Climate Analytics naďalej trvá na tom, že uhoľná energia v Európe musí byť eliminovaná do roku 2030 – inak EÚ nesplní ciele parížskej klimatickej dohody. Ktoré stanice by však mali byť zatvorené ako prvé? Navrhujú sa dva prístupy – environmentálny a ekonomický. "Kyslík. ŽIVOT" Pozrel som sa bližšie na najväčšie uhoľné elektrárne v Rusku, ktoré sa nikto nechystá zatvárať.
Zavrieť o desať rokov
Climate Analytics naďalej trvá na tom, že na dosiahnutie cieľov parížskej klimatickej dohody budú musieť krajiny EÚ zatvoriť takmer všetky existujúce uhoľné elektrárne. Európsky energetický sektor potrebuje úplnú dekarbonizáciu, keďže značná časť celkových emisií skleníkových plynov (GHG) v EÚ pochádza z uhoľnej energie. Preto je postupné vyraďovanie uhlia v tomto odvetví jednou z nákladovo najefektívnejších metód znižovania emisií skleníkových plynov a takéto opatrenie prinesie významné výhody z hľadiska kvality ovzdušia, verejného zdravia a energetickej bezpečnosti.
V súčasnosti je v EÚ viac ako 300 elektrární so 738 pohonnými jednotkami, ktoré využívajú uhoľné palivo. Prirodzene, nie sú geograficky rozmiestnené rovnomerne. Celkovo však čierne uhlie a lignit (hnedé uhlie) zabezpečujú štvrtinu celkovej výroby elektriny v EÚ. Najviac závislými členmi EÚ na uhlí sú Poľsko, Nemecko, Bulharsko, Česká republika a Rumunsko. Nemecko a Poľsko tvoria 51 % inštalovanej uhoľnej kapacity v EÚ a 54 % emisií skleníkových plynov z uhoľnej energie v celej zjednotenej Európe. Zároveň v siedmich krajinách EÚ vôbec nie sú uhoľné tepelné elektrárne.
„Pokračujúce využívanie uhlia na výrobu elektriny je nezlučiteľné s realizáciou úlohy výrazného zníženia emisií skleníkových plynov. EÚ preto potrebuje vypracovať stratégiu na postupné vyraďovanie uhlia rýchlejšie ako v súčasnosti,“ uzatvára Climate Analytics. V opačnom prípade sa celkové emisie v celej EÚ do roku 2050 zvýšia o 85 %. Modelovanie Climate Analytics zistilo, že 25 % v súčasnosti prevádzkovaných uhoľných elektrární bude musieť byť zatvorených do roku 2020. O ďalších päť rokov je potrebné zatvoriť 72 % tepelných elektrární a do roku 2030 sa úplne zbaviť uhoľnej energie.
Hlavná otázka je, ako to urobiť? Podľa Climate Analytics je „kritickou otázkou, aké kritériá by sa mali použiť na určenie, kedy zatvoriť určité tepelné elektrárne? Z hľadiska zemskej atmosféry na kritériách nezáleží, pretože emisie skleníkových plynov sa budú znižovať požadovaným tempom. Ale z pohľadu politikov, majiteľov podnikov a iných zainteresovaných strán je vypracovanie takýchto kritérií kritickým bodom pri rozhodovaní.“
Climate Analytics navrhuje dve možné stratégie na úplné vylúčenie uhlia z výroby elektriny. Prvým je najskôr zatvoriť tie tepelné elektrárne, ktoré vedú k emisiám skleníkových plynov. Druhou stratégiou je zatvorenie staníc, ktoré sú z obchodného hľadiska najmenej cenné. Ku každej stratégii je zaujímavá infografika, ktorá ukazuje, ako sa zmení tvár EÚ v rokoch po zatvorení uhoľných elektrární. V prvom prípade budú v útoku Poľsko, Česko, Bulharsko a Dánsko. V druhej sú aj Poľsko a Dánsko.
Neexistuje jednota
Climate Analytics tiež určila roky uzavretia pre všetkých 300 staníc v súlade s dvoma stratégiami. Je ľahké si všimnúť, že tieto roky sa výrazne líšia od prevádzkových časov týchto staníc ako zvyčajne (tzv. BAU - businnes as always). Napríklad najväčšia európska stanica Belchatov v Poľsku (kapacita nad 4,9 GW) by mohla fungovať minimálne do roku 2055; keďže sa navrhuje uzavrieť ho do roku 2027 – rovnaké obdobie podľa akéhokoľvek scenára.
Vo všeobecnosti je to práve päť poľských tepelných elektrární, ktoré môžu pokojne fajčiť až do 60. rokov 20. storočia, ktoré Climate Analytics navrhuje zatvoriť na tri až štyri desaťročia. v predstihu. Poľsko, ktorého zásobovanie energiou je z 80 % závislé od uhlia, pravdepodobne nebude s týmto vývojom spokojné (nezabudnite, že táto krajina sa dokonca chystá na súde napadnúť klimatické záväzky, ktoré jej ukladá EÚ). Ďalších päť staníc v Top 20 je v Spojenom kráľovstve; osem je v Nemecku. V prvej dvadsiatke na zatvorenie sú aj dve tepelné elektrárne v Taliansku.
Zároveň by mal byť už v roku 2017 zatvorený anglický Fiddler's Ferry (kapacita 2 GW) a zvyšok britských tepelných elektrární, ako uviedla vláda tejto krajiny, do roku 2025. Teda iba v tejto krajine môže proces prebehnúť relatívne bezbolestne. V Nemecku sa môže všetko natiahnuť až do roku 2030, implementácia oboch stratégií sa bude líšiť v závislosti od špecifík krajiny (existujú regióny s ťažbou uhlia).V Českej republike a Bulharsku bude výroba uhlia je potrebné postupne ukončiť do roku 2020 – predovšetkým kvôli značným objemom emisií.
Uhlie by mali nahradiť obnoviteľné zdroje energie. Znižovanie nákladov na výrobu solárnej a veternej energie je podľa Climate Analytics dôležitým trendom, ktorý treba podporovať a rozvíjať. Vďaka obnoviteľným zdrojom energie je možné transformovať energetický sektor, a to aj vytváraním nových pracovných miest (nielen v samotnom priemysle, ale aj vo výrobe zariadení). Ktorá okrem iného bude môcť zamestnať personál uvoľnený z uhoľnej energetiky.
Climate Analytics však pripúšťa, že pokiaľ ide o uhlie, v Európe neexistuje jednota. Zatiaľ čo niektoré krajiny výrazne znížili výrobu a oznámili úplné vyradenie tohto typu paliva v najbližších 10-15 rokoch (medzi nimi napríklad Spojené kráľovstvo, Fínsko a Francúzsko), iné buď stavajú alebo plánujú výstavbu nových uhoľné elektrárne (Poľsko a Grécko). „Environmentálne otázky v Európe sú dané veľká pozornosť Je však nepravdepodobné, že bude možné rýchlo opustiť výrobu uhlia. Najprv je potrebné uviesť do prevádzky náhradné kapacity, pretože teplo a svetlo potrebuje obyvateľstvo aj hospodárstvo. Je to o to dôležitejšie, že v minulosti boli prijaté rozhodnutia o zatvorení niekoľkých jadrových elektrární v Európe. Vzniknú sociálne problémy, bude potrebné preškoliť niektorých zamestnancov samotných staníc, dôjde k zrušeniu značného počtu pracovných miest v rôznych odvetviach, čo určite zvýši napätie v spoločnosti. Zatvorenie uhoľných elektrární bude mať dopad aj na rozpočty, keďže tu nebude významná skupina daňových poplatníkov a výrazne sa zníži prevádzková výkonnosť tých spoločností, ktoré im predtým dodávali tovary a služby. Ak je nejaké riešenie možné, môže spočívať v časovo predĺženom ukončení výroby uhlia a zároveň pokračovať v práci na zlepšovaní technológií s cieľom znížiť emisie zo spaľovania uhlia a zlepšiť environmentálnu situáciu v uhoľných elektrárňach,“ hovorí pri tejto príležitosti. . Dmitrij Baranov, popredný odborník na Finam Management.
20 najlepších uhoľných elektrární v Európe, ktoré bude podľa Climate Analytics potrebné zatvoriť
čo máme?
Podiel tepelnej výroby v štruktúre výroby elektriny v Rusku je viac ako 64%, v štruktúre inštalovaného výkonu staníc UES - viac ako 67%. V TOP 10 najväčších tepelných elektrárňach v krajine však na uhlie fungujú iba dve stanice - Reftinskaja a Ryazanskaja; Tepelná energia v Rusku je v podstate plyn. „Rusko má jednu z najlepších štruktúr palivovej bilancie na svete. Na výrobu energie používame len 15 % uhlia. Celosvetový priemer je 30-35%. V Číne – 72 %, v USA a Nemecku – 40 %. V Európe sa aktívne rieši úloha znížiť podiel neuhlíkových zdrojov na 30 %. V Rusku je tento program v podstate už realizovaný,“ povedal šéf ruského ministerstva energetiky Alexander Novák, ktorý vystúpil koncom februára na panelovej relácii „Zelená ekonomika ako vektor rozvoja“ v rámci Ruského investičného fóra 2017 v Soči.
Podiel jadrovej energie na celkovej energetickej bilancii krajiny je 16 – 17 %, výroba vodnej energie je 18 % a plyn predstavuje približne 40 %. Podľa Inštitútu energetického výskumu Ruskej akadémie vied sa uhlie pri výrobe elektriny už dlho aktívne nahrádza plynom a jadrovou energiou, najrýchlejšie v európskej časti Ruska. Najväčšie uhoľné tepelné elektrárne sa však nachádzajú v centre a na Urale. Ak sa však pozriete na obraz v energetickom sektore z hľadiska regiónov, a nie jednotlivých staníc, obraz bude iný: najviac „uhoľných“ regiónov je na Sibíri a Ďaleký východ. Štruktúra územnej energetickej bilancie závisí od úrovne splyňovania: v európskej časti Ruska je vysoká a vo východnej Sibíri a mimo nej nízka. Uhlie ako palivo sa zvyčajne používa v mestských tepelných elektrárňach, kde sa vyrába nielen elektrina, ale aj teplo. Preto je výroba vo veľkých mestách (ako Krasnojarsk) úplne založená na uhoľnom palive. Vo všeobecnosti len v sibírskych IPS v súčasnosti predstavujú tepelné stanice 60 % výroby elektriny – to je asi 25 GW „uhoľnej“ kapacity.
Čo sa týka obnoviteľných zdrojov energie, podiel týchto zdrojov na energetickej bilancii Ruskej federácie dnes predstavuje symbolických 0,2 %. „Plánujeme dosiahnuť 3 % – až 6 tisíc MW prostredníctvom rôznych podporných mechanizmov,“ prognózuje Novak. Spoločnosť Rosseti dáva optimistickejšie prognózy: inštalovaný výkon obnoviteľných zdrojov energie v Rusku sa môže do roku 2030 zvýšiť o 10 GW. Globálna reštrukturalizácia energetickej bilancie u nás sa však neočakáva. „Predpokladá sa, že do roku 2050 bude na svete asi 10 miliárd ľudí. Už dnes asi 2 miliardy nemajú prístup k zdrojom energie. Predstavte si, aká bude ľudská potreba energie o 33 rokov a ako by sa mali rozvíjať obnoviteľné zdroje energie, aby pokryli všetok dopyt,“ dokazuje Alexander Novak životaschopnosť tradičnej energie.
„Rozhodne nehovoríme o „vzdaní sa uhlia“ v Rusku, najmä preto, že podľa energetickej stratégie do roku 2035 sa plánuje zvýšiť podiel uhlia v energetickej bilancii krajiny,“ pripomína. Dmitrij Baranov od spoločnosti Finam Management. - Spolu s ropou a plynom je uhlie jedným z najdôležitejších nerastných surovín na planéte a Rusko ako jedna z najväčších krajín sveta z hľadiska svojich zásob a ťažby je jednoducho povinné venovať náležitú pozornosť rozvoju toto odvetvie. Ešte v roku 2014 na stretnutí ruskej vlády Novak predstavil program rozvoja ruského uhoľného priemyslu do roku 2030. „Zameriava sa na vytváranie nových centier ťažby uhlia, predovšetkým na Sibíri a na Ďalekom východe, na zlepšenie vedeckého a technického potenciálu v priemysle, ako aj na realizáciu projektov v oblasti chémie uhlia.
Najväčšie tepelné elektrárne v Rusku pracujúce na uhoľnom palive
Reftinskaya GRES (Enel Rusko)
Je to najväčšia uhoľná tepelná elektráreň v Rusku (a druhá v top 10 tepelných elektrárňach v krajine). Nachádza sa v regióne Sverdlovsk, 100 km severovýchodne od Jekaterinburgu a 18 km od Asbestu.
Inštalovaný elektrický výkon je 3800 MW.
Nainštalované tepelná energia- 350 Gcal/h.
Zabezpečuje dodávku energie do priemyselných oblastí regiónov Sverdlovsk, Tyumen, Perm a Čeľabinsk.
Výstavba elektrárne sa začala v roku 1963, prvá elektráreň bola spustená v roku 1970 a posledná v roku 1980.
Ryazanskaya GRES (OGK-2)
Piate v top 10 najväčších termálnych staníc v Rusku. Jazdí na uhlie (prvý stupeň) a zemný plyn (druhý stupeň). Nachádza sa v Novomichurinsku (Rjazaňská oblasť), 80 km južne od Rjazane.
Inštalovaný elektrický výkon (spolu s GRES-24) je 3 130 MW.
Inštalovaný tepelný výkon je 180 Gcal/hod.
Výstavba začala v roku 1968. Prvá pohonná jednotka bola uvedená do prevádzky v roku 1973, posledná 31. decembra 1981.
Novocherkasskaya GRES (OGK-2)
Nachádza sa v mikrodistriktu Donskoy v Novočerkassku (región Rostov), 53 km juhovýchodne od Rostova na Done. Beží na plyn a uhlie. Jediná tepelná elektráreň v Rusku, ktorá využíva miestny odpad z ťažby a prípravy uhlia – antracitové pelety.
Inštalovaný elektrický výkon je 2229 MW.
Inštalovaný tepelný výkon je 75 Gcal/hod.
Výstavba začala v roku 1956. Prvá pohonná jednotka bola uvedená do prevádzky v roku 1965, posledná - ôsma - v roku 1972.
Kashirskaya GRES (InterRAO)
Nachádza sa v Kashire (Moskva).
Poháňané uhlím a zemným plynom.
Inštalovaný elektrický výkon je 1910 MW.
Inštalovaný tepelný výkon - 458 Gcal / h.
Uvedený do prevádzky v roku 1922 podľa plánu GOELRO. V 60. rokoch prešla stanica rozsiahlou modernizáciou.
Elektrárne na práškové uhlie č. 1 a č. 2 sa plánujú vyradiť z prevádzky v roku 2019. Do roku 2020 čaká rovnaký osud ďalšie štyri pohonné jednotky poháňané plynovým olejom. V prevádzke zostane len najmodernejší blok č.3 s výkonom 300 MW.
Primorskaya GRES (RAO ES Vostoka)
Nachádza sa v Luchegorsku (Územie Prímorského).
Najvýkonnejšia tepelná elektráreň na Ďalekom východe. Poháňané uhlím z uhoľnej bane Luchegorsk. Poskytuje najviac spotreba energie v Primorye.
Inštalovaný elektrický výkon je 1467 MW.
Inštalovaný tepelný výkon je 237 Gcal/hod.
Prvý energetický blok stanice bol uvedený do prevádzky v roku 1974, posledný v roku 1990. GRES sa nachádza prakticky „na palube“ uhoľnej bane – nikde inde v Rusku nebola postavená elektráreň v takej blízkosti zdroja paliva.
Troitskaya GRES (OGK-2)
Nachádza sa v Troitsku (Čeljabinská oblasť). Výhodne sa nachádza v priemyselnom trojuholníku Jekaterinburg - Čeľabinsk - Magnitogorsk.Inštalovaný elektrický výkon – 1 400 MW.
Inštalovaný tepelný výkon - 515 Gcal/hod.
Spustenie prvej etapy stanice sa uskutočnilo v roku 1960. Zariadenie druhej etapy (1200 MW) bolo vyradené z prevádzky v rokoch 1992-2016.
V roku 2016 bol uvedený do prevádzky unikátny práškový uhoľný blok č. 10 s výkonom 660 MW.
Gusinoozerskaya GRES (InterRAO)
Nachádza sa v Gusinoozersku (Burjatská republika) a dodáva elektrinu spotrebiteľom v Burjatsku a susedných regiónoch. Hlavným palivom pre stanicu je hnedé uhlie z povrchovej bane Okino-Klyuchevsky a ložiska Gusinoozersk.
Inštalovaný elektrický výkon je 1160 MW.
Inštalovaný tepelný výkon - 224,5 Gcal/h.
Štyri energetické bloky prvej etapy boli uvedené do prevádzky v rokoch 1976 až 1979. Uvedenie druhej etapy do prevádzky sa začalo v roku 1988 spustením pohonnej jednotky č.5.
Tepelná elektráreň je elektráreň na premenu energie paliva na mechanickú energiu
Webová stránka IA. Tepelná elektráreň (tepelná elektráreň) – elektráreň, ktorá vyrába Elektrická energia v dôsledku premeny chemickej energie paliva na mechanickú energiu otáčania hriadeľa elektrického generátora.
|
|
||
|---|---|---|
| 1 | Chladiaca veža | chladiaca veža |
| 2 | Čerpadlo chladiacej vody | Vodné chladiace čerpadlo; Cirkulačné čerpadlo |
| 3 | Prenosové vedenie (3-fázové) | Elektrické vedenie (3-fázové) |
| 4 | Zvyšovací transformátor (3-fázový) | Zvyšovací transformátor |
| 5 | Elektrický generátor (3-fázový) | Elektrický generátor; Elektrický strojový generátor |
| 6 | Nízkotlaková parná turbína | Nízkotlaková parná turbína |
| 7 | Čerpadlo kondenzátu | Čerpadlo kondenzátu |
| 8 | Povrchový kondenzátor | Povrchový kondenzátor |
| 9 | Stredotlaková parná turbína | Stredotlaková parná turbína |
| 10 | Parný regulačný ventil | Parný regulačný ventil |
| 11 | Vysokotlaková parná turbína | Parná turbína vysoký tlak |
| 12 | Odvzdušňovač | Odvzdušňovač |
| 13 | Ohrievač napájacej vody | Ohrievač napájacej vody |
| 14 | Dopravník na uhlie | Dopravník na uhlie |
| 15 | Násypka na uhlie | Bunker na uhlie |
| 16 | Uhoľný drvič | Mlyn na uhlie; Mlyn na uhlie |
| 17 | Kotolový bubon | Kotolový bubon |
| 18 | Spodný zásobník popola | Troskový bunker |
| 19 | Prehrievač | Prehrievač; Prehrievač pary |
| 20 | Ventilátor s núteným ťahom (ťahom). | Ventilátor; Návrhový ventilátor |
| 21 | Ohrievač | Stredný prehrievač |
| 22 | Nasávanie spaľovacieho vzduchu | Primárny prívod vzduchu; Prívod vzduchu do ohniska |
| 23 | Ekonomizér | Ekonomizér |
| 24 | Predhrievač vzduchu | Predhrievač vzduchu |
| 25 | Precipitátor | Lapač popola |
| 26 | Ventilátor s indukovaným ťahom (ťahom). | Odsávač dymu; Výfukový ventilátor |
| 27 | Spalinový komín | Komín |
| 28 | Napájacie čerpadlo | Napájacie čerpadlo |
Uhlie sa dopravuje (14) z vonkajšej šachty a melie sa na veľmi jemný prášok pomocou veľkých kovových guľôčok v mlyne (16).
