Основные направления развития современной теплоэнергетики. Современное состояние и перспективы развития теплоэлектростанций. Тепловая энергетика на природном газе

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

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

1. Перспективы развития теплоэнергетики

Человечество удовлетворяет около 80% своих потребностей в энергии за счет органического топлива: нефти, угля, природного газа. Доля их в балансе электроэнергетики несколько ниже - около 65% (39% - уголь, 16% - природный газ, 9% - жидкие топлива).

По прогнозам международного энергетического агентства к 2020 г. при росте потребления первичных энергоносителей на 35% доля органического топлива увеличится до более 90%.

Сегодня потребности в нефти и природном газе обеспечены на 50-70 лет. Однако, несмотря на постоянный рост добычи, эти сроки в последние 20-30 лет не уменьшаются, а растут в результате открытия новых месторождений и совершенствования технологий добычи. Что касается угля, то его извлекаемых запасов хватит более чем на 200 лет.

Таким образом, нет вопроса о дефиците органического топлива. Дело заключается в том, чтобы наиболее рационально использовать их для повышения жизненного уровня людей при безусловном сохранении среды их обитания. Это в полной мере касается электроэнергетики.

У нас в стране основным топливом для тепловых электростанций является природный газ. В обозримой перспективе доля его будет, по-видимому, снижаться, однако, абсолютное потребление электростанциями сохранится примерно постоянным и достаточно большим. По многим причинам - не всегда разумным - он используется недостаточно эффективно.

Потребителями природного газа являются традиционные паровые турбинные ТЭС и ТЭЦ, в основном с давлением пара 13 и 24 МПа (их КПД в конденсационном режиме 36-41%), но также и старые ТЭЦ с существенно более низкими параметрами и высокими издержками производства.

Существенно повысить эффективность использования газа можно при использовании газотурбинных и парогазовых технологий.

Максимальная единичная мощность ГТУ достигла к настоящему времени 300 МВт, КПД при автономной работе - 36-38%, а в многовальных ГТУ, созданных на базе авиадвигателей с высокими степенями повышения давления, - 40% и более, начальная температура газов - 1300-1500 °С, степени сжатия - 20-30.

Для обеспечения практического успеха надежности, тепловой экономичности, невысокой удельной стоимости и эксплуатационных затрат сегодня проектируют энергетические ГТУ по простейшему циклу, на максимально достижимую температуру газов (она непрерывно растет), со степенями повышения давления, близкими к оптимальной по удельной работе и по КПД комбинированных установок, в которых используется тепло отработавших в турбине газов. Компрессор и турбина расположены на одном валу. Турбо-машины образуют компактный блок со встроенной камерой сгорания: кольцевой или блочно-кольцевой. Зона высоких температур и давления локализована в небольшом по размерам пространстве, число воспринимающих их деталей невелико, а сами эти детали тщательно отработаны. Эти принципы явились результатом многолетней эволюции конструкции.

Большая часть ГТУ мощностью менее 25-30 МВт создана на базе или по типу авиационных или судовых газотурбинных двигателей (ГТД), для которых характерны отсутствие горизонтальных разъемов и сборка корпусов и роторов с использованием вертикальных разъемов, широкое применение подшипников качения, небольшие масса и габариты. Требуемые для наземного применения и эксплуатации на электростанциях сроки службы и показатели готовности обеспечены в авиационных конструкциях с приемлемыми затратами.

При мощности более 50 МВт ГТУ проектируется специально для электростанций, и выполняют одновальными, с умеренными степенями сжатия и достаточно высокой температурой отработавших газов, облегчающей использование их теплоты. Для уменьшения размеров и стоимости и повышения экономичности ГТУ мощностью 50-80 МВт выполняют высокооборотными с приводом электрического генератора через редуктор. Обычно такие ГТУ аэродинамически и конструктивно подобны более мощным агрегатам, выполненным для прямого привода электрических генераторов с частотой вращения 3600 и 3000 об/мин. Такое моделирование повышает надежность и сокращает затраты на разработку и освоение.

Основным охладителем в ГТУ является цикловой воздух. Системы воздушного охлаждения реализованы в сопловых и рабочих лопатках, с помощью технологий, обеспечивших требуемые свойства при приемлемой стоимости. Применение для охлаждения турбин пара или воды может улучшить показатели ГТУ и ПТУ при тех же параметрах цикла или обеспечить дальнейшее - по сравнению с воздухом - повышение начальной температуры газов. Хотя технические основы для применения систем охлаждения с этими теплоносителями разработаны далеко не так детально, как с воздухом, их внедрение становится практическим вопросом.

В ГТУ освоено «малотоксичное» сжигание природного газа. Оно наиболее эффективно в камерах сгорания, работающих на предварительно подготовленной гомогенной смеси газа с воздухом при больших (а=2-2,1) избытках воздуха и с равномерной и сравнительно невысокой (1500-1550 °С) температурой факела. При такой организации горения образование NOX удается ограничить 20-50 мг/м3 при нормальных условиях (стандартно они относятся к продуктам сгорания, содержащим 15% кислорода) при высокой полноте сгорания (концентрации 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.

Воспроизвести аналогичную технологию «малотоксичного» сжигания на жидком топливе значительно труднее. Однако и здесь есть определенные успехи.

Важное значение для прогресса стационарных ГТУ имеет выбор материалов и технологий формообразования, обеспечивающих длительные сроки службы, надежность и умеренную стоимость их деталей.

Детали турбины и камеры сгорания, которые омываются высокотемпературными газами, содержащими компоненты, способные вызвать окисление или коррозию, и испытывают большие механические и термические нагрузки, изготавливают из сложно-легированных сплавов на основе никеля. Лопатки интенсивно охлаждаются и выполняются со сложными внутренними трактами методом точного литья, позволяющим использовать материалы и получить формы деталей невозможные при иных технологиях. В последние годы все шире применяется литье лопаток с направленной и монокристаллизацией, позволяющее заметно улучшить их механические свойства.

Поверхности наиболее горячих деталей защищают покрытиями, препятствующими коррозии и понижающими температуру основного металла.

Простота и небольшие размеры даже мощных ГТУ и их вспомогательного оборудования создают техническую возможность их поставки крупными, изготовленными на заводе блоками со вспомогательным оборудованием, трубопроводными и кабельными связями, испытанными и налаженными для нормальной работы. При установке вне здания элементом каждого блока является обшивка (кожух), защищающая оборудование от непогоды и уменьшающая звуковую эмиссию. Блоки устанавливают на плоские фундаменты и состыковывают. Пространство под обшивкой вентилируется.

В электроэнергетике России имеется многолетний, хотя и не однозначный опыт эксплуатации ГТУ единичной мощностью от 2,5 до 100 МВт. Удачным примером может служить газотурбинная ТЭЦ, работающая уже более 25 лет в суровых климатических условиях г. Якутска, в изолированной энергосистеме с неравномерной нагрузкой.

В настоящее время на электростанциях России эксплуатируются ГТУ, по своим параметрам и показателям заметно уступающие зарубежным. Для создания современных энергетических ГТУ целесообразно объединение усилий энергомашиностроительных и авиадвигательных предприятий на базе авиационной технологии.

Уже изготовлена и отрабатывается энергетическая ГТУ мощностью 110 МВт, выпущенная оборонными предприятиями «Маш-проект» (г. Николаев, Украина) и «Сатурн» («Рыбинские моторы»), обладающая вполне современными показателями.

Различные типоразмеры ГТУ средней мощности созданы в стране на базе авиационных или судовых двигателей. Несколько установок ГТД-16 и ГТД-25 «Машинпроекта», ГТУ-12 и ГТУ-16П Пермского «Авиадвигателя», АЛ-31СТ «Сатурна» и НК-36 «Двигатели НК» эксплуатируются с наработками в 15-25 тыс. часов на компрессорных станциях магистральных газопроводов. В течение многих лет там эксплуатируются сотни более ранних ГТУ предприятий «Труд» (теперь «Двигатели НК») и «Машпроект». Имеется богатый и, в общем, положительный опыт эксплуатации на электростанциях ГТУ «Машпроекта» мощностью 12 МВт, послуживших основой более мощных ПТ-15.

В современных энергетических ГТУ большой мощности температура отработавших в турбине газов составляет 550-640 °С. Их тепло может быть использовано для теплоснабжения или утилизировано в паровом цикле, с повышением КПД комбинированной парогазовой установки до 55-58 %, реально полученных уже в настоящее время. Возможны и практически применяются различные сочетания газотурбинных и паровых турбинных циклов. Среди них доминируют бинарные, с подводом всего тепла в камере сгорания ГТУ, выработкой пара высоких параметров в котле-утилизаторе за ГТУ и использованием его в паровой турбине.

На Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга около 2 лет эксплуатируется первая в нашей стране ПТУ бинарного типа. Мощность ее составляет 450 МВт. В составе ПГУ две разработанные фирмой Сименс газовые турбины V94.2 поставки ее совместного с ЛМЗ предприятия Интертурбо, 2 котла-утилизатора и одна паровая турбина. Поставка блочной АСУ ТП для ПГУ выполнена консорциумом западных фирм. Все остальное основное и вспомогательное оборудование поставлено отечественными предприятиями.

ПГУ к 01.09.02 г. наработала в конденсационном режиме 7200 ч. при работе на режиме в регулировочном диапазоне (300-450 МВт) со средним КПД 48-49%; ее расчетный КПД 51%.

В аналогичной ПГУ с отечественной ГТЭ-110 возможно получение даже несколько более высокого КПД.

Еще более высокие КПД, как видно из той же таблицы, обеспечит применение проектируемой сейчас ГТЭ-180 .

С использованием проектируемых в настоящее время ГТУ возможно достижение существенно более высоких показателей, не только при новом строительстве, но и при техническом перевооружении действующих ТЭС. Важно, что при техническом перевооружении с сохранением инфраструктуры и значительной части оборудования и реализацией на них бинарных ПГУ возможно достижение близких к оптимальным значений КПД при существенном повышении мощности электростанций.

