Сучасний стан та перспективи розвитку теплоелектростанцій. Проблеми та перспективи розвитку електроенергетики Росії Перспективи використання сучасних типів електростанцій

Назад вперед

Увага! Попередній перегляд слайдів використовується виключно для ознайомлення та може не давати уявлення про всі можливості презентації. Якщо вас зацікавила дана робота, будь ласка, завантажте повну версію.

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

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

Проблемне навчання дозволяє не тільки сформувати в учнів, необхідну систему знань, умінь та навичок, досягати високого рівня розвитку школярів, але, що особливо важливо, воно дозволяє сформувати особливий стиль розумової діяльності, дослідницьку активність та самостійність учнів. Працюючи з цією презентацією в учнів проявляється актуальне напрям – дослідницька діяльність школярів.

Галузь поєднує групу виробництв, зайнятих видобутком та транспортуванням палива, виробленням енергії та передачею її споживачеві.

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

Сировинна проблема

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

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

Сучасні темпи енергоспоживання зростають у геометричній прогресії. Якщо навіть зважити на те, що темпи зростання споживання електроенергії дещо скоротяться через удосконалення енергозберігаючих технологій, запасів електричної сировини вистачить максимум на 100 років. Проте становище посилюється ще й невідповідністю структури запасів та споживання органічної сировини. Так, 80% запасів органічного палива припадає на вугілля і лише 20% на нафту та газ, тоді як 8/10 сучасного енергоспоживання припадає на нафту та газ.

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

Енергетична проблема.

Сьогодні енергетика світу базується на джерелах енергії:

- горючих мінеральних копалин;
- Горючих органічних копалин;
- Енергія рік. нетрадиційні види енергії;
- Енергія атома.

При сучасних темпах подорожчання паливних ресурсів Землі проблема використання відновлюваних джерел енергії стає дедалі актуальнішою і характеризує енергетичну та економічну незалежність держави.

Переваги та недоліки ТЕС.

Переваги ТЕС:

1. Собівартість електроенергії на ГЕС дуже низька;
2. Генератори ГЕС можна досить швидко включати та вимикати залежно від споживання енергії;
3. Відсутнє забруднення повітря.

Недоліки ТЕС:

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

Переваги та недоліки ГЕС.

Переваги ГЕС:
- Будуються швидко та дешево;
– працюють у постійному режимі;
- Розміщені практично повсюдно;
- Переважна більшість ТЕС в енергетичному господарстві РФ.

Недоліки ГЕС:

- Споживають велика кількістьпалива;
- вимагає тривалої зупинки при ремонтах;
- Багато тепла втрачається в атмосфері, викидають багато твердих та шкідливих газів в атмосферу;
- Найбільші забруднювачі довкілля.

У структурі вироблення електроенергії у світі перше місце належить тепловим електростанціям (ТЕС) – їхня частка становить 62%.
Альтернативою органічному паливу та відновлюваним джерелом енергії є гідроенергетика. Гідроелектростанція (ГЕС)- електростанція, яка як джерело енергії використовує енергію водного потоку. Гідроелектростанції зазвичай будують на річках, споруджуючи греблі та водосховища. Гідроенергетика – це отримання електроенергії за рахунок використання поновлюваних річкових, приливних, геотермальних водних ресурсів. Це використання поновлюваних водних ресурсів передбачає управління паводками, зміцнення русла річок, перекидання водних ресурсів у райони, що страждають від посухи, збереження підземних струмових вод.
Однак і тут джерело енергії досить обмежене. Це з тим, великі річки, зазвичай сильно віддалені від промислових центів чи його потужності майже повністю використані. Таким чином, гідроенергетика, що зараз забезпечує близько 10% виробництва енергії у світі, не зможе суттєво збільшити цю цифру.

Проблеми та перспективи АЕС

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

Нетрадиційна (альтернативна енергетика)

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

Переваги сонячної енергії:

– загальнодоступність та невичерпність джерела;
– Теоретично, повна безпека для довкілля.

Недоліки сонячної енергії:

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

2. Вітроенергетика. Це галузь енергетики, що спеціалізується на використанні енергії вітру. кінетичної енергіїповітряних мас у атмосфері. Оскільки енергія вітру є наслідком діяльності сонця, її відносять до відновлюваних видів енергії.

Перспективи вітроенергетики.

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

Можливості реалізації вітроенергетики у Росії.У Росії її можливості вітроенергетики досі залишаються майже реалізованими. Консервативне ставлення до перспективного розвитку паливно-енергетичного комплексу практично гальмує ефективне використання вітроенергетики, особливо у Північних районах Росії, соціальній та степовій зоні Південного Федерального Округу, і зокрема у Волгоградської області.

3. Термоядерна енергетика.Сонце – природний термоядерний реактор. Ще цікавішою, хоч і щодо віддаленої перспективою виглядає використання енергії ядерного синтезу. Термоядерні реактори, за розрахунками, споживатимуть менше палива на одиницю енергії, і як саме паливо (дейтерій, літій, гелій-3), так і продукти їх синтезу нерадіоактивні і, отже, екологічно безпечні.

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

4. Біопаливо, біогаз.Біопаливо - це паливо з біологічної сировини, що отримується, як правило, в результаті переробки стебел цукрової тростини або насіння ріпаку, кукурудзи, сої. Розрізняється рідке біопаливо (для двигунів внутрішнього згоряння, наприклад, етанол, метанол, біодизель) та газоподібне (біогаз, водень).

Види біопалива:

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

на Наразінайрозвиненіші – біодизель та водень.

5. Геотермальна енергія.Під вулканічними островами Японії приховані величезні кількості геотермальної енергії, цією енергією можна скористатися, витягаючи гарячу воду та пару. Перевага: виділяє приблизно в 20 разів менше вуглекислого газу при виробництві електрики, що знижує її вплив на глобальне довкілля.

6. Енергія хвиль, припливів та відливів.У Японії найважливіше джерело енергії хвильові турбіни, які перетворюють вертикальний рух океанських хвиль у тиск повітря, що обертає турбіни електрогенераторів. На узбережжі Японії встановлено велику кількість буїв, що використовують енергію припливів та відливів. Так використовують енергію океану задля забезпечення безпеки океанського транспорту.

Величезний потенціал енергії Сонця міг би теоретично забезпечити усі світові потреби енергетики. Але ККД перетворення тепла на електроенергію всього 10%. Це обмежує можливості Сонячної енергетики. Принципові проблеми виникають і при аналізі можливостей створення генераторів великої потужності, що використовують енергію вітру, припливи та відливи, геотермальну енергію, біогаз, рослинне паливо тощо. Усе це призводить до висновку про обмеженість можливостей розглянутих про «відтворюваних» і щодо екологічно чистих ресурсів енергетики, по крайнього заходу, у відносно близькому майбутньому. Хоча ефект від їх використання при вирішенні окремих приватних проблем енергозабезпечення може бути вже зараз дуже вражаючим.

Звичайно, існує оптимізм щодо можливостей термоядерної енергії та інших ефективних способів отримання енергії, що інтенсивно досліджуються наукою, але за сучасних масштабів енерговиробництва. При практичному освоєнні цих можливих джерел знадобиться кілька десятків років через високу капіталомісткість та відповідну інерційність у реалізації проектів.

Дослідницькі роботи учнів:

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

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

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

Розміщено на http://www. allbest. ru/

1. Перспективи розвитку теплоенергетики

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

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

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

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

У нашій країні основним паливом для теплових електростанцій є природний газ. У перспективі частка його, мабуть, знижуватиметься, однак, абсолютне споживання електростанціями збережеться приблизно постійним і досить великим. З багатьох причин – не завжди розумних – він використовується недостатньо ефективно.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В аналогічній ПДУ з вітчизняної ГТЕ-110 можливе отримання навіть більш високого ККД.

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

З використанням проектованих в даний час ГТУ можливе досягнення суттєво більш високих показників, не тільки при новому будівництві, а й при технічному переозброєнні ТЕС, що діють. Важливо, що при технічному переозброєнні із збереженням інфраструктури та значній частині обладнання та реалізацією на них бінарних ПГУ можливе досягнення близьких до оптимальних значень ККД за істотного підвищення потужності електростанцій.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Повернемося, однак, до традиційних вугільних ТЕС.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Як основні напрями подальшого підвищення ефективності вугільних ТЕС нині розглядаються:

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

розробка та вдосконалення перспективних ПДУ на вугіллі;

вдосконалення та розробка нових систем очищення димових газів.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для деталей, що працюють за найвищих тисків і температур: труб пароперегрівачів, колекторів, головних паропроводів вибрано кілька сплавів на нікелевій основі. Для тракту промперегріву, де тиск істотно нижче, розглядаються також аустенітні сталі, а для температур нижче 650 °С - перспективні феритні сталі.

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

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

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

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

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

аустенітні сталі для пароперегрівачів – 700 °С;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

У ВТІ на основі вітчизняного обладнання було опрацьовано кілька типорозмірів ПДУ з КОД.

За сприятливих господарських умов, такі ПГУ можна було б реалізувати в короткий термін.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Перший етап: перспективна екологічно чиста ПДУ із ГФ.

Другий етап: впровадження системи видалення та транспортування СО2.

Третій етап: організація виробництва водню чи чистого транспортного палива.

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

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

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

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

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

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

Розглянуті технології є все ж таки справою віддаленого майбутнього.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

У багатьох випадках вимушені зупинки енергоблоків є наслідком несправностей зі станційним допоміжним устаткуванням. З огляду на це набуває поширення концепція технічного обслуговування всієї ТЕС.

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

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

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

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

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

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

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

Подібні документи

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

курсова робота , доданий 24.06.2009


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

реферат, доданий 14.08.2012


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

курсова робота , доданий 10.10.2013


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

контрольна робота , доданий 01.03.2011


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

реферат, доданий 05.02.2011


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

реферат, доданий 21.06.2012


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

реферат, доданий 29.01.2012


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

реферат, доданий 25.10.2013


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

презентація , доданий 23.03.2015


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

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

До переваг можна віднести такі.

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

Поряд із цими перевагами, ТЕС має й низку недоліків.

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

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

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

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

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

Б.П. Варнавський, член редколегії «НТ», директор з виробництва енергії та капітального будівництва, ВАТ «ЄвроСибЕнерго», м. Москва

Про значимість ТЕЦ у Радянському Союзі

У системі розвитку енергетичної системи Радянського Союзу теплоелектроцентралі (ТЕЦ) відігравали ключову роль. Всі чудово розуміли, що інтенсивний розвиток індустрії потребував величезної кількості електроенергії і, що особливо важливо, промислової теплової енергії. Виходячи з цього, саме ТЕЦ набули принципового розвитку, як ключова форма енергопостачання великих промислових підприємств і міст, в яких (або поряд з якими) розташовувалися ці індустріальні об'єкти.

Наприклад, Омський нафтопереробний завод, що входить до рейтингу 100 найкращих світових НПЗ, є єдиним підприємством із цього списку, яке не має своєї блок-станції, а отримує тепло- та електроенергію від зовнішніх ТЕЦ.

У зарубіжних країнах пішли за іншим принципом розвитку схеми енергопостачання - кожне велике промислове підприємство (з великими обсягами споживання теплової енергії, з високим виходом вторинних ресурсів та необхідністю їх утилізації) повинно мати свою блок-станцію, яка дозволить забезпечити його потреби в електро- та тепло - Енергії. І тут з'являється можливість оптимізувати схему енергопостачання будь-якого такого підприємства, уникаючи посередників.

Говорячи про вітчизняні ТЕЦ, кількість яких стрімко збільшувалася аж до 1990 р., слід зазначити, що в радянські роки сформувався тип теплоелектростанції, що представляє із себе (залежно від типу навантажень) збалансований набір турбін типу ПТ, Т і Р. З'явився проект, що отримав назва «Типовий проект ТЕЦ-300», який пізніше модернізували в «Типовий проект ТЕЦ-350», що значно спростило проектування теплоелектростанцій. Відомо, що, маючи типові рішення, набагато простіше розробляти проект, при цьому не потрібно залучення висококваліфікованих фахівців на даному етапі. Наявність такого типового проекту сприяла появі уніфікованих будівельних конструкцій, окремих елементів, вузлів, схемних рішень (включаючи теплову схему, крім виду палива) тощо. І сьогодні ми працюємо на цьому уніфікованому устаткуванні практично по всій країні.

Робота ТЕЦ у пострадянський період

Сьогодні можна сперечатися про правильність обраного напряму розвитку енергосистеми

Радянському Союзі, але, безумовно, зроблений багато років тому вибір серйозно позначився на економічних показниках роботи ТЕЦ у пострадянський час, коли промислове навантаження багатьох із них через різні причини значно знизилося, а в окремих випадках впало до нуля. Оскільки зараз усі промислові підприємства працюють у ринкових умовах, у них коливання плану випуску продукції досить великі, при цьому добове теплове навантаження підприємства може змінюватись у два і більше разів (наприклад, падати від 800 до 400 т/год). Як показала практика роботи ТЕЦ у пострадянський період, основними бідами ТЕЦ стали їхнє недозавантаження та негнучкість реагування на зміну теплових навантажень. Таким чином, ТЕЦ та схеми енергопостачання від них, створені за радянських часів, виявилися не готовими до роботи в ринкових умовах.

Як наслідок, виникли проблеми з тепловими навантаженнями на потреби теплопостачання інших (не промислових) міських об'єктів, які також знижувалися внаслідок відключення від ТЕЦ окремих споживачів. Досить згадати той бум, що мав місце в 1990-2000 рр., коли в різних регіонах країни почалася децентралізація систем теплопостачання за рахунок часом бездумного та не підкріпленого техніко-економічним обґрунтуванням будівництва прибудованих та дахових котелень, а також оснащення багатоповерхових житлових будинків квартирними котлами. Причому вважалося, що всі ці нові технічні рішення набагато економічніші та вигідніші в порівнянні з системами централізованого теплопостачання (ЦТ) від великих котелень та ТЕЦ, але їх експлуатація (за винятком окремих випадків) показала протилежне. І сьогодні, як і раніше, головним елементом систем ЦТ є ТЕЦ.

Розглядаючи систему ЦТ від ТЕЦ, не можна забувати і про розумні радіуси теплопостачання. Напевно, радіуси тепломережі в 20-30 км. сьогодні не можна вважати допустимими величинами не тільки з точки зору ефективності, але і з точки зору надійності системи. Не можна забувати про питання надійності системи загалом і за наявності у місті великої ТЕЦ, на якій «висить» 500 тис. жителів, що є єдиним джерелом для тієї чи іншої території. При цьому підвищення надійності за рахунок резервування ТЕЦ коштує дуже дорого. Насамперед, як мінімум, її треба вберегти від різноманітних аварійних ситуацій, щоб мати можливість покривати власні потреби та забезпечувати споживачам теплове навантаження. Що ж до електричної навантаження, її «втратити» можна (звичайно, небажано),т.к. її резервування може забезпечити загальна енергосистема. А от як «не втратити» теплове навантаження станції та магістральну тепломережу? Чи потрібно резервувати магістральні тепломережі від ТЕЦ (наприклад, діаметром Ду 1200 мм) з колосальними фінансовими вкладеннями? Ці питання досі не вирішені.

Є ще одна дуже важлива деталь, на яку необхідно звернути увагу, – це функціонування системи теплопостачання за радянських часів. Так, на забезпечення тепловою енергією споживачів Радянський Союз витрачав 50% паливних природних ресурсів, що видобуваються; на електроенергію – 25%. Проте нормативно-технічне стандартизоване облаштування виробництва електроенергії було на два порядки вищим, ніж виробництво теплової енергії. У сфері теплопостачання було надто мало нормативних актів, що дозволяють створити надійні джерела енергії та теплові мережі, на відміну електроенергетики. Якщо йти за критерієм надійності «п-1» (кількісне резервування), прийнятого в електроенергетиці, його важко перекласти на теплоенергетику, оскільки він різко піднімає капітальні витрати. Реальних революційних шляхів підвищення надійності систем ЦТ із великими джерелами енергії немає.

На наш погляд, підвищення надійності будь-якої системи ЦТ, основою якої є ТЕЦ, полягає не у реалізації заходів на базі критерію «п-1», а у підвищенні рівня надійності окремих елементів системи (допоміжного, загальностанційного обладнання та обладнання теплових мереж) до вимог до основному обладнанню станції, і відповідного ставлення щодо нього (тобто у разі вважатиметься, що з ладу елементів системи порівняємо з виходом з ладу основного устаткування). Наприклад, кількісне резервування магістральних теплових мереж, коли існуюче магістральне відведення теплових мереж низької якості доповнюють третім трубопроводом аналогічної якості, навряд чи призведе до фактичного підвищення надійності системи при її суттєвому подорожчанні. А от якщо буде якісне резервування тих же трубопроводів тепломереж, яке дозволить практично забути про них на заявлений ресурс у 25 років і більше, то це зовсім інший спосіб підвищення надійності, який у результаті виявляється дешевшим за кількісне резервування.

Аналогічна ситуація з насосним обладнанням. Можливо це революційна думка, але якщо в системі працюватиме мережевий насос з високим робочим ресурсом (наприклад, 15 років), який досягається за рахунок використання інших матеріалів, технічних рішень (це завдання фірми-виробника), що має таку ж надійність, як сам джерело теплопостачання, їх кількість на ТЕЦ може бути скорочено до однієї штуки. Якщо такий підхід до рівня вимог до допоміжного та іншого обладнання за надійністю візьме гору, то за цими вимогами фірми-виробники будуть робити відповідне обладнання. При цьому зменшується кількість всілякої арматури, спрощуються схеми, що дозволить їх зробити більш надійними та зрозумілими, незважаючи на збільшення капітальних витрат. Ці схеми легше піддаються автоматизації, ними легше побудувати АСУ ТП, т.к. алгоритми простіші. Якщо цей підхід використовуватиме розвитку технічного прогресу, то такого роду централізовані системи матимуть право на подальше життя.

Наступне серйозне питання полягає в тому, що робити із ТЕЦ, які виробили свій ресурс? Сьогодні є проекти заміщення більшості з них. Щодо електричного навантаження, то тут питань не виникає. А ось що робити із тепловим навантаженням, не ясно. У середньому нормативний термін служби основного устаткування станції становить 250 тис. год, причому у Росії більшість устаткування ТЕЦ давно виробила цей встановлений нормативний термін служби. Наприклад, друга черга Автозаводської ТЕЦ (м. Нижній Новгород) відпрацювала 400 тис. год, а на ній «сидить» навантаження ГВП 500 тис. жителів Нижнього Новгорода. Нарешті ухвалено рішення про заміщення обладнання другої черги цієї станції. Питання: як проводити заміщення потужностей на ТЕЦ, що діють? Очевидно, що це має бути той самий майданчик або близький до нього. Звичайно, найкращим варіантом є повна ліквідація старої станції та будівництво нової сучасної, але так не виходить. Наприклад, ми розглянули безліч варіантів по Іркутську: як вести заміщення старих ТЕЦ. Зрозуміло, що треба надбудувати відповідну потужність, а потім вивести зношені потужності все логічно, але де взяти вільні площі. Як правило, багато ТЕЦ промислово-опалювальні, вони з усіх боків затиснуті всілякими комбінатами і заводами, тобто. ТЕЦ перебувають у умовах абсолютної обмеженості. Будівництво ТЕЦ на новому майданчику із перенесенням теплових мереж є дуже дорогим задоволенням. Таким чином, актуальність питання про заміщення застарілих ТЕЦ зростає щодня, а напрацьованих принципів заміщення немає, їх треба створювати. Хтось має проявити ініціативу у вирішенні цього питання.

Це завдання кожної енергетичної компанії окремо чи це завдання держави, яка має стежити за виконанням енергетичної стратегії? Адже процес заміщення – це стратегічне питання, а не тактичне. Але сьогодні від держави ми навряд чи дочекаємось якоїсь допомоги у вирішенні цієї проблеми. Якщо ми отримали у спадок від Радянського Союзу саме таку систему, сьогодні ми повинні знати, що з нею робити далі.

Усі ТЕЦ, зазвичай, є учасниками оптового ринку електроенергії. На цьому ринку інтереси теплофікації, як би ми їх не декларували, не враховуються. Хоча, у принципі, пріоритет формально відданий: під час роботи ТЕЦ над ринком чи покриття навантаження диспетчерського графіка є очевидне прийняте рішення у тому, що вона має працювати за умов 100%-й віддачі електроенергії, вироблюваної у комбінованому циклі; не допускається робота ТЕЦ у конденсаційному режимі тощо. Але в реальному житті дотримуватись цих пріоритетів для ТЕЦ виходить погано, звідси не завжди вдається витримати ті економічні показники, які захищаються в тарифах тощо. Тому в цьому питанні повинні встановлюватися жорсткіші рамки, і в цій позиції я підтримую А.Б. Богданова в тому, що слід віддавати пріоритети щодо вартості електроенергії, що виробляється у комбінованому циклі, яка відпускається ТЕЦ міським жителям, про що він писав у ряді публікацій на сторінках журналу НТ (див. цикл статей

А.Б. Богданова «Котельнізація Росії – біда національного масштабу» у журналі НТ, опублікованих у період 2006-2007 рр. – Прим. ред.). Таким чином, економічні механізми роботи ТЕЦ недоопрацьовані, в результаті їхнє поточне становище по всій країні дуже нестійке.

Нами проведено аналіз з приросту теплового навантаження на ТЕЦ у різних містах Росії, вийшло, що це показники переважно стоять дома, т.к. нове приєднання до ТЕЦ виглядає дорожчим, ніж будівництво власної котельні. Поки ми не змінимо стан речей у цьому питанні, ми тупцюватимемося на місці. Наведемо приклад щодо Усть-Ілімської ТЕЦ, яка свого часу будувалася для енергозабезпечення целюлозно-паперового комбінату, що знаходиться у безпосередній близькості до цієї енергостанції. За останні роки комбінат змінив номенклатуру і знизив обсяги випуску продукції, що, природно, позначилося на величині теплового навантаження і на роботі ТЕЦ і проблемах, що випливають звідси, які розглядалися вище. Целюлозно-паперовий комбінат почав займатися питаннями енергозбереження, насамперед стали утилізуватися відходи підприємства (кора, тирса та ін.), накопичені роками, спалювання яких дозволяє повністю покривати власні потреби комбінату в тепловій енергії. Таким чином, сьогодні це підприємство вже не потребує колишніх обсягів теплового навантаження. Керівництво Усть-Ілімської ТЕЦ, розуміючи, як дана ситуація може позначитися на економічних показниках енергостанції, всіляко йшло назустріч целюлозно-паперовому комбінату, але вести торги за вартістю гігакалорії теплової енергії, що відпускається, можна тільки до певної величини - до її собівартості, до її собівартості. компанія опуститися ніяк не може. Таким чином, навіть наша пропозиція щодо постачання теплової енергії від ТЕЦ за собівартістю програвала вартості теплової енергії, що виробляється комбінатом зі своїх вторинних ресурсів. Внаслідок цього ТЕЦ втратила більшу частину промислових відборів і, відповідно, на станції серйозно впали техніко-економічні показники. Ми навели лише один приклад, але він не єдиний, ця згубна для існуючих ТЕЦ тенденція продовжується. При такій небажаній тенденції ми повинні розуміти, як можна сьогодні модернізувати існуючий парк машин, щоб використовувати турбіни типу Р, які, по суті, не потрібні при втраті парового навантаження. Тут можуть бути реалізовані різні схеми, які б дозволили нам використовувати машини типу Р на потреби теплопостачання непромислових споживачів. Все добре, крім одного, потрібно розширювати ринок ЦТ від ТЕЦ.

Наприклад, в Іркутську розширення цього ринку відбувається за рахунок купівлі комунальних котелень та теплових мереж, на що витрачаються величезні кошти. Потім, як правило, котельні закриваються, найбільші з них перетворюються на піковий режим. Прийняті на баланс генеруючої компанії теплові мережі в обов'язковому порядку модернізуються - їх стан доводять до прийнятного рівня, для чого доводиться вкладати в 3-4 рази більше коштів, ніж у існуючі (магістральні) теплові мережі генеруючої компанії. У цьому випадку з'являється можливість додаткового завантаження ТЕЦ тільки після перекидання теплового навантаження котелень на неї. Завантаження ТЕЦ у такий спосіб дозволяє частково відшкодовувати витрати, що виникли раніше за втрати промислового навантаження. Але подібні та інші програми (з енергозбереження, підвищення надійності) потребують державного стимулювання, хоча б аналогічно до того, що є в електроенергетиці, т.к. для приватних компаній, які сьогодні прийшли у «велику» енергетику, такі програми вимагають колосальних грошових вливань. При цьому не завжди місцеві органи влади роблять такі рішення, як в Іркутську.

Як інше рішення наведемо приклад Санкт-Петербурга, де працює досить багато ефективних котелень, що знаходяться на балансі ГУП «ПЕК СПб». Такі котельні виявляються цілком конкурентоспроможними з ТЕЦ за суттю, а, по загальним економічним показниками.

Ми навели кілька прикладів, з яких видно, що в кожному окремому випадку необхідно шукати механізми, що дозволяють надалі розвивати комбіноване виробництво тепло- та електроенергії з урахуванням впровадження нових циклів, наприклад парогазового циклу.

При впровадженні ПГУ в Росії насамперед постало питання її економічного завантаження. Як тільки на ПДУ «вішаєш» теплофікаційне навантаження, влітку все одно доводиться працювати в неефективних режимах через зниження теплового навантаження, т.к. є тільки навантаження на ГВП. Наприклад, при реконструкції Автозаводської ТЕЦ із заміщення другої черги станції, ми в першу чергу вирівняли параметри по гострій парі, добірній парі, теплофікаційним відборам для того, щоб новий заміщаючий блок міг би працювати паралельно з іншими чергами. Це різко звужує вибір газових турбін, оскільки турбіни повинні на вихлопі забезпечувати такі параметри, щоб на котлі-утилізаторі ПГУ отримувати пару з параметрами 140 атм, 540 О С. Зате в майбутньому це рішення дозволить завантажити цей новий блок на базі ПГУ на повну потужність , а демпфером стане менш економічне обладнання (попри те, що має високі параметри по пару). Таким чином, при модернізації та реконструкції ТЕЦ, особливо при впровадженні ПГУ, необхідно використовувати відповідні прогресивні схеми, які залежать від ряду факторів. Основним критерієм, звичайно, є існуюче та перспективне навантаження ТЕЦ.

Росія залишиться країною, в якій собівартість виробленої продукції, за всіх інших рівних умов, буде завжди вищою через різницю середньорічних температур опалення порівняно із зарубіжними аналогами. Відповідно обсяг паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР), необхідний випуск будь-якої одиниці виробленої продукції Росії, завжди буде об'єктивно вище проти аналогічною продукцією, що випускається там. Ми приречені завжди бути неконкурентоспроможними через об'єктивні причини чи ні? Вихід тільки один: Росії на півкорпусу треба бути попереду інших країн щодо використання та генерації різних видів енергії. Для Росії полегшує ситуацію лише те, що ПЕР у нашій країні свої, а не імпортовані, як у багатьох зарубіжних країнах, відповідно вони дістаються нам дешевше. Необхідно постійно знижувати величину паливної складової під час виробництва будь-якого виду продукції, включаючи тепло- та електроенергію. І тому потрібна не розрізнена робота всіх російських генеруючих компаній, а координація всіх наших зусиль у частині проведення відповідних НДР, НДДКР, вкладених у вдосконалення існуючих систем енергопостачання та інших.

Тут необхідно також відзначити ще один момент, який опосередковано стосується порушеного вище питання. Сьогодні будь-який проект будівництва будь-якого об'єкта проходить державну експертизу на відповідність критеріям, що висуваються (наприклад, за міцністю конструкції та ін.). У зв'язку з цим, поки проект не пройде цієї експертизи, дозвіл на будівництво не буде отримано. Все добре, але існуюча експертиза не включає критерії з енергетичної складової. На нашу думку, на рівні державної експертизи проекту параметри енергоефективності об'єкта (насамперед великого) мають бути прирівняні до його параметрів надійності (міцності, безпеки конструкції тощо). Так, це адміністративний ресурс, але він необхідний за існуючих російських умов. Таким чином, на стадії проекту має бути ухвалено рішення про доцільність будівництва того чи іншого об'єкта з урахуванням зазначених вище параметрів (критеріїв).

Коли ми ведемо розмову про проектування глобальних об'єктів, то необхідно враховувати світовий досвід, і на великих підприємствах, які розташовані в межах міста, треба чинити таким чином, щоб «велика» енергетика не перебувала у положенні Усть-Ілімської ТЕЦ. Заміщення на градоутворюючих ТЕЦ у сьогоднішніх умовах має базуватися на гарантованому навантаженні теплопостачання населення, а не на промисловому навантаженні, яке має бути турботою самих промислових підприємств!

На закінчення слід зазначити, що «велика» енергетика не повинна забувати і про нові технології, наприклад, таку технологію як теплові насоси. Наприклад, у м. Байкальськ (Іркутській обл.) перед нами виникла дилема при впровадженні теплового насоса за наявності дешевої електроенергії, що виробляється на ГЕС. У результаті нами було прийнято рішення про монтаж теплового насоса для того, щоб вивчити особливості його роботи, які доцільно враховувати при подальшому впровадженні даної технології. Можливо, в чомусь ця позиція ущербна, але сьогодні все зводити до голого прибутку, особливо в енергетиці, не можна, повинні існувати й так звані альтруїстичні програми, які не приносять прибутку.

Негативні екологічні та соціальні наслідки будівництва великих ГЕС змушують уважно подивитися на їхнє можливе місце в електроенергетиці майбутнього.

Майбутнє ГЕС

Великі гідроелектростанції виконують такі функції в енергосистемі:

1. виробництво електроенергії;
2. швидке узгодження потужності генерації із споживаною потужністю, стабілізація частоти в енергосистемі;
3. накопичення та зберігання енергії у формі потенційної енергії води у полі тяжіння Землі з перетворенням на електроенергію у будь-який час.

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

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

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

Крім того, на б оБільшій частині території Росії в зоні вічної мерзлоти малі та середні річки взимку промерзають до дна. У цих краях малі ГЕС узимку марні.

Великі ГЕС неминуче знаходяться на значній відстані від багатьох споживачів, і слід враховувати витрати на будівництво ліній електропередачі та втрати енергії та нагрівання проводів. Так, для Транссибірської (Шилкінської) ГЕС вартість будівництва ЛЕП-220 до Транссибу довжиною всього 195 км (дуже мало для такого будівництва) перевищує 10% усіх витрат. Витрати на будівництво мереж електропередачі настільки суттєві, що в Китаї потужність вітряків, які досі не підключені до мережі, перевищує потужність всієї енергетики Росії на схід від Байкалу.

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

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

Акумулювання енергії

Зберігання електроенергії – нова галузь енергетиці. Довгий час люди зберігали паливо (дрова, вугілля, потім нафту та нафтопродукти в цистернах, газ у ємностях під тиск та підземних сховищах). Потім з'явилися накопичувачі механічної енергії (піднятої води, стисненого повітря, супермаховики та ін.), серед них лідером залишаються електроакумулюючі електростанції.

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

Відомі хімічні акумулятори мають обмежену кількість циклів заряд-розряд. Суперконденсатори мають набагато б о більшу довговічність, але їх ємність поки що недостатня. Дуже швидко вдосконалюються накопичувачі енергії магнітного поля у надпровідних котушках.

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

Альтернативна енергетика

З технологій генерації Найшвидше зараз відбуваються зміни в сонячній енергетиці. Сонячні батареї дозволяють виробляти енергію в будь-якій кількості - від зарядки телефону до постачання мегаполісів. Енергії Сонця Землі у сотню разів більше, ніж інших видів енергії разом узятих.

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

Технологія великих ГЕС минула свою «зоряну годину», з кожним десятиліттям великих ГЕС будують дедалі менше. Увага винахідників та інженерів переключається на приливні та хвильові електростанції. Однак припливи та великі хвилі є не скрізь, тому їхня роль буде невелика. У 21 столітті ще будуватимуть малі ГЕС, особливо в Азії.

Одержання електроенергії за рахунок тепла, що йде з надр Землі (геотермальна енергетика) є перспективним, але лише в окремих районах. Технології спалювання органічного палива ще кілька десятиліть становитимуть конкуренцію сонячній та вітровій енергетиці, особливо там, де мало вітру та сонця.

Найшвидше вдосконалюються технології отримання пального газу шляхом бродіння відходів, піролізу або розкладання в плазмі). Проте тверді побутові відходи завжди перед газифікацією вимагатимуть сортування (а краще за окремий збір).

Технології ТЕС

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

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

Атомна енергетика

Коефіцієнт корисної дії АЕС останні 30 років зростав найповільніше. Удосконалення ядерних реакторів, кожен із яких коштує кілька мільярдів доларів, відбувається дуже повільно, а вимоги безпеки призводять до зростання вартості будівництва. "Ядерний ренесанс" не відбувся. З 2006 р. у світі введення потужностей АЕС менше не лише введення вітрових, а й сонячних. Тим не менш, ймовірно, що деякі АЕС доживуть до 22 століття, хоча через проблему радіоактивних відходів їх кінець неминучий. Можливо, у 21 столітті працюватимуть і термоядерні реактори, але їх невелика кількість, безумовно, «погоди не зробить».

Досі залишається незрозумілою можливість реалізації «холодної термоотрути». У принципі можливість термоядерної реакції без надвисоких температур і без утворення радіоактивних відходів не суперечить законам фізики. Але перспективи отримання таким способом дешевої енергії є дуже сумнівними.

Нові технології

І трохи фантастики у кресленнях. Зараз у Росії проходять перевірку три нових принципи ізотермічного перетворення теплоти на електрику. У цих дослідів дуже багато скептиків: адже порушується другий початок термодинаміки. Поки що отримана одна десята мікровата. У разі успіху спочатку з'являться батарейки для годинників і приладів. Потім лампочки без дротів. Кожна лампочка стане джерелом прохолоди. Кондиціонери будуть виробляти електроенергію замість споживати її. Проводи в будинку стануть непотрібними. Коли фантастика стане дійсністю – судити зарано.

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

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

Найбільш поширена енергія Сонця, але Сонце видно не завжди (особливо за Полярним колом). Зате взимку та вночі часто дме вітер, але не завжди і не скрізь. Тим не менш, вітросонячні електростанції вже зараз дозволяють у рази знизити витрати солярки у віддалених селищах.

Деякі геологи запевняють, що нафта і газ утворюються майже повсюдно й у наші дні із вуглекислого газу, що потрапляє з водою під землю. Щоправда, використання гідророзриву пластів («фрекінгу») руйнує природні місця, де нафта та газ можуть накопичуватися. Якщо це правильно, то невелика кількість нафти і газу (у десятки разів менша, ніж зараз) можна видобувати майже скрізь без шкоди для геохімічного кругообігу вуглецю, ось тільки експортувати вуглеводні – отже, позбавляти себе майбутнього.

Різноманітність природних ресурсів у світі означає, що стійке отримання електроенергії потребує поєднання різних технологій стосовно місцевих умов. У будь-якому випадку необмежену кількість енергії на Землі отримати не можна і з екологічних, і з ресурсних причин. Тому зростання виробництва електроенергії, сталі, нікелю та інших матеріальних речей Землі у найближчому столітті неминуче зміниться зростанням виробництва інтелектуального і духовного.

Ігор Едуардович Шкрадюк