sono molto costose.

Energia nucleare

L'efficienza delle centrali nucleari è cresciuta più lentamente negli ultimi 30 anni. I miglioramenti ai reattori nucleari, ciascuno dei quali costa diversi miliardi di dollari, stanno procedendo molto lentamente e i requisiti di sicurezza stanno facendo aumentare i costi di costruzione. Il "rinascimento nucleare" non ha avuto luogo. Dal 2006, la messa in servizio di centrali nucleari nel mondo è inferiore non solo alla messa in servizio di parchi eolici, ma anche a quelli solari. Tuttavia, è probabile che alcune centrali nucleari sopravviveranno fino al 22° secolo, anche se a causa del problema delle scorie radioattive, la loro fine è inevitabile. Probabilmente, i reattori termonucleari funzioneranno nel 21° secolo, ma il loro piccolo numero, ovviamente, "non farà il tempo".

Finora, la possibilità di realizzare una "fusione fredda" rimane poco chiara. In linea di principio, la possibilità di una reazione termonucleare senza temperature ultraelevate e senza formazione di scorie radioattive non contraddice le leggi della fisica. Ma le prospettive per ottenere energia a basso costo in questo modo sono molto dubbie.

Nuove tecnologie

E un po' di fantasia nei disegni. Ora in Russia vengono testati tre nuovi principi di conversione isotermica del calore in elettricità. Questi esperimenti hanno molti scettici: dopotutto, la seconda legge della termodinamica è violata. Finora è stato ricevuto un decimo di microwatt. In caso di successo, le batterie dell'orologio e dello strumento appariranno per prime. Poi lampadine senza fili. Ogni lampadina sarà una fonte di freschezza. I condizionatori d'aria genereranno elettricità invece di consumarla. I fili in casa non saranno più necessari. È troppo presto per giudicare quando la fantascienza diventa realtà.

Nel frattempo, ci servono i fili. Più della metà del prezzo di un chilowattora in Russia è rappresentato dal costo di costruzione e manutenzione di linee elettriche e sottostazioni. Più del 10% dell'elettricità generata va ai fili del riscaldamento. La riduzione dei costi e delle perdite consente le "reti intelligenti", che gestiscono automaticamente molti consumatori e produttori di energia. In molti casi, è meglio trasferire la corrente continua rispetto alla corrente alternata per ridurre le perdite. In generale, i fili di riscaldamento possono essere evitati rendendoli superconduttori. Tuttavia, non sono stati trovati superconduttori funzionanti a temperatura ambiente e non è noto se verranno trovati.

Per le aree scarsamente popolate con costi di trasporto elevati, è importante anche la prevalenza e la disponibilità delle fonti energetiche.

L'energia più comune proviene dal Sole, ma il Sole non è sempre visibile (soprattutto oltre il Circolo Polare Artico). Ma d'inverno e di notte soffia spesso il vento, ma non sempre e ovunque. Tuttavia, le centrali eoliche consentono già ora più volte di ridurre il consumo di gasolio nei villaggi remoti.

Alcuni geologi affermano che il petrolio e il gas si formano oggi quasi ovunque dall'anidride carbonica che entra nel terreno con l'acqua. Tuttavia, l'uso della fratturazione idraulica ("fracking") distrugge i luoghi naturali in cui possono accumularsi petrolio e gas. Se questo è vero, allora una piccola quantità di petrolio e gas (dieci volte meno di adesso) può essere estratta quasi ovunque senza danni alla circolazione geochimica del carbonio, ma esportare idrocarburi significa privarsi del futuro.

Diversità risorse naturali nel mondo significa che la generazione di energia sostenibile richiede una combinazione di diverse tecnologie applicabile alle condizioni locali. In ogni caso, non è possibile ottenere una quantità illimitata di energia sulla Terra per motivi sia ambientali che di risorse. Pertanto, la crescita della produzione di elettricità, acciaio, nichel e altre cose materiali sulla Terra nel prossimo secolo sarà inevitabilmente sostituita da un aumento della produzione intellettuale e spirituale.

Igor Eduardovich Shkradyuk

Inviare il tuo buon lavoro nella knowledge base è semplice. Usa il modulo sottostante

Studenti, dottorandi, giovani scienziati che utilizzano la base di conoscenza nei loro studi e nel loro lavoro ti saranno molto grati.

postato su http: //www. tutto il meglio. ru /

1. Prospettive per lo sviluppo dell'energia termica

L'umanità soddisfa circa l'80% del proprio fabbisogno energetico attraverso i combustibili fossili: petrolio, carbone, gas naturale. La loro quota nel saldo del settore dell'energia elettrica è leggermente inferiore - circa il 65% (39% - carbone, 16% - gas naturale, 9% - combustibili liquidi).

Secondo le previsioni dell'Agenzia internazionale per l'energia, entro il 2020, con un aumento del consumo di energia primaria del 35%, la quota dei combustibili fossili salirà a oltre il 90%.

Oggi la domanda di petrolio e gas naturale è soddisfatta da 50-70 anni. Tuttavia, nonostante la costante crescita della produzione, questi periodi non sono diminuiti negli ultimi 20-30 anni, ma stanno crescendo grazie alla scoperta di nuovi campi e al miglioramento delle tecnologie di produzione. Per quanto riguarda il carbone, le sue riserve recuperabili dureranno più di 200 anni.

Quindi, non si tratta di carenza di combustibili fossili. Il punto è usarli nel modo più razionale per migliorare gli standard di vita delle persone preservando incondizionatamente il loro ambiente. Questo vale pienamente per il settore dell'energia elettrica.

Nel nostro Paese il principale combustibile per le centrali termoelettriche è il gas naturale. Nel prossimo futuro, la sua quota, apparentemente, diminuirà, tuttavia, il consumo assoluto delle centrali elettriche rimarrà approssimativamente costante e piuttosto grande. Per molte ragioni, non sempre sensate, non viene utilizzato in modo sufficientemente efficace.

I consumatori di gas naturale sono le tradizionali turbine a vapore TPP e CHPP, principalmente con pressioni del vapore di 13 e 24 MPa (la loro efficienza in modalità condensazione è del 36-41%), ma anche vecchie CHPP con parametri significativamente inferiori e alti costi di produzione.

È possibile aumentare significativamente l'efficienza dell'uso del gas quando si utilizzano turbine a gas e tecnologie a ciclo combinato.

La capacità massima dell'unità della GTU ha raggiunto ormai i 300 MW, l'efficienza a lavoro autonomo- 36-38% e nelle turbine a gas multialbero basate su motori aeronautici con rapporti di pressione elevati - 40% o più, la temperatura iniziale del gas è 1300-1500 ° C, il rapporto di compressione è 20-30.

Per garantire il successo pratico di affidabilità, rendimento termico, basso costo unitario e costi di esercizio, oggi le turbine a gas di potenza sono progettate secondo il ciclo più semplice, alla massima temperatura del gas raggiungibile (è in costante crescita), con rapporti di pressione prossimi a quelli ottimali quelli in termini di lavoro specifico ed efficienza degli impianti combinati che sfruttano il calore dei gas di scarico in turbina. Il compressore e la turbina si trovano sullo stesso albero. Le macchine turbo formano un'unità compatta con una camera di combustione integrata: anulare o anulare a blocco. La zona di alte temperature e pressioni è localizzata in un piccolo spazio, il numero di parti che le ricevono è piccolo e queste parti stesse sono accuratamente elaborate. Questi principi sono il risultato di molti anni di evoluzione del design.

La maggior parte delle GTU con una capacità inferiore a 25-30 MW è realizzata sulla base o sulla tipologia di motori aeronautici o marini a turbina a gas (GTE), che sono caratterizzati dall'assenza di connettori orizzontali e dall'assemblaggio di carcasse e rotori utilizzo di connettori verticali, largo impiego di cuscinetti volventi, peso e dimensioni contenute. Gli indicatori di durata e disponibilità richiesti per il funzionamento a terra e delle centrali elettriche sono forniti in strutture aeronautiche con costi accettabili.

Con una capacità di oltre 50 MW, la GTU è progettata specificamente per le centrali elettriche, ed è realizzata come monoalbero, con rapporti di compressione moderati e una temperatura dei gas di scarico sufficientemente elevata, che facilita l'uso del loro calore. Per ridurre le dimensioni e i costi e aumentare l'efficienza, le GTU con una capacità di 50-80 MW vengono eseguite come quelle ad alta velocità con un generatore elettrico azionato tramite un riduttore. Tipicamente, tali turbine a gas sono aerodinamicamente e strutturalmente simili a unità più potenti progettate per l'azionamento diretto di generatori elettrici con una velocità di rotazione di 3600 e 3000 giri/min. Questa simulazione migliora l'affidabilità e riduce i costi di sviluppo e distribuzione.

L'aria del ciclo è il refrigerante principale nell'unità della turbina a gas. I sistemi di raffreddamento ad aria sono implementati negli ugelli e nelle pale del rotore, utilizzando tecnologie che forniscono le proprietà richieste a un costo accettabile. L'utilizzo del vapore o dell'acqua per il raffreddamento delle turbine può migliorare le prestazioni di GTU e STU a parità di parametri di ciclo o fornire un ulteriore aumento rispetto all'aria alla temperatura iniziale dei gas. Sebbene le basi tecniche per l'utilizzo di sistemi di raffreddamento con questi refrigeranti siano lungi dall'essere dettagliate come con l'aria, la loro implementazione sta diventando una questione pratica.

L'impianto a turbina a gas ha dominato la combustione "a bassa tossicità" del gas naturale. È più efficace nelle camere di combustione che operano su una miscela omogenea di gas precedentemente preparata con aria in eccesso (a = 2-2.1) e con una temperatura della torcia uniforme e relativamente bassa (1500-1550 ° C). Con una tale organizzazione della combustione, la formazione di NOX può essere limitata a 20-50 mg/m3 in condizioni normali (di norma si riferiscono a prodotti di combustione contenenti il ​​15% di ossigeno) con un'elevata completezza di combustione (concentrazione di 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.

È molto più difficile riprodurre una tecnologia simile di combustione "a bassa tossicità" su combustibile liquido. Tuttavia, anche qui ci sono alcuni successi.

Di grande importanza per il progresso delle turbine a gas fisse è la scelta di materiali e tecnologie di formatura che garantiscano una lunga durata, affidabilità e costi moderati delle loro parti.

Le parti della turbina e della camera di combustione, che vengono lavate da gas ad alta temperatura contenenti componenti che possono causare ossidazione o corrosione, e sono esposte a elevate sollecitazioni meccaniche e termiche, sono realizzate con leghe complesse a base di nichel. Le lame sono raffreddate intensamente e sono realizzate con percorsi interni complessi utilizzando il metodo della microfusione, che consente di utilizzare materiali e ottenere forme di parti impossibili con altre tecnologie. Negli ultimi anni è stata sempre più utilizzata la colata di lame a cristallizzazione direzionale e monocristallina, che consente di migliorarne sensibilmente le proprietà meccaniche.

Le superfici delle parti più calde sono protette con rivestimenti che prevengono la corrosione e abbassano la temperatura del metallo base.

La semplicità e le dimensioni ridotte di turbine a gas anche potenti e delle loro apparecchiature ausiliarie consentono tecnicamente di fornire loro blocchi di grandi dimensioni realizzati in fabbrica con apparecchiature ausiliarie, connessioni di tubazioni e cavi, testate e regolate per il normale funzionamento. Quando installato all'esterno di un edificio, un involucro (involucro) è un componente di ogni unità, che protegge l'apparecchiatura dalle intemperie e riduce le emissioni sonore. I blocchi sono installati su fondamenta piane e ancorati. Lo spazio sotto il rivestimento è ventilato.

L'industria dell'energia in Russia ha un'esperienza a lungo termine, anche se ambigua, nella gestione di un'unità a turbina a gas con una capacità unitaria da 2,5 a 100 MW. Un buon esempio è il cogeneratore a turbina a gas, che opera da oltre 25 anni nelle dure condizioni climatiche di Yakutsk, in un sistema di alimentazione isolato con un carico irregolare.

Attualmente, le turbine a gas sono gestite nelle centrali elettriche in Russia, che sono notevolmente inferiori a quelle straniere in termini di parametri e indicatori. Per creare moderne turbine a gas di potenza, è consigliabile combinare gli sforzi delle imprese di ingegneria energetica e di motori aeronautici basate sulla tecnologia aeronautica.

Una centrale elettrica da 110 MW è già stata prodotta ed è in fase di test, prodotta dalle imprese di difesa Mash-project (Nikolaev, Ucraina) e Saturn (Rybinsk Motors), che ha prestazioni abbastanza moderne.

Nel paese sono state create varie dimensioni standard di turbine a gas di media potenza sulla base di motori aerei o marini. Diverse unità GTD-16 e GTD-25 "Mashinproekt", GTU-12 e GTU-16P di Perm "Aviadvigatel", AL-31ST "Saturn" e NK-36 "NK Engines" stazioni di compressione dei principali gasdotti. Per molti anni, centinaia di precedenti GTU delle aziende Trud (ora NK Engines) e Mashproekt operano lì. C'è un'esperienza ricca e, in generale, positiva di funzionamento nelle centrali elettriche del Mashproekt GTU da 12 MW, che è servito come base per il più potente PT-15.

Nei moderni impianti di turbine a gas ad alta potenza, la temperatura dei gas di scarico nella turbina è di 550-640 ° C. Il loro calore può essere utilizzato per la fornitura di calore o utilizzato nel ciclo a vapore, con un aumento dell'efficienza dell'impianto combinato vapore-gas fino al 55-58%, attualmente effettivamente ottenuto. Sono possibili e praticamente applicate diverse combinazioni di cicli di turbina a gas e turbina a vapore. Tra questi, dominano quelli binari, con la fornitura di tutto il calore nella camera di combustione della GTU, la generazione di vapore ad alto parametro nella caldaia a recupero di calore dietro la GTU e il suo utilizzo nella turbina a vapore.

Il primo PTU di tipo binario nel nostro Paese opera presso il TPP Nord-Ovest di San Pietroburgo da circa 2 anni. La sua capacità è di 450 MW. L'unità CCGT comprende due turbine a gas V94.2 sviluppate da Siemens, fornite dalla sua joint venture con LMZ, Interturbo, 2 caldaie a recupero di calore e una turbina a vapore. La fornitura di un blocco ACS per l'unità CCGT è stata effettuata da un consorzio di imprese occidentali. Tutto il resto dell'attrezzatura principale e ausiliaria è stato fornito da imprese nazionali.

Al 01.09.02, l'unità CCGT ha funzionato in modalità condensazione per 7200 ore mentre funzionava in modalità nel range di regolazione (300-450 MW) con un'efficienza media del 48-49%; la sua efficienza calcolata è del 51%.

In un'unità CCGT simile con il GTE-110 domestico, è possibile ottenere anche un'efficienza leggermente superiore.

Un'efficienza ancora maggiore, come si può vedere dalla stessa tabella, garantirà l'uso del GTE-180 attualmente progettato.

Con l'uso delle GTU attualmente progettate, è possibile ottenere indicatori significativamente più elevati, non solo nelle nuove costruzioni, ma anche nella riattrezzatura tecnica di TPP esistenti. È importante che con la riqualificazione tecnica con la conservazione dell'infrastruttura e una parte significativa delle apparecchiature e l'implementazione di unità CCGT binarie su di esse, sia possibile raggiungere valori di efficienza vicini a quelli ottimali con un aumento significativo del potenza delle centrali elettriche.

La quantità di vapore che può essere generata nella caldaia a recupero di calore installata dietro il GTP-180 è vicina alla portata di uno scarico della turbina a vapore K-300. A seconda del numero di scarichi trattenuti durante il riarmo, è possibile utilizzare 1,2 o 3 GTE-180. Per evitare il sovraccarico dei gas di scarico a basse temperature ambiente, si consiglia di utilizzare uno schema a tre circuiti della sezione vapore con postriscaldamento del vapore, in cui la maggiore potenza dell'unità CCGT si ottiene con una minore portata di vapore nel condensatore.

Pur mantenendo tutti e tre gli sbocchi, un CCGT con una capacità di circa 800 MW viene collocato in una cella di due centrali adiacenti: una turbina a vapore rimane e l'altra viene smantellata.

Il costo unitario di quelle riattrezzature nel ciclo CCGT sarà 1,5 e più volte più economico rispetto alla nuova costruzione.

Soluzioni simili sono consigliabili per chi riattrezza GRES gas e combustibili con unità di potenza da 150 e 200 MW. GTE-110 meno potente può essere ampiamente utilizzato su di essi.

Per ragioni economiche, in primo luogo, gli impianti di cogenerazione necessitano di riequipaggiamento tecnico. Per loro, le unità CCGT binarie più interessanti di questo tipo, come al CHPP nord-ovest di San Pietroburgo, consentono di aumentare notevolmente la generazione di elettricità per il consumo termico e modificare il rapporto tra carico elettrico e termico entro ampi limiti, mentre mantenendo un fattore di utilizzo del combustibile complessivamente elevato. Il modulo elaborato presso il CHPP di Severo-Zapadnaya: GTU - caldaia a recupero di calore che genera 240 t / h di vapore, può essere utilizzata direttamente per alimentare le turbine PT-60, PT-80 e T-100.

A pieno carico dei loro scarichi, la portata massica del vapore attraverso i primi stadi di queste turbine sarà significativamente inferiore a quella nominale e sarà possibile passarla alle pressioni ridotte caratteristiche del CCGT-450. Questo, oltre a una diminuzione della temperatura del vapore vivo a meno di 500-510 ° C, rimuoverà la questione dell'esaurimento della risorsa di queste turbine. Sebbene ciò sarà accompagnato da una diminuzione della capacità delle turbine a vapore, la capacità totale dell'unità sarà più che raddoppiata e la sua efficienza di generazione di energia, indipendentemente dalla modalità (fornitura di calore), sarà significativamente superiore a quella dei migliori unità di potenza a condensazione.

Un tale cambiamento negli indicatori influisce radicalmente sull'efficienza degli impianti di cogenerazione. I costi totali di generazione di elettricità e calore diminuiranno e aumenterà la competitività degli impianti di cogenerazione nei mercati di entrambi i tipi di prodotti, come evidenziato da calcoli finanziari ed economici.

Nelle centrali elettriche, nel cui bilancio di combustibile c'è una grande quota di olio combustibile o carbone, ma c'è anche gas naturale, in quantità sufficiente per alimentare una turbina a gas, possono essere consigliabili sovrastrutture di turbine a gas termodinamicamente meno efficienti.

Per l'industria termoelettrica domestica, il compito economico più importante è lo sviluppo e l'uso diffuso di impianti di turbine a gas con i parametri e gli indicatori che sono già stati raggiunti nel mondo. Il compito scientifico più importante è garantire la progettazione, la produzione e il buon funzionamento di queste turbine a gas.

Naturalmente, ci sono ancora molte opportunità per l'ulteriore sviluppo delle unità GTU e CCGT e per migliorarne le prestazioni. All'estero sono stati progettati PCC con un'efficienza del 60% e il compito è di portarla nel prossimo futuro al 61,5-62%. A tal fine, al posto dell'aria ciclica, viene utilizzato vapore come refrigeratore nell'unità turbina a gas e viene effettuata una più stretta integrazione dei cicli della turbina a gas e del vapore.

Opportunità ancora maggiori vengono aperte dalla creazione di installazioni "ibride" in cui una turbina a gas (o CCGT) è costruita sopra una cella a combustibile.

Le celle a combustibile ad alta temperatura (FC), ad ossido solido oa base di carbonati fusi, operanti a temperature di 850 e 650 °C, servono come fonti di calore per la turbina a gas e il ciclo del vapore. Progetti specifici con una capacità di circa 20 MW - principalmente negli Stati Uniti - hanno calcolato efficienze del 70%.

Queste unità sono progettate per funzionare a gas naturale con un reformer interno. È possibile, ovviamente, farli funzionare con gas di sintesi o idrogeno puro ottenuto dalla gassificazione del carbone, e creare complessi in cui la lavorazione del carbone è integrata nel ciclo tecnologico.

I programmi esistenti stabiliscono il compito di aumentare la capacità degli impianti ibridi fino a 300 MW e oltre in futuro e la loro efficienza - fino al 75% a gas naturale e al 60% a carbone.

Il secondo combustibile più importante per l'industria energetica è il carbone. In Russia, i giacimenti di carbone più produttivi - Kuznetsk e Kansko-Achinsk - si trovano nel sud della Siberia centrale. I carboni di questi depositi sono a basso contenuto di zolfo. Il costo della loro estrazione è basso. Tuttavia, l'area della loro applicazione è attualmente limitata a causa dell'alto costo del trasporto ferroviario. Nella parte europea della Russia, negli Urali e in Estremo Oriente, i costi di trasporto superano il costo dell'estrazione del carbone di Kuznetsk di 1,5-2,5 volte e il carbone di Kansk-Achinsk di 5,5-7,0 volte.

Nella parte europea della Russia, il carbone viene estratto con un metodo minerario. Fondamentalmente, questi sono carbone di Pechora, antracite del Donbass meridionale (gli ingegneri energetici ottengono le loro proiezioni - shtyb) e lignite della regione di Mosca. Sono tutti ricchi di ceneri e sulfurei. A causa delle condizioni naturali (geologiche o climatiche), il costo della loro produzione è elevato e la competitività se utilizzata nelle centrali elettriche è difficile da garantire, soprattutto con l'inevitabile inasprimento dei requisiti ambientali e lo sviluppo di un mercato del carbone a vapore in Russia.

Attualmente i TPP utilizzano carboni di qualità molto diversa: oltre il 25% del loro consumo totale ha un contenuto di ceneri superiore al 40%; 18,8% - potere calorifico inferiore a 3000 kcal/kg; 6,8 milioni di tonnellate di carbone - contenuto di zolfo superiore al 3,0%. La quantità totale di zavorra nel carbone è di 55 milioni di tonnellate all'anno, compresa la roccia - 27,9 milioni di tonnellate e l'umidità - 27,1 milioni di tonnellate.Di conseguenza, è molto importante migliorare la qualità del carbone da vapore.

La prospettiva di utilizzare il carbone nell'industria elettrica russa sarà determinata dalla politica statale dei prezzi del gas naturale e del carbone. Negli ultimi anni si è verificata una situazione assurda in cui il gas in molte regioni della Russia è più economico del carbone. Si può presumere che i prezzi del gas cresceranno più velocemente e diventeranno più alti dei prezzi del carbone in pochi anni.

Per espandere l'uso dei carboni Kuznetsk e Kansk-Achinsk, è consigliabile creare condizioni preferenziali per il loro trasporto ferroviario e sviluppare metodi alternativi per il trasporto del carbone: via acqua, attraverso condutture, in uno stato arricchito, ecc.

Per ragioni strategiche, nella parte europea della Russia è necessario mantenere la produzione di una certa quantità di carbone termico della migliore qualità e nelle miniere più produttive, anche se ciò richiede sussidi statali.

L'uso del carbone nelle centrali elettriche nelle centrali a vapore convenzionali è commercialmente fattibile oggi e sarà efficiente per il prossimo futuro. industria energetica delle turbine a gas russia carbone

In Russia, il carbone viene bruciato in centrali a condensazione dotate di unità di potenza da 150, 200, 300, 500 e 800 MW e in centrali termiche con caldaie con una capacità fino a 1000 t / h.

Nonostante la bassa qualità dei carboni e l'instabilità delle loro caratteristiche durante la consegna, sono stati raggiunti indicatori tecnici, economici e operativi elevati sui blocchi di carbone nazionali subito dopo il loro sviluppo.

Le grandi caldaie utilizzano la combustione della polvere di carbone, principalmente con rimozione della cenere solida. Il underburning meccanico non supera, di regola, l'1-1,5% durante la combustione di carbon fossile e lo 0,5% di lignite. Aumenta a 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.

Negli ultimi anni, i blocchi di carbone hanno funzionato in modo alternato con scarichi profondi o arresti notturni. Su di essi rimane un'efficienza elevata, prossima a quella nominale, allo scarico fino a N3JI = 0,4 - = - 0,5 NH0M.

La situazione è peggiore per quanto riguarda la tutela dell'ambiente. Nei TPP russi a carbone non ci sono sistemi operativi per la desolforazione dei gas di combustione, non ci sono sistemi catalitici per la loro rimozione di NOX. I precipitatori elettrostatici installati per la raccolta delle ceneri non sono sufficientemente efficienti; Sulle caldaie con una capacità fino a 640 t / h, sono ampiamente utilizzati vari cicloni e apparecchiature a umido anche meno efficienti.

Nel frattempo, per il futuro dell'ingegneria dell'energia termica, la sua armonizzazione con l'ambiente è di fondamentale importanza. È molto difficile da ottenere quando si utilizza il carbone come combustibile, che contiene una parte minerale incombustibile e composti organici di zolfo, azoto e altri elementi che formano sostanze dannose per la natura, le persone o le strutture dopo la combustione del carbone.

A livello locale e regionale, i principali inquinanti atmosferici le cui emissioni sono regolamentate sono gli ossidi gassosi di zolfo e azoto e il particolato (ceneri). La loro limitazione richiede attenzioni e costi particolari.

In un modo o nell'altro, vengono controllate anche le emissioni di composti organici volatili (gli inquinanti più gravi, in particolare benzopirene), metalli pesanti (ad esempio mercurio, vanadio, nichel) e acque reflue inquinate nei corpi idrici.

Nel razionare le emissioni delle centrali termiche, lo Stato le limita a un livello che non provochi cambiamenti irreversibili nell'ambiente o nella salute umana che possano influenzare negativamente le condizioni di vita delle generazioni attuali e future. La determinazione di questo livello è associata a molte incertezze e dipende in larga misura dalle possibilità tecniche ed economiche, poiché Requisiti irragionevolmente severi possono comportare un aumento dei costi e peggiorare la situazione economica del paese.

Con lo sviluppo delle tecnologie e il rafforzamento dell'economia, le possibilità di ridurre le emissioni dei TPP si stanno ampliando. Pertanto, è legittimo parlare (e sforzarsi!) del minimo impatto tecnicamente ed economicamente concepibile dei TPP sull'ambiente e puntare a questo a costi comunque maggiori, quelli ai quali la competitività dei TPP è ancora assicurata. Qualcosa di simile si sta facendo ora in molti paesi sviluppati.

Torniamo, però, alle tradizionali centrali a carbone.

Naturalmente, dovrebbero essere utilizzati prima di tutto filtri elettrici e in tessuto relativamente economici, controllati ed efficaci per la depolverazione radicale dei gas di combustione emessi nell'atmosfera. Le difficoltà con i precipitatori elettrostatici tipiche del settore energetico russo possono essere eliminate ottimizzandone le dimensioni e il design, migliorando i sistemi di alimentazione utilizzando dispositivi di pre-ionizzazione e alimentazione alternata, intermittente o pulsata e automatizzando il controllo del funzionamento del filtro. In molti casi è consigliabile abbassare la temperatura dei gas che entrano nel precipitatore elettrostatico.

Per ridurre le emissioni di ossidi di azoto nell'atmosfera, vengono utilizzate principalmente misure tecnologiche. Consistono nell'influenzare il processo di combustione modificando la progettazione e le modalità operative dei bruciatori e dei dispositivi di combustione e creando condizioni in cui la formazione di ossidi di azoto è ridotta o impossibile.

Nelle caldaie che funzionano a carboni Kansk-Achinsk, per ridurre la formazione di ossidi di azoto, è consigliabile utilizzare il comprovato principio della combustione a bassa temperatura. Con tre fasi di alimentazione del carburante, il rapporto dell'aria in eccesso nella zona di combustione attiva sarà 1,0-1,05. Un eccesso di ossidante in questa zona in presenza di un intenso trasferimento di massa nel volume fornirà un basso tasso di scorificazione. Affinché il prelievo di parte dell'aria dalla zona di combustione attiva non aumenti la temperatura dei gas nel suo volume, alla torcia viene fornita una quantità sostitutiva di gas di ricircolo. Con una tale organizzazione della combustione, è possibile ridurre la concentrazione di ossidi di azoto a 200-250 mg / m3 al carico nominale dell'unità di potenza.

Per ridurre le emissioni di ossido di azoto, SibVTI sta sviluppando un sistema per il riscaldamento della polvere di carbone prima della combustione, che ridurrà le emissioni di NOX a meno di 200 mg/m3.

Quando si utilizza il carbon fossile di Kuznetsk su unità da 300-500 MW, è necessario utilizzare bruciatori a bassa tossicità e combustione del combustibile a fasi per ridurre la formazione di NOX. La combinazione di queste misure può fornire emissioni di NOX<350 мг/м3.

È particolarmente difficile ridurre la formazione di NOX durante la combustione di combustibile a bassa reattività (ASh e Kuznetskiy magro) nelle caldaie con rimozione delle ceneri pesanti liquide. Allo stato attuale, tali caldaie hanno concentrazioni di NOX di 1200-1500 mg / m3. Se nelle centrali è disponibile gas naturale, è consigliabile organizzare una combustione a tre stadi con riduzione di NOX nella parte superiore del focolare (processo di rebenning). In questo caso, i bruciatori principali vengono azionati con un rapporto di aria in eccesso di agor = 1,0-1,1 e il gas naturale viene fornito al forno insieme a un agente essiccante per creare una zona di riduzione. Questo schema di combustione può fornire concentrazioni di NOX fino a 500-700 mg/m3.

I metodi chimici sono usati per rimuovere gli ossidi di azoto dai gas di combustione. Industrialmente vengono utilizzate due tecnologie di pulizia dell'azoto: la riduzione selettiva non catalitica (SNCR) e la riduzione catalitica selettiva (SCR) degli ossidi di azoto.

Con una maggiore efficienza della tecnologia SCR, i costi di capitale specifici in essa contenuti sono di un ordine di grandezza superiori rispetto a SNCR. Al contrario, il consumo dell'agente riducente, il più delle volte ammoniaca, con la tecnologia SCR è 2-3 volte inferiore a causa della maggiore selettività dell'uso dell'ammoniaca rispetto a SNCR.

La tecnologia SNKV, testata su una caldaia con una capacità di 420 t / h del CHPP Togliatti, può essere utilizzata nel riequipaggiamento tecnico di centrali elettriche a carbone con caldaie funzionanti con rimozione della scoria liquida. Ciò fornirà loro un livello di emissione di NOX di 300-350 mg/m3. In aree ecologicamente stressate, la tecnologia SCR può essere utilizzata per ottenere emissioni di NOX di circa 200 mg/m3. In tutti i casi, l'uso della purificazione dell'azoto dovrebbe essere preceduto da misure tecnologiche per ridurre la formazione di NOX.

Con l'aiuto delle tecnologie attualmente padroneggiate, è possibile pulire economicamente i prodotti della combustione del combustibile solforoso con la cattura del 95-97% di SO2. In questo caso, il calcare naturale viene solitamente utilizzato come assorbente; il gesso commerciale è un sottoprodotto della pulizia.

Nel nostro paese, presso il Dorogobuzhskaya GRES, è stata sviluppata e gestita industrialmente un'installazione con una capacità di 500-103 nm3 / h, che implementa la tecnologia di desolforazione del solfato di ammoniaca, in cui l'assorbente è l'ammoniaca e il sottoprodotto è commerciale solfato di ammonio, che è un prezioso fertilizzante.

Secondo gli attuali standard russi, è necessario il legame del 90-95% di SO2 quando si utilizza carburante con un contenuto di zolfo ridotto S> 0,15% kg / MJ. Quando si brucia combustibile a basso e medio zolfo S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Le seguenti sono attualmente considerate le principali direzioni per aumentare ulteriormente l'efficienza dei TPP a carbone:

aumento dei parametri del vapore rispetto ai 24 MPa controllati, 540/540 ° con miglioramento simultaneo di apparecchiature e sistemi di centrali elettriche a vapore;

sviluppo e miglioramento di promettenti unità CCGT a carbone;

miglioramento e sviluppo di nuovi sistemi di pulizia dei fumi.

Il miglioramento completo di schemi e attrezzature ha permesso di aumentare l'efficienza delle unità elettriche a carbone supercritiche da circa il 40 al 43-43,5% senza modificare i parametri del vapore. L'aumento dei parametri da 24 MPa 545/540 °C a 29 MPa, 600/620°C aumenta l'efficienza nei progetti reali sul carbone a circa il 47%. L'aumento del costo delle centrali elettriche con unità di grandi dimensioni (600-800 MW) dovuto all'uso di materiali più costosi (ad esempio tubi austenitici dei surriscaldatori) a parametri più elevati è relativamente contenuto. È del 2,5% con un aumento dell'efficienza dal 43 al 45% e dal 5,5 al 47%. Tuttavia, anche questo aumento del prezzo si ripaga a prezzi molto alti del carbone.

Il lavoro sui parametri del vapore super critico, iniziato a metà del secolo scorso negli Stati Uniti e nell'URSS, è stato commercializzato negli ultimi anni in Giappone e nei paesi dell'Europa occidentale con prezzi energetici elevati.

In Danimarca e Giappone sono state costruite unità di potenza con una capacità di 380-1050 MW con una pressione del vapore vivo di 24-30 MPa e surriscaldamento fino a 580-610 ° C e funzionano con successo a carbone. Tra questi ci sono blocchi con doppio riscaldamento fino a 580 ° . L'efficienza delle migliori unità giapponesi è al livello del 45-46%, quelle danesi, funzionanti con acqua fredda a circolazione con un profondo vuoto, sono superiori del 2-3%.

In Germania sono state costruite unità di potenza a lignite con una capacità di 800-1000 MW con parametri del vapore fino a 27 MPa, 580/600 ° C e un'efficienza fino al 45%.

I lavori su un'unità di potenza con parametri di vapore super critici (30 MPa, 600/600 ° C), organizzati nel nostro paese, hanno confermato la realtà di creare un'unità del genere con una capacità di 300-525 MW con un'efficienza di circa il 46% in i prossimi anni.

Un aumento dell'efficienza si ottiene non solo aumentando i parametri del vapore (il loro contributo è di circa il 5%), ma anche, in misura maggiore, grazie all'aumento dell'efficienza della turbina (4,5%) e della caldaia (2,5%) e miglioramento delle attrezzature della stazione con una diminuzione delle perdite caratteristica del suo lavoro.

L'arretrato disponibile nel nostro Paese si è concentrato sulla temperatura del vapore di 650 °C e sull'uso diffuso di acciai austenitici. Una piccola caldaia sperimentale con tali parametri e una pressione del vapore di 30,0 MPa è in funzione dal 1949 presso il CHPP sperimentale VTI per oltre 200 mila ore, è funzionante e può essere utilizzata per scopi di ricerca e test a lungo termine. Unità di potenza SKR-100 a Kashirskaya SDPP con una caldaia da 720 t / h e una turbina da 30 MPa / 650 ° C

lavorò nel 1969 oltre 30mila ore, dopo la cessazione dell'attività per cause non legate alle sue attrezzature fu messa fuori servizio. Nel 1955, K. Rakov di VTI elaborò le possibilità di creare una caldaia con parametri del vapore di 30 MPa / 700 ° C.

L'utilizzo di acciai austenitici con elevati coefficienti di dilatazione lineare e bassa conducibilità termica per la fabbricazione di parti massicce non riscaldate: linee del vapore, rotori e involucri di turbine e raccordi causa ovvie difficoltà in caso di carichi ciclici inevitabili per le apparecchiature di potenza. Con questo in mente, le leghe a base di nichel che possono funzionare a temperature significativamente più elevate possono essere più pratiche nella pratica.

Così negli USA, dove, dopo una lunga pausa, sono ripresi i lavori volti all'introduzione di parametri super critici del vapore, si concentrano principalmente sullo sviluppo e sul collaudo dei materiali necessari a questo.

Per le parti operanti alle pressioni e temperature più elevate: tubi surriscaldatori, collettori, linee principali del vapore, sono state selezionate diverse leghe a base di nichel. Per il percorso di riscaldo, dove le pressioni sono notevolmente inferiori, vengono considerati anche gli acciai austenitici e per temperature inferiori a 650 ° C - promettenti acciai ferritici.

Durante il 2003, si prevede di identificare leghe migliorate, processi di fabbricazione e metodi di rivestimento che garantiscano il funzionamento di caldaie elettriche a temperature del vapore fino a 760 ° C, tenendo conto delle caratteristiche spazzate, delle variazioni di temperatura e della possibile corrosione nell'ambiente del vero carbone prodotti della combustione.

Si prevede inoltre di adeguare gli standard di calcolo ASME per nuovi materiali e processi e di considerare la progettazione e il funzionamento delle apparecchiature a temperature del vapore fino a 870 ° C e pressioni fino a 35 MPa.

Nei paesi dell'Unione europea, sulla base del finanziamento cooperativo, è in fase di sviluppo una centrale elettrica migliorata a carbone con una temperatura massima del vapore superiore a 700 ° C con la partecipazione di un ampio gruppo di aziende energetiche e di costruzione di macchine. I parametri del live steam sono accettati per questo

37,5 MPa / 700°C e un ciclo con doppio riscaldamento fino a 720°C a pressioni di 12 e 2,35 MPa. A una pressione nel condensatore di 1,5-2,1 kPa, l'efficienza di tale unità dovrebbe essere superiore al 50% e può raggiungere il 53-54%. E qui i materiali sono fondamentali. Sono progettati per fornire una resistenza a lungo termine per 100 mila ore, pari a 100 MPa a temperature:

leghe a base di nichel per tubi degli ultimi fasci di surriscaldatori, collettori di uscita, tubazioni del vapore, involucri e rotori di turbine - 750 ° C;

acciai austenitici per surriscaldatori - 700 ° C;

acciai ferritico-martensitici per tubi di caldaie e collettori - 650 ° .

Sono in fase di elaborazione nuovi progetti di caldaie e turbine, tecnologie di produzione (ad esempio saldatura) e nuovi layout ravvicinati al fine di ridurre la necessità dei materiali più costosi e il costo unitario delle unità senza ridurre gli indicatori di affidabilità e prestazioni tipici dei moderni centrali a vapore.

L'implementazione dell'unità è prevista dopo il 2010 e l'obiettivo finale in altri 20 anni è raggiungere un'efficienza netta fino al 55% a temperature del vapore fino a 800 ° C.

Nonostante i successi già ottenuti e le attuali prospettive di ulteriore miglioramento delle centrali a vapore, i benefici termodinamici degli impianti combinati sono così grandi che molta attenzione è dedicata allo sviluppo delle unità CCGT a carbone.

Poiché la combustione di combustibile contenente ceneri in un'unità di turbina a gas è difficile a causa della formazione di depositi nel percorso del flusso delle turbine e della corrosione delle loro parti, i lavori sull'uso del carbone nelle turbine a gas vengono eseguiti principalmente in due indicazioni:

gassificazione sotto pressione, purificazione del gas combustibile e sua combustione in un'unità turbina a gas; l'unità di gassificazione è integrata con l'unità CCGT, il cui ciclo e schema sono gli stessi del gas naturale;

combustione diretta del carbone sotto pressione in un generatore di vapore a letto fluido ad alta pressione, purificazione ed espansione dei prodotti della combustione in una turbina a gas.

L'implementazione dei processi di gassificazione e purificazione del gas artificiale da ceneri di carbone e composti di zolfo ad alte pressioni consente di aumentarne l'intensità, ridurre le dimensioni e il costo delle apparecchiature. Il calore sottratto durante la gassificazione viene utilizzato all'interno del ciclo CCGT e da esso vengono prelevati anche vapore e acqua utilizzati durante la gassificazione e talvolta aria. Le perdite derivanti dalla gassificazione del carbone e dalla pulizia del gas del generatore riducono l'efficienza dell'unità CCGT. Tuttavia, con un design razionale, può essere piuttosto alto.

Le tecnologie più sviluppate ed applicate di gassificazione del carbone in letto alla rinfusa, in letto fluido e in corrente. L'ossigeno è usato come agente ossidante, meno spesso l'aria. L'uso di tecnologie sviluppate industrialmente per purificare il gas di sintesi dai composti dello zolfo richiede il raffreddamento del gas a 40 ° C, che è accompagnato da ulteriori perdite di pressione e prestazioni. Il costo dei sistemi di raffreddamento e purificazione del gas è del 15-20% del costo totale dei TPP. Attualmente, vengono attivamente sviluppate tecnologie di pulizia del gas ad alta temperatura (fino a 540-600 ° C), che ridurranno il costo dei sistemi e semplificheranno il loro funzionamento, oltre a ridurre le perdite associate alla pulizia. Indipendentemente dalla tecnologia di gassificazione, il 98-99% dell'energia del carbone viene trasferita al gas combustibile.

Nel 1987-91. In URSS, nell'ambito del programma statale "Energia ecologica", VTI e CKTI, insieme agli istituti di design, hanno elaborato in dettaglio diverse unità CCGT con gassificazione del carbone.

La capacità unitaria delle unità (netto) era di 250-650 MW. Tutte e tre le tecnologie di gassificazione sopra menzionate sono state considerate in relazione ai carboni più comuni: marrone Berezovsky, pietra di Kuznetsk e ASh, che sono molto diversi per composizione e proprietà. Sono state ottenute efficienze dal 39 al 45% e ottime prestazioni ambientali. In generale, questi progetti erano abbastanza coerenti con il livello mondiale di allora. All'estero, unità CCGT simili sono già state implementate su modelli dimostrativi con una capacità unitaria di 250-300 MW e i progetti domestici sono stati interrotti 10 anni fa.

Nonostante ciò, le tecnologie di gassificazione sono di interesse per il nostro Paese. In VTI, in particolare, continuano

lavoro sperimentale presso l'impianto di gassificazione con il metodo “hearth” (con letto di massa e rimozione della scoria liquida) e studi di ottimizzazione degli schemi CCGT.

Tenuto conto del moderato tenore di zolfo dei carboni domestici più promettenti e dei progressi conseguiti negli indicatori economici e ambientali delle centrali tradizionali a carbone polverizzato, con cui queste unità CCGT dovranno competere, le ragioni principali del loro sviluppo sono possibilità di ottenere una maggiore efficienza termica e minori difficoltà nell'eliminazione della CO2 dal ciclo, qualora fosse necessario (vedi sotto). Tenendo presente la complessità dell'unità CCGT con gassificazione e l'alto costo del loro sviluppo e sviluppo, è consigliabile portare l'efficienza dell'unità CCGT al livello del 52-55%, il costo unitario di 1-1,05 del costo di il blocco del carbone, le emissioni di SO2 e NOX.< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Riducendo la temperatura del gas combustibile all'uscita del gassificatore a 900-1000 ° C, pulendolo da composti e particelle di zolfo e indirizzandolo nella camera di combustione della GTU a una temperatura elevata (ad esempio 500-540 ° C in cui tubazioni e raccordi possono essere realizzati con acciai poco costosi), utilizzando aria al posto del soffio di ossigeno, riducendo le perdite di pressione e di calore nel condotto gas-aria dell'impianto di gassificazione e utilizzando circuiti di scambio termico chiusi al suo interno, è possibile ridurre la perdita di prestazioni associata alla gassificazione dal 16-20 al 10-12% e ridurre significativamente il consumo di energia per le proprie esigenze.

I progetti realizzati all'estero indicano anche una significativa diminuzione del costo unitario dei TPP con CCGT con gassificazione del carbone con un aumento della produttività e della capacità unitaria delle apparecchiature, nonché con un aumento dello sviluppo tecnologico.

Un'altra possibilità è un'unità CCGT con combustione del carbone in un letto fluido in pressione. L'aria richiesta viene fornita al letto da un compressore a turbina a gas con una pressione di 1-1,5 MPa, i prodotti della combustione, dopo la pulizia dalla cenere e il trascinamento, si espandono nella turbina a gas e svolgono un lavoro utile. Il calore rilasciato nel letto e il calore dei gas di scarico nella turbina vengono utilizzati nel ciclo a vapore.

Effettuare il processo sotto pressione mantenendo tutti i vantaggi caratteristici della combustione del carbone in letto fluido può aumentare significativamente la capacità unitaria dei generatori di vapore e ridurne le dimensioni con una combustione più completa del carbone e del legame con lo zolfo.

I vantaggi di un'unità CCGT con KSD sono la combustione completa (con un'efficienza > 99%) di vari tipi di carbone, alti coefficienti di scambio termico e piccole superfici riscaldanti, basse temperature di combustione (fino a 850 ° C) e, di conseguenza, piccole emissioni di NOX (inferiori a 200 mg/m3), nessuna scoria, possibilità di aggiungere allo strato un assorbente (calcare, dolomite) e legare in esso il 90-95% dello zolfo contenuto nel carbone.

L'elevata efficienza (40-42% in modalità condensazione) si ottiene in un'unità CCGT con KSD a potenza moderata (circa 100 MW el.) e parametri del vapore subcritici.

A causa delle ridotte dimensioni della caldaia e dell'assenza di desolforazione, l'area occupata dall'unità CCGT con KSD è ridotta. Possibile consegna a blocco completo delle loro attrezzature e costruzione modulare con una riduzione dei costi e dei termini.

Per la Russia, i CCGT con KSD sono promettenti, prima di tutto, per il riequipaggiamento tecnico di CHPP a carbone in aree confinate, dove è difficile localizzare le attrezzature ambientali necessarie. La sostituzione delle vecchie caldaie con HSG con GTU migliorerà anche significativamente l'efficienza di questi CHPP e aumenterà la loro capacità elettrica del 20%.

In VTI, sulla base delle apparecchiature domestiche, sono state elaborate diverse dimensioni standard di CCGT con KSD.

In condizioni economiche favorevoli, tali unità CCGT potrebbero essere implementate nel nostro paese in breve tempo.

La tecnologia CCGT con KSD è più semplice e familiare per gli ingegneri energetici rispetto agli impianti di gassificazione, che sono una produzione chimica complessa. Sono possibili diverse combinazioni di entrambe le tecnologie. Il loro scopo è semplificare i sistemi di gassificazione e purificazione del gas e ridurre le loro perdite caratteristiche da un lato e aumentare la temperatura dei gas davanti alla turbina e la potenza della turbina a gas negli schemi con KSD dall'altro.

Una certa moderazione del pubblico e che riflette i suoi sentimenti di esperti e governi nel valutare le prospettive di un uso ampio e a lungo termine del carbone è associato alle crescenti emissioni di CO2 nell'atmosfera e teme che queste emissioni possano causare cambiamenti climatici globali, che avranno conseguenze catastrofiche.

La discussione sulla solidità di queste paure (non sono condivise da molti specialisti competenti) non è oggetto di questo articolo.

Tuttavia, anche se si rivelassero corrette, in 40-60 anni, quando è necessario, o anche prima, è abbastanza realistico creare TPP (o imprese di tecnologia energetica) competitive che operano a carbone con emissioni di CO2 trascurabili nell'atmosfera .

Già oggi è possibile una significativa riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera dai TPP, in particolare quelli a carbone, con la generazione combinata di elettricità e calore e aumentando l'efficienza dei TPP.

Utilizzando i processi e le attrezzature già padroneggiati, è possibile progettare un'unità CCGT con gassificazione del carbone, conversione di + Н2О in Н2О e СО2 e rimozione di СО2 dal gas di sintesi.

Il progetto ha utilizzato un Siemens GTU U94.3A con una temperatura iniziale del gas secondo lo standard ISO 1190 ° C, un gassificatore PRENFLO (in linea, su polvere secca del carbone di Pittsburgh n. 8 e esplosione di ossigeno), un reattore di spostamento e rimozione di gas acidi: H2S, COS e CO2 nell'impianto Rectisol dell'azienda Lurgi.

I vantaggi del sistema sono le ridotte dimensioni dell'attrezzatura per eseguire processi di rimozione di CO2 ad alta pressione (2 MPa), alta pressione parziale e concentrazione di CO2. La rimozione di circa il 90% della CO2 viene prelevata per motivi economici.

Una diminuzione dell'efficienza dell'unità CCGT iniziale durante la rimozione di CO2 si verifica a causa della perdita di exergia durante la conversione esotermica di CO (del 2,5-5%), perdite di energia aggiuntive durante la separazione di CO2 (dell'1%) e a causa di una diminuzione del consumo dei prodotti della combustione attraverso la turbina a gas e la caldaia utilizzatore dopo separazione di СО2 (dell'1%).

L'inclusione di dispositivi per la conversione della CO e la rimozione della CO2 dal ciclo nel circuito aumenta del 20% il costo unitario di un CCGT con GF. La liquefazione della CO2 aggiungerà un altro 20%. Il costo dell'elettricità aumenterà rispettivamente del 20 e del 50%.

Come accennato in precedenza, studi nazionali ed esteri indicano la possibilità di un ulteriore significativo aumento - fino al 50-53% - dell'efficienza delle unità CCGT con gassificazione del carbone e, di conseguenza, delle loro modifiche con rimozione di CO2.

L'EPRI negli USA promuove la realizzazione di complessi energetici a carbone competitivi con le centrali termoelettriche a gas naturale. È consigliabile costruirli per fasi al fine di ridurre gli investimenti di capitale iniziale e recuperarli più rapidamente, rispettando nel contempo gli attuali requisiti ambientali.

La prima fase: una promettente unità CCGT ecologica con GF.

Seconda fase: introduzione di un sistema di rimozione e trasporto della CO2.

La terza fase: l'organizzazione della produzione di idrogeno o carburante per trasporti pulito.

Ci sono proposte molto più radicali. In esamina, ad esempio, una centrale elettrica a carbone con emissioni "zero". Il suo ciclo tecnologico è il seguente. Il primo passo è la gassificazione di una sospensione acqua-carbone con l'aggiunta di idrogeno e l'ottenimento di CH4 e H2O. La cenere di carbone viene rimossa dal gassificatore e la miscela vapore-gas viene purificata.

Nella seconda fase il carbonio, passato allo stato gassoso, sotto forma di CO2 viene legato dall'ossido di calcio in un reformer, dove viene fornita anche acqua depurata. L'idrogeno in esso formato viene utilizzato nel processo di idrogassificazione e viene fornito, dopo una purificazione fine, a una cella a combustibile ad ossido solido per generare elettricità.

Nella terza fase, il CaCO3 formato nel reformer viene calcinato utilizzando il calore rilasciato nella cella a combustibile e la formazione di CaO e CO2 concentrato adatto per ulteriori lavorazioni.

Il quarto passaggio consiste nel convertire l'energia chimica dell'idrogeno in elettricità e calore, che viene restituita al ciclo.

La CO2 viene rimossa dal ciclo e mineralizzata nel processo di carbonizzazione di minerali come, ad esempio, il silicato di magnesio, che è ubiquitario in natura in quantità di ordini di grandezza superiori alle riserve di carbone. I prodotti finali della carbonatazione possono essere smaltiti nelle miniere esaurite.

L'efficienza della conversione del carbone in elettricità in un tale sistema sarà di circa il 70%. Con un costo totale di rimozione della CO2 di 15-20 dollari USA per tonnellata, il costo dell'elettricità aumenterebbe di circa 0,01 dollari USA/kWh.

Le tecnologie considerate sono ancora una questione di un lontano futuro.

Oggi, la misura più importante per garantire lo sviluppo sostenibile è il risparmio energetico economicamente sostenibile. Nel campo della produzione, è associato ad un aumento dell'efficienza della conversione dell'energia (nel nostro caso, nelle centrali termiche) e all'uso di tecnologie sinergiche, ad es. produzione combinata di diversi tipi di prodotti in un'unica installazione, qualcosa come la tecnologia energetica, popolare nel nostro paese 40-50 anni fa. Naturalmente, ora viene eseguito su una base tecnica diversa.

Il primo esempio di tali impianti è stato il CCGT con gassificazione dei residui petroliferi, già utilizzato a livello commerciale. Il carburante per loro sono gli scarti delle raffinerie di petrolio (ad esempio, coke o asfalto), ei prodotti sono elettricità, vapore di processo e calore, zolfo commerciale e idrogeno utilizzati nella raffineria.

Il teleriscaldamento con generazione combinata di energia elettrica e calore, molto diffuso nel nostro Paese, è essenzialmente una tecnologia sinergica al risparmio energetico e merita, in tale veste, molta più attenzione di quanto non gli venga riservata attualmente.

Nelle attuali condizioni di “mercato” nel Paese, i costi di generazione di elettricità e calore presso i cogeneratori a turbina a vapore dotati di apparecchiature obsolete e non caricate in modo ottimale sono in molti casi eccessivamente elevati e non ne garantiscono la competitività.

Questa disposizione non dovrebbe in alcun modo essere utilizzata per rivedere l'idea fondamentalmente sana di cogenerazione di elettricità e calore. Certo, la questione non si risolve con la ridistribuzione dei costi tra elettricità e calore, i cui principi sono stati discussi inutilmente nel nostro Paese per molti anni. Ma l'economia degli impianti di cogenerazione e dei sistemi di fornitura di calore nel suo insieme può essere notevolmente migliorata migliorando le tecnologie (unità CCGT a gas binario, unità CCGT a carbone, condutture di calore preisolate, automazione, ecc.), cambiamenti organizzativi e strutturali e misure di regolamentazione del governo. Sono particolarmente necessarie in un paese freddo e con un lungo periodo di riscaldamento come il nostro.

È interessante confrontare tra loro varie tecnologie di riscaldamento ed energia. L'esperienza russa, sia digitale (prezzi) che metodologica, non fornisce basi per tali confronti, ei tentativi fatti in questa direzione non sono abbastanza convincenti. In un modo o nell'altro, devi attrarre fonti straniere.

I calcoli di molte organizzazioni, effettuati senza coordinare i dati di partenza, sia nel nostro Paese che all'estero, mostrano che senza un radicale cambiamento del rapporto prezzo tra gas naturale e carbone, che ora si è sviluppato all'estero (il gas per unità di calore è di circa due volte più costoso del carbone), le moderne unità CCGT rimangono competitive vantaggi rispetto alle unità elettriche a carbone. Perché questo cambi, il rapporto di questi prezzi deve aumentare a ~ 4.

È stata fatta un'interessante previsione per lo sviluppo della tecnologia. Mostra, ad esempio, che l'uso di unità di potenza a vapore a olio combustibile è previsto fino al 2025 e di unità a gas - fino al 2035; l'uso di CCGT con gassificazione del carbone - dal 2025, e celle a combustibile a gas - dal 2035; Le unità CCGT alimentate a gas naturale saranno utilizzate dopo il 2100, il rilascio di CO2 inizierà dopo il 2025 e le unità CCGT con gassificazione del carbone dopo il 2055.

Con tutte le incertezze di tali previsioni, attirano l'attenzione sull'essenza dei problemi energetici a lungo termine e sui possibili modi per risolverli.

Con lo sviluppo della scienza e della tecnologia, che sta avvenendo nel nostro tempo, i processi che avvengono nelle centrali termiche sono sempre più intensificati e complicati. L'approccio alla loro ottimizzazione sta cambiando. Viene effettuato non secondo tecniche, era prima, ma secondo criteri economici che riflettono le esigenze del mercato, che stanno cambiando e richiedono una maggiore flessibilità degli impianti di riscaldamento ed energia, la loro capacità di adattarsi alle mutevoli condizioni. Progettare centrali elettriche per 30 anni di funzionamento quasi invariato è ora impossibile.

La liberalizzazione e l'introduzione delle relazioni di mercato nel settore dell'energia elettrica hanno causato negli ultimi anni seri cambiamenti nelle tecnologie per il riscaldamento e l'energia, nella struttura della proprietà e nei metodi di finanziamento della costruzione di energia. Sono apparse centrali elettriche commerciali, operanti su un mercato elettrico libero. Gli approcci alla selezione e alla progettazione di tali centrali elettriche sono molto diversi da quelli tradizionali. Spesso le TPP commerciali dotate di potenti unità CCGT non sono dotate di contratti che garantiscano forniture ininterrotte di combustibile gassoso per tutto l'anno, e devono stipulare contratti non garantiti con più fornitori di gas o essere affiancate da combustibile liquido più costoso con aumento della il costo unitario dei TPP del 4-5%.

Poiché il 65% dei costi del ciclo di vita dei TPP di base e semi-picco è correlato al costo del carburante, aumentare la loro efficienza è il compito più importante. La sua rilevanza oggi è addirittura aumentata, tenendo conto della necessità di ridurre le emissioni specifiche in atmosfera.

In condizioni di mercato, sono aumentati i requisiti per l'affidabilità e la disponibilità dei TPP, che ora vengono valutati da un punto di vista commerciale: la prontezza è necessaria quando il funzionamento dei TPP è richiesto e il prezzo dell'indisponibilità in momenti diversi è significativamente diverso.

Il rispetto dei requisiti ambientali e il supporto delle autorità locali e del pubblico sono essenziali.

È generalmente consigliabile aumentare la potenza durante i periodi di carico di punta, anche se ciò è ottenuto a costo di un certo degrado dell'efficienza.

Vengono prese in considerazione in particolare le misure per garantire l'affidabilità e la prontezza dei TPP. A tal fine, l'MTBF e il tempo medio di recupero vengono calcolati in fase di progettazione e viene valutata l'efficienza commerciale dei possibili modi per migliorare la disponibilità. Molta attenzione è rivolta a

miglioramento e controllo della qualità dei fornitori di apparecchiature e componenti, e nella progettazione e costruzione di TPP, nonché aspetti tecnici e organizzativi di manutenzione e riparazione.

In molti casi, gli arresti forzati delle unità di potenza sono il risultato di malfunzionamenti con le loro apparecchiature ausiliarie dell'impianto. Con questo in mente, il concetto di manutenzione dell'intero TPP sta guadagnando popolarità.

Un altro sviluppo significativo è stata la proliferazione del servizio di marca. I contratti per esso prevedono le garanzie dell'appaltatore per l'esecuzione delle riparazioni correnti, medie e maggiori entro un termine specificato; il lavoro è eseguito e supervisionato da personale qualificato, se necessario in fabbrica; si attenua il problema dei pezzi di ricambio, ecc. Tutto ciò aumenta notevolmente la disponibilità delle centrali idroelettriche e riduce i rischi dei loro proprietari.

Quindici o vent'anni fa, l'industria energetica nel nostro paese era forse al livello più moderno, fatta eccezione per le turbine a gas e i sistemi di automazione. Sono state sviluppate attivamente nuove tecnologie e attrezzature, che non erano inferiori a livello tecnico a quelle straniere. I progetti industriali si basavano sulla ricerca di potenti industrie, istituzioni accademiche e università.

Negli ultimi 10-12 anni, il potenziale nell'industria dell'energia elettrica e nella costruzione di macchine elettriche è stato in gran parte perso. Lo sviluppo e la costruzione di nuove centrali elettriche e attrezzature avanzate sono praticamente cessate. Rare eccezioni sono lo sviluppo delle turbine a gas GTE-110 e GTE-180 e il sistema di controllo di processo automatizzato KVINT e Kosmotronic, che sono diventati un significativo passo avanti, ma non hanno eliminato il divario esistente.

Oggi, dato il deterioramento fisico e l'obsolescenza delle apparecchiature, l'industria energetica russa ha un disperato bisogno di rinnovamento. Purtroppo, attualmente non esistono condizioni economiche per un investimento attivo in energia. Se tali condizioni si verificheranno nei prossimi anni, le organizzazioni scientifiche e tecniche nazionali saranno in grado, con rare eccezioni, di sviluppare e produrre le attrezzature avanzate necessarie per l'industria energetica.

Naturalmente, lo sviluppo della sua produzione sarà associato a grandi costi per i produttori e l'uso - prima dell'accumulo di esperienza - con un rischio noto per i proprietari di centrali elettriche.

È necessario cercare una fonte per compensare questi costi e rischi, poiché è chiaro che la produzione propria di apparecchiature elettriche uniche è nell'interesse nazionale del paese.

La stessa industria della costruzione di macchine elettriche può fare molto per se stessa, sviluppando l'esportazione dei suoi prodotti, creando così accumuli per il suo miglioramento tecnico e il miglioramento della qualità. Quest'ultimo è essenziale per la stabilità e la prosperità a lungo termine.

Documenti simili

Il principio di funzionamento delle centrali termiche a turbina a vapore, a condensazione e a turbina a gas. Classificazione delle caldaie a vapore: parametri ed etichettatura. Principali caratteristiche delle turbine jet e multistadio. Problemi ambientali delle centrali termiche.

tesina, aggiunta il 24/06/2009


Aree di applicazione e indicatori di affidabilità delle turbine a gas di piccola e media potenza. Il principio di funzionamento degli impianti a turbina a gas, loro progettazione e descrizione mediante il ciclo termodinamico Brayton/Joule. Tipologie e principali vantaggi delle centrali elettriche a turbina a gas.

abstract, aggiunto il 14/08/2012


Caratteristiche delle centrali elettriche di vario tipo. Realizzazione di centrali termiche a condensazione, di riscaldamento, nucleari, diesel, idroelettriche ed eoliche, turbine a gas. Regolazione della tensione e compensazione della riserva di carica.

tesina, aggiunta il 10/10/2013


L'importanza dell'industria dell'energia elettrica nell'economia della Federazione Russa, il suo oggetto e le direzioni di sviluppo, i principali problemi e prospettive. Caratteristiche generali delle più grandi centrali termiche e nucleari, idrauliche, il sistema energetico unificato dei paesi della CSI.

test, aggiunto il 03/01/2011


Composizione, classificazione dei carboni. Prodotti di cenere e scorie e loro composizione. Contenuto di elementi in materiali di cenere e scorie dei carboni a vapore di Kuznetsk. La struttura e la struttura dei carboni. Unità strutturale di una macromolecola. Necessità, metodi di demineralizzazione profonda del carbone termico.

abstract, aggiunto il 02/05/2011


Le origini dello sviluppo dell'ingegneria dell'energia termica. Conversione dell'energia interna del combustibile in energia meccanica. L'emergere e lo sviluppo della produzione industriale all'inizio del XVII secolo. La macchina a vapore e il suo principio di funzionamento. Funzionamento con motore a vapore a doppio effetto.

abstract, aggiunto il 21/06/2012


Caratterizzazione di un impianto a turbina a vapore come attrezzatura principale di moderne centrali termiche e nucleari. Il suo ciclo termodinamico, i processi che si verificano nel corso del lavoro. Modi per aumentare l'efficienza del ciclo STU. Prospettive per la costruzione di turbine a vapore in Russia.

abstract, aggiunto il 29/01/2012


Descrizione dei processi di generazione di energia elettrica nelle centrali termoelettriche a condensazione, negli impianti con turbine a gas e negli impianti di cogenerazione. Studio della struttura delle centrali idrauliche e di accumulo. Energia geotermica ed eolica.

abstract, aggiunto il 25/10/2013


Produzione di energia elettrica. I principali tipi di centrali elettriche. L'impatto delle centrali termiche e nucleari sull'ambiente. Costruzione di moderne centrali idroelettriche. Dignità delle stazioni di marea. Percentuale dei tipi di centrali elettriche.

presentazione aggiunta il 23/03/2015


Studio numerico del funzionamento efficiente dal punto di vista energetico di un'unità a condensazione di una mini centrale termica nelle varie condizioni di scambio termico con l'ambiente. Considerazione della dipendenza generale del funzionamento delle centrali elettriche dall'uso di varie sostanze organiche di lavoro.