Количество пара, который может быть выработан в установленном за ГТЭ-180 котле-утилизаторе, близко к пропускной способности одного выхлопа паровой турбины К-300. В зависимости от числа сохраняемых при тех перевооружении выхлопов возможно использование 1,2 или 3 ГТЭ-180. Чтобы избежать перегрузки выхлопов при пониженных температурах наружного воздуха, целесообразна трехконтурная схема паровой части с промперегревом пара, в которой большая мощность ПГУ достигается при меньшем расходе пара в конденсатор.

При сохранении всех трех выхлопов ПГУ мощностью около 800 МВт размещается в ячейке двух соседних энергоблоков: одна паровая турбина остается, а другая демонтируется.

Удельная стоимость тех перевооружения по циклу ПГУ будет в 1,5 и более раза дешевле нового строительства.

Аналогичные решения целесообразны при тех перевооружении газо мазутных ГРЭС с энергоблоками 150 и 200 МВт. На них можно будет широко использовать менее мощные ГТЭ-110 .

По экономическим соображениям в первую очередь в техническом перевооружении нуждаются ТЭЦ. Для них наиболее привлекательны бинарные ПГУ такого типа, как на Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, позволяющие резко увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении и изменять в широких пределах соотношение между электрической и тепловой нагрузкой, сохраняя общий высокий коэффициент использования топлива. Отработанный на Северо-Западной ТЭЦ модуль: ГТУ - котел-утилизатор, генерирующий 240 т/ч пара, может прямо использоваться для питания турбин ПТ-60, ПТ-80 и Т-100.

При полной загрузке их выхлопов массовый расход пара через первые ступени этих турбин будет значительно ниже номинального и его можно будет пропустить при характерных для ПГУ-450 пониженных давлениях. Это, а также снижение температуры свежего пара до менее 500-510 °С, снимет вопрос об исчерпании ресурса этих турбин. Хотя это будет сопровождаться снижением мощности паровых турбин, общая мощность блока вырастет более чем в 2 раза, а его КПД по выработке электроэнергии будет независимо от режима (отпуска тепла) существенно выше, чем у лучших конденсационных энергоблоков.

Такое изменение показателей радикально влияет на экономичность ТЭЦ. Суммарные издержки на выработку электроэнергии и тепла снизятся, а конкурентоспобность ТЭЦ на рынках обоих видов продукции - как свидетельствуют финансово-экономические расчеты - возрастет.

На электростанциях, в топливном балансе которых велика доля мазута или угля, но имеется и природный газ, в количестве, достаточном для питания ГТУ, могут оказаться целесообразными термодинамически менее эффективные газотурбинные надстройки.

Для отечественной тепловой энергетики важнейшей хозяйственной задачей является освоение и широкое использование газотурбинных установок с теми параметрами и показателями, которые уже достигнуты в мире. Важнейшей научной задачей является обеспечение проектирования, изготовления и успешной эксплуатации этих ГТУ.

Разумеется, сохраняется много возможностей для дальнейшего развития ГТУ и ПГУ и повышения их показателей. За рубежом спроектированы ПГУ с КПД 60% и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5-62%. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов.

Еще большие возможности открывает создание «гибридных» установок, в которых ГТУ (или ПГУ) надстраиваются топливным элементом .

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены расчетные КПД на уровне 70%.

Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Возможна, конечно, их работа на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создание комплексов, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл.

В имеющихся программах ставится задача повышения в перспективе мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле.

Вторым важнейшим топливом для энергетики является уголь. В России наиболее продуктивные месторождения угля - Кузнецкие и Канско-Ачинские - расположены на юге центральной Сибири. Угли этих месторождений малосернистые. Стоимость их добычи невелика. Однако зона их применения ограничивается в настоящее время из-за высокой стоимости железнодорожных перевозок. В европейской части России, на Урале и Дальнем Востоке транспортные затраты превышают стоимость добычи кузнецких углей в 1,5-2,5 раза, а канско-ачинских - в 5,5-7,0 раз.

В европейской части России угли добываются шахтным способом. В основном это каменные угли Печоры, антрациты Южного Донбасса (энергетикам достаются их отсевы - штыб) и бурые угли Подмосковья. Все они высокозольные и сернистые. По природным условиям (геологическим или климатическим) стоимость их добычи велика, а конкурентоспособность при применении на электростанциях трудно обеспечить, особенно при неизбежном ужесточении природоохранных требований и развитии в России рынка энергетических углей.

В настоящее время на ТЭС применяются угли, сильно различающиеся по качеству: более 25% общего объема их потребления имеют зольность выше 40%; 18,8% - теплоту сгорания ниже 3000 ккал/кг; 6,8 млн т угля - содержание серы более 3,0%. Общее количество балласта в угле составляет 55 млн т в год, в том числе породы - 27,9 млн т и влаги - 27,1 млн т. Вследствие этого очень важно повышение качества энергетических углей.

Перспектива использования углей в электроэнергетике России будет определяться государственной политикой цен на природный газ и уголь. В последние годы существует абсурдное положение, когда газ во многих регионах России дешевле угля. Можно считать, что цены на газ будут расти быстрее и станут через несколько лет выше цен на уголь.

Для расширения использования Кузнецких и Канско-Ачинских углей целесообразно создать льготные условия для их железнодорожной перевозки и разрабатывать альтернативные методы транспортирования угля: по воде, по трубопроводам, в обогащенном состоянии и т.д.

По стратегическим соображениям в европейской части России необходимо сохранить добычу какого-то количества энергетических каменных углей наилучшего качества и в наиболее продуктивных шахтах, даже если это потребует государственных дотаций.

Использование угля на электростанциях в традиционных паровых энергоблоках коммерчески эффективно сегодня и будет эффективно в обозримом будущем. газотурбинный электроэнергетика россия уголь

В России уголь сжигается на конденсационных электростанциях, оснащенных энергоблоками 150, 200, 300, 500 и 800 МВт, и на ТЭЦ с котлами производительностью до 1000 т/ч.

Несмотря на невысокое качество углей и нестабильность их характеристик при поставке, на отечественных угольных блоках вскоре после их освоения были достигнуты высокие технико-экономические и эксплуатационные показатели.

На крупных котлах используется факельное сжигание угольной пыли, в основном с твердым шлакоудалением. Механический недожог не превышает, как правило, 1-1,5% при сжигании каменных и 0,5% - бурых углей. Он увеличивается 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 последние годы угольные блоки работают в переменном режиме с глубокими разгрузками или остановами на ночь. Высокая, близкая к номинальной экономичность сохраняется на них при разгружении до N3JI=0,4-=-0,5 NH0M.

Хуже обстоит дело с защитой окружающей среды. На российских угольных ТЭС нет действующих систем сероочистки дымовых газов, нет каталитических систем их очистки от NOX. Установленные для золоулавливания электрофильтры недостаточно эффективны; на котлах производительностью до 640 т/ч широко используются разные еще менее эффективные циклоны и мокрые аппараты.

Между тем для будущего тепловой энергетики ее гармонизация с окружающей средой имеет важнейшее значение. Наиболее трудно достичь ее при использовании в качестве топлива угля, содержащего несгораемую минеральную часть и органические соединения серы, азота и других элементов, образующих после сгорания угля вредные для природы, людей или строений вещества.

На локальном и региональном уровнях основными загрязнителями атмосферы, выбросы которых регламентируются, являются газообразные оксиды серы и азота и твердые частицы (зола). Их ограничение требует специального внимания и затрат.

Так или иначе, контролируются также выбросы летучих органических соединений (наиболее жестко сильных загрязнителей, в частности бензопирена), тяжелых металлов (например, ртути, ванадия, никеля) и загрязненные стоки в водоемы.

При нормировании выбросов ТЭС государство ограничивает их уровнем, который не вызывает необратимых изменений окружающей среды или здоровья людей, способных негативно влиять на условия жизни нынешнего и будущих поколений. Определение этого уровня связано со многими неопределенностями и в большой степени зависит от технических и экономических возможностей, т.к. неразумно жесткие требования могут привести к увеличению затрат и ухудшить хозяйственное положение страны.

С развитием технологий и укреплением экономики возможности уменьшения выбросов ТЭС расширяются. Правомерно поэтому говорить (и стремиться!) к минимальному технически и экономически мыслимому воздействию ТЭС на окружающую среду и идти для этого на увеличенные затраты, однако, такие, при которых обеспечивается еще конкурентоспособность ТЭС. Что-то похожее делается сейчас во многих развитых странах.

Вернемся, однако, к традиционным угольным ТЭС.

Разумеется, сравнительно недорогие освоенные и эффективные электрические и тканевые фильтры для радикального обеспыливания выбрасываемых в атмосферу дымовых газов нужно использовать прежде всего. Характерные для российской энергетики трудности с электрофильтрами могут быть устранены путем оптимизации их размеров и конструкции, совершенствования систем питания с использованием предварительной ионизации и устройств переменного, прерывистого или импульсного питания и автоматизации управления работой фильтров. Во многих случаях целесообразно снижение температуры поступающих в электрофильтр газов.

Для снижения выбросов в атмосферу оксидов азота используются, прежде всего, технологические мероприятия. Они заключаются в воздействии на процесс горения путем изменений конструкции и режимов работы горелок и топочных устройств и создания условий, при которых образование оксидов азота невелико или невозможно.

В котлах, работающих на канско-ачинских углях для снижения образования оксидов азота целесообразно использовать оправдавший себя принцип низкотемпературного сжигания. При трех ступенях подачи топлива коэффициент избытка воздуха в зоне активного горения составит 1,0-1,05. Избыток окислителя в этой зоне при наличии интенсивного массообмена в объеме обеспечит низкий темп шлакования. Чтобы вывод части воздуха из зоны активного горения не увеличивал температуры газов в ее объеме, в факел подают замещающее количество газов рециркуляции. При такой организации горения можно снизить концентрации оксидов азота до 200-250 мг/м3 на номинальной нагрузке энергоблока.

СибВТИ для снижения выбросов оксидов азота разрабатывает систему подогрева угольной пыли перед сжиганием, которая позволит снизить выбросы NOX до менее 200 мг/м3.

При использовании на блоках 300-500 МВт каменных кузнецких углей для уменьшения образования NOX следует применять малотоксичные горелки и ступенчатое сжигание топлива. Сочетание этих мероприятий способно обеспечить выбросы NOX<350 мг/м3.

Особенно трудно снизить образование NOX при сжигании малореакционного топлива (АШ и кузнецкий тощий) в котлах с жидким шлакоудалением. В настоящее время на таких котлах концентрации NOX=1200-1500 мг/м3. При наличии на электростанциях природного газа в них целесообразно организовывать трехступенчатое сжигание с восстановлением NOX в верхней части топки (ребенинг-процесс). Основные горелки при этом эксплуатируются с коэффициентом избытка воздуха агор= 1,0-1,1, а природный газ для создания восстановительной зоны подается в топку вместе с сушильным агентом. Такая схема сжигания может обеспечить концентрации NOX до 500-700 мг/м3.

Для очистки дымовых газов от оксидов азота применяют химические методы. Промышленно применяются две азотоочистные технологии: селективного некаталитического восстановления (СНКВ) и селективного каталитического восстановления (СКВ) оксидов азота.

При более высокой эффективности СКВ-технологии удельные капитальные затраты в нее на порядок выше, чем в СНКВ. Напротив, расход восстановителя, чаще всего аммиака, при СКВ технологии в 2-3 раза ниже вследствие более высокой селективности использования аммиака по сравнению с СНКВ.

СНКВ-технология, отработанная на котле производительностью 420 т/ч Тольяттинской ТЭЦ, может быть применена при техническом перевооружении угольных электростанций с котлами, работающими с жидким шлакоудалением. Это обеспечит на них уровень выбросов NOX = 300-350 мг/м3. В экологически напряженных районах для достижения выбросов NOX около 200 мг/м3 может быть использована СКВ-технология. Во всех случаях использованию азотоочисток должны предшествовать технологические мероприятия по снижению образования NOX.

С помощью освоенных в настоящее время технологий возможна экономически приемлемая очистка продуктов сгорания сернистого топлива с улавливанием 95-97% SO2. В качестве сорбента при этом используется обычно природный известняк, побочным продуктом очистки является товарный гипс.

В нашей стране на Дорогобужской ГРЭС была отработана и промышленно эксплуатировалась установка производительностью 500-103 нм3/ч, реализующая аммиачно-сульфатную технологию сероочистки, в которой сорбентом является аммиак, а побочным продуктом товарный сульфат аммония, являющийся ценным удобрением .

При действующих в России нормативах связывание 90-95% SO2 необходимо при использовании топлива с приведенной сернистостью S > 0,15% кг/МДж. При сжигании мало и средне сернистого топлива S < 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

В качестве основных направлений дальнейшего повышения эффективности угольных ТЭС в настоящее время рассматриваются:

повышение параметров пара по сравнению с освоенными24 МПа, 540/540 °С при одновременном совершенствовании оборудования и систем паровых электростанций;

разработка и совершенствование перспективных ПГУ на угле;

совершенствование и разработка новых систем очистки дымовых газов.

Всестороннее совершенствование схем и оборудования позволило без изменения параметров пара повысить КПД угольных энергоблоков сверхкритического давления с примерно 40 до 43-43,5%. Повышение параметров с 24 МПа 545/540 °С до 29 МПа, 600/620 °С увеличивает КПД в реальных проектах на каменном угле до примерно 47%. Удорожание электростанций с крупными (600-800 МВт) блоками вследствие использования при повышенных параметрах более дорогих материалов (например, аустенитных труб пароперегревателей) сравнительно невелико. Оно составляет 2,5% при повышении КПД с 43 до 45% и 5,5 - до 47%. Однако, даже такое удорожание окупается при очень высоких ценах на уголь .

Работы над супер критическими параметрами пара, начатые в середине прошлого века в США и СССР , нашли в последние годы промышленную реализацию в Японии и западноевропейских странах с высокими ценами на энергоносители.

В Дании и Японии построены и успешно эксплуатируются на каменном угле энергоблоки мощностью 380-1050 МВт с давлением свежего пара 24-30 МПа и перегревом до 580-610 °С. Среди них есть блоки с двукратным промперегревом до 580 °С. КПД лучших японских блоков находится на уровне 45-46 %, датских, работающих на холодной циркуляционной воде с глубоким вакуумом, - на 2-3% выше.

В ФРГ построены буроугольные энергоблоки мощностью 800-1000 МВт с параметрами пара до 27 МПа, 580/600 °С и КПД до 45%.

Работы над энергоблоком с супер критическими параметрами пара (30 МПа, 600/600 °С), организованные в нашей стране, подтвердили реальность создания такого блока мощностью 300-525 МВт с КПД около 46% уже в ближайшие годы.

Повышение экономичности достигается не только за счет повышения параметров пара (их вклад составляет около 5%), но и -в большей степени - вследствие повышения КПД турбины (4,5%) и котла (2,5%) и совершенствования станционного оборудования с уменьшением характерных для его работы потерь.

Имевшийся в нашей стране задел был ориентирован на температуру пара 650 °С и широкое использование аустенитных сталей. Небольшой опытный котел с такими параметрами и давлением пара 30,0 МПа проработал с 1949 г. на экспериментальной ТЭЦ ВТИ свыше 200 тыс. ч. Он находится в работоспособном состоянии и может быть использован для исследовательских целей и длительных испытаний. Энергоблок СКР-100 на Каширской ГРЭС с котлом производительностью 720 т/ч и турбиной на 30 МПа/650 °С

наработал в 1969 г. свыше 30 тыс. ч. После прекращения эксплуатации по причинам, не связанным с его оборудованием, оно было законсервировано. В 1955 г. К.Раковым в ВТИ были проработаны возможности создания котла с параметрами пара 30 МПа/700 °С.

Применение аустенитных сталей с большими коэффициентами линейного расширения и малой теплопроводностью для изготовления массивных не обогреваемых деталей: паропроводов, роторов и корпусов турбин и арматуры вызывает очевидные трудности при неизбежных для энергетического оборудования циклических нагрузках. С учетом этого практически более подходящими могут оказаться сплавы на никелевой основе, способные работать при существенно более высоких температурах.

Так в США, где после длительного перерыва возобновлены работы, направленные на внедрение супер критических параметров пара, они концентрируются, в основном, на разработке и испытаниях необходимых для этого материалов.

Для деталей, работающих при наивысших давлениях и температурах: труб пароперегревателей, коллекторов, главных паропроводов выбрано несколько сплавов на никелевой основе. Для тракта промперегрева, где давления существенно ниже, рассматриваются также аустенитные стали, а для температур ниже 650 °С - перспективные ферритные стали.

В течение 2003 г. планируется выявить улучшенные сплавы, технологические процессы изготовления и методы нанесения покрытий, обеспечивающие эксплуатацию энергетических котлов при температурах пара до 760 °С с учетом характерных разверок, изменений температуры и возможной коррозии в среде реальных продуктов сгорания угля.

Планируется также откорректировать нормы расчета ASME для новых материалов и процессов и рассмотреть особенности конструирования и эксплуатации оборудования при температурах пара до 870 °С и давлении до 35 МПа .

В странах европейского союза на основе кооперативного финансирования разрабатывается с участием большой группы энергетических и машиностроительных компаний усовершенствованный пылеугольный энергоблок с максимальной температурой пара выше 700 °С . Для него приняты параметры свежего пара

37,5 МПа/700 °С и цикл с двойным промперегревом до 720 °С при давлениях 12 и 2,35 МПа. При давлении в конденсаторе 1,5-2,1 кПа КПД такого блока должен быть выше 50% и может достичь 53-54%. И здесь критичными являются материалы. Они разрабатываются так, чтобы обеспечить длительную прочность за 100 тыс. ч., равную 100 МПа при температурах:

сплавы на никелевой основе для труб последних пучков пароперегревателей, выходных коллекторов, паропроводов, корпусов и роторов турбин - 750 °С;

аустенитные стали для пароперегревателей - 700 °С;

ферритно-мартенситные стали для котельных труб и коллекторов - 650 °С.

Прорабатываются новые конструкции котлов и турбин, технологии изготовления (например, сварки) и новые тесные компоновки с целью уменьшить потребность в наиболее дорогих материалах и удельную стоимость блоков без снижения показателей надежности и эксплуатационных показателей, характерных для современных паровых энергоблоков.

Реализация блока намечена после 2010 г., а конечной целью еще через 20 лет является достижение КПД нетто до 55% при температурах пара до 800 °С.

Несмотря на уже достигнутые успехи и имеющиеся перспективы дальнейшего совершенствования паровых энергоблоков, термодинамические выгоды от комбинированных установок настолько велики, что развитию ПГУ на угле уделяется много внимания.

Поскольку сжигание золосодержащего топлива в ГТУ затруднено из-за образования отложений в проточной части турбин и коррозии их деталей, работы по использованию в ГТУ угля ведутся, в основном, в двух направлениях:

газификация под давлением, очистка горючего газа и его сжигание в ГТУ; газификационная установка интегрируется с ПГУ, цикл и схема которой сохраняются такими же, как и на природном газе;

прямое сжигание угля под давлением в высоконапорном парогенераторе с кипящим слоем, очистка и расширение продуктов сгорания в газовой турбине.

Реализация процессов газификации и очистки искусственного газа от золы угля и соединений серы при высоких давлениях позволяет увеличить их интенсивность, уменьшить габариты и стоимость оборудования. Отводимая при газификации теплота утилизируется внутри цикла ПГУ, из него же забираются используемые при газификации пар и вода, а иногда и воздух. Потери, возникающие при газификации угля и очистке генераторного газа, уменьшают КПД ПГУ. Все же при рациональном проектировании он может быть достаточно высоким.

Наиболее проработаны и практически применяются технологии газификации угля в насыпном слое, в кипящем слое и в потоке. В качестве окислителя используется кислород, реже воздух. Применение промышленно освоенных технологий очистки синтез газа от соединений серы требует охлаждения газа до 40 °С, которое сопровождается дополнительными потерями давления и работоспособности. Стоимость систем охлаждения и очистки газа составляет 15-20% общей стоимости ТЭС. Сейчас активно разрабатываются высокотемпературные (до 540-600 °С) технологии газоочистки, которые позволят снизить стоимость систем и упростить их эксплуатацию, а также уменьшить связанные с очисткой потери. Независимо от технологии газификации в горючий газ переходит 98-99% энергии угля.

В 1987-91 гг. в СССР по государственной программе «Экологически чистая энергетика» ВТИ и ЦКТИ совместно с проектными институтами были подробно проработаны несколько ПГУ с газификацией угля.

Единичная мощность блоков (нетто) составляла 250-650 МВт. Были рассмотрены все три упомянутые выше технологии газификации применительно к наиболее распространенным углям: березовскому бурому, кузнецкому каменному и АШ, весьма различным по составу и свойствам. Были получены КПД от 39 до 45% и очень хорошие экологические показатели. В целом эти проекты вполне соответствовали тогдашнему мировому уровню. За рубежом аналогичные ПГУ уже реализованы на демонстрационных образцах единичной мощностью 250-300 МВт, а отечественные проекты 10 лет назад были прекращены.

Несмотря на это газификационные технологии представляют интерес для нашей страны. В ВТИ, в частности, продолжаются

экспериментальные работы на газификационной установке по «горновому» методу (с насыпным слоем и жидким шлакоудалением) и оптимизационные исследования схем ПГУ.

Учитывая умеренное содержание серы в наиболее перспективных отечественных углях и прогресс, достигнутый в экономических и экологических показателях традиционных пылеугольных энергоблоков, с которыми должны будут конкурировать эти ПГУ, главными основаниями для их разработки являются возможность достижения более высокой тепловой экономичности и меньшие трудности с выводом из цикла СО2 в случае, если это понадобится (см. ниже). Помня о сложности ПГУ с газификацией и высокой стоимости их разработки и освоения, в качестве конечных целей целесообразно принять КПД ПГУ на уровне 52-55%, удельную стоимость 1-1,05 от стоимости угольного блока, выбросы SO2 и NOX < 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Снижая температуры горючего газа на выходе из газификатора до 900-1000 °С, очищая его от соединений серы и частиц и направляя в камеру сгорания ГТУ при повышенной температуре (например, 500-540 °С при которых трубопроводы и арматура могут быть изготовлены из недорогих сталей), используя воздушное, а не кислородное дутье, снижая потери давления и тепла в газовоздушном тракте системы газификации и применяя замкнутые внутри него схемы теплообмена, можно снизить связанные с газификацией потери работоспособности с 16-20 до 10-12% и значительно уменьшить расход электроэнергии на собственные нужды.

Выполненные за рубежом проекты свидетельствуют также о значительном снижении удельной стоимости ТЭС с ПГУ с газификацией угля при увеличении производительности и единичной мощности оборудования, а также с повышением освоенности технологии.

Другая возможность - ПГУ со сжиганием угля в кипящем слое под давлением. Необходимый воздух подается в слой компрессором ГТУ с давлением 1-1,5 МПа, продукты сгорания после очистки от золы и уноса расширяются в газовой турбине и производят полезную работу. Теплота, выделившаяся в слое, и тепло газов, отработавших в турбине, используются в паровом цикле.

Проведение процесса под давлением при сохранении всех характерных для сжигания угля в кипящем слое преимуществ позволяет существенно увеличить единичную мощность парогенераторов и уменьшить их габариты при более полном сгорании угля и связывании серы.

Достоинствами ПГУ с КСД являются полное (с КПД > 99%) сгорание различных сортов угля, высокие коэффициенты теплопередачи и небольшие поверхности нагрева, низкие (до 850 °С) температуры горения и вследствие этого небольшие (менее 200 мг/м3) выбросы NOX, отсутствие шлакования, возможность добавки в слой сорбента (известняка, доломита) и связывание в нем 90-95% содержащейся в угле серы.

Высокий КПД (40-42% в конденсационном режиме) достигается в ПГУ с КСД при умеренных мощности (ок. 100 МВт эл.) и докритических параметрах пара.

Вследствие небольших размеров котла и отсутствия сероочистки площадь, занимаемая ПГУ с КСД, невелика. Возможна блочно-комплектная поставка их оборудования и модульное строительство с уменьшением его стоимости и сроков.

Для России ПГУ с КСД перспективны прежде всего для технического перевооружения угольных ТЭЦ на стесненных площадках, на которых трудно расположить необходимое природоохранное оборудование. Замена старых котлов на ВПГ с ГТУ позволит также существенно улучшить экономичность этих ТЭЦ и увеличить на 20% их электрическую мощность.

В ВТИ на основе отечественного оборудования были проработаны несколько типоразмеров ПГУ с КСД.

При благоприятных хозяйственных условиях, такие ПГУ можно было бы реализовать у нас в короткие сроки.

Технология ПГУ с КСД проще и более привычна для энергетиков, чем газификационные установки, представляющие собой сложное химическое производство. Возможны различные комбинации обеих технологий. Целью их является упрощение систем газификации и очистки газов и уменьшение характерных для них потерь с одной, и повышение температуры газов перед турбиной и газотурбинной мощности в схемах с КСД с другой стороны.

Некоторая сдержанность общественности и отражающих ее настроения экспертов и правительств в оценке перспектив широкого и долговременного использования угля связана с растущими выбросами СО2 в атмосферу и опасениями, что эти выбросы могут вызвать глобальные изменения климата, которые будут иметь катастрофические последствия.

Обсуждение основательности этих опасений (их не разделяют многие компетентные специалисты) не является предметом статьи.

Однако, даже если они окажутся правильными, через 40-60 лет, когда это потребуется, или даже ранее, вполне реально создание конкурентоспособных ТЭС (или энерготехнологических предприятий), работающих на угле с ничтожно низкими выбросами СО2 в атмосферу.

Уже сегодня существенное снижение выбросов СО2 в атмосферу от ТЭС, в частности угольных, возможно при комбинированной выработке электроэнергии и тепла и повышении экономичности ТЭС.

С использованием освоенных уже процессов и оборудования можно спроектировать ПГУ с газификацией угля, преобразованием СО + Н2О в Н2О и СО2 и выводом СО2 из синтез газа.

В проекте использованы ГТУ У94.3А фирмы Сименс с начальной температурой газов но стандарту ИСО1190 °С, газификатор PRENFLO (поточный, на сухой пыли угля Питтсбург № 8 и кислородном дутье), шифт-реактор и удаление кислых газов: H2S, COS и СО2 в системе Ректизол фирмы Лурги.

Преимуществами системы являются небольшие размеры оборудования при проведении процессов удаления СО2 при высоком (2 МПа) давлении, высоком парциальном давлении и концентрации СО2. Удаление около 90 % СО2 принято по экономическим соображениям.

Снижение КПД исходной ПГУ при удалении СО2 происходит вследствие потерь эксергии при экзотермическом преобразовании СО (на 2,5-5%), дополнительных потерь энергии при сепарации СО2 (на 1%) и из-за уменьшения расхода продуктов сгорания через газовую турбину и котел-утилизатор после сепарации СО2 (на 1%).

Включение в схему устройств для преобразования СО и вывода из цикла СО2 увеличивает удельную стоимость ПГУ с ГФ на 20%. Ожижение СО2 добавит еще 20%. Стоимость электроэнергии увеличится на 20 и 50% соответственно.

Как уже упоминалось выше, отечественные и зарубежные проработки свидетельствуют о возможности дальнейшего существенного - до 50-53 % - повышения КПД ПГУ с газификацией угля, а, следовательно, и их модификаций с удалением СО2.

ЭПРИ в США пропагандирует создание угольных энергокомплексов, конкурентоспособных с ТЭС на природном газе. Их целесообразно сооружать поэтапно, чтобы уменьшить начальные капвложения и окупать их быстрее, выполняя в то же время действующие природоохранные требования.

Первый этап: перспективная экологически чистая ПГУ с ГФ.

Второй этап: внедрение системы удаления и транспортировки СО2.

Третий этап: организация производства водорода или чистого транспортного топлива.

Есть значительно более радикальные предложения. В рассматривается, например, угольная ТЭС с «нулевыми» выбросами. Ее технологический цикл следующий. Первым шагом является газификация водоугольной суспензии с добавкой водорода и получением СН4 и Н2О. Зола угля выводится из газификатора, а парогазовая смесь очищается.

На втором шаге углерод, перешедший в газообразное состояние, в форме СО2 связывается окисью кальция в реформере, куда подается также очищенная вода. Образующийся в нем водород используется в процессе гидрогазификации и подается после тонкой очистки в твердооксидный топливный элемент для выработки электроэнергии.

На третьем шаге образовавшийся в реформере СаСО3 кальцинируется с использованием выделившегося в топливном элементе тепла и образованием СаО и концентрированной СО2, пригодной для дальнейшей обработки.

Четвертым шагом является преобразование химической энергии водорода в электроэнергию и тепло, которое возвращается в цикл.

СО2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов как, например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе в количествах, на порядки превышающих запасы угля. Конечные продукты карбонизации могут захораниваться в выработанных шахтах.

КПД преобразования угля в электроэнергию в такой системе составит около 70%. При полной стоимости удаления СО2, равной 15-20 долл. США за тонну, оно вызовет удорожание электроэнергии на примерно 0,01 долл. США/кВт-ч.

Рассмотренные технологии являются все же делом отдаленного будущего.

Сегодня важнейшей мерой для обеспечения устойчивого развития является экономически оправданное энергосбережение. В сфере производства оно связано с повышением КПД преобразования энергии (в нашем случае на ТЭС) и применением синэргетических технологий, т.е. комбинированного производства нескольких видов продуктов в одной установке, что-то вроде энерготехнологии, популярной в нашей стране лет 40-50 назад. Конечно, сейчас оно осуществляется на иной технической основе.

Первым примером таких установок стали ПГУ с газификацией нефтяных остатков, применяющиеся уже на коммерческих условиях. Топливом для них служат отходы нефтеперерабатывающих заводов (например, кокс или асфальт), а продукцией - электроэнергия, технологический пар и тепло, товарная сера и используемый на НПЗ водород.

Широко распространенная в нашей стране теплофикация с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла является в сущности энергосберегающей синэргетической технологией и заслуживает в этом качестве значительно большего внимания, чем уделяется ей в настоящее время.

При сложившихся в стране «рыночных» условиях издержки производства электроэнергии и тепла на паротурбинных ТЭЦ, оснащенных устаревшим оборудованием и не оптимально загруженных, во многих случаях чрезмерно велики и не обеспечивают их конкурентоспособности.

Это положение ни в коем случае не должно использоваться для ревизии здравой в своей основе идеи комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Конечно, вопрос не решается перераспределением затрат между электроэнергией и теплом, принципы которого бесплодно обсуждаются у нас многие годы. Но экономику ТЭЦ и систем теплоснабжения в целом можно существенно улучшить с помощью совершенствования технологий (бинарные ПГУ на газе, ПГУ с КСД на угле, предизолированные теплопроводы, автоматизация и т.д.), организационно-структурных изменений и мер государственного регулирования. Они особенно необходимы в такой холодной, с длительным отопительным периодом стране, как наша.

Интересно сравнить между собой различные теплоэнергетические технологии. Российский опыт и цифровой (ценообразование) и методический не дает оснований для таких сравнений, а сделанные в этом направлении попытки недостаточно убедительны. Так или иначе, приходится привлекать зарубежные источники.

Расчеты многих организаций, проведенные без согласования исходных данных, и в нашей стране и за рубежом показывают, что без радикального изменения соотношения цен между природным газом и углем, сложившегося сейчас за рубежом (газ на единицу тепла примерно вдвое дороже угля), современные ПГУ сохраняют конкурентные преимущества перед угольными энергоблоками. Чтобы это положение изменилось, соотношение этих цен должно увеличиться до ~ 4.

Интересный прогноз развития технологий сделан в . Из него видно, например, что применение мазутных паровых энергоблоков прогнозируется до 2025 г., а газовых - до 2035 г.; использование ПГУ с газификацией угля - с 2025 г., а топливных элементов на газе - с 2035 г.; ПГУ на природном газе будут применяться и после 2100 г., выделение СО2 начнется на них после 2025 г., а на ПГУ с газификацией угля после 2055 г.

При всех неопределенностях таких прогнозов они обращают внимание на существо долговременных энергетических проблем и возможные пути их решения.

С развитием науки и техники, которое происходит в наше время, процессы, протекающие в теплоэнергетических установках, все более интенсифицируются и усложняются. Изменяется подход к их оптимизации. Она осуществляется не по техническим, это было ранее, а по экономическим критериям, отражающим требования рынка, которые изменяются и требуют повышенной гибкости теплоэнергетических объектов, их способности адаптироваться к меняющимся условиям. Проектирование электростанций за 30 лет почти неизменной эксплуатации сейчас невозможно.

Либерализация и внедрение рыночных отношений в электроэнергетику вызвали в последние годы серьезные изменения теплоэнергетических технологий, структуры собственности и способов финансирования энергостроительства. Появились коммерческие электростанции, работающие на свободном рынке электроэнергии. Подходы к выбору и проектированию таких электростанций сильно отличаются от традиционных. Часто коммерческие ТЭС, оснащенные мощными парогазовыми установками, не обеспечены контрактами, гарантирующими круглогодичные непрерывные поставки газообразного топлива, и должны заключать не гарантирующие контракты с несколькими поставщиками газа или резервироваться более дорогим жидким топливом с увеличением удельной стоимости ТЭС на 4-5%.

Поскольку 65% затрат за срок службы базовых и полупиковых ТЭС приходится на стоимость топлива, повышение их КПД является важнейшей задачей. Актуальность его сегодня даже возросла с учетом необходимости уменьшения удельных выбросов в атмосферу.

В рыночных условиях повысились требования к надежности и готовности ТЭС, которые теперь стали оценивать с коммерческих позиций: готовность необходима тогда, когда работа ТЭС востребована, а цена неготовности в разное время существенно неодинакова.

Важнейшее значение имеет выполнение природоохранных требований и поддержка местных властей и общественности.

Как правило, целесообразно увеличение мощности в периоды пика нагрузки, даже если оно достигается ценой некоторого ухудшения КПД.

Специально рассматриваются мероприятия по обеспечению надежности и готовности ТЭС. Для этого на стадии проектирования проводятся расчеты наработки на отказ и среднего времени восстановления и оценивается коммерческая эффективность возможных способов повышения готовности. Много внимания уделяется

повышению и контролю качества у поставщиков оборудования и комплектующих, и при проектировании и строительстве ТЭС, а также техническим и организационным аспектам технического обслуживания и ремонтов.

Во многих случаях вынужденные остановы энергоблоков являются следствием неполадок с их станционным вспомогательным оборудованием. С учетом этого получает распространение концепция технического обслуживания всей ТЭС.

Другим знаменательным явлением стало распространение фирменного обслуживания. В контрактах на него предусматриваются гарантии исполнителя на выполнение текущих, средних и капитальных ремонтов в течение установленного времени; работы выполняются и контролируются квалифицированным персоналом, при необходимости в заводских условиях; смягчается проблема запчастей и т.д. Все это значительно повышает готовность ГЭС и уменьшает риски их владельцев.

Лет пятнадцать-двадцать назад энергетика в нашей стране находилась на самом современном уровне, может быть, кроме ГТУ и систем автоматизации. Активно разрабатывались новые технологии и оборудование, не уступавшие по техническому уровню зарубежным. Промышленные проекты основывались на исследованиях мощных отраслевых и академических институтов и ВУЗов.

За последние 10-12 лет имевшийся в электроэнергетике и энергомашиностроении потенциал в значительной мере утрачен. Практически прекратились разработки и строительство новых электростанций и перспективного оборудования. Редкими исключениями являются разработки газовых турбин ГТЭ-110 и ГТЭ-180 и АСУ ТП КВИНТ и Космотроник, ставшие значительным шагом вперед, но не устранившие имевшегося отставания.

Сегодня, с учетом физического износа и морального старения оборудования, российская энергетика остро нуждается в обновлении. К сожалению, в настоящее время нет экономических условий для активного инвестирования в энергетику. Если такие условия возникнут в ближайшие годы, отечественные научно-технические организации смогут - за редкими исключениями - разрабатывать и выпускать необходимое для энергетики перспективное оборудование.

Конечно, освоение его производства будет связано для изготовителей с крупными затратами, а применение - до накопления опыта - с известным риском для владельцев электростанций.

Надо искать источник для компенсации этих затрат и рисков, поскольку ясно, что собственное производство уникального энергетического оборудования соответствует национальным интересам страны.

Многое может сделать для себя самой энергомашиностроительная промышленность, развивая экспорт своей продукции создавая за счет этого накопления для ее технического совершенствования и повышения качества. Последнее является важнейшим условием долговременной стабильности и процветания.

Подобные документы

Принцип работы тепловых паротурбинных, конденсационных и газотурбинных электростанций. Классификация паровых котлов: параметры и маркировка. Основные характеристики реактивных и многоступенчатых турбин. Экологические проблемы тепловых электростанций.

курсовая работа , добавлен 24.06.2009


Области применения и показатели надежности газовых турбин малой и средней мощности. Принцип работы газотурбинных установок, их устройство и описание термодинамическим циклом Брайтона/Джоуля. Типы и основные преимущества газотурбинных электростанций.

реферат , добавлен 14.08.2012


Характеристика электрических станций различного типа. Устройство конденсационных тепловых, теплофикационных, атомных, дизельных электростанций, гидро-, ветроэлектростанций, газотурбинных установок. Регулирование напряжения и возмещение резерва мощности.

курсовая работа , добавлен 10.10.2013


Значение электроэнергетики в экономике Российской Федерации, ее предмет и направления развития, основные проблемы и перспективы. Общая характеристика самых крупных тепловых и атомных, гидравлических электростанций, единой энергосистемы стран СНГ.

контрольная работа , добавлен 01.03.2011


Состав, классификация углей. Золошлаковые продукты и их состав. Содержание элементов в ЗШМ кузнецких энергетических углей. Структура и строение углей. Структурная единица макромолекулы. Необходимость, методы глубокой деминерализации энергетических углей.

реферат , добавлен 05.02.2011


Истоки развития теплоэнергетики. Преобразование внутренней энергии топлива в механическую энергию. Возникновение и развитие промышленного производства в начале XVII века. Паровая машина и принцип ее действия. Работа паровой машины двойного действия.

реферат , добавлен 21.06.2012


Характеристика паротурбинной установки как основного оборудования современных тепловых и атомных электростанций. Ее термодинамический цикл, процессы, происходящие в ходе работы. Пути увеличения КПД цикла ПТУ. Перспективы паротурбостроения в России.

реферат , добавлен 29.01.2012


Описание процессов получения электроэнергии на тепловых конденсационных электрических станциях, газотурбинных установках и теплоэлектроцентралях. Изучение устройства гидравлических и аккумулирующих электростанций. Геотермальная и ветровая энергетика.

реферат , добавлен 25.10.2013


Производство электрической энергии. Основные виды электростанций. Влияние тепловых и атомных электростанций на окружающую среду. Устройство современных гидроэлектростанций. Достоинство приливных станций. Процентное соотношение видов электростанций.

презентация , добавлен 23.03.2015


Численное исследование энергоэффективной работы конденсаторной установки мини-ТЭС при различных условиях теплообмена с окружающей средой. Рассмотрение общей зависимости работы электростанций от использования различных органических рабочих веществ.

Электроэнергетика, как и другие отрасли промышленности, имеет свои проблемы и перспективы развития.

В настоящее время электроэнергетика России находится в кризисе. Понятие "энергетический кризис" можно определить, как напряженное состояние, сложившееся в результате несовпадения между потребностями современного общества в энергии и запасами энергоресурсов, в том числе вследствие нерациональной структуры их потребления.

В России можно на данный момент выделить 10 групп наиболее острых проблем:

• 1). Наличие большой доли физически и морально устаревшего оборудования. Увеличение доли физически изношенных фондов приводит к росту аварийности, частым ремонтам и снижению надежности энергоснабжения, что усугубляется чрезмерной загрузкой производственных мощностей и недостаточными резервами. На сегодняшний день износ оборудования одна из важнейших проблем электроэнергетики. На российских электростанциях он очень велик. Наличие большой доли физически и морально устаревшего оборудования усложняет ситуацию с обеспечением безопасности работы электростанций. Около одной пятой производственных фондов в электроэнергетике близки или превысили проектные сроки эксплуатации и требуют реконструкции или замены. Обновление оборудования ведется недопустимо низкими темпами и в явно недостаточном объеме (таблица).
• 2). Основной проблемой энергетики является также то, что наряду с черной и цветной металлургией энергетика оказывает мощное негативное влияние на окружающую среду. Предприятия энергетики формируют 25 % всех выбросов промышленности.

В 2000 году объемы выбросов вредных веществ в атмосферу составляли 3,9 тонн в том числе выбросы от ТЭС - 3, 5 млн тонн. На диоксид серы приходится до 40% общего объема выбросов, твердых веществ - 30%, оксидов азота - 24 %. То есть ТЭС являются главной причиной формирования кислотных остатков.

Крупнейшими загрязнителями атмосферы являются Рафтинская ГРЭС (г. Асбест, Свердловская область) - 360 тыс. тонн, Новочеркасская (г. Новочеркасск, Ростовская обл.) - 122 тыс. тонн, Троицкая (г. Троицк-5, Челябинская обл.) - 103 тыс. тонн, Верхнетагильская (Свердловская обл.) - 72 тыс. тонн.

Энергетика является и крупнейшим потребителем пресной и морской воды, расходуемой на охлаждение агрегатов и используемой в качестве носителя тепла. На долю отрасли приходится 77% общего объема свежей воды, использованной промышленностью России.

Объем сточных вод, сброшенных предприятиями отрасли в поверхностные водоёмы, в 2000 г. Составил 26,8 млрд куб. м. (на 5,3% больше чем в 1999г.). Крупнейшими источниками загрязнения водных объектов являются ТЭЦ, в то время как ГРЭС - главных источников загрязнения воздуха. Это ТЭЦ-2 (г. Владивосток) - 258 млн куб. м, Безымянская ТЭЦ (Самарская область) - 92 млн куб. м, ТЭЦ-1 (г. Ярославль) - 65 млн куб. м, ТЭЦ-10 (г. Ангарск, Иркутская обл.) - 54 млн куб. м, ТЭЦ-15 и Первомайская ТЭЦ (Санкт-Петербург) - суммарно 81 млн куб. м.

В энергетике образуется и большое количество токсичных отходов (шлаки, зола). В 2000 г. объем токсичных отходов составил 8,2 млн тонн.

Помимо загрязнения воздуха и воды, предприятия энергетики загрязняют почвы, а гидроэлектростанции оказывают сильнейшее воздействие на режим рек, речные и пойменные экосистемы.

• 3). Жесткая тарифная политика. В электроэнергетике поставлены вопросы об экономичном использовании энергии и о тарифах на неё. Можно говорить о необходимости экономии вырабатываемой электроэнергии. Ведь в настоящее время в стране расходуется на единицу продукции в 3 раза больше энергии, чем в США. В этой области предстоит большая работа. В свою очередь тарифы на энергию растут опережающими темпами. Действующие в России тарифы и их соотношение не соответствуют мировой и европейской практике. Существующая тарифная политика привела к убыточной деятельности и низкой рентабельности ряда АО-энерго.
• 4). Ряд районов уже испытывает трудности с обеспечением электроэнергией. Наряду с Центральным районом, дефицит электроэнергии отмечается в Центрально-Черноземном, Волго-Вятском и Северо-Западном экономических районах. Например, в Центральном экономическом районе в 1995 году было произведено огромное количество электроэнергии - 19% от общероссийских показателей (154,7 млрд. кВт), но она вся расходуется внутри региона.
• 5). Сокращается прирост мощностей. Это объясняется некачественным топливом, изношенностью оборудования, проведением работ по повышению безопасности блоков и рядом других причин. Неполное использование мощностей ГЭС происходит из-за малой водности рек. В настоящее время 16 % мощностей электростанций России уже отработали свой ресурс. Из них на ГЭС приходится 65%, на ТЭС - 35 %. Ввод новых мощностей сократился до 0,6 - 1,5 млн кВт в год (1990-2000гг.) по сравнению с 6-7 млн кВт в год (1976-1985гг.).
• 6). Возникшее противодействие общественности и местных органов власти размещению объектов электроэнергетики в связи с их крайне низкой экологической безопасностью. В частности после Чернобыльской катастрофы были прекращены многие изыскательные работы, строительство и расширение АЭС на 39 площадках общей проектной мощностью 109 млн кВт.
• 7). Неплатежи, как со стороны потребителей электроэнергии, так и со стороны энергокомпаний за топливо, оборудование и др.;
• 8). Недостаток инвестиций, связанный как с проводимой тарифной политикой, так и с финансовой "непрозрачностью" отрасли. Крупнейшие западные стратегические инвесторы готовы вкладывать средства в российскую электроэнергетику лишь при условии роста тарифов, чтобы обеспечить возвратность вложений.
• 9). Перебои в энергоснабжении отдельных регионов, в частности Приморья;
• 10). Невысокий коэффициент полезного использования энергоресурсов. Это значит, что 57% энергоресурсов ежегодно теряется. Большая часть потерь происходит на электростанциях, в двигателях, непосредственно использующих горючее, а также в технологических процессах, где топливо служит сырьем. При транспортировке топлива также происходят большие потери энергоресурсов.

Что же касается перспектив развития электроэнергетики в России, то, несмотря на все свои проблемы, электроэнергетика имеет достаточные перспективы.

Например, работа ТЭС требует добычи огромного объема невозобновляемых ресурсов, имеет достаточно низкий КПД, ведет к загрязнению окружающей среды. В России тепловые электростанции работают на мазуте, газе, угле. Однако на данном этапе привлекательными являются региональные энергокомпании с высоким удельным весом газа в структуре топливного баланса, как более эффективного и экологически выгодного топлива. В частности можно отметить, что электростанции, работающие на газе, выбрасывают в атмосферу на 40% меньше углекислого газа. Кроме того газовые станции имеют более высокий коэффициент использования установленной мощности по сравнению с мазутными и угольными станциями, отличаются более стабильным теплоснабжением и не несут затрат по хранению топлива. Работающие на газе станции находятся в лучшем состоянии, чем угольные и мазутные, так как они относительно недавно введены в эксплуатацию. А также цены на газ регулируются государством. Таким образом, становится более перспективным строительство тепловых электростанций, топливом для которых является газ. Также на ТЭС перспективно использование пылеочистительного оборудования с максимально возможным КПД, при этом образующуюся золу использовать в качестве сырья при производстве строительных материалов.

Строительство ГЭС в свою очередь требует затопления большого количества плодородных земель, или в результате давления воды на земную кору ГЭС может вызвать землетрясение. Кроме этого сокращаются рыбные запасы в реках. Перспективным становится строительство сравнительно небольших ГЭС, не требующих серьезных капиталовложений, работающих в автоматическом режиме преимущественно в горной местности, а также - обваловка водохранилищ для освобождения плодородных земель.

Что же касается ядерной энергетики, то строительство АЭС имеет определенный риск, из-за того, что трудно предсказать масштабы последствий при осложнении работы энергоблоков АЭС или при форс-мажорных обстоятельствах. Также не решена проблема утилизации твердых радиоактивных отходов, несовершенна и система защиты. Ядерная электроэнергетика имеет наибольшие перспективы в развитии термоядерных электростанций. Это практически вечный источник энергии, почти безвредный для окружающей среды. Развитие атомной электроэнергетики в ближайшей перспективе будет основано на безопасной эксплуатации существующих мощностей, с постепенной заменой блоков первого поколения наиболее совершенными российскими реакторами. Наибольший ожидаемый рост мощностей произойдет за счет завершения строительства уже начатых станций.

Существует 2 противоположные концепции дальнейшего существования ядерной электроэнергетики в стране.

• 1. Официальная, которая поддерживается Президентом и Правительством. Основываясь на положительных чертах АЭС, они предлагают программу широкого развития электроэнергетики России.
• 2. Экологическая, во главе которой стоит академик Яблоков. Сторонники этой концепции полностью отвергают возможность нового строительства атомных электростанций, как по экологическим, так и по экономическим соображениям.

Есть и промежуточные концепции. Например ряд специалистов считает, что нужно ввести мораторий на строительство атомных электростанций опираясь на недостатки АЭС. Другие же предполагают, что остановка развития ядерной электроэнергетики может привести к тому, что Россия полностью потеряет свой научно-технический и промышленный потенциал в ядерной энергетике.

Исходя из всех негативных влияний традиционной энергетики на окружающую среду, большое внимание уделяется изучению возможностей использования нетрадиционных, альтернативных источников энергии. Практическое применение уже получили энергия приливов и отливов и внутреннее тепло Земли. Ветровые энергоустановки имеются в жилых поселках Крайнего Севера. Ведутся работы по изучению возможности использования биомассы в качестве источника энергии. В будущем, возможно, огромную роль будет играть гелиоэнергетика.

Опыт развития отечественной электроэнергетики выработал следующие принципы размещения и функционирования предприятий этой отрасли промышленности:

• 1. концентрация производства электроэнергии на крупных районных электростанциях, использующих относительно дешевое топливо и энергоресурсы;
• 2. комбинирование производства электроэнергии и тепла для теплофикации населенных пунктов, прежде всего городов;
• 3. широкое освоение гидроресурсов с учетом комплексного решения задач электроэнергетики, транспорта, водоснабжения;
• 4. необходимость развития атомной энергетики, особенно в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом, с учетом безопасности использования АЭС;
• 5. создание энергосистем, формирующих единую высоковольтную сеть страны.

В настоящий момент России нужна новая энергетическая политика, которая была бы достаточно гибкой и предусматривала все особенности данной отрасли, в том числе и особенности размещения. В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:

ь Снижение энергоемкости производства.

ь Сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

ь Повышение коэффициента используемой мощности электростанций, повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий;

ь Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены.

ь Скорейшее обновление парка электростанций.

ь Приведение экологических параметров электростанций к уровню мировых стандартов, снижение вредного воздействия на окружающую среду

Исходя из данных задач создана "Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года", одобренная Правительством РФ. (диаграмма 2)

Приоритетами Генеральной схемы в рамках установленных ориентиров долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики являются:

ь опережающее развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов для надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией;

ь оптимизация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомных, гидравлических, а также использующих уголь тепловых электростанций и уменьшения в топливном балансе отрасли использования газа;

ь создание сетевой инфраструктуры, развивающейся опережающими темпами по сравнению с развитием электростанций и обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний и потребителей в функционировании рынка электрической энергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность взаимных поставок электрической энергии и мощности между регионами России, а также возможность экспорта электрической энергии;

ь минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования, работающего на твердом и газообразном топливе;

ь снижение техногенного воздействия электростанций на окружающую среду путем эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, оптимизации производственной структуры отрасли, технологического перевооружения и вывода из эксплуатации устаревшего оборудования, увеличения объема природоохранных мероприятий на электростанциях, реализации программ по развитию и использованию возобновляемых источников энергии.

По результатам мониторинга в Правительство Российской Федерации ежегодно представляется доклад о ходе реализации Генеральной схемы. Через несколько лет будет видно, насколько она эффективна и насколько реализуются её положения по использованию всех перспектив развития российской энергетики.

В перспективе Россия должна отказаться от строительства новых крупных тепловых и гидравлических станций, требующих огромных инвестиций и создающих экологическую напряженность. Предполагается строительство ТЭЦ малой и средней мощности и малых АЭС в удаленных северных и восточных регионах. На Дальнем Востоке предусматривается развитие гидроэнергетики за счет строительства каскада средних и малых ГЭС. Новые ТЭЦ будут строиться на газе, и только в Канско-Ачинском бассейне предполагается строительство мощных конденсационных ГРЭС из-за дешевой, открытой добычи угля. Имеет перспективы использование геотермальной энергии. Районами, наиболее перспективными для широкого использования термальных вод являются Западная и Восточная Сибирь, а также Камчатка, Чукотка, Сахалин. В перспективе масштабы использования термальных вод будут неуклонно возрастать. Проводятся исследования по вовлечению неисчерпаемых источников энергии, таких как энергия Солнца, ветра, приливов и др., в хозяйственный оборот, что даст возможность обеспечить в стране экономию энергоресурсов, особенно минерального топлива.

Несмотря на бурное развитие отраслей нетрадиционной энергетики в последние десятилетия большая часть производимой в мире электроэнергии по-прежнему приходится на долю энергии, получаемой на тепловых электростанциях. При этом возрастающая с каждым годом потребность в электричестве оказывает стимулирующее воздействие на развитие тепловой энергетики. Энергетики во всём мире работают в сторону усовершенствования ТЭС, повышения их надёжности, экологической безопасности и эффективности.

ЗАДАЧИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

Теплоэнергетика – это отрасль энергетики, в центре внимания которой находятся процессы преобразования тепла в другие виды энергии. Современные теплоэнергетики, основываясь на теории горения и теплообмена, занимаются изучением и усовершенствованием существующих энергоустановок, исследуют теплофизические свойства теплоносителей и стремятся минимизировать вредное экологическое воздействие от работы тепловых электростанций.

ЭНЕРГОУСТАНОВКИ

Тепловая энергетика немыслима без теплоэлектростанций. Тепловые энергоустановки функционируют по следующей схеме. Сначала топливо органического происхождения подаётся в топку, где оно сжигается и нагревает, проходящую по трубам воду. Вода, нагреваясь, преобразуется в пар, который заставляет вращаться турбину. А благодаря вращению турбины активизируется электрогенератор, благодаря которому генерируется электрический ток. В качестве топлива в тепловых электростанциях используется нефть, уголь и другие невозобновляемые источники энергии.

Кроме ТЭС, существуют также установки, в которых тепловая энергия превращается в электрическую без вспомогательной помощи электрогенератора. Это теплоэлектрические, магнито-гидродинамические генераторы и другие энергоустановки.

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

Главным негативным фактором в развитии теплоэнергетики стал тот вред, который наносят окружающей среде в процессе своей работы тепловые электростанции. При сгорании топлива в атмосферу выбрасывается огромное количество вредных выбросов. К ним относятся и летучие органические соединения, и твёрдые частицы золы, и газообразные оксиды серы и азота, и летучие соединения тяжёлых металлов. Кроме того, ТЭС сильно загрязняют воду и портят ландшафт из-за необходимости организации мест для хранения шлаков, золы или топлива.

Также, функционирование ТЭС сопряжено с выбросами парниковых газов. Ведь тепловые электрические станции выбрасывают огромное количество CO 2 , накопление которого в атмосфере изменяет тепловой баланс планеты и становится причиной возникновения парникового эффекта – одной из актуальнейших и серьёзнейших экологический проблем современности.

Вот почему важнейшее место в современных разработках тепловой энергетики должно отводиться изобретениям и инновациям, способным усовершенствовать ТЭС в сторону их экологической безопасности. Речь идёт о новых технологиях очистки топлива, используемого ТЭС, создании, производстве и установке на ТЭС специальных очистительных фильтров, строительства новых тепловых электростанций, спроектированных изначально с учётом современных экологических требований.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Теплоэнергетические устройства являются, и ещё очень долго будут являться основным источником электрической энергии для человечества. Поэтому теплоэнергетики всего мира продолжают усиленно развивать данную перспективную отрасль энергетики. Их усилия, прежде всего, направлены на повышение эффективности тепловых электростанций, необходимость которого диктуется как экономическими, так и экологическими факторами.

Жёсткие требования мирового сообщества к экологической безопасности энергетических объектов, стимулируют инженеров на разработку технологий, снижающих выбросы ТЭС до предельно допустимых концентраций.

Аналитики утверждают, что современные условия таковы, что перспективными окажутся в будущем ТЭС, работающие на угле или газе, поэтому именно в данном направлении теплоэнергетики всего мира прикладывают больше всего усилий.

Доминирующая роль теплоэнергетики в обеспечении мировых человеческих потребностей в электричестве будет сохраняться ещё длительное время. Ведь, несмотря на стремление развитых стран как можно скорее перейти на более безопасные с экологической точки зрения и доступные (что немаловажно в свете приближающегося кризиса исчерпания органического топлива) источники энергии, быстрый переход к новым способам получения энергии невозможен. А это означает, что теплоэнергетика будет активно развиваться и дальше, но, разумеется, с учётом новых требований к экологической безопасности используемых технологий.

Для оценки перспектив ТЭС прежде всего необходимо осознать их преимущества и недостатки в сравнении с другими источниками электроэнергии.

К числу преимуществ можно отнести следующие.

• 1. В отличие от ГЭС тепловые электростанции можно размещать относительно свободно с учетом используемого топлива. Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно дешев (по сравнению с углем). Пылеугольные ТЭС желательно размещать вблизи источников добычи угля. К настоящему времени «угольная» теплоэнергетика сложилась и имеет выраженный региональный характер.
• 2. Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт установленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно меньше, чем АЭС и ГЭС.
• 3. Производство электроэнергии на ТЭС в отличие от ГЭС не зависит от сезона и определяется только доставкой топлива.
• 4. Площади отчуждения хозяйственных земель для ТЭС существенно меньше, чем для АЭС, и, конечно, не идут ни в какое сравнение с ГЭС, влияние которых на экологию может иметь далеко не региональный характер. Примерами могут служить каскады ГЭС на р. Волге и Днепре.
• 5. На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.
• 6. В отличие от АЭС нет никаких проблем с утилизацией ТЭС по завершении срока службы. Как правило, инфраструктура ТЭС существенно «переживает» основное оборудование (котлы и турбины), установленное на ней, а здания, машзал, системы водоснабжения и топливоснабжения и т.д., которые составляют основную часть фондов, еще долго служат. Большинство ТЭС, построенных более 80 лег по плану ГОЭЛРО, до сих пор работают и будут работать дальше после установки на них новых, более совершенных турбин и котлов.

Наряду с этими достоинствами, ТЭС имеет и ряд недостатков.

• 1. ТЭС - самые экологически «грязные» источники электроэнергии, особенно те, которые работают на высокозольном сернистом топливе. Правда, сказать, что АЭС, не имеющие постоянных выбросов в атмосферу, но создающие постоянную угрозу радиоактивного загрязнения и имеющие проблемы хранения и переработки отработавшего ядерного топлива, а также утилизации самой АЭС после окончания срока службы, или ГЭС, затопляющие огромные площади хозяйственных земель и изменяющие региональный климат, являются экологически более «чистыми» можно лишь со значительной долей условности.
• 2. Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность (лучшую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).
• 3. В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом участвуют в покрытии переменной части суточного графика электрической нагрузки.
• 4. ТЭС существенно зависят от поставки топлива, часто привозного.

Несмотря на все эти недостатки, ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, по крайней мере на ближайшие 50 лет.

Перспективы строительства мощных конденсационных ТЭС тесно связаны с видом используемого органического топлива. Несмотря на большие преимущества жидкого топлива (нефти, мазута) как энергоносителя (высокая калорийность, легкость транспортировки), его использование на ТЭС будет все более и более сокращаться не только в связи с ограниченностью запасов, но и в связи с его большой ценностью как сырья для нефтехимической промышленности. Для России немалое значение имеет и экспортная ценность жидкого топлива (нефти). Поэтому жидкое топливо (мазут) на ТЭС будет использоваться либо как резервное топливо на газомазутных ТЭС, либо как вспомогательное топливо на пылеугольных ТЭС, обеспечивающее устойчивое горение угольной пыли в котле при некоторых режимах.

Использование природного газа на конденсационных паротурбинных ТЭС нерационально: для этого следует использовать парогазовые установки утилизационного типа, основой которых являются высокотемпературные ГТУ.

Таким образом, далекая перспектива использования классических паротурбинных ТЭС и в России, и за рубежом прежде всего связана с использованием углей, особенно низкосортных. Это, конечно, не означает прекращения эксплуатации газомазутных ТЭС, которые будут постепенно заменяться ПТУ.

Современные теплоэнергетические системы промышленных предприятий состоят из трех частей, от эффективности взаимодействия которых зависят объем и эффективность потребления топливноэнергетических ресурсов. Этими частями являются:

источники энергетических ресурсов, т.е. предприятия, производящие требуемые виды энергоресурсов;

системы транспорта и распределения энергетических ресурсов между потребителями. Чаще всего это тепловые и электрические сети; потребители энергетических ресурсов.

Каждый из участников в системе производитель - потребитель энергетических ресурсов имеет собственное оборудование и характеризуется определенными показателями энергетической и термодинамической эффективности. При этом часто возникает ситуация, когда высокие показатели эффективности некоторых из участников системы нивелируются другими, так что суммарная эффективность теплоэнергетической системы оказывается невысокой. Наиболее сложной является стадия потребления энергетических ресурсов.

Уровень использования топливно-энергетических ресурсов в отечественной промышленности оставляет желать лучшего. Обследование предприятий нефтехимической отрасли показало, что фактический расход энергоресурсов превышает теоретически необходимый примерно в 1,7-2,6 раза, т.е. целевое использование энергоресурсов составляет около 43 % реальных затрат производственных технологий. Такая ситуация наблюдается на предприятиях химической, резинотехнической, пищевой и отраслей, где недостаточно или неэффективно используются тепловые вторичные ресурсы.

К числу ВЭР, не находящих применения в промышленных теплотехнологических и теплоэнергетических системах предприятия, относятся в основном тепловые потоки жидкостей (t < 90 0 С) и газов (t < 150 0 С) (см. табл. 1.8).

В настоящее время известны достаточно эффективные разработки, позволяющие использовать теплоту таких параметров непосредственно на промышленном объекте. В связи с увеличением цен на энергоресурсы интерес к ним растет, налаживается производство теплоутилизаторов и утилизационных термотрансформаторов, что позволяет надеяться на улучшение в ближайшем будущем ситуации с использованием таких ВЭР в промышленности.

Как показывают расчеты эффективности энергосберегающих мероприятий, каждая единица тепловой энергии (1 Дж, 1 ккал) дает эквивалентную экономию натурального топлива в пятикратном размере. В тех случаях, когда удавалось найти наиболее удачные решения, экономия натурального топлива достигала десятикратного размера.

Основной причиной этого является отсутствие промежуточных стадий добычи, обогащения, преобразования, транспорта топливных энергоресурсов для обеспечения количества сэкономленных энергетических ресурсов. Капитальные вложения в энергосберегающие мероприятия оказываются в 2-3 раза ниже необходимых капитальных вложений в добывающую и смежные отрасли промышленности для получения эквивалентного количества природного топлива.

В рамках традиционно сложившегося подхода теплоэнергетические системы крупных промышленных потребителей рассматриваются единственным образом - как источник энергоресурсов требуемого качества в нужном количестве в соответствии с требованиями технологического регламента. Режим работы теплоэнергетических систем подчиняется условиям, диктуемым потребителем. Такой подход обычно приводит к просчетам при подборе оборудования и принятию неэффективных решений по организации теплотехнологических и теплоэнергетических систем, т.е. к скрытому или явному перерасходу топливно-энергетических ресурсов, что, естественно, сказывается на себестоимости выпускаемой продукции.

В частности, достаточно сильное влияние на общие показатели эффективности энергопотребления промышленных предприятий оказывает сезонность. В летний период обычно отмечается избыточное поступление ВЭР теплотехнологии и одновременно ощущаются проблемы, связанные с недостаточным объемом и качеством охлаждающих теплоносителей из-за повышения температуры оборотной воды. В период низких температур наружного воздуха, напротив, возникает перерасход тепловой энергии, связанный с увеличением доли тепловых потерь через наружные ограждения, который очень трудно выявляется.

Таким образом, современные теплоэнергетические системы должны разрабатываться или модернизироваться в органичной взаимосвязи с промышленной теплотехнологией, с учетом временных графиков и режимов работы как агрегатов - потребителей ЭР, так и агрегатов, которые, в свою очередь, являются источниками ВЭР. Основными задачами промышленной теплоэнергетики при этом являются:

обеспечение баланса энергоресурсов требуемых параметров в любой отрезок времени для надежной и экономичной работы отдельных агрегатов и производственного объединения в целом; оптимальный выбор энергоносителей по теплофизическим и термодинамическим параметрам;

определение номенклатуры и режимов работы резервных и аккумулирующих источников энергоресурсов, а также альтернативных потребителей ВЭР в период их избыточного поступления; выявление резервов роста энергетической эффективности производства на текущем уровне технического развития и в отдаленном будущем.

В перспективе ТЭС ПП представляются сложным энерготехнологическим комплексом, в котором энергетические и технологические потоки тесно взаимосвязаны. При этом потребители топливно-энергетических ресурсов могут быть источниками вторичной энергии для технологических установок данного производства, внешнего потребителя или утилизационных энергетических установок, генерирующих другие виды энергетических ресурсов.

Удельный расход теплоты на выпуск продукции промышленных производств колеблется от одного до десятков гигаджоулей на тонну конечного продукта в зависимости от установленной мощности оборудования, характера технологического процесса, тепловых потерь и равномерности графика потребления. При этом наиболее привлекательными являются мероприятия, направленные на повышение энергоэкономической эффективности действующих производств и не вносящие существенного изменения в режим работы основного технологического оборудования. Наиболее привлекательной представляется организация замкнутых систем теплоснабжения на базе утилизационных установок, предприятия которых имеют высокую долю потребления водяного пара среднего и низкого давления и горячей воды.

Для большинства предприятий характерны значительные потери подведенной в систему теплоты в теплообменных аппаратах, охлаждаемых оборотной водой или воздухом - в конденсаторах, охладителях, холодильниках и т.п. В таких условиях целесообразна организация централизованных и групповых систем с промежуточным теплоносителем в целях рекуперации сбрасываемой теплоты. Это позволит связать многочисленные источники и потребителей в рамках всего предприятия или выделенного подразделения и обеспечить горячей водой требуемых параметров промышленных и санитарнотехнических потребителей.

Замкнутые системы теплоснабжения являются одним из основных элементов безотходных производственных систем. Регенерация теплоты низких параметров и ее трансформацией на необходимый температурный уровень может быть возвращена значительная часть энергетических ресурсов, которая обычно сбрасывается в атмосферу непосредственно или с использованием систем оборотного водоснабжения.

В технологических системах, использующих в качестве энергоносителей пар и горячую воду, температура и давление подводимой и сбрасываемой теплоты в процессах охлаждения оказываются одинаковыми. Количество сбрасываемой теплоты может даже превышать количество введенной в систему теплоты, так как процессы охлаждения обычно сопровождаются изменением агрегатного состояния вещества. В таких условиях возможна организация утилизационных централизованных или местных теплонасосных систем, которые позволяют регенерировать до 70 % теплоты, затраченной в теплопотребляющих установках.

Такие системы получили широкое распространение в США, Германии, Японии и других странах, но в нашей стране их созданию не уделялось достаточного внимания, хотя известны теоретические разработки, проводившиеся в 30-х годах прошлого столетия. В настоящее время ситуация меняется и теплонасосные установки начинают внедрять в системы как теплоснабжения жилищно-коммунальных хозяйств, так и промышленных объектов.

Одним из эффективных решений является организация утилизационных систем холодоснабжения на базе абсорбционных трансформаторов теплоты (АТТ). Промышленные системы холодоснабжения базируются на холодильных установках парокомпрессионного типа, причем потребление электроэнергии на производство холода достигает 15-20 % ее суммарного расхода по всему предприятию. Абсорбционные трансформаторы теплоты как альтернативные источники хладоснабжения обладают некоторыми преимуществами, в частности:

для привода АТТ может использоваться низкопотенциальная теплота технической воды, дымовых газов или отработавшего пара низкого давления;

при неизменном составе оборудования АТТ способен работать как в режиме хладоснабжения, так и в режиме теплового насоса на отпуск теплоты.

Системы воздухо- и хладоснабжения промышленного предприятия существенного влияния на поступление ВЭР не оказывают и могут рассматриваться как потребители теплоты при разработке утилизационных мероприятий.

В будущем следует ожидать появления принципиально новых безотходных промышленных технологий, созданных на базе замкнутых производственных циклов, а также значительного повышения доли электроэнергии в структуре энергопотребления.

Рост потребления электроэнергии в промышленности будет связан, прежде всего, с освоением дешевых источников энергии - реакторов на быстрых нейтронах, термоядерных реакторов и пр.

Одновременно с этим следует ожидать ухудшения экологической ситуации, связанной с глобальным перегревом планеты вследствие интенсификации «термического загрязнения» - роста тепловых выбросов в атмосферу.

Контрольные вопросы и задания к теме 1

1. Какие виды энергоносителей используются для проведения основных технологических процессов в отделении пиролиза, а также на стадии выделения и разделения продуктов реакции в производстве этилена?

2. Охарактеризуйте приходную и расходную части энергетического баланса печи пиролиза. Как повлияла на них организация подогрева питательной воды?

3. Охарактеризуйте структуру энергозатрат в производстве изопрена методом двухстадийного дегидрирования. Какую долю в ней составляют потребление холода и оборотной воды?

4. Проведите анализ структуры теплового баланса производства синтетического этилового спирта методом прямой гидратации этилена. Перечислите статьи расходной части баланса, которые относятся к потерям тепловой энергии.

5. Поясните, почему теплотехнология ТАЦ-основы классифицируется как низкотемпературная.

6. Какие характеристики позволяют оценить равномерность тепловых нагрузок в течение года?

7. Приведите примеры промышленных технологий, которые относятся к второй группе по доле расхода теплоты на собственные нужды.

8. По суточному графику расхода пара на нефтехимическом предприятии определите его максимальное и минимальное значения и проведите их сравнение. Охарактеризуйте месячный график теплопотребления нефтехимического предприятия.

9. Чем объясняется неравномерность годовых графиков тепловых нагрузок промышленных предприятий?

10. Проведите сравнение графиков годовых нагрузок машиностроительных предприятий и химических комбинатов и сформулируйте выводы.

11. Всегда ли горючие отходы производства следует считать вторичными энергоресурсами?

12. Охарактеризуйте структуру потребления теплоты в промышленности с учетом температурного уровня тепловосприятия.

13. Поясните принцип определения располагаемого количества теплоты ВЭР продуктов сгорания, направляемых в котлы-утилизаторы.

14. Какую эквивалентную экономию природного топлива дает экономия единицы теплоты на стадии потребления и почему?

15. Сравните объемы выхода ВЭР в производстве бутадиена методом двухстадийного дегидрирования н -бутана и методом контактного разложения спирта (см. табл. П.1.1).

Таблица П.l.l

Вторичные энергоресурсы производств нефтехимической промышленности