Principalele direcții de dezvoltare a ingineriei termice moderne. Starea actuală și perspectivele dezvoltării centralelor termice. Energie termică pe gaze naturale

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

postat pe http://www. toate cele mai bune. ro/

1. Perspective de dezvoltare a ingineriei termoenergetice

Omenirea își satisface aproximativ 80% din necesarul energetic cu combustibili fosili: petrol, cărbune, gaze naturale. Ponderea lor în soldul industriei de energie electrică este oarecum mai mică - aproximativ 65% (39% - cărbune, 16% - gaze naturale, 9% - combustibili lichizi).

Conform previziunilor Agenției Internaționale pentru Energie, până în 2020, cu o creștere a consumului de purtători de energie primară cu 35%, ponderea combustibililor fosili va crește la peste 90%.

Astăzi, cererea de petrol și gaze naturale este asigurată pentru 50-70 de ani. Cu toate acestea, în ciuda creșterii constante a producției, aceste perioade nu au scăzut în ultimii 20-30 de ani, ci au crescut ca urmare a descoperirii de noi zăcăminte și a îmbunătățirii tehnologiilor de producție. În ceea ce privește cărbunele, rezervele sale recuperabile vor dura mai mult de 200 de ani.

Astfel, nu se pune problema unei penurii de combustibili fosili. Ideea este să le folosim cât mai rațional pentru a îmbunătăți standardele de viață ale oamenilor, păstrând în același timp habitatul lor necondiționat. Acest lucru se aplică pe deplin industriei energiei electrice.

La noi, principalul combustibil pentru centralele termice este gazul natural. În viitorul previzibil, ponderea sa va scădea aparent, însă, consumul absolut al centralelor electrice va rămâne aproximativ constant și destul de mare. Din multe motive - nu întotdeauna rezonabile - nu este folosit suficient de eficient.

Consumatorii de gaze naturale sunt centralele termice tradiționale cu turbine cu abur și centralele termice, în principal cu o presiune a aburului de 13 și 24 MPa (eficiența lor în regim de condensare este de 36-41%), dar și termocentrale vechi cu parametri semnificativ mai mici și ridicate. costurile productiei.

Este posibilă creșterea semnificativă a eficienței utilizării gazului prin utilizarea turbinelor cu gaz și a tehnologiilor cu ciclu combinat.

Puterea maximă unitară a turbinei cu gaz a ajuns până în prezent la 300 MW, eficiența în funcționare autonomă este de 36-38%, iar în turbinele cu gaz cu mai multe arbori, create pe baza motoarelor de aeronave cu rapoarte de presiune ridicate, este de 40% sau mai mult, temperatura inițială a gazului este de 1300-1500 ° C, raportul de compresie - 20-30.

Pentru a asigura succesul practic al fiabilității, eficienței termice, costurilor unitare reduse și costurilor de operare, astăzi turbinele cu gaz de putere sunt proiectate după cel mai simplu ciclu, pentru temperatura maximă realizabilă a gazului (este în continuă creștere), cu rate de creștere a presiunii apropiate de optime. în ceea ce privește munca specifică și eficiența instalațiilor combinate, care utilizează căldura gazelor de eșapament din turbină. Compresorul și turbina sunt situate pe același arbore. Turbo-mașinile formează o unitate compactă cu o cameră de ardere încorporată: inelară sau bloc-inolară. Zona de temperaturi ridicate și presiune este localizată într-un spațiu mic, numărul de detalii care le percep este mic, iar aceste detalii în sine sunt elaborate cu atenție. Aceste principii sunt rezultatul anilor de evoluție a designului.

Majoritatea turbinelor cu gaz cu o putere mai mică de 25-30 MW se bazează pe sau se bazează pe tipul de aeronave sau motoare marine cu turbină cu gaz (GTE), care se caracterizează prin absența diviziunilor orizontale și prin asamblarea carcaselor și rotoarelor. folosind despicaturi verticale, utilizarea pe scară largă a rulmenților, greutate și dimensiuni reduse. Indicatorii de viață și de pregătire necesari pentru aplicarea la sol și funcționarea la centralele electrice sunt furnizați în structurile aeronavei la costuri acceptabile.

Cu o putere de peste 50 MW, GTP este proiectat special pentru centralele electrice, si este realizat ca un singur arbore, cu rapoarte de compresie moderate si o temperatura suficient de ridicata a gazelor de evacuare, ceea ce faciliteaza utilizarea caldurii acestora. Pentru a reduce dimensiunea și costul și pentru a crește eficiența, GTP-urile cu o capacitate de 50-80 MW sunt realizate de mare viteză cu un generator electric antrenat printr-o cutie de viteze. În mod obișnuit, astfel de turbine cu gaz sunt similare aerodinamic și structural cu unitățile mai puternice realizate pentru acționarea directă a generatoarelor electrice cu o viteză de 3600 și 3000 rpm. O astfel de simulare crește fiabilitatea și reduce costurile de dezvoltare și dezvoltare.

Aerul ciclului este principalul lichid de răcire în GTU. Sistemele de răcire cu aer sunt implementate în duze și palete de rotor, folosind tehnologii care oferă proprietățile necesare la un cost acceptabil. Utilizarea aburului sau a apei pentru răcirea turbinelor poate îmbunătăți performanța turbinelor cu gaz și a turbinelor cu abur cu aceiași parametri de ciclu sau poate asigura o creștere suplimentară a temperaturii inițiale a gazelor în comparație cu aerul. Deși baza tehnică pentru utilizarea sistemelor de răcire cu aceste lichide de răcire nu a fost dezvoltată la fel de detaliat ca în cazul aerului, implementarea lor devine o problemă practică.

GTP a stăpânit combustia „low-toxic” a gazelor naturale. Este cel mai eficient în camerele de ardere care funcționează pe un amestec omogen de gaz pregătit anterior cu aer cu excese mari de aer (a = 2-2,1) și cu o temperatură a flăcării uniformă și relativ scăzută (1500-1550 ° C). Cu o astfel de organizare a arderii, formarea de NOX poate fi limitată la 20-50 mg/m3 în condiții normale (în mod standard se referă la produse de ardere care conțin 15% oxigen) la randament ridicat de ardere (concentrație de CO).<50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулированием расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности.

Este mult mai dificil să reproduci o tehnologie similară de ardere „low-toxic” pe combustibili lichizi. Cu toate acestea, există și aici câteva succese.

De mare importanță pentru progresul turbinelor cu gaz staționare este alegerea materialelor și a tehnologiilor de modelare care asigură o durată lungă de viață, fiabilitate și un cost moderat al pieselor lor.

Piesele turbinei și camerei de ardere, care sunt spălate de gaze la temperatură înaltă care conțin componente care pot provoca oxidare sau coroziune și suferă sarcini mecanice și termice mari, sunt realizate din aliaje complexe pe bază de nichel. Lamele sunt racite intens si sunt realizate cu trasee interne complexe folosind metoda turnarii de precizie, care permite utilizarea materialelor si obtinerea de forme ale pieselor imposibile cu alte tehnologii. În ultimii ani, turnarea lamelor cu cristalizare direcțională și monocristalizare a fost din ce în ce mai utilizată, ceea ce face posibilă îmbunătățirea semnificativă a proprietăților mecanice ale acestora.

Suprafețele celor mai fierbinți părți sunt protejate de acoperiri care previn coroziunea și scad temperatura metalului de bază.

Simplitatea și dimensiunile reduse ale turbinelor cu gaz chiar și puternice și ale echipamentelor lor auxiliare fac posibilă din punct de vedere tehnic furnizarea lor în unități mari, fabricate din fabrică, cu echipamente auxiliare, conexiuni de conducte și cabluri, testate și reglate pentru funcționarea normală. Când este instalat în exterior, un element al fiecărei unități este o carcasă (carcasă) care protejează echipamentul de intemperii și reduce emisiile de sunet. Blocurile sunt instalate pe fundații plate și andocate. Spațiul de sub piele este ventilat.

Industria rusă de energie electrică are mulți ani, deși nu lipsit de ambiguitate, experiență în operarea turbinelor cu gaz cu o capacitate unitară de 2,5 până la 100 MW. Un bun exemplu este instalația de cogenerare cu turbină cu gaz, care funcționează de mai bine de 25 de ani în condițiile climatice dure din Yakutsk, într-un sistem de alimentare izolat cu o sarcină neuniformă.

În prezent, centralele rusești operează turbine cu gaz, care, în ceea ce privește parametrii și indicatorii lor, sunt vizibil inferioare celor străine. Pentru a crea turbine moderne cu gaz de putere, este recomandabil să combinați eforturile întreprinderilor de inginerie energetică și a motoarelor de aeronave pe baza tehnologiei aviației.

O unitate de turbină cu gaz de putere cu o capacitate de 110 MW a fost deja fabricată și este în curs de testare, produsă de întreprinderile de apărare Mash-Proekt (Nikolaev, Ucraina) și Saturn (Rybinsk Motors), care are performanțe destul de moderne.

Pe baza motoarelor de aeronave sau marine au fost create în țară diferite dimensiuni standard de turbine cu gaz de putere medie. Mai multe unități GTD-16 și GTD-25 ale Mashinproekt, GTU-12 și GTU-16P ale Perm Aviadvigatel, AL-31ST Saturn și NK-36 Dvigateli NK sunt operate cu un timp de funcționare de 15-25 mii de ore per stațiile de compresoare ale principalelor conducte de gaze. De mulți ani, acolo au fost operate sute de turbine cu gaz anterioare operate de Trud (acum Dvigateli NK) și Mashproekt. Există o experiență bogată și, în general, pozitivă de operare la centralele electrice ale Mashproekt GTU cu o capacitate de 12 MW, care a servit drept bază pentru PT-15-uri mai puternice.

În turbinele moderne cu gaz de putere mare, temperatura gazelor de eșapament din turbină este de 550-640 °C. Căldura lor poate fi folosită pentru furnizarea de căldură sau utilizată în ciclul aburului, cu o creștere a eficienței instalației combinate de abur și gaz până la 55-58%, efectiv obținută în prezent. Sunt posibile și utilizate practic diferite combinații de cicluri de turbină cu gaz și turbină cu abur. Printre acestea domină cele binare, cu furnizarea întregii călduri în camera de ardere a turbinei cu gaz, producerea de abur cu parametri înalți în cazanul de căldură reziduală din spatele turbinei cu gaz și utilizarea acestuia în turbina cu abur.

La CCE de Nord-Vest a Sankt Petersburgului, de aproximativ 2 ani, este exploatat primul STP de tip binar din tara noastra. Puterea sa este de 450 MW. CCGT include două turbine cu gaz V94.2 dezvoltate de Siemens, furnizate de societatea în comun Interturbo cu LMZ, 2 cazane de căldură reziduală și o turbină cu abur. Furnizarea unui sistem automat de control al proceselor în bloc pentru un CCGT a fost realizată de un consorțiu de firme occidentale. Toate celelalte echipamente principale și auxiliare au fost furnizate de întreprinderi interne.

Până la 1 septembrie 2002, CCGT a funcționat 7200 de ore în modul de condensare când a funcționat în domeniul de control (300-450 MW) cu o eficiență medie de 48-49%; eficiența sa estimată este de 51%.

Într-un CCGT similar cu GTE-110 autohton, este posibil să obțineți chiar și o eficiență puțin mai mare.

Eficiența și mai mare, așa cum se poate observa din același tabel, va asigura utilizarea modelului GTE-180 proiectat în prezent.

Prin utilizarea turbinelor cu gaz proiectate în prezent, este posibil să se obțină performanțe semnificativ mai mari, nu numai în construcții noi, ci și în reechiparea tehnică a centralelor termice existente. Este important ca, cu reechiparea tehnică cu conservarea infrastructurii și a unei părți semnificative a echipamentelor și implementarea de unități CCGT binare pe acestea, să fie posibilă atingerea unor valori de eficiență apropiate de optime cu o creștere semnificativă a puterea centralelor electrice.

Cantitatea de abur care poate fi generată în cazanul de căldură reziduală instalat în spatele GTE-180 este aproape de capacitatea unui evacuare a turbinei cu abur K-300. În funcție de numărul de gaze de eșapament stocate în timpul acelor reechipare, este posibil să utilizați 1.2 sau 3 GTE-180. Pentru a evita suprasarcina de evacuare la temperaturi exterioare scăzute, este recomandabil să folosiți o schemă cu trei bucle a secțiunii de abur cu reîncălzire cu abur, în care se obține o putere mare CCGT cu un debit mai mic de abur către condensator.

Menținând toate cele trei emisii, CCGT cu o capacitate de aproximativ 800 MW este amplasată într-o celulă de două unități de putere învecinate: o turbină cu abur rămâne, iar cealaltă este demontată.

Costul unitar al acelor reechipare conform ciclului CCGT va fi de 1,5 ori sau mai mult mai ieftin decât construcția nouă.

Soluții similare sunt adecvate pentru acele reechipare a centralelor pe gaz cu unități de putere de 150 și 200 MW. Ele pot fi utilizate pe scară largă GTE-110 mai puțin puternic.

Din motive economice, în primul rând, centralele termice au nevoie de reechipare tehnică. Pentru ei, cele mai atractive sunt CCGT-urile binare de tipul CET de nord-vest din Sankt Petersburg, care permit o creștere bruscă a producerii de energie electrică pe baza consumului de căldură și modifică raportul dintre sarcinile electrice și termice pe o gamă largă, în timp ce menținerea unui factor general ridicat de utilizare a combustibilului. Modulul realizat la CET Severo-Zapadnaya: GTU - un cazan de căldură reziduală care generează 240 t/h de abur, poate fi utilizat direct pentru alimentarea turbinelor PT-60, PT-80 și T-100.

Cand evacuarile lor sunt complet incarcate, debitul masic al aburului prin primele trepte ale acestor turbine va fi mult mai mic decat cel nominal si se va putea trece la presiunile reduse caracteristice CCGT-450. Acest lucru, precum și scăderea temperaturii aburului viu la mai puțin de 500-510 ° C, va elimina problema epuizării resursei acestor turbine. Deși aceasta va fi însoțită de o reducere a puterii turbinelor cu abur, puterea totală a unității va crește de peste 2 ori, iar eficiența acesteia în ceea ce privește generarea de energie va fi semnificativ mai mare, indiferent de mod (alimentare cu căldură) , decât cel al celor mai bune unități de putere în condensare.

O astfel de schimbare a indicatorilor afectează radical eficiența CHP. Costurile totale pentru producerea energiei electrice și termice vor scădea, iar competitivitatea CET pe piețele ambelor tipuri de produse - după cum reiese din calcule financiare și economice - va crește.

La centralele electrice, în bilanțul de combustibil al cărora există o mare proporție de păcură sau cărbune, dar există și gaze naturale, într-o cantitate suficientă pentru alimentarea turbinei cu gaz, suprastructurile de turbine cu gaz mai puțin eficiente termodinamic pot fi adecvate.

Pentru industria internă de energie termică, cea mai importantă sarcină economică este dezvoltarea și utilizarea pe scară largă a instalațiilor cu turbine cu gaz cu parametrii și indicatorii care au fost deja atinși în lume. Cea mai importantă sarcină științifică este de a asigura proiectarea, fabricarea și funcționarea cu succes a acestor turbine cu gaz.

Desigur, există încă multe oportunități pentru dezvoltarea în continuare a turbinelor cu gaz și a centralelor cu ciclu combinat și pentru îmbunătățirea performanței acestora. Unități CCGT cu o eficiență de 60% au fost proiectate în străinătate, iar sarcina este să o majoreze la 61,5-62% în viitorul apropiat. Pentru a face acest lucru, în loc să circule aerul, turbina cu gaz folosește vapori de apă ca agent de răcire și se realizează o integrare mai strânsă a turbinei cu gaz și a ciclurilor de abur.

Oportunități și mai mari sunt deschise prin crearea unor instalații „hibride”, în care turbinele cu gaz (sau CCGT-uri) sunt construite deasupra unei celule de combustibil.

Pilele de combustibil de înaltă temperatură (FC), oxid solid sau pe bază de carbonați topiți, care funcționează la temperaturi de 850 și 650 °C, servesc ca surse de căldură pentru turbina cu gaz și ciclul de abur. În proiecte specifice cu o capacitate de circa 20 MW - în principal în SUA - s-au obţinut randamente calculate de 70%.

Aceste unități sunt proiectate să funcționeze cu gaz natural cu reformare internă. Este posibil, desigur, ca acestea să funcționeze pe gaz de sinteză sau hidrogen pur obținut din gazeificarea cărbunelui și crearea de complexe în care prelucrarea cărbunelui este integrată în ciclul tehnologic.

Programele existente stabilesc sarcina creșterii capacității centralelor hibride la 300 MW sau mai mult în viitor, iar eficiența acestora - până la 75% la gaze naturale și 60% la cărbune.

Al doilea cel mai important combustibil pentru energie este cărbunele. În Rusia, cele mai productive zăcăminte de cărbune - Kuznetsk și Kansko-Achinsk - sunt situate în sudul Siberiei centrale. Cărbunii acestor zăcăminte sunt slab sulfuri. Costul extragerii lor este mic. Cu toate acestea, domeniul lor de aplicare este în prezent limitat din cauza costului ridicat al transportului feroviar. În partea europeană a Rusiei, în Urali și Orientul Îndepărtat, costurile de transport depășesc costul extracției cărbunelui Kuznetsk de 1,5-2,5 ori, iar Kansk-Achinsk - de 5,5-7,0 ori.

În partea europeană a Rusiei, cărbunele este extras prin metoda minei. Practic, aceștia sunt cărbuni tari din Pechora, antraciți din Donbasul de Sud (inginerii energetici își primesc ecranele - amenzi) și cărbuni bruni din regiunea Moscovei. Toate sunt bogate în cenușă și sulfuroase. Datorită condițiilor naturale (geologice sau climatice), costul producției lor este ridicat și este dificil să se asigure competitivitatea atunci când sunt utilizate la centralele electrice, în special cu înăsprirea inevitabilă a cerințelor de mediu și dezvoltarea pieței cărbunelui termic din Rusia. .

În prezent, centralele termice folosesc cărbuni care variază foarte mult ca calitate: peste 25% din consumul lor total are un conținut de cenușă peste 40%; 18,8% - putere calorică sub 3000 kcal/kg; 6,8 milioane de tone de cărbune - conținut de sulf peste 3,0%. Cantitatea totală de balast în cărbune este de 55 de milioane de tone pe an, inclusiv roci - 27,9 milioane de tone și umiditate - 27,1 milioane de tone. Ca urmare, este foarte importantă îmbunătățirea calității cărbunilor termici.

Perspectiva utilizării cărbunelui în industria rusă de energie electrică va fi determinată de politica de stat a prețurilor la gaze naturale și cărbune. În ultimii ani, a existat o situație absurdă când gazul în multe regiuni ale Rusiei este mai ieftin decât cărbunele. Se poate presupune că prețurile la gaze vor crește mai repede și vor deveni mai mari decât prețurile cărbunelui în câțiva ani.

Pentru a extinde utilizarea cărbunilor de Kuznetsk și Kansk-Achinsk, este recomandabil să se creeze condiții preferențiale pentru transportul feroviar al acestora și să se dezvolte metode alternative de transport a cărbunelui: prin apă, conducte, în stare îmbogățită etc.

Din motive strategice, în partea europeană a Rusiei este necesar să se mențină extracția unei cantități de cărbune termic de cea mai bună calitate și în minele cele mai productive, chiar dacă aceasta necesită subvenții de stat.

Utilizarea cărbunelui în centralele electrice în unitățile tradiționale de alimentare cu abur este viabilă comercial astăzi și va fi viabilă în viitorul apropiat. turbină cu gaz energie electrică industria rusia cărbune

În Rusia, cărbunele se arde la centralele în condensare dotate cu unități de putere de 150, 200, 300, 500 și 800 MW, iar la termocentrale cu cazane cu o capacitate de până la 1000 t/h.

În ciuda calității scăzute a cărbunilor și a instabilității caracteristicilor acestora în timpul livrării, la scurt timp după dezvoltarea lor s-au obținut indicatori tehnici, economici și operaționali înalți la blocurile de cărbune autohtone.

Cazanele mari folosesc arderea prafului de cărbune, în principal cu îndepărtarea cenușii solide. Subarderea mecanică nu depășește, de regulă, 1-1,5% la arderea cărbunelui și 0,5% - cărbune brun. Crește la 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.

În ultimii ani, blocurile de cărbune au funcționat într-un mod variabil, cu descărcare profundă sau opriri peste noapte. Eficiența ridicată, apropiată de eficiența nominală se menține pe ele când sunt descărcate la N3JI=0,4-=-0,5 NH0M.

Mai gravă este situația cu protecția mediului. La termocentralele rusești pe cărbune nu există sisteme de desulfurare a gazelor de ardere în funcțiune, nici sisteme catalitice pentru purificarea lor de NOX. Precipitatoarele electrostatice instalate pentru colectarea cenușii nu sunt suficient de eficiente; pe cazanele cu o capacitate de până la 640 t/h, sunt utilizate pe scară largă diverse cicloane și aparate umede și mai puțin eficiente.

Între timp, pentru viitorul energiei termice, armonizarea acesteia cu mediul este de o importanță capitală. Este cel mai dificil de realizat atunci când se folosește cărbunele drept combustibil, care conține o parte minerală incombustibilă și compuși organici de sulf, azot și alte elemente care formează substanțe dăunătoare naturii, oamenilor sau clădirilor după arderea cărbunelui.

La nivel local și regional, principalii poluanți atmosferici ale căror emisii sunt reglementate sunt oxizii gazoși de sulf și azot și particulele (cenusa). Limitarea lor necesită o atenție și costuri speciale.

Într-un fel sau altul, sunt de asemenea controlate emisiile de compuși organici volatili (cele mai severe poluanți, în special benzopiren), metale grele (de exemplu, mercur, vanadiu, nichel) și efluenți poluați în corpurile de apă.

La raționalizarea emisiilor de la termocentrale, statul le limitează la un nivel care să nu provoace modificări ireversibile ale mediului sau sănătății umane care pot afecta negativ condițiile de viață ale generațiilor actuale și viitoare. Definirea acestui nivel este asociată cu multe incertitudini și depinde în mare măsură de posibilitățile tehnice și economice, deoarece cerințe nerezonabil de stricte pot duce la creșterea costurilor și la înrăutățirea situației economice a țării.

Odată cu dezvoltarea tehnologiei și întărirea economiei, posibilitățile de reducere a emisiilor de la centralele termice se extind. Prin urmare, este legitim să vorbim (și să ne străduim!) pentru impactul minim imaginabil din punct de vedere tehnic și economic al TPP-urilor asupra mediului și să optăm, totuși, pentru creșterea costurilor, astfel încât competitivitatea TPP-urilor să fie încă asigurată. Ceva similar se face acum în multe țări dezvoltate.

Să revenim însă la termocentralele tradiționale pe cărbune.

Desigur, ar trebui folosite în primul rând filtre electrice și textile relativ ieftine, stăpânite și eficiente pentru desprăfuirea radicală a gazelor de ardere emise în atmosferă. Dificultățile cu precipitatoarele electrostatice tipice pentru industria energetică rusă pot fi eliminate prin optimizarea dimensiunii și designului acestora, îmbunătățirea sistemelor de alimentare folosind preionizare și surse de curent alternativ, intermitente sau în impulsuri și automatizarea controlului funcționării filtrului. În multe cazuri, este recomandabil să se reducă temperatura gazelor care intră în precipitatorul electrostatic.

Pentru a reduce emisiile de oxizi de azot în atmosferă, se folosesc în primul rând măsuri tehnologice. Ele constau în influențarea procesului de ardere prin modificarea modurilor de proiectare și funcționare a arzătoarelor și dispozitivelor cuptorului și crearea condițiilor în care formarea oxizilor de azot este mică sau imposibilă.

În cazanele care funcționează pe cărbune Kansk-Achinsk, este recomandabil să se folosească principiul dovedit al arderii la temperatură scăzută pentru a reduce formarea de oxizi de azot. Cu trei etape de alimentare cu combustibil, coeficientul de exces de aer în zona de ardere activă va fi 1,0-1,05. Un exces de agent oxidant în această zonă, în prezența unui transfer intensiv de masă în volum, va asigura o rată scăzută de zgură. Pentru ca îndepărtarea unei părți a aerului din zona de ardere activă să nu crească temperatura gazelor în volumul său, pistolului este furnizată o cantitate de înlocuire a gazelor de recirculare. Cu o astfel de organizare a arderii, este posibil să se reducă concentrația de oxizi de azot la 200-250 mg/m3 la sarcina nominală a unității de putere.

Pentru a reduce emisiile de oxizi de azot, SibVTI dezvoltă un sistem de pre-ardere a prafului de cărbune care va reduce emisiile de NOx la mai puțin de 200 mg/m3.

Când cărbunele Kuznetsk este utilizat pe unități de 300-500 MW, arzătoarele cu toxicitate scăzută și arderea în etape a combustibilului ar trebui utilizate pentru a reduce formarea de NOX. Combinația acestor activități poate genera emisii de NOX<350 мг/м3.

Este deosebit de dificil să se reducă formarea de NOX în timpul arderii combustibilului cu reactivitate scăzută (cenusa și Kuznetsk slab) în cazanele cu îndepărtarea cenușii lichide. În prezent, concentrațiile de NOX la astfel de cazane sunt de 1200-1500 mg/m3. Dacă la centralele electrice este disponibil gaz natural, este recomandabil să se organizeze arderea în trei etape cu reducerea NOX în partea superioară a cuptorului (proces de reardre). În acest caz, arzătoarele principale sunt acționate cu un coeficient de exces de aer ahor= 1,0-1,1, iar gazul natural este alimentat în cuptor împreună cu un agent de uscare pentru a crea o zonă de reducere. O astfel de schemă de ardere poate furniza concentrații de NOX de până la 500-700 mg/m3.

Pentru curățarea gazelor de ardere de oxizi de azot se folosesc metode chimice. Există două tehnologii de tratare a azotului utilizate industrial: reducerea selectivă non-catalitică (SNCR) și reducerea catalitică selectivă (SCR) a oxizilor de azot.

Cu o eficiență mai mare a tehnologiei SCR, costurile de capital specifice în aceasta sunt cu un ordin de mărime mai mari decât în ​​SNCR. Dimpotrivă, consumul de agent reducător, cel mai adesea amoniac, este de 2-3 ori mai mic în tehnologia SCR datorită selectivității mai mari a utilizării amoniacului față de SNCR.

Tehnologia SNCR, testată pe un cazan cu o capacitate de 420 t/h la CCE Togliatti, poate fi utilizată în reechiparea tehnică a centralelor pe cărbune cu cazane care funcționează cu îndepărtarea cenușii lichide. Acest lucru le va asigura nivelul emisiilor de NOX = 300-350 mg/m3. În zonele afectate de mediu, tehnologia SCR poate fi utilizată pentru a obține emisii de NOX de aproximativ 200 mg/m3. În toate cazurile, utilizarea scruberelor cu azot ar trebui să fie precedată de măsuri tehnologice pentru reducerea formării de NOX.

Cu ajutorul tehnologiilor stăpânite în prezent, este posibilă o purificare acceptabilă din punct de vedere economic a produselor de ardere a combustibilului acru cu captarea a 95-97% SO2. În acest caz, calcarul natural este de obicei folosit ca absorbant; gipsul comercial este un produs secundar al purificării.

În țara noastră, la Dorogobuzhskaya GRES, a fost dezvoltată și operată comercial o fabrică cu o capacitate de 500-103 nm3/h, implementând tehnologia de desulfurare a amoniac-sulfat, în care amoniacul este sorbent și sulfatul de amoniu comercial, care este un îngrășământ valoros, este un produs secundar.

Conform standardelor în vigoare în Rusia, legarea a 90-95% SO2 este necesară atunci când se utilizează combustibil cu un conținut redus de sulf S > 0,15% kg/MJ. La arderea combustibililor cu sulf scăzut și mediu S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Următoarele sunt considerate în prezent drept principalele direcții pentru îmbunătățirea în continuare a eficienței centralelor termice pe cărbune:

creșterea parametrilor de abur în comparație cu mastered24 MPa, 540/540 °С cu îmbunătățirea simultană a echipamentelor și sistemelor centralelor electrice cu abur;

dezvoltarea și îmbunătățirea CCGT-urilor promițătoare pe cărbune;

îmbunătățirea și dezvoltarea de noi sisteme de curățare a gazelor de ardere.

Îmbunătățirea cuprinzătoare a schemelor și echipamentelor a făcut posibilă creșterea eficienței unităților electrice pe cărbune supercritic de la aproximativ 40 la 43-43,5% fără a modifica parametrii aburului. Creșterea parametrilor de la 24 MPa, 545/540 °C la 29 MPa, 600/620 °C crește eficiența în proiecte reale pe cărbune până la aproximativ 47%. Creșterea costului centralelor electrice cu unități mari (600-800 MW) datorită utilizării de materiale mai scumpe la parametri mai mari (de exemplu, tuburi austenitice ale supraîncălzitoarelor) este relativ mică. Este de 2,5% cu o creștere a eficienței de la 43 la 45% și 5,5 - la 47%. Cu toate acestea, chiar și o astfel de creștere a prețului se plătește la prețuri foarte mari ale cărbunelui.

Lucrările asupra parametrilor supercritici ai aburului, începute la mijlocul secolului trecut în SUA și URSS, au găsit implementare industrială în Japonia și țările vest-europene cu prețuri ridicate la energie în ultimii ani.

În Danemarca și Japonia, unități de putere cu o capacitate de 380-1050 MW cu o presiune a aburului viu de 24-30 MPa și supraîncălzire până la 580-610 °C au fost construite și funcționate cu succes pe cărbune. Printre acestea se numără blocuri cu dublă reîncălzire până la 580 °C. Eficienta celor mai bune blocuri japoneze este la nivelul de 45-46%, cele daneze, care functioneaza pe apa rece circulanta cu vid profund, sunt cu 2-3% mai mari.

În Germania, au fost construite unități de putere cu lignit cu o capacitate de 800-1000 MW cu parametri de abur de până la 27 MPa, 580/600 °C și eficiență de până la 45%.

Lucrările la o unitate de putere cu parametri supercritici de abur (30 MPa, 600/600 °C), organizate în țara noastră, au confirmat realitatea realizării unei astfel de unități cu o capacitate de 300-525 MW cu un randament de circa 46% în următorii ani.

O creștere a randamentului se realizează nu numai datorită creșterii parametrilor aburului (aportul acestora este de aproximativ 5%), ci și - într-o măsură mai mare - datorită creșterii randamentului turbinei (4,5%) și cazanului (2,5). %) și îmbunătățirea echipamentului stației cu scăderea pierderilor caracteristice muncii sale.

Restul disponibil în țara noastră s-a concentrat pe o temperatură a aburului de 650 ° C și pe utilizarea pe scară largă a oțelurilor austenitice. Un cazan experimental mic cu astfel de parametri și o presiune a aburului de 30,0 MPa a funcționat din 1949 la CHPP experimental VTI de mai mult de 200 de mii de ore, este în stare de funcționare și poate fi folosit în scopuri de cercetare și teste pe termen lung. Unitate de putere SKR-100 la Kashirskaya GRES cu un cazan cu o capacitate de 720 t/h și o turbină pentru 30 MPa/650 °С

a lucrat în 1969 peste 30 mii de ore.După încetarea funcționării din motive care nu țin de echipamentul său, a fost pusă sub control. În 1955, K. Rakov de la VTI a elaborat posibilitățile de a crea un cazan cu parametrii de abur de 30 MPa/700 °C.

Utilizarea oțelurilor austenitice cu coeficienți mari de dilatare liniară și conductivitate termică scăzută pentru fabricarea pieselor masive neîncălzite: conducte de abur, rotoare și carcase și fitinguri de turbine provoacă dificultăți evidente sub sarcinile ciclice inevitabile pentru echipamentele de putere. Având în vedere acest lucru, aliajele pe bază de nichel capabile să funcționeze la temperaturi semnificativ mai ridicate pot fi mai potrivite în practică.

Așadar, în SUA, unde, după o lungă pauză, s-au reluat lucrările care vizează introducerea parametrilor de abur supercritici, aceștia se concentrează în principal pe dezvoltarea și testarea materialelor necesare pentru aceasta.

Pentru piesele care funcționează la cele mai mari presiuni și temperaturi: țevi de supraîncălzire, colectoare, linii principale de abur, au fost selectate mai multe aliaje pe bază de nichel. Pentru traseul de reîncălzire, unde presiunile sunt semnificativ mai scăzute, sunt luate în considerare și oțelurile austenitice, iar pentru temperaturi sub 650 °C se iau în considerare oțelurile feritice promițătoare.

În cursul anului 2003, este planificată identificarea aliajelor îmbunătățite, a proceselor de fabricație și a metodelor de acoperire care să asigure funcționarea cazanelor electrice la temperaturi de abur de până la 760 ° C, ținând cont de aliniamentele caracteristice, modificările de temperatură și posibila coroziune în mediul de ardere a cărbunelui real. produse.

De asemenea, este planificată să se corecteze standardele de calcul ASME pentru materiale și procese noi și să se ia în considerare proiectarea și funcționarea echipamentelor la temperaturi de abur de până la 870 ° C și presiune de până la 35 MPa.

În țările Uniunii Europene, pe baza finanțării prin cooperare, se dezvoltă o unitate energetică îmbunătățită cu cărbune pulverizat, cu o temperatură maximă a aburului de peste 700 °C, cu participarea unui grup mare de companii de energie și constructii de mașini. Pentru aceasta, se iau parametrii aburului proaspăt

37,5 MPa/700 °С și ciclu dublu de reîncălzire până la 720 °С la presiuni de 12 și 2,35 MPa. Cu o presiune în condensator de 1,5-2,1 kPa, eficiența unei astfel de unități ar trebui să fie peste 50% și poate ajunge la 53-54%. Și aici materialele sunt critice. Sunt proiectate pentru a oferi o rezistență pe termen lung peste 100 de mii de ore egală cu 100 MPa la temperaturi:

aliaje pe bază de nichel pentru țevile ultimelor fascicule de supraîncălzitoare, galerii de evacuare, conducte de abur, carcase de turbine și rotoare - 750 °C;

oțeluri austenitice pentru supraîncălzitoare - 700 °C;

oteluri feritico-martensitice pentru tevi si colectoare cazan - 650 °C.

Sunt dezvoltate noi modele de cazane și turbine, tehnici de fabricație (cum ar fi sudarea) și noi structuri strânse pentru a reduce necesitatea celor mai scumpe materiale și a costurilor unitare, fără a compromite fiabilitatea și caracteristicile de performanță ale unităților de alimentare cu abur de astăzi.

Implementarea blocului este programată după 2010, iar scopul final în alți 20 de ani este atingerea unui randament net de până la 55% la temperaturi aburului de până la 800 °C.

În ciuda succeselor deja obținute și a perspectivelor de îmbunătățire în continuare a unităților de alimentare cu abur, beneficiile termodinamice ale centralelor combinate sunt atât de mari încât se acordă multă atenție dezvoltării CCGT pe cărbune.

Deoarece arderea combustibilului care conține cenușă în turbinele cu gaz este dificilă din cauza formării depunerilor în traseul de curgere a turbinelor și a coroziunii părților acestora, lucrările privind utilizarea cărbunelui în turbinele cu gaz se desfășoară în principal în două direcții:

gazificarea sub presiune, purificarea gazelor combustibile și arderea acestuia în turbine cu gaz; unitatea de gazeificare este integrată cu CCGT, al cărei ciclu și schemă rămân aceleași ca pentru gazele naturale;

arderea directă a cărbunelui sub presiune într-un generator de abur cu pat fluidizat de înaltă presiune, purificarea și extinderea produselor de ardere într-o turbină cu gaz.

Implementarea proceselor de gazificare și purificare a gazului artificial din cenușă de cărbune și compuși de sulf la presiuni ridicate face posibilă creșterea intensității acestora, reducerea dimensiunii și costul echipamentului. Căldura îndepărtată în timpul gazificării este utilizată în cadrul ciclului CCGT, iar aburul și apa utilizate în gazeificare, și uneori aerul, sunt, de asemenea, preluați din acesta. Pierderile rezultate din gazeificarea cărbunelui și purificarea gazului generator reduc eficiența CCGT. Cu toate acestea, cu un design rațional, poate fi destul de mare.

Tehnologiile de gazeificare a cărbunelui în pat vrac, în pat fluidizat și în flux sunt cele mai dezvoltate și aplicate practic. Oxigenul este folosit ca agent oxidant, mai rar aerul. Utilizarea tehnologiilor dezvoltate industrial pentru curățarea gazului de sinteză din compușii de sulf necesită răcirea gazului la 40 °C, care este însoțită de pierderi suplimentare de presiune și de performanță. Costul sistemelor de răcire și purificare a gazelor este de 15-20% din costul total al TPP-urilor. Acum sunt dezvoltate în mod activ tehnologiile de curățare a gazelor la temperatură înaltă (până la 540-600 °C), care vor reduce costurile sistemelor și vor simplifica funcționarea acestora, precum și pierderile asociate cu curățarea. Indiferent de tehnologia de gazificare, 98-99% din energia cărbunelui este transformată în gaz combustibil.

În 1987-91. în URSS, în cadrul programului de stat „Energie curată din punct de vedere ecologic” VTI și CKTI, împreună cu institute de proiectare, au fost elaborate în detaliu mai multe CCGT-uri cu gazeificare a cărbunelui.

Capacitatea unitară a unităților (netă) a fost de 250-650 MW. Toate cele trei tehnologii de gazeificare menționate mai sus au fost luate în considerare în raport cu cărbunii cei mai obișnuiți: Berezovsky maro, piatra Kuznetsk și AS, care sunt foarte diferite ca compoziție și proprietăți. Au fost obținute eficiențe de 39 până la 45% și performanțe de mediu foarte bune. În general, aceste proiecte erau destul de conforme cu nivelul mondial de atunci. În străinătate, CCGT-uri similare au fost deja implementate pe mostre demonstrative cu o capacitate unitară de 250-300 MW, iar proiectele interne au fost încheiate în urmă cu 10 ani.

Cu toate acestea, tehnologiile de gazeificare sunt de interes pentru țara noastră. VTI, în special, continuă

lucrari experimentale la o instalatie de gazeificare dupa metoda „vatra” (cu strat de masa si indepartare cenusa lichida) si studii de optimizare a schemelor CCGT.

Având în vedere conținutul moderat de sulf al celor mai promițători cărbuni autohtoni și progresul înregistrat în performanța economică și de mediu a centralelor tradiționale pe cărbune pulverizat cu care aceste CCGT-uri vor trebui să concureze, principalele rațiuni pentru dezvoltarea lor sunt posibilitatea de a obține o eficiență termică mai mare. si mai putina dificultate in a elimina CO2 din ciclu.in cazul in care este necesar (vezi mai jos). Ținând cont de complexitatea CCGT cu gazeificare și de costul ridicat al dezvoltării și dezvoltării acestora, este recomandabil să luăm eficiența CCGT la nivelul de 52-55%, cost specific de 1-1,05 din costul unui bloc de cărbune, SO2 și emisiile de NOX ca obiective finale.< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Prin reducerea temperaturii gazului combustibil la ieșirea gazeificatorului la 900-1000 °C, purificarea acestuia de compuși și particule de sulf și direcționarea acestuia către camera de ardere a turbinei cu gaz la o temperatură ridicată (de exemplu, 500-540 °C la care conductele și fitingurile pot fi realizate din oțeluri ieftine), folosind aer mai degrabă decât explozie de oxigen, reducând pierderile de presiune și căldură în calea gaz-aer a sistemului de gazeificare și folosind circuite de schimb de căldură închise în interiorul acestuia, este posibil să se reducă pierderea eficienței asociată gazificării de la 16-20 la 10-12% și reducerea semnificativă a consumului de energie electrică prin nevoi proprii.

Proiectele desfășurate în străinătate mărturisesc și o reducere semnificativă a costului unitar al TPP-urilor cu CCGT cu gazeificare a cărbunelui, cu creșterea productivității și a capacității unitare a echipamentelor, precum și cu o creștere a dezvoltării tehnologiei.

O altă posibilitate este o unitate CCGT cu arderea cărbunelui într-un pat fluidizat sub presiune. Aerul necesar este furnizat stratului de un compresor cu turbină cu gaz cu o presiune de 1-1,5 MPa, produsele de ardere după curățarea de cenușă și antrenare se extind în turbina cu gaz și produc muncă utilă. Căldura degajată în strat și căldura gazelor evacuate în turbină sunt utilizate în ciclul aburului.

Efectuarea procesului sub presiune, menținând în același timp toate avantajele caracteristice arderii cărbunelui într-un pat fluidizat, face posibilă creșterea semnificativă a puterii unitare a generatoarelor de abur și reducerea dimensiunilor acestora cu arderea mai completă a cărbunelui și a legăturii sulfului.

Avantajele CCGT cu KSD sunt arderea completă (cu o eficiență > 99%) a diferitelor tipuri de cărbune, coeficienți mari de transfer de căldură și suprafețe mici de încălzire, temperaturi de ardere scăzute (până la 850 °C) și, ca urmare, scăzute ( mai puțin de 200 mg/m3) emisii de NOX, absența zgurii, posibilitatea de a adăuga sorbant (calcar, dolomit) în strat și de a lega 90-95% din sulful conținut de cărbune în acesta.

Eficiența ridicată (40-42% în modul de condensare) se realizează în CCGT cu PCR la putere moderată (aproximativ 100 MWel.) și parametri de abur subcritici.

Datorita dimensiunii reduse a cazanului si a lipsei desulfurarii, suprafata ocupata de CCGT cu KSD este mica. Livrarea completă a echipamentelor lor și construcția modulară cu o scădere a costului și a termenilor este posibilă.

Pentru Rusia, CCGT-urile cu KSD promit, în primul rând, reechiparea tehnică a CHPP-urilor pe cărbune pe site-uri înghesuite, unde este dificil să se găsească echipamentele necesare pentru mediu. Înlocuirea cazanelor vechi cu HPG cu turbine cu gaz va îmbunătăți, de asemenea, semnificativ eficiența acestor CHPP și va crește capacitatea lor electrică cu 20%.

La VTI, pe baza echipamentelor casnice, au fost dezvoltate mai multe dimensiuni standard de CCGT cu KSD.

În condiții economice favorabile, astfel de unități CCGT ar putea fi vândute în țara noastră în scurt timp.

Tehnologia CCGT cu KSD este mai simplă și mai familiară inginerilor energetici decât instalațiile de gazeificare, care sunt producții chimice complexe. Sunt posibile diferite combinații ale ambelor tehnologii. Scopul lor este de a simplifica sistemele de gazificare și purificare a gazelor și de a reduce pierderile lor caracteristice, pe de o parte, și de a crește temperatura gazului în fața turbinei și a puterii turbinei cu gaz în schemele cu KSD, pe de altă parte.

O anumită reticență a publicului și a experților și a guvernelor care o reflectă în evaluarea perspectivelor de utilizare pe scară largă și pe termen lung a cărbunelui este asociată cu creșterea emisiilor de CO2 în atmosferă și cu temerile că aceste emisii pot provoca schimbări climatice globale, care vor avea consecințe catastrofale.

O discuție asupra validității acestor temeri (nu sunt împărtășite de mulți experți competenți) nu este subiectul articolului.

Cu toate acestea, chiar dacă se dovedesc a fi corecte, în 40-60 de ani, când este necesar, sau chiar mai devreme, este destul de realist să se creeze centrale termice competitive (sau întreprinderi de tehnologie energetică) care funcționează pe cărbune cu emisii neglijabile de CO2 în atmosfera.

Deja astăzi, o reducere semnificativă a emisiilor de CO2 în atmosferă de la centralele termice, în special cele pe cărbune, este posibilă prin producerea combinată de energie electrică și căldură și o creștere a eficienței centralelor termice.

Folosind procesele și echipamentele deja stăpânite, este posibilă proiectarea unui CCGT cu gazificarea cărbunelui, conversia CO + H2O în H2O și CO2 și îndepărtarea CO2 din gazul de sinteză.

Proiectul a folosit GTU U94.3A de la Siemens cu temperatura inițială a gazului conform ISO1190 °C, gazeificator PRENFLO (în linie, pe praf uscat de cărbune Pittsburgh No. 8 și explozie de oxigen), reactor de schimbare și îndepărtarea gazelor acide: H2S, COS si CO2 in sistemul Rectizol de la Lurgi.

Avantajele sistemului sunt dimensiunea redusă a echipamentului atunci când se efectuează procese de îndepărtare a CO2 la presiune mare (2 MPa), presiune parțială mare și concentrație de CO2. Eliminarea a aproximativ 90% din CO2 este acceptată din motive economice.

Scăderea eficienței CCGT inițiale la eliminarea CO2 are loc din cauza pierderilor de exergie în timpul conversiei exoterme a CO (cu 2,5-5%), a pierderilor suplimentare de energie în timpul separării CO2 (cu 1%) și datorită scăderii consumul de produse de ardere prin turbina cu gaz și utilizatorul cazanului după separarea CO2 (cu 1%).

Includerea în circuitul dispozitivelor pentru conversia și eliminarea CO din ciclul CO2 crește costul unitar al CCGT cu GF cu 20%. Lichefiarea CO2 va adăuga încă 20%. Costul energiei electrice va crește cu 20, respectiv 50%.

După cum s-a menționat mai sus, studiile interne și străine indică posibilitatea unei creșteri semnificative suplimentare - până la 50-53% - a eficienței CCGT cu gazificarea cărbunelui și, în consecință, modificări ale acestora cu eliminarea CO2.

EPRI din Statele Unite promovează crearea de complexe energetice pe cărbune care sunt competitive cu centralele termice care funcționează pe gaz natural. Este recomandabil să le construiți în etape pentru a reduce investițiile inițiale de capital și a le rambursa mai rapid, îndeplinind în același timp cerințele actuale de mediu.

Prima etapă: promiterea unui CCGT ecologic cu GF.

A doua etapă: implementarea unui sistem de eliminare și transport CO2.

A treia etapă: organizarea producției de hidrogen sau combustibil curat pentru transport.

Sunt propuneri mult mai radicale. B are în vedere, de exemplu, o centrală termică pe cărbune cu emisii „zero”. Ciclul său tehnologic este următorul. Prima etapă este gazeificarea nămolului de apă-cărbune cu adăugarea de hidrogen și producerea de CH4 și H2O. Cenușa de cărbune este îndepărtată din gazeificator, iar amestecul gaz-vapori este purificat.

La a doua etapă, carbonul care a trecut în stare gazoasă, sub formă de CO2, este legat de oxidul de calciu în reformator, unde este furnizată și apă purificată. Hidrogenul format în el este folosit în procesul de hidrogazificare și alimentat după purificare fină într-o celulă de combustie cu oxid solid pentru a genera electricitate.

În a treia etapă, CaCO3 format în reformator este calcinat utilizând căldura eliberată în celula de combustie și formarea de CaO și CO2 concentrat adecvat pentru prelucrare ulterioară.

Al patrulea pas este transformarea energiei chimice a hidrogenului în electricitate și căldură, care este returnată ciclului.

CO2 este eliminat din ciclu și mineralizat în procesele de carbonizare a unor astfel de minerale, cum ar fi, de exemplu, silicatul de magneziu, care este omniprezent în natură, în cantități cu ordine de mărime mai mari decât rezervele de cărbune. Produsele finite ale carbonizării pot fi îngropate în minele epuizate.

Eficiența conversiei cărbunelui în energie electrică într-un astfel de sistem va fi de aproximativ 70%. Cu un cost total de eliminare a CO2 de 15-20 USD/tonă, ar crește costul energiei electrice cu aproximativ 0,01 USD/kWh.

Tehnologiile luate în considerare sunt încă o chestiune de viitor îndepărtat.

Astăzi, cea mai importantă măsură pentru asigurarea dezvoltării durabile este economia de energie justificată din punct de vedere economic. În sfera producției, este asociată cu o creștere a eficienței conversiei energiei (în cazul nostru, la centralele termice) și utilizarea tehnologiilor sinergice, i.e. producția combinată a mai multor tipuri de produse într-o singură instalație, ceva de genul tehnologiei energetice, populară în țara noastră acum 40-50 de ani. Desigur, acum se realizează pe o altă bază tehnică.

Primul exemplu de astfel de unități a fost CCGT cu gazeificarea reziduurilor petroliere, care sunt deja folosite în termeni comerciali. Combustibilul pentru ei este deșeurile rafinăriilor de petrol (de exemplu, cocs sau asfalt), iar produsele sunt energie electrică, abur de proces și căldură, sulf comercial și hidrogen utilizate la rafinării.

Cogenerarea cu generare combinată de energie electrică și căldură, care este larg răspândită în țara noastră, este, în esență, o tehnologie de sinergie de economisire a energiei și merită mult mai multă atenție în această capacitate decât o primește în prezent.

În condițiile actuale de „piață” din țară, costurile de producere a energiei electrice și termice la centralele de cogenerare cu turbine cu abur echipate cu echipamente învechite și neîncărcate optim sunt în multe cazuri excesiv de mari și nu le asigură competitivitatea.

În niciun caz, această dispoziție nu trebuie utilizată pentru a revizui ideea fundamentală de generare combinată de căldură și energie. Bineînțeles, problema nu se rezolvă prin redistribuirea costurilor între energie electrică și căldură, ale căror principii s-au discutat inutil la noi de mulți ani. Dar economia CHPP și a sistemelor de alimentare cu căldură în general poate fi îmbunătățită semnificativ prin îmbunătățirea tehnologiilor (CCGT binar pe gaz, CCP pe cărbune, conducte de căldură preizolate, automatizare etc.), prin modificări organizaționale și structurale și reglementări guvernamentale. măsuri. Sunt necesare mai ales într-o țară la fel de rece ca a noastră, cu o perioadă lungă de încălzire.

Este interesant să comparăm diferite tehnologii de căldură și energie între ele. Experiența rusă, atât digitală (preț), cât și metodologică, nu dă temei pentru astfel de comparații, iar încercările făcute în această direcție nu sunt suficient de convingătoare. Într-un fel sau altul, trebuie să atragem surse străine.

Calculele multor organizații, efectuate fără coordonarea datelor inițiale, atât în ​​țara noastră, cât și în străinătate, arată că fără o modificare radicală a raportului prețurilor dintre gazele naturale și cărbunele, care acum s-a dezvoltat în străinătate (gazul pe unitatea de căldură este de aproximativ două ori la fel de scumpe ca și cărbunele), CCGT-urile moderne mențin avantaje competitive față de unitățile electrice pe cărbune. Pentru ca această poziție să se schimbe, raportul acestor prețuri trebuie să crească la ~4.

O prognoză interesantă pentru dezvoltarea tehnologiilor a fost făcută în. Din aceasta se poate observa, de exemplu, că utilizarea unităților de alimentare cu abur de păcură este prevăzută până în 2025, iar gazul - până în 2035; utilizarea CCGT cu gazificarea cărbunelui - din 2025, și pile de combustie pe gaz - din 2035; CCGT-urile care funcționează cu gaze naturale vor fi folosite și după 2100, emisiile de CO2 vor începe după 2025, iar la CCGT-urile cu gazificare a cărbunelui după 2055.

Cu toate incertitudinile unor astfel de prognoze, ei atrag atenția asupra esenței problemelor energetice pe termen lung și a posibilelor modalități de a le rezolva.

Odată cu dezvoltarea științei și tehnologiei, care are loc în epoca noastră, procesele care au loc în centralele termice devin din ce în ce mai intense și mai complicate. Abordarea optimizării lor se schimbă. Se desfășoară nu după cele tehnice, așa cum era odinioară, ci după criterii economice care reflectă cerințele pieței care se modifică și necesită o flexibilitate sporită a instalațiilor termice, capacitatea acestora de a se adapta la condițiile în schimbare. Proiectarea centralelor electrice pentru 30 de ani de funcționare aproape neschimbată este acum imposibilă.

Liberalizarea și introducerea relațiilor de piață în industria energiei electrice în ultimii ani au provocat schimbări serioase în tehnologiile termice și energetice, structura proprietății și metodele de finanțare a construcțiilor energetice. Au apărut centrale electrice comerciale, care funcționează pe piața liberă a energiei electrice. Abordările privind selecția și proiectarea unor astfel de centrale electrice sunt foarte diferite de cele tradiționale. Adesea, centralele termice comerciale echipate cu centrale puternice cu ciclu combinat nu sunt prevăzute cu contracte care garantează furnizarea neîntreruptă de combustibil gazos pe tot parcursul anului și trebuie să încheie contracte de negarantare cu mai mulți furnizori de gaze sau să fie susținute de combustibil lichid mai scump. cu o creștere a costului unitar al TPP cu 4-5%.

Deoarece 65% din costurile ciclului de viață ale centralelor termice de bază și semi-vârf sunt costuri cu combustibilul, îmbunătățirea eficienței acestora este o provocare majoră. Relevanța sa astăzi a crescut chiar, ținând cont de necesitatea reducerii emisiilor specifice în atmosferă.

În condițiile pieței, au crescut cerințele privind fiabilitatea și disponibilitatea centralelor termice, care sunt acum evaluate din punct de vedere comercial: pregătirea este necesară atunci când este solicitată funcționarea unei centrale termice și prețul indisponibilității la diferite ori este semnificativ diferit.

Respectarea cerințelor de mediu și sprijinul autorităților locale și al publicului sunt esențiale.

De regulă, este recomandabil să creșteți puterea în perioadele de sarcină de vârf, chiar dacă aceasta vine cu prețul unei oarecare degradări a eficienței.

Se acordă o atenție deosebită măsurilor de asigurare a fiabilității și pregătirii centralelor termice. Pentru a face acest lucru, în etapa de proiectare, se calculează MTBF și timpul mediu de recuperare și se evaluează eficiența comercială a posibilelor modalități de îmbunătățire a disponibilității. Se acordă multă atenție

imbunatatirea si controlul calitatii furnizorilor de echipamente si componente, precum si in proiectarea si constructia centralelor termice, precum si a aspectelor tehnice si organizatorice ale intretinerii si reparatiilor.

În multe cazuri, opririle forțate ale unităților de alimentare sunt rezultatul defecțiunilor cu echipamentele auxiliare ale instalației. Având în vedere acest lucru, conceptul de întreținere a întregii centrale de cogenerare câștigă teren.

O altă dezvoltare semnificativă a fost proliferarea serviciilor de marcă. Contractele pentru acesta prevăd garanții ale antreprenorului pentru efectuarea reparațiilor curente, medii și majore în termenul specificat; lucrarea este efectuată și supravegheată de personal calificat, dacă este necesar în fabrică; se atenuează problema pieselor de schimb etc. Toate acestea măresc semnificativ pregătirea HPP-urilor și reduc riscurile proprietarilor lor.

Acum vreo cincisprezece sau douăzeci de ani, industria energetică din țara noastră era la cel mai modern nivel, poate, cu excepția turbinelor cu gaz și a sistemelor de automatizare. Au fost dezvoltate în mod activ tehnologii și echipamente noi, nu inferioare ca nivel tehnic față de cele străine. Proiectele industriale s-au bazat pe cercetarea unor industrii puternice și instituții academice și universități.

În ultimii 10-12 ani, potențialul industriei energiei electrice și al ingineriei energetice a fost în mare parte pierdut. Dezvoltarea și construcția de noi centrale electrice și echipamente avansate au încetat practic. Rare excepții sunt dezvoltarea turbinelor cu gaz GTE-110 și GTE-180 și a sistemelor automate de control al proceselor KVINT și Kosmotronik, care au devenit un pas semnificativ înainte, dar nu au eliminat restanța existentă.

Astăzi, ținând cont de deteriorarea fizică și de învechirea echipamentelor, industria energetică rusă are mare nevoie de reînnoire. Din păcate, în prezent nu există condiții economice pentru investiții active în energie. Dacă astfel de condiții vor apărea în următorii ani, organizațiile științifice și tehnice naționale vor putea - cu rare excepții - să dezvolte și să producă echipamente avansate necesare sectorului energetic.

Desigur, dezvoltarea producției sale va fi asociată cu costuri mari pentru producători, iar utilizarea - înainte de acumularea de experiență - cu un risc cunoscut pentru proprietarii de centrale electrice.

Trebuie să căutăm o sursă care să compenseze aceste costuri și riscuri, deoarece este clar că propria noastră producție de echipamente electrice unice este în concordanță cu interesele naționale ale țării.

Industria ingineriei energetice poate face multe pentru ea însăși prin dezvoltarea exportului produselor sale, creând astfel acumulare pentru îmbunătățirea tehnică și îmbunătățirea calității. Aceasta din urmă este cea mai importantă condiție pentru stabilitatea și prosperitatea pe termen lung.

Documente similare

Principiul de funcționare al centralelor termice cu turbine cu abur, în condensare și cu turbine cu gaz. Clasificarea cazanelor cu abur: parametri si marcare. Principalele caracteristici ale turbinelor cu reacție și mai multe trepte. Probleme ecologice ale centralelor termice.

lucrare de termen, adăugată 24.06.2009


Aplicații și indicatori de fiabilitate ai turbinelor cu gaz de putere mică și medie. Principiul de funcționare a instalațiilor cu turbine cu gaz, proiectarea și descrierea acestora prin ciclul termodinamic Brayton/Joule. Tipuri și principalele avantaje ale centralelor cu turbine cu gaz.

rezumat, adăugat 14.08.2012


Caracteristicile centralelor electrice de diferite tipuri. Dispozitiv de termocondensare, de cogenerare, nucleare, centrale diesel, hidrocentrale, eoliene, instalatii de turbine cu gaz. Reglarea tensiunii și compensarea rezervei de putere.

lucrare de termen, adăugată 10.10.2013


Importanța industriei energiei electrice în economia Federației Ruse, subiectul și direcțiile sale de dezvoltare, principalele probleme și perspective. Caracteristicile generale ale celor mai mari centrale termice și nucleare, hidraulice, sistemul energetic unificat al țărilor CSI.

lucrare de control, adaugat 03.01.2011


Compoziția, clasificarea cărbunilor. Produse de cenușă și zgură și compoziția acestora. Conținutul de elemente în ZSHM a cărbunelui de energie Kuznetsk. Structura și structura cărbunilor. Unitatea structurală a unei macromolecule. Necesitate, metode de demineralizare profundă a cărbunilor termici.

rezumat, adăugat 02.05.2011


Originile dezvoltării ingineriei energiei termice. Transformarea energiei interne a combustibilului în energie mecanică. Apariția și dezvoltarea producției industriale la începutul secolului al XVII-lea. Motor cu abur și cum funcționează. Funcționarea unui motor cu abur cu dublă acțiune.

rezumat, adăugat 21.06.2012


Caracteristicile centralei cu turbine cu abur ca principal echipament al centralelor termice și nucleare moderne. Ciclul său termodinamic, procesele care au loc în timpul muncii. Modalități de creștere a eficienței ciclului școlar profesional. Perspective pentru construcția de turbine cu abur în Rusia.

rezumat, adăugat 29.01.2012


Descrierea proceselor de obținere a energiei electrice la centrale termice de condensare, instalații de turbine cu gaz și centrale termice combinate. Studiul dispozitivului centralelor hidraulice și de stocare. Energie geotermală și eoliană.

rezumat, adăugat 25.10.2013


Producția de energie electrică. Principalele tipuri de centrale electrice. Impactul centralelor termice și nucleare asupra mediului. Construirea de centrale hidroelectrice moderne. Avantajele stațiilor de maree. Procentul de tipuri de centrale electrice.

prezentare, adaugat 23.03.2015


Studiu numeric al funcționării eficiente energetic a unei unități condensatoare mini-CHP în diferite condiții de schimb de căldură cu mediul. Luarea în considerare a dependenței generale a funcționării centralelor electrice de utilizarea diferitelor substanțe organice de lucru.

Industria energiei electrice, ca și alte industrii, are propriile probleme și perspective de dezvoltare.

În prezent, industria energetică rusă este în criză. Conceptul de „criză energetică” poate fi definit ca o stare de tensiune care s-a dezvoltat ca urmare a unei nepotriviri între nevoile societății moderne de energie și rezerve de energie, inclusiv datorită structurii iraționale a consumului acestora.

În Rusia, se poate distinge în prezent 10 grupuri cele mai presante probleme:

• unu). Prezența unei mari proporții de echipamente învechite din punct de vedere fizic și moral. O creștere a ponderii fondurilor uzate fizic duce la o creștere a accidentelor, reparații frecvente și o scădere a fiabilității alimentării cu energie, care este exacerbată de utilizarea excesivă a capacităților de producție și rezerve insuficiente. Astăzi, uzura echipamentelor este una dintre cele mai importante probleme din industria energiei electrice. La centralele rusești, este foarte mare. Prezența unei mari proporții de echipamente învechite din punct de vedere fizic și moral complică situația cu asigurarea securității centralelor electrice. Aproximativ o cincime din activele de producție din industria energiei electrice sunt aproape sau și-au depășit durata de viață proiectată și necesită reconstrucție sau înlocuire. Echipamentele sunt modernizate într-un ritm inacceptabil de lent și într-un volum clar insuficient (tabel).
• 2). Principala problemă a energiei este, de asemenea, că, alături de metalurgia feroasă și neferoasă, energia are un impact negativ puternic asupra mediului. Companiile energetice formează 25% din toate emisiile industriale.

În anul 2000, emisiile de substanțe nocive în atmosferă s-au ridicat la 3,9 tone, inclusiv emisiile de la centralele termice - 3,5 milioane de tone. Dioxidul de sulf reprezintă până la 40% din emisiile totale, solide - 30%, oxizi de azot - 24%. Adică, TPP-urile sunt cauza principală a formării reziduurilor acide.

Cei mai mari poluanți ai atmosferei sunt Raftinskaya GRES (orașul Asbest, regiunea Sverdlovsk) - 360 mii tone, Novocherkasskaya (orașul Novocherkassk, regiunea Rostov) - 122 mii tone, Troitskaya (orașul Troitsk-5, regiunea Chelyabinsk) - 103 mii tone, Verkhnetagilskaya (regiunea Sverdlovsk) - 72 mii tone.

Industria energetică este, de asemenea, cel mai mare consumator de apă dulce și de mare, care este folosită pentru răcirea unităților și folosită ca purtător de căldură. Industria reprezintă 77% din volumul total de apă dulce utilizată de industria rusă.

Volumul de ape uzate evacuate de întreprinderile industriale în corpurile de apă de suprafață în anul 2000 a fost de 26,8 miliarde de metri cubi. m. (5,3% mai mult decât în ​​1999). Cele mai mari surse de poluare a apei sunt centralele termice, în timp ce centralele raionale de stat sunt principalele surse de poluare a aerului. Acesta este CHPP-2 (Vladivostok) - 258 milioane de metri cubi. m, Bezymyanskaya CHPP (regiunea Samara) - 92 milioane de metri cubi. m, CHPP-1 (Yaroslavl) - 65 milioane de metri cubi. m, CHPP-10 (Angarsk, regiunea Irkutsk) - 54 milioane de metri cubi. m, CHPP-15 și Pervomaiskaya CHPP (Sankt Petersburg) - un total de 81 de milioane de metri cubi. m.

În sectorul energetic se generează și o mare cantitate de deșeuri toxice (zgură, cenușă). În anul 2000, volumul deșeurilor toxice se ridica la 8,2 milioane de tone.

Pe lângă poluarea aerului și apei, întreprinderile energetice poluează solurile, iar centralele hidroelectrice au un impact puternic asupra regimului râurilor, râurilor și ecosistemelor de luncă inundabilă.

• 3). Politica tarifară rigidă. În industria energiei electrice, au fost ridicate întrebări cu privire la utilizarea economică a energiei și tarifele pentru aceasta. Putem vorbi despre necesitatea economisirii energiei electrice generate. Într-adevăr, în prezent, țara consumă de 3 ori mai multă energie pe unitatea de producție decât în ​​Statele Unite. Mai sunt multe de făcut în acest domeniu. La rândul lor, tarifele la energie cresc într-un ritm mai rapid. Tarifele în vigoare în Rusia și corelarea lor nu corespund practicii mondiale și europene. Politica tarifară existentă a dus la activități neprofitabile și la profitabilitate scăzută a unui număr de AO-energos.
• patru). Un număr de districte se confruntă deja cu dificultăți în furnizarea de energie electrică. Alături de regiunea Centrală, există o lipsă de energie electrică în Pământul Negru Central, Volga-Vyatka și regiunile economice de Nord-Vest. De exemplu, în Regiunea Economică Centrală, în 1995, a fost produsă o cantitate uriașă de energie electrică - 19% din indicatorii ruși (154,7 miliarde kW), dar toată este consumată în regiune.
• 5). Creșterea puterii este redusă. Acest lucru se datorează combustibilului de calitate scăzută, deprecierii echipamentelor, lucrărilor de îmbunătățire a siguranței unităților și o serie de alte motive. Utilizarea incompletă a capacității HPP se datorează conținutului scăzut de apă al râurilor. În prezent, 16% din capacitățile centralelor rusești și-au pus deja la punct resursele. Dintre acestea, centralele hidroelectrice reprezintă 65%, centralele termice - 35%. Punerea în funcțiune a noilor capacități a scăzut la 0,6-1,5 milioane kWh pe an (1990-2000) față de 6-7 milioane kWh pe an (1976-1985).
• 6). Opozitia publicului si a autoritatilor locale fata de amplasarea instalatiilor de energie electrica datorita sigurantei lor extrem de reduse pentru mediu. În special, după dezastrul de la Cernobîl, au fost oprite multe lucrări de topografie, construcție și extindere a centralelor nucleare la 39 de locații cu o capacitate totală de proiectare de 109 milioane kW.
• 7). Neplăți, atât din partea consumatorilor de energie electrică, cât și din partea companiilor energetice pentru combustibil, echipamente etc.;
• opt). Lipsa investițiilor asociată atât cu politica tarifară în curs, cât și cu „opacitatea” financiară a industriei. Cei mai mari investitori strategici occidentali sunt gata să investească în industria rusă de energie electrică doar cu condiția unei creșteri a tarifelor pentru a asigura rentabilitatea investiției.
• 9). Întreruperi ale alimentării cu energie electrică a anumitor regiuni, în special Primorye;
• zece). Coeficient scăzut de utilizare utilă a resurselor energetice. Aceasta înseamnă că 57% din resursele energetice se pierd în fiecare an. Majoritatea pierderilor au loc în centralele electrice, în motoarele care folosesc direct combustibil, precum și în procesele tehnologice în care combustibilul este folosit ca materie primă. La transportul combustibilului apar și pierderi mari de resurse energetice.

Cât despre perspective de dezvoltare industria energetică din Rusia, atunci, în ciuda tuturor problemelor sale, industria energetică are perspective suficiente.

De exemplu, funcționarea centralelor termice necesită extracția unei cantități uriașe de resurse neregenerabile, are o eficiență destul de scăzută și duce la poluarea mediului. În Rusia, centralele termice funcționează cu păcură, gaz și cărbune. Cu toate acestea, în această etapă, companiile energetice regionale cu o pondere mare a gazelor în structura bilanțului combustibilului sunt atractive ca combustibil mai eficient și mai ecologic. În special, se poate observa că centralele electrice pe gaz emit cu 40% mai puțin dioxid de carbon în atmosferă. În plus, benzinăriile au un factor de utilizare a capacității instalate mai mare în comparație cu stațiile de păcură și cărbune, au o furnizare de căldură mai stabilă și nu implică costuri de stocare a combustibilului. Stațiile pe gaz sunt într-o stare mai bună decât cele pe cărbune și pe petrol, deoarece sunt puse în funcțiune relativ recent. Prețurile la gaz sunt reglementate de stat. Astfel, construcția de centrale termice alimentate cu gaz devine din ce în ce mai promițătoare. De asemenea, la TPP-uri promite utilizarea echipamentelor de curățare a prafului cu cea mai mare eficiență posibilă, utilizând în același timp cenușa rezultată ca materie primă în producția de materiale de construcție.

Construcția unei centrale hidroelectrice, la rândul său, necesită inundarea unei cantități mari de teren fertil, sau ca urmare a presiunii apei asupra scoarței terestre, o hidrocentrală poate provoca un cutremur. În plus, stocurile de pește din râuri sunt în scădere. Promițătoare este construcția de hidrocentrale relativ mici, care nu necesită investiții de capital serioase, funcționând în regim automat mai ales în zonele muntoase, precum și terasarea lacurilor de acumulare pentru a elibera terenuri fertile.

În ceea ce privește energia nucleară, construcția unei centrale nucleare prezintă un anumit risc, din cauza faptului că este dificil de prevăzut amploarea consecințelor în cazul complicării funcționării centralelor nucleare sau în circumstanțe de forță majoră. De asemenea, problema eliminării deșeurilor solide radioactive nu a fost rezolvată, iar sistemul de protecție este și el imperfect. Industria nucleară are cele mai mari perspective în dezvoltarea centralelor termonucleare. Este o sursă aproape eternă de energie, aproape inofensivă pentru mediu. Dezvoltarea industriei nucleare în viitorul apropiat se va baza pe funcționarea în siguranță a capacităților existente, cu înlocuirea treptată a unităților de primă generație cu cele mai avansate reactoare rusești. Cea mai mare creștere preconizată a capacității va avea loc datorită finalizării construcției stațiilor deja începute.

Există 2 concepte opuse ale existenței în continuare a energiei nucleare în țară.

• 1. Funcționar, care este susținut de Președinte și Guvern. Pe baza caracteristicilor pozitive ale centralelor nucleare, ei propun un program pentru dezvoltarea amplă a industriei electrice rusești.
• 2. Ecologic, condus de academicianul Yablokov. Susținătorii acestui concept resping complet posibilitatea construirii unor centrale nucleare, atât din motive de mediu, cât și din motive economice.

Există și concepte intermediare. De exemplu, o serie de experți consideră că este necesară introducerea unui moratoriu asupra construcției de centrale nucleare pe baza deficiențelor centralelor nucleare. Alții sugerează că oprirea dezvoltării energiei nucleare poate duce la faptul că Rusia își va pierde complet potențialul științific, tehnic și industrial în energia nucleară.

Pe baza tuturor impacturilor negative ale energiei tradiționale asupra mediului, se acordă multă atenție studiului posibilităților de utilizare a surselor de energie alternative netradiționale. Energia mareelor ​​și căldura internă a Pământului au primit deja aplicare practică. Centralele eoliene sunt disponibile în zonele rezidențiale din nordul îndepărtat. Se lucrează pentru a studia posibilitatea utilizării biomasei ca sursă de energie. În viitor, energia solară va juca probabil un rol uriaș.

Experiența dezvoltării industriei interne de energie electrică a dezvoltat următoarele principiile de amplasare și funcționare a întreprinderilor această industrie:

• 1. concentrarea producției de energie electrică la marile centrale electrice regionale folosind combustibil și resurse energetice relativ ieftine;
• 2. combinarea producției de energie electrică și termică pentru încălzirea localităților, în primul rând orașelor;
• 3. dezvoltarea largă a resurselor hidro, luând în considerare soluționarea integrată a problemelor din industria energiei electrice, transport și alimentare cu apă;
• 4. necesitatea dezvoltării energiei nucleare, în special în zonele cu un echilibru energetic și combustibil tensionat, ținând cont de siguranța utilizării centralelor nucleare;
• 5. realizarea de sisteme energetice care formează o singură rețea de înaltă tensiune a țării.

În acest moment, Rusia are nevoie de o nouă politică energetică care să fie suficient de flexibilă și să prevadă toate caracteristicile acestei industrii, inclusiv specificul locației. La fel de principalele sarcini ale dezvoltării energiei ruse se pot distinge următoarele:

l Reducerea intensității energetice a producției.

ь Păstrarea integrității și dezvoltării Sistemului Energetic Unificat al Rusiei, integrarea acestuia cu alte asociații energetice de pe continentul eurasiatic;

ь Creșterea factorului de putere al centralelor electrice, creșterea eficienței funcționării și asigurarea dezvoltării durabile a industriei de energie electrică bazată pe tehnologii moderne;

ü Tranziție completă la relațiile de piață, eliberarea prețurilor la energie, tranziția completă la prețurile mondiale.

l Reînnoirea promptă a parcului de centrale electrice.

ь Aducerea parametrilor de mediu ai centralelor electrice la nivelul standardelor mondiale, reducând impactul nociv asupra mediului

Pe baza acestor sarcini, a fost creată „Schema generală de amplasare a instalațiilor de energie electrică până în 2020”, aprobată de Guvernul Federației Ruse. (diagrama 2)

Prioritățile Schemei generale în cadrul orientărilor stabilite pentru politica de stat pe termen lung în industria energiei electrice sunt:

l accelerează dezvoltarea industriei energiei electrice, crearea unei structuri justificate economic de capacități de generare și instalații de rețea electrică în aceasta pentru a alimenta în mod fiabil consumatorii țării cu energie electrică și termică;

ь optimizarea bilanțului de combustibil al industriei electrice prin valorificarea maximă posibilă a potențialului de dezvoltare a centralelor termice nucleare, hidraulice, precum și pe cărbune și scăderea bilanțului de combustibil al industriei gazelor;

ь crearea unei infrastructuri de rețea care se dezvoltă într-un ritm mai rapid decât dezvoltarea centralelor electrice și asigură participarea deplină a companiilor de energie și a consumatorilor la funcționarea pieței de energie electrică și de capacitate, consolidarea interconexiunilor care garantează fiabilitatea furnizărilor reciproce de energie electrică și capacitatea între regiunile Rusiei, precum și posibilitatea de a exporta energie electrică;

ь minimizarea consumului specific de combustibil pentru producerea de energie electrică și termică prin introducerea de echipamente moderne, foarte economice, care funcționează pe combustibili solizi și gazoși;

ь reducerea impactului antropic al centralelor electrice asupra mediului prin utilizarea eficientă a combustibilului și a resurselor energetice, optimizarea structurii industriale a industriei, reechiparea tehnologică și scoaterea din funcțiune a echipamentelor învechite, creșterea sferei de aplicare a măsurilor de protecție a mediului la centrale electrice și implementarea programelor de dezvoltare și utilizare a surselor de energie regenerabilă.

Pe baza rezultatelor monitorizării, Guvernului Federației Ruse este prezentat anual un raport privind implementarea Schemei generale. În câțiva ani, se va vedea cât de eficient este și cât de mult sunt implementate prevederile sale pentru a folosi toate perspectivele de dezvoltare a sectorului energetic rus.

În viitor, Rusia ar trebui să renunțe la construcția de noi stații mari termice și hidraulice, care necesită investiții uriașe și creează tensiune asupra mediului. Este planificată construirea unei centrale termice de capacitate mică și medie și centrale nucleare mici în regiunile îndepărtate din nord și est. În Orientul Îndepărtat se are în vedere dezvoltarea hidroenergiei prin construirea unei cascade de hidrocentrale medii și mici. Noi centrale termice vor fi construite pe gaz și doar în bazinul Kansk-Achinsk se plănuiește construirea de centrale puternice în condensare din cauza exploatării cărbunelui ieftin, în cariera deschisă. Are perspective de utilizare a energiei geotermale. Zonele cele mai promițătoare pentru utilizarea pe scară largă a apelor termale sunt Siberia de Vest și de Est, precum și Kamchatka, Chukotka, Sakhalin. În viitor, amploarea utilizării apelor termale va crește constant. Se fac cercetări pentru a implica în circulația economică surse inepuizabile de energie, precum energia Soarelui, vântul, mareele etc., ceea ce va face posibilă economisirea resurselor energetice din țară, în special a combustibilului mineral.

În ciuda dezvoltării rapide a industriilor energetice netradiționale în ultimele decenii, cea mai mare parte a energiei electrice din lume este încă generată de centrale termice. În același timp, cererea în creștere de energie electrică în fiecare an are un efect stimulativ asupra dezvoltării energiei termice. Inginerii energetici din întreaga lume lucrează pentru îmbunătățirea centralelor termice, sporind fiabilitatea, siguranța mediului și eficiența acestora.

OBIECTIVELE INDUSTRIEI PUTERII TERMICE

Ingineria energiei termice este o ramură a energiei, al cărei accent este pus pe procesele de transformare a căldurii în alte tipuri de energie. Inginerii moderni de energie termică, bazați pe teoria arderii și transferului de căldură, sunt angajați în studiul și îmbunătățirea centralelor electrice existente, investighează proprietățile termofizice ale purtătorilor de căldură și caută să minimizeze impactul nociv asupra mediului din exploatarea centralelor termice.

CENTRALE ELECTRICE

Ingineria energiei termice este de neconceput fără centrale termice. Centralele termice funcționează după următoarea schemă. În primul rând, combustibilul organic este introdus în cuptor, unde este ars și încălzește apa care trece prin țevi. Apa, încălzită, este transformată în abur, ceea ce face ca turbina să se rotească. Și datorită rotației turbinei, se activează un generator electric, datorită căruia se generează un curent electric. Centralele termice folosesc petrol, cărbune și alte surse de energie neregenerabile drept combustibil.

Pe lângă centralele termice, există și instalații în care energia termică este transformată în energie electrică fără ajutorul unui generator electric. Acestea sunt generatoare termoelectrice, magneto-hidrodinamice și alte centrale electrice.

PROBLEME DE MEDIU ALE PUTERII CALDELOR

Principalul factor negativ în dezvoltarea ingineriei energiei termice a fost daunele pe care centralele termice le provoacă mediului în timpul activității lor. Când combustibilul este ars, o cantitate imensă de emisii nocive este eliberată în atmosferă. Acestea includ compuși organici volatili și particule solide de cenușă și oxizi gazoși de sulf și azot și compuși volatili ai metalelor grele. În plus, termocentralele poluează puternic apa și strică peisajul din cauza necesității de a organiza locuri pentru depozitarea zgurii, cenușii sau combustibilului.

De asemenea, funcționarea centralelor termice este asociată cu emisiile de gaze cu efect de seră. La urma urmei, centralele termice emit o cantitate uriașă de CO 2, a cărui acumulare în atmosferă modifică echilibrul termic al planetei și provoacă efectul de seră - una dintre cele mai urgente și grave probleme de mediu ale vremurilor noastre.

De aceea, cel mai important loc în evoluțiile moderne ale ingineriei termoenergetice ar trebui acordat invențiilor și inovațiilor care pot îmbunătăți centralele termice în direcția siguranței lor pentru mediu. Vorbim despre noi tehnologii de curățare a combustibilului folosit de termocentrale, crearea, producerea și instalarea de filtre speciale de curățare la termocentrale, construcția de noi centrale termice, proiectate inițial ținând cont de cerințele moderne de mediu.

PERSPECTIVE DE DEZVOLTARE

Dispozitivele de energie termică sunt și pentru foarte mult timp vor fi principala sursă de energie electrică pentru omenire. Prin urmare, companiile de energie termică din întreaga lume continuă să dezvolte intens acest sector energetic promițător. Eforturile lor vizează în primul rând îmbunătățirea eficienței centralelor termice, a căror nevoie este dictată atât de factori economici, cât și de mediu.

Cerințele stricte ale comunității mondiale pentru siguranța de mediu a instalațiilor energetice încurajează inginerii să dezvolte tehnologii care reduc emisiile de la centralele termice la concentrații maxime admise.

Analiștii spun că condițiile moderne sunt de așa natură încât centralele termice care funcționează pe cărbune sau pe gaz se vor dovedi a fi promițătoare în viitor, prin urmare, în această direcție centralele termice din întreaga lume depun cele mai multe eforturi.

Rolul dominant al ingineriei energiei termice în satisfacerea nevoilor umane de energie electrică va continua mult timp. La urma urmei, în ciuda dorinței țărilor dezvoltate de a trece la surse de energie mai ecologice și mai accesibile (ceea ce este important în lumina crizei care se apropie de epuizarea combustibililor fosili) cât mai curând posibil, o tranziție rapidă la noi moduri de a genera energie este imposibilă. . Și asta înseamnă că industria de energie termică va continua să se dezvolte activ, dar, bineînțeles, ținând cont de noile cerințe pentru siguranța mediului înconjurător a tehnologiilor utilizate.

Pentru a evalua perspectivele centralelor termice, în primul rând, este necesar să înțelegem avantajele și dezavantajele acestora în comparație cu alte surse de energie electrică.

Beneficiile includ următoarele.

• 1. Spre deosebire de centralele hidroelectrice, centralele termice pot fi amplasate relativ liber, tinand cont de combustibilul folosit. Centralele termice pe gaz pot fi construite oriunde, deoarece transportul de gaze și păcură este relativ ieftin (comparativ cu cărbunele). Este de dorit să amplasați centrale termice pe cărbune pulverizat în apropierea surselor de exploatare a cărbunelui. Până în prezent, industria termoenergetică „cărbunelui” s-a dezvoltat și are un caracter regional pronunțat.
• 2. Costul unitar al capacității instalate (costul a 1 kW de capacitate instalată) și perioada de construcție a CTE sunt mult mai scurte decât cele ale CNE și CNE.
• 3. Producția de energie electrică la termocentrale, spre deosebire de hidrocentrale, nu depinde de sezon și este determinată doar de livrarea combustibilului.
• 4. Suprafețele de înstrăinare a terenurilor economice pentru termocentrale sunt semnificativ mai mici decât pentru centralele nucleare și, desigur, nu pot fi comparate cu hidrocentrale, al căror impact asupra mediului poate fi departe de a fi regional. Exemple sunt cascadele hidrocentralelor de pe râu. Volga și Nipru.
• 5. Aproape orice combustibil poate fi ars la centralele termice, inclusiv cărbunii de cea mai slabă calitate, balastați cu cenușă, apă și rocă.
• 6. Spre deosebire de centralele nucleare, nu există probleme cu eliminarea centralelor termice la sfârșitul duratei de viață. De regulă, infrastructura unei centrale termice „supraviețuiește” în mod semnificativ echipamentelor principale (cazane și turbine) instalate pe ea, precum și clădiri, o hală de turbine, sisteme de alimentare cu apă și combustibil etc., care alcătuiesc cea mai mare parte a fondurile, servesc mult timp. Majoritatea TPP-urilor construite în decurs de 80 de ani conform planului GOELRO încă funcționează și vor continua să funcționeze după instalarea de turbine și cazane noi, mai avansate.

Alături de aceste avantaje, TPP are o serie de dezavantaje.

• 1. Centralele termice sunt cele mai „murdare” surse de energie electrică din punct de vedere ecologic, în special cele care funcționează cu combustibil acru cu conținut ridicat de cenușă. Adevărat, este adevărat să spunem că centralele nucleare care nu au emisii constante în atmosferă, dar creează o amenințare constantă de contaminare radioactivă și au probleme cu stocarea și procesarea combustibilului nuclear uzat, precum și cu eliminarea energiei nucleare. centrala electrică în sine după sfârșitul duratei de viață, sau centralele hidroelectrice care inundă suprafețe uriașe de teren economic și schimbă climatul regional, sunt ecologic mai „curate” este posibil doar cu un grad semnificativ de convenționalitate.
• 2. Centralele termice tradiționale au o eficiență relativ scăzută (mai bună decât centralele nucleare, dar mult mai proastă decât CCGT).
• 3. Spre deosebire de HPP, TPP-urile participă cu greu la acoperirea părții variabile a programului zilnic de sarcină electrică.
• 4. Centralele termice sunt dependente semnificativ de aprovizionarea cu combustibil, adesea importat.

În ciuda tuturor acestor neajunsuri, centralele termice sunt principalii producători de energie electrică în majoritatea țărilor lumii și vor rămâne așa cel puțin în următorii 50 de ani.

Perspectivele construirii unor centrale termice puternice în condensare sunt strâns legate de tipul de combustibil fosil utilizat. În ciuda marilor avantaje ale combustibilului lichid (ulei, păcură) ca purtător de energie (putere calorică ridicată, ușurință în transport), utilizarea acestuia la termocentrale va fi din ce în ce mai redusă nu numai datorită rezervelor limitate, ci și datorită marii sale. valoare ca materie primă pentru industria petrochimică. Pentru Rusia, valoarea exporturilor de combustibil lichid (ulei) este, de asemenea, de o importanță considerabilă. Prin urmare, combustibilul lichid (pacură) la TPP va fi folosit fie ca combustibil de rezervă la TPP-uri cu motorină, fie ca combustibil auxiliar la TPP-urile pe cărbune pulverizat, ceea ce asigură arderea stabilă a prafului de cărbune în cazan în anumite moduri.

Utilizarea gazelor naturale la centralele termice cu turbine cu abur cu condensare este irațională: pentru aceasta ar trebui folosite centrale cu ciclu combinat de tip utilizare bazate pe turbine cu gaz de înaltă temperatură.

Astfel, perspectiva îndepărtată de utilizare a centralelor termice clasice cu turbine cu abur atât în ​​Rusia, cât și în străinătate este asociată în primul rând cu utilizarea cărbunelui, în special a cărbunelui de calitate scăzută. Aceasta, desigur, nu înseamnă încetarea funcționării centralelor termice cu motorină, care vor fi înlocuite treptat cu PTU.

Sistemele moderne de căldură și energie ale întreprinderilor industriale constau din trei părți, volumul și eficiența consumului de combustibil și resurse energetice depind de eficacitatea interacțiunii lor. Aceste piese sunt:

surse de resurse energetice, de ex. întreprinderi care produc tipurile necesare de resurse energetice;

sisteme de transport si distributie a resurselor energetice intre consumatori. Cel mai adesea, acestea sunt rețele termice și electrice; consumatori de resurse energetice.

Fiecare dintre participanții la sistemul producător - consumator de resurse energetice are propriul echipament și se caracterizează prin anumiți indicatori de eficiență energetică și termodinamică. În acest caz, apare adesea o situație când indicatorii de eficiență ridicată ai unora dintre participanții la sistem sunt compensați de alții, astfel încât eficiența generală a sistemului de căldură și energie este scăzută. Cea mai dificilă etapă este consumul de resurse energetice.

Nivelul de utilizare a combustibilului și a resurselor energetice în industria autohtonă lasă mult de dorit. Un sondaj al întreprinderilor din industria petrochimică a arătat că consumul real de resurse energetice depășește de aproximativ 1,7-2,6 ori necesarul teoretic, adică. utilizarea vizată a resurselor energetice reprezintă aproximativ 43% din costurile reale ale tehnologiilor de producție. Această situație se observă la întreprinderile din industria chimică, cauciuc, alimentară și industrie, unde resursele secundare termice sunt utilizate insuficient sau ineficient.

Printre VER, care nu sunt utilizate în tehnologia industrială a căldurii și sistemele de energie termică ale întreprinderii, se numără în principal fluxurile de căldură ale lichidelor (t< 90 0 С) и газов (t< 150 0 С) (см. табл. 1.8).

În prezent, sunt cunoscute dezvoltări destul de eficiente care fac posibilă utilizarea căldurii unor astfel de parametri direct la o instalație industrială. În legătură cu creșterea prețurilor la resursele energetice, interesul pentru acestea este în creștere, se înființează producția de unități de recuperare a căldurii și transformatoare termice de utilizare, ceea ce ne permite să sperăm la o îmbunătățire în viitorul apropiat cu utilizarea unui astfel de VER în industrie.

Calculele eficacității măsurilor de economisire a energiei arată că fiecare unitate de energie termică (1 J, 1 kcal) asigură de cinci ori economii echivalente de combustibil natural. În acele cazuri în care a fost posibilă găsirea celor mai de succes soluții, economia de combustibil natural a ajuns la o dimensiune de zece ori mai mare.

Motivul principal pentru aceasta este lipsa etapelor intermediare de extracție, îmbogățire, conversie, transport a resurselor energetice de combustibil pentru a asigura cantitatea de resurse energetice economisite. Investițiile de capital în măsuri de economisire a energiei se dovedesc a fi de 2-3 ori mai mici decât investițiile de capital necesare în minerit și industriile conexe pentru a obține o cantitate echivalentă de combustibil natural.

În cadrul abordării tradiționale stabilite, sistemele de căldură și energie ale consumatorilor industriali mari sunt considerate într-un singur mod - ca o sursă de resurse energetice de calitatea necesară în cantitatea necesară, în conformitate cu cerințele reglementărilor tehnologice. Modul de funcționare al sistemelor termice este supus condițiilor dictate de consumator. Această abordare duce de obicei la calcule greșite în selecția echipamentelor și la adoptarea unor decizii ineficiente privind organizarea tehnologiei termice și a sistemelor de energie termică, i.e. la cheltuirea excesivă ascunsă sau evidentă a resurselor de combustibil și energie, care, desigur, afectează costul produselor.

În special, sezonalitatea are o influență destul de puternică asupra eficienței generale a consumului de energie al întreprinderilor industriale. În perioada de vară, de obicei există o sursă de aprovizionare cu tehnologia termică VER și, în același timp, apar probleme asociate cu volumul și calitatea insuficiente a calduratorilor de răcire din cauza creșterii temperaturii apei circulante. În perioada temperaturilor exterioare scăzute, dimpotrivă, se produce o supracheltuire a energiei termice asociată cu o creștere a ponderii pierderilor de căldură prin gardurile exterioare, care este foarte greu de detectat.

Astfel, sistemele moderne de căldură și energie ar trebui dezvoltate sau modernizate într-o relație organică cu tehnologia termică industrială, ținând cont de orarele și modurile de funcționare ale ambelor unități - consumatori de ER, și unități, care, la rândul lor, sunt surse de SRE. . Sarcinile principale ale ingineriei termice industriale sunt:

asigurarea echilibrului resurselor energetice a parametrilor necesari în orice moment pentru funcționarea fiabilă și economică a unităților individuale și a asociației de producție în ansamblu; alegerea optimă a purtătorilor de energie din punct de vedere al parametrilor termofizici și termodinamici;

determinarea nomenclaturii și a modurilor de funcționare a surselor de rezervă și stocare a resurselor energetice, precum și a consumatorilor alternativi de VER pe perioada excesului de aprovizionare a acestora; identificarea rezervelor pentru creşterea eficienţei energetice a producţiei la nivelul actual de dezvoltare tehnică şi în viitorul îndepărtat.

În viitor, TPP-urile PP par a fi un complex energetic-tehnologic complex în care fluxurile de energie și tehnologice sunt strâns interconectate. În același timp, consumatorii de combustibil și resurse energetice pot fi surse de energie secundară pentru instalațiile tehnologice de o anumită producție, un consumator extern sau centrale de utilizare care generează alte tipuri de resurse energetice.

Consumul specific de căldură pentru producția de produse industriale variază de la unu la zeci de gigajouli pe tonă de produs final, în funcție de capacitatea instalată a echipamentului, natura procesului tehnologic, pierderile de căldură și uniformitatea programului de consum. În același timp, cele mai atractive sunt măsurile care vizează îmbunătățirea eficienței energetice a industriilor existente și neintroducerea unor modificări semnificative în modul de funcționare a principalelor echipamente tehnologice. Cea mai atractivă este organizarea sistemelor închise de alimentare cu căldură bazate pe instalații de utilizare, ale căror întreprinderi au o pondere mare de consum de abur și apă caldă de presiune medie și joasă.

Majoritatea întreprinderilor se caracterizează prin pierderi semnificative de căldură furnizată sistemului în schimbătoarele de căldură răcite prin circulație de apă sau aer - în condensatoare, răcitoare, frigidere etc. În astfel de condiții, este oportun să se organizeze sisteme centralizate și grupate cu un lichid de răcire intermediar pentru a recupera căldura reziduală. Acest lucru va face posibilă conectarea a numeroase surse și consumatori în cadrul întregii întreprinderi sau a unei subdiviziuni dedicate și asigurarea consumatorilor industriali și sanitari cu apă caldă a parametrilor necesari.

Sistemele închise de alimentare cu căldură sunt unul dintre elementele principale ale sistemelor de producție fără deșeuri. Recuperarea căldurii parametrilor scazuți și transformarea acesteia la nivelul de temperatură necesar poate returna o parte semnificativă a resurselor energetice, care este de obicei evacuată în atmosferă direct sau folosind sisteme de alimentare cu apă circulantă.

În sistemele tehnologice care utilizează abur și apă caldă ca purtători de energie, temperatura și presiunea căldurii de intrare și de ieșire în procesele de răcire sunt aceleași. Cantitatea de căldură eliberată poate chiar depăși cantitatea de căldură introdusă în sistem, deoarece procesele de răcire sunt de obicei însoțite de o schimbare a stării de agregare a substanței. În astfel de condiții, este posibilă organizarea utilizării sistemelor de pompe de căldură centralizate sau locale care permit recuperarea a până la 70% din căldura consumată în instalațiile consumatoare de căldură.

Astfel de sisteme sunt utilizate pe scară largă în SUA, Germania, Japonia și alte țări, dar în țara noastră nu i s-a acordat suficientă atenție creării lor, deși se cunosc dezvoltări teoretice realizate în anii 30 ai secolului trecut. În prezent, situația se schimbă și încep să fie introduse instalații de pompe de căldură atât în ​​sistemele de alimentare cu căldură a locuințelor, cât și în serviciile comunale și în instalațiile industriale.

Una dintre soluțiile eficiente este organizarea sistemelor de răcire a deșeurilor bazate pe transformatoare de căldură cu absorbție (ATT). Sistemele frigorifice industriale se bazează pe unități frigorifice cu compresie de vapori, iar consumul de energie electrică pentru producerea de frig ajunge la 15-20% din consumul total al acesteia în întreaga întreprindere. Transformatoarele de căldură cu absorbție ca surse alternative de alimentare cu frig au câteva avantaje, în special:

căldura cu potențial scăzut a apei de proces, gazele de ardere sau aburul de evacuare la presiune scăzută poate fi utilizată pentru a antrena ATT;

cu aceeași compoziție a echipamentului, ATT-ul este capabil să funcționeze atât în ​​regim de alimentare la rece, cât și în modul pompă de căldură pentru alimentarea cu căldură.

Sistemele de alimentare cu aer și frig ale unei întreprinderi industriale nu au un impact semnificativ asupra furnizării de SER și pot fi considerate consumatori de căldură atunci când se dezvoltă măsuri de reciclare.

În viitor, ar trebui să ne așteptăm la apariția unor tehnologii industriale fundamentale, fără deșeuri, create pe baza unor cicluri de producție închise, precum și la o creștere semnificativă a ponderii energiei electrice în structura consumului de energie.

Creșterea consumului de energie electrică în industrie va fi asociată în primul rând cu dezvoltarea surselor de energie ieftine - reactoare cu neutroni rapidi, reactoare termonucleare etc.

În același timp, ar trebui să ne așteptăm la o deteriorare a situației mediului asociată cu supraîncălzirea globală a planetei din cauza intensificării „poluării termice” - creșterea emisiilor termice în atmosferă.

Întrebări și sarcini de control pentru subiectul 1

1. Ce tipuri de purtători de energie sunt utilizați pentru realizarea principalelor procese tehnologice în departamentul de piroliză, precum și în etapa de izolare și separare a produselor de reacție în producția de etilenă?

2. Descrieți părțile de intrare și de ieșire ale bilanţului energetic al cuptorului de piroliză. Cum i-a afectat organizarea încălzirii apei de alimentare?

3. Descrieți structura costurilor energetice în producerea izoprenului prin metoda dehidrogenării în două etape. În ce proporție este consumul de apă rece și reciclată?

4. Analizați structura bilanţului termic pentru producerea de alcool etilic sintetic prin hidratare directă a etilenei. Enumerați elementele din partea de cheltuieli din bilanţ care se referă la pierderea de energie termică.

5. Explicați de ce tehnologia termică a bazei TAC este clasificată ca fiind de temperatură scăzută.

6. Ce caracteristici fac posibilă evaluarea uniformității încărcărilor termice pe tot parcursul anului?

7. Dați exemple de tehnologii industriale care aparțin grupei a doua în ceea ce privește ponderea consumului de căldură pentru nevoi proprii.

8. Conform programului zilnic de consum de abur la o uzină petrochimică, determinați valorile maxime și minime ale acesteia și comparați-le. Descrieți programul lunar al consumului de căldură al unei întreprinderi petrochimice.

9. Ce explică programele anuale inegale ale încărcăturilor termice ale întreprinderilor industriale?

10. Comparați graficele sarcinilor anuale ale întreprinderilor de construcții de mașini și uzinelor chimice și formulați concluzii.

11. Ar trebui să fie întotdeauna considerate resurse energetice secundare deșeurile de producție combustibile?

12. Descrieți structura consumului de căldură în industrie, ținând cont de nivelul de temperatură al absorbției de căldură.

13. Explicați principiul determinării cantității disponibile de căldură a VER a produselor de ardere trimise la cazanele de căldură reziduală.

14. Care este economisirea echivalentă a combustibilului natural prin economisirea unei unități de căldură în stadiul de consum și de ce?

15. Comparați randamentele de VER în producția de butadienă prin dehidrogenare în două etape n-butanul și metoda de descompunere de contact a alcoolului (vezi Tabelul P.1.1).

Tabelul P.l.l

Resursele energetice secundare ale industriilor petrochimice