'

Тепловые электрические станции традиционной энергетики; Гидроэлектростанции

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

1 Тепловые электрические станции традиционной энергетики; Гидроэлектростанции Раздел 2


Слайд 1

2 План Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 2

3 Классификация тепловых электростанций Тепловая электростанция – станция, вырабатывающая электрическую мощность за счет преобразования химической энергии топлива через тепловую энергию сгорания в механическую энергию вращения вала электрогенератора. На тепловых электростанциях получается ~60% мировой электроэнергии Разведанных запасов хватит (в мире/в РФ, оценка 2009 г.): нефти – на 46/20 лет, газа – 63/94 года, угля – 119/более 500 лет. Типы тепловых электростанций ?Котлотурбинные электростанции Конденсационные электростанции (КЭС или ГРЭС) Теплоэлектроцентрали (теплофикационные электростанции, ТЭЦ) ? Газотурбинные электростанции ? Электростанции на базе парогазовых установок (комбинированного цикла) ? Электростанции на основе поршневых двигателей (дизель) Химическая Тепловая Механическая Электрическая


Слайд 3

4 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 4

5 Конденсационные электростанции (КЭС, ГРЭС) Конденсационные электростанции (КЭС) обеспечивают снабжение потребителей только электрической энергией, которая вырабатывается за счет сжигания органического топлива. Обычно их строят вблизи месторождений топлива, чтобы избежать его дорогостоящей транспортировки. Устаревшее наименование – ГРЭС (государственная районная электростанция), сейчас ГРЭС понимается как КЭС мощностью ~1000 МВт, работающая в объединенной системе с другими крупными электростанциями Первая КЭС «Электропередача» (ныне ГРЭС-3) построена в г.Электрогорск под Москвой в 1912-1914 г., рук. инж.Р.Э.Классон. Топливо – торф, мощность 15МВт Крупнейшие современные российские ГРЭС Сургутская ГРЭС-2 (1985) – 4800 МВт (в проекте – до 5600 МВт), 35 млрд кВт·ч (2009 г.) – крупнейшая тепловая электростанция в мире! Костромская ГРЭС (1969) – 3600 МВт, 12 млрд кВт·ч Пермская ГРЭС (1979) – 2400 МВт, 13 млрд кВт·ч Конаковская ГРЭС (1970) – 2400 МВт, 6 млрд кВт·ч


Слайд 5

6 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 6

7 Принципиальная схема КЭС Парогенератор (котел) ~ Питательный насос Деаэратор Очищенная вода Конденсат Отработанный пар Охлаждающая вода Эжектор Топливо Турбина Электрогенератор Электроэнергия Конденсатор Водяной пар Конденсатный насос


Слайд 7

8 Принцип действия КЭС В парогенераторе получается водяной пар высокого давления и температуры (до 24 МПа, 540°С) за счет сжигания угольной пыли, газа, мазута. Полученный пар > к турбине, где его потенциальная энергия преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора турбины и электрогенератора. Отработанный пар > в конденсатор. Воздух, попадающий в конденсатор через течи, удаляется с помощью эжектора. Полученная вода > в деаэратор (удаляет О2, вызывающий коррозию). Для компенсации потерь в деаэратор поступает очищенная вода. Из деаэратора вода > обратно в котел. Процесс получения электричества ведется непрерывно.


Слайд 8

9 Технологическая схема КЭС Топливоподача Топливо-приготовление Паро-генератор Турбина Золо-уловитель Генератор Каменный уголь Перегретый пар Воздуходувка Дымосос Дымовая труба Топливоприготовление – дробление каменного угля в угольную пыль Воздуходувка – поставляет кислород в зону горения топлива Золоуловитель – выделяет золу из продуктов сгорания угля Дымосос – откачивает отработанные газы в дымовую трубу Пар на разморозку вагонов Устройство переворачивания вагонов


Слайд 9

10 Подробная схема КЭС Дополнительные обозначения: 12 – деаэратор, 15 – угледробилка, 21 – паронагреватель, 23 – экономайзер


Слайд 10

11 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 11

12 Парогенератор В прямоточном парогенераторе используется однократная принудительная циркуляция, которая осуществляется мощным питательным насосом. Прямоточные парогенераторы применяются при высоких давлениях (свыше 22,5 Мпа) и температурах пара. Они требуют регулирования подачи воды, которая должна обладать высокой чистотой (чтобы не было нагара и накипей). Современный парогенератор мощностью 800 МВт имеет высоту 45 м, занимает площадь 35х25 м, металлоемкость достигает 4500 тонн. Общая длина труб всех поверхностей нагрева – около 200 км.


Слайд 12

13 Горелочные устройства В зависимости от типа топлива в парогенераторах используются различные виды горелочных устройств: горелки для сжигания газа (на рисунке), мазутные форсунки, угольно-пылевые горелки. Максимальное сгорание (на практике до 90%) топлива обеспечивает повышение эффективности работы парогенератора и снижение вредных выбросов в виде сажи, золы и углеводородов.


Слайд 13

14 Паровая турбина Полученный в парогенераторе перегретый пар (t=540 °С, Р=24 МПа) по паропроводам поступает в турбину, которая представляет собой тепловой двигатель с вращательным движением ротора, снабженного рабочими дисками с лопатками. Между рабочими дисками расположены неподвижные диски с каналами - соплами. В соплах внутренняя энергия пара преобразуется в кинетическую энергию упорядоченного движения молекул. Они, попадая на лопатки ротора, оказывают на них давление и вращают ротор. В соплах происходит увеличение скорости пара (300-400 м/с вдоль оси сопла) и снижение P и t. Совокупность соплового и рабочего дисков называют ступенью давления турбины. Для полного использования энергии пара делают многоступенчатые турбины. Пройдя все ступени (20-30 шт.) и отдав им свою энергию, пар (Р=0.04 МПа, t=35 °С) попадает в конденсатор.


Слайд 14

15 Многоступенчатая турбина На рисунке представлен схематический продольный разрез простейшей турбины с тремя ступенями давления. 1 – кольцевая камера свежего пара 2 – сопла первой ступени 3 – рабочие лопатки первой ступени 4 – сопла второй ступени 5 – рабочие лопатки второй ступени 6 – сопла третьей ступени 7 – рабочие лопатки третьей ступени


Слайд 15

16 Типы турбин Активная турбина Реактивная турбина В активной турбине расширение пара между рабочими лопатками (синяя штриховка) не происходит и его давление не изменяется Движущее усилие в активной турбине возникает вследствие поворота струи пара (показан красным), при котором появляются центробежные силы В реактивной турбине каналы между лопатками имеют сечения, подобные соплам. В результате расширения пара появляется реактивная сила


Слайд 16

17 Охлаждение отработанного пара После прохождения турбины пар направляется в конденсатор, внутри которого расположены латунные трубки, по которым циркулирует охлаждающая вода (10-15°С).  Пар обтекает трубки, конденсируется, стекает и удаляется. Расход охлаждающей воды – 50-100 кг на 1 кг пара. На КЭС мощностью 1 ГВт используется 40 м3  охлаждающей воды в секунду, что соответствует расходу воды в Москве-реке. Для охлаждения воды, подогретой в конденсаторе, сооружаются градирни – обычно гиперболические (аэродинамика+экономика) башни высотой до 120 м. (Раньше варили рыбу!!!). Градирни бывают испарительные (вода соприкасается с потоком воздуха, охлаждение – в основном за счет испарения) и сухие, или радиаторные (для рассеивания теплоты используется эффект теплопередачи ? практически отсутствуют потери воды). Недостатки градирен - большая площадь, неэффективное использование энергии вместо доставки ее потребителю, но не надо строить и обслуживать коммуникации горячей воды или пара.


Слайд 17

18 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 18

19 Энергетические показатели КЭС Энергоблоки современных КЭС (котел+турбина+электрогенератор): ?мощность 150 и 200 МВт с параметрами пара 13 МПа, 565°С; ?мощность 300, 500 и 800 МВт с параметрами пара 24 МПа, 540°С. Удельный расход топлива – 300-340 г/кВт·ч (газ, мазут, уголь). Потери: 7-8% – потери в котельной установке 1-3% – потери в паропроводе (рассеяние тепла) 1-3% – потери в турбине (нагрев корпуса) 1-3% – потери в электрогенераторе 50-60% – потери в конденсаторе (определяется КПД усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина) Таким образом, доля тепла, превращенного в электроэнергию на КЭС, суммарно достигает только 30-40%. Надо искать пути использования энергии, теряемой в конденсаторе!


Слайд 19

20 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 20

21 Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) Как видно, потери тепла на КЭС очень велики. Радикальный способ улучшения энергетического  баланса ТЭС состоит в комбинированном производстве электрической и тепловой энергии с уменьшением пропуска отработанного пара через конденсатор, в котором происходят основные потери. Обеспечение новых потребителей: многим промышленным предприятиям необходим пар с небольшим давлением (0.5-2 МПа); для отопления зданий требуется горячая вода. Пар для технологических целей и нагрева воды в теплообменниках может быть получен отбором из последних (достаточно низкое давление) ступеней турбин. При этом сокращается пропуск пара через конденсатор и снижаются потери тепловой энергии.


Слайд 21

22 Технологическая схема ТЭЦ Очевидно, что оборудование ТЭЦ отлично от оборудования КЭС лишь в той его части, что связана с отбором пара и горячей воды из контура и передачей их для снабжения внешних потребителей. Парогенератор (котел) ~ Питательный насос Деаэратор Очищенная вода Конденсат Отработанный пар Потребитель Топливо Турбина Электрогенератор Электроэнергия Конденсатор Водяной пар Конденсатный насос


Слайд 22

23 Типы ТЭЦ Различают два типа ТЭЦ: ТЭЦ, оснащенные турбинами с противодавлением и ТЭЦ с регулируемым отбором пара Простейшие схемы теплоэлектроцентралей с различными турбинами и различными схемами отпуска пара: а — турбина с противодавлением и отбором пара, отпуск тепла — по открытой схеме; б — конденсационная турбина с отбором пара, отпуск тепла — по открытой и закрытой схемам; ПК — паровой котёл; ПП — пароперегреватель; ПТ — паровая турбина; Г — электрический генератор; К — конденсатор; П — регулируемый производственный отбор пара на технологические нужды промышленности; Т — регулируемый теплофикационный отбор на отопление; ТП — тепловой потребитель; ОТ — отопительная нагрузка; КН и ПН — конденсатный и питательный насосы; ПВД и ПНД — подогреватели высокого и низкого давления; Д — деаэратор; ПБ — бак питательной воды; СП — сетевой подогреватель; СН — сетевой насос.


Слайд 23

24 ТЭЦ с противодавление В теплоэлектроцентралях первого типа отработанный пар по тепловым сетям поступает к потребителям, а также используется в теплообменниках для нагрева воды, применяемой для теплоснабжения. Отработанный пар конденсируется у потребителей тепла и с помощью насосов подается обратно в парогенератор. Основной недостаток таких ТЭЦ состоит в необходимости работы по тепловому графику потребителей. То есть если ТЭЦ должна выдать потребителю значительное количество электричества при низком запросе на пар, то отработанный пар придется сбрасывать. В противоположном случае пар придется пропускать мимо турбины и остужать до требуемых потребителем параметров – затраты энергии. Поэтому мощность турбогенераторов используется неравномерно и необходимо дублирование электрических мощностей ТЭЦ конденсационными турбоагрегатами.


Слайд 24

25 ТЭЦ с регулируемым отбором Эта схема по своему построению более близка схеме КЭС. В данном случае не весь пар подается потребителю. Регулируемая часть его отводится из промежуточных ступеней турбины на нужды тепло- и паро- снабжения, а остальное попадает в конденсатор. Таким образом обеспечивается как тепловой, так и электрический график нагрузки. ТЭЦ с регулируемым отбором позволяет развивать полную электрическую мощность при отсутствии расхода пара у тепловых потребителей.


Слайд 25

26 Тепловой баланс ТЭЦ ТЭЦ имеет меньшие по сравнению  с КЭС потери тепла ? КПД достигает 60-65%.  В среднем радиусе действия  ТЭЦ в 1-2 км по технологическому пару и в 5-8 км по горячей воде суммарная мощность ТЭЦ, как правило, не превышает 300-500 МВт. Дополнительный недостаток КЭС и ТЭЦ - гигантизм КЭС и ТЭЦ занимают огромные площади, очень дороги в сооружении, график их работы обладает минимальной гибкостью (остановка и запуск – сложный технологический процесс). Летнее отключение горячей воды для профилактики – известно всем!!!


Слайд 26

27 Современные проблемы ТЭЦ Теплоэлектроцентрали производят два вида товара – тепловую и электрическую энергию. Причем, тепловую энергию экономически нецелесообразно передавать на большие расстояния. Этим определяется реальность и естественная монопольность рынка тепловой энергии. Практически нет дублирующих систем централизованного теплоснабжения, осуществляющих раздельную передачу теплоты от разных теплоисточников к общим потребителям. В условиях естественной монополии поставщика и при государственном регулировании цен на тепловую энергию у потребителя в рыночных условиях появилось только одно отсутствовавшее ранее право – право отказа от покупки тепловой энергии в централизованной системе с устройством собственных систем теплообеспечения. Значительная часть потребителей, имеющих достаточные средства для осуществления таких проектов, уже отключилась от ТЭЦ, т.е. отключились самые платежеспособные потребители. Затраты на содержание системы не уменьшились, поэтому удельные затраты значительно возросли – увеличились и тарифы на тепловую энергию, что предопределило последующие отключения и выбор новыми застройщиками локальных систем теплообеспечения. Отключение тепловых потребителей от ТЭЦ так же привело к росту себестоимости электрической энергии, что делает перспективы ТЭЦ на создающемся рынке электрической энергии довольно мрачными. Что делать!