Tam sa zmiešava s predhriatym vzduchom (24), ktorý je hnaný ventilátorom (20).
Zmes horúceho vzduchu a paliva je pod vysokým tlakom vháňaná do kotla, kde sa rýchlo zapáli.
Voda steká zvisle hore po rúrkových stenách kotla, kde sa mení na paru a vstupuje do kotlového telesa (17), v ktorom sa para oddeľuje od zvyšnej vody.
Para prechádza potrubím v hlave bubna do zaveseného ohrievača (19), kde sa jej tlak a teplota rýchlo zvýšia na 200 barov a 570 °C, čo je dostatočné na to, aby steny trubice žiarili matne červenou farbou.
Para potom vstupuje do vysokotlakovej turbíny (11), prvej z troch v procese výroby elektriny.
Regulačný ventil prívodu pary (10) zabezpečuje ručné ovládanie turbíny aj automatické riadenie podľa zadaných parametrov.
Para sa z vysokotlakovej turbíny uvoľňuje pri poklese tlaku aj teploty, potom sa vracia do medziprehrievača (21) kotla na ohrev.
Tepelné elektrárne sú hlavným typom elektrární v Rusku a ich podiel na výrobe elektriny je od roku 2000 67 %.
V priemyselných krajinách toto číslo dosahuje 80 %.
Tepelná energia v tepelných elektrárňach sa využíva na ohrev vody a výrobu pary - v elektrárňach s parnou turbínou alebo na výrobu horúcich plynov - v elektrárňach s plynovou turbínou.
Na výrobu tepla sa organické palivo spaľuje v kotolniach tepelných elektrární.
Používané palivo je uhlie, rašelina, zemný plyn, vykurovací olej a ropná bridlica.
1. Kotolno-turbínové elektrárne
1.1. Kondenzačné elektrárne (CPS, historicky nazývané GRES - štátna okresná elektráreň)
1.2. Elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (kogeneračné elektrárne, elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny)
2. Elektrárne s plynovou turbínou
3. Elektrárne založené na plynových elektrárňach s kombinovaným cyklom
4. Elektrárne na báze piestových motorov
5. Kombinovaný cyklus
V roku 1879, kedy Thomas Alva Edison vynašiel žiarovku, začala éra elektrifikácie. Výroba veľkého množstva elektriny si vyžadovala lacné a ľahko dostupné palivo. Uhlie tieto požiadavky spĺňalo a prvé elektrárne (postavené koncom 19. storočia samotným Edisonom) fungovali na uhlie.
Keďže krajina stavala stále viac elektrární, jej závislosť od uhlia rástla. Od prvej svetovej vojny pochádza približne polovica ročnej výroby elektriny v Spojených štátoch z tepelných elektrární spaľujúcich uhlie. V roku 1986 bol celkový inštalovaný výkon takýchto elektrární 289 000 MW a spotrebovali 75 % z celkového množstva (900 miliónov ton) uhlia vyprodukovaného v krajine. Vzhľadom na existujúcu neistotu ohľadom vyhliadok rozvoja jadrovej energetiky a rastu produkcie ropy a zemného plynu možno predpokladať, že do konca storočia budú uhoľné tepelné stanice vyrábať až 70 % všetkej vyrobenej elektriny. v krajine.
No napriek tomu, že uhlie dlho bolo a ešte dlhé roky bude hlavným zdrojom elektriny (v USA tvorí asi 80 % zásob všetkých druhov prírodných palív), nikdy to nebolo optimálne palivo pre elektrárne. Špecifický energetický obsah na jednotku hmotnosti (t. j. výhrevnosť) uhlia je nižší ako u ropy alebo zemného plynu. Je náročnejšia na prepravu a navyše spaľovanie uhlia spôsobuje množstvo nežiaducich environmentálnych následkov, najmä kyslé dažde. Od konca 60. rokov atraktivita uhoľných tepelných elektrární prudko klesla v dôsledku prísnejších požiadaviek na znečisťovanie životného prostredia plynnými a tuhými emisiami vo forme popola a trosky. Náklady na riešenie týchto environmentálnych problémov spolu s rastúcimi nákladmi na výstavbu zložitých zariadení, akými sú tepelné elektrárne, znížili ich vyhliadky na rozvoj z čisto ekonomického hľadiska.
Ak sa však zmení technologická základňa uhoľných tepelných staníc, môže dôjsť k oživeniu ich bývalej atraktivity. Niektoré z týchto zmien majú evolučný charakter a sú zamerané predovšetkým na zvýšenie kapacity existujúcich zariadení. Zároveň sa vyvíjajú úplne nové procesy bezodpadového spaľovania uhlia, teda s minimálnym poškodzovaním životného prostredia. Zavádzanie nových technologických procesov má za cieľ zabezpečiť, aby budúce uhoľné tepelné elektrárne mohli byť efektívne kontrolované z hľadiska miery znečistenia životného prostredia, mali flexibilitu z hľadiska možnosti využitia rôznych druhov uhlia a nevyžadovali dlhé doby výstavby.
Aby sme ocenili význam pokroku v technológii spaľovania uhlia, stručne sa zamyslime nad prevádzkou klasickej uhoľnej tepelnej elektrárne. Uhlie sa spaľuje v peci parného kotla, čo je obrovská komora s rúrkami vo vnútri, v ktorých sa voda premieňa na paru. Pred zavedením do pece sa uhlie rozdrví na prach, čím sa dosiahne takmer rovnaká úplnosť spaľovania ako pri spaľovaní horľavých plynov. Veľký parný kotol spotrebuje každú hodinu v priemere 500 ton práškového uhlia a vygeneruje 2,9 milióna kg pary, čo stačí na výrobu 1 milióna kWh elektrickej energie. Za ten istý čas kotol vypustí do atmosféry asi 100 000 m3 plynov.
Vzniknutá para prechádza prehrievačom, kde sa zvýši jej teplota a tlak, a následne vstupuje do vysokotlakovej turbíny. Mechanická energia rotácie turbíny je premieňaná elektrickým generátorom na elektrickú energiu. Aby sa dosiahla vyššia účinnosť premeny energie, para z turbíny sa zvyčajne vracia do kotla na sekundárne prehriatie a potom poháňa jednu alebo dve nízkotlakové turbíny pred kondenzáciou ochladením; kondenzát sa vracia do cyklu kotla.
Vybavenie tepelnej elektrárne zahŕňa mechanizmy dodávky paliva, kotly, turbíny, generátory, ako aj komplexné chladiace systémy, čistenie spalín a odstraňovanie popola. Všetky tieto primárne a pomocné systémy sú navrhnuté tak, aby fungovali s vysokou spoľahlivosťou 40 a viac rokov pri záťažiach, ktoré sa pohybujú od 20 % inštalovanej kapacity elektrárne po maximum. Náklady na kapitálové vybavenie pre typickú 1000 MW tepelnú elektráreň zvyčajne presahujú 1 miliardu USD.
Účinnosť, s akou sa teplo uvoľnené spaľovaním uhlia môže premeniť na elektrickú energiu, bola pred rokom 1900 iba 5 %, ale v roku 1967 už dosiahla 40 %. Inými slovami, za obdobie asi 70 rokov sa merná spotreba uhlia na jednotku vyrobenej elektrickej energie znížila osemnásobne. V súlade s tým došlo k zníženiu nákladov na 1 kW inštalovaného výkonu tepelných elektrární: ak v roku 1920 to bolo 350 USD (v cenách roku 1967), potom v roku 1967 klesli na 130 USD. obdobie od 25 centov do 2 centov za 1 kWh.
Od 60. rokov však tempo napredovania začalo klesať. Zdá sa, že tento trend možno vysvetliť tým, že tradičné tepelné elektrárne dosiahli hranicu svojej dokonalosti, ktorú určujú zákony termodynamiky a vlastnosti materiálov, z ktorých sú kotly a turbíny vyrobené. Od začiatku 70. rokov tieto technické faktory zhoršujú nové ekonomické a organizačné dôvody. Prudko sa zvýšili najmä kapitálové náklady, spomalilo sa tempo rastu dopytu po elektrickej energii, sprísnili sa požiadavky na ochranu životného prostredia pred škodlivými emisiami a predĺžil sa časový rámec realizácie projektov výstavby elektrární. V dôsledku toho prudko vzrástli náklady na výrobu elektriny z uhlia, ktoré mali dlhé roky klesajúci trend. Skutočne, 1 kW elektriny vyrobenej v nových tepelných elektrárňach teraz stojí viac ako v roku 1920 (v porovnateľných cenách).
Cenu tepelných elektrární spaľujúcich uhlie za posledných 20 rokov najviac ovplyvnili prísnejšie požiadavky na odstraňovanie plynných, resp.
tekutý a pevný odpad. Systémy čistenia plynu a odstraňovania popola v moderných tepelných elektrárňach dnes predstavujú 40 % kapitálových nákladov a 35 % prevádzkových nákladov. Z technického a ekonomického hľadiska je najvýznamnejším prvkom systému kontroly emisií jednotka odsírenia spalín, často nazývaná aj mokrý (skruber) systém. Mokrý zberač prachu (práčka) zachytáva oxidy síry, ktoré sú hlavnými znečisťujúcimi látkami vznikajúcimi pri spaľovaní uhlia.
Myšlienka mokrého zberu prachu je jednoduchá, ale v praxi sa ukazuje ako náročná a drahá. Alkalická látka, zvyčajne vápno alebo vápenec, sa zmieša s vodou a roztok sa nastrieka do prúdu spalín. Oxidy síry obsiahnuté v spalinách sú absorbované časticami alkálií a vypadávajú z roztoku vo forme inertného siričitanu alebo síranu vápenatého (sadry). Omietku možno ľahko odstrániť alebo ak je dostatočne čistá, možno ju predať ako Stavebný Materiál. V zložitejších a drahších čistiacich systémoch sa sadrový zvyšok môže premeniť na kyselinu sírovú alebo elementárnu síru, cennejšie chemické produkty. Od roku 1978 je vo všetkých budovaných tepelných elektrárňach s palivom z práškového uhlia povinná inštalácia práčok plynu. Výsledkom je, že energetický priemysel USA má teraz viac zariadení na čistenie práčok ako zvyšok sveta.
Náklady na systém práčky na nových staniciach sú zvyčajne 150 – 200 USD na 1 kW inštalovanej kapacity. Inštalácia práčok na existujúcich staniciach, pôvodne navrhnutých bez mokrého čistenia plynu, stojí o 10 – 40 % viac ako na nových staniciach. Prevádzkové náklady čističiek sú pomerne vysoké, bez ohľadu na to, či sú inštalované v starých alebo nových zariadeniach. Práčky produkujú obrovské množstvo sadrového kalu, ktorý sa musí uchovávať v usadzovacích nádržiach alebo likvidovať na skládkach, čo vytvára nový environmentálny problém. Napríklad tepelná elektráreň s výkonom 1000 MW, pracujúca na čiernom uhlí s obsahom 3 % síry, vyprodukuje za rok toľko kalu, že dokáže pokryť plochu 1 km2 vrstvou s hrúbkou asi 1 m.
Okrem toho systémy mokrého čistenia plynov spotrebúvajú veľa vody (pri 1000 MW zariadení je prietok vody asi 3800 l/min) a ich zariadenia a potrubia často podliehajú upchávaniu a korózii. Tieto faktory zvyšujú prevádzkové náklady a znižujú celkovú spoľahlivosť systému. Napokon, v systémoch práčky sa 3 až 8 % energie generovanej stanicou spotrebuje na pohon čerpadiel a odsávačov dymu a na ohrev spalín po čistení plynov, čo je potrebné na zabránenie kondenzácii a korózii v komínoch.
Rozšírené prijatie práčok v americkom energetickom priemysle nebolo jednoduché ani lacné. Prvé inštalácie čističiek boli podstatne menej spoľahlivé ako iné zariadenia závodu, takže komponenty systémov čističiek boli navrhnuté s veľkou mierou bezpečnosti a spoľahlivosti. Niektoré z ťažkostí spojených s inštaláciou a prevádzkou práčok plynu možno pripísať skutočnosti, že priemyselná aplikácia čistiacej technológie sa začala predčasne. Až teraz, po 25 rokoch skúseností, dosiahla spoľahlivosť systémov čističiek prijateľnú úroveň.
Náklady na tepelné elektrárne spaľujúce uhlie sa zvýšili nielen preto, že sú potrebné systémy na kontrolu emisií, ale aj preto, že samotné náklady na výstavbu raketovo vzrástli. Aj keď vezmeme do úvahy infláciu, jednotkové náklady na inštalovaný výkon uhoľných tepelných elektrární sú v súčasnosti trikrát vyššie ako v roku 1970. Za posledných 15 rokov „úspory z rozsahu“, t. j. výhody budovania veľkých elektrární, boli negované výrazným zvýšením stavebných nákladov . Časť tohto nárastu odráža vysoké náklady na financovanie dlhodobých kapitálových projektov.
Vplyv meškania projektov možno vidieť v japonských energetických spoločnostiach. Japonské firmy sú zvyčajne efektívnejšie ako ich americké náprotivky pri riešení organizačných, technických a finančných problémov, ktoré často oneskorujú uvedenie veľkých stavebných projektov do prevádzky. V Japonsku môže byť elektráreň postavená a uvedená do prevádzky za 30 – 40 mesiacov, zatiaľ čo v USA si elektráreň s rovnakou kapacitou zvyčajne vyžaduje 50 – 60 mesiacov. Pri takýchto dlhých časoch realizácie projektu sa náklady na nový závod vo výstavbe (a teda aj náklady na zmrazený kapitál) ukazujú ako porovnateľné s fixným kapitálom mnohých energetických spoločností v USA.
Energetické spoločnosti preto hľadajú spôsoby, ako znížiť náklady na výstavbu nových elektrární, najmä využitím modulárnych elektrární. nižší výkon, ktorý možno rýchlo prepraviť a nainštalovať do existujúcej stanice, aby uspokojil rastúci dopyt. Takéto zariadenia môžu byť uvedené do prevádzky v kratšom čase krátka doba a preto sa splácajú rýchlejšie, aj keď návratnosť investície zostáva konštantná. Inštalácia nových modulov iba vtedy, keď je potrebné zvýšiť kapacitu systému, môže viesť k čistým úsporám až 200 USD na kW, hoci pri používaní zariadení s nízkou spotrebou sa strácajú úspory z rozsahu.
Ako alternatívu k budovaniu nových zariadení na výrobu energie energetické spoločnosti tiež renovovali existujúce elektrárne, aby zlepšili ich výkon a predĺžili ich životnosť. Táto stratégia si prirodzene vyžaduje nižšie kapitálové náklady ako budovanie nových staníc. Tento trend je opodstatnený aj preto, že elektrárne postavené asi pred 30 rokmi ešte nie sú morálne zastarané. V niektorých prípadoch dokonca pracujú s vyššou účinnosťou, keďže nie sú vybavené práčkami. Staré elektrárne sú v energetickom sektore krajiny čoraz dôležitejšie. V roku 1970 malo iba 20 zariadení na výrobu elektriny v Spojených štátoch viac ako 30 rokov. Do konca storočia bude priemerný vek tepelných elektrární spaľujúcich uhlie 30 rokov.
Energetické spoločnosti tiež hľadajú spôsoby, ako znížiť prevádzkové náklady elektrární. Aby sa predišlo stratám energie, je potrebné včas varovať pred zhoršením výkonu v najkritickejších oblastiach zariadenia. Nepretržité monitorovanie stavu komponentov a systémov sa preto stáva dôležitou súčasťou prevádzkovej služby. Takéto nepretržité monitorovanie prirodzených procesov opotrebovania, korózie a erózie umožňuje prevádzkovateľom elektrární prijímať včasné opatrenia a predchádzať havarijným poruchám elektrární. Význam takýchto opatrení možno náležite oceniť, keď sa napríklad vezme do úvahy, že nútený výpadok 1000 MW uhoľnej elektrárne môže spôsobiť stratu 1 milión USD za deň pre elektrárenskú spoločnosť, najmä preto, že nevygenerovaná energia musí byť kompenzované dodávkou elektriny z drahších zdrojov.
Nárast jednotkových nákladov na dopravu a spracovanie uhlia a na odstraňovanie trosky spôsobil, že kvalita uhlia (určená obsahom vlhkosti, síry a iných minerálov) je dôležitým faktorom, ktorý určuje výkonové charakteristiky a ekonomiku tepelných elektrární. Hoci uhlie nízkej kvality môže stáť menej ako uhlie vysokej kvality, výroba rovnakého množstva elektrickej energie stojí podstatne viac. Náklady na prepravu väčších objemov nekvalitného uhlia môžu kompenzovať výhody jeho nižšej ceny. Okrem toho uhlie nízkej kvality zvyčajne produkuje viac odpadu ako uhlie vysokej kvality, a preto sú potrebné vyššie náklady na odstraňovanie trosky. Napokon zloženie uhlia nízkej kvality podlieha veľkým výkyvom, čo sťažuje „ladenie“. palivový systém stanice pracovať s čo najvyššou možnou účinnosťou; v tomto prípade musí byť systém nastavený tak, aby mohol fungovať s uhlím najhoršej očakávanej kvality.
V prevádzkovaných elektrárňach možno kvalitu uhlia zlepšiť alebo aspoň stabilizovať odstránením niektorých nečistôt, ako sú minerály obsahujúce síru, ešte pred spaľovaním. V čistiarňach sa rozdrvené „špinavé“ uhlie oddeľuje od nečistôt mnohými metódami, ktoré využívajú rozdiely v špecifickej hmotnosti alebo iných fyzikálnych vlastnostiach uhlia a nečistôt.
Napriek tomuto úsiliu zlepšiť výkon existujúcich tepelných elektrární spaľujúcich uhlie, Spojené štáty budú musieť do konca storočia pridať ďalších 150 000 MW kapacity na výrobu energie, ak dopyt po elektrine porastie očakávaným tempom 2,3 % ročne. . Aby uhlie zostalo konkurencieschopné na neustále sa rozširujúcom trhu s energiou, energetické spoločnosti budú musieť prijať nové, pokročilé metódy spaľovania uhlia, ktoré sú efektívnejšie ako tradičné metódy spaľovania uhlia, a to tromi kľúčovými spôsobmi: menšie znečistenie, kratšie časy výstavby zariadení a zlepšený výkon výkon..
 |
 |
| SPAĽOVANIE UHLIA VO FLUIDIFIKOVOM LOŽI znižuje potrebu pomocných zariadení na čistenie emisií elektrární. Fluidizovaná vrstva zmesi uhlia a vápenca vzniká v kotli prúdom vzduchu, v ktorom sa miešajú a suspendujú pevné častice, t.j. správajú sa ako vo vriacej kvapaline. Turbulentné miešanie zaisťuje úplné spálenie uhlia; v tomto prípade častice vápenca reagujú s oxidmi síry a zachytávajú asi 90 % týchto oxidov. Keďže sa výhrevné hady kotla priamo dotýkajú fluidného lôžka paliva, dochádza k tvorbe pary s vyššou účinnosťou ako v bežných parných kotloch na drvené uhlie. Okrem toho je teplota spaľovania uhlia vo fluidnom lôžku nižšia, čo zabraňuje taveniu kotlovej trosky a znižuje tvorbu oxidov dusíka. |
Splyňovanie uhlia sa môže uskutočniť zahrievaním zmesi uhlia a vody v kyslíkovej atmosfére. Produktom procesu je plyn pozostávajúci hlavne z oxidu uhoľnatého a vodíka. Keď je plyn ochladený, zbavený pevných častíc a odsírený, môže sa použiť ako palivo pre plynové turbíny a potom na výrobu pary pre parnú turbínu (kombinovaný cyklus). Zariadenie s kombinovaným cyklom vypúšťa do ovzdušia menej znečisťujúcich látok ako konvenčné tepelné zariadenie spaľujúce uhlie. |
V súčasnosti sa vyvíja viac ako tucet spôsobov spaľovania uhlia so zvýšenou účinnosťou a menším poškodzovaním životného prostredia. Najsľubnejšie z nich je spaľovanie vo fluidnom lôžku a splyňovanie uhlia. Spaľovanie podľa prvého spôsobu sa uskutočňuje v peci parného kotla, ktorý je konštruovaný tak, že drvené uhlie zmiešané s časticami vápenca je udržiavané nad roštom pece v zavesenom („pseudoskvapalnenom“) stave silným prúdom vzduchu. tok. Suspendované častice sa správajú v podstate rovnako ako vo vriacej kvapaline, to znamená, že sú v turbulentnom pohybe, čo zabezpečuje vysokú účinnosť spaľovacieho procesu. Vodné potrubia takéhoto kotla sú v priamom kontakte s „fluidným lôžkom“ horiaceho paliva, v dôsledku čoho sa veľká časť tepla prenáša vedením, čo je oveľa efektívnejšie ako prenos tepla sálaním a konvekciou. klasický parný kotol.
Kotol s ohniskom, kde sa uhlie spaľuje vo fluidnom lôžku, má väčšiu plochu teplovýmenných plôch rúrok ako bežný kotol pracujúci na práškové uhlie, čo umožňuje znížiť teplotu v ohnisku a tým znížiť tvorba oxidov dusíka. (Zatiaľ čo v bežnom kotle môže byť teplota nad 1650 °C, v kotli s fluidným spaľovaním je to v rozmedzí 780-870 °C.) Navyše vápenec zmiešaný s uhlím viaže 90 percent alebo viac uvoľnenej síry. z uhlia počas spaľovania, keďže nižšia prevádzková teplota podporuje reakciu medzi sírou a vápencom za vzniku siričitanu alebo síranu vápenatého. Týmto spôsobom sa látky škodlivé pre životné prostredie vznikajúce pri spaľovaní uhlia neutralizujú v mieste vzniku, teda v peci.
Okrem toho je fluidný spaľovací kotol svojou konštrukciou a princípom činnosti menej citlivý na kolísanie kvality uhlia. Pec bežného kotla na práškové uhlie produkuje obrovské množstvo roztavenej trosky, ktorá často upcháva teplovýmenné plochy a tým znižuje účinnosť a spoľahlivosť kotla. Vo fluidnom spaľovacom kotli uhlie horí pri teplote pod bodom topenia trosky a preto ani nevzniká problém so zanášaním výhrevných plôch troskou. Takéto kotly môžu fungovať aj na menej kvalitné uhlie, čo môže v niektorých prípadoch výrazne znížiť prevádzkové náklady.
Metóda fluidného spaľovania je ľahko implementovateľná v modulárnych kotloch s nízkym parným výkonom. Podľa niektorých odhadov môže byť investícia do tepelnej elektrárne s kompaktnými kotlami pracujúcimi na princípe fluidného lôžka o 10 – 20 % nižšia ako investícia do klasickej tepelnej elektrárne s rovnakým výkonom. Úspory sa dosahujú skrátením času výstavby. Okrem toho sa výkon takejto stanice môže ľahko zvýšiť, keď sa zvýši elektrické zaťaženie, čo je dôležité pre tie prípady, keď je jej rast v budúcnosti vopred neznámy. Zjednodušuje sa aj problém plánovania, pretože takéto kompaktné inštalácie je možné rýchlo nainštalovať, akonáhle vznikne potreba zvýšiť výrobu energie.
Kotly s fluidným spaľovaním môžu byť tiež integrované do existujúcich elektrární, keď je potrebné rýchlo zvýšiť výrobnú kapacitu. Napríklad energetická spoločnosť Northern States Power prerobila jeden z kotlov na práškové uhlie na stanici na ks. Minnesota vo fluidnom kotle. Rekonštrukcia bola vykonaná s cieľom zvýšiť kapacitu elektrárne o 40 %, znížiť požiadavky na kvalitu paliva (kotol môže fungovať aj na lokálny odpad), dôkladnejšie vyčistiť emisie a predĺžiť životnosť stanice na 40 rokov.
Za posledných 15 rokov sa technológia používaná v tepelných elektrárňach vybavených výlučne fluidnými spaľovacími kotlami rozšírila z malých pilotných a poloprevádzkových prevádzok na veľké „demonštračné“ prevádzky. Túto elektráreň s celkovou kapacitou 160 MW spoločne stavajú Tennessee Valley Authority, Duke Power a Commonwealth of Kentucky; Colorado-Ute Electric Association, Inc. uviedla do prevádzky elektráreň s výkonom 110 MW s fluidnými spaľovacími kotlami. Ak budú tieto dva projekty, ako aj North States Power's úspešné, spoločný podnik súkromného sektora s celkovým kapitálom približne 400 miliónov USD sa výrazne zníži ekonomické riziko spojené s používaním fluidných kotlov v energetickom priemysle.
Iným spôsobom, ktorý však už existoval vo viacerých v jednoduchej forme ešte v polovici 19. storočia došlo k splyňovaniu uhlia s výrobou plynu „čistého horenia“. Takýto plyn je vhodný na svietenie a kúrenie a v USA bol hojne využívaný pred 2. svetovou vojnou, kým ho nenahradil zemný plyn.
Spočiatku prilákalo splyňovanie uhlia pozornosť energetických spoločností, ktoré dúfali, že pomocou tejto metódy vznikne palivo, ktoré horí bez odpadu a tým sa zbaví prania. Teraz sa ukázalo, že splyňovanie uhlia má dôležitejšiu výhodu: horúce produkty spaľovania generátorového plynu možno priamo použiť na pohon plynových turbín. Odpadové teplo produktov spaľovania po plynovej turbíne možno využiť na výrobu pary na pohon parnej turbíny. Táto kombinácia plynových a parných turbín, nazývaná kombinovaný cyklus, je v súčasnosti jedným z najefektívnejších spôsobov výroby elektrickej energie.
Plyn získaný splyňovaním uhlia a zbavený síry a pevných častíc je výborným palivom pre plynové turbíny a podobne ako zemný plyn horí takmer bez odpadu. Vysoká účinnosť kombinovaného cyklu kompenzuje nevyhnutné straty spojené s premenou uhlia na plyn. Okrem toho zariadenie s kombinovaným cyklom spotrebuje podstatne menej vody, pretože dve tretiny energie vyrába plynová turbína, ktorá na rozdiel od parnej turbíny nepotrebuje vodu.
Životaschopnosť elektrární s kombinovaným cyklom fungujúcich na princípe splyňovania uhlia bola preukázaná skúsenosťami s prevádzkou stanice Southern California Edison „Cool Water“. Táto elektráreň s výkonom približne 100 MW bola uvedená do prevádzky v máji 1984. Môže pracovať na rôznych druhoch uhlia. Emisie zo stanice sa čistotou nelíšia od emisií zo susednej stanice zemného plynu. Obsah oxidov síry vo výfukových plynoch je udržiavaný výrazne pod požadovanou úrovňou pomocou pomocného systému regenerácie síry, ktorý odstraňuje takmer všetku síru obsiahnutú v privádzanom palive a produkuje čistú síru na priemyselné účely. Tvorbe oxidov dusíka sa predchádza pridaním vody do plynu pred spaľovaním, čím sa zníži teplota spaľovania plynu. Okrem toho sa zvyšné nespálené uhlie v splyňovači roztaví na inertný sklovitý materiál, ktorý po ochladení spĺňa kalifornské predpisy pre pevný odpad.
Okrem vyššej účinnosti a menšieho znečistenia životného prostredia majú elektrárne s kombinovaným cyklom ďalšiu výhodu: môžu byť postavené v niekoľkých etapách, takže inštalovaný výkon sa zvyšuje v blokoch. Táto flexibilita v stavebníctve znižuje riziko nadmerných alebo nedostatočných investícií spojených s neistým rastom dopytu po elektrickej energii. Napríklad prvý stupeň inštalovanej kapacity môže bežať na plynových turbínach a ako palivo používať ropu alebo zemný plyn namiesto uhlia, ak sú súčasné ceny týchto produktov nízke. Potom, ako rastie dopyt po elektrine, sa dodatočne uvádza do prevádzky kotol na odpadové teplo a parná turbína, čím sa zvýši nielen výkon, ale aj účinnosť stanice. Následne, keď sa opäť zvýši dopyt po elektrine, bude možné na stanici vybudovať splyňovacie zariadenie uhlia.
Úloha tepelných elektrární spaľujúcich uhlie je kľúčovou témou, keď hovoríme o o zachovaní prírodných zdrojov, ochrane životného prostredia a spôsoboch hospodárskeho rozvoja. Tieto aspekty daného problému nie sú nevyhnutne v rozpore. Skúsenosti s využívaním nových technologických postupov spaľovania uhlia ukazujú, že dokážu úspešne a súčasne riešiť problémy ochrany životného prostredia a znižovania nákladov na elektrickú energiu. Tento princíp bol zohľadnený v spoločnej americko-kanadskej správe o kyslých dažďoch zverejnenej minulý rok. Na základe návrhov správy v súčasnosti Kongres USA zvažuje vytvorenie veľkej národnej iniciatívy na demonštráciu a implementáciu procesov čistého spaľovania uhlia. Iniciatíva, ktorá bude spájať súkromný kapitál s federálnymi investíciami, má za cieľ priniesť nové procesy spaľovania uhlia, vrátane fluidných kotlov a splyňovačov, do širokého priemyselného využitia v 90. rokoch. Avšak ani pri rozšírenom využívaní nových procesov spaľovania uhlia v blízkej budúcnosti nemožno rastúci dopyt po elektrickej energii uspokojiť bez celého súboru koordinovaných opatrení na šetrenie elektriny, reguláciu jej spotreby a zvýšenie produktivity existujúcich tepelných elektrární pracujúcich na tradičné princípy. Neustále na programe sú ekonomické a ekologické problémy pravdepodobne povedie k úplne novému technologickému vývoju, ktorý sa zásadne líši od tých, ktoré sú tu opísané. V budúcnosti sa tepelné elektrárne spaľujúce uhlie môžu zmeniť na integrované podniky na spracovanie prírodných zdrojov. Takéto podniky budú spracovávať miestne palivá a iné prírodné zdroje a vyrábať elektrinu, teplo a rôzne produkty na základe potrieb miestnej ekonomiky. Okrem fluidných spaľovacích kotlov a zariadení na splyňovanie uhlia budú tieto podniky vybavené elektronickými technickými diagnostickými systémami a automatizovanými riadiacimi systémami a navyše budú profitovať z využívania väčšiny vedľajších produktov spaľovania uhlia.
Možnosti na zlepšenie ekonomických a environmentálnych faktorov výroby elektriny z uhlia sú teda veľmi široké. Včasné využitie týchto príležitostí však závisí od toho, či vláda dokáže presadzovať vyváženú politiku v oblasti výroby energie a ochrany životného prostredia, ktorá by vytvorila potrebné stimuly pre elektroenergetiku. Treba dbať na to, aby sa nové procesy spaľovania uhlia vyvíjali a zavádzali racionálne, v spolupráci s energetickými spoločnosťami, a nie tak, ako to bolo pri zavádzaní čistenia pracieho plynu. Toto všetko je možné dosiahnuť minimalizáciou nákladov a rizík prostredníctvom dobre premysleného návrhu, testovania a zlepšovania malých pilotných zariadení, po ktorých nasleduje rozsiahla komercializácia vyvinutých systémov.
Elektrická energia sa vyrába v elektrárňach využitím energie ukrytej v rôznych prírodných zdrojoch. Ako je možné vidieť z tabuľky. 1.2 k tomu dochádza najmä v tepelných elektrárňach (TPP) a jadrových elektrárňach (JE), ktoré pracujú podľa tepelného cyklu.
Typy tepelných elektrární
Tepelné elektrárne sa podľa druhu vyrobenej a uvoľnenej energie delia na dva hlavné typy: kondenzačné elektrárne (KVET), určené len na výrobu elektriny, a teplárne, prípadne kombinované teplárne (KVET). V blízkosti miest jeho výroby sú vybudované kondenzačné elektrárne na fosílne palivá a v blízkosti odberateľov tepla - priemyselných podnikov a obytných oblastí - teplárne. Kogeneračné jednotky tiež fungujú na fosílne palivá, ale na rozdiel od CPP vyrábajú elektrickú aj tepelnú energiu vo forme horúca voda a para na výrobné a vykurovacie účely. Medzi hlavné druhy paliva týchto elektrární patria: pevné - čierne uhlie, antracit, poloantracit, hnedé uhlie, rašelina, bridlica; kvapalné – vykurovací olej a plynné – prírodné, koksové, vysokopecné a pod. plynu.
Tabuľka 1.2. Výroba elektriny vo svete
|
Index |
2010 (predpoveď) |
||
|
Podiel elektrární na celkovom výkone, % JE Tepelná elektráreň na plyn TPP na vykurovací olej |
|||
|
Výroba elektriny podľa regiónu, % západná Európa Východná Európa Ázia a Austrália Amerika Stredný východ a Afrika |
|||
|
Inštalovaný výkon elektrární vo svete (celkom), GW Vrátane % JE Tepelná elektráreň na plyn TPP na vykurovací olej Tepelné elektrárne využívajúce uhlie a iné druhy paliva Vodné elektrárne a elektrárne využívajúce iné obnoviteľné druhy paliva |
|||
|
Výroba elektriny (celkom), miliardy kWh |
Jadrové elektrárne, prevažne kondenzačného typu, využívajú energiu jadrového paliva.
Podľa typu tepelnej elektrárne na pohon elektrického generátora sa elektrárne delia na parnú turbínu (STU), plynovú turbínu (GTU), kombinovaný cyklus (CCG) a elektrárne so spaľovacími motormi (ICE).
V závislosti od dĺžky prac TPP počas celého roka Na základe pokrytia harmonogramov energetického zaťaženia, charakterizovaného počtom hodín využívania inštalovaného výkonu τ na stanici, sa elektrárne zvyčajne klasifikujú na: základné (τ na stanici > 6000 h/rok); pološpičkový (τ na stanici = 2000 – 5000 h/rok); vrchol (τ pri sv< 2000 ч/год).
Základné elektrárne sú tie, ktoré väčšinu roka nesú maximálne možné stále zaťaženie. V globálnom energetickom priemysle sa jadrové elektrárne, vysoko úsporné tepelné elektrárne a tepelné elektrárne používajú ako základné elektrárne pri prevádzke podľa tepelného harmonogramu. Špičkové zaťaženia pokrývajú vodné elektrárne, prečerpávacie elektrárne, elektrárne s plynovou turbínou, ktoré majú manévrovateľnosť a mobilitu, t.j. rýchly štart a zastavenie. Špičkové elektrárne sú zapínané v hodinách, kedy je potrebné pokryť špičkovú časť denného harmonogramu elektrického zaťaženia. Elektrárne s polovičným špičkovým výkonom sa pri poklese celkového elektrického zaťaženia buď prevedú na znížený výkon, alebo sa dajú do rezervy.
Podľa technologickej štruktúry sa tepelné elektrárne delia na blokové a neblokové. Pri blokovej schéme hlavné a pomocné zariadenia parnej turbíny nemajú technologické prepojenia so zariadením inej inštalácie elektrárne. Pre elektrárne na fosílne palivá sa para do každej turbíny dodáva z jedného alebo dvoch kotlov, ktoré sú k nej pripojené. Pri neblokovej schéme TPP para zo všetkých kotlov vstupuje do spoločného hlavného potrubia a odtiaľ je distribuovaná do jednotlivých turbín.
V kondenzačných elektrárňach, ktoré sú súčasťou veľkých energetických systémov, sa používajú iba blokové systémy s medziprehrievaním pary. Používajú sa neblokové okruhy s krížovou väzbou pary a vody bez medziprehrievania.
Princíp činnosti a hlavné energetické charakteristiky tepelných elektrární
Elektrická energia v elektrárňach sa vyrába pomocou energie ukrytej v rôznych prírodných zdrojoch (uhlie, plyn, ropa, vykurovací olej, urán atď.), podľa pomerne jednoduchého princípu, ktorý využíva technológiu premeny energie. Všeobecná schéma tepelnej elektrárne (pozri obr. 1.1) odráža postupnosť takejto premeny jedného druhu energie na iný a využitie pracovnej tekutiny (voda, para) v cykle tepelnej elektrárne. Palivo (v tomto prípade uhlie) horí v kotle, ohrieva vodu a mení ju na paru. Para sa dodáva do turbín, ktoré premieňajú tepelnú energiu pary na mechanickú energiu a poháňajú generátory, ktoré vyrábajú elektrickú energiu (pozri časť 4.1).
Moderná tepelná elektráreň je komplexný podnik, vrátane veľké množstvo rôzne vybavenie. Zloženie zariadenia elektrárne závisí od zvoleného tepelného okruhu, druhu použitého paliva a typu vodovodného systému.
K hlavnému vybaveniu elektrárne patria: kotlové a turbínové agregáty s elektrickým generátorom a kondenzátorom. Tieto jednotky sú štandardizované z hľadiska výkonu, parametrov pary, produktivity, napätia a prúdu atď. Druh a množstvo hlavného zariadenia tepelnej elektrárne zodpovedá uvedenému výkonu a predpokladanému režimu prevádzky. K dispozícii je tiež pomocné zariadenie, ktoré sa používa na dodávku tepla spotrebiteľom a využitie pary turbíny na ohrev napájacej vody kotla a na uspokojenie vlastných potrieb elektrárne. Patria sem zariadenia pre palivové systémy, odvzdušňovacia a napájacia jednotka, kondenzačná jednotka, vykurovacia jednotka (pre tepelné elektrárne), systémy zásobovania technickou vodou, systémy zásobovania olejom, regeneračný ohrev napájacej vody, chemická úprava vody, rozvod a prenos elektriny (pozri oddiel 4).
Všetky parné turbíny využívajú regeneračný ohrev napájacej vody, čo výrazne zvyšuje tepelnú a celkovú účinnosť elektrárne, nakoľko v okruhoch s regeneračným ohrevom prúdy pary odvádzané z turbíny do regeneračných ohrievačov vykonávajú prácu bez strát v zdroji chladu. (kondenzátor). Zároveň pri rovnakom elektrickom výkone turbogenerátora klesá prietok pary v kondenzátore a v dôsledku toho aj účinnosť inštalácie pribúdajú.
Typ použitého parného kotla (pozri časť 2) závisí od typu paliva používaného v elektrárni. Na najbežnejšie palivá (fosílne uhlie, plyn, vykurovací olej, mlynská rašelina) sa používajú kotly v tvare U, T a vežovej dispozície a spaľovacou komorou riešenou vo vzťahu ku konkrétnemu druhu paliva. Na palivá s popolom s nízkou teplotou topenia sa používajú kotly s odstraňovaním tekutého popola. Zároveň sa dosiahne vysoký (až 90 %) zber popola v ohnisku a zníži sa abrazívne opotrebenie vykurovacích plôch. Z rovnakých dôvodov sa parné kotly so štvorťahovým usporiadaním používajú na palivá s vysokým obsahom popola, ako je bridlica a odpad z prípravy uhlia. Tepelné elektrárne zvyčajne využívajú bubnové alebo priamoprúdové kotly.
Turbíny a elektrické generátory sú spárované na výkonovej stupnici. Každá turbína má špecifický typ generátora. Pre blokové tepelné kondenzačné elektrárne výkon turbín zodpovedá výkonu blokov a počet blokov je daný daným výkonom elektrárne. Moderné bloky využívajú 150, 200, 300, 500, 800 a 1200 MW kondenzačné turbíny s prihrievaním pary.
V tepelných elektrárňach sa používajú turbíny (pozri pododdiel 4.2) s protitlakom (typ P), s kondenzačným a priemyselným odberom pary (typ P), s kondenzačným a jedným alebo dvoma odbermi ohrevu (typ T), ako aj s kondenzačným, priemyselným a pár odvodu kúrenia (typ PT). PT turbíny môžu mať aj jeden alebo dva výstupy vykurovania. Výber typu turbíny závisí od veľkosti a pomeru tepelného zaťaženia. V prípade prevahy vykurovacej záťaže je možné okrem PT turbín inštalovať turbíny typu T s odberom tepla a ak prevažuje priemyselná záťaž, tak aj turbíny typu PR a R s priemyselným odberom a protitlakom.
V súčasnosti sú v tepelných elektrárňach najčastejšie inštalácie s elektrickým výkonom 100 a 50 MW, pracujúce pri počiatočných parametroch 12,7 MPa, 540–560 °C. Pre tepelné elektrárne vo veľkých mestách boli vytvorené zariadenia s elektrickým výkonom 175–185 MW a 250 MW (s turbínou T-250-240). Zariadenia s turbínami T-250-240 sú modulárne a pracujú pri nadkritických počiatočných parametroch (23,5 MPa, 540/540°C).
Charakteristickým znakom prevádzky elektrární v sieti je, že celkové množstvo nimi generovanej elektrickej energie v každom okamihu musí plne zodpovedať spotrebovanej energii. Hlavná časť elektrární pracuje paralelne v jednotnej energetickej sústave, pokrývajúcej celkové elektrické zaťaženie sústavy a tepelná elektráreň súčasne pokrýva tepelné zaťaženie svojho areálu. Existujú miestne elektrárne navrhnuté tak, aby slúžili danej oblasti a neboli pripojené k všeobecnej elektrickej sieti.
Grafické znázornenie závislosti spotreby energie v čase je tzv graf elektrického zaťaženia. Denné grafy elektrickej záťaže (obr. 1.5) sa líšia v závislosti od ročného obdobia, dňa v týždni a sú zvyčajne charakterizované minimálnou záťažou v noci a maximálnou záťažou v špičkách (vrcholová časť grafu). Spolu s dennými grafmi majú veľký význam ročné grafy elektrického zaťaženia (obr. 1.6), ktoré sú zostavené na základe údajov z denných grafov.
Grafy elektrického zaťaženia sa používajú pri plánovaní elektrických záťaží elektrární a sústav, rozdeľovaní záťaží medzi jednotlivé elektrárne a bloky, pri výpočtoch pre výber zloženia pracovných a záložných zariadení, určenie potrebného inštalovaného výkonu a požadovanej rezervy, počtu a jednotky výkonu jednotiek, pri vypracovaní plánov opráv zariadení a stanovení rezervy na opravu a pod.
Zariadenie elektrárne pri prevádzke pri plnom zaťažení vyvíja svoje menovité resp tak dlho ako je to možné výkon (výkon), ktorý je hlavnou pasovou charakteristikou jednotky. Pri tomto maximálnom výkone (výkone) musí jednotka pracovať dlhú dobu pri nominálnych hodnotách hlavných parametrov. Jednou z hlavných charakteristík elektrárne je jej inštalovaný výkon, ktorý je definovaný ako súčet menovitých výkonov všetkých elektrocentrál a vykurovacích zariadení s prihliadnutím na rezervu.
Prevádzku elektrocentrály charakterizuje aj počet hodín používania inštalovaný výkon, ktorý závisí od režimu, v ktorom elektráreň pracuje. Pre elektrárne so základným zaťažením je počet hodín využívania inštalovanej kapacity 6000 – 7500 h/rok a pre elektrárne pracujúce v režime pokrytia špičkového zaťaženia – menej ako 2000 – 3000 h/rok.
Zaťaženie, pri ktorom jednotka pracuje s najväčšou účinnosťou, sa nazýva ekonomické zaťaženie. Menovité dlhodobé zaťaženie sa môže rovnať ekonomickému zaťaženiu. Niekedy je možné krátkodobo prevádzkovať zariadenie so záťažou o 10–20 % vyššou ako menovité zaťaženie pri nižšej účinnosti. Ak zariadenie elektrárne pracuje stabilne s návrhovým zaťažením pri nominálnych hodnotách hlavných parametrov alebo keď sa menia v prijateľných medziach, potom sa tento režim nazýva stacionárny.
Nazývajú sa prevádzkové režimy so stálym zaťažením, ale odlišným od konštrukčných, alebo s nestálym zaťažením nestacionárne alebo variabilné režimy. Vo variabilných režimoch zostávajú niektoré parametre nezmenené a majú nominálne hodnoty, zatiaľ čo iné sa menia v určitých prijateľných medziach. Pri čiastočnom zaťažení bloku teda môže zostať tlak a teplota pary pred turbínou nominálna, zatiaľ čo podtlak v kondenzátore a parametre pary v extrakciách sa budú meniť úmerne k zaťaženiu. Možné sú aj nestacionárne režimy, keď sa menia všetky hlavné parametre. Takéto režimy sa vyskytujú napríklad pri spúšťaní a zastavovaní zariadenia, vyklápaní a zvyšovaní zaťaženia turbogenerátora, pri prevádzke s posuvnými parametrami a nazývajú sa nestacionárne.
Tepelná záťaž elektrárne sa využíva pre technologické procesy a priemyselné inštalácie, na vykurovanie a vetranie priemyselných, bytových a verejných budov, vzduchotechniku a domáce potreby. Pre výrobné účely je zvyčajne potrebný tlak pary 0,15 až 1,6 MPa. Aby sa však znížili straty počas prepravy a zabránilo sa potrebe nepretržitého odvádzania vody z komunikácií, para sa z elektrárne uvoľňuje trochu prehriata. Tepelná elektráreň zvyčajne dodáva teplú vodu s teplotou 70 až 180°C pre vykurovanie, vetranie a domáce potreby.
Tepelná záťaž, určená spotrebou tepla pre výrobné procesy a potreby domácnosti (zásobovanie teplou vodou), závisí od teploty vonkajšieho vzduchu. V podmienkach Ukrajiny v lete je toto zaťaženie (rovnako ako elektrické) menšie ako v zime. Priemyselná a domáca tepelná záťaž sa počas dňa mení, okrem toho sa mení aj priemerná denná tepelná záťaž elektrárne, vynaložená na domáce potreby, počas pracovných dní a víkendov. Typické grafy zmien dennej tepelnej záťaže priemyselných podnikov a dodávky teplej vody do obytnej zóny sú na obrázkoch 1.7 a 1.8.
Efektívnosť prevádzky tepelných elektrární charakterizujú rôzne technické a ekonomické ukazovatele, z ktorých niektoré hodnotia dokonalosť tepelných procesov (účinnosť, spotreba tepla a paliva), iné charakterizujú podmienky, v ktorých tepelná elektráreň pracuje. Napríklad na obr. 1.9 (a,b) sú uvedené približné tepelné bilancie tepelných elektrární a CPP.
Ako je zrejmé z obrázkov, kombinovaná výroba elektrickej a tepelnej energie poskytuje výrazné zvýšenie tepelnej účinnosti elektrární v dôsledku zníženia tepelných strát v turbínových kondenzátoroch.
Najdôležitejšími a úplnými ukazovateľmi prevádzky tepelných elektrární sú náklady na elektrinu a teplo.
Tepelné elektrárne majú v porovnaní s inými typmi elektrární výhody aj nevýhody. Možno uviesť nasledujúce výhody TPP:
- relatívne voľné územné rozdelenie spojené so širokou distribúciou palivových zdrojov;
- schopnosť (na rozdiel od vodných elektrární) vyrábať energiu bez sezónnych výkyvov výkonu;
- oblasť odcudzenia a odňatia pôdy z ekonomického obehu na výstavbu a prevádzku tepelných elektrární je spravidla oveľa menšia ako oblasť potrebná pre jadrové elektrárne a vodné elektrárne;
- Tepelné elektrárne sa stavajú oveľa rýchlejšie ako vodné elektrárne či jadrové elektrárne a ich merné náklady na jednotku inštalovaného výkonu sú v porovnaní s jadrovými elektrárňami nižšie.
- Tepelné elektrárne majú zároveň veľké nevýhody:
- prevádzka tepelných elektrární si zvyčajne vyžaduje oveľa viac personálu ako vodné elektrárne, čo je spojené s udržiavaním veľmi rozsiahleho palivového cyklu;
- prevádzka tepelných elektrární závisí od dodávok palivových zdrojov (uhlie, vykurovací olej, plyn, rašelina, ropná bridlica);
- variabilné prevádzkové režimy tepelných elektrární znižujú účinnosť, zvyšujú spotrebu paliva a vedú k zvýšenému opotrebovaniu zariadení;
- existujúce tepelné elektrárne sa vyznačujú relatívne nízkou účinnosťou. (väčšinou do 40 %);
- Tepelné elektrárne majú priamy a nepriaznivý vplyv na životné prostredie a nie sú ekologickými zdrojmi elektrickej energie.
- Najväčšie škody na životnom prostredí okolitých regiónov spôsobujú uhoľné elektrárne, najmä uhlie s vysokým obsahom popola. Spomedzi tepelných elektrární sú „najčistejšie“ tie, ktoré vo svojom technologickom procese využívajú zemný plyn.
Tepelné elektrárne na celom svete podľa odborníkov ročne vypustia okolo 200–250 miliónov ton popola, viac ako 60 miliónov ton oxidu siričitého, veľké množstvo oxidov dusíka a oxidu uhličitého (spôsobuje tzv. skleníkový efekt a vedie k -term globálna klimatická zmena), do atmosféry.absorbuje veľké množstvo kyslíka. Okrem toho sa teraz zistilo, že prebytočné radiačné pozadie v okolí tepelných elektrární prevádzkovaných na uhlie je vo svete v priemere 100-krát vyššie ako v blízkosti jadrových elektrární rovnakého výkonu (uhlie takmer vždy obsahuje urán, tórium a rádioaktívny izotop uhlíka ako stopové nečistoty). Dobre vyvinuté technológie výstavby, vybavenia a prevádzky tepelných elektrární, ako aj nižšie náklady na ich výstavbu však vedú k tomu, že tepelné elektrárne tvoria prevažnú časť svetovej výroby elektriny. Z tohto dôvodu sa veľká pozornosť venuje zlepšovaniu technológií TPP a znižovaniu ich negatívneho vplyvu na životné prostredie na celom svete (pozri časť 6).
Hlavným typom elektrární v Rusku sú tepelné elektrárne (CHP). Tieto zariadenia vyrábajú približne 67 % elektrickej energie v Rusku. Ich umiestnenie je ovplyvnené faktormi paliva a spotreby. Najvýkonnejšie elektrárne sa nachádzajú v miestach, kde sa vyrába palivo. Tepelné elektrárne využívajúce vysokokalorické prenosné palivo sú zamerané na spotrebiteľov.
Tepelné elektrárne využívajú široko dostupné zdroje paliva, sú relatívne voľne umiestnené a sú schopné vyrábať elektrinu bez sezónnych výkyvov. Ich výstavba sa vykonáva rýchlo a vyžaduje menšie náklady na prácu a materiál. Ale TPP má značné nevýhody. Využívajú neobnoviteľné zdroje, majú nízku účinnosť (30 – 35 %) a mimoriadne negatívne ovplyvňujú životné prostredie. Tepelné elektrárne na celom svete ročne vypustia do atmosféry 200 – 250 miliónov ton popola a asi 60 miliónov ton oxidu siričitého 6 a absorbujú aj obrovské množstvá kyslíka. Zistilo sa, že uhlie v mikrodávkach takmer vždy obsahuje U 238, Th 232 a rádioaktívny izotop uhlíka. Väčšina tepelných elektrární v Rusku nie je vybavená efektívne systémyčistenie spalín od oxidov síry a dusíka. Hoci zariadenia na zemný plyn sú z hľadiska životného prostredia oveľa čistejšie ako elektrárne na uhlie, bridlicu a vykurovací olej, inštalácia plynovodov (najmä v severných regiónoch) poškodzuje životné prostredie.
Tepelná elektráreň je komplex zariadení a zariadení, ktoré premieňajú energiu paliva na elektrickú a (vo všeobecnosti) tepelnú energiu.
Tepelné elektrárne sa vyznačujú veľkou rozmanitosťou a možno ich klasifikovať podľa rôznych kritérií.
1. Podľa účelu a druhu dodávanej energie sa elektrárne delia na regionálne a priemyselné.
Okresné elektrárne sú samostatné verejné elektrárne, ktoré slúžia všetkým typom spotrebiteľov v regióne (priemyselné podniky, doprava, obyvateľstvo a pod.). Okresné kondenzačné elektrárne, ktoré vyrábajú najmä elektrickú energiu, si často zachovávajú svoj historický názov – GRES (štátne okresné elektrárne). Okresné elektrárne, ktoré vyrábajú elektrickú a tepelnú energiu (vo forme pary alebo horúcej vody), sa nazývajú kombinované teplárne (KVET). Kogeneračné jednotky sú zariadenia na kombinovanú výrobu elektriny a tepla. Ich účinnosť dosahuje 70% oproti 30-35% pre IES. Kogeneračné zariadenia sú viazané na spotrebiteľov, pretože Polomer prestupu tepla (para, horúca voda) je 15-20 km. Maximálny výkon zariadenia na kombinovanú výrobu tepla a elektriny je nižší ako výkon zariadenia na výrobu elektriny a tepla.
Štátne okresné elektrárne a okresné tepelné elektrárne majú spravidla výkon viac ako 1 milión kW.
Priemyselné elektrárne sú elektrárne, ktoré dodávajú tepelnú a elektrickú energiu konkrétnym výrobným podnikom alebo ich komplexu, napríklad chemický výrobný závod. Priemyselné elektrárne sú súčasťou priemyselných podnikov, ktorým slúžia. Ich kapacita je daná potrebami priemyselných podnikov na tepelnú a elektrickú energiu a je spravidla výrazne nižšia ako v okresných tepelných elektrárňach. Priemyselné elektrárne často pracujú na všeobecnej elektrickej sieti, ale nie sú podriadené dispečerovi energetického systému. Nižšie sú uvažované iba okresné elektrárne.
2. Tepelné elektrárne sa podľa druhu použitého paliva delia na elektrárne na organické palivo a jadrové palivo.
Tepelné elektrárne na fosílne palivá sú tzv kondenzačné elektrárne (CPS). Jadrové palivo sa používa v jadrových elektrárňach (JE). V tomto zmysle sa bude tento pojem ďalej používať, hoci tepelné elektrárne, jadrové elektrárne, elektrárne s plynovou turbínou (GTPP) a elektrárne s kombinovaným cyklom (CGPP) sú tiež tepelné elektrárne pracujúce na princípe premeny tepelnej energie. energie na elektrickú energiu.
Primárnu úlohu medzi tepelnými zariadeniami zohrávajú kondenzačné elektrárne (CPS). Tíhnú k zdrojom aj spotrