Проблеми і перспективи розвитку енергетики. Теплова енергетика Перспективні технології вугільної енергетики

Назад вперед

Увага! Попередній перегляд слайдів використовується виключно в ознайомлювальних цілях і може не давати уявлення про всі можливості презентації. Якщо вас зацікавила дана робота, Будь ласка, завантажте повну версію.

Презентація являє собою додатковий матеріал до уроків, присвяченим розвитку енергетики. Енергетика будь-якої країни є основою розвитку продуктивних сил, створення матеріально - технічної бази суспільства. У презентації відображені проблеми та перспективи всіх видів енергетики, перспективні (нові) види енергетики, використовується досвід музейної педагогіки, самостійні пошукові роботи учнів (робота з журналом «Японія сьогодні»), творчі роботи учнів (плакати). Презентацію можна використовувати на уроках географії в 9 і 10 класах, у позаурочній діяльності (заняттях на факультативах, елективних курсах), в проведенні Тижня географії «22 квітня - День Землі», на уроках екології та біології «Глобальні проблеми людства. Сировинна та енергетична проблема ».

У своїй роботі я використовувала метод проблемного навчання, який полягав у створенні перед учнями проблемних ситуацій та вирішенні їх у процесі спільної діяльності учнів і вчителя. При цьому враховувалася максимальна самостійність учнів і під загальним керівництвом учителя, що направляє діяльність учнів.

Проблемне навчання дозволяє не тільки сформувати в учнів, необхідну систему знань, умінь і навичок, досягати високого рівня розвитку школярів, але, що особливо важливо, воно дозволяє сформувати особливий стиль розумової діяльності, дослідницьку активність і самостійність учнів. При роботі з даною презентацією в учнів проявляється актуальний напрямок - дослідницька діяльність школярів.

Галузь об'єднує групу виробництв, зайнятих видобутком і транспортуванням палива, виробленням енергії і передачею її споживачеві.

Природні ресурси, які використовують для отримання енергії - це паливні ресурси, гідроресурси, ядерна енергія, а також альтернативні види енергії. Розміщення більшості галузей промисловості залежить від розвитку електроенергії. Наша країна має в своєму розпорядженні величезні запаси паливно - енергетичних ресурсів. Росія була, є і буде однією з провідних енергетичних держав світу. І це не тільки тому, що в надрах країни знаходиться 12% світових запасів вугілля, 13% нафти і 36% світових запасів природного газу, яких достатньо для повного забезпечення власних потреб і для експорту в сусідні держави. Росія увійшла в число провідних світових енергетичних держав, перш за все, завдяки створенню унікального виробничого, науково - технічного і кадрового потенціалу ПЕК.

сировинна проблема

Мінеральні ресурси- першоджерело, вихідна основа людської цивілізації практично у всіх фазах її розвитку:

- Паливні корисні копалини;
- Рудні корисні копалини;
- Нерудні корисні копалини.

Сучасні темпи енергоспоживання ростуть в геометричній прогресії. Якщо навіть врахувати, що темпи росту споживання електроенергії декілька скоротяться через удосконалювання енергозберігаючих технологій, запасів електричного сировини вистачить максимум на 100 років. Проте положення збільшується ще і невідповідністю структури запасів і споживання органічної сировини. Так, 80% запасів органічного палива припадає на вугілля і лише 20% на нафту і газ, в той час як 8/10 сучасного енергоспоживання припадає на нафту і газ.

Отже, тимчасові рамки ще більш звужуються. Однак лише сьогодні людство позбавляється від ідеологічних уявлень про те, що вони практично нескінченні. Ресурси мінеральної сировини обмежені, фактично непоправні.

Енергетична проблема.

Сьогодні енергетика світу базується на джерелах енергії:

- Горючих мінеральних копалин;
- Горючих органічних копалин;
- Енергія річок. Нетрадиційні види енергії;
- Енергія атома.

При сучасних темпах подорожчання паливних ресурсів Землі проблема використання поновлюваних джерел енергії стає все більш актуальною і характеризує енергетичну і економічну незалежність держави.

Переваги та недоліки ТЕС.

Переваги ТЕС:

1. Собівартість електроенергії на ГЕС дуже низька;
2. Генератори ГЕС можна досить швидко вмикати і вимикати в залежності від споживання енергії;
3. Відсутня забруднення повітря.

Недоліки ТЕС:

1. Будівництво ГЕС може бути довшим і дорожчим, ніж інших енергоджерел;
2. Водосховища можуть займати великі території;
3. Греблі можуть завдавати шкоди рибному господарству, оскільки перекривають шлях до нерестовищ.

Переваги та недоліки ГЕС.

Переваги ГЕС:
- Будуються швидко і дешево;
- Працюють в постійному режимі;
- Розміщені практично повсюдно;
- Переважання ТЕС в енергетичному господарстві РФ.

Недоліки ГЕС:

- Споживають велика кількість палива;
- Вимагає тривалої зупинки при ремонтах;
- Багато тепла втрачається в атмосфері, викидають багато твердих і шкідливих газів в атмосферу;
- Найбільші забруднювачі навколишнього середовища.

У структурі виробництва електроенергії в світі перше місце належить тепловим електростанціям (ТЕС) - їх частка становить 62%.
Альтернативою органічному паливу і поновлюваному джерелу енергії є гідроенергетика. Гідроелектростанція (ГЕС)- електростанція, як джерело енергії використовує енергію водного потоку. Гідроелектростанції зазвичай будують на річках, споруджуючи греблі і водосховища. Гідроенергетика - це отримання електроенергії за рахунок використання відновлюваних річкових, приливних, геотермальних водних ресурсів. Це використання поновлюваних водних ресурсів передбачає управління паводками, зміцнення русла річок, перекидання водних ресурсів в райони, які страждають від посухи, збереження підземних струмових вод.
Однак і тут джерело енергії достатньо сильно обмежений. Це пов'язано з тим, що великі річки, як правило сильно віддалені від промислових центів або їхніх потужностей практично повністю використані. Таким чином, гідроенергетика, у дійсний момент забезпечує близько 10% виробництва енергії у світі, не зможе істотно збільшити цю цифру.

Проблеми і перспективи АЕС

У Росії частка атомної енергії досягає 12%. Наявні в Росії запаси добутого урану володіють електропотенціалів в 15 трлн. кВт.год, це стільки скільки зможуть виробити всі наші електростанції за 35 років. На сьогодні тільки атомна енергетика
здатна різко і за короткий строкпослабити явище парникового ефекту. Актуальною проблемою є безпека АЕС. 2000 рік став початком переходу принципово нові підходи до нормування і забезпечення радіаційної безпеки АЕС.
За 40 років розвитку атомної енергетики в світі побудовано близько 400 енергоблоків в 26 країнах світу. Основними перевагами атомної енергетики є висока кінцева рентабельність і відсутність викидів в атмосферу продуктів згоряння, основними недоліками є потенційна небезпека радіоактивного зараження навколишнього середовища продуктами розподілу ядерного палива при аварії і проблема переробки використаного ядерного палива.

Нетрадиційна (альтернативна енергетика)

1. Сонячна енергетика. Це використання сонячного випромінювання для отримання енергії в будь-якому вигляді. Сонячна енергетика використовує поновлюване джерело енергії і в перспективі може стати екологічно чистою.

Переваги сонячної енергії:

- Загальнодоступність і невичерпність джерела;
- Теоретично, повна безпека для навколишнього середовища.

Недоліки сонячної енергії:

- Потік сонячної енергії на поверхні Землі сильно залежить від широти і клімату;
- Сонячна електростанція не працює вночі і недостатньо ефективно працює в ранкових і вечірніх сутінках;
Фотоелементи містять отруйні речовини, наприклад, свинець, кадмій, галій, миш'як і т. Д., А їх виробництво споживає масу інших небезпечних речовин.

2. Вітроенергетика. Це галузь енергетики, що спеціалізується на використанні енергії вітру - кінетичної енергії повітряних мас в атмосфері. Так як енергія вітру є наслідком діяльності сонця, то її відносять до поновлюваних видів енергії.

Перспективи вітроенергетики.

Вітроенергетика є бурхливо розвивається галуззю, так в кінці 2007 року загальна встановлена ​​потужність усіх вітрогенераторів склала 94,1 гігават, збільшившись уп'ятеро з 2000 рік. Вітряні електростанції всього світу в 2007 році виробили близько 200 млрд кВт · год, що становить приблизно 1,3% світового споживання електроенергії. Прибережна ферма вітроенергетичних установок Міддельгрюнден, близько Копенгагена, Данія. На момент споруди вона була найбільшою в світі.

Можливості реалізації вітроенергетики в Росії.У Росії можливості вітроенергетики до теперішнього часу залишаються практично не реалізованими. Консервативне ставлення до перспективного розвитку паливно-енергетичного комплексу практично гальмує ефективне впровадження вітроенергетики, особливо в Північних районах Росії, а також в степовій зоні Південного федерального округу, і зокрема у Волгоградській області.

3. Ядерний енергетика.Сонце - природний термоядерний реактор. Ще більш цікавою, хоча і відносно віддаленою перспективою виглядає використання енергії ядерного синтезу. Термоядерні реактори, за розрахунками, будуть споживати менше палива на одиницю енергії, і як саме це паливо (дейтерій, літій, гелій-3), так і продукти їх синтезу нерадіоактивні і, отже, екологічно безпечні.

Перспективи термоядерної енергетики.Дана область енергетики має величезний потенціал, в даний час в рамках проекту "ITER", в якому беруть участь Європа, Китай, Росія, США, Південна Корея і Японія у Франції йде будівництво найбільшого термоядерного реактора, метою якого є вивести УТС (Керований термоядерний синтез) на новий рівень. Будівництво планується завершити в 2010 році.

4. Біопаливо, біогаз.Біопаливо - це паливо з біологічної сировини, одержуване, як правило, в результаті переробки стебел цукрового очерету або насіння ріпаку, кукурудзи, сої. Різниться рідке біопаливо (для двигунів внутрішнього згоряння, наприклад, етанол, метанол, біодизель) і газоподібне (біогаз, водень).

Види біопалива:

- Біометанол
- Біоетанол
- Біобутанол
- Диметиловий ефір
- Біодизель
- Біогаз
- Водень

На даний момент найрозвиненіші - біодизель і водень.

5. Геотермальна енергія.Під вулканічними островами Японії приховані величезні кількості геотермальної енергії, цією енергією можна скористатися витягуючи гарячу воду і пар. Перевага: виділяє приблизно в 20 разів менше вуглекислого газу при виробництві електрики, що знижує її вплив на глобальну навколишнє середовище.

6. Енергія хвиль, припливів і відливів.В Японії найважливіше джерело енергії хвильові турбіни, які перетворять вертикальний рух океанських хвиль в тиск повітря крутного турбіни електрогенераторів. На узбережжі Японії встановлено велику кількість буїв, які використовують енергію припливів і відливів. Так використовують енергію океану для забезпечення безпеки океанського транспорту.

Величезний потенціал енергії Сонця міг би теоретично забезпечити усі світові потреби енергетики. Але ККД перетворення тепла в електроенергію всього 10%. Це обмежує можливості Сонячної енергетики. Принципові труднощі виникають і при аналізі можливостей створення генераторів великої потужності, які використовують енергію вітру, припливи і відливи, геотермальну енергію, біогаз, рослинне паливо і т.д. Все це призводить до висновку про обмеженість можливостей розглянутих так званих «відтворюваних» і щодо екологічно чистих ресурсів енергетики, принаймні, у відносно близькому майбутньому. Хоча ефект від їх використання при вирішенні окремих приватних проблем енергозабезпечення може бути вже зараз дуже вражаюча.

Звичайно, існує оптимізм із приводу можливостей термоядерної енергії й інших ефективних засобів одержання енергії, інтенсивно досліджуваних наукою, але при сучасних масштабах енерговиробництва. При практичному освоєнні цих можливих джерела буде потрібно декілька десятків років через високої капіталоємності і відповідної інерційності в реалізації проектів.

Дослідницькі роботи учнів:

1. Спецрепортаж «Зелена енергія»для майбутнього: «Японії є світовим лідером з виробництва сонячної електроенергії. 90% сонячної енергії, виробленої в Японії, виробляється сонячними панелями в звичайних будинках. Японський уряд поставив за мету в 2010 році отримати приблизно 4,8 млн. КВт енергії від сонячних батарей. Виробництво електроенергії з біомаси в Японії. З кухонних відходів виділяють газ метан. На цьому газі працює двигун, який генерує електрику, також створюються сприятливі умови для захисту навколишнього середовища.

Сучасні теплоенергетичні системи промислових підприємствскладаються з трьох частин, від ефективності взаємодії яких залежать обсяг і ефективність споживання паливно-енергетичних ресурсів. Цими частинами є:

джерела енергетичних ресурсів, тобто підприємства, що виробляють необхідні види енергоресурсів;

системи транспорту і розподілу енергетичних ресурсів між споживачами. Найчастіше це теплові та електричні мережі; споживачі енергетичних ресурсів.

Кожен з учасників в системі виробник - споживач енергетичних ресурсів має власне обладнання і характеризується певними показниками енергетичної і термодинамічної ефективності. При цьому часто виникає ситуація, коли високі показники ефективності деяких з учасників системи нівелюються іншими, так що сумарна ефективність теплоенергетичної системи виявляється невисокою. Найбільш складною є стадія споживання енергетичних ресурсів.

Рівень використання паливно-енергетичних ресурсів у вітчизняній промисловості залишає бажати кращого. Обстеження підприємств нафтохімічної галузі показало, що фактичні витрати енергоресурсів перевищує теоретично необхідний приблизно в 1,7-2,6 рази, тобто цільове використання енергоресурсів становить близько 43% реальних витрат виробничих технологій. Така ситуація спостерігається на підприємствах хімічної, гумотехнічної, харчової та галузей, де недостатньо або неефективно використовуються теплові вторинні ресурси.

До числа ВЕР, що не знаходять застосування в промислових теплотехнологічних і теплоенергетичних системах підприємства, відносяться в основному теплові потоки рідин (t< 90 0 С) и газов (t< 150 0 С) (см. табл. 1.8).

В даний час відомі досить ефективні розробки, що дозволяють використовувати теплоту таких параметрів безпосередньо на промисловому об'єкті. У зв'язку зі збільшенням цін на енергоресурси інтерес до них зростає, налагоджується виробництво теплоутилізаторів та утилізаційних термотрансформаторов, що дозволяє сподіватися на поліпшення в найближчому майбутньому ситуації з використанням таких ВЕР в промисловості.

Як показують розрахунки ефективності енергозберігаючих заходів, кожна одиниця теплової енергії (1 Дж, 1 ккал) дає еквівалентну економію натурального палива в п'ятикратному розмірі. У тих випадках, коли вдавалося знайти найбільш вдалі рішення, економія натурального палива досягала десятикратного розміру.

Основною причиною цього є відсутність проміжних стадій видобутку, збагачення, перетворення, транспорту паливних енергоресурсів для забезпечення кількості зекономлених енергетичних ресурсів. Капітальні вкладення в енергозберігаючі заходи виявляються в 2-3 рази нижче необхідних капітальних вкладеньв видобувну та суміжні галузі промисловості для отримання еквівалентної кількості природного палива.

В рамках традиційно сформованого підходу теплоенергетичні системи великих промислових споживачів розглядаються єдиним чином - як джерело енергоресурсів необхідної якості в потрібній кількості відповідно до вимог технологічного регламенту. Режим роботи теплоенергетичних систем підпорядковується умовам, які диктує споживачем. Такий підхід зазвичай призводить до прорахунків при підборі обладнання та ухвалення не ефективних рішеньпо організації теплотехнологических і теплоенергетичних систем, тобто до прихованого або явного перевитрати паливно-енергетичних ресурсів, що, природно, позначається на собівартості продукції, що випускається.

Зокрема, досить сильний вплив на загальні показникиефективності енергоспоживання промислових підприємств надає сезонність. У літній період зазвичай відзначається надлишкове надходження ВЕР теплотехнології і одночасно відчуваються проблеми, пов'язані з недостатнім обсягом і якістю охолоджуючих теплоносіїв через підвищення температури оборотної води. В період низьких температур зовнішнього повітря, навпаки, виникає перевитрата теплової енергії, пов'язаний зі збільшенням частки теплових втрат через зовнішні огорожі, який дуже важко виявляється.

Таким чином, сучасні теплоенергетичні системи повинні розроблятися або модернізуватися в органічному взаємозв'язку з промислової теплотехнологій, з урахуванням тимчасових графіків і режимів роботи як агрегатів - споживачів ЕР, так і агрегатів, які, в свою чергу, є джерелами ВЕР. Основними завданнями промислової теплоенергетики при цьому є:

забезпечення балансу енергоресурсів необхідних параметрів в будь-який відрізок часу для надійної та економічної роботи окремих агрегатів і виробничого об'єднання в цілому; оптимальний вибір енергоносіїв по теплофізичних і термодинамічних параметрів;

визначення номенклатури та режимів роботи резервних і акумулюють джерел енергоресурсів, а також альтернативних споживачів ВЕР в період їх надлишкового надходження; виявлення резервів зростання енергетичної ефективності виробництва на поточному рівні технічного розвитку і у віддаленому майбутньому.

У перспективі ТЕС ПП представляються складним енерготехнологічна комплексом, в якому енергетичні та технологічні потоки тісно взаємопов'язані. При цьому споживачі паливно-енергетичних ресурсів можуть бути джерелами вторинної енергії для технологічних установок даного виробництва, зовнішнього споживача або утилізаційних енергетичних установок, що генерують інші види енергетичних ресурсів.

Питома витрата теплоти на випуск продукції промислових виробництвколивається від одного до десятків гігаджоуль на тонну кінцевого продукту в залежності від встановленої потужності обладнання, характеру технологічного процесу, теплових втрат і рівномірності графіка споживання. При цьому найбільш привабливими є заходи, спрямовані на підвищення Енергоекономічні ефективності діючих виробництв і не вносять істотного зміни в режим роботи основного технологічного устаткування. Найбільш привабливою представляється організація замкнутих систем теплопостачання на базі утилізаційних установок, підприємства яких мають високу частку споживання водяної пари середнього і низького тиску і гарячої води.

Для більшості підприємств характерні значні втрати підведеної в систему теплоти в теплообмінних апаратах, охолоджуваних зворотному водою або повітрям - в конденсаторах, охолоджувачах, холодильниках і т.п. В таких умовах доцільна організація централізованих і групових систем з проміжним теплоносієм з метою рекуперації скидається теплоти. Це дозволить зв'язати численні джерела і споживачів в рамках всього підприємства або відокремленого підрозділу та забезпечити гарячою водою необхідних параметрів промислових і санітарно-технічних споживачів.

Замкнені системи теплопостачання є одним з основних елементів безвідходних виробничих систем. Регенерація теплоти низьких параметрів і її трансформацією на необхідний температурний рівень може бути повернута значна частина енергетичних ресурсів, яка зазвичай скидається в атмосферу безпосередньо або з використанням систем оборотного водопостачання.

В технологічних системах, Які використовують в якості енергоносіїв пар і гарячу воду, температура і тиск підводиться і скидається теплоти в процесах охолодження виявляються однаковими. Кількість скидається теплоти може навіть перевищувати кількість введеної в систему теплоти, так як процеси охолодження зазвичай супроводжуються зміною агрегатного стану речовини. В таких умовах можлива організація утилізаційних централізованих або місцевих теплонасосних систем, які дозволяють регенерувати до 70% теплоти, витраченої в теплопотребляющіх установках.

Такі системи отримали широке поширення в США, Німеччині, Японії і інших країнах, але в нашій країні їх створення не приділялося достатньої уваги, хоча відомі теоретичні розробки, що проводилися в 30-х роках минулого століття. В даний час ситуація змінюється і теплонасосні установки починають впроваджувати в системи як теплопостачання житлово-комунальних господарств, так і промислових об'єктів.

Одним з ефективних рішень є організація утилізаційних систем холодопостачання на базі абсорбційних трансформаторів теплоти (АТТ). Промислові системи холодопостачання базуються на холодильних установках парокомпрессионного типу, причому споживання електроенергії на виробництво холоду досягає 15-20% її сумарного витрати по всьому підприємству. Абсорбція трансформатори теплоти як альтернативні джерела холодопостачання володіють деякими перевагами, зокрема:

для приводу АТТ може використовуватися низькопотенційна теплота технічної води, димових газів або відпрацьованого пара низького тиску;

при незмінному складі обладнання АТТ здатний працювати як в режимі холодопостачання, так і в режимі теплового насоса на відпустку теплоти.

Системи повітро-і холодопостачання промислового підприємства істотного впливу на надходження ВЕР не роблять і можуть розглядатися як споживачі теплоти при розробці утилізаційних заходів.

У майбутньому слід очікувати появи принципово нових безвідходних промислових технологій, створених на базі замкнутих виробничих циклів, а також значного підвищення частки електроенергії в структурі енергоспоживання.

Зростання споживання електроенергії в промисловості буде пов'язаний, перш за все, з освоєнням дешевих джерел енергії - реакторів на швидких нейтронах, термоядерних реакторів і ін.

Одночасно з цим слід очікувати погіршення екологічної ситуації, пов'язаної з глобальним перегрівом планети внаслідок інтенсифікації «термічного забруднення» - зростання теплових викидів в атмосферу.

Контрольні питанняі завдання до теми 1

1. Які види енергоносіїв використовуються для проведення основних технологічних процесів у відділенні піролізу, а також на стадії виділення і поділу продуктів реакції у виробництві етилену?

2. Охарактеризуйте прибуткову і витратну частини енергетичного балансу печі піролізу. Як вплинула на них організація підігріву живильної води?

3. Охарактеризуйте структуру енерговитрат у виробництві ізопрену методом двостадійного дегідрірованія. Яку частку в ній становлять споживання холоду і оборотної води?

4. Проведіть аналіз структури теплового балансу виробництва синтетичного етилового спирту методом прямої гідратації етилену. Перерахуйте статті видаткової частини балансу, які відносяться до втрат теплової енергії.

5. Поясніть, чому ТЕПЛОТЕХНОЛОГІЯ ТАЦ-основи класифікується як низькотемпературна.

6. Які характеристики дозволяють оцінити рівномірність теплових навантажень протягом року?

7. Наведіть приклади промислових технологій, які відносяться до другої групи за часткою витрат теплоти на власні потреби.

8. За добовим графіком витрати пари на нафтохімічному підприємстві визначте його максимальне і мінімальне значення і проведіть їх порівняння. Охарактеризуйте місячний графік теплоспоживання нафтохімічного підприємства.

9. Чим пояснюється нерівномірність річних графіківтеплових навантажень промислових підприємств?

10. Проведіть порівняння графіків річних навантажень машинобудівних підприємств і хімічних комбінатів і сформулюйте висновки.

11. Чи завжди горючі відходи виробництва слід вважати вторинними енергоресурсами?

12. Охарактеризуйте структуру споживання теплоти в промисловості з урахуванням температурного рівня теплосприй.

13. Поясніть принцип визначення наявного кількості теплоти ВЕР продуктів згоряння, які направляються в котли-утилізатори.

14. Яку еквівалентну економію природного палива дає економія одиниці теплоти на стадії споживання і чому?

15. Порівняйте обсяги виходу ВЕР у виробництві бутадієну методом двостадійного дегідрірованія н-бутан і методом контактного розкладання спирту (див. табл. Д.1.1).

Таблиця П.l.l

Вторинні енергоресурси виробництв нафтохімічної промисловості

Для оцінки перспектив ТЕС перш за все необхідно усвідомити їх переваги та недоліки в порівнянні з іншими джерелами електроенергії.

До переваг можна віднести наступні.

• 1. На відміну від ГЕС теплові електростанції можна розміщувати відносно вільно з урахуванням використовуваного палива. Газомазутові ТЕС можуть бути побудовані в будь-якому місці, так як транспорт газу і мазуту відносно дешевий (у порівнянні з вугіллям). Пиловугільні ТЕС бажано розміщувати поблизу джерел видобутку вугілля. До теперішнього часу «вугільна» теплоенергетика склалася і має виражений регіональний характер.
• 2. Питома вартість встановленої потужності (вартість 1 кВт встановленої потужності) і термін будівництва ТЕС значно менше, ніж АЕС і ГЕС.
• 3. Виробництво електроенергії на ТЕС на відміну від ГЕС не залежить від сезону і визначається тільки доставкою палива.
• 4. Площі відчуження господарських земель для ТЕС суттєво менше, ніж для АЕС, і, звичайно, не йдуть ні в яке порівняння з ГЕС, вплив яких на екологію може мати далеко не регіональний характер. Прикладами можуть служити каскади ГЕС на р. Волзі і Дніпрі.
• 5. На ТЕС можна спалювати практично будь-яке паливо, в тому числі самі низькосортне вугілля, забаластованих золою, водою, породою.
• 6. На відміну від АЕС немає ніяких проблем з утилізацією ТЕС після закінчення терміну служби. Як правило, інфраструктура ТЕС суттєво «переживає» основне обладнання (котли та турбіни), встановлене на ній, а будівлі, машзал, системи водопостачання та паливопостачання і т.д., які складають основну частину фондів, ще довго служать. Більшість ТЕС, побудованих більше 80 ліг за планом ГОЕЛРО, до сих пір працюють і будуть працювати далі після установки на них нових, більш досконалих турбін і котлів.

Поряд з цими перевагами, ТЕС має і ряд недоліків.

• 1. ТЕС - самі екологічно «брудні» джерела електроенергії, особливо ті, які працюють на високозольні сірчистому паливі. Правда, сказати, що АЕС, які не мають постійних викидів в атмосферу, але створюють постійну загрозу радіоактивного забруднення і мають проблеми зберігання і переробки відпрацьованого ядерного палива, а також утилізації самої АЕС після закінчення терміну служби, або ГЕС, затопляющие величезні площі господарських земель та змінюють регіональний клімат, є екологічно більш «чистими» можна лише зі значною часткою умовності.
• 2. Традиційні ТЕС мають порівняно низьку економічність (кращу, ніж у АЕС, але значно гіршу, ніж у ПГУ).
• 3. На відміну від ГЕС, ТЕС з працею беруть участь в покритті змінної частини добового графіка електричного навантаження.
• 4. ТЕС суттєво залежать від постачання палива, часто привізного.

Незважаючи на всі ці недоліки, ТЕС є основними виробниками електроенергії в більшості країн світу і залишаться такими, принаймні на найближчі 50 років.

Перспективи будівництва потужних конденсаційних ТЕС тісно пов'язані з видом використовуваного органічного палива. Незважаючи на великі переваги рідкого палива (нафти, мазуту) як енергоносія (висока калорійність, легкість транспортування), його використання на ТЕС буде все більш і більш скорочуватися не тільки в зв'язку з обмеженістю запасів, але і в зв'язку з його великою цінністю як сировини для нафтохімічної промисловості. Для Росії чимале значення має і експортна цінність рідкого палива (нафти). Тому рідке паливо (мазут) на ТЕС буде використовуватися або як резервне паливо на газомазутних ТЕС, або як допоміжний паливо на пиловугільних ТЕС, що забезпечує стійке горіння вугільного пилу в котлі при деяких режимах.

Використання природного газу на конденсаційних паротурбінних ТЕС нераціонально: для цього слід використовувати парогазові установки утилізаційного типу, основою яких є високотемпературні ГТУ.

Таким чином, далека перспектива використання класичних паротурбінних ТЕС і в Росії, і за кордоном насамперед пов'язана з використанням вугілля, особливо низькосортних. Це, звичайно, не означає припинення експлуатації газомазутних ТЕС, які будуть поступово замінюватися ПТУ.

Негативні екологічні і соціальні наслідки будівництва великих ГЕСзмушують уважно подивитися на їх можливе місце в електроенергетиці майбутнього.

майбутнє ГЕС

Великі гідроелектростанції виконують такі функції в енергосистемі:

1. виробництво електроенергії;
2. швидке узгодження потужності генерації з споживаної потужністю, стабілізація частоти в енергосистемі;
3. накопичення і зберігання енергії в формі потенційної енергії води в поле тяжіння Землі з перетворенням в електроенергію в будь-який час.

Вироблення електроенергії і маневр потужністю можливі на ГЕС будь-якого масштабу. А накопичення енергії термін від декількох місяців до декількох років (на зиму і на маловодні роки) вимагає створення великих водосховищ.

Для порівняння: автомобільний акумулятор масою 12 кг напругою 12 В і ємністю 85 амперчасах може зберігати 1,02 кіловат-години (3,67 МДж). Щоб запасти стільки енергії і перетворити її в електричну в гідроагрегат з ККД 0,92, потрібно підняти 4 тонни (4 куб.м) води на висоту 100 м. Або 40 тонн води на висоту 10 м.

Щоб ГЕС потужністю всього 1 МВт працювала на запасеної воді 5 місяців в році по 6 годин на день на запасеної воді, потрібно на висоті 100 м накопичити і потім пропустити через турбіну 3,6 мільйона тонн води. При площі водосховища 1 кв.км зниження рівня складе 3,6 м. Такий же обсяг вироблення на дизельної електростанції з ККД 40% потребують 324 т солярки. Таким чином, в холодному кліматі збереженої енергії води на зиму вимагає високих гребель і великих водосховищ.

Крім того, на б прольшей частини території Росії в зоні вічної мерзлоти малі і середні річки взимку промерзають до дна. У цих краях малі ГЕС взимку не приносять користі.

Великі ГЕС неминуче перебувають на значній відстані від багатьох споживачів, і слід враховувати витрати на будівництво ліній електропередачі і втрати енергії а нагрів проводів. Так, для Транссибірської (Шілкінская) ГЕС вартість будівництва ЛЕП-220 до Транссибу протяжністю всього 195 км (дуже мало для такої будівництва) перевищує 10% всіх витрат. Витрати на будівництво мереж електропередачі настільки істотні, що в Китаї потужність вітряків, до сих пір не підключених до мережі, перевищує потужність всієї енергетики Росії на схід від Байкалу.

Таким чином, перспективи гідроенергетики залежать від прогресу технологій і виробництва, і зберігання і передачі енергії в сукупності.

Енергетика - дуже капіталомістка і тому консервативна галузь. До сих пір працюють деякі електростанції, особливо ГЕС, побудовані на початку двадцятого століття. Тому для оцінки перспективи на півстоліття замість об'ємних показників того чи іншого виду енергетики важливіше дивитися на швидкість прогресу в кожній технології. Відповідні показники технічного прогресу в генерації - ККД (або відсоток втрат), одинична потужність агрегатів, вартість 1 кіловата потужності генерації, вартість передачі 1 кіловата на 1 км, вартість зберігання 1 кіловат-години на добу.

акумулювання енергії

зберігання електроенергії - нова галузь в енергетиці. Довгий час люди зберігали паливо (дрова, вугілля, потім нафту і нафтопродукти в цистернах, газ в ємностях під тиск і підземних сховищах). Потім з'явилися накопичувачі механічної енергії (піднятої води, стисненого повітря, супермаховики і ін.), Серед них лідером залишаються гідроакумулюючі електростанції.

Поза зон вічної мерзлоти тепло, накопичене сонячними водонагрівачами, вже можна закачувати під землю для опалення будинків взимку. Після розпаду СРСР припинилися досліди по використанню енергії сонячного тепла для хімічних перетворень.

Відомі хімічні акумулятори мають обмежену кількість циклів заряд-розряд. Суперконденсатори мають набагато б про Більшу довговічність, але їх ємність поки недостатня. Дуже швидко удосконалюються накопичувачі енергії магнітного поля в надпровідних котушках.

Прорив в поширенні накопичувачів електроенергії відбудеться, коли ціна знизиться до 1 дол. За кіловат-годину. Це дозволить широко використовувати види електрогенерації, не здатні працювати безперервно (сонячна, вітрова, приливна енергетика).

Альтернативна енергетика

з технологій генерації швидше за все зараз відбуваються зміни в сонячній енергетиці. Сонячні батареї дозволяють виробляти енергію в будь-якому потребном кількості - від зарядки телефону до постачання мегаполісів. Енергії Сонця на Землі в сотню разів більше, ніж інших видів енергії разом узятих.

Вітроелектростанції пройшли період зниження цін і знаходяться на етапі зростання розмірів веж і потужності генераторів. У 2012 році потужність всіх вітряків світу перевершила потужність всіх електростанцій СРСР. Однак в 20-і роки 21 століття можливості поліпшення вітряків будуть вичерпані і двигуном зростання залишиться сонячна енергетика.

Технологія великих ГЕС минула свій «зоряний час», з кожним десятиліттям великих ГЕС будують все менше. Увага винахідників та інженерів перемикається на приливні і хвильові електростанції. Однак припливи і великі хвилі є не скрізь, тому їх роль буде невелика. У 21 столітті ще будуть будувати малі ГЕС, особливо в Азії.

Отримання електроенергії за рахунок тепла, що йде з надр Землі (геотермальна енергетика) перспективно, але лише в окремих районах. Технології спалювання органічного палива ще кілька десятиліть будуть складати конкуренцію сонячної і вітрової енергетики, особливо там, де мало вітру і сонця.

Швидше за все вдосконалюються технології отримання пального газу шляхом бродіння відходів, піролізу або розкладання в плазмі). Проте, тверді побутові відходизавжди перед газифікацією вимагатимуть сортування (а краще роздільного збору).

технології ТЕС

ККД парогазових електростанцій перевищив 60%. Переобладнання всіх газових ТЕЦ в парогазові (точніше, газопарові) дозволить збільшити вироблення електроенергії більш ніж на 50% без збільшення спалювання газу.

Вугільні і мазутні ТЕЦ набагато гірше газових і по ККД, і за ціною обладнання, і за кількістю шкідливих викидів. Крім того, видобуток вугілля вимагає найбільше людських життів на мегават-годину електроенергії. Газифікація вугілля на кілька десятиліть продовжить існування вугільної галузі, але навряд чи професія шахтаря доживе до 22 століття. Дуже ймовірно, що парові і газові турбіни будуть витіснені швидко удосконалюються паливними елементами в яких хімічна енергія перетворюється в електричну минаючи стадії отримання теплової та механічної енергії. Поки ж паливні елементи дуже дорогі.

Атомна енергетика

Коефіцієнт корисної дії АЕС останні 30 років ріс повільніше за все. Удосконалення ядерних реакторів, кожен з яких коштує кілька мільярдів доларів, відбувається дуже повільно, а вимоги безпеки призводять до зростання вартості будівництва. «Ядерний ренесанс» не відбувся. З 2006 р в світі введення потужностей АЕС менше не тільки введення вітрових, але і сонячних. Проте, ймовірно що деякі АЕС доживуть до 22 століття, хоча через проблеми радіоактивних відходів їх кінець неминучий. Можливо, в 21 столітті працюватимуть і термоядерні реактори, але їх мале число, безумовно, «погоди не зробить».

До сих пір залишається неясною можливість реалізації «холодного термояда». В принципі, можливість термоядерної реакції без надвисоких температур і без освіти радіоактивних відходів не суперечить законам фізики. Але перспективи отримання таким способом дешевої енергії дуже сумнівні.

Нові технології

І трохи фантастики в кресленнях. Зараз в Росії проходять перевірку три нових принципу ізотермічного перетворення теплоти в електрику. У цих дослідів дуже багато скептиків: адже порушується другий початок термодинаміки. Поки отримана одна десята мікровата. У разі успіху, спочатку з'являться батарейки для годин і приладів. Потім лампочки без проводів. Кожна лампочка стане джерелом прохолоди. Кондиціонери вироблятимуть електроенергію замість того щоб споживати її. Провід в будинку стануть не потрібні. Коли фантастика стане реальністю - судити рано.

А поки дроти нам потрібні. Більше половини ціни кіловат-години в Росії припадає на вартість будівництва та утримання ліній електропередач і підстанцій. Більше 10% електроенергії, що виробляється йде на нагрів проводів. Знизити витрати і втрати дозволяють «розумні мережі», автоматично керуючі безліччю споживачів і виробників енергії. У багатьох випадках для зниження втрат краще передавати постійний струм, ніж змінний. Взагалі уникнути нагріву проводів можна, зробивши їх сверхпроводящими. Однак надпровідники, що працюють при кімнатній температурі, не знайдені і невідомо, чи будуть знайдені.

Для малонаселених територій з високими витратами на транспортування також важлива поширеність і загальнодоступність джерел енергії.

Найбільш поширена енергія Сонця, але Сонце видно не завжди (особливо за Полярним колом). Зате взимку і вночі часто дме вітер, але не завжди і не скрізь. Проте, ветросолнечние електростанції вже зараз дозволяють в рази знизити витрату солярки в віддалених селищах.

Деякі геологи запевняють, що нафта і газ утворюються майже повсюдно і в наші дні з вуглекислого газу, що потрапляє з водою під землю. Правда, використання гідророзриву пластів ( «фрекінгу») руйнує природні місця, де нафта і газ можуть накопичуватися. Якщо це вірно, то невелика кількість нафти і газу (в десятки разів менше, ніж зараз) можна добувати майже всюди без шкоди для геохімічного кругообігу вуглецю, ось тільки експортувати вуглеводні - значить, позбавляти себе майбутнього.

різноманітність природних ресурсівв світі означає, що стійке отримання електроенергії вимагає поєднання різних технологійстосовно до місцевих умов. У будь-якому випадку, необмежену кількість енергії на Землі отримати не можна і по екологічним, і по ресурсним причин. Тому зростання виробництва електроенергії, сталі, нікелю та інших матеріальних речей на Землі в найближчому столітті неминуче зміниться зростанням виробництва інтелектуального і духовного.

Ігор Едуардович Шкрадюк

Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http: // www. allbest. ru /

1. Перспективи розвитку теплоенергетики

Людство задовольняє близько 80% своїх потреб в енергії за рахунок органічного палива: нафти, вугілля, природного газу. Частка їх в балансі електроенергетики трохи нижче - близько 65% (39% - вугілля, 16% - природний газ, 9% - рідкі палива).

За прогнозами міжнародного енергетичного агентства До 2020 р при зростанні споживання первинних енергоносіїв на 35% частка органічного палива збільшиться до понад 90%.

Сьогодні потреби в нафті і природному газі забезпечені на 50-70 років. Однак, незважаючи на постійне зростання видобутку, ці терміни в останні 20-30 років не зменшуються, а зростають в результаті відкриття нових родовищ і вдосконалення технологій видобутку. Що стосується вугілля, то його видобутих запасів вистачить більш ніж на 200 років.

Таким чином, немає питання про дефіцит органічного палива. Справа полягає в тому, щоб найбільш раціонально використовувати їх для підвищення життєвого рівня людей при безумовному збереженні середовища їх проживання. Це в повній мірі стосується електроенергетики.

У нас в країні основним паливом для теплових електростанцій є природний газ. У доступній для огляду перспективі частка його буде, мабуть, знижуватися, однак, абсолютна споживання електростанціями збережеться приблизно постійним і досить великим. З багатьох причин - не завжди розумним - він використовується недостатньо ефективно.

Споживачами природного газу є традиційні парові турбінні ТЕС і ТЕЦ, в основному з тиском пари 13 і 24 МПа (їх ККД в конденсаційному режимі 36-41%), але також і старі ТЕЦ з істотно нижчими параметрами і високими витратами виробництва.

Істотно підвищити ефективність використання газу можна при використанні газотурбінних і парогазових технологій.

Максимальна одинична потужність ГТУ досягла до теперішнього часу 300 МВт, ККД при автономної роботи- 36-38%, а в многовальних ГТУ, створених на базі авіадвигунів з високими ступенями підвищення тиску, - 40% і більше, початкова температура газів - 1300-1500 ° С, ступеня стиснення - 20-30.

Для забезпечення практичного успіху надійності, теплової економічності, невисокою питомою вартістю і експлуатаційних витрат сьогодні проектують енергетичні ГТУ за найпростішим циклу, на максимально досяжну температуру газів (вона безперервно зростає), зі ступенями підвищення тиску, близькими до оптимальної за питомою роботі і по ККД комбінованих установок , в яких використовується тепло відпрацьованих в турбіні газів. Компресор і турбіна розташовані на одному валу. Турбо-машини утворюють компактний блок з вбудованою камерою згоряння: кільцевої або блочно-кільцевої. Зона високих температур і тиску локалізована в невеликому за розмірами просторі, число сприймають їх деталей невелика, а самі ці деталі ретельно відпрацьовані. Ці принципи стали результатом багаторічної еволюції конструкції.

Велика частина ГТУ потужністю менше 25-30 МВт створена на базі або за типом авіаційних або суднових газотурбінних двигунів (ГТД), для яких характерні відсутність горизонтальних роз'ємів і збірка корпусів і роторів з використанням вертикальних роз'ємів, широке застосування підшипників кочення, невеликі маса і габарити. Необхідні для наземного застосування і експлуатації на електростанціях терміни служби і показники готовності забезпечені в авіаційних конструкціях з прийнятними витратами.

При потужності більше 50 МВт ГТУ проектується спеціально для електростанцій, і виконують одновальний, з помірними ступенями стиснення і досить високою температурою відпрацьованих газів, що полегшує використання їх теплоти. Для зменшення розмірів і вартості і підвищення економічності ГТУ потужністю 50-80 МВт виконують високооборотними з приводом електричного генератора через редуктор. Зазвичай такі ГТУ аеродинамічний і конструктивно подібні до більш потужним агрегатам, виконаним для прямого приводу електричних генераторів з частотою обертання 3600 і 3000 об / хв. Таке моделювання підвищує надійність і скорочує витрати на розробку і освоєння.

Основним охолоджувачем в ГТУ є циклової повітря. Системи повітряного охолодження реалізовані в соплових і робочих лопатках, за допомогою технологій, що забезпечили необхідні властивості при прийнятній вартості. Застосування для охолодження турбін пара або води може поліпшити показники ГТУ і ПТУ при тих же параметрах циклу або забезпечити подальше - в порівнянні з повітрям - підвищення початкової температури газів. Хоча технічні основи для застосування систем охолодження з цими теплоносіями розроблені далеко не так детально, як з повітрям, їх впровадження стає практичним питанням.

У ГТУ освоєно «малотоксична» спалювання природного газу. Воно найбільш ефективно в камерах згоряння, що працюють на заздалегідь підготовленій гомогенної суміші газу з повітрям при великих (а = 2-2,1) надлишки повітря і з рівномірною і порівняно невисокою (1500-1550 ° С) температурою факела. При такій організації горіння освіту NOX вдається обмежити 20-50 мг / м3 при нормальних умовах (стандартно вони відносяться до продуктів згоряння, що містить 15% кисню) при високій повноті згоряння (концентрації СО<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.

Відтворити аналогічну технологію «малотоксичного» спалювання на рідкому паливі значно важче. Однак і тут є певні успіхи.

Важливе значення для прогресу стаціонарних ГТУ має вибір матеріалів і технологій формоутворення, що забезпечують тривалі терміни служби, надійність і помірну вартість їх деталей.

Деталі турбіни і камери згоряння, які омиваються високотемпературними газами, що містять компоненти, здатні викликати окислення або корозію, і відчувають великі механічні та термічні навантаження, виготовляють з складно-легованих сплавів на основі нікелю. Лопатки інтенсивно охолоджуються і виконуються зі складними внутрішніми трактами методом точного лиття, що дозволяє використовувати матеріали та отримати форми деталей неможливі при інших технологіях. В останні роки все ширше застосовується лиття лопаток з спрямованої і монокрісталлізаціей, що дозволяє помітно поліпшити їх механічні властивості.

Поверхні найбільш гарячих деталей захищають покриттями, що перешкоджають корозії і знижують температуру основного металу.

Простота і невеликі розміри навіть потужних ГТУ і їх допоміжного обладнання створюють технічну можливість їх поставки великими, виготовленими на заводі блоками з допоміжним обладнанням, трубопровідними і кабельними зв'язками, випробуваними і налагодженими для нормальної роботи. При установці поза будівлею елементом кожного блоку є обшивка (кожух), що захищає обладнання від негоди і зменшує звукову емісію. Блоки встановлюють на плоскі фундаменти і зістиковують. Простір під обшивкою вентилюється.

В електроенергетиці Росії є багаторічний, хоча і не однозначний досвід експлуатації ГТУ одиничною потужністю від 2,5 до 100 МВт. Вдалим прикладом може служити газотурбінна ТЕЦ, яка працює вже понад 25 років в суворих кліматичних умовах м Якутська, в ізольованій енергосистемі з нерівномірним навантаженням.

В даний час на електростанціях Росії експлуатуються ГТУ, за своїми параметрами і показниками помітно поступаються зарубіжним. Для створення сучасних енергетичних ГТУ доцільно об'єднання зусиль енергомашинобудівних і авіадвігательних підприємств на базі авіаційної технології.

Вже виготовлена ​​і відпрацьовується енергетична ГТУ потужністю 110 МВт, випущена оборонними підприємствами «Маш-проект» (м.Миколаїв, Україна) і «Сатурн» ( «Рибінські мотори»), що володіє цілком сучасними показниками.

Різні типорозміри ГТУ середньої потужності створені в країні на базі авіаційних або суднових двигунів. Кілька установок ГТД-16 і ГТД-25 «Машінпроекта», ГТУ-12 і ГТУ-16П Пермського «авіадвигунів», АЛ-31СТ «Сатурна» і НК-36 «Двигуни НК» експлуатуються з напрацюваннями в 15-25 тис. Годин на компресорних станціях магістральних газопроводів. Протягом багатьох років там експлуатуються сотні більш ранніх ГТУ підприємств «Труд» (тепер «Двигуни НК») і «Машпроект». Є багатий і, в загальному, позитивний досвід експлуатації на електростанціях ГТУ «Машпроект» потужністю 12 МВт, які послужили основою більш потужних ПТ-15.

В сучасних енергетичних ГТУ великої потужності температура відпрацьованих в турбіні газів становить 550-640 ° С. Їх тепло може бути використано для теплопостачання або утилізовано в паровому циклі, з підвищенням ККД комбінованої парогазової установки до 55-58%, реально отриманих вже в даний час. Можливі й практично застосовуються різні поєднання газотурбінних і парових турбінних циклів. Серед них домінують бінарні, з підведенням всього тепла в камері згоряння ГТУ, виробленням пара високих параметрів в котлі-утилізатори за ГТУ і використанням його в паровій турбіні.

На Північно-Західної ТЕЦ Санкт-Петербурга близько 2 років експлуатується перша в нашій країні ПТУ бінарного типу. Потужність її становить 450 МВт. У складі ПГУ дві розроблені фірмою Сіменс газові турбіни V94.2 поставки її спільного з ЛМЗ підприємства Інтертурбо, 2 котла-утилізатора і одна парова турбіна. Поставка блокової АСУ ТП для ПГУ виконана консорціумом західних фірм. Все інше основне і допоміжне обладнання поставлено вітчизняними підприємствами.

ПГУ до 01.09.02 р напрацювала в конденсаційному режимі 7200 год. При роботі на режимі в регулювальному діапазоні (300-450 МВт) із середнім ККД 48-49%; її розрахунковий ККД 51%.

В аналогічній ПГУ з вітчизняної ГТЕ-110 можливе отримання навіть трохи більше високого ККД.

Ще більш високі ККД, як видно з тієї ж таблиці, забезпечить застосування проектованої зараз ГТЕ-180.

З використанням проектованих в даний час ГТУ можливе досягнення істотно більш високих показників, не тільки при новому будівництві, але і при технічному переозброєнні діючих ТЕС. Важливо, що при технічному переозброєнні зі збереженням інфраструктури і значної частини обладнання і реалізацією на них бінарних ПГУ можливе досягнення близьких до оптимальних значень ККД при істотному підвищенні потужності електростанцій.

Кількість пара, який може бути вироблений в установленому за ГТЕ-180 котлі-утилізатори, близько до пропускної спроможності одного вихлопу парової турбіни К-300. Залежно від числа зберігаються при тих переозброєння вихлопів можливе використання 1,2 або 3 ГТЕ-180. Щоб уникнути перевантаження вихлопів при знижених температурах зовнішнього повітря, доцільна триконтурна схема парової частини з промперегрева пара, в якій велика потужність ПГУ досягається при меншій витраті пара в конденсатор.

При збереженні всіх трьох вихлопів ПГУ потужністю близько 800 МВт розміщується в осередку двох сусідніх енергоблоків: одна парова турбіна залишається, а інша демонтується.

Питома вартість тих переозброєння по циклу ПГУ буде в 1,5 і більше разів дешевше нового будівництва.

Аналогічні рішення доцільні при тих переозброєння газо мазутних ГРЕС з енергоблоками 150 і 200 МВт. На них можна буде широко використовувати менш потужні ГТЕ-110.

З економічних міркувань в першу чергу в технічному переозброєнні потребують ТЕЦ. Для них найбільш привабливі бінарні ПГУ такого типу, як на Північно-Західної ТЕЦ Санкт-Петербурга, що дозволяють різко збільшити вироблення електроенергії на тепловому споживанні і змінювати в широких межах співвідношення між електричною і тепловою навантаженням, зберігаючи загальний високий коефіцієнт використання палива. Відпрацьований на Північно-Західної ТЕЦ модуль: ГТУ - котел-утилізатор, що генерує 240 т / год пара, може прямо використовуватися для харчування турбін ПТ-60, ПТ-80 і Т-100.

При повному завантаженні їх вихлопів масова витрата пара через перші щаблі цих турбін буде значно нижче номінального і його можна буде пропустити при характерних для ПГУ-450 зниженому тиску. Це, а також зниження температури свіжої пари до менш 500-510 ° С, зніме питання про вичерпання ресурсу цих турбін. Хоча це буде супроводжуватися зниженням потужності парових турбін, загальна потужність блоку зросте більш ніж в 2 рази, а його ККД по виробленню електроенергії буде незалежно від режиму (відпуску тепла) істотно вище, ніж у кращих конденсаційних енергоблоків.

Така зміна показників радикально впливає на економічність ТЕЦ. Сумарні витрати на вироблення електроенергії і тепла знизяться, а конкурентоспобность ТЕЦ на ринках обох видів продукції - як свідчать фінансово-економічні розрахунки - зросте.

На електростанціях, в паливному балансі яких велика частка мазуту або вугілля, але є і природний газ, в кількості, достатній для харчування ГТУ, можуть виявитися доцільними термодинамічно менш ефективні газотурбінні надбудови.

Для вітчизняної теплової енергетики найважливішою господарської завданням є освоєння і широке використання газотурбінних установок з тими параметрами і показниками, які вже досягнуті в світі. Найважливішою науковою задачею є забезпечення проектування, виготовлення і успішної експлуатації цих ГТУ.

Зрозуміло, зберігається багато можливостей для подальшого розвитку ГТУ і ПГУ і підвищення їх показників. За кордоном спроектовані ПГУ з ККД 60% і ставиться завдання підвищення його в доступному для огляду майбутньому до 61,5-62%. Для цього в ГТУ замість циклового повітря використовується в якості охолоджувача водяна пара і здійснюється більш тісна інтеграція газотурбінного і парового циклів.

Ще більші можливості відкриває створення «гібридних» установок, в яких ГТУ (або ПГУ) надбудовуються паливним елементом.

Високотемпературні паливні елементи (ПЕ), твердооксидні або на основі розплавлених карбонатів, що працюють при температурі 850 і 650 ° С, служать при цьому джерелами тепла для газотурбінного і парового циклу. У конкретних проектах потужністю близько 20 МВт - в основному в США - отримані розрахункові ККД на рівні 70%.

Ці установки спроектовані для роботи на природному газі з внутрішнім риформінгу. Можлива, звичайно, їх робота на синтез газі або чистому водні, отриманих при газифікації вугілля, і створення комплексів, в яких переробка вугілля інтегрована в технологічний цикл.

У наявних програмах ставиться завдання підвищення в перспективі потужності гібридних установок до 300 МВт і більше, а їх ККД - до 75% на природному газі і 60% на вугіллі.

Другим найважливішим паливом для енергетики є вугілля. У Росії найбільш продуктивні родовища вугілля - Ковальські та Кансько-Ачинський - розташовані на півдні центральної Сибіру. Вугілля цих родовищ малосірчисті. Вартість їх видобутку невелика. Однак зона їх застосування обмежується в даний час з-за високої вартості залізничних перевезень. У європейській частині Росії, на Уралі і Далекому Сході транспортні витрати перевищують вартість видобутку ковальських вугілля в 1,5-2,5 рази, а Кансько-Ачинськ - в 5,5-7,0 разів.

У європейській частині Росії вугілля добуваються шахтним способом. В основному це кам'яне вугілля Печори, антрациту Південного Донбасу (енергетикам дістаються їх відсівання - штиб) і буре вугілля Підмосков'я. Всі вони високозольні і сірчисті. За природними умовами (геологічним або кліматичним) вартість їх видобутку велика, а конкурентоспроможність при застосуванні на електростанціях важко забезпечити, особливо при неминучому посилення природоохоронних вимог і розвитку в Росії ринку енергетичного вугілля.

В даний час на ТЕС застосовуються вугілля, сильно розрізняються за якістю: більше 25% загального обсягу їх споживання мають зольність вище 40%; 18,8% - теплоту згоряння нижче 3000 ккал / кг; 6,8 млн т вугілля - вміст сірки більше 3,0%. Загальна кількість баласту у вугіллі складає 55 млн т на рік, в тому числі породи - 27,9 млн т і вологи - 27,1 млн т. Внаслідок цього дуже важливо підвищення якості енергетичного вугілля.

Перспектива використання вугілля в електроенергетиці Росії буде визначатися державною політикою цін на природний газ і вугілля. В останні роки існує абсурдне становище, коли газ в багатьох регіонах Росії дешевше вугілля. Можна вважати, що ціни на газ будуть рости швидше і стануть через кілька років вище цін на вугілля.

Для розширення використання Кузнецький і Кансько-Ачинський вугілля доцільно створити пільгові умови для їх залізничного перевезення і розробляти альтернативні методи транспортування вугілля: по воді, по трубопроводах, в збагаченому стані і т.д.

Зі стратегічних міркувань в європейській частині Росії необхідно зберегти видобуток якоїсь кількості енергетичних кам'яного вугілля найкращої якості і в найбільш продуктивних шахтах, навіть якщо це зажадає державних дотацій.

Використання вугілля на електростанціях в традиційних парових енергоблоках комерційно ефективно сьогодні і буде ефективно в доступному для огляду майбутньому. газотурбінний електроенергетика росія вугілля

У Росії вугілля спалюється на конденсаційних електростанціях, оснащених енергоблоками 150, 200, 300, 500 і 800 МВт, і на ТЕЦ з котлами продуктивністю до 1000 т / год.

Незважаючи на невисоку якість вугілля і нестабільність їхніх характеристик при поставці, на вітчизняних вугільних блоках незабаром після їх освоєння були досягнуті високі техніко-економічні та експлуатаційні показники.

На великих казанах використовується смолоскипна спалювання вугільного пилу, в основному з твердим шлакоудалением. Механічний недожог не перевищує, як правило, 1-1,5% при спалюванні кам'яних і 0,5% - бурого вугілля. Він збільшується до 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.

В останні роки вугільні блоки працюють в змінному режимі з глибокими разгрузками або остановами на ніч. Висока, близька до номінальної економічність зберігається на них при розвантаженні до N3JI = 0,4 - = - 0,5 NH0M.

Гірше йде справа з захистом навколишнього середовища. На російських вугільних ТЕС немає діючих систем сіркоочищення димових газів, немає каталітичних систем їх очищення від NOX. Встановлені для золоулавліванія електрофільтри недостатньо ефективні; на котлах продуктивністю до 640 т / год широко використовуються різні ще менш ефективні циклони і мокрі апарати.

Тим часом для майбутнього теплової енергетики її гармонізація з навколишнім середовищем має найважливіше значення. Найбільш важко досягти її при використанні в якості палива вугілля, що містить неспалену мінеральну частину і органічні сполуки сірки, азоту та інших елементів, що утворюють після згоряння вугілля шкідливі для природи, людей або будівель речовини.

На локальному та регіональному рівнях основними забруднювачами атмосфери, викиди яких регламентуються, є газоподібні оксиди сірки і азоту і тверді частинки (зола). Їх обмеження вимагає спеціальної уваги і витрат.

Так чи інакше, контролюються також викиди летючих органічних сполук (найбільш жорстко сильних забруднювачів, зокрема бензопірену), важких металів (наприклад, ртуті, ванадію, нікелю) і забруднені стоки в водойми.

При нормуванні викидів ТЕС держава обмежує їх рівнем, який не викликає незворотних змін навколишнього середовища або здоров'я людей, здатних негативно впливати на умови життя нинішнього і майбутніх поколінь. Визначення цього рівня пов'язано з багатьма невизначеностями і в великій мірі залежить від технічних і економічних можливостей, тому що нерозумно жорсткі вимоги можуть привести до збільшення витрат і погіршити господарське становище країни.

З розвитком технологій і зміцненням економіки можливості зменшення викидів ТЕС розширюються. Чи правомірно тому говорити (і прагнути!) До мінімального технічно і економічно мислимому впливу ТЕС на навколишнє середовище і йти для цього на збільшені витрати, однак, такі, при яких забезпечується ще конкурентоспроможність ТЕС. Щось схоже робиться зараз у багатьох розвинених країнах.

Повернемося, однак, до традиційних вугільним ТЕС.

Зрозуміло, порівняно недорогі освоєння і ефективні електричні і тканинні фільтри для радикального знепилювання викидаються в атмосферу димових газів потрібно використовувати насамперед. Характерні для російської енергетики труднощі з електрофільтрами можуть бути усунені шляхом оптимізації їх розмірів і конструкції, вдосконалення систем харчування з використанням попередньої іонізації і пристроїв змінного, переривчастого або імпульсного харчування і автоматизації управління роботою фільтрів. У багатьох випадках доцільно зниження температури надходять в електрофільтр газів.

Для зниження викидів в атмосферу оксидів азоту використовуються, перш за все, технологічні заходи. Вони полягають у впливі на процес горіння шляхом змін конструкції і режимів роботи пальників і топкових пристроїв і створення умов, при яких утворення оксидів азоту невелика або неможливо.

У котлах, що працюють на Кансько-Ачинський вугіллі для зниження утворення оксидів азоту доцільно використовувати виправдав себе принцип низькотемпературного спалювання. При трьох щаблях подачі палива коефіцієнт надлишку повітря в зоні активного горіння складе 1,0-1,05. Надлишок окислювача в цій зоні при наявності інтенсивного масообміну в обсязі забезпечить низький темп шлакування. Щоб виведення частини повітря із зони активного горіння не збільшується температури газів в її обсязі, в факел подають заміщає кількість газів рециркуляції. При такій організації горіння можна знизити концентрації оксидів азоту до 200-250 мг / м3 на номінальному навантаженні енергоблоку.

СібВТІ для зниження викидів оксидів азоту розробляє систему підігріву вугільного пилу перед спалюванням, яка дозволить знизити викиди NOX до менш 200 мг / м3.

При використанні на блоках 300-500 МВт кам'яних ковальських вугілля для зменшення освіти NOX слід застосовувати малотоксичні пальники і ступеневу спалювання палива. Поєднання цих заходів здатне забезпечити викиди NOX<350 мг/м3.

Особливо важко знизити утворення NOX при спалюванні малореакціонного палива (АШ і Кузнецький худий) в котлах з рідким шлакоудалением. В даний час на таких котлах концентрації NOX = 1200-1500 мг / м3. При наявності на електростанціях природного газу в них доцільно організовувати триступеневе спалювання з відновленням NOX в верхній частині топки (ребенінг-процес). Основні пальники при цьому експлуатуються з коефіцієнтом надлишку повітря агор = 1,0-1,1, а природний газ для створення відновної зони подається в топку разом з сушильним агентом. Така схема спалювання може забезпечити концентрації NOX до 500-700 мг / м3.

Для очищення димових газів від оксидів азоту застосовують хімічні методи. Промислово застосовуються дві азотоочістние технології: селективного некаталітичного відновлення (СНКВ) і селективного каталітичного відновлення (СКВ) оксидів азоту.

При більш високій ефективності ВКВ-технології питомі капітальні витрати в неї на порядок вище, ніж в СНКВ. Навпаки, витрата відновника, найчастіше аміаку, при ВКВ технології в 2-3 рази нижче внаслідок більш високої селективності використання аміаку в порівнянні з СНКВ.

СНКВ-технологія, відпрацьована на котлі продуктивністю 420 т / год Тольяттінськой ТЕЦ, може бути застосована при технічному переозброєнні вугільних електростанцій з котлами, які працюють з рідким шлакоудалением. Це забезпечить на них рівень викидів NOX = 300-350 мг / м3. В екологічно напружених районах для досягнення викидів NOX близько 200 мг / м3 може бути використана ВКВ-технологія. У всіх випадках використання азотоочисток повинні передувати технологічні заходи щодо зниження освіти NOX.

За допомогою освоєних в даний час технологій можлива економічно прийнятна очищення продуктів згоряння сірчистого палива з улавливанием 95-97% SO2. В якості сорбенту при цьому використовується зазвичай природний вапняк, побічним продуктом очищення є товарний гіпс.

У нашій країні на Дорогобужский ГРЕС була відпрацьована і промислово експлуатувалася установка продуктивністю 500-103 м3 / год, що реалізує аміачно-сульфатну технологію сіркоочистки, в якій сорбентом є аміак, а побічним продуктом товарний сульфат амонію, який є цінним добривом.

При діючих в Росії нормативах зв'язування 90-95% SO2 необхідно при використанні палива з наведеної сірчистого S> 0,15% кг / МДж. При спалюванні мало і середньо сірчистого палива S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

В якості основних напрямків подальшого підвищення ефективності вугільних ТЕС в даний час розглядаються:

підвищення параметрів пари в порівнянні з освоеннимі24 МПа, 540/540 ° С при одночасному вдосконаленні обладнання і систем парових електростанцій;

Розробка та вдосконалення перспективних ПГУ на вугіллі;

вдосконалення і розробка нових систем очищення димових газів.

Всебічне вдосконалення схем і устаткування дозволило без зміни параметрів пара підвищити ККД вугільних енергоблоків сверхкритического тиску з приблизно 40 до 43-43,5%. Підвищення параметрів з 24 МПа 545/540 ° С до 29 МПа, 600/620 ° С збільшує ККД в реальних проектах на кам'яному вугіллі до приблизно 47%. Подорожчання електростанцій з великими (600-800 МВт) блоками внаслідок використання при підвищених параметрах більш дорогих матеріалів (наприклад, аустенітних труб пароперегрівачів) порівняно невелика. Воно становить 2,5% при підвищенні ККД з 43 до 45% і 5,5 - до 47%. Однак, навіть таке подорожчання окупається при дуже високих цінах на вугілля.

Роботи над супер критичними параметрами пара, розпочаті в середині минулого століття в США і СРСР, знайшли в останні роки промислову реалізацію в Японії і західноєвропейських країнах з високими цінами на енергоносії.

У Данії та Японії побудовані і успішно експлуатуються на кам'яному вугіллі енергоблоки потужністю 380-1050 МВт з тиском свіжої пари 24-30 МПа і перегрівом до 580-610 ° С. Серед них є блоки з дворазовим промперегрева до 580 ° С. ККД кращих японських блоків знаходиться на рівні 45-46%, датських, що працюють на холодній циркуляційної води з глибоким вакуумом, - на 2-3% вище.

У ФРН побудовані буровугільні енергоблоки потужністю 800-1000 МВт з параметрами пари до 27 МПа, 580/600 ° С і ККД до 45%.

Роботи над енергоблоком з супер критичними параметрами пара (30 МПа, 600/600 ° С), організовані в нашій країні, підтвердили реальність створення такого блоку потужністю 300-525 МВт з ККД близько 46% вже в найближчі роки.

Підвищення економічності досягається не тільки за рахунок підвищення параметрів пари (їх внесок становить близько 5%), а й -в більшою мірою - внаслідок підвищення ККД турбіни (4,5%) і котла (2,5%) і вдосконалення станційного обладнання зі зменшенням характерних для його роботи втрат.

Наявний в нашій країні зачепив був орієнтований на температуру пара 650 ° С і широке використання аустенітних сталей. Невеликий досвідчений котел з такими параметрами і тиском пари 30,0 МПа пропрацював з 1949 р на експериментальній ТЕЦ ОТІ понад 200 тис. Ч. Він знаходиться в працездатному стані і може бути використаний для дослідницьких цілей і тривалих випробувань. Енергоблок СКР-100 на Каширської ГРЕС з котлом продуктивністю 720 т / год і турбіною на 30 МПа / 650 ° С

напрацював в 1969 р понад 30 тис. ч. Після припинення експлуатації з причин, не пов'язаних з його обладнанням, воно було законсервовано. У 1955 р К.Раковим в ОТІ були опрацьовані можливості створення котла з параметрами пари 30 МПа / 700 ° С.

Застосування аустенітних сталей з великими коефіцієнтами лінійного розширення і малою теплопровідністю для виготовлення масивних що не обігріваються деталей: паропроводів, роторів і корпусів турбін і арматури викликає очевидні труднощі при неминучих для енергетичного обладнання циклічних навантаженнях. З огляду на це практично більш придатними можуть виявитися сплави на нікелевій основі, здатні працювати при істотно більш високих температурах.

Так в США, де після тривалої перерви відновлено роботи, спрямовані на впровадження супер критичних параметрів пара, вони концентруються, в основному, на розробці і випробуваннях необхідних для цього матеріалів.

Для деталей, що працюють при найвищих тисках і температурах: труб пароперегрівачів, колекторів, головних паропроводів вибрано кілька сплавів на нікелевій основі. Для тракту промперегрева, де тиску істотно нижче, розглядаються також аустенітні сталі, а для температур нижче 650 ° С - перспективні ферритні стали.

В Протягом 2003 року планується виявити поліпшені сплави, технологічні процеси виготовлення і методи нанесення покриттів, що забезпечують експлуатацію енергетичних котлів при температурах пара до 760 ° С з урахуванням характерних разверок, змін температури і можливої ​​корозії в середовищі реальних продуктів згоряння вугілля.

Планується також відкоригувати норми розрахунку ASME для нових матеріалів і процесів і розглянути особливості конструювання і експлуатації обладнання при температурах пара до 870 ° С і тиску до 35 МПа.

У країнах європейського союзу на основі кооперативного фінансування розробляється за участю великої групи енергетичних та машинобудівних компаній вдосконалений пиловугільного енергоблок з максимальною температурою пари вище 700 ° С. Для нього прийняті параметри свіжої пари

37,5 МПа / 700 ° С і цикл з подвійним промперегрева до 720 ° С при тисках 12 і 2,35 МПа. При тиску в конденсаторі 1,5-2,1 кПа ККД такого блоку повинен бути вище 50% і може досягти 53-54%. І тут критичними є матеріали. Вони розробляються так, щоб забезпечити тривалу міцність за 100 тис. Ч., Що дорівнює 100 МПа при температурах:

сплави на нікелевій основі для труб останніх пучків пароперегрівачів, вихідних колекторів, паропроводів, корпусів і роторів турбін - 750 ° С;

аустенітні стали для пароперегрівачів - 700 ° С;

ферритно-мартенситні стали для котельних труб і колекторів - 650 ° С.

Опрацьовуються нові конструкції котлів і турбін, технології виготовлення (наприклад, зварювання) і нові тісні компонування з метою зменшити потребу в найбільш дорогих матеріалах і питому вартість блоків без зниження показників надійності і експлуатаційних показників, характерних для сучасних парових енергоблоків.

Реалізація блоку намічена після 2010 р, а кінцевою метою ще через 20 років є досягнення ККД нетто до 55% при температурах пара до 800 ° С.

Незважаючи на вже досягнуті успіхи і наявні перспективи подальшого вдосконалення парових енергоблоків, термодинамічні вигоди від комбінованих установок настільки великі, що розвитку ПГУ на вугіллі приділяється багато уваги.

Оскільки спалювання золосодержащего палива в ГТУ утруднено через утворення відкладень в проточній частині турбін і корозії їх деталей, роботи по використанню в ГТУ вугілля ведуться, в основному, в двох напрямках:

газифікація під тиском, очищення пального газу і його спалювання в ГТУ; газифікаційна установка інтегрується з ПГУ, цикл і схема якої зберігаються такими ж, як і на природному газі;

пряме спалювання вугілля під тиском в високонапірна парогенераторі з киплячим шаром, очищення і розширення продуктів згоряння в газовій турбіні.

Реалізація процесів газифікації і очищення штучного газу від золи вугілля і з'єднань сірки при високому тиску дозволяє збільшити їх інтенсивність, зменшити габарити і вартість обладнання. Відведена при газифікації теплота утилізується всередині циклу ПГУ, з нього ж забираються використовувані при газифікації пар і вода, а іноді і повітря. Втрати, що виникають при газифікації вугілля і очищення генераторного газу, зменшують ККД ПГУ. Все ж при раціональному проектуванні він може бути досить високим.

Найбільш опрацьовані і практично застосовуються технології газифікації вугілля в насипному шарі, в киплячому шарі і в потоці. В якості окислювача використовується кисень, рідше повітря. Застосування промислово освоєних технологій очищення синтез газу від сполук сірки вимагає охолодження газу до 40 ° С, яке супроводжується додатковими втратами тиску і працездатності. Вартість систем охолодження і очищення газу складає 15-20% загальної вартості ТЕС. Зараз активно розробляються високотемпературні (до 540-600 ° С) технології газоочистки, які дозволять знизити вартість систем і спростити їх експлуатацію, а також зменшити пов'язані з очищенням втрати. Незалежно від технології газифікації в горючий газ переходить 98-99% енергії вугілля.

У 1987-91 рр. в СРСР за державною програмою «Екологічно чиста енергетика» ОТІ і ЦКТИ спільно з проектними інститутами були детально опрацьовані кілька ПГУ з газифікацією вугілля.

Одинична потужність блоків (нетто) становила 250-650 МВт. Були розглянуті всі три згадані вище технології газифікації стосовно найбільш поширеним вугіллю: Березовському бурому, Кузнецькому кам'яного і АШ, досить різним за складом і властивостями. Були отримані ККД від 39 до 45% і дуже хороші екологічні показники. В цілому ці проекти цілком відповідали тодішньому світовому рівню. За кордоном аналогічні ПГУ вже реалізовані на демонстраційних зразках одиничною потужністю 250-300 МВт, а вітчизняні проекти 10 років тому були припинені.

Незважаючи на це газифікаційні технології представляють інтерес для нашої країни. У ОТІ, зокрема, тривають

експериментальні роботи на газифікаційною установці по «горновому» методу (з насипним шаром і рідким шлакоудалением) і оптимізаційні дослідження схем ПГУ.

З огляду на помірний вміст сірки в найбільш перспективних вітчизняному вугіллі і прогрес, досягнутий в економічних і екологічних показниках традиційних пиловугільних енергоблоків, з якими повинні будуть конкурувати ці ПГУ, головними підставами для їх розробки є можливість досягнення більш високої теплової економічності і менші труднощі з виведенням з циклу СО2 в разі, якщо це знадобиться (див. нижче). Пам'ятаючи про складність ПГУ з газифікацією і високу вартість їх розробки і освоєння, в якості кінцевих цілей доцільно прийняти ККД ПГУ на рівні 52-55%, питому вартість 1-1,05 від вартості вугільного блоку, викиди SO2 і NOX< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Знижуючи температури горючого газу на виході з газифікатора до 900-1000 ° С, очищаючи його від сполук сірки і часток і направляючи в камеру згоряння ГТУ при підвищеній температурі (наприклад, 500-540 ° С при яких трубопроводи і арматура можуть бути виготовлені з недорогих сталей ), використовуючи повітряний, а не кисневе дуття, знижуючи втрати тиску і тепла в газовоздушном тракті системи газифікації та застосовуючи замкнуті усередині нього схеми теплообміну, можна знизити пов'язані з газифікацією втрати працездатності з 16-20 до 10-12% і значно зменшити витрати електроенергії на власні потреби.

Виконані за кордоном проекти свідчать також про значне зниження питомої вартості ТЕС з ПГУ з газифікацією вугілля при збільшенні продуктивності і одиничної потужності устаткування, а також з підвищенням освоєності технології.

Інша можливість - ПГУ зі спалюванням вугілля в киплячому шарі під тиском. Необхідний повітря подається в шар компресором ГТУ з тиском 1-1,5 МПа, продукти згоряння після очищення від золи і виносу розширюються в газовій турбіні і виробляють корисну роботу. Теплота, що виділилася в шарі, і тепло газів, що відробили в турбіні, використовуються в паровому циклі.

Проведення процесу під тиском при збереженні всіх характерних для спалювання вугілля в киплячому шарі переваг дозволяє істотно збільшити одиничну потужність парогенераторів і зменшити їх габарити при більш повному згорянні вугілля і зв'язуванні сірки.

Перевагами ПГУ з КСД є повне (з ККД> 99%) згоряння різних сортів вугілля, високі коефіцієнти теплопередачі і невеликі поверхні нагрівання, низькі (до 850 ° С) температури горіння і внаслідок цього невеликі (менше 200 мг / м3) викиди NOX, відсутність шлакування, можливість добавки в шар сорбенту (вапняку, доломіту) і зв'язування в ньому 90-95% міститься у вугіллі сірки.

Високий ККД (40-42% в конденсаційному режимі) досягається в ПГУ з КСД при помірних потужності (бл. 100 МВт ел.) І докритичних параметрах пари.

Внаслідок невеликих розмірів котла і відсутності сіркоочистки площа, яку займає ПГУ з КСД, невелика. Можлива блочно-комплектне постачання їх обладнання та модульне будівництво зі зменшенням його вартості та термінів.

Для Росії ПГУ з КСД перспективні передусім для технічного переозброєння вугільних ТЕЦ на обмежених майданчиках, на яких важко розташувати необхідне природоохоронне обладнання. Заміна старих котлів на ВПГ з ГТУ дозволить також суттєво поліпшити економічність цих ТЕЦ і збільшити на 20% їх електричну потужність.

У ОТІ на основі вітчизняного обладнання були опрацьовані кілька типорозмірів ПГУ з КСД.

При сприятливих господарських умовах, такі ПГУ можна було б реалізувати у нас в короткі терміни.

Технологія ПГУ з КСД простіше і більш звична для енергетиків, ніж газифікаційні установки, що представляють собою складне хімічне виробництво. Можуть бути різні комбінації обох технологій. Їхньою метою є спрощення систем газифікації і очищення газів і зменшення характерних для них втрат з однієї, і підвищення температури газів перед турбіною і газотурбінної потужності в схемах з КСД з іншого боку.

Деяка стриманість громадськості і відображають її настрою експертів і урядів в оцінці перспектив широкого та тривалого використання вугілля пов'язана зі зростаючими викидами СО2 в атмосферу і побоюваннями, що ці викиди можуть викликати глобальні зміни клімату, які будуть мати катастрофічні наслідки.

Обговорення обґрунтованості цих побоювань (їх не розділяють багато компетентні фахівці) не є предметом статті.

Однак, навіть якщо вони виявляться правильними, через 40-60 років, коли це буде потрібно, або навіть раніше, цілком реально створення конкурентоспроможних ТЕС (або енерготехнологічних підприємств), які працюють на вугіллі з мізерно низькими викидами СО2 в атмосферу.

Уже сьогодні істотне зниження викидів СО2 в атмосферу від ТЕС, зокрема вугільних, можливо при комбінованої виробленні електроенергії і тепла та підвищення економічності ТЕС.

З використанням освоєних уже процесів і обладнання можна спроектувати ПГУ з газифікацією вугілля, перетворенням СО + Н2О в Н2О і СО2 і виведенням СО2 з синтез газу.

У проекті використані ГТУ У94.3А фірми Сіменс з початковою температурою газів але стандарту ІСО1190 ° С, газифікатор PRENFLO (потоковий, на сухий пилу вугілля Піттсбург № 8 і кисневому дуття), шифт-реактор і видалення кислих газів: H2S, COS і СО2 в системі Ректізол фірми Лурги.

Перевагами системи є невеликі розміри обладнання при проведенні процесів видалення СО2 при високому (2 МПа) тиску, високому парціальному тиску і концентрації СО2. Видалення близько 90% СО2 прийнято з економічних міркувань.

Зниження ККД вихідної ПГУ при видаленні СО2 відбувається внаслідок втрат ексергії при екзотермічних перетворенні СО (на 2,5-5%), додаткових втрат енергії при сепарації СО2 (на 1%) і через зменшення витрат продуктів згоряння через газову турбіну і котел- утилізатор після сепарації СО2 (на 1%).

Включення в схему пристроїв для перетворення СО і виведення з циклу СО2 збільшує питому вартість ПГУ з ГФ на 20%. Зрідження СО2 додасть ще 20%. Вартість електроенергії збільшиться на 20 і 50% відповідно.

Як уже згадувалося вище, вітчизняні та зарубіжні опрацювання свідчать про можливість подальшого істотного - до 50-53% - підвищення ККД ПГУ з газифікацією вугілля, а, отже, і їх модифікацій з видаленням СО2.

ЕПРІ в США пропагує створення вугільних енергокомплексів, конкурентоспроможних з ТЕС на природному газі. Їх доцільно споруджувати поетапно, щоб зменшити початкові капвкладення і окупати їх швидше, виконуючи в той же час діючі природоохоронні вимоги.

Перший етап: перспективна екологічно чиста ПГУ з ГФ.

Другий етап: впровадження системи видалення і транспортування СО2.

Третій етап: організація виробництва водню або чистого транспортного палива.

Є значно більш радикальні пропозиції. У розглядається, наприклад, вугільна ТЕС з «нульовими» викидами. Її технологічний цикл наступний. Першим кроком є ​​газифікація водовугільній суспензії з добавкою водню і отриманням СН4 і Н2О. Зола вугілля виводиться з газифікатора, а парогазова суміш очищується.

На другому кроці вуглець, який перейшов в газоподібний стан, в формі СО2 зв'язується окисом кальцію в реформерах, куди подається також очищена вода. Утворений в ньому водень використовується в процесі гідрогазифікації і подається після тонкої очистки в твердооксидних паливний елемент для вироблення електроенергії.

На третьому кроці утворився в реформерах СаСО3 кальцинується з використанням виділився в паливному елементі тепла і утворенням СаО і концентрованої СО2, придатної для подальшої обробки.

Четвертим кроком є ​​перетворення хімічної енергії водню в електроенергію і тепло, яке повертається в цикл.

СО2 виводиться з циклу і минерализуется в процесах карбонізації таких мінералів як, наприклад, силікат магнію, поширений повсюдно в природі в кількостях, на порядки перевищують запаси вугілля. Кінцеві продукти карбонізації можуть захораниваться в вироблених шахтах.

ККД перетворення вугілля в електроенергію в такій системі складе близько 70%. При повній вартості видалення СО2, що дорівнює 15-20 дол. США за тонну, воно викличе подорожчання електроенергії на приблизно 0,01 дол. США / кВт-год.

Розглянуті технології є все ж справою віддаленого майбутнього.

Сьогодні найважливішим заходом для забезпечення сталого розвитку є економічно виправдане енергозбереження. У сфері виробництва воно пов'язане з підвищенням ККД перетворення енергії (в нашому випадку на ТЕС) і застосуванням синергетичний технологій, тобто комбінованого виробництва декількох видів продуктів в одній установці, щось на зразок енерготехнологій, популярної в нашій країні років 40-50 назад. Звичайно, зараз воно здійснюється на інший технічній основі.

Першим прикладом таких установок стали ПГУ з газифікацією нафтових залишків, що застосовуються вже на комерційних умовах. Паливом для них служать відходи нафтопереробних заводів (наприклад, кокс або асфальт), а продукцією - електроенергія, технологічний пар і тепло, товарна сірка і використовуваний на НПЗ водень.

Широко поширена в нашій країні теплофікація з комбінованою виробленням електроенергії і тепла є по суті енергозберігаючої синергетичний технологією і заслуговує в цій якості на значно більшу увагу, ніж приділяється їй в даний час.

При сформованих в країні «ринкових» умовах витрати виробництва електроенергії і тепла на паротурбінних ТЕЦ, оснащених застарілим обладнанням і не оптимально завантажених, в багатьох випадках надмірно великі і не забезпечують їх конкурентоспроможності.

Це положення ні в якому разі не повинно використовуватися для ревізії здоровою в своїй основі ідеї комбінованого виробництва електроенергії і тепла. Звичайно, питання не вирішується перерозподілом витрат між електроенергією і теплом, принципи якого безплідно обговорюються у нас багато років. Але економіку ТЕЦ і систем теплопостачання в цілому можна істотно поліпшити за допомогою вдосконалення технологій (бінарні ПГУ на газі, ПГУ з КСД на вугіллі, попередньоізольовані теплопроводи, автоматизація і т.д.), організаційно-структурних змін та заходів державного регулювання. Вони особливо необхідні в такій холодній, з тривалим опалювальним періодом країні, як наша.

Цікаво порівняти між собою різні теплоенергетичні технології. Російський досвід і цифровий (ціноутворення) і методичний не дає підстав для таких порівнянь, а зроблені в цьому напрямку спроби недостатньо переконливі. Так чи інакше, доводиться залучати закордонні джерела.

Розрахунки багатьох організацій, проведені без узгодження вихідних даних, і в нашій країні і за кордоном показують, що без радикальної зміни співвідношення цін між природним газом і вугіллям, сформованого зараз за кордоном (газ на одиницю тепла приблизно вдвічі дорожче вугілля), сучасні ПГУ зберігають конкурентні переваги перед вугільними енергоблоками. Щоб це положення змінилося, співвідношення цих цін має збільшитися до ~ 4.

Цікавий прогноз розвитку технологій зроблений в. З нього видно, наприклад, що застосування мазутних парових енергоблоків прогнозується до 2025 р, а газових - до 2035 р .; використання ПГУ з газифікацією вугілля - з 2025 року, а паливних елементів на газі - з 2035 р .; ПГУ на природному газі будуть застосовуватися і після 2100 р виділення СО2 почнеться на них після 2025 року, а на ПГУ з газифікацією вугілля після 2055 р

При всіх невизначеностей таких прогнозів вони звертають увагу на істота довготривалих енергетичних проблем і можливі шляхи їх вирішення.

З розвитком науки і техніки, яке відбувається в наш час, процеси, що протікають в теплоенергетичних установках, все більш інтенсифікуються і ускладнюються. Змінюється підхід до їх оптимізації. Вона здійснюється не з технічних, це було раніше, а за економічними критеріями, що відображає вимоги ринку, які змінюються і вимагають підвищеної гнучкості теплоенергетичних об'єктів, їх здатності адаптуватися до мінливих умов. Проектування електростанцій за 30 років майже незмінною експлуатації зараз неможливо.

Лібералізація і впровадження ринкових відносин в електроенергетику викликали в останні роки серйозні зміни теплоенергетичних технологій, структури власності та способів фінансування енергостроітельства. З'явилися комерційні електростанції, що працюють на вільному ринку електроенергії. Підходи до вибору і проектування таких електростанцій сильно відрізняються від традиційних. Часто комерційні ТЕС, оснащені потужними парогазовими установками, не забезпечені контрактами, що гарантують цілорічні безперервні поставки газоподібного палива, і повинні укладати які не гарантують контракти з кількома постачальниками газу або резервуватися більш дорогим рідким паливом зі збільшенням питомої вартості ТЕС на 4-5%.

Оскільки 65% витрат за термін служби базових і напівпікових ТЕС припадає на вартість палива, підвищення їх ККД є найважливішим завданням. Актуальність його сьогодні навіть зросла з урахуванням необхідності зменшення питомих викидів в атмосферу.

В ринкових умовах підвищилися вимоги до надійності і готовності ТЕС, які тепер стали оцінювати з комерційних позицій: готовність необхідна тоді, коли робота ТЕС затребувана, а ціна неготовність в різний час істотно неоднакова.

Найважливіше значення має виконання природоохоронних вимог і підтримка місцевої влади та громадськості.

Як правило, доцільно збільшення потужності в періоди піку навантаження, навіть якщо воно досягається ціною деякого погіршення ККД.

Спеціально розглядаються заходи щодо забезпечення надійності та готовності ТЕС. Для цього на стадії проектування проводяться розрахунки напрацювання на відмову і середнього часу відновлення і оцінюється комерційна ефективність можливих способів підвищення готовності. Багато уваги приділяється

підвищення і контролю якості у постачальників обладнання та комплектуючих, і при проектуванні і будівництві ТЕС, а також технічних і організаційних аспектів технічного обслуговування і ремонтів.

У багатьох випадках змушені аррестори енергоблоків є наслідком неполадок з їх станційним допоміжним обладнанням. З огляду на це набуває поширення концепція технічного обслуговування всієї ТЕС.

Іншим знаменним явищем стало поширення фірмового обслуговування. У контрактах на нього передбачаються гарантії виконавця на виконання поточних, середніх і капітальних ремонтів протягом встановленого часу; роботи виконуються і контролюються кваліфікованим персоналом, при необхідності в заводських умовах; пом'якшується проблема запчастин і т.д. Все це значно підвищує готовність ГЕС і зменшує ризики їх власників.

Років п'ятнадцять-двадцять тому енергетика в нашій країні перебувала на найсучаснішому рівні, може бути, крім ГТУ і систем автоматизації. Активно розроблялися нові технології та обладнання, що не поступалися за технічним рівнем закордонним. Промислові проекти ґрунтувалися на дослідженнях потужних галузевих і академічних інститутів і вузів.

За останні 10-12 років наявний в електроенергетиці і енергомашинобудування потенціал значною мірою втрачено. Практично припинилися розробки та будівництво нових електростанцій і перспективного обладнання. Рідкісним винятком є ​​розробки газових турбін ГТЕ-110 і ГТЕ-180 і АСУ ТП КВИНТ і Космотронік, що стали значним кроком вперед, але не усунули наявного відставання.

Сьогодні, з урахуванням фізичного зносу та морального старіння обладнання, російська енергетика має гостру потребу в оновленні. На жаль, в даний час немає економічних умов для активного інвестування в енергетику. Якщо такі умови виникнуть в найближчі роки, вітчизняні науково-технічні організації зможуть - за рідкісними винятками - розробляти і випускати необхідну для енергетики перспективне обладнання.

Звичайно, освоєння його виробництва буде пов'язано для виробників з великими витратами, а застосування - до накопичення досвіду - з відомим ризиком для власників електростанцій.

Треба шукати джерело для компенсації цих витрат і ризиків, оскільки ясно, що власне виробництво унікального енергетичного обладнання відповідає національним інтересам країни.

Багато що може зробити для себе самої енергомашинобудівна промисловість, розвиваючи експорт своєї продукції створюючи за рахунок цього накопичення для її технічного вдосконалення і підвищення якості. Останнє є найважливішою умовою довгострокової стабільності і процвітання.

подібні документи

Принцип роботи теплових паротурбінних, конденсаційних і газотурбінних електростанцій. Класифікація парових котлів: параметри та маркування. Основні характеристики реактивних і багатоступеневих турбін. Екологічні проблеми теплових електростанцій.

курсова робота, доданий 24.06.2009


Області застосування і показники надійності газових турбін малої і середньої потужності. Принцип роботи газотурбінних установок, їх пристрій і опис термодинамічних циклом Брайтона / Джоуля. Типи і основні переваги газотурбінних електростанцій.

реферат, доданий 14.08.2012


Характеристика електричних станцій різного типу. Пристрій конденсаційних теплових, теплофікаційних, атомних, дизельних електростанцій, гідро-, вітроелектростанцій, газотурбінних установок. Регулювання напруги і відшкодування резерву потужності.

курсова робота, доданий 10.10.2013


Значення електроенергетики в економіці Російської Федерації, її предмет і напрямки розвитку, основні проблеми та перспективи. Загальна характеристика найбільших теплових і атомних, гідравлічних електростанцій, єдиної енергосистеми країн СНД.

контрольна робота, доданий 01.03.2011


Склад, класифікація вугілля. Золошлакові продукти і їх склад. Зміст елементів в ЗШМ ковальських енергетичного вугілля. Структура і будова вугілля. Структурна одиниця макромолекули. Необхідність, методи глибокої демінералізації енергетичного вугілля.

реферат, доданий 05.02.2011


Витоки розвитку теплоенергетики. Перетворення внутрішньої енергії палива в механічну енергію. Виникнення і розвиток промислового виробництва на початку XVII століття. Парова машина і принцип її дії. Робота парової машини подвійної дії.

реферат, доданий 21.06.2012


Характеристика паротурбінної установки як основного обладнання сучасних теплових і атомних електростанцій. Її термодинамічний цикл, процеси, що відбуваються в ході роботи. Шляхи збільшення ККД циклу ПТУ. Перспективи паротурбостроенія в Росії.

реферат, доданий 29.01.2012


Опис процесів отримання електроенергії на теплових конденсаційних електростанціях, газотурбінних установках і теплоелектроцентралях. Вивчення будови гідравлічних і акумулюють електростанцій. Геотермальна і вітрова енергетика.

реферат, доданий 25.10.2013


Виробництво електричної енергії. Основні види електростанцій. Вплив теплових і атомних електростанцій на навколишнє середовище. Пристрій сучасних гідроелектростанцій. Гідність приливних станцій. Процентне співвідношення видів електростанцій.

презентація, доданий 23.03.2015


Чисельне дослідження енергоефективної роботи конденсаторної установки міні-ТЕС при різних умовах теплообміну з навколишнім середовищем. Розгляд загальної залежності роботи електростанцій від використання різних органічних робочих речовин.