Слайд 27

28 Современные проблемы ТЭЦ (продолжение) Необходимо изменить соотношение тарифов на природный газ, используемый на цели теплоснабжения и теплообеспечения, устранив существующее противоречие, когда газ сжигаемый в мелких котлах покупается по низким ценам бытового газа, а жители получающие тепло из централизованной системы оплачивают тепловую составляющую по более высоким тарифам. При расчетах эффективности работы ТЭЦ на рынке электрической энергии необходимо учитывать еще 3 обстоятельства: 1) ТЭЦ расположены в черте города или около него и затраты на передачу электрической энергии потребителям будут минимальны; 2) с ростом стоимости природного газа экономический эффект от теплофикации и конкурентоспособность ТЭЦ по сравнению с простым сжиганием топлива будут увеличиваться; 3) экологические налоги неизбежно будут увеличиваться и относительные затраты на ТЭЦ будут значительно ниже. Если все же для конкретной ТЭЦ расчеты покажут невозможность обеспечения ее конкурентоспособности на рынке электрической энергии, остается только путь привлечения инвестиций в ее модернизацию, либо строительство новой современной ТЭЦ. Содержание убыточных ТЭЦ, какое-то время придется осуществлять за счет надбавки к тарифам на электроэнергию для всех потребителей страны. У неэффективных ТЭЦ нет будущего, как нет их и у систем централизованного теплоснабжения на базе крупных котельных. Отключение потребителей от них приводит к растущему росту удельных издержек и лавинообразному развалу системы.


Слайд 28

29 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 29

30 Газотурбинные установки Газотурбинные установки (ГТУ) предназначены для получения электроэнергии при сжигании топлива, когда вращение турбины электрогенератора производится газообразными продуктами сгорания, а не посредством водяного пара. По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины существенно не отличаются от паровых. Вместо громоздкого  парогенератора в ГТУ используется относительно малогабаритная камера сгорания. Топливом служит мазут или природный газ. Прошедшие турбину продукты сгорания при необходимости могут быть использованы для нагрева воды для теплоснабжения.


Слайд 30

31 Устройство ГТУ компрессор турбина камера сгорания воздух топливо горячие газы отработанные газы Простейшая ГТУ – ГТУ непрерывного сгорания. Часть мощность, развиваемой турбиной, затрачивается на вращение компрессора (нагнетает воздух в камеру сгорания), а оставшаяся часть (полезная мощность) идет потребителю. Мощность, потребляемая компрессором, велика, и может в 2-3 раза превышать полезную мощность ГТУ. То есть в такой системе КПД невелик. Старт производится от пускового мотора, с помощью которого производится раскрутка компрессора до запуска турбины. ~ электро- генератор


Слайд 31

32 Показатели ГТУ ГТУ позволяют осуществлять работу при резкопеременной нагрузке. Они могут часто останавливаться, быстро запускаться, обеспечивать высокую скорость набора мощности и достаточно экономичную работу в широком диапазоне нагрузки. Используются как собственный источник электроэнергии на предприятиях и в небольших поселках. Стандартный порядок мощности – 100 МВт. При полной нагрузке КПД ГТУ составляет 27-28%. Объем строительно-монтажных работ на газотурбинных электростанциях уменьшается в два раза, так  как нет необходимости в сооружении котельного цеха и насосной станции. Основные потери в ГТУ – потери с отработанными газами (60-70%). Они на выходе из турбины имеют температуру 400-450°С. Поэтому эффективность использования возрастет при использовании ГТУ и для тепловодоснабжения по той же схеме, как и в ТЭЦ.


Слайд 32

33 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 33

34 Парогазовые установки Парогазовые электростанции – сочетание паровых и газовых турбин. Это объединение позволяет снизить потери  тепловой энергии в газовых турбинах или теплоты уходящих газов паровых котлов. Тем самым обеспечивается повышение электрического КПД (до 58%) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками. Парогазовые электростанции используют два вида рабочего тела – пар и газ – и относятся к классу бинарных установок. Применяется жидкое топливо (мазут) или газ (природный). Схема относительно нова, но уже применяется на практике: например, на Сургутской ГРЭС-1 установлена ПГУ мощностью 250 МВт, включающая паровую турбину К-210-130 (210 МВт) и газовую турбину мощностью 40 МВт. Как правило, такие системы используются в случае, когда необходимо максимизировать производство электроэнергии.


Слайд 34

35 Принцип работы ПГУ Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала газовой турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания топлива газами. Образовавшиеся в камере сгорания продукты горения вращают ротор турбины, а та крутит вал генератора 1 и компрессора, нагнетающего кислород в камеру сгорания. Отработавшие в ГТУ, но все еще горячие газы поступают в котел-утилизатор. Там они нагревают пар до t=400°С и P=80 атм, достаточных для работы паровой турбины, на валу которой находится генератор 2. В газотурбинном цикле КПД не превышает 38%. В паросиловом цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме КПД всей установки оказывается около 58%. Разрабатываются и другие, пока опытные, типы комбинированных ПГУ.


Слайд 35

36 Примеры парогазовых электростанций Университетский городок UCLA (Лос-Анджелес, США) Затраты: $188 млн за 4 года (в конце 1990-х). Состав: 2?14.5 МВт ГТУ; 1?48 МВт паровая турбина. Принцип действия: ГТУ работают на природном газе и биогазе. Выхлоп этих турбин направляется к двум паровым котлам-утилизаторам, которые производят пар 400°С. Он приводит в движение генератор паровой турбины, а часть этого пара через распределительную сеть направляется к более чем 100 зданиям городка для их отопления и горячего водоснабжения. Экономия: закупки «внешнего» электричества сократились на 85%. Затраты окупились за 7-8 лет. Лидская ТЭЦ (Белоруссия) Газотурбинная установка ГТЭ-25 (на основе авиадвигателя НК-321) мощностью 25 МВт, КПД не менее 36.4%, температура на выходе 460°С. Утилизируемое тепло – на паровую турбину мощностью 40 МВт. Время останова и запуска установки – около 30 минут.


Слайд 36

37 Северо-Западная ТЭЦ Северо-Западная ТЭЦ (С.-Петербург, Ольгино) – первая в России ТЭЦ с парогазовым циклом. Мощность на 2010 год – 900 МВт (2 блока по 450 МВт). Средняя выработка в первой половине 2010 г.- ок.450000 МВт•ч в месяц. Оборудование – парогазовый энергоблок ПГУ-450Т (2 газовые турбины ГТЭ-160, по 160 МВт; и паровая турбина Т-125/150-7.4, на 130 МВт). Использование парогазового цикла обеспечило КПД 51.5%, экономию топлива (=> и снижение выбросов в атмосферу) до 25%. Максимальные приземные концентрации вредных веществ от ТЭЦ по всем ингредиентам с учетом фона не превышают 0,5 ПДК. Потребители – экспорт в энергосистемы Финляндии, а также ЛенЭнерго, Псковская, Новгородская, Мурманская области.


Слайд 37

38 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 38

39 Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Дизельные электростанции (ДЭС) – преобразует механическое вращение вала двигателя внутреннего сгорания (дизеля) в электроэнергию, вырабатываемую синхронным или асинхронным генератором переменного тока Это самый распространенный тип локальных источников электроэнергии. ДЭС очень просты в изготовлении и обслуживании. ДЭС мобильны, автономны и потому широко используются в труднодоступных районах, в мобильном вооружении. Дизель-генераторы используются в качестве резервных источников питания систем собственных нужд АЭС и крупных ТЭС.


Слайд 39

40 Параметры ДЭС Современные ДЭС представлены в очень широком диапазоне параметров в зависимости от предполагаемой сферы применения. Они вырабатывают переменный ток (50 Гц, 1-3 фазы, 220-380 В), мощность составляет 0.5-5000 кВт, удельный расход топлива – 200-500 г/кВт·ч, масса – 20 (переносные)-1500 (на автошасси)- 5000 (контейнерные) кг. КПД ДЭС составляет в основном не более 25-30%. Стоимость ДЭС составляет от $500 до $1000000. Переносная ДЭС Контейнерная ДЭС


Слайд 40

41 Проблемы и перспективы ДЭС Первоочередные проблемы использования ДЭС – экологические (выхлоп, утечка топлива и масла). ДЭС применяются как основной источник энергии в условиях Крайнего Севера ? себестоимость их энергии из-за завозного топлива и невысокого КПД достигает 20 руб/кВт·ч!!! (в 100 раз больше, чем электроэнергия, производимая на ГЭС, в 20 раз больше, чем электроэнергия, производимая на ТЭЦ и КЭС) Направления увеличения эффективности эксплуатации Использование выхлопов для нагрева воды (теплоснабжение) Использование дешевых типов топлива (например, сырая нефть) Совместная эксплуатация с нетрадиционными источниками энергии (например, ветроэлектростанции: ДЭС включается во время безветрия)


Слайд 41

42 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 42

43 Влияние ТЭС на экологию двуокиси серы – 27 млн. тонн двуокиси углерода – 53 млн. тонн окиси азота – 9 млн. тонн углеводородов – 12 млн. тонн Отрицательное влияние ТЭС на окружающую среду связано: с расходованием больших количеств кислорода на горение топлива; с выбросом в атмосферу СО2, а также с повышением температуры окружающего воздуха. Кроме того, ТЭС, использующие органическое топливо, загрязняют окружающую среду окислами азота, серы, углерода, а также углеводородами. На долю ТЭС приходится около 14 процентов общего загрязнения атмосферы техническими средствами, что составляет в год: Особенно опасны канцерогенные окислы азота. СО2 – столько же, сколько все люди и животные


Слайд 43

44 Влияние ТЭС на экологию (продолжение) В выбросах ТЭС присутствуют и радиоактивные элементы (изотопы углерода С14 и пр.) ? фон вокруг ТЭС выше, чем вокруг АЭС. ТЭС на 2400 МВт при высоте дымовой трубы 180 м создает концентрацию вредных выбросов в атмосферу, которые на расстоянии 1 км от нее в 3-12 раз превышают ПДК. ТЭС, работающие на каменном угле, создают значительные золоотвалы. Для ТЭС мощностью в 1 ГВт они ежегодно занимают площадь 0,5 км2  при высоте в 2 м. Вообще, ТЭС, работающие на угле, загрязняют окружающую среду больше, чем на других видах топлива («рекорд» – Hazelwood, Австралия, ТЭС на буром угле). ТЭС оказывают отрицательное воздействие и за счет сброса в водоемы охлаждающей воды, подогретой в конденсаторах. При этом происходит «тепловое загрязнение» водоемов и  интенсивное размножение водорослей.


Слайд 44

45 Самые грязные теплоэлектростанции, ТОР 10 Hazelwood Австралия 1.58 Edwardsport США 1.56 Frimmersdorf Германия 1.27 HR Milner Канада 1.25 CTG Portes Gil Мексика 1.18 Belchatow Польша 1.09 Prunerov Чехия 1.07 Niihamanishi Япония 1.02 Cockenzie Великобритания 0.99 Porto Tolle Италия 0.78 (По «эффективности» выброса СО2 – мегатонн на ТВт·ч)


Слайд 45

46 Снижение вредных выбросов на ТЭС Производится оптимизация условий сгорания топлива для уменьшения удельного расхода топлива и снижения выбросов золы и вредных газов (предварительная подготовка: добавка малого количества воды в мазут на 30% снижает образование оксида азота; используются оптимизированные горелочные устройства). Для улавливания летучей золы применяются циклонные. сепараторы (центрифуга), фильтры и мокрые золоуловители (разбрызгиватели воды). Зола в зависимости от вида топлива, метода его сжигания и способа удаления из топки котла может служить ценным сырьем для промышленности строительных материалов. Применяются каталитические фильтры очистки отработавших газов (как и в автомобилях). Платиновые катализаторы для окисления «недогоревшего» топлива (углеводородов).


Слайд 46

47 Снижение вредных выбросов на ТЭС (2) ТЭС без выбросов СО2 – Элсам, Дания (2006, 420 МВт). СО2 из дыма связывается специальной жидкостью, которая при нагреве до 120?С отдает газ, собираемый в хранилище (исчерпанные газоносные слои). Технология снижает расходы на удаление СО2 из выбросов с 60 до 30 € за тонну. Стоимость проекта – 16 млн € (пополам ЕС и частные предприятия), из которых 30% - на хранение СО2. План – получить экономически выгодные технологии к 2020 г., снизить промышленные выбросы СО2 в ЕС на 30% (т.е. полные выбросы СО2 в ЕС – на 10%). Расчеты показывают, что при применении данной технологии стоимость энергии возрастет на 50% (в т.ч. и из-за энергоемкости дополнительных процессов). Но полученный СО2 можно закачивать в нефтяные скважины, увеличивая выход нефти с 40 до 60%. Тогда стоимость энергии вырастет всего на 30%. Другой метод – очистка топлива, особенно каменного угля, от вредных примесей (серы, ртути). Основной метод – газификация с целью получения сепарируемых горючих газов и утилизируемых отходов. Также предлагается удаление влаги из угля => более полное сгорание. Разрабатываются в США и Австралии (большая доля использования угля в промышленности), инвестиции $ 2.5 млрд. По оценкам, проект станет экономически жизнеспособным не ранее 2025 года. Для заметного снижения выбросов надо инвестировать $20 млрд в течении 10 лет


Слайд 47

48 Снижение вредных выбросов на ТЭС (3) Существующий в РФ алгоритм расчета ущерба природе приводит к малым суммам штрафов за выбросы. Например, ТЭЦ-1 в Красноярске за превышение норм выброса и неоплату нормированных квот выброса была оштрафована на 200000 р, что сравнимо с ее доходами за день работы. (Для сравнения, в Казахстане за превышение норм выброса двух ТЭЦ «Астана-Энерго» был начислен штраф 116 млн. тенге?25 млн.р.) Этого хватает лишь на содержание аппарата природоохранных ведомств и организацию контроля окружающей среды, средств для восполнения нанесенного ущерба нет. Эксплуатационные затраты существующих установок комплексной химической очистки достигают 10% от годового дохода предприятия. При этом относительный размер штрафных санкций равен 0.05%. Следовательно, сегодня в России у предприятий-загрязнителей полностью отсутствуют экономические стимулы к проведению природоохранных мероприятий!


Слайд 48

49 Снижение вредных выбросов на ТЭС (4) При сотрудничестве СПбГПУ и ЛенЭнерго была создана и испытана на ТЭЦ-15 (Автово) установка глубокой электронно-лучевой очистки (ЭЛО) топочных газов от окислов серы и азота. Поток дыма обрабатывается пучком электронов, которые выбивают из основных молекул воздуха N2, O2, H2O активные радикалы N, O, H, OH, которые доокисляют NOx и SOx до кислот HNO3 и H2SO4. При добавлении аммиака образуются твердые сухие соли аммония, которые легко собираются и используются как удобрение. Очищенный газ (степень очистки - до 98%) - в дымовую трубу. Выигрыш «нашей» схемы – в основном за счет более дешевых и экономичных в эксплуатации ускорителей электронов.


Слайд 49

50 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции


Слайд 50

51 Гидро- и гидроаккумулирующие электростанции Гидравлические электростанции (ГЭС) – комплекс гидротехнических сооружений и энергетического оборудования, с помощью которых энергия водного потока преобразуется в электрическую энергию. ГЭС, как правило, сооружаются не только для выработки электричества, но и для решения комплекса задач улучшения судоходства, ирригации и т.д. Гидроэлектростанция состоит из двух частей: гидротехнических сооружений, обеспечивающих концентрацию потока воды; энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся воды в электрическую. Преобразование энергии осуществляется гидротурбиной. ГЭС: проточные (деривационные) и аккумулирующие (плотинные) На равнинных реках, где уклоны незначительны, концентрация гидроэнергии выполняется по плотинной схеме. При малом расходе воды она запасается в водохранилище, а ГЭС включается в часы пикового потребления. На горных реках с большими уклонами используются деривационные схемы, с искусственным водоводом; у станции он переходит в напорный бассейн, откуда вода по турбинным водоводам поступает в здание ГЭС.


Слайд 51

52 Гидротехнические сооружения ГЭС Получаемая на ГЭС энергия зависит не только от расхода воды, но и от условного перепада высот на подходе к турбине – от напора. Потенциальная энергия падающей на турбину воды пропорциональна напору. Для получения лучшего напора вода может подводиться к турбине через водовод: в сужающейся части потенциальная энергия гидростатического давления превращается в кинетическую энергию движения воды. На гидроаккумулирующих ЭС в нерабочее время реверсивная турбина подкачивает воду из реки в водохранилище по тому же каналу.


Слайд 52

53 Гидросиловой аппарат ГЭС Гидросиловой агрегат ГЭС состоит из гидравлической турбины  и генератора, имеющих общий вал. Напоры воды на различных ГЭС лежат в пределах от нескольких метров до 2 км. Для работы в таком широком диапазоне применяются различные типы турбин, отличающихся формой рабочих органов и принципом воздействия воды. Все гидротурбины разделяются  на два класса: активные; реактивные. В активной турбине для повышения напора воды и коэффициента использования энергии вода из суживающейся насадки – сопла подается на ковшеобразные турбинные лопатки. Вода на лопатки реактивной турбины поступает через направляющий затвор. В суживающихся каналах между лопатками затвора происходит частичное преобразование потенциальной энергии воды в кинетическую. Дальнейшее преобразование энергии осуществляется на рабочих лопатках сложной формы


Слайд 53

54 Параметры ГЭС Одна из первых ГЭС – Крэгсайт, Англия, 1870 год Мощнейшая – «Три ущелья», Китай (18300 МВт, в 2011 – до 22500 МВт) На снимке: Плотина ГЭС Итайпу на реке Парана, Бразилия – Парагвай. Строительство начато в 1970, первая очередь запущена в 1984, завершена в 2003.


Слайд 54

55 Плюсы и минусы ГЭС Плюсы: Отсутствие загрязняющих выбросов в окружающую среду; Очень низкая стоимость электричества (себестоимость ~5 коп/кВт·ч); Возможность очень длительной эксплуатации (не менее 50-100 лет); Возможность улучшения условий судоходства и орошения; Практически полная возобновляемость источника. Минусы: Блокировка некоторых рек приводит к потере нерестилищ рыб; Создание крупных водохранилищ в равнинных районах приводит к подъему грунтовых вод ? к заболачиванию местности; Увеличение водной поверхности ? возрастает испарение, меняется климат; Колебания уровня воды в водохранилище и сбросовой зоне приводят к переформированию берегов реки как выше, так и ниже по течению.


Слайд 55

56 Затопление территорий – один из основных минусов строительства ГЭС Водохранилище после длительной засухи…действующее


Слайд 56

57 Классификация ТЭС Конденсационные электростанции 2.1. Схема КЭС 2.2. Оборудование КЭС 2.3. Показатели КЭС 3. Теплоэлектроцентрали 4. Газотурбинные установки 5. Парогазовые установки 6. Электростанции с двигателями внутреннего сгорания Влияние ТЭС на экологию Гидроэлектростанции Анализ текущего состояния и тенденций развития традиционной тепло- и электроэнергетики (на примере электроэнергетики)


Слайд 57

58 Производственный потенциал электроэнергетики России в настоящее время составляют электростанции общей установленной мощностью около 216,0 млн. кВт, в т.ч. бывш. ЕЭС АЭС - 22,2 млн. кВт ГЭС и ГАЭС - 44,9 млн. кВт, КЭС - 65,3 млн. кВт, ТЭЦ - 66,2 млн. кВт, электростанции прочих ведомств, - 10,2 млн. кВт, децентрализованные источники ~ 7,3 млн. кВт; линии электропередачи напряжением 0,4/1150 кВ и выше – общей протяженностью порядка 3 млн. км, в том числе магистральные электросети напряжением 220/ 1150 кВ протяженностью 157 тыс. км. В структуре используемого топлива определяющую роль играет природный газ. Его доля составляет около 65% и превышает долю угля более чем в 2 раза. Доля нефтетоплива незначительная и составляет менее 5%.


Слайд 58

59 В период экономического спада 90-х годов кратное снижение вводов мощности электростанций (в 3 раза) и электрических сетей (почти в 5 раз) привело к ускоренному росту степени износа основных фондов, величина которого в среднем по отрасли в 2006 году достигла уже 59%. Свертывание с середины 80-х годов программ разработки и освоения новых технологий производства, транспорта и распределения электрической и тепловой энергии привело к растущему отставанию технического уровня российской электроэнергетики от уровня, достигнутого развитыми зарубежными странами (таблица).


Слайд 59

60 В то же время обновление фондов электроэнергетики объективно сдерживается целым рядом факторов: - ограниченностью собственных ресурсов энергокомпаний для капиталоемких проектов технического перевооружения электростанций, а также их недостаточной привлекательностью для внешних инвесторов при существующем уровне цен на электроэнергию; - недостаточной готовностью отечественного энергомашиностроения, электротехнической промышленности и строительной индустрии, производственный потенциал которых снизился за последние 15 лет; - низкими ценами топлива, при которых техническое перевооружение электростанций не обеспечивает экономический эффект от снижения расхода топлива по сравнению с менее капиталоемким продлением срока эксплуатации оборудования, несмотря на сохранение при этом высоких расходов топлива и рост эксплуатационных (в основном, ремонтных) затрат. Стимулом структурных изменений в теплоэнергетике явится увеличение цен на газ и изменение сложившегося соотношения цен на уголь и газ. Энергетической стратегией определено, что конкурентоспособность угольных ТЭС по сравнению с газовыми достигается при цене т.у.т. газа в 1,6/2 раза выше цены т.у.т. угля. Такое соотношение цен обеспечит предусматриваемое Энергетической стратегией России снижение доли газа в структуре потребляемого тепловыми электростанциями топлива и увеличение доли угля.


Слайд 60

61 Динамика цен топлива по основным энергозонам (без НДС), руб./т.у.т.


Слайд 61

62 9 июня 2009 года в ГК ИЗМАЙЛОВО (г. Москва) успешно прошла Всероссийская конференция «РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭНЕРГЕТИКИ - 2009». Она была посвящена актуальным вопросам модернизации и реконструкции оборудования ТЭЦ, ГРЭС, ТЭС и других предприятий электроэнергетики. Обсуждались также вопросы эффективности, надежности, безопасности и экологичности энергетики России. Благодаря интересной программе, в работе конференции приняли участие более 130 предприятий энергетической отрасли, проектных и научных институтов, производителей оборудования и инжиниринговых компаний.


Слайд 62

63 КЛЮЧЕВЫЕ ТЕМЫ КОНФЕРЕНЦИИ: Инновационные решения и высокоэффективное оборудование для модернизации и реконструкции теплоэлектростанций и других энергетических объектов Экология энергетики: газо- и водоочистка, переработка отходов Вопросы промышленной безопасности и антикоррозионной защиты Среди наиболее интересных докладов нужно отметить следующие: «Пути увеличения тепловой и электрической мощности ТЭЦ»; «Инновационные технологии энергосбережения»; «Новейшие технологии учета энергоресурсов»; «Автоматизированные системы очистки теплообменных коллекторов»; «Экономия электроэнергии и эффективная газоочистка»; «Современные схемы водоподготовки для энергетики»; «Реконструкция градирен и химводоочисток»; «Новейшие технологии антикоррозионной и химической защиты»;


Слайд 63

64 РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭНЕРГЕТИКИ 2011 III ВСЕРОССИЙСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ПО ВОПРОСАМ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ, БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИИ ТЭЦ, ТЭС, ГРЭС (Москва, 7-8 июня 2011 г.) Все на РЕКОНСТРУКЦИЮ!!!


×

HTML:





Ссылка: