Контакти

Основні напрямки розвитку сучасної теплоенергетики. Сучасний стан та перспективи розвитку теплоелектростанцій. Теплова енергетика на природному газі

  • 05.11.2021

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www. allbest. ru/

1. Перспективи розвитку теплоенергетики

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

За прогнозами міжнародного енергетичного агентства до 2020 р. у разі зростання споживання первинних енергоносіїв на 35% частка органічного палива збільшиться до понад 90%.

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

Таким чином, немає питання щодо дефіциту органічного палива. Справа полягає в тому, щоб найбільш раціонально використовувати їх для підвищення життєвого рівня людей при безумовному збереженні середовища проживання. Це повною мірою стосується електроенергетики.

У нашій країні основним паливом для теплових електростанцій є природний газ. У найближчому майбутньому частка його, мабуть, знижуватиметься, однак, абсолютне споживання електростанціями збережеться приблизно постійним і досить великим. З багатьох причин - який завжди розумним - він використовується недостатньо ефективно.

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

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

Максимальна одинична потужність ГТУ досягла до теперішнього часу 300 МВт, ККД при автономній роботі – 36-38%, а у багатовальних ГТУ, створених на базі авіадвигунів з високими ступенями підвищення тиску, – 40% і більше, початкова температура газів – 1300-1500° З, ступеня стиснення - 20-30.

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

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

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

Основним охолоджувачем у ГТУ є циклове повітря. Системи повітряного охолодження реалізовані в соплових та робочих лопатках, за допомогою технологій, що забезпечили необхідні властивості за прийнятної вартості. Застосування для охолодження турбін пари або води може поліпшити показники ГТУ та ПТУ за тих же параметрів циклу або забезпечити подальше – порівняно з повітрям – підвищення початкової температури газів. Хоча технічні основи застосування систем охолодження з цими теплоносіями розроблені не так детально, як із повітрям, їх використання стає практичним питанням.

У ГТУ освоєно "малотоксичне" спалювання природного газу. Воно найбільш ефективно в камерах згоряння, що працюють на попередньо підготовленій гомогенній суміші газу з повітрям при великих (а=2-2,1) надлишках повітря і з рівномірною і порівняно невисокою (1500-1550 ° С) температурою факела. При такій організації горіння освіту NOX вдається обмежити 20-50 мг/м3 за нормальних умов (стандартно вони відносяться до продуктів згоряння, що містять 15% кисню) за високої повноти згоряння (концентрації СО<50 мг/м3). Проблема заключается в сохранении устойчивости горения и близких к оптимальным условий горения при изменениях режимов. С разной эффективностью это достигается ступенчатой подачей топлива (включением/отключением тех или иных горелок или зон горения), регулированием расхода поступающего на горение воздуха и дежурным диффузионным факелом небольшой мощности.

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

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

Деталі турбіни та камери згоряння, які омиваються високотемпературними газами, що містять компоненти, здатні викликати окислення або корозію, і зазнають великих механічних та термічних навантажень, виготовляють із складно-легованих сплавів на основі нікелю. Лопатки інтенсивно охолоджуються та виконуються зі складними внутрішніми трактами методом точного лиття, що дозволяє використовувати матеріали та отримати форми деталей неможливі за інших технологій. В останні роки все ширше застосовується лиття лопаток із спрямованою та монокристалізацією, що дозволяє помітно покращити їх механічні властивості.

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

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

У електроенергетиці Росії є багаторічний, хоча й однозначний досвід експлуатації ГТУ одиничною потужністю від 2,5 до 100 МВт. Вдалим прикладом може бути газотурбінная ТЕЦ, що працює вже понад 25 років у суворих кліматичних умовах м. Якутська, в ізольованій енергосистемі з нерівномірним навантаженням.

В даний час на електростанціях Росії експлуатуються ГТУ, за своїми параметрами та показниками помітно поступаються закордонним. Для створення сучасних енергетичних ГТУ доцільним є об'єднання зусиль енергомашинобудівних та авіарухових підприємств на базі авіаційної технології.

Вже виготовлена ​​та відпрацьовується енергетична ГТУ потужністю 110 МВт, випущена оборонними підприємствами «Маш-проект» (м. Миколаїв, Україна) та «Сатурн» («Рибінські мотори»), що має цілком сучасні показники.

Різні типорозміри ГТУ середньої потужності створені країни на базі авіаційних або суднових двигунів. Декілька установок ВМД-16 та ВМД-25 «Машинпроекту», ГТУ-12 та ГТУ-16П Пермського «Авіадвигуна», АЛ-31СТ «Сатурна» та НК-36 «Двигуни НК» експлуатуються з напрацюваннями в 15-25 тис. годин на компресорні станції магістральних газопроводів. Протягом багатьох років там експлуатуються сотні більш ранніх ГТУ підприємств «Праця» (тепер «Двигуни ПК») та «Машпроект». Є багатий і, загалом, позитивний досвід експлуатації на електростанціях ГТУ «Машпроект» потужністю 12 МВт, що послужили основою потужніших ПТ-15.

У сучасних енергетичних ГТУ великої потужності температура газів, що відпрацювали в турбіні, становить 550-640 °С. Їх тепло може бути використане для теплопостачання або утилізоване в паровому циклі, з підвищенням ККД комбінованої парогазової установки до 55-58% реально отриманих вже в даний час. Можливі та практично застосовуються різні поєднання газотурбінних та парових турбінних циклів. Серед них домінують бінарні, з підведенням всього тепла в камері згоряння ГТУ, виробленням пари високих параметрів у котлі-утилізаторі за ГТУ та використанням його в паровій турбіні.

На Північно-Західній ТЕЦ Санкт-Петербурга близько 2 років експлуатується перша у нашій країні ПТУ бінарного типу. Потужність її становить 450 МВт. У складі ПГУ дві розроблені фірмою Сіменс газові турбіни V94.2 постачання її спільного з ЛМЗ підприємства Інтертурбо, 2 котли-утилізатори та одна парова турбіна. Постачання блокової АСУ ТП для ПГУ виконано консорціумом західних фірм. Решта основне та допоміжне обладнання поставлено вітчизняними підприємствами.

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

В аналогічній ПГУ з вітчизняною ГТЕ-110 можливе отримання навіть більш високого ККД.

Ще вищі ККД, як очевидно з тієї ж таблиці, забезпечить застосування проектованої зараз ГТЕ-180.

З використанням проектованих нині ГТУ можливе досягнення значно високих показників, як за новому будівництві, а й за технічному переозброєнні діючих ТЕС. Важливо, що при технічному переозброєнні із збереженням інфраструктури та значної частини обладнання та реалізацією на них бінарних ПГУ можливе досягнення близьких до оптимальних значень ККД за істотного підвищення потужності електростанцій.

Кількість пари, яка може бути вироблена у встановленому за ГТЕ-180 котлі-утилізаторі, близько до пропускної здатності одного вихлопу парової турбіни К-300. Залежно від кількості вихлопів, що зберігаються при тих переозброєнні, можливе використання 1,2 або 3 ГТЕ-180. Щоб уникнути перевантаження вихлопів при знижених температурах зовнішнього повітря, доцільною є триконтурна схема парової частини з промперегревом пари, в якій велика потужність ПГУ досягається при меншій витраті пари в конденсатор.

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

Питома вартість тих переозброєння за циклом ПГУ буде в 1,5 і більше разів дешевшою за нове будівництво.

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

З економічних міркувань насамперед технічне переозброєння потребують ТЕЦ. Для них найбільш привабливі бінарні ПГУ такого типу, як на Північно-Західній ТЕЦ Санкт-Петербурга, що дозволяють різко збільшити вироблення електроенергії на тепловому споживанні та змінювати у широких межах співвідношення між електричним та тепловим навантаженням, зберігаючи загальний високий коефіцієнт використання палива. Відпрацьований на Північно-Західній ТЕЦ модуль: ГТУ - котел-утилізатор, що генерує 240 т/год пара, може використовуватися прямо для живлення турбін ПТ-60, ПТ-80 і Т-100.

При повному завантаженні їх вихлопів масова витрата пари через перші щаблі цих турбін буде значно нижчою за номінальну і її можна буде пропустити при характерних для ПГУ-450 знижених тисках. Це, а також зниження температури свіжої пари до 500-510 ° С, зніме питання про вичерпання ресурсу цих турбін. Хоча це супроводжуватиметься зниженням потужності парових турбін, загальна потужність блоку зросте більш ніж у 2 рази, а його ККД із вироблення електроенергії буде незалежно від режиму (відпустки тепла) істотно вищим, ніж у кращих конденсаційних енергоблоків.

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

На електростанціях, у паливному балансі яких велика частка мазуту або вугілля, але є і природний газ, у кількості, достатньої для живлення ГТУ, можуть бути доцільними термодинамічно менш ефективні газотурбінні надбудови.

Для вітчизняної теплової енергетики найважливішим господарським завданням є освоєння та широке використання газотурбінних установок з тими параметрами та показниками, які вже досягнуті у світі. Найважливішим науковим завданням є забезпечення проектування, виготовлення та успішної експлуатації цих ГТУ.

Зрозуміло, зберігається багато можливостей для подальшого розвитку ГТУ та ПГУ та підвищення їх показників. За кордоном спроектовано ПГУ з ККД 60% і ставиться завдання підвищення його в найближчому майбутньому до 61,5-62%. Для цього в ГТУ замість циклового повітря використовується як охолоджувач водяна пара і здійснюється тісніша інтеграція газотурбінного та парового циклів.

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

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

Ці установки спроектовані для роботи на природному газі із внутрішнім реформінгом. Можлива, звичайно, їхня робота на синтез газі або чистому водні, отриманих при газифікації вугілля, та створення комплексів, у яких переробка вугілля інтегрована у технологічний цикл.

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

Другим найважливішим паливом для енергетики є вугілля. У Росії її найбільш продуктивні родовища вугілля - Кузнецкие і Канско-Ачинские - розташовані Півдні центральної Сибіру. Вугілля цих родовищ малосірчисте. Вартість їхнього видобутку невелика. Проте зона їх застосування обмежується нині через високу вартість залізничних перевезень. У європейській частині Росії, на Уралі та Далекому Сході транспортні витрати перевищують вартість видобутку кузнецького вугілля в 1,5-2,5 раза, а кансько-ачинського - у 5,5-7,0 разів.

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

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

Перспектива використання вугілля в електроенергетиці Росії визначатиметься державною політикою цін на природний газ та вугілля. В останні роки існує абсурдне становище, коли газ у багатьох регіонах Росії дешевший за вугілля. Можна вважати, що ціни на газ зростатимуть швидше і стануть через кілька років вищими за ціни на вугілля.

Для розширення використання Кузнецького та Кансько-Ачинського вугілля доцільно створити пільгові умови для їх залізничного перевезення та розробляти альтернативні методи транспортування вугілля: по воді, трубопроводами, у збагаченому стані тощо.

З стратегічних міркувань у європейській частині Росії необхідно зберегти видобуток якоїсь кількості енергетичного кам'яного вугілля найкращої якості та в найбільш продуктивних шахтах, навіть якщо це вимагатиме державних дотацій.

Використання вугілля на електростанціях у традиційних парових енергоблоках є комерційно ефективним сьогодні і буде ефективним у найближчому майбутньому. газотурбінний електроенергетика росія вугілля

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

Незважаючи на невисоку якість вугілля та нестабільність їх характеристик при постачанні, на вітчизняних вугільних блоках незабаром після їх освоєння було досягнуто високих техніко-економічних та експлуатаційних показників.

На великих котлах використовується смолоскип спалювання вугільного пилу, в основному з твердим шлаковидаленням. Механічний недопал не перевищує, як правило, 1-1,5% при спалюванні кам'яного та 0,5% - бурого вугілля. Він збільшується до q4<4% при использовании низко реакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов.

Останніми роками вугільні блоки працюють у змінному режимі з глибокими розвантаженнями чи зупинками проти ночі. Висока, близька до номінальної економічність, зберігається на них при розвантаженні до N3JI=0,4-=-0,5 NH0M.

Гірше справи із захистом навколишнього середовища. На російських вугільних ТЕС немає діючих систем сіроочищення димових газів, немає каталітичних систем очищення від NOX. Встановлені для золоуловлювання електрофільтри недостатньо ефективні; на котлах продуктивністю до 640 т/год широко використовуються різні ще менш ефективні циклони та мокрі апарати.

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

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

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

При нормуванні викидів ТЕС держава обмежує їх рівнем, який не викликає незворотних змін довкілля чи здоров'я людей, здатних негативно впливати на умови життя нинішнього та майбутніх поколінь. Визначення цього рівня пов'язано з багатьма невизначеностями і великою мірою залежить від технічних та економічних повноважень, т.к. нерозумно жорсткі вимоги можуть призвести до збільшення витрат та погіршити господарське становище країни.

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

Повернемося, однак, до традиційних вугільних ТЕС.

Зрозуміло, порівняно недорогі освоєні та ефективні електричні та тканинні фільтри для радикального знепилення димових газів, що викидаються в атмосферу, потрібно використовувати перш за все. Характерні для російської енергетики труднощі з електрофільтрами можуть бути усунені шляхом оптимізації їх розмірів та конструкції, удосконалення систем живлення з використанням попередньої іонізації та пристроїв змінного, переривчастого або імпульсного живлення та автоматизації управління роботою фільтрів. У багатьох випадках доцільно зниження температури газів, що надходять в електрофільтр.

Для зниження викидів у повітря оксидів азоту використовуються, передусім, технологічні заходи. Вони полягають у впливі на процес горіння шляхом змін конструкції та режимів роботи пальників та топкових пристроїв та створення умов, за яких утворення оксидів азоту невелике чи неможливе.

У котлах, що працюють на кансько-ачинському вугіллі для зниження утворення оксидів азоту доцільно використовувати принцип низькотемпературного спалювання, що виправдав себе. При трьох щаблях подачі палива коефіцієнт надлишку повітря у зоні активного горіння становитиме 1,0-1,05. Надлишок окислювача у цій зоні за наявності інтенсивного масообміну обсягом забезпечить низький темп шлакування. Щоб виведення частини повітря із зони активного горіння не збільшував температури газів в її обсязі, факел подають заміщувальну кількість газів рециркуляції. За такої організації горіння можна знизити концентрації оксидів азоту до 200-250 мг/м3 на номінальному навантаженні енергоблока.

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

При використанні на блоках 300-500 МВт кам'яного ковальського вугілля для зменшення утворення NOX слід застосовувати малотоксичні пальники та ступінчасте спалювання палива. Поєднання цих заходів здатне забезпечити викиди NOX<350 мг/м3.

Особливо важко знизити освіту NOX при спалюванні малореакційного палива (АШ та кузнецький худий) у котлах з рідким шлаковидаленням. Нині таких котлах концентрації NOX=1200-1500 мг/м3. За наявності на електростанціях газу в них доцільно організовувати триступінчасте спалювання з відновленням NOX у верхній частині топки (ребенінг-процес). Основні пальники при цьому експлуатуються з коефіцієнтом надлишку повітря агор = 1,0-1,1, а природний газ для створення відновлювальної зони подається в топку разом із сушильним агентом. Така схема спалювання може забезпечити концентрацію NOX до 500-700 мг/м3.

Для очищення димових газів від оксидів азоту використовують хімічні методи. Промислово застосовуються дві азотоочисні технології: селективного некаталітичного відновлення (СНКВ) та селективного каталітичного відновлення (СКВ) оксидів азоту.

При вищої ефективності ВКВ-технології питомі капітальні витрати у неї значно вище, ніж у СНКВ. Навпаки, витрата відновника, найчастіше аміаку, при ВКВ технології в 2-3 рази нижче внаслідок вищої селективності використання аміаку проти СНКВ.

СНКВ-технологія, відпрацьована на котлі продуктивністю 420 т/год. Тольяттинської ТЕЦ, може бути застосована при технічному переозброєнні вугільних електростанцій з котлами, що працюють з рідким видаленням шлаку. Це забезпечить ними рівень викидів NOX = 300-350 мг/м3. У екологічно напружених районах задля досягнення викидів NOX близько 200 мг/м3 може бути використана ВКВ-технологія. У всіх випадках використанню азотоочищення повинні передувати технологічні заходи щодо зниження освіти NOX.

За допомогою освоєних в даний час технологій можливе економічно прийнятне очищення продуктів згоряння сірчистого палива з уловлюванням 95-97% SO2. Як сорбент при цьому зазвичай використовується природний вапняк, побічним продуктом очищення є товарний гіпс.

У нашій країні на Дорогобузькій ГРЕС була відпрацьована і промислово експлуатувалася установка продуктивністю 500-103 нм3/год, що реалізує аміачно-сульфатну технологію сіроочищення, в якій сорбентом є аміак, а побічним продуктом товарний сульфат амонію, що є.

При нормативах, що діють у Росії, зв'язування 90-95% SO2 необхідно при використанні палива з наведеною сірчистістю S > 0,15% кг/МДж. При спалюванні мало та середньо сірчистого палива S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Як основні напрями подальшого підвищення ефективності вугільних ТЕС нині розглядаються:

підвищення параметрів пари в порівнянні з освоєними 24 МПа, 540/540 ° С при одночасному вдосконаленні обладнання та систем парових електростанцій;

розробка та вдосконалення перспективних ПГУ на вугіллі;

вдосконалення та розробка нових систем очищення димових газів.

Всебічне вдосконалення схем та обладнання дозволило без зміни параметрів пари підвищити ККД вугільних енергоблоків надкритичного тиску приблизно з 40 до 43-43,5%. Підвищення параметрів з 24 МПа 545/540 ° С до 29 МПа, 600/620 ° С збільшує ККД у реальних проектах на кам'яному куті приблизно до 47%. Подорожчання електростанцій з великими (600-800 МВт) блоками внаслідок використання при підвищених параметрах дорожчих матеріалів (наприклад, аустенітних труб пароперегрівачів) порівняно невелике. Воно становить 2,5% при підвищенні ККД з 43 до 45% та 5,5 – до 47%. Однак, навіть таке подорожчання окупається за дуже високих цін на вугілля.

Роботи над супер критичними параметрами пари, розпочаті в середині минулого століття в США та СРСР, знайшли останніми роками промислову реалізацію в Японії та західноєвропейських країнах з високими цінами на енергоносії.

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

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

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

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

Наявний нашій країні заділ був орієнтований на температуру пари 650 °З повагою та широке використання аустенітних сталей. Невеликий дослідний котел з такими параметрами та тиском пари 30,0 МПа пропрацював з 1949 р. на експериментальній ТЕЦ ВТІ понад 200 тис. год. Він знаходиться у працездатному стані та може бути використаний для дослідницьких цілей та тривалих випробувань. Енергоблок СКР-100 на Каширській ДРЕС з котлом продуктивністю 720 т/год та турбіною на 30 МПа/650 °С

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

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

Так у США, де після тривалої перерви відновлено роботи, спрямовані на впровадження суперкритичних параметрів пари, вони концентруються, в основному, на розробці та випробуваннях необхідних для цього матеріалів.

Для деталей, що працюють за найвищих тисків і температур: труб пароперегрівачів, колекторів, головних паропроводів вибрано кілька сплавів на нікелевій основі. Для тракту промперегріву, де тиску значно нижче, розглядаються також аустенітні сталі, а температур нижче 650 °З - перспективні феритные стали.

Протягом 2003 р. планується виявити покращені сплави, технологічні процеси виготовлення та методи нанесення покриттів, що забезпечують експлуатацію енергетичних котлів при температурах пари до 760 °С з урахуванням характерних розвірок, змін температури та можливої ​​корозії серед реальних продуктів згоряння вугілля.

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

У країнах Європейського Союзу на основі кооперативного фінансування розробляється за участю великої групи енергетичних та машинобудівних компаній удосконалений пилокутний енергоблок з максимальною температурою пари вище 700 °С. Для нього прийнято параметри свіжої пари

37,5 МПа/700 °З цикл з подвійним промперегревом до 720 °З при тисках 12 і 2,35 МПа. При тиску в конденсаторі 1,5-2,1 кПа ККД такого блоку має бути вищим за 50% і може досягти 53-54%. І тут критичними є матеріали. Вони розробляються так, щоб забезпечити тривалу міцність за 100 тис. ч., рівну 100 МПа за температур:

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

аустенітні сталі для пароперегрівачів – 700 °С;

феритно-мартенситні сталі для котелень і колекторів - 650 °С.

Проробляються нові конструкції котлів та турбін, технології виготовлення (наприклад, зварювання) та нові тісні компонування з метою зменшити потребу у найдорожчих матеріалах та питому вартість блоків без зниження показників надійності та експлуатаційних показників, характерних для сучасних парових енергоблоків.

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

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

Оскільки спалювання золовмісного палива у ГТУ утруднене через утворення відкладень у проточній частині турбін та корозії їх деталей, роботи з використання у ГТУ вугілля ведуться, в основному, у двох напрямках:

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

пряме спалювання вугілля під тиском у високонапірному парогенераторі з киплячим шаром, очищення та розширення продуктів згоряння в газовій турбіні.

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

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

У 1987-91 рр. в СРСР за державною програмою «Екологічно чиста енергетика» ВТІ та ЦКТІ спільно з проектними інститутами було детально опрацьовано кілька ПГУ з газифікацією вугілля.

Поодинока потужність блоків (нетто) становила 250-650 МВт. Були розглянуті всі три згадані вище технології газифікації стосовно найпоширеніших вугілля: березівського бурого, ковацького кам'яного та АШ, дуже різних за складом та властивостями. Були отримані ККД від 39 до 45% і дуже добрі екологічні показники. Загалом ці проекти цілком відповідали тодішньому світовому рівню. За кордоном аналогічні ПГУ вже реалізовані на демонстраційних зразках одиничною потужністю 250-300 МВт, а вітчизняні проекти 10 років тому було припинено.

Незважаючи на це газифікаційні технології цікаві для нашої країни. У ВТІ, зокрема, продовжуються

експериментальні роботи на газифікаційній установці за «горновим» методом (з насипним шаром та рідким шлаковидаленням) та оптимізаційні дослідження схем ПГУ.

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

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

Виконані за кордоном проекти свідчать також про значне зниження питомої вартості ТЕС з ПГУ з газифікацією вугілля зі збільшенням продуктивності та одиничної потужності обладнання, а також підвищенням освоєності технології.

Інша можливість - ПГУ зі спалюванням вугілля в киплячому шарі під тиском. Необхідне повітря подається в шар компресором ГТУ з тиском 1-1,5 МПа, продукти згоряння після очищення від золи та винесення розширюються в газовій турбіні та роблять корисну роботу. Теплота, що виділилася у шарі, та тепло газів, що відпрацювали в турбіні, використовуються у паровому циклі.

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

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

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

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

Для Росії ПГУ з КСД є перспективними насамперед для технічного переозброєння вугільних ТЕЦ на обмежених майданчиках, на яких важко розташувати необхідне природоохоронне обладнання. Заміна старих котлів на ВПГ з ГТУ дозволить також суттєво покращити економічність цих ТЕЦ та збільшити на 20% їхню електричну потужність.

У ВТІ на основі вітчизняного обладнання було опрацьовано кілька типорозмірів ПГУ з КСД.

За сприятливих господарських умов такі ПГУ можна було б реалізувати у нас у короткий термін.

Технологія ПГУ з КСД простіше і звичніша для енергетиків, ніж газифікаційні установки, що є складне хімічне виробництво. Можливі різноманітні комбінації обох технологій. Метою їх є спрощення систем газифікації та очищення газів та зменшення характерних для них втрат з однієї, та підвищення температури газів перед турбіною та газотурбінною потужністю у схемах з КСД з іншого боку.

Деяка стриманість громадськості та відбивають її настрої експертів та урядів в оцінці перспектив широкого та довготривалого використання вугілля пов'язана з зростаючими викидами СО2 в атмосферу та побоюваннями, що ці викиди можуть спричинити глобальні зміни клімату, які матимуть катастрофічні наслідки.

Обговорення ґрунтовності цих побоювань (їх не поділяють багато компетентних фахівців) не є предметом статті.

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

Вже сьогодні суттєве зниження викидів СО2 в атмосферу від ТЕС, зокрема вугільних, можливе за комбінованого вироблення електроенергії та тепла та підвищення економічності ТЕС.

З використанням освоєних вже процесів та обладнання можна спроектувати ПГУ з газифікацією вугілля, перетворенням СО + Н2О в Н2О та СО2 та виведенням СО2 із синтезу газу.

У проекті використані ГТУ У94.3А фірми Сіменс з початковою температурою газів та стандарту ІСО1190 °С, газифікатор PRENFLO (потоковий, на сухому пилу вугілля Піттсбург № 8 та кисневому дутті), шифт-реактор та видалення кислих газів: H2S, C2 системі Ректізол фірми Лурги.

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

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

Включення до схеми пристроїв для перетворення СО та виведення з циклу СО2 збільшує питому вартість ПГУ з ГФ на 20%. Очікування СО2 додасть ще 20%. Вартість електроенергії збільшиться на 20 та 50% відповідно.

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

ЕПРІ у США пропагує створення вугільних енергокомплексів, конкурентоспроможних із ТЕС на природному газі. Їх доцільно споруджувати поетапно, щоб зменшити початкові капвкладення і окупати їх швидше, виконуючи водночас природоохоронні вимоги, що діють.

Перший етап: перспективна екологічно чиста ПГУ із ГФ.

Другий етап: використання системи видалення та транспортування СО2.

Третій етап: організація виробництва водню чи чистого транспортного палива.

Є значно радикальніші пропозиції. У розглядається, наприклад, вугільна ТЕС із «нульовими» викидами. Її технологічний цикл є наступним. Першим кроком є ​​газифікація водовугільної суспензії з добавкою водню та отриманням СН4 та Н2О. Зола вугілля виводиться із газифікатора, а парогазова суміш очищається.

На другому етапі вуглець, що перейшов у газоподібний стан, у формі СО2 зв'язується окисом кальцію в реформері, куди подається також очищена вода. Водень, що утворюється в ньому, використовується в процесі гідрогазифікації і подається після тонкого очищення в твердооксидний паливний елемент для вироблення електроенергії.

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

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

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

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

Розглянуті технології є все ж таки справою віддаленого майбутнього.

Сьогодні найважливішим заходом забезпечення стійкого розвитку є економічно виправдане енергозбереження. У сфері виробництва воно пов'язані з підвищенням ККД перетворення енергії (у разі ТЕС) і застосуванням синергетичних технологій, тобто. комбінованого виробництва кількох видів продуктів в одній установці, на кшталт енерготехнології, популярної в нашій країні років 40-50 тому. Звичайно, зараз воно здійснюється на іншій технічній основі.

Першим прикладом таких установок стали ПГУ із газифікацією нафтових залишків, що застосовуються вже на комерційних умовах. Паливом для них є відходи нафтопереробних заводів (наприклад, кокс або асфальт), а продукцією - електроенергія, технологічна пара і тепло, товарна сірка і водень, що використовується на НПЗ.

Широко поширена в нашій країні теплофікація з комбінованим виробленням електроенергії і тепла є по суті енергозберігаючою синергетичною технологією і заслуговує на це значно більшої уваги, ніж приділяється їй в даний час.

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

Це положення в жодному разі не повинно використовуватися для ревізії здорової у своїй основі ідеї комбінованого вироблення електроенергії та тепла. Звичайно, питання не вирішується перерозподілом витрат між електроенергією та теплом, принципи якого безплідно обговорюються у нас багато років. Але економіку ТЕЦ та систем теплопостачання в цілому можна суттєво покращити за допомогою вдосконалення технологій (бінарні ПГУ на газі, ПГУ з КСД на вугіллі, попередньо ізольовані теплопроводи, автоматизація тощо), організаційно-структурних змін та заходів державного регулювання. Вони особливо потрібні в такій холодній, з тривалим опалювальним періодом країні, як наша.

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

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

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

За всіх невизначеностей таких прогнозів вони звертають увагу на істоту довгострокових енергетичних проблем та можливі шляхи їх вирішення.

З розвитком науки і техніки, що відбувається у наш час, процеси, що протікають у теплоенергетичних установках, дедалі більше інтенсифікуються та ускладнюються. Змінюється підхід до їхньої оптимізації. Вона здійснюється не за технічними, це було раніше, а за економічними критеріями, що відображають вимоги ринку, які змінюються і вимагають підвищеної гнучкості теплоенергетичних об'єктів, їх здатності адаптуватися до умов, що змінюються. Проектування електростанцій за 30 років майже незмінної експлуатації наразі неможливе.

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

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

У ринкових умовах підвищилися вимоги до надійності та готовності ТЕС, які тепер стали оцінювати з комерційних позицій: готовність необхідна тоді, коли робота ТЕС затребувана, а ціна неготовності у час істотно неоднакова.

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

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

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

підвищення та контролю якості у постачальників обладнання та комплектуючих, та при проектуванні та будівництві ТЕС, а також технічним та організаційним аспектам технічного обслуговування та ремонтів.

У багатьох випадках вимушені зупинки енергоблоків є наслідком неполадок із їх станційним допоміжним обладнанням. З огляду на це набуває поширення концепція технічного обслуговування всієї ТЕС.

Іншим знаменним явищем стало поширення фірмового обслуговування. У контрактах нею передбачаються гарантії виконавця виконання поточних, середніх і капітальних ремонтів протягом встановленого часу; роботи виконуються та контролюються кваліфікованим персоналом, за необхідності у заводських умовах; пом'якшується проблема запчастин тощо. Все це значно підвищує готовність ГЕС та зменшує ризики їхніх власників.

Років п'ятнадцять-двадцять тому енергетика в нашій країні знаходилася на найсучаснішому рівні, можливо, крім ГТУ та систем автоматизації. Активно розроблялися нові технології та обладнання, які не поступалися за технічним рівнем зарубіжним. Промислові проекти ґрунтувалися на дослідженнях потужних галузевих та академічних інститутів та ВНЗ.

За останні 10-12 років наявний в електроенергетиці та енергомашинобудуванні потенціал значною мірою втрачено. Практично припинилися розробки та будівництво нових електростанцій та перспективного обладнання. Рідкісними винятками є розробки газових турбін ГТЕ-110 і ГТЕ-180 і АСУ ТП КВІНТ і Коглядонік, що стали значним кроком вперед, але не усунули відставання.

Сьогодні, з урахуванням фізичного зносу та морального старіння обладнання, російська енергетика гостро потребує оновлення. На жаль, нині немає економічних умов активного інвестування в енергетику. Якщо такі умови виникнуть у найближчі роки, вітчизняні науково-технічні організації зможуть – за рідкісними винятками – розробляти та випускати необхідне для енергетики перспективне обладнання.

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

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

Багато чого може зробити собі самої енергомашинобудівна промисловість, розвиваючи експорт своєї продукції створюючи за рахунок цього накопичення для її технічного вдосконалення та підвищення якості. Останнє є найважливішою умовою довготривалої стабільності та процвітання.

Подібні документи

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

    курсова робота , доданий 24.06.2009

    Області застосування та показники надійності газових турбін малої та середньої потужності. Принцип роботи газотурбінних установок, їх влаштування та опис термодинамічного циклу Брайтона/Джоуля. Типи та основні переваги газотурбінних електростанцій.

    реферат, доданий 14.08.2012

    Характеристика електростанцій різного типу. Влаштування конденсаційних теплових, теплофікаційних, атомних, дизельних електростанцій, гідро-, вітроелектростанцій, газотурбінних установок. Регулювання напруги та відшкодування резерву потужності.

    курсова робота , доданий 10.10.2013

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

    контрольна робота , доданий 01.03.2011

    Склад, класифікація вугілля. Золошлакові продукти та їх склад. Зміст елементів у ЗШМ кузнецького енергетичного вугілля. Структура та будова вугілля. Структурна одиниця макромолекули. Необхідність, методи глибокої демінералізації енергетичного вугілля.

    реферат, доданий 05.02.2011

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

    реферат, доданий 21.06.2012

    Характеристика паротурбінної установки як основного обладнання сучасних теплових та атомних електростанцій. Її термодинамічний цикл, процеси, що відбуваються під час роботи. Шляхи збільшення ККД циклу ПТУ. Перспективи паротурбобудування у Росії.

    реферат, доданий 29.01.2012

    Опис процесів отримання електроенергії на теплових конденсаційних електричних станціях, газотурбінних установках та теплоелектроцентралях. Вивчення пристрою гідравлічних та акумулюючих електростанцій. Геотермальна та вітрова енергетика.

    реферат, доданий 25.10.2013

    Виробництво електричної енергії. Основні види електростанцій. Вплив теплових та атомних електростанцій на навколишнє середовище. Влаштування сучасних гідроелектростанцій. Гідність приливних станцій. Відсоткове співвідношення видів електростанцій.

    презентація , доданий 23.03.2015

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

Електроенергетика, як і інші галузі промисловості, має свої проблеми та перспективи розвитку.

Нині електроенергетика Росії перебуває у кризі. Поняття "енергетична криза" можна визначити, як напружений стан, що склався в результаті розбіжності між потребами сучасного суспільства в енергії та запасами енергоресурсів, у тому числі внаслідок нераціональної структури їх споживання.

У Росії її можна виділити 10 групнайбільш гострих проблем:

  • 1). Наявність великої частки фізично та морально застарілого обладнання. Збільшення частки фізично зношених фондів призводить до зростання аварійності, частих ремонтів та зниження надійності енергопостачання, що посилюється надмірним завантаженням виробничих потужностей та недостатніми резервами. На сьогоднішній день зношування обладнання одна з найважливіших проблем електроенергетики. На російських електростанціях він дуже великий. Наявність великої частки фізично та морально застарілого обладнання ускладнює ситуацію із забезпеченням безпеки роботи електростанцій. Близько однієї п'ятої виробничих фондів в електроенергетиці близькі або перевищили проектні терміни експлуатації та потребують реконструкції чи заміни. Оновлення обладнання ведеться неприпустимо низькими темпами та у явно недостатньому обсязі (таблиця).
  • 2). Основною проблемою енергетики є також те, що поряд із чорною та кольоровою металургією енергетика надає потужний негативний вплив на навколишнє середовище. Підприємства енергетики формують 25% усіх викидів промисловості.

У 2000 році обсяги викидів шкідливих речовин в атмосферу становили 3,9 тонн, у тому числі викиди від ТЕС – 3,5 млн тонн. На діоксид сірки припадає до 40% загального обсягу викидів, твердих речовин – 30%, оксидів азоту – 24%. Тобто, ТЕС є головною причиною формування кислотних залишків.

Найбільшими забруднювачами атмосфери є Рафтинська ДРЕС (м. Азбест, Свердловська область) – 360 тис. тонн, Новочеркаська (м. Новочеркаськ, Ростовська обл.) – 122 тис. тонн, Троїцька (м. Троїцьк-5, Челябінська обл.) – 103 тис. тонн, Верхньоагільська (Свердловська обл.) – 72 тис. тонн.

Енергетика є і найбільшим споживачем прісної та морської води, що витрачається на охолодження агрегатів і використовується як носій тепла. Перед галузі припадає 77% загального обсягу свіжої води, використаної промисловістю Росії.

Обсяг стічних вод, скинутих підприємствами галузі в поверхневі водоймища, у 2000 р. становив 26,8 млрд куб. м. (на 5,3% більше, ніж у 1999р.). Найбільшими джерелами забруднення водних об'єктів є ТЕЦ, тоді як ДРЕС – головні джерела забруднення повітря. Це ТЕЦ-2 (м. Владивосток) – 258 млн куб. м, Безімянська ТЕЦ (Самарська область) – 92 млн куб. м, ТЕЦ-1 (м. Ярославль) – 65 млн куб. м, ТЕЦ-10 (м. Ангарськ, Іркутська обл.) – 54 млн куб. м, ТЕЦ-15 та Першотравнева ТЕЦ (Санкт-Петербург) – сумарно 81 млн куб. м.

В енергетиці утворюється велика кількість токсичних відходів (шлаки, зола). У 2000 р. обсяг токсичних відходів становив 8,2 млн. тонн.

Крім забруднення повітря та води, підприємства енергетики забруднюють ґрунти, а гідроелектростанції мають сильний вплив на режим річок, річкові та заплавні екосистеми.

  • 3). Жорстка тарифна політика. В електроенергетиці поставлені питання про економічне використання енергії та тарифи на неї. Можна говорити про необхідність економії електроенергії, що виробляється. Адже нині країни витрачається на одиницю продукції втричі більше енергії, ніж у США. У цій галузі чекає велика робота. У свою чергу, тарифи на енергію зростають випереджаючими темпами. Чинні в Росії тарифи та їх співвідношення не відповідають світовій та європейській практиці. Існуюча тарифна політика призвела до збиткової діяльності та низької рентабельності низки АТ-енерго.
  • 4). Ряд районів вже відчуває труднощі із забезпеченням електроенергією. Поряд із Центральним районом, дефіцит електроенергії відзначається у Центрально-Чорноземному, Волго-Вятському та Північно-Західному економічних районах. Наприклад, в Центральному економічному районі в 1995 році було вироблено величезну кількість електроенергії - 19% загальноросійських показників (154,7 млрд. кВт), але вона вся витрачається всередині регіону.
  • 5). Зменшується приріст потужностей. Це пояснюється неякісним паливом, зношеністю обладнання, проведенням робіт з підвищення безпеки блоків та іншими причинами. Неповне використання потужностей ГЕС відбувається через малу водність рік. В даний час 16% потужностей електростанцій Росії вже відпрацювали свій ресурс. З них на ГЕС припадає 65%, на ТЕС – 35%. Введення нових потужностей скоротилося до 0,6 - 1,5 млн. кВт на рік (1990-2000рр.) в порівнянні з 6-7 млн. кВт на рік (1976-1985рр.).
  • 6). Протидія громадськості та місцевих органів влади, що виникла, розміщенню об'єктів електроенергетики у зв'язку з їх вкрай низькою екологічною безпекою. Зокрема після Чорнобильської катастрофи було припинено багато вишукувальних робіт, будівництво та розширення АЕС на 39 майданчиках загальною проектною потужністю 109 млн кВт.
  • 7). Неплатежі як з боку споживачів електроенергії, так і з боку енергокомпаній за паливо, обладнання та ін;
  • 8). Нестача інвестицій, пов'язана як з тарифною політикою, так і з фінансовою "непрозорістю" галузі. Найбільші західні стратегічні інвестори готові вкладати кошти на російську електроенергетику лише за умови зростання тарифів, щоб забезпечити повернення вкладень.
  • 9). Перебої в енергопостачанні окремих регіонів, зокрема, Примор'я;
  • 10). Невисокий коефіцієнт корисного використання енергоресурсів. Це означає, що 57% енергоресурсів щорічно губиться. Більшість втрат відбувається на електростанціях, в двигунах, що безпосередньо використовують пальне, а також у технологічних процесах, де паливо служить сировиною. При транспортуванні палива також трапляються великі втрати енергоресурсів.

Щодо перспектив розвиткуелектроенергетики у Росії, то, незважаючи на всі свої проблеми, електроенергетика має достатні перспективи.

Наприклад, робота ТЕС потребує видобутку величезного обсягу невідновлюваних ресурсів, має досить низький ККД, веде до забруднення довкілля. У Росії її теплові електростанції працюють на мазуті, газі, вугіллі. Однак на даному етапі привабливими є регіональні енергокомпанії з високою питомою вагою газу в структурі паливного балансу як ефективнішого та екологічно вигідного палива. Зокрема, можна відзначити, що електростанції, що працюють на газі, викидають в атмосферу на 40% менше вуглекислого газу. Крім того, газові станції мають більш високий коефіцієнт використання встановленої потужності порівняно з мазутними та вугільними станціями, відрізняються більш стабільним теплопостачанням і не несуть витрат на зберігання палива. Працюючі на газі станції знаходяться в кращому стані, ніж вугільні та мазутні, тому що вони відносно нещодавно введені в експлуатацію. Також ціни на газ регулюються державою. Таким чином, стає перспективнішим будівництво теплових електростанцій, паливом для яких є газ. Також на ТЕС перспективне використання пилеочисного обладнання з максимально можливим ККД, при цьому золу, що утворюється, використовувати як сировину при виробництві будівельних матеріалів.

Будівництво ГЕС у свою чергу вимагає затоплення великої кількості родючих земель, або внаслідок тиску води на земну кору ГЕС може спричинити землетрус. Крім цього, скорочуються рибні запаси в річках. Перспективним стає будівництво порівняно невеликих ГЕС, які не вимагають серйозних капіталовкладень, що працюють в автоматичному режимі переважно у гірській місцевості, а також обвалування водосховищ для звільнення родючих земель.

Що ж до ядерної енергетики, то будівництво АЕС має певний ризик через те, що важко передбачити масштаби наслідків при ускладненні роботи енергоблоків АЕС або за форс-мажорних обставин. Також не вирішено проблему утилізації твердих радіоактивних відходів, недосконала і система захисту. Ядерна електроенергетика має найбільші перспективи у розвитку термоядерних електростанцій. Це практично вічне джерело енергії, майже нешкідливе для навколишнього середовища. Розвиток атомної електроенергетики в найближчій перспективі буде заснований на безпечній експлуатації існуючих потужностей з поступовою заміною блоків першого покоління найбільш досконалими російськими реакторами. Найбільше очікуване зростання потужностей відбудеться за рахунок завершення будівництва вже розпочатих станцій.

Існує дві протилежні концепції подальшого існування ядерної електроенергетики в країні.

  • 1. Офіційна, яка підтримується Президентом та Урядом. На основі позитивних рис АЕС, вони пропонують програму широкого розвитку електроенергетики Росії.
  • 2. Екологічна, на чолі якої стоїть академік Яблуків. Прибічники цієї концепції повністю відкидають можливість нового будівництва атомних електростанцій, як з екологічних, і з економічних міркувань.

Існують і проміжні концепції. Наприклад, ряд фахівців вважає, що потрібно ввести мораторій на будівництво атомних електростанцій, спираючись на недоліки АЕС. Інші припускають, що зупинка розвитку ядерної електроенергетики може призвести до того, що Росія повністю втратить свій науково-технічний і промисловий потенціал в ядерній енергетиці.

З усіх негативних впливів традиційної енергетики на навколишнє середовище, велика увага приділяється вивченню можливостей використання нетрадиційних, альтернативних джерел енергії. Практичне застосування вже отримали енергія припливів та відливів та внутрішнє тепло Землі. Вітрові енергоустановки є у житлових селищах Крайньої Півночі. Ведуться роботи з вивчення можливості використання біомаси як джерело енергії. У майбутньому, можливо, величезну роль гратиме геліоенергетика.

Досвід розвитку вітчизняної електроенергетики виробив такі принципи розміщення та функціонування підприємствцієї галузі промисловості:

  • 1. концентрація виробництва електроенергії на великих районних електростанціях, які використовують відносно дешеве паливо та енергоресурси;
  • 2. комбінування виробництва електроенергії та тепла для теплофікації населених пунктів, насамперед міст;
  • 3. широке освоєння гідроресурсів з урахуванням комплексного розв'язання задач електроенергетики, транспорту, водопостачання;
  • 4. необхідність розвитку атомної енергетики, особливо у районах із напруженим паливно-енергетичним балансом, з урахуванням безпеки використання АЕС;
  • 5. Виробництво енергосистем, що формують єдину високовольтну мережу країни.

На даний момент Росії потрібна нова енергетична політика, яка була б досить гнучкою і передбачала всі особливості цієї галузі, у тому числі й особливості розміщення. В якості основних завдань розвитку російської енергетикиможна виділити такі:

ü Зниження енергоємності виробництва.

ü Збереження цілісності та розвиток Єдиної енергетичної системи Росії, її інтеграція з іншими енергооб'єднаннями на Євразійському континенті;

ü Підвищення коефіцієнта використовуваної потужності електростанцій, підвищення ефективності функціонування та забезпечення сталого розвитку електроенергетики на базі сучасних технологій;

ü Повний перехід до ринкових відносин, визволення цін на енергоносії, повний перехід на світові ціни.

ü Найшвидше оновлення парку електростанцій.

ь Приведення екологічних параметрів електростанцій до рівня світових стандартів, зниження шкідливого впливу на довкілля

Виходячи з даних завдань створено "Генеральну схему розміщення об'єктів електроенергетики до 2020 року", схвалену Урядом РФ. (Діаграма 2)

Пріоритетами Генеральної схеми у межах встановлених орієнтирів довгострокової державної політики у сфері електроенергетики є:

ü випереджальний розвиток електроенергетичної галузі, створення в ній економічно обґрунтованої структури генеруючих потужностей та електромережевих об'єктів для надійного забезпечення споживачів країни електричною та тепловою енергією;

оптимізація паливного балансу електроенергетики за рахунок максимально можливого використання потенціалу розвитку атомних, гідравлічних, а також тих, що використовують вугілля теплових електростанцій та зменшення в паливному балансі галузі використання газу;

створення мережної інфраструктури, що розвивається випереджаючими темпами в порівнянні з розвитком електростанцій і забезпечує повноцінну участь енергокомпаній і споживачів у функціонуванні ринку електричної енергії та потужності, посилення міжсистемних зв'язків, що гарантують надійність взаємних поставок електричної енергії та потужності між регіонами Росії, а також можливість експорту електричної енергії ;

ü мінімізація питомих витрат палива на виробництво електричної та теплової енергії шляхом впровадження сучасного високоекономічного обладнання, що працює на твердому та газоподібному паливі;

ü зниження техногенного впливу електростанцій на навколишнє середовище шляхом ефективного використання паливно-енергетичних ресурсів, оптимізації виробничої структури галузі, технологічного переозброєння та виведення з експлуатації застарілого обладнання, збільшення обсягу природоохоронних заходів на електростанціях, реалізації програм розвитку та використання відновлюваних джерел енергії.

За результатами моніторингу до Уряду Російської Федерації щорічно подається доповідь про хід реалізації Генеральної схеми. Через кілька років буде видно, наскільки вона ефективна та наскільки реалізуються її положення щодо використання всіх перспектив розвитку російської енергетики.

У перспективі Росія має відмовитися від будівництва нових великих теплових та гідравлічних станцій, які потребують величезних інвестицій та створюють екологічну напруженість. Передбачається будівництво ТЕЦ малої та середньої потужності та малих АЕС у віддалених північних та східних регіонах. На Далекому Сході передбачається розвиток гідроенергетики за рахунок будівництва каскаду середніх та малих ГЕС. Нові ТЕЦ будуватимуться на газі, і тільки в Кансько-Ачинському басейні передбачається будівництво потужних конденсаційних ДРЕС через дешевий, відкритий видобуток вугілля. Має перспективи використання геотермальної енергії. Районами найбільш перспективними для широкого використання термальних вод є Західний і Східний Сибір, а також Камчатка, Чукотка, Сахалін. У перспективі масштаби використання термальних вод неухильно зростатимуть. Проводяться дослідження щодо залучення невичерпних джерел енергії, таких як енергія Сонця, вітру, припливів та ін., до господарського обігу, що дасть змогу забезпечити в країні економію енергоресурсів, особливо мінерального палива.

Незважаючи на бурхливий розвиток галузей нетрадиційної енергетики в останні десятиліття більша частина виробленої у світі електроенергії, як і раніше, припадає на частку енергії, що отримується на теплових електростанціях. При цьому зростаюча з кожним роком потреба в електриці справляє стимулюючий вплив на розвиток теплової енергетики. Енергетики у всьому світі працюють у бік удосконалення ТЕС, підвищення їх надійності, екологічної безпеки та ефективності.

ЗАДАЧІ ТЕПЛОЕНЕРГЕТИКИ

Теплоенергетика – це галузь енергетики, у центрі уваги якої перебувають процеси перетворення тепла на інші види енергії. Сучасні теплоенергетики, ґрунтуючись на теорії горіння та теплообміну, займаються вивченням та удосконаленням існуючих енергоустановок, досліджують теплофізичні властивості теплоносіїв та прагнуть мінімізувати шкідливий екологічний вплив від роботи теплових електростанцій.

ЕНЕРГОУСТАНОВКИ

Теплова енергетика немислима без теплоелектростанцій. Теплові енергоустановки функціонують за наступною схемою. Спочатку паливо органічного походження подається в топку, де воно спалюється і нагріває воду, що проходить по трубах. Вода, нагріваючись, перетворюється на пару, який змушує обертатися турбіну. А завдяки обертанню турбіни активізується електрогенератор, завдяки якому генерується електричний струм. Як паливо в теплових електростанціях використовується нафта, вугілля та інші невідновлювані джерела енергії.

Крім ТЕС, існують також установки, у яких теплова енергія перетворюється на електричну без допоміжної допомоги електрогенератора. Це теплоелектричні, магніто-гідродинамічні генератори та інші енергоустановки.

ЕКОЛОГІЧНІ ПРОБЛЕМИ ТЕПЛОЕНЕРГЕТИКИ

Головним негативним фактором у розвитку теплоенергетики стала та шкода, яку завдають навколишньому середовищу у процесі своєї роботи теплові електростанції. При згорянні палива в атмосферу викидається дуже багато шкідливих викидів. До них відносяться і леткі органічні сполуки, і тверді частинки золи, і газоподібні оксиди сірки та азоту, леткі сполуки важких металів. Крім того, ТЕС сильно забруднюють воду і псують ландшафт через необхідність організації місць зберігання шлаків, золи або палива.

Також функціонування ТЕС пов'язане з викидами парникових газів. Адже теплові електричні станції викидають величезну кількість CO 2 , накопичення якого в атмосфері змінює тепловий баланс планети і стає причиною виникнення парникового ефекту – однієї з найактуальніших та найсерйозніших екологічних проблем сучасності.

Ось чому найважливіше місце у сучасних розробках теплової енергетики має відводитися винаходам та інноваціям, здатним удосконалити ТЕС у бік їхньої екологічної безпеки. Йдеться про нові технології очищення палива, використовуваного ТЕС, створення, виробництво та встановлення на ТЕС спеціальних очисних фільтрів, будівництва нових теплових електростанцій, спроектованих спочатку з урахуванням сучасних екологічних вимог.

ПЕРСПЕКТИВИ РОЗВИТКУ

Теплоенергетичні пристрої є і ще дуже довго будуть основним джерелом електричної енергії для людства. Тому теплоенергетики всього світу продовжують посилено розвивати цю перспективну галузь енергетики. Їхні зусилля, перш за все, спрямовані на підвищення ефективності теплових електростанцій, необхідність якого диктується як економічними, так і екологічними факторами.

Жорсткі вимоги світової спільноти до екологічної безпеки енергетичних об'єктів стимулюють інженерів на розробку технологій, що знижують викиди ТЕС до гранично допустимих концентрацій.

Аналітики стверджують, що сучасні умови такі, що перспективними виявляться в майбутньому ТЕС, що працюють на вугіллі або газі, тому саме в цьому напрямку теплоенергетики всього світу докладають найбільших зусиль.

Домінуюча роль теплоенергетики у забезпеченні світових людських потреб в електриці зберігатиметься ще тривалий час. Адже, незважаючи на прагнення розвинених країн якнайшвидше перейти на безпечніші з екологічного погляду і доступні (що важливо у світлі кризи вичерпання органічного палива), що наближається, джерела енергії, швидкий перехід до нових способів отримання енергії неможливий. А це означає, що теплоенергетика активно розвиватиметься і далі, але, зрозуміло, з урахуванням нових вимог до екологічної безпеки використовуваних технологій.

Для оцінки перспектив ТЕС насамперед необхідно усвідомити їх переваги та недоліки порівняно з іншими джерелами електроенергії.

До переваг можна віднести такі.

  • 1. На відміну від ГЕС теплові електростанції можна розміщувати відносно вільно з урахуванням палива, що використовується. Газомазутні ТЕС можуть бути побудовані в будь-якому місці, оскільки транспорт газу та мазуту відносно дешевий (порівняно з вугіллям). Пиловугільні ТЕС бажано розміщувати поблизу джерел видобутку вугілля. На сьогодні «вугільна» теплоенергетика склалася і має виражений регіональний характер.
  • 2. Питома вартість встановленої потужності (вартість 1 кВт встановленої потужності) та термін будівництва ТЕС значно менший, ніж АЕС та ГЕС.
  • 3. Виробництво електроенергії на ТЕС на відміну від ГЕС не залежить від сезону та визначається лише доставкою палива.
  • 4. Площі відчуження господарських земель для ТЕС істотно менше, ніж для АЕС, і, звичайно, не йдуть у жодне порівняння з ГЕС, вплив яких на екологію може мати далеко не регіональний характер. Прикладами можуть бути каскади ГЕС р. Волзі та Дніпрі.
  • 5. На ТЕС можна спалювати практично будь-яке паливо, у тому числі найнижче сортове вугілля, забаластоване золою, водою, породою.
  • 6. На відміну від АЕС немає жодних проблем із утилізацією ТЕС після завершення терміну служби. Як правило, інфраструктура ТЕС суттєво «переживає» основне обладнання (котли та турбіни), встановлене на ній, а будівлі, машзал, системи водопостачання та паливопостачання тощо, які складають основну частину фондів, ще довго служать. Більшість ТЕС, збудованих понад 80 ліг за планом ГОЕЛРО, досі працюють і працюватимуть далі після встановлення на них нових, більш досконалих турбін та котлів.

