Съвременно състояние и перспективи за развитие на топлоелектрическите централи. Проблеми и перспективи за развитие на електроенергийната индустрия в Русия. Перспективи за използване на съвременни видове електроцентрали

Назад напред

внимание! Визуализацията на слайда е само за информационни цели и може да не представя пълния обем на презентацията. Ако си заинтересован тази работамоля, изтеглете пълната версия.

Презентацията е допълнителен материал към уроците за развитие на енергията. Енергията на всяка страна е в основата на развитието производителни сили, създаване на материално-техническата база на обществото. Презентацията отразява проблемите и перспективите на всички видове енергия, обещаващи (нови) видове енергия, използвайки опита на музейната педагогика, самостоятелна изследователска работа на студенти (работа със списание Japan Today), творческа работа на студенти (плакати). Презентацията може да се използва в уроците по география в 9 и 10 клас, в извънкласните дейности (часове по избираеми, избираеми дисциплини), при провеждане на Седмицата на географията „22 април – Ден на Земята“, в уроците по екология и биология „Глобални проблеми на човечеството. Суровинно-енергиен проблем”.

В работата си използвах метода на проблемното обучение, който се състоеше в създаване на проблемни ситуации за учениците и разрешаването им в процеса на съвместна дейност на ученици и учители. В същото време беше взета предвид максималната независимост на учениците и под общото ръководство на учител, който ръководи дейностите на учениците.

Проблемното обучение позволява не само да се формира у учениците необходимата система от знания, умения и способности, да се постигне високо ниво на развитие на учениците, но най-важното е, че ви позволява да формирате специален стил на умствена дейност, изследователска дейност и независимостта на учениците. Когато работят с тази презентация, учениците показват действителна посока - изследователската дейност на учениците.

Индустрията обединява група индустрии, занимаващи се с добив и транспорт на гориво, производство на енергия и нейното предаване на потребителя.

Природните ресурси, които се използват за генериране на енергия са горивни ресурси, водни ресурси, ядрена енергия, както и алтернативни форми на енергия. Разположението на повечето индустрии зависи от развитието на електроенергетиката. Страната ни разполага с огромни запаси от горива и енергийни ресурси. Русия беше, е и ще бъде една от водещите енергийни сили в света. И това не е само защото в недрата на страната има 12% от световните запаси на въглища, 13% от петрола и 36% от световните запаси. природен газ, което е достатъчно за пълно задоволяване на собствените нужди и за износ в съседни страни. Русия се превърна в една от водещите енергийни сили в света, главно благодарение на създаването на уникален производствен, научен, технически и човешки потенциал на горивно-енергийния комплекс.

Проблем със суровините

Минерални ресурси- първоизточникът, началната основа на човешката цивилизация в почти всички фази на нейното развитие:

– Горивни минерали;
– Рудни полезни изкопаеми;
- Нерудни полезни изкопаеми.

Днешното потребление на енергия нараства експоненциално. Дори ако вземем предвид, че темпът на нарастване на потреблението на електроенергия ще намалее донякъде поради подобряването на енергоспестяващите технологии, запасите от електрически суровини ще стигнат за максимум 100 години. Ситуацията обаче се утежнява от несъответствието между структурата на запасите и потреблението на органични суровини. Така 80% от запасите от изкопаеми горива са въглища и само 20% са нефт и газ, докато 8/10 от съвременното потребление на енергия е нефт и газ.

Следователно времевата рамка е още по-тясна. Но едва днес човечеството се освобождава от идеологическите представи, че те са практически безкрайни. Минералните ресурси са ограничени, практически незаменими.

Енергиен проблем.

Днес енергията на света се основава на енергийни източници:

– Горими полезни изкопаеми;
– Запалими органични фосили;
- Енергията на реките. Нетрадиционни видове енергия;
- Енергията на атома.

При сегашния темп на нарастване на цената на горивните ресурси на Земята, проблемът с използването на възобновяеми енергийни източници става все по-актуален и характеризира енергийната и икономическата независимост на държавата.

Предимства и недостатъци на ТЕЦ.

Предимства на ТЕЦ:

1. Цената на електроенергията във водноелектрическите централи е много ниска;
2. ВЕЦ генераторите могат да се включват и изключват достатъчно бързо в зависимост от консумацията на енергия;
3. Без замърсяване на въздуха.

Недостатъци на ТЕЦ:

1. Изграждането на водноелектрическа централа може да бъде по-дълго и по-скъпо от други източници на енергия;
2. Резервоарите могат да покриват големи площи;
3. Язовирите могат да навредят на риболова, като блокират пътя към местата за хвърляне на хайвер.

Предимства и недостатъци на ВЕЦ.

Предимства на HPP:
– Изгражда се бързо и евтино;
– Работа в постоянен режим;
– Поставя се почти навсякъде;
– Преобладаването на топлоелектрическите централи в енергийния сектор на Руската федерация.

Недостатъци на HPP:

– Консумирайте голям бройгориво;
– Изисква дълъг престой при ремонт;
– В атмосферата се губи много топлина, в атмосферата се отделят много твърди и вредни газове;
– основни замърсители заобикаляща среда.

В структурата на производството на електроенергия в света на първо място са топлоелектрическите централи (ТЕЦ) - техният дял е 62%.
Алтернатива на изкопаемите горива и възобновяем източник на енергия е хидроенергията. Водноелектрическа централа (ВЕЦ)- електроцентрала, която използва енергията на водния поток като източник на енергия. Водноелектрическите централи обикновено се изграждат на реки чрез изграждане на язовири и резервоари. Хидроенергията е генериране на електроенергия чрез използване на възобновяеми речни, приливни и геотермални източници водни ресурси. Това използване на възобновяеми водни ресурси включва управление на наводнения, укрепване на речни корита, прехвърляне на водни ресурси в райони, страдащи от суша, и запазване на потоците от подземни води.
Но дори и тук източникът на енергия е доста ограничен. Това се дължи на факта, че големите реки по правило са далеч от индустриалните центрове или капацитетът им е почти напълно използван. По този начин хидроенергията, която в момента осигурява около 10% от световното производство на енергия, няма да може значително да увеличи тази цифра.

Проблеми и перспективи на атомните електроцентрали

В Русия делът атомна енергиядостига 12%. Запасите от добит уран в Русия имат електрически потенциал от 15 трилиона. kWh, това е толкова, колкото могат да произведат всички наши централи за 35 години. Днес само ядрена енергия
способен на остри и краткосроченнамаляване на парниковия ефект. Сегашният проблем е безопасността на атомните електроцентрали. 2000 г. беше началото на прехода към принципно нови подходи към стандартизацията и осигуряването на радиационна безопасност на атомните електроцентрали.
Над 40 години развитие ядрена енергияв света са построени около 400 енергоблока в 26 страни по света. Основните предимства на ядрената енергия са високата крайна рентабилност и липсата на емисии на продукти от горенето в атмосферата, основните недостатъци са потенциалната опасност от радиоактивно замърсяване на околната среда от продукти на делене на ядрено гориво по време на авария и проблемът с преработката на използваното ядрено гориво.

Нетрадиционна (алтернативна енергия)

1. Слънчева енергия. Това е използването на слънчева радиация за получаване на енергия под всякаква форма. Слънчевата енергия използва възобновяем източник на енергия и може да стане екологична в бъдеще.

Предимства слънчева енергия:

– Обществена достъпност и неизчерпаемост на източника;
– Теоретично пълна безопасност за околната среда.

Недостатъци на слънчевата енергия:

– Потокът от слънчева енергия на земната повърхност е силно зависим от географската ширина и климата;
- Слънчевата централа не работи през нощта и не работи достатъчно ефективно в сутрешния и вечерния здрач;
Фотоволтаичните клетки съдържат отровни вещества като олово, кадмий, галий, арсен и др., а производството им изразходва много други опасни вещества.

2. Вятърна енергия. Това е енергийна индустрия, специализирана в използването на вятърна енергия - кинетична енергиявъздушни маси в атмосферата. Тъй като вятърната енергия е следствие от активността на слънцето, тя се класифицира като възобновяема енергия.

Перспективи за вятърна енергия.

Вятърната енергия е процъфтяваща индустрия, тъй като в края на 2007 г. общият инсталиран капацитет на всички вятърни турбини беше 94,1 гигавата, което е петкратно увеличение от 2000 г. насам. Вятърните паркове по света са произвели около 200 милиарда kWh през 2007 г., което е около 1,3% от световното потребление на електроенергия. Крайбрежен вятърен парк Middelgrunden, близо до Копенхаген, Дания. По време на построяването си той е най-големият в света.

Възможности за внедряване на вятърна енергия в Русия.В Русия възможностите на вятърната енергия към днешна дата остават практически нереализирани. Консервативното отношение към бъдещото развитие на горивно-енергийния комплекс на практика пречи на ефективното внедряване на вятърната енергия, особено в северните райони на Русия, както и в степната зона на Южния федерален окръг, и по-специално във Волгоградска област .

3. Термоядрена енергия.Слънцето е естествен термоядрен реактор. Още по-интересна, макар и относително далечна перспектива, е използването на енергията от ядрен синтез. Термоядрените реактори, според изчисленията, ще консумират по-малко гориво на единица енергия и както самото гориво (деутерий, литий, хелий-3), така и продуктите от техния синтез са нерадиоактивни и следователно безопасни за околната среда.

Перспективи за термоядрена енергия.Тази област на енергетиката има огромен потенциал, в момента в рамките на проекта "ITER", който включва Европа, Китай, Русия, САЩ, Южна Корея и Япония, Франция изгражда най-големия термоядрен реактор, целта на което е да изведе CNF (контролиран термоядрен синтез) на ново ниво. Планира се строителството да приключи през 2010 г.

4. Биогориво, биогаз.Биогоривото е гориво от биологични суровини, получено, като правило, в резултат на преработката на стъбла от захарна тръстика или семена от рапица, царевица, соя. Прави се разлика между течни биогорива (за двигатели с вътрешно горене, например етанол, метанол, биодизел) и газообразни (биогаз, водород).

Видове биогорива:

– биометанол
– Биоетанол
– Биобутанол
– диметилов етер
– Биодизел
– биогаз
– Водород

На този моментнай-развити са биодизелът и водородът.

5. Геотермална енергия.Скрити под вулканичните острови на Япония има огромни количества геотермална енергия, която може да се използва чрез извличане на гореща вода и пара. Предимство: Отделя около 20 пъти по-малко въглероден диоксид при генериране на електричество, което намалява въздействието му върху глобалната околна среда.

6. Енергията на вълните, приливите и отливите.В Япония най-важният източник на енергия са вълновите турбини, които преобразуват вертикалното движение на океанските вълни във въздушно налягане, което върти турбините на електрическите генератори. На брега на Япония са инсталирани голям брой шамандури, които използват енергията на приливите и отливите. Ето как се използва енергията на океана, за да се гарантира безопасността на океанския транспорт.

Огромният потенциал на слънчевата енергия теоретично може да осигури всички енергийни нужди на света. Но ефективността на преобразуването на топлината в електричество е само 10%. Това ограничава възможностите на слънчевата енергия. Фундаментални трудности възникват и при анализирането на възможностите за създаване на генератори с висока мощност, използващи вятърна енергия, приливи и отливи, геотермална енергия, биогаз, растително гориво и др. Всичко това води до извода, че възможностите на разглежданите т. нар. „възпроизводими” и относително екологични енергийни ресурси са ограничени, поне в относително близко бъдеще. Въпреки че ефектът от използването им при решаването на индивидуални проблеми с енергоснабдяването вече може да бъде доста впечатляващ.

Разбира се, има оптимизъм относно възможностите на термоядрената енергия и други ефективни начини за получаване на енергия, интензивно изследвани от науката, но при сегашния мащаб на производство на енергия. С практическото развитие на тези възможни източници ще са необходими няколко десетилетия поради високата капиталоемкост и съответната инертност при изпълнението на проектите.

Изследователска работа на студентите:

1. Специален доклад "Зелена енергия"за бъдещето: „Япония е световен лидер в производството на слънчева електроенергия. 90% от слънчевата енергия, произведена в Япония, се генерира слънчеви панелив обикновени къщи. Японското правителство си постави за цел през 2010 г. да получи приблизително 4,8 милиона киловата енергия от слънчеви панели. Производство на електроенергия от биомаса в Япония. От кухненските отпадъци се отделя метан. Този газ задвижва двигател, който генерира електричество, а също така се създават благоприятни условия за опазване на околната среда.

Изпратете добрата си работа в базата знания е лесно. Използвайте формата по-долу

Студенти, докторанти, млади учени, които използват базата от знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

публикувано на http://www. всичко най-добро. en/

1. Перспективи за развитие на топлоенергетиката

Човечеството задоволява около 80% от енергийните си нужди с изкопаеми горива: нефт, въглища, природен газ. Делът им в баланса на електроенергетиката е малко по-нисък - около 65% (39% - въглища, 16% - природен газ, 9% - течни горива).

Според прогнозите на Международната агенция по енергетика до 2020 г. при увеличение на потреблението на първични енергоносители с 35% делът на изкопаемите горива ще нарасне до над 90%.

Днес търсенето на нефт и природен газ е осигурено за 50-70 години. Но въпреки постоянния ръст на добива, тези периоди не намаляват през последните 20-30 години, а нарастват в резултат на откриването на нови находища и подобряването на производствените технологии. Що се отнася до въглищата, техните възстановими запаси ще продължат повече от 200 години.

Следователно не може да става дума за недостиг на изкопаеми горива. Въпросът е да се използват най-рационално за увеличаване стандарт на животхора при безусловно запазване на техните местообитания. Това в пълна степен важи и за електроенергетиката.

У нас основното гориво за ТЕЦ е природният газ. В обозримо бъдеще неговият дял очевидно ще намалее, но абсолютното потребление на електроцентралите ще остане приблизително постоянно и доста голямо. По много причини – не винаги разумни – не се използва достатъчно ефективно.

Консуматори на природен газ са традиционните паротурбинни ТЕЦ и ТЕЦ, предимно с налягане на парата 13 и 24 MPa (КПД в кондензационен режим е 36-41%), но също и стари ТЕЦ със значително по-ниски параметри и високи производствени разходи.

Възможно е значително да се увеличи ефективността на използването на газ чрез използване на газови турбини и технологии с комбиниран цикъл.

Максималната единична мощност на газовата турбина досега е достигнала 300 MW, ефективността при автономна работа е 36-38%, а при многоваловите газови турбини, създадени на базата на авиационни двигатели с високи коефициенти на налягане, е 40% или повече, началната температура на газа е 1300-1500 ° C, степента на компресия - 20-30.

За да се осигури практически успех на надеждност, топлинна ефективност, ниски специфични разходи и експлоатационни разходи, днес мощните газови турбини са проектирани в съответствие с най-простия цикъл, за максимално достижима температура на газа (тя непрекъснато расте), със скорост на нарастване на налягането, близка до оптималната по отношение на специфичната работа и ефективност на комбинирани инсталации, които използват топлината на отработените газове в турбината. Компресорът и турбината са разположени на един вал. Турбомашините образуват компактна единица с вградена горивна камера: пръстеновидна или блоково-пръстенообразна. Зоната на високи температури и налягане е локализирана в малко пространство, броят на детайлите, които ги възприемат, е малък, а самите тези детайли са внимателно отработени. Тези принципи са резултат от години на еволюция на дизайна.

Повечето от газовите турбини с мощност под 25-30 MW са създадени на базата или според типа на самолет или кораб газотурбинни двигатели(GTE), които се характеризират с липсата на хоризонтални разделения и сглобяването на корпуси и ротори с помощта на вертикални разделения, широкото използване на търкалящи лагери, малко тегло и размери. Индикаторите за експлоатационен живот и готовност, необходими за наземно приложение и работа в електроцентралите, се осигуряват в конструкциите на самолета на приемлива цена.

С мощност над 50 MW, газовата турбина е проектирана специално за електроцентрали и се изпълнява като едновалова, с умерени степени на компресия и достатъчно висока температураотработени газове, улесняващи използването на тяхната топлина. За намаляване на размера и разходите и повишаване на ефективността, GTP с мощност 50-80 MW се правят високоскоростни с електрически генератор, задвижван от скоростна кутия. Обикновено такива газови турбини са аеродинамично и структурно подобни на по-мощни агрегати, направени за директно задвижване на електрически генератори със скорост 3600 и 3000 об./мин. Такава симулация подобрява надеждността и намалява разходите за разработка и разработка.

Цикълният въздух е основната охлаждаща течност в GTU. Системите за въздушно охлаждане са внедрени в дюзи и роторни лопатки, като се използват технологии, които осигуряват необходимите свойства на приемлива цена. Използването на пара или вода за охлаждане на турбини може да подобри работата на газови турбини и парни турбини със същите параметри на цикъла или да осигури допълнително повишаване на началната температура на газовете в сравнение с въздуха. Макар че технически опиттъй като използването на охладителни системи с тези охлаждащи течности далеч не е разработено толкова подробно, колкото с въздух, тяхното прилагане се превръща в практически проблем.

GTP усвои "нискотоксично" изгаряне на природен газ. Той е най-ефективен в горивни камери, работещи върху предварително приготвена хомогенна смес от газ с въздух при големи (a = 2-2,1) въздушни излишъци и с равномерна и относително ниска (1500-1550 ° C) температура на пламъка. При такава организация на горене, образуването на NOX може да бъде ограничено до 20-50 mg/m3 при нормални условия (стандартно те се отнасят до продукти на горене, съдържащи 15% кислород) при висока ефективност на горене (концентрация на 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.

Много по-трудно е да се възпроизведе подобна технология на "нискотоксично" изгаряне на течни горива. И тук обаче има някои успехи.

От голямо значение за развитието на стационарните газови турбини е изборът на материали и технологии за оформяне, които осигуряват дълъг живот, надеждност и умерена цена на техните части.

Частите на турбината и горивната камера, които се измиват от високотемпературни газове, съдържащи компоненти, които могат да причинят окисляване или корозия и изпитват високи механични и термични натоварвания, са изработени от комплексни сплави на основата на никел. Остриетата са интензивно охлаждани и са изработени със сложни вътрешни пътища по метода на прецизно леене, което позволява използването на материали и получаване на форми на детайли, които са невъзможни с други технологии. През последните години все повече се използва леене на остриета с насочена и единична кристализация, което позволява значително подобряване на техните механични свойства.

Повърхностите на най-горещите части са защитени с покрития, които предотвратяват корозията и понижават температурата на основния метал.

Опростеността и малкият размер дори на мощни газови турбини и техните спомагателни устройства правят технически възможно доставянето им в големи, фабрично произведени единици със спомагателни устройства, тръбопроводи и кабелни връзки, тествани и настроени за нормална работа. Когато се монтира на открито, елемент от всеки модул е ​​корпус (корпус), който предпазва оборудването от лошо време и намалява звуковите емисии. Блоковете се монтират върху плоски основи и се закачат. Пространството под кожата се вентилира.

Руската електроенергетична индустрия има дългогодишен, макар и не еднозначен, опит в експлоатацията на газови турбини с единична мощност от 2,5 до 100 MW. Добър пример е газовата турбина CHPP, която работи повече от 25 години в суровите климатични условия на Якутск, в изолирана енергийна система с неравномерно натоварване.

В момента руските електроцентрали работят с газови турбини, които по отношение на параметрите и показателите са значително по-ниски от чуждестранните. За да се създадат модерни газови турбини, е препоръчително да се комбинират усилията на предприятията за енергетика и авиационни двигатели на базата на авиационни технологии.

Вече е произведена и се тества мощна газова турбина с мощност 110 MW, произведена от отбранителните предприятия Mash-proekt (Николаев, Украйна) и Saturn (Rybinsk Motors), която има доста съвременни характеристики.

В страната са създадени различни типоразмери газови турбини със средна мощност на базата на самолетни или корабни двигатели. Няколко блока ГТД-16 и ГТД-25 на Машинпроект, ГТУ-12 и ГТУ-16П на Пермския авиадвигател, АЛ-31СТ Сатурн и НК-36 Двигатели НК се експлоатират с наработка 15-25 хиляди часа на компресорни станции на главния газопроводи. В продължение на много години стотици по-ранни газови турбини, експлоатирани от Труд (сега Двигатели НК) и Машпроект са били експлоатирани там. Има богат и като цяло положителен опит от експлоатация на електроцентралите на Mashproekt GTU с мощност 12 MW, които послужиха като основа за по-мощни PT-15.

В съвременните мощни газови турбини с висока мощност температурата на отработените газове в турбината е 550-640 °C. Тяхната топлина може да се използва за топлоснабдяване или да се оползотворява в парния цикъл, с реално получено в момента увеличение на ефективността на комбинираната парогазова инсталация до 55-58%. Възможни са и се използват различни комбинации от газови и парни турбинни цикли. Сред тях доминират бинарните, с доставянето на цялата топлина в горивната камера на газовата турбина, производството на пара с високи параметри в котела за отпадъчна топлина зад газовата турбина и използването й в парната турбина.

В Северозападната ТЕЦ на Санкт Петербург от около 2 години работи първата у нас STP от бинарен тип. Мощността му е 450 MW. CCGT включва две газови турбини V94.2, разработени от Siemens, доставени от съвместното предприятие Interturbo с LMZ, 2 котли за отпадна топлина и една парна турбина. Доставката на блокова автоматизирана система за управление на процесите за CCGT беше извършена от консорциум от западни фирми. Цялото друго основно и спомагателно оборудване е доставено от местни предприятия.

До 1 септември 2002 г. CCGT работи 7200 часа в кондензационен режим при работа в контролния диапазон (300-450 MW) със среден КПД 48-49%; приблизителната му ефективност е 51%.

В подобен CCGT с домашния GTE-110 е възможно да се получи дори малко по-висока ефективност.

Още по-висока ефективност, както се вижда от същата таблица, ще осигури използването на проектирания в момента GTE-180.

С използването на сега проектирани газови турбини е възможно да се постигне значително по-висока производителност не само при ново строителство, но и при техническо преоборудване на съществуващи топлоелектрически централи. Важно е, че с техническо преоборудване със запазване на инфраструктурата и значителна част от оборудването и внедряването на двоични блокове CCGT върху тях е възможно да се постигнат близки до оптималните стойности на ефективност със значително увеличение на мощност на електроцентралите.

Количеството пара, което може да се генерира в котела за отпадна топлина, монтиран зад GTE-180, е близко до капацитета на един изпускател на парната турбина K-300. В зависимост от броя на отработените газове, съхранявани по време на това преоборудване, е възможно да се използва 1.2 или 3 GTE-180. За да се избегне претоварване на отработените газове при ниски външни температури, препоръчително е да се използва триконтурна схема на парната секция с повторно нагряване на пара, при която се постига голяма мощност на CCGT с по-нисък поток на пара към кондензатора.

При запазване на трите емисии, CCGT с мощност около 800 MW е разположена в клетка от два съседни енергоблока: едната парна турбина остава, а другата е демонтирана.

Единичната цена на тези преоборудвания според цикъла CCGT ще бъде 1,5 или повече пъти по-евтина от новото строителство.

Подобни решения са целесъобразни при преоборудване на газови електроцентрали с мощности от 150 и 200 MW. Те могат да бъдат широко използвани по-малко мощни GTE-110.

По икономически причини, на първо място, топлоелектрическите централи се нуждаят от техническо преоборудване. Най-привлекателни за тях са бинарните CCGT от типа на Северозападната ТЕЦ на Санкт Петербург, които позволяват рязко увеличаване на производството на електроенергия върху потреблението на топлина и промяна на съотношението между електрически и топлинни товари в широк диапазон, като същевременно се поддържа общ висок коефициент на използване на горивото. Модулът, разработен в Severo-Zapadnaya CHPP: GTU - котел за отпадна топлина, генериращ 240 t/h пара, може да се използва директно за захранване на турбини PT-60, PT-80 и T-100.

При пълно натоварване на отработените газове масовият дебит на парата през първите степени на тези турбини ще бъде много по-нисък от номиналния и ще може да се пропуска при намалените налягания, характерни за CCGT-450. Това, както и понижаването на температурата на живата пара до по-малко от 500-510 ° C, ще премахне проблема с изчерпването на ресурса на тези турбини. Въпреки че това ще бъде придружено от намаляване на мощността на парните турбини, общата мощност на блока ще се увеличи повече от 2 пъти, а ефективността му по отношение на производството на електроенергия ще бъде значително по-висока, независимо от режима (топлоснабдяване) , отколкото на най-добрите кондензационни агрегати.

Такава промяна в показателите радикално влияе върху ефективността на CHP. Общите разходи за производство на електроенергия и топлинна енергия ще намалеят, а конкурентоспособността на ТЕЦ на пазарите и на двата вида продукти - както се вижда от финансово-икономическите изчисления - ще се увеличи.

В електроцентрали, в чийто горивен баланс има голяма част от мазут или въглища, но има и природен газ, в количество, достатъчно за захранване на газовата турбина, може да са подходящи термодинамично по-малко ефективни надстройки на газова турбина.

За местната топлоенергетика най-важната икономическа задача е развитието и широкото използване на газови турбини с параметри и показатели, които вече са постигнати в света. Най-важната научна задача е да се осигури проектирането, производството и успешната експлоатация на тези газови турбини.

Разбира се, все още има много възможности за по-нататъшно развитие на газовите турбини и инсталациите с комбиниран цикъл и подобряване на тяхната производителност. В чужбина са проектирани блокове CCGT с ефективност от 60%, като задачата е в обозримо бъдеще да се увеличи до 61,5-62%. За да направи това, вместо циркулиращ въздух, газовата турбина използва водна пара като охлаждаща течност и се осъществява по-тясна интеграция на газовата турбина и парните цикли.

Още по-големи възможности се откриват чрез създаването на "хибридни" инсталации, в които газови турбини (или CCGT) са изградени върху горивна клетка.

Високотемпературни горивни клетки (FC), твърди оксиди или базирани на разтопени карбонати, работещи при температури от 850 и 650 °C, служат като източници на топлина за газовата турбина и парния цикъл. При конкретни проекти с мощност от около 20 MW - основно в САЩ - са получени изчислени КПД от 70%.

Тези агрегати са проектирани да работят с природен газ с вътрешен реформинг. Разбира се, възможно е те да работят със синтезен газ или чист водород, получен при газификация на въглища, и да се създават комплекси, в които преработката на въглища е интегрирана в технологичния цикъл.

Съществуващите програми поставят задачата за увеличаване на мощността на хибридните централи до 300 MW или повече в бъдеще, а тяхната ефективност - до 75% на природен газ и 60% на въглища.

Второто най-важно гориво за енергия са въглищата. В Русия най-продуктивните находища на въглища - Кузнецк и Канско-Ачинск - се намират в южната част на централен Сибир. Въглищата на тези находища са с ниско съдържание на сяра. Цената на добива им е ниска. Въпреки това, тяхната област на приложение в момента е ограничена поради високата цена на железопътния транспорт. В европейската част на Русия, в Урал и Далечния изток транспортните разходи надвишават разходите за добив на кузнецки въглища с 1,5-2,5 пъти, а Канск-Ачинск - с 5,5-7,0 пъти.

В европейската част на Русия въглищата се добиват по мини метод. По принцип това са каменни въглища от Печора, антрацити от Южен Донбас (енергетиците получават своите прожекции - глоби) и кафяви въглища от Московска област. Всички те са с високо съдържание на пепел и сяра. Поради природните условия (геоложки или климатични) цената на тяхното производство е висока и е трудно да се осигури конкурентоспособност при използване в електроцентрали, особено с неизбежното затягане на екологичните изисквания и развитието на пазара на топлинни въглища в Русия .

Понастоящем топлоелектрическите централи използват въглища, които се различават значително по качество: повече от 25% от общото им потребление е със съдържание на пепел над 40%; 18,8% - калоричност под 3000 kcal/kg; 6,8 млн. тона въглища - съдържание на сяра над 3,0%. Общото количество баласт във въглищата е 55 милиона тона годишно, включително скали - 27,9 милиона тона и влага - 27,1 милиона тона.В резултат на това е много важно да се подобри качеството на топлинните въглища.

Перспективата за използване на въглища в руската електроенергетична индустрия ще се определя от държавната политика на цените на природния газ и въглищата. През последните години имаше абсурдна ситуация, когато газът в много региони на Русия е по-евтин от въглищата. Може да се предположи, че цените на газа ще растат по-бързо и след няколко години ще станат по-високи от цените на въглищата.

За да се разшири използването на въглища Кузнецк и Канск-Ачинск, е препоръчително да се създадат благоприятни условия за техния железопътен транспорт и да се разработят алтернативни методи за транспортиране на въглища: по вода, тръбопроводи, в обогатено състояние и др.

По стратегически причини в европейската част на Русия е необходимо да се поддържа добивът на известно количество топлинни въглища с най-добро качество и в най-производителните мини, дори ако това изисква държавни субсидии.

Използването на въглища в електроцентрали в традиционни парни енергийни агрегати е търговски ефективно днес и ще бъде ефективно в обозримо бъдеще. газова турбина електроенергия Русия въглища

В Русия въглищата се изгарят в кондензационни електроцентрали, оборудвани с мощности от 150, 200, 300, 500 и 800 MW, и в топлоелектрически централи с котли с мощност до 1000 t/h.

Въпреки ниското качество на въглищата и нестабилността на техните характеристики по време на доставка, високи технически, икономически и експлоатационни показатели бяха постигнати в местните въглищни блокове малко след тяхното разработване.

Големите котли използват изгаряне на въглищен прах, главно с отстраняване на твърда пепел. Механичното недогаряне не надвишава, като правило, 1-1,5% при изгаряне на каменни въглища и 0,5% - кафяви въглища. Увеличава се 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.

През последните години въглищните блокове работят в променлив режим с дълбоко разтоварване или нощни спирания. При тях се поддържа висока, близка до номиналната ефективност при разтоварване до N3JI=0,4-=-0,5 NH0M.

По-лошо е положението с опазването на околната среда. В руските въглищни топлоелектрически централи няма работещи системи за десулфуризация на димните газове, каталитични системи за тяхното пречистване от NOX. Инсталираните електрофилтри за събиране на пепелта не са достатъчно ефективни; на котли с капацитет до 640 t / h, широко се използват различни дори по-малко ефективни циклони и мокри апарати.

Междувременно за бъдещето на топлинната енергия нейното хармонизиране с околната среда е от първостепенно значение. Най-трудно се постига при използването на въглища като гориво, което съдържа негорима минерална част и органични съединения на сяра, азот и други елементи, които след изгарянето на въглищата образуват вредни за природата, хората или сградите вещества.

На местно и регионално ниво основните замърсители на въздуха, чиито емисии се регулират, са газообразни оксиди на сяра и азот и прахови частици (пепел). Ограничаването им изисква специално внимание и разходи.

По един или друг начин се контролират и емисиите на летливи органични съединения (най-тежките замърсители, по-специално бензопирен), тежки метали (например живак, ванадий, никел) и замърсени отпадъчни води във водни тела.

При нормиране на емисиите от топлоелектрическите централи държавата ги ограничава до ниво, което не причинява необратими промени в околната среда или човешкото здраве, които могат да повлияят неблагоприятно на условията на живот на настоящите и бъдещите поколения. Определянето на това ниво е свързано с много неясноти и зависи до голяма степен от техническите и икономическите възможности, т.к. необосновано строгите изисквания могат да доведат до увеличаване на разходите и да влошат икономическото състояние на страната.

С развитието на технологиите и укрепването на икономиката се разширяват възможностите за намаляване на емисиите от топлоелектрическите централи. Ето защо е легитимно да се говори (и да се стремим!) за минимално технически и икономически мислимо въздействие на ТЕЦ-овете върху околната среда и да се върви към повишени разходи, но все пак да се гарантира конкурентоспособността на ТЕЦ-овете. Нещо подобно се прави сега в много развити страни.

Да се ​​върнем обаче към традиционните въглищни ТЕЦ.

Разбира се, преди всичко трябва да се използват сравнително евтини, усвоени и ефективни електрически и тъканни филтри за радикално обезпрашаване на изпусканите в атмосферата димни газове. Трудностите с електростатичните филтри, типични за руската енергетика, могат да бъдат елиминирани чрез оптимизиране на техния размер и дизайн, подобряване на енергийните системи, използващи пред-йонизация и променлив ток, периодични или импулсни захранващи устройства и автоматизиране на управлението на филтрите. В много случаи е препоръчително да се намали температурата на газовете, влизащи в електростатичния филтър.

За намаляване на емисиите на азотни оксиди в атмосферата се използват предимно технологични мерки. Те се състоят в повлияване на процеса на горене чрез промяна на конструкцията и режимите на работа на горелките и пещните устройства и създаване на условия, при които образуването на азотни оксиди е малко или невъзможно.

В котли, работещи с въглища Канск-Ачинск, е препоръчително да се използва доказаният принцип на нискотемпературно горене, за да се намали образуването на азотни оксиди. При три степени на подаване на гориво коефициентът на излишък на въздух в зоната на активно горене ще бъде 1,0-1,05. Излишъкът от окислител в тази зона, при наличие на интензивен масов трансфер в обема, ще осигури ниска степен на шлаковане. Така че отстраняването на част от въздуха от зоната на активното горене не повишава температурата на газовете в нейния обем, към горелката се подава заместващо количество рециркулационни газове. При такава организация на горенето е възможно да се намали концентрацията на азотни оксиди до 200-250 mg / m3 при номинално натоварване на енергийния блок.

За да намали емисиите на азотен оксид, SibVTI разработва система за предварително изгаряне на въглищен прах, която ще намали емисиите на NOx до по-малко от 200 mg/m3.

Когато се използват кузнецки въглища на блокове с мощност 300-500 MW, трябва да се използват нискотоксични горелки и поетапно изгаряне на горивото, за да се намали образуването на NOX. Комбинацията от тези дейности може да осигури емисии на NOX<350 мг/м3.

Особено трудно е да се намали образуването на NOX по време на изгарянето на гориво с ниска реактивност (пепел и кузнецк пост) в котли с течно отстраняване на пепелта. Понастоящем концентрациите на NOX в такива котли са 1200-1500 mg/m3. Ако в електроцентралите има природен газ, препоръчително е да се организира тристепенно изгаряне с намаляване на NOX в горната част на пещта (процес на повторно изгаряне). В този случай основните горелки работят с коефициент на излишък на въздух agor = 1,0-1,1, а природният газ се подава в пещта заедно със сушилен агент, за да се създаде зона на редукция. Такава схема на горене може да осигури концентрации на NOX до 500-700 mg/m3.

Използват се химични методи за почистване на димните газове от азотни оксиди. Има две технологии за третиране с азот, използвани промишлено: селективна некаталитична редукция (SNCR) и селективна каталитична редукция (SCR) на азотни оксиди.

С по-висока ефективност на технологията SCR, специфичните капиталови разходи в нея са с порядък по-високи, отколкото в SNCR. Напротив, разходът на редуциращ агент, най-често амоняк, е 2-3 пъти по-нисък при SCR технологията поради по-високата селективност на използване на амоняк в сравнение с SNCR.

Технологията SNCR, тествана на котел с капацитет 420 t/h в ТЕЦ Толиати, може да се използва при техническото преоборудване на въглищни електроцентрали с котли, работещи с течно отстраняване на пепелта. Това ще им осигури ниво на емисии на NOX = 300-350 mg/m3. В екологично натоварени зони технологията SCR може да се използва за постигане на емисии на NOX от около 200 mg/m3. Във всички случаи използването на азотни скрубери трябва да бъде предшествано от технологични мерки за намаляване на образуването на NOX.

С помощта на усвоените в момента технологии е възможно икономически приемливо пречистване на продуктите от изгаряне на кисело гориво с улавяне на 95-97% SO2. В този случай естественият варовик обикновено се използва като сорбент; търговският гипс е страничен продукт от пречистването.

В нашата страна, в Dorogobuzhskaya GRES, е разработена и промишлено експлоатирана инсталация с капацитет 500-103 nm3 / h, прилагаща технологията за десулфуризация на амоняк-сулфат, при която амонякът е сорбент, и търговски амониев сулфат, който е ценен тор, е страничен продукт.

Съгласно действащите стандарти в Русия свързването на 90-95% SO2 е необходимо при използване на гориво с намалено съдържание на сяра S> 0,15% kg/MJ. При изгаряне на горива с ниско и средно съдържание на сяра S< 0,05% кг/МДж целесообразно использовать менее капиталоемкие технологии.

Понастоящем като основни насоки за по-нататъшно подобряване на ефективността на топлоелектрическите централи, работещи с въглища, се считат следните:

увеличаване на параметрите на парата в сравнение с усвоените 24 МРа, 540/540 °С с едновременно подобряване на оборудването и системите на парните електроцентрали;

разработване и усъвършенстване на обещаващи CCGT, работещи с въглища;

подобряване и разработване на нови системи за пречистване на димни газове.

Цялостното подобряване на схемите и оборудването позволи да се повиши ефективността на свръхкритичните енергийни блокове, работещи с въглища, от около 40 до 43-43,5% без промяна на параметрите на парата. Увеличаването на параметрите от 24 MPa, 545/540 °C до 29 MPa, 600/620 °C повишава ефективността в реални проекти на въглища до около 47%. Увеличението на цената на електроцентралите с големи (600-800 MW) блокове поради използването на по-скъпи материали с по-високи параметри (например аустенитни тръби на прегреватели) е сравнително малко. Той е 2,5% с увеличение на ефективността от 43 на 45% и 5,5 - на 47%. Въпреки това дори такова поскъпване се изплаща при много високи цени на въглищата.

Работата върху свръхкритичните параметри на парата, започнала в средата на миналия век в САЩ и СССР, през последните години намери индустриално приложение в Япония и западноевропейските страни с високи цени на енергията.

В Дания и Япония на въглища са построени и успешно работят енергийни блокове с мощност 380-1050 MW с налягане на живата пара 24-30 MPa и прегряване до 580-610 °C. Сред тях има блокове с двойно подгряване до 580 °C. Ефективността на най-добрите японски блокове е на ниво 45-46%, датските, работещи на студена циркулираща вода с дълбок вакуум, са с 2-3% по-високи.

В Германия са изградени лигнитни енергоблокове с мощност 800-1000 MW с параметри на парата до 27 MPa, 580/600 °C и КПД до 45%.

Работите по енергоблок със супер критични параметри на парата (30 MPa, 600/600 °C), организирани у нас, потвърдиха реалността на създаването на такъв блок с мощност 300-525 MW с КПД около 46% през следващите години.

Увеличаването на ефективността се постига не само поради увеличаване на параметрите на парата (приносът им е около 5%), но също така - в по-голяма степен - поради повишаване на ефективността на турбината (4,5%) и котела (2,5 %) и подобряване на гаровото оборудване с намаляване на загубите, характерни за неговата работа.

Наличното изоставане в нашата страна беше фокусирано върху температура на парата от 650 ° C и широкото използване на аустенитни стомани. Малък експериментален котел с такива параметри и налягане на парата 30,0 MPa работи от 1949 г. в експерименталната когенерационна централа VTI за повече от 200 хиляди часа.Той е в работно състояние и може да се използва за изследователски цели и дългосрочни тестове. Енергоблок СКР-100 на Каширска ГРЕС с котел с капацитет 720 t/h и турбина за 30 MPa/650 °С

работи през 1969 г. над 30 хил. ч. След прекратяване на експлоатацията по причини, несвързани с оборудването му, е консервиран. През 1955 г. К. Раков във ВТИ разработва възможностите за създаване на котел с параметри на парата 30 MPa/700 °C.

Използването на аустенитни стомани с висок коефициент на линейно разширение и ниска топлопроводимост за производството на масивни ненагрявани части: паропроводи, ротори и турбинни корпуси и фитинги причинява очевидни трудности при неизбежните циклични натоварвания за енергийно оборудване. Като се има предвид това, сплавите на основата на никел, способни да работят при значително по-високи температури, могат да бъдат по-подходящи на практика.

Така че в САЩ, където след дълга пауза е възобновена работата, насочена към въвеждане на свръхкритични параметри на парата, те се концентрират главно върху разработването и тестването на необходимите за това материали.

За части, работещи при най-високи налягания и температури: бяха избрани тръби на прегревателя, колектори, главни паропроводи, няколко сплави на основата на никел. За пътя на повторно нагряване, където наляганията са значително по-ниски, се разглеждат и аустенитни стомани, а за температури под 650 °C се разглеждат обещаващи феритни стомани.

През 2003 г. се планира да се идентифицират подобрени сплави, производствени процеси и методи за покритие, които осигуряват работата на енергийни котли при температура на парата до 760 ° C, като се вземат предвид характерните подравнявания, температурните промени и възможната корозия в средата на реално изгаряне на въглища продукти.

Също така се планира да се коригират стандартите за изчисление на ASME за нови материали и процеси и да се разгледа дизайнът и работата на оборудването при температура на парата до 870 ° C и налягане до 35 MPa.

В страните от Европейския съюз на базата на кооперативно финансиране се разработва усъвършенстван въглищен енергоблок с максимална температура на парата над 700 °C с участието на голяма група енергийни и машиностроителни компании. За него се вземат параметрите на прясна пара

37,5 MPa/700 °С и двоен цикъл на прегряване до 720 °С при налягане 12 и 2,35 MPa. При налягане в кондензатора от 1,5-2,1 kPa, ефективността на такова устройство трябва да бъде над 50% и може да достигне 53-54%. И тук материалите са критични. Те са проектирани да осигурят дълготрайна якост над 100 хиляди часа, равна на 100 MPa при температури:

сплави на никелова основа за тръби на последните снопове на паропрегреватели, изходни колектори, паропроводи, корпуси на турбини и ротори - 750 °C;

аустенитни стомани за паропрегреватели - 700 °C;

феритно-мартензитни стомани за котелни тръби и колектори - 650 °C.

Разработват се нови конструкции на котли и турбини, производствени техники (като заваряване) и нови тесни оформления, за да се намалят нуждите от най-скъпите материали и единичната цена на единиците, без да се прави компромис с надеждността и характеристиките на производителност на модерните парни агрегати.

Внедряването на блока е планирано след 2010 г., а крайната цел след още 20 години е постигане на нетна ефективност до 55% при температура на парата до 800 °C.

Въпреки вече постигнатите успехи и перспективите за по-нататъшно усъвършенстване на парните енергийни агрегати, термодинамичните предимства на комбинираните инсталации са толкова големи, че се обръща много внимание на развитието на CCGT, работещи с въглища.

Тъй като изгарянето на гориво, съдържащо пепел, в газовите турбини е трудно поради образуването на отлагания по пътя на потока на турбините и корозията на техните части, работата по използването на въглища в газовите турбини се извършва главно в две посоки:

газификация под налягане, пречистване на горим газ и изгарянето му в газови турбини; блокът за газификация е интегриран с CCGT, чийто цикъл и схема остават същите като при природния газ;

директно изгаряне на въглища под налягане в парогенератор с кипящ слой с високо налягане, пречистване и разширяване на продуктите от горенето в газова турбина.

Прилагането на процесите на газификация и пречистване на изкуствен газ от въглищна пепел и серни съединения при високи налягания позволява да се увеличи тяхната интензивност, да се намалят размерите и цената на оборудването. Топлината, отстранена по време на газификацията, се използва в рамките на цикъла CCGT, а парата и водата, използвани при газификацията, а понякога и въздухът, също се вземат от него. Загубите, произтичащи от газификацията на въглища и пречистването на генераторния газ, намаляват ефективността на CCGT. Въпреки това, с рационален дизайн, той може да бъде доста висок.

Технологиите за газификация на въглища в насипен слой, в кипящ слой и в поток са най-разработени и практически приложими. Като окислител се използва кислород, по-рядко въздух. Използването на индустриално разработени технологии за почистване на синтезния газ от серни съединения изисква охлаждане на газа до 40 °C, което е придружено от допълнителни загуби на налягане и производителност. Цената на системите за охлаждане и пречистване на газа е 15-20% от общата цена на ТЕЦ-овете. Сега активно се разработват високотемпературни (до 540-600 ° C) технологии за пречистване на газ, което ще намали цената на системите и ще опрости тяхната работа, както и ще намали загубите, свързани с почистването. Независимо от технологията на газификация, 98-99% от въглищната енергия се превръща в горим газ.

През 1987-91г. в СССР, по държавната програма "Чиста енергия", VTI и CKTI, съвместно с проектантски институти, бяха подробно разработени няколко CCGT с газификация на въглища.

Единичната мощност на блоковете (нетна) беше 250-650 MW. И трите технологии за газификация, споменати по-горе, бяха разгледани във връзка с най-често срещаните въглища: Березовски кафяви, Кузнецки камък и AS, които са много различни по състав и свойства. Бяха получени ефективност от 39 до 45% и много добри екологични показатели. Като цяло тези проекти бяха доста съобразени с тогавашното световно ниво. В чужбина подобни CCGT вече са внедрени на демонстрационни образци с единична мощност от 250-300 MW, а местните проекти са прекратени преди 10 години.

Въпреки това технологиите за газификация представляват интерес за нашата страна. VTI, по-специално, продължава

експериментална работа на газификационна инсталация по метода "огнище" (с насипен слой и отстраняване на течна пепел) и оптимизационни проучвания на схеми на CCGT.

Като се има предвид умереното съдържание на сяра в най-обещаващите местни въглища и напредъка, постигнат в икономическите и екологичните показатели на традиционните енергийни агрегати с въглищен прах, с които тези CCGT ще трябва да се конкурират, основните причини за тяхното развитие са възможността за постигане на по-висока топлинна ефективност и по-малко трудности при отстраняване на CO2 от цикъла, в случай че е необходимо (вижте по-долу). Като се има предвид сложността на CCGT с газификация и високата цена на тяхното разработване и развитие, препоръчително е ефективността на CCGT да се вземе на ниво от 52-55%, специфична цена от 1-1,05 от цената на въглищен блок, SO2 и емисии на NOX като крайни цели.< 20 мг/м3 и частиц не более 10 мг/м3. Для достижения их необходимо дальнейшее развитие элементов и систем ПГУ.

Чрез намаляване на температурата на горимия газ на изхода на газификатора до 900-1000 °C, пречистването му от серни съединения и частици и насочването му към горивната камера на газовата турбина при повишена температура (например 500-540 °C при които тръбопроводите и фитингите могат да бъдат направени от евтини стомани), използвайки въздушна, а не кислородна струя, намалявайки загубите на налягане и топлина в пътя газ-въздух на газификационната система и използвайки топлообменни вериги, затворени вътре в нея, е възможно да се намали загуба на ефективност, свързана с газификацията от 16-20 до 10-12% и значително намаляване на потреблението на енергия за собствени нужди.

Проекти, изпълнени в чужбина, също свидетелстват за значително намаляване на единичната себестойност на топлоелектрическите централи с CCGT с газификация на въглища, с увеличаване на производителността и единичния капацитет на оборудването, както и с увеличаване на развитието на технологиите.

Друга възможност е CCGT агрегат с изгаряне на въглища в кипящ слой под налягане. Необходимият въздух се подава към слоя от компресор на газова турбина с налягане 1-1,5 MPa, продуктите от горенето след почистване от пепел и увличане се разширяват в газовата турбина и произвеждат полезна работа. Топлината, отделена в слоя, и топлината на газовете, изпуснати в турбината, се използват в парния цикъл.

Провеждането на процеса под налягане, като същевременно се запазват всички предимства, характерни за изгарянето на въглища в кипящ слой, позволява значително да се увеличи единичната мощност на парогенераторите и да се намалят техните размери с по-пълно изгаряне на въглища и свързване на сяра.

Предимствата на CCGT с KSD са пълно (с ефективност> 99%) изгаряне на различни видове въглища, високи коефициенти на топлопреминаване и малки нагряващи повърхности, ниски (до 850 °C) температури на горене и в резултат на това малки ( по-малко от 200 mg/m3) емисии на NOX, липса на шлака, възможност за добавяне на сорбент (варовик, доломит) към слоя и свързване на 90-95% от сярата, съдържаща се във въглищата, в него.

Висока ефективност (40-42% в кондензационен режим) се постига в CCGT с PCR при умерена мощност (около 100 MWel.) и субкритични параметри на парата.

Поради малкия размер на котела и липсата на десулфуризация, площта, заета от CCGT с KSD, е малка. Възможна е блокова доставка на тяхното оборудване и модулна конструкция с намаление на цената и сроковете.

За Русия CCGT с KSD са обещаващи, на първо място, за техническо преоборудване на когенерационни централи на въглища на тесни места, където е трудно да се намери необходимото екологично оборудване. Подмяната на старите котли с HPG с газови турбини също ще подобри значително ефективността на тези когенерационни централи и ще увеличи електрическия им капацитет с 20%.

Във VTI, на базата на домашно оборудване, са разработени няколко стандартни размера на CCGT с KSD.

При благоприятни икономически условия такива ПГУ могат да бъдат продадени у нас за кратко време.

Технологията CCGT с KSD е по-проста и по-позната на енергетиците от газификационните инсталации, които са сложно химическо производство. Възможни са различни комбинации от двете технологии. Целта им е да опростят системите за газификация и пречистване на газ и да намалят характерните им загуби, от една страна, и да повишат температурата на газа пред турбината и мощността на газовата турбина в схеми с KSD, от друга страна.

Известна резервираност на обществеността и експертите и правителствата, отразяващи нейните настроения при оценката на перспективите за широко разпространено и дългосрочно използване на въглищата, се свързва с нарастващите емисии на CO2 в атмосферата и опасенията, че тези емисии могат да причинят глобално изменение на климата, което ще има катастрофални последици .

Обсъждането на основателността на тези страхове (те не се споделят от много компетентни експерти) не е предмет на статията.

Въпреки това, дори и да се окажат верни, след 40-60 години, когато се изисква, или дори по-рано, е напълно реалистично да се създадат конкурентоспособни топлоелектрически централи (или енерготехнологични предприятия), работещи на въглища с незначителни емисии на CO2 в атмосферата.

Още днес е възможно значително намаляване на емисиите на CO2 в атмосферата от топлоелектрическите централи, по-специално тези, работещи с въглища, с комбинираното производство на електроенергия и топлина и повишаването на ефективността на топлоелектрическите централи.

Използвайки вече усвоените процеси и оборудване, е възможно да се проектира CCGT с газификация на въглища, превръщане на CO + H2O в H2O и CO2 и отстраняване на CO2 от синтезния газ.

Проектът използва GTU U94.3A от Siemens с начална температура на газа съгласно стандарта ISO1190 °C, газификатор PRENFLO (вграден, върху сух прах от въглища в Питсбърг № 8 и кислородно взривяване), реактор за смяна и отстраняване на киселинни газове: H2S, COS и CO2 в системата Rectizol от Lurgi.

Предимствата на системата са малкият размер на оборудването при извършване на процеси за отстраняване на CO2 при високо (2 MPa) налягане, високо парциално налягане и концентрация на CO2. Отстраняването на около 90% от CO2 се приема по икономически причини.

Намаляването на ефективността на първоначалния CCGT при отстраняване на CO2 възниква поради загуби на ексергия по време на екзотермично преобразуване на CO (с 2,5-5%), допълнителни загуби на енергия по време на отделянето на CO2 (с 1%) и поради намаляване на разходът на продукти от горенето през газовата турбина и утилизатора на котела след отделяне на CO2 (с 1%).

Включването във веригата на устройства за преобразуване на CO и отстраняване от цикъла на CO2 увеличава единичната цена на CCGT с GF с 20%. Втечняването на CO2 ще добави още 20%. Цената на електроенергията ще се увеличи съответно с 20 и 50%.

Както бе споменато по-горе, местни и чуждестранни проучвания показват възможността за по-нататъшно значително - до 50-53% - повишаване на ефективността на CCGT с газификация на въглища и, следователно, техните модификации с отстраняване на CO2.

EPRI в Съединените щати насърчава създаването на въглищни енергийни комплекси, които са конкурентни на топлоелектрическите централи, работещи на природен газ. Препоръчително е да се изграждат поетапно, за да се намалят първоначалните капиталови вложения и да се възвърнат по-бързо, като същевременно се изпълнят настоящите екологични изисквания.

Първи етап: обещаващ екологичен CCGT с GF.

Втори етап: внедряване на система за отстраняване и транспортиране на CO2.

Третият етап: организиране на производството на водород или чисто транспортно гориво.

Има много по-радикални предложения. B разглежда, например, въглищна топлоелектрическа централа с "нулеви" емисии. Технологичният му цикъл е следният. Първата стъпка е газификацията на водно-въглищната суспензия с добавяне на водород и производството на CH4 и H2O. Пепелта от въглища се отстранява от газификатора и сместа газ-пари се пречиства.

На втория етап въглеродът, който е преминал в газообразно състояние, под формата на CO2, се свързва от калциев оксид в реформатора, където се подава и пречистена вода. Водородът, образуван в него, се използва в процеса на хидрогазификация и се подава след фино пречистване в горивна клетка с твърд оксид за генериране на електричество.

В третия етап CaCO3, образуван в реформатора, се калцинира с помощта на топлината, освободена в горивната клетка и образуването на CaO и концентриран CO2, подходящи за по-нататъшна обработка.

Четвъртата стъпка е да се преобразува химическата енергия на водорода в електричество и топлина, която се връща в цикъла.

CO2 се отстранява от цикъла и се минерализира в процесите на карбонизация на такива минерали като, например, магнезиев силикат, който е повсеместно разпространен в природата в количества, които са на порядък по-големи от запасите от въглища. Крайните продукти на карбонизацията могат да бъдат заровени в изчерпани мини.

Ефективността на преобразуване на въглища в електричество в такава система ще бъде около 70%. При обща цена на отстраняването на CO2 от $15-20/тон, това би увеличило цената на електроенергията с около $0,01/kWh.

Разглежданите технологии все още са въпрос на далечно бъдеще.

Днес най-важната мярка за осигуряване на устойчиво развитие е икономически обоснованото енергоспестяване. В сферата на производството това е свързано с повишаване на ефективността на преобразуване на енергията (в нашия случай в топлоелектрическите централи) и използването на синергични технологии, т.е. комбинирано производство на няколко вида продукти в една инсталация, нещо като енергийна технология, популярна у нас преди 40-50 години. Разбира се, сега се извършва на различна техническа основа.

Първият пример за такива агрегати беше CCGT с газификация на нефтени остатъци, които вече се използват на търговски условия. Горивото за тях са отпадъците от петролни рафинерии (например кокс или асфалт), а продуктите са електричество, технологична пара и топлина, търговска сяра и водород, използвани в рафинериите.

Когенерацията с комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, която е широко разпространена в нашата страна, е по същество енергоспестяваща синергична технология и заслужава много повече внимание в това си качество, отколкото получава в момента.

При преобладаващите „пазарни“ условия в страната, разходите за производство на електрическа и топлинна енергия в паротурбинни когенерационни централи, оборудвани с остаряло оборудване и неоптимално натоварени, в много случаи са прекалено високи и не гарантират тяхната конкурентоспособност.

При никакви обстоятелства тази разпоредба не трябва да се използва за преразглеждане на фундаментално здравата идея за комбинирано производство на топлина и електроенергия. Разбира се, въпросът не се решава с преразпределението на разходите между електроенергия и топлоенергия, чиито принципи се обсъждат безрезултатно у нас години наред. Но икономиката на когенерационните централи и системите за топлоснабдяване като цяло може да бъде значително подобрена чрез подобряване на технологиите (бинарна CCGT, работеща с газ, CCP, работеща с въглища, предварително изолирани топлопроводи, автоматизация и др.), организационни и структурни промени и държавно регулиране мерки. Те са особено необходими в толкова студена страна като нашата, с дълъг отоплителен сезон.

Интересно е да се сравняват различни топлоенергийни технологии една с друга. Руският опит, както дигитален (ценообразуване), така и методически, не дава основание за подобни сравнения, а опитите в тази посока не са достатъчно убедителни. По един или друг начин се налага да привличаме чужди източници.

Изчисленията на много организации, извършени без съгласуване на първоначалните данни, както у нас, така и в чужбина, показват, че без радикална промяна в съотношението на цените между природния газ и въглищата, което сега се е развило в чужбина (газът на единица топлинна енергия е приблизително два пъти по-скъпи от въглищата), модерните CCGT поддържат конкурентни предимства пред енергийните блокове на въглища. За да се промени тази позиция, съотношението на тези цени трябва да се увеличи до ~4.

Интересна прогноза за развитието на технологиите направи през. От него се вижда например, че използването на мазутните парни агрегати се предвижда до 2025 г., а на газ - до 2035 г.; използването на CCGT с газификация на въглища - от 2025 г., и горивни клетки на газ - от 2035 г.; CCGT, работещи на природен газ, също ще се използват след 2100 г., емисиите на CO2 ще започнат след 2025 г., а при CCGT с въглищна газификация след 2055 г.

С цялата несигурност на подобни прогнози те насочват вниманието към същността на дългосрочните енергийни проблеми и възможните начини за тяхното решаване.

С развитието на науката и технологиите, което се случва в наше време, процесите, протичащи в топлоелектрическите централи, стават все по-интензивни и усложнени. Подходът към тяхната оптимизация се променя. Осъществява се не по технически, както беше преди, а по икономически критерии, които отразяват изискванията на пазара, които се променят и изискват повишена гъвкавост на топлоенергийните съоръжения, способността им да се адаптират към променящите се условия. Сега е невъзможно да се проектират електроцентрали за 30 години почти непроменена работа.

Либерализацията и въвеждането на пазарни отношения в електроенергетиката през последните години предизвикаха сериозни промени в топлоенергийните технологии, структурата на собствеността и начините на финансиране на енергийното строителство. Появиха се търговски електроцентрали, работещи на свободния пазар на електроенергия. Подходите за избор и проектиране на такива електроцентрали са много различни от традиционните. Често търговските топлоелектрически централи, оборудвани с мощни централи с комбиниран цикъл, не са снабдени с договори, които гарантират целогодишни непрекъснати доставки на газообразно гориво, и трябва да сключват негаранционни договори с няколко доставчици на газ или да бъдат подкрепени с по-скъпо течно гориво с увеличение на единичната цена на ТЕЦ с 4-5%.

Тъй като 65% от разходите за жизнения цикъл на базовите и полупиковите топлоелектрически централи са разходи за гориво, подобряването на тяхната ефективност е голямо предизвикателство. Актуалността му днес дори се е увеличила, като се има предвид необходимостта от намаляване на специфичните емисии в атмосферата.

В пазарни условия се повишиха изискванията за надеждност и готовност на топлоелектрическите централи, които сега се оценяват от търговска гледна точка: готовността е необходима, когато има търсене на работа на топлоелектрическа централа, а цената на липсата на готовност при различни пъти е значително различно.

Спазването на екологичните изисквания и подкрепата на местните власти и обществеността са от съществено значение.

Като правило е препоръчително да се увеличава мощността по време на периоди на пиково натоварване, дори ако това става с цената на известно влошаване на ефективността.

Специално внимание е отделено на мерките за осигуряване на надеждността и готовността на топлоелектрическите централи. За да направите това, на етапа на проектиране се изчисляват MTBF и средното време за възстановяване и се оценява търговската ефективност на възможните начини за подобряване на наличността. Обръща се голямо внимание

подобряване и контрол на качеството на доставчиците на оборудване и компоненти, както и при проектирането и изграждането на топлоелектрически централи, както и техническите и организационните аспекти на поддръжката и ремонтите.

В много случаи принудителните спирания на енергоблоковете са резултат от неизправности в спомагателното оборудване на централата. Имайки предвид това, концепцията за поддръжка на цялата когенерационна централа набира все по-голямо значение.

Друго важно развитие беше разпространението на маркови услуги. В договорите за него се предвиждат гаранции на изпълнителя за извършване на текущ, среден и основен ремонт в определения срок; работата се извършва и контролира от квалифициран персонал, ако е необходимо във фабриката; смекчава се проблемът с резервните части и др. Всичко това значително повишава готовността на ВЕЦ-овете и намалява рисковете на техните собственици.

Преди около петнадесет-двадесет години енергетиката у нас беше може би на най-модерното ниво, с изключение на газовите турбини и системите за автоматизация. Активно се разработваха нови технологии и оборудване, които не отстъпваха по техническо ниво на чуждестранните. Индустриалните проекти се основават на изследванията на мощна индустрия и академични институции и университети.

През последните 10-12 години потенциалът в електроенергетиката и енергетиката е до голяма степен загубен. Разработването и изграждането на нови електроцентрали и съвременно оборудване практически са преустановени. Редки изключения са разработването на газови турбини GTE-110 и GTE-180 и автоматизирани системи за управление на процесите KVINT и Kosmotronik, които се превърнаха в значителна стъпка напред, но не премахнаха съществуващото изоставане.

Днес, като се има предвид физическото износване и остаряването на оборудването, руската енергийна индустрия има остра нужда от обновяване. За съжаление в момента няма икономически условия за активно инвестиране в енергетиката. Ако възникнат такива условия през следващите години, местните научни и технически организации ще могат - с редки изключения - да разработват и произвеждат съвременно оборудване, необходимо за енергийния сектор.

Разбира се, развитието на производството му ще бъде свързано с големи разходи за производителите, а използването - преди натрупването на опит - с известен риск за собствениците на електроцентрали.

Трябва да търсим източник, който да компенсира тези разходи и рискове, тъй като е ясно, че собственото производство на уникално енергийно оборудване отговаря на националните интереси на страната.

Енергийната промишленост може да направи много за себе си, като развива износа на своята продукция, като по този начин създава акумулации за нейното техническо усъвършенстване и подобряване на качеството. Последното е най-важното условие за дългосрочна стабилност и просперитет.

Подобни документи

Принципът на работа на топлинни парни турбини, кондензационни и газотурбинни електроцентрали. Класификация на парни котли: параметри и маркировка. Основни характеристики на реактивни и многостъпални турбини. Екологични проблеми на ТЕЦ.

курсова работа, добавена на 24.06.2009 г


Приложения и показатели за надеждност на газови турбини с малка и средна мощност. Принципът на работа на газотурбинните инсталации, тяхното проектиране и описание чрез термодинамичния цикъл на Брайтън / Джаул. Видове и основни предимства на газотурбинните електроцентрали.

резюме, добавено на 14.08.2012 г


Характеристики на електроцентрали от различни видове. Устройството за кондензационни топлинни, когенерационни, ядрени, дизелови електроцентрали, хидро-, вятърни електроцентрали, газови турбини. Регулиране на напрежението и компенсация на резерва на мощност.

курсова работа, добавена на 10.10.2013 г


Значението на електроенергетиката в икономиката на Руската федерация, нейния предмет и насоки на развитие, основни проблеми и перспективи. Обща характеристика на най-големите топлинни и атомни, хидравлични електроцентрали, единната енергийна система на страните от ОНД.

контролна работа, добавена на 01.03.2011 г


Състав, класификация на въглищата. Пепелно-шлакови продукти и техният състав. Съдържание на елементи в ZSHM на кузнецки енергийни въглища. Структура и структура на въглищата. Структурна единица на макромолекула. Необходимост, методи за дълбока деминерализация на топлинни въглища.

резюме, добавено на 02/05/2011


Произходът на развитието на топлоенергетиката. Преобразуване на вътрешната енергия на горивото в механична енергия. Възникването и развитието на промишленото производство в началото на XVII век. Парна машина и как работи. Работата на парна машина с двойно действие.

резюме, добавено на 21.06.2012 г


Характеристики на паротурбинната централа като основно оборудване на съвременни топло- и атомни електроцентрали. Неговият термодинамичен цикъл, процесите, протичащи в процеса на работа. Начини за повишаване на ефективността на цикъла на професионалното училище. Перспективи за изграждане на парни турбини в Русия.

резюме, добавено на 29.01.2012 г


Описание на процесите за получаване на електроенергия в топло-кондензационни електроцентрали, газотурбинни инсталации и комбинирани топлоелектрически централи. Изследване на устройството на хидравлични и акумулиращи електроцентрали. Геотермална и вятърна енергия.

резюме, добавено на 25.10.2013 г


Производство на електрическа енергия. Основните видове електроцентрали. Въздействието на ТЕЦ и АЕЦ върху околната среда. Изграждане на модерни водноелектрически централи. Предимства на приливните станции. Процент на видовете електроцентрали.

презентация, добавена на 23.03.2015 г


Числено изследване на енергийно ефективната работа на мини-CHP кондензаторен агрегат при различни условия на топлообмен с околната среда. Разглеждане на общата зависимост на работата на електроцентралите от използването на различни органични работни вещества.

За да се оценят перспективите на топлоелектрическите централи, на първо място е необходимо да се разберат техните предимства и недостатъци в сравнение с други източници на електроенергия.

Ползите включват следното.

• 1. За разлика от водноелектрическите централи, топлоелектрическите централи могат да бъдат разположени относително свободно, като се вземе предвид използваното гориво. Газови топлоелектрически централи могат да бъдат построени навсякъде, тъй като транспортът на газ и мазут е сравнително евтин (в сравнение с въглищата). Желателно е топлоелектрическите централи с въглищен прах да се поставят в близост до източници на въгледобив. Към днешна дата "въглищната" топлоенергетика е развита и има подчертан регионален характер.
• 2. Себестойността на единица инсталирана мощност (цената на 1 kW инсталирана мощност) и срокът за изграждане на ТЕЦ са много по-кратки от тези на АЕЦ и ВЕЦ.
• 3. Производството на електроенергия в ТЕЦ-овете, за разлика от водноелектрическите централи, не зависи от сезона и се определя само от доставката на гориво.
• 4. Площите на отчуждаване на икономически земи за топлоелектрически централи са значително по-малки, отколкото за атомните електроцентрали, и, разбира се, не могат да се сравняват с водноелектрическите централи, чието въздействие върху околната среда може да бъде далеч от регионалното. Примери са каскадите от водноелектрически централи по реката. Волга и Днепър.
• 5. В ТЕЦ може да се изгаря почти всяко гориво, включително най-нискокачествените въглища, баластирани с пепел, вода и камък.
• 6. За разлика от атомните централи, няма проблеми с утилизацията на топлоелектрическите централи в края на експлоатационния им живот. По правило инфраструктурата на топлоелектрическа централа значително „оцелява“ върху основното оборудване (котли и турбини), инсталирано върху нея, и сгради, турбинна зала, системи за водоснабдяване и гориво и др., Които съставляват по-голямата част от средствата служат дълго време. Повечето от ТЕЦ-овете, построени в продължение на 80 години според плана GOELRO, все още работят и ще продължат да работят след инсталирането на нови, по-модерни турбини и котли.

Наред с тези предимства ТЕЦ има редица недостатъци.

• 1. Топлоелектрическите централи са най-екологично "мръсните" източници на електроенергия, особено тези, които работят с високо пепелно кисело гориво. Вярно, да кажа, че атомни електроцентрали, които нямат постоянни емисии в атмосферата, но създават постоянна заплаха от радиоактивно замърсяване и имат проблеми със съхранението и преработката на отработеното ядрено гориво, както и с погребването на самата атомна централа след края на експлоатационния си живот или водноелектрически централи, наводняващи огромни площи от стопанска земя и променящ се регионален климат, са екологично по-„чисти“ е възможно само със значителна степен на условност.
• 2. Традиционните топлоелектрически централи имат относително ниска ефективност (по-добра от атомните електроцентрали, но много по-лоша от CCGT).
• 3. За разлика от ВЕЦ-овете, ТЕЦ-овете почти не участват в покриването на променливата част от дневния график за електрически товари.
• 4. Топлоелектрическите централи са значително зависими от доставките на гориво, често вносно.

Въпреки всички тези недостатъци, топлоелектрическите централи са основните производители на електроенергия в повечето страни по света и ще останат такива поне през следващите 50 години.

Перспективите за изграждане на мощни кондензационни топлоелектрически централи са тясно свързани с вида на използваното изкопаемо гориво. Въпреки големите предимства на течното гориво (мазут, мазут) като енергиен носител (високо съдържание на калории, лекота на транспортиране), използването му в топлоелектрическите централи ще намалява все повече не само поради ограничените запаси, но и поради голямата му стойност като суровина за нефтохимическата промишленост. За Русия експортната стойност на течното гориво (петрол) също е от голямо значение. Следователно течното гориво (мазут) в ТЕЦ ще се използва или като резервно гориво в ТЕЦ на газьол, или като спомагателно гориво в ТЕЦ с прахообразни въглища, което осигурява стабилно изгаряне на въглищен прах в котела при определени режими.

Използването на природен газ в топлоелектрическите централи с кондензационни парни турбини е нерационално: за това трябва да се използват инсталации с комбиниран цикъл на използване, базирани на високотемпературни газови турбини.

По този начин далечната перспектива за използване на класически парни турбини, както в Русия, така и в чужбина, е свързана предимно с използването на въглища, особено нискокачествени. Това, разбира се, не означава прекратяване на експлоатацията на топлоелектрическите централи на газ-нафта, които постепенно ще бъдат заменени от PTU.

Б.П. Варнавски, член на редакционната колегия на NT, директор по производство на енергия и капитално строителство, OJSC EuroSibEnergo, Москва

За значението на топлоелектрическите централи в Съветския съюз

Комбинираните топлоелектрически централи (CHP) изиграха ключова роля в развитието на енергийната система на Съветския съюз. Всички бяха наясно, че интензивното развитие на индустрията изисква огромно количество електроенергия и най-вече промишлена топлинна енергия. Въз основа на това когенерациите получиха фундаментално развитие като ключова форма на енергийно снабдяване за големи промишлени предприятия и градове, в които (или близо до които) са разположени тези промишлени съоръжения.

Например Омската петролна рафинерия, която е включена в класацията на 100-те най-големи рафинерии в света, е единственото предприятие в този списък, което няма собствена блокова станция, а получава топлина и електричество от външни топлоелектрически централи.

В чужди страни те се придържаха към различен принцип за разработване на схема за енергоснабдяване - всяко голямо промишлено предприятие (с големи обеми потребление на топлинна енергия, с висок добив на вторични ресурси и необходимостта от тяхното обезвреждане) трябва да има своя собствен блок станция, която ще осигурява нуждите му от електрическа и топлоенергия. В този случай става възможно да се оптимизира схемата за захранване на всяко такова предприятие, като се избягват посредници.

Говорейки за битови когенерационни централи, чийто брой се увеличава бързо до 1990 г., трябва да се отбележи, че в съветските години се формира тип топлоелектрическа централа, която е (в зависимост от вида на натоварването) балансиран набор от турбини на PT , типове T и R. Появи се проект, който получи името "Типов проект на CHPP-300", който по-късно беше надстроен до "Типов проект на CHPP-350", което значително опрости проектирането на топлоелектрически централи. Известно е, че със стандартни решения е много по-лесно да се разработи проект и на този етап не е необходимо участието на висококвалифицирани специалисти. Наличието на такъв стандартен проект допринесе за появата на унифицирани строителни конструкции, отделни елементи, възли, схемни решения (включително термична верига, с изключение на вида гориво) и др. И днес работим по това унифицирано оборудване почти в цялата страна.

Работа на CHP в постсъветския период

Днес може да се спори за правилността на избраната посока за развитие на енергийната система в

В Съветския съюз, но, разбира се, изборът, направен преди много години, оказа сериозно влияние върху икономическите показатели на топлоелектрическите централи в постсъветския период, когато промишленото натоварване на много от тях по различни причини намаля значително , а в някои случаи спадна до нула. Тъй като сега всички промишлени предприятия работят в пазарни условия, техните производствени планове са доста големи, докато дневният топлинен товар на предприятието може да се промени два или повече пъти (например да падне от 800 на 400 t/h). Както показа практиката на работа на когенерационните централи в постсъветския период, основните проблеми на когенерационните централи бяха тяхното недостатъчно натоварване и негъвкавост при реагиране на промените в топлинните товари. По този начин топлоелектрическите централи и схемите за захранване от тях, създадени в съветската епоха, не бяха готови да работят в пазарни условия.

В резултат възникнаха проблеми с топлинните товари за нуждите на топлоснабдяването на други (непромишлени) градски обекти, които също намаляха поради изключването на отделни потребители от ТЕЦ. Достатъчно е да си припомним бума, който се случи през 1990-2000 г., когато започна децентрализацията на системите за топлоснабдяване в различни региони на страната поради понякога необмислено и неподкрепено с предпроектно проучване изграждане на прикрепени и покривни котли, както и оборудване на многоетажни жилищни сгради с апартаментни котли. Освен това се смяташе, че всички тези нови технически решения са много по-икономични и рентабилни в сравнение със системите за централно отопление (DH) от големи котелни централи и ТЕЦ, но тяхната работа (с изключение на отделни случаи) показа обратното. И днес, както и преди, когенерационните инсталации се считат за основен елемент на системите за топлофикация.

Като се има предвид системата за топлофикация от CHP, не трябва да се забравят разумните радиуси на топлоснабдяване. Вероятно радиусите на отоплителната мрежа от 20-30 км днес не могат да се считат за приемливи стойности не само от гледна точка на ефективността, но и от гледна точка на надеждността на системата. Не трябва да забравяме за надеждността на системата като цяло, дори ако в града има голяма топлоелектрическа централа, на която „висят“ 500 хиляди жители, което е единственият източник за определена територия. В същото време повишаването на надеждността поради резервиране в когенерационните централи е много скъпо. На първо място, тя трябва да бъде защитена най-малкото от всякакви аварийни ситуации, за да може да покрива собствените си нужди и да осигурява термично натоварване на потребителите. Що се отнася до електрическия товар, възможно е (разбира се, нежелателно) да го „загубите“, т.к. нейното резервиране може да се осигури от общата енергийна система. Но как да „не загубим“ топлинния товар на станцията и основната отоплителна система? Необходимо ли е да се резервират основните отоплителни мрежи от ТЕЦ (например с диаметър DN 1200 mm) със съответните колосални финансови инвестиции? Тези въпроси все още не са решени.

Има още един много важен детайл, на който трябва да се обърне внимание - функционирането на системата за топлоснабдяване в съветско време. По този начин Съветският съюз изразходва 50% от добитите природни горивни ресурси за осигуряване на топлинна енергия на потребителите; за електроенергия - 25 %. Въпреки това, нормативно-техническата стандартизирана организация на производството на електроенергия беше с два порядъка по-висока от тази на производството на топлинна енергия. В сектора на топлоснабдяването имаше твърде малко регулации, позволяващи създаването на надеждни енергийни източници и топлопреносни мрежи, за разлика от електроенергетиката. Ако следваме критерия за надеждност "n-1" (количествен излишък), приет в електроенергетиката, тогава е трудно да го прехвърлим към топлоенергетиката, тъй като рязко повишава капиталовите разходи. Няма истински революционни начини за подобряване на надеждността на системите за топлофикация с големи енергийни източници.

Според нас повишаването на надеждността на всяка система за топлофикация, базирана на когенерация, не се състои в прилагането на мерки, базирани на критерия "n-1", а в повишаване на нивото на надеждност на отделните елементи на системата (спомагателно оборудване, общо оборудване и оборудване на отоплителна мрежа) към изискванията за основното оборудване на централата и съответното отношение към него (т.е. в този случай ще се счита, че повредата на елементите на системата е сравнима с повредата на основното оборудване). Например, количественото излишък на основните топлопреносни мрежи, когато съществуващият основен клон на топлопреносни мрежи с ниско качество е допълнен с трети тръбопровод с подобно качество, е малко вероятно да доведе до действително повишаване на надеждността на системата със значителното й увеличение в цена. Но ако има висококачествено резервиране на същите тръбопроводи от отоплителни мрежи, което ще ви позволи практически да забравите за тях за обявен ресурс от 25 или повече години, тогава това е съвсем различен начин за повишаване на надеждността, която в крайна сметка се оказва по-евтино от количественото съкращаване.

Подобно е положението и с помпеното оборудване. Може би това е революционна идея, но ако в системата ще работи мрежова помпа с висок експлоатационен живот (например 15 години), което се постига чрез използването на други материали, технически решения (това е задачата на производителя ), който има същата надеждност като самия източник на топлоснабдяване, тогава броят им в когенерационната централа може да бъде намален до едно парче. Ако преобладава такъв подход към нивото на изискванията към спомагателното и друго оборудване по отношение на надеждността, тогава производителите ще направят подходящо оборудване според тези изисквания. В същото време броят на различните фитинги се намалява, схемите се опростяват, което ще ги направи по-надеждни и разбираеми, въпреки увеличаването на капиталовите разходи. Тези вериги са по-лесни за автоматизиране, по-лесно е да се изгради автоматизирана система за управление на процеси върху тях, защото. алгоритмите са по-прости. Ако този подход се използва в развитието на технологичния прогрес, тогава такива централизирани системи ще имат право да продължат живота си.

Следващият сериозен въпрос е какво да правим с ТЕЦ-овете, които са изчерпали ресурса си? Днес има проекти за подмяна на повечето от тях. Що се отнася до електрическия товар, тук няма въпроси. Но какво да правим с топлинния товар не е ясно. Средно стандартният експлоатационен живот на основното оборудване на централата е 250 хиляди часа, а в Русия по-голямата част от когенерационното оборудване отдавна е достигнало този установен стандартен експлоатационен живот. Например, втората фаза на Автозаводската ТЕЦ (Нижни Новгород) е работила 400 хиляди часа, а 500 хиляди жители на Нижни Новгород „седят“ на нея. Накрая беше взето решение за подмяна на оборудването на втория етап на тази станция. Въпрос: как да се извърши подмяната на мощностите на съществуващите ТЕЦ? Очевидно това трябва да е същият сайт или близо до него. Разбира се, най-добрият вариант е пълното премахване на старата гара и изграждането на нова модерна, но това не се получава. Например, разгледахме много варианти за Иркутск: как да заменим старите когенерационни централи. Ясно е, че е необходимо да се изгради подходящ капацитет и след това да се премахнат износените мощности, всичко е логично, но откъде да вземем свободното пространство. По правило почти всички топлоелектрически централи са промишлени и отоплителни, те са притиснати от всички страни от всякакви комбинати и фабрики, т.е. Топлоелектрическите централи са в условия на абсолютно ограничение. Изграждането на ТЕЦ на ново място с прехвърляне на топлопреносни мрежи е много скъпо удоволствие. По този начин неотложността на въпроса за подмяната на остарелите когенерационни централи нараства всеки ден и няма установени принципи за подмяна, те трябва да бъдат създадени. Някой трябва да поеме инициативата, за да реши този проблем.

Това ли е задача на всяка енергийна компания поотделно или е задача на държавата, която трябва да следи за изпълнението на енергийната стратегия? Но процесът на подмяна е стратегически въпрос, а не тактически. Но днес е малко вероятно да очакваме помощ от държавата за решаването на този проблем. Тъй като ние наследихме точно такава система от Съветския съюз, днес трябва да знаем какво да правим с нея.

Всички ТЕЦ, като правило, са участници в пазара на електроенергия на едро. На този пазар интересите на топлофикация, както и да ги декларираме, не се отчитат. Въпреки че по принцип приоритетът е формално даден: когато когенерационна централа работи на пазара или за покриване на натоварването на диспечерския график, има очевидно взето решение, че тя трябва да работи при условията на 100% възвръщаемост на електроенергията, произведена в комбиниран цикъл; Не се допуска работа на ТЕЦ в кондензационен режим и др. Но в реалния живот за ТЕЦ-овете е трудно да се съобразят с тези приоритети, което означава, че не винаги е възможно да се поддържат онези икономически показатели, които са защитени в тарифите и т.н. Следователно трябва да се създаде по-строга рамка по този въпрос и в тази позиция подкрепям A.B. Богданов, че трябва да се даде приоритет на цената на електроенергията, генерирана в комбиниран цикъл, която се доставя от CHP на градските жители, както той пише в редица публикации на страниците на списание NT (вижте поредица от статии

А.Б. Богданов "Котелнизацията на Русия - бедствие в национален мащаб" в списание NT, публикувано в периода 2006-2007 г. - Прибл. ред.). По този начин икономическите механизми за работа на ТЕЦ-овете са недоразвити, в резултат на което сегашното им състояние в цялата страна е много нестабилно.

Направихме анализ на увеличаването на топлинния товар в когенерационните централи в различни градове на Русия, оказа се, че тези показатели по същество стоят неподвижни, т.к. нова връзка с топлоелектрическа централа изглежда по-скъпа от изграждането на собствена котелна централа. Докато не променим положението на нещата по този въпрос, ще бележим време. Нека дадем пример за Уст-Илимската ТЕЦ, която някога е била построена за захранване на фабрика за целулоза и хартия, разположена в непосредствена близост до тази електроцентрала. През последните години централата промени обхвата и намали обема на продукцията, което, разбира се, се отрази на големината на топлинния товар и работата на ТЕЦ и произтичащите от това проблеми, които бяха обсъдени по-горе. Комбинатът за целулоза и хартия започна да се занимава с проблемите на енергоспестяването, на първо място, отпадъците от предприятието (кора, дървени стърготини и др.), Натрупани през годините, започнаха да се използват, чието изгаряне позволява пълно покрива собствените нужди на мелницата от топлинна енергия. Така днес това предприятие вече не се нуждае от предишните обеми топлинен товар. Ръководството на Уст-Илимската ТЕЦ, осъзнавайки как тази ситуация може да повлияе на икономическите показатели на електроцентралата, направи всичко възможно, за да отговори на нуждите на целулозно-хартиената фабрика, но е възможно да се наддава за цената на доставена гигакалория на топлинна енергия само до определена стойност - до нейната себестойност, под която енергоснабдяването Компанията не може да падне. Така дори нашето предложение за доставка на топлинна енергия от ТЕЦ по себестойност беше по-ниска от себестойността на топлинната енергия, генерирана от централата от нейните вторични ресурси. В резултат на това ТЕЦ загуби голяма част от индустриалните изтегляния и съответно техническите и икономическите показатели на станцията паднаха сериозно. Дадохме само един пример, но той не е единственият, тази тенденция, която е в ущърб на съществуващите когенерационни централи, продължава. При такава нежелана тенденция трябва да разберем как е възможно да се модернизира съществуващият парк от машини днес, за да се използват турбини тип P, които се оказват по същество ненужни, когато натоварването на парата се загуби. Тук могат да се реализират различни схеми, които да ни позволят да използваме машини тип P за нуждите на топлоснабдяването на непромишлени потребители. Всичко е наред, с изключение на едно - необходимо е разширяване на пазара на топлофикация от когенерация.

Например в Иркутск този пазар се разширява чрез закупуване на общински котелни и отоплителни мрежи, което изисква огромни суми пари. След това, като правило, котелните се затварят, най-големите от тях се прехвърлят в пиков режим. Приетите на баланса на генериращото дружество топлопреносни мрежи задължително се модернизират - състоянието им се довежда до приемливо ниво, за което трябва да се инвестират 3-4 пъти повече средства в тях, отколкото в съществуващите (основни) топлопреносни мрежи на генериращата компания. В този случай става възможно допълнително натоварване на ТЕЦ само след "прехвърляне" на топлинния товар на котелните към него. Зареждането на ТЕЦ по този начин позволява частично компенсиране на разходите, направени по-рано поради загубата на промишлено натоварване. Но подобни и други програми (за енергоспестяване, подобряване на надеждността) се нуждаят от държавни стимули, поне подобни на наличните в електроенергийната индустрия, защото. за частни компании, които днес са навлезли в „големия“ енергиен сектор, такива програми изискват колосални парични инжекции. В същото време местните власти не винаги вземат такива решения като в Иркутск.

Като друго решение, нека вземем примера на Санкт Петербург, където има доста ефективни котелни, които са в баланса на Държавното унитарно предприятие "TEK SPb". Такива котелни се оказват доста конкурентни на ТЕЦ не по същество, а по общи икономически показатели.

Дадохме няколко примера, от които става ясно, че във всеки отделен случай е необходимо да се търсят механизми, които позволяват по-нататъшно развитие на комбинираното производство на топлинна и електрическа енергия, като се вземе предвид въвеждането на нови цикли, например комбиниран цикъл.

При въвеждането на CCGT в Русия на първо място възникна въпросът за неговото икономическо натоварване. Веднага след като "закачите" отоплителния товар на CCGT, през лятото все още трябва да работите в неефективни режими поради намаляване на топлинния товар, т.к. има само натоварване на БГВ. Например, по време на реконструкцията на Автозаводская ТЕЦ за замяна на втория етап на станцията, ние преди всичко изравнихме параметрите за активна пара, селективна пара и топлоотвличане, така че новият заместващ блок да може да работи паралелно с други опашки. Това драстично стеснява избора на газови турбини, тъй като турбините трябва да осигурят параметри на отработените газове, така че да могат да произвеждат пара с параметри от 140 atm, 540 ° C в котела за отпадна топлина CCGT. Но в бъдеще това решение ще позволи зареждането на това нова единица, базирана на CCGT с пълен капацитет, и по-малко икономично оборудване ще стане амортисьор (въпреки факта, че има високи параметри на парата). По този начин при модернизацията и реконструкцията на когенерационните централи, особено при въвеждането на CCGT, е необходимо да се използват подходящи прогресивни схеми, които зависят от редица фактори. Основният критерий, разбира се, е съществуващото и бъдещото натоварване на ТЕЦ.

Русия ще остане страна, в която производствените разходи, при равни други условия, винаги ще бъдат по-високи поради разликата в средните годишни температури на отопление в сравнение с чуждестранните колеги. Съответно обемът на горивните и енергийните ресурси (FER), необходими за производството на всяка единица продукция в Русия, винаги ще бъде обективно по-висок в сравнение с подобни продукти, произведени в чужбина. Обречени ли сме да бъдем вечно неконкурентоспособни поради обективни причини или не? Има само един изход: Русия трябва да бъде половин дължина пред другите страни по отношение на използването и производството на различни видове енергия. За Русия ситуацията се улеснява само от факта, че горивните и енергийните ресурси в нашата страна са наши собствени, а не вносни, както в много чужди страни, съответно ги получаваме по-евтино. Необходимо е постоянно да се намалява стойността на горивния компонент при производството на всякакъв вид продукт, включително топлина и електричество. Това изисква не изолираната работа на всички руски генериращи компании, а координацията на всичките ни усилия по отношение на провеждането на съответните изследвания и разработки, научноизследователска и развойна дейност, насочена към подобряване на съществуващите системи за доставка на енергия и т.н.

Тук е необходимо да се отбележи и още един момент, който косвено се отнася до повдигнатия по-горе въпрос. Днес всеки проект за изграждане на всеки обект преминава държавна проверка за съответствие с критериите (например структурна якост и др.). В тази връзка, докато проектът не премине тази експертиза, няма да се получи разрешение за строеж. Всичко е наред, но съществуващата експертиза не включва критерии за енергийната компонента. Според нас, на нивото на държавната експертиза на проекта, параметрите на енергийната ефективност на обект (предимно голям) трябва да се приравнят към параметрите на неговата надеждност (якост, структурна безопасност и др.). Да, това е административен ресурс, но той е необходим в сегашните руски условия. По този начин на етапа на проекта трябва да се вземе решение за осъществимостта на изграждането на конкретно съоръжение, като се вземат предвид параметрите (критериите), посочени по-горе.

Когато говорим за проектиране на глобални съоръжения, е необходимо да се вземе предвид световният опит, а в големите предприятия, разположени в рамките на града, е необходимо да се действа по такъв начин, че „голямата“ енергия да не попадне в позицията на Уст-Илимската ТЕЦ. Заместването в градообразуващите топлоелектрически централи в днешните условия трябва да се основава на гарантирано натоварване на топлоснабдяването на населението, а не на промишлено натоварване, което трябва да бъде грижа на самите промишлени предприятия!

В заключение трябва да се отбележи, че „големият“ енергиен сектор не трябва да забравя за новите технологии, например такава технология като термопомпи. Например в град Байкалск (област Иркутск) се сблъскахме с дилема при въвеждането на термопомпа при наличие на евтина електроенергия, генерирана от водноелектрическа централа. В резултат на това решихме да инсталираме термопомпа, за да проучим характеристиките на нейната работа, които трябва да се вземат предвид при по-нататъшното внедряване на тази технология. Може би в някои отношения тази позиция е погрешна, но днес е невъзможно да се сведе всичко до чиста печалба, особено в енергетиката, трябва да има така наречените алтруистични (недоходоносни) програми.

Негативните екологични и социални последици от изграждането на големи водноелектрически централи ни карат да се вгледаме внимателно в евентуалното им място в електроенергетиката на бъдещето.

Бъдещето на хидроенергията

Големите водноелектрически централи изпълняват следните функции в електроенергийната система:

1. производство на електроенергия;
2. бързо съгласуване на генерираната мощност с потреблението, стабилизиране на честотата в електроенергийната система;
3. натрупване и съхранение на енергия под формата на потенциална енергия на водата в гравитационното поле на Земята с преобразуване в електричество по всяко време.

Производството на електроенергия и маневрирането на мощността са възможни във ВЕЦ с всякакъв размер. А натрупването на енергия за период от няколко месеца до няколко години (за зимни и сухи години) изисква създаването на големи резервоари.

За сравнение: автомобилна батерия с тегло 12 кг с напрежение 12 V и капацитет 85 ампер часа може да съхранява 1,02 киловатчаса (3,67 MJ). За да съхраните такова количество енергия и да го преобразувате в електричество в хидравличен агрегат с коефициент на полезно действие 0,92, трябва да издигнете 4 тона (4 кубически метра) вода на височина 100 м или 40 тона вода на височина от 10 м.

За да може водноелектрическа централа с капацитет само 1 MW да работи на складирана вода 5 месеца в годината по 6 часа на ден на складирана вода, е необходимо да се натрупа на 100 m височина и след това да премине през турбина 3.6 милиона тона вода. При площ на резервоара от 1 кв. Км, понижението на нивото ще бъде 3,6 м. Същото количество продукция в дизелова електроцентрала с ефективност 40% ще изисква 324 тона дизелово гориво. По този начин, в студен климат, съхраняването на водна енергия за зимата изисква високи язовири и големи резервоари.

Освен това на б ОВ по-голямата част от територията на Русия в зоната на вечната замръзналост през зимата малките и средни реки замръзват до дъното. В тези части малките водноелектрически централи са безполезни през зимата.

Големите водноелектрически централи неизбежно се намират на значително разстояние от много потребители и трябва да се вземат предвид разходите за изграждане на преносни линии и загуби на енергия и нагревателни проводници. Така че за Транссибирската (Шилкинская) ВЕЦ разходите за изграждане на електропровод-220 до Транссибирската железопътна линия с дължина само 195 км (много малко за такава конструкция) надхвърлят 10% от всички разходи. Разходите за изграждане на електропреносни мрежи са толкова значителни, че в Китай капацитетът на вятърните мелници, които все още не са свързани към мрежата, надвишава капацитета на целия руски енергиен сектор източно от езерото Байкал.

Следователно перспективите за хидроенергия зависят от напредъка в технологиите и производството, както и от съхранението и преноса на енергия заедно.

Енергетиката е много капиталоемка и следователно консервативна индустрия. Някои електроцентрали все още работят, особено водноелектрическите централи, построени в началото на ХХ век. Следователно, за да се оценят перспективите за половин век, е по-важно да се погледне скоростта на напредъка на всяка технология, а не обемните показатели за определен вид енергия. Подходящи показатели за технически напредък в производството са ефективност (или процент на загубите), единична мощност на блоковете, цена на 1 киловат производствен капацитет, цена на пренос на 1 киловат на 1 км, цена на съхранение на 1 киловатчас на ден.

Енергиен запас

Съхранение Електричеството е нова индустрия в енергийния сектор. Дълго време хората съхраняват гориво (дърва, въглища, след това нефт и нефтопродукти в резервоари, газ в резервоари под налягане и подземни хранилища). Тогава се появиха механични устройства за съхранение на енергия (повдигната вода, сгъстен въздух, супер-маховици и др.), Сред които помпено-акумулиращите електроцентрали остават лидер.

Извън зоните на вечна замръзналост топлината, съхранявана от слънчевите бойлери, вече може да се изпомпва под земята за отопление на домовете през зимата. След разпадането на СССР опитите за използване на слънчевата топлинна енергия за химически преобразувания са прекратени.

Известните химически батерии имат ограничен брой цикли на зареждане-разреждане. Суперкондензаторите имат много повече О по-голяма издръжливост, но капацитетът им все още е недостатъчен. Акумулаторите на енергия на магнитното поле в свръхпроводящи бобини се подобряват много бързо.

Пробив в разпределението на съхранението на електроенергия ще настъпи, когато цената падне до $1 за киловатчас. Това ще направи възможно широкото използване на видове производство на електроенергия, които не могат да работят непрекъснато (слънчева, вятърна, приливна енергия).

алтернативна енергия

От технологията поколение Слънчевата енергия претърпява най-бързите промени в момента. Слънчевите панели ви позволяват да произвеждате енергия във всяко необходимо количество - от зареждане на телефона до захранване на мегаполиси. Енергията на Слънцето на Земята е сто пъти по-голяма от другите видове енергия взети заедно.

Вятърните паркове са преминали през период на спад в цените и са в процес на разрастване на кули и генератори. През 2012 г. мощността на всички вятърни мелници в света надмина мощността на всички електроцентрали в СССР. През 20-те години на 21 век обаче възможностите за подобряване на вятърните мелници ще бъдат изчерпани и слънчевата енергия ще остане двигател на растежа.

Технологията на големите водноелектрически централи е преминала своя „най-добър час“, като с всяко десетилетие големи водноелектрически централи се изграждат все по-малко. Вниманието на изобретатели и инженери се насочва към електроцентралите при приливи и вълни. Приливите и големите вълни обаче не са навсякъде, така че тяхната роля ще бъде малка. През 21 век все още ще се строят малки водноелектрически централи, особено в Азия.

Получаването на електричество от топлина, идваща от недрата на Земята (геотермална енергия), е обещаващо, но само в определени райони. Технологиите за изгаряне на изкопаеми горива ще се конкурират със слънчевата и вятърната енергия в продължение на няколко десетилетия, особено там, където има малко вятър и слънце.

Най-бързо се усъвършенстват технологиите за получаване на горим газ чрез ферментация на отпадъци, пиролиза или разлагане в плазма. Твърдите битови отпадъци обаче винаги ще изискват сортиране (и за предпочитане разделно събиране) преди газификация.

ТЕЦ технологии

Ефективността на електроцентралите с комбиниран цикъл надвишава 60%. Преоборудването на всички когенерационни централи, работещи с газ, в комбиниран цикъл (по-точно газ-пара) ще увеличи производството на електроенергия с повече от 50%, без да увеличава изгарянето на газ.

ТЕЦ-овете, работещи с въглища и нафта, са много по-лоши от газовите по отношение на ефективността, цената на оборудването и количеството вредни емисии. Освен това въгледобивът изисква най-много човешки животи за мегаватчас електроенергия. Газификацията на въглищата ще удължи съществуването на въгледобивната индустрия с няколко десетилетия, но е малко вероятно професията на миньора да оцелее до 22 век. Много е вероятно парните и газовите турбини да бъдат заменени от бързо подобряващи се горивни клетки, в които химическата енергия се преобразува в електрическа, заобикаляйки етапите на получаване на топлинна и механична енергия. Засега горивните клетки са много скъпи.

Ядрената енергия

Ефективността на атомните електроцентрали нараства най-бавно през последните 30 години. Ядрените реактори, всеки от които струва няколко милиарда долара, бавно се подобряват, а изискванията за безопасност повишават разходите за строителство. „Ядреният ренесанс” не се състоя. От 2006 г. в света пускането в експлоатация на атомни електроцентрали е по-малко от пускането не само на вятърни, но и на слънчеви. Въпреки това е вероятно някои атомни електроцентрали да оцелеят до 22 век, въпреки че поради проблема с радиоактивните отпадъци краят им е неизбежен. Възможно е термоядрените реактори да работят и през 21 век, но техният малък брой, разбира се, „няма да има значение“.

Досега възможността за реализиране на "студен синтез" остава неясна. По принцип възможността за термоядрена реакция без свръхвисоки температури и без образуване на радиоактивни отпадъци не противоречи на законите на физиката. Но перспективите за получаване на евтина енергия по този начин са много съмнителни.

Нови технологии

И малко фантазия в рисунките. В момента в Русия се тестват три нови принципа на изотермично преобразуване на топлина в електричество. Тези експерименти имат много скептици: в края на краищата вторият закон на термодинамиката е нарушен. До момента е получена една десета от микровата. При успех първо ще се появят батерии за часовници и уреди. След това крушки без жици. Всяка крушка ще се превърне в източник на прохлада. Климатиците ще генерират електричество, вместо да го консумират. Проводниците в къщата няма да са необходими. Рано е да се прецени кога фантазията ще се сбъдне.

Междувременно имаме нужда от жици. Повече от половината от цената на киловатчас в Русия се пада на разходите за изграждане и поддръжка на електропроводи и подстанции. Повече от 10% от генерираната електроенергия се изразходва за нагревателни проводници. „Интелигентните мрежи“, които автоматично управляват множество потребители и производители на енергия, могат да намалят разходите и загубите. В много случаи, за да се намалят загубите, е по-добре да се предава постоянен ток, отколкото променлив ток. По принцип нагряването на проводниците може да се избегне, като се направят свръхпроводящи. Въпреки това, свръхпроводници, работещи при стайна температура, не са открити и не се знае дали ще бъдат открити.

За слабо населените райони с високи транспортни разходи, разпространението и достъпността на енергийните източници също е важно.

Енергията на Слънцето е най-често срещаната, но Слънцето не винаги се вижда (особено отвъд Арктическия кръг). Но през зимата и през нощта вятърът често духа, но не винаги и не навсякъде. Въпреки това вятърните и слънчевите електроцентрали вече позволяват значително да се намали потреблението на дизелово гориво в отдалечените села.

Някои геолози твърдят, че нефтът и газът се образуват почти навсякъде днес от въглероден диоксид, който попада под земята с водата. Вярно е, че използването на хидравлично разбиване („фракинг“) унищожава естествените места, където могат да се натрупват нефт и газ. Ако това е вярно, тогава малко количество нефт и газ (десетки пъти по-малко от сега) може да се произвежда почти навсякъде, без да се засяга геохимичният въглероден цикъл, но износът на въглеводороди означава да се лишиш от бъдещето.

Разнообразието на природните ресурси в света означава, че устойчивото производство на електроенергия изисква комбинация от различни технологии, които да отговарят на местните условия. Във всеки случай неограничено количество енергия на Земята не може да се получи както по екологични, така и по ресурсни причини. Следователно растежът в производството на електричество, стомана, никел и други материални неща на Земята през следващия век неизбежно ще бъде заменен от увеличаване на производството на интелектуално и духовно.

Игор Едуардович Шкрадюк