Поряд із цими перевагами, ТЕС має й низку недоліків.

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

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

Перспективи будівництва потужних конденсаційних ТЕС тісно пов'язані з видом органічного палива, що використовується. Незважаючи на великі переваги рідкого палива (нафти, мазуту) як енергоносія (висока калорійність, легкість транспортування), його використання на ТЕС все більше і більше скорочуватиметься не лише у зв'язку з обмеженістю запасів, а й у зв'язку з його великою цінністю як сировини для нафтохімічної промисловості. Для Росії велике значення має і експортна цінність рідкого палива (нафти). Тому рідке паливо (мазут) на ТЕС використовуватиметься або як резервне паливо на газомазутних ТЕС, або як допоміжне паливо на пилокутних ТЕС, що забезпечує стійке горіння вугільного пилу в котлі при деяких режимах.

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

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

Сучасні теплоенергетичні системи промислових підприємств складаються із трьох частин, від ефективності взаємодії яких залежать обсяг та ефективність споживання паливноенергетичних ресурсів. Цими частинами є:

джерела енергетичних ресурсів, тобто. підприємства, які виробляють потрібні види енергоресурсів;

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

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

Рівень використання паливно-енергетичних ресурсів у вітчизняній промисловості бажає кращого. Обстеження підприємств нафтохімічної галузі показало, що фактична витрата енергоресурсів перевищує теоретично необхідну приблизно 1,7-2,6 разу, тобто. цільове використання енергоресурсів становить близько 43% реальних витрат виробничих технологій. Така ситуація спостерігається на підприємствах хімічної, гумотехнічної, харчової та галузей, де недостатньо чи неефективно використовуються теплові вторинні ресурси.

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

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

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

Основною причиною є відсутність проміжних стадій видобутку, збагачення, перетворення, транспорту паливних енергоресурсів для забезпечення кількості зекономлених енергетичних ресурсів. Капітальні вкладення в енергозберігаючі заходи виявляються в 2-3 рази нижче за необхідні капітальні вкладення у добувну та суміжні галузі промисловості для отримання еквівалентної кількості природного палива.


У рамках традиційно сформованого підходу теплоенергетичні системи великих промислових споживачів розглядаються єдиним чином - як джерело енергоресурсів необхідної якості у потрібній кількості відповідно до вимог технологічного регламенту. Режим роботи теплоенергетичних систем підпорядковується умовам, які диктуються споживачем. Такий підхід зазвичай призводить до прорахунків при доборі обладнання та прийнятті неефективних рішень щодо організації теплотехнологічних та теплоенергетичних систем, тобто. до прихованого чи явного перевитрати паливно-енергетичних ресурсів, що, природно, позначається собівартості своєї продукції.

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

Таким чином, сучасні теплоенергетичні системи повинні розроблятися чи модернізуватися в органічному взаємозв'язку з промисловою теплотехнологією, з урахуванням тимчасових графіків та режимів роботи як агрегатів – споживачів ЕР, так і агрегатів, які, у свою чергу, є джерелами ВЕР. Основними завданнями промислової теплоенергетики є:

забезпечення балансу енергоресурсів необхідних параметрів у будь-який відрізок часу для надійної та економічної роботи окремих агрегатів та виробничого об'єднання загалом; оптимальний вибір енергоносіїв за теплофізичними та термодинамічними параметрами;

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

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

Питома витрата теплоти випуск продукції промислових виробництв коливається від однієї до десятків гігаджоулів на тонну кінцевого продукту залежно від встановленої потужності устаткування, характеру технологічного процесу, теплових втрат і рівномірності графіка споживання. У цьому найбільш привабливими є заходи, створені задля підвищення енергоекономічної ефективності діючих виробництв і які вносять істотних змін у режим роботи основного технологічного устаткування. Найбільш привабливою є організація замкнутих систем теплопостачання на базі утилізаційних установок, підприємства яких мають високу частку споживання водяної пари середнього та низького тиску та гарячої води.

Більшість підприємств характерні значні втрати підведеної у систему теплоти в теплообмінних апаратах, охолоджуваних оборотною водою чи повітрям - у конденсаторах, охолоджувачах, холодильниках тощо. У таких умовах доцільна організація централізованих та групових систем з проміжним теплоносієм з метою рекуперації теплоти, що скидається. Це дозволить пов'язати численні джерела та споживачів у межах всього підприємства або виділеного підрозділу та забезпечити гарячою водою необхідних параметрів промислових та санітарно-технічних споживачів.

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

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

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

Одним із ефективних рішень є організація утилізаційних систем холодопостачання на базі абсорбційних трансформаторів теплоти (АТТ). Промислові системи холодопостачання базуються на холодильних установках парокомпресійного типу, причому споживання електроенергії на виробництво холоду досягає 15-20% її сумарної витрати по всьому підприємству. Абсорбційні трансформатори теплоти як альтернативні джерела хладопостачання мають деякі переваги, зокрема:

для приводу АТТ може використовуватися низькопотенційна теплота технічної води, димових газів або пари низького тиску, що відпрацював;

при постійному складі устаткування АТТ здатний працювати як і режимі хладопостачання, і у режимі теплового насоса на відпустку теплоти.

Системи повітро- та хладопостачання промислового підприємства істотного впливу на надходження ВЕР не надають і можуть розглядатися як споживачі теплоти при розробці заходів утилізації.

У майбутньому слід очікувати появи принципово нових безвідходних промислових технологій, створених з урахуванням замкнутих виробничих циклів, і навіть значного підвищення частки електроенергії у структурі енергоспоживання.

Зростання споживання електроенергії у промисловості пов'язаний, передусім, із освоєнням дешевих джерел енергії - реакторів на швидких нейтронах, термоядерних реакторів та ін.

Водночас слід очікувати погіршення екологічної ситуації, пов'язаної з глобальним перегріванням планети через інтенсифікацію «термічного забруднення» - зростання теплових викидів в атмосферу.

Контрольні питання та завдання до теми 1

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

2. Охарактеризуйте прибуткову та видаткову частини енергетичного балансу печі піролізу. Як вплинула ними організація підігріву поживної води?

3. Охарактеризуйте структуру енерговитрат у виробництві ізопрену методом двостадійного дегідрування. Яку частку в ній складають споживання холоду та оборотної води?

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

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

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

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

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

9. Чим пояснюється нерівномірність річних графіків теплових навантажень промислових підприємств?

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

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

12. Охарактеризуйте структуру споживання теплоти у промисловості з урахуванням температурного рівня теплосприйняття.

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

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

15. Порівняйте обсяги виходу ВЕР у виробництві бутадієну методом двостадійного дегідрування н-бутану та методом контактного розкладання спирту (див. табл. П.1.1).


Таблиця П.l.l

Вторинні енергоресурси виробництв нафтохімічної промисловості


Статті на тему

Останні статті
Популярні статті
Вибір редакції
oddagipermarket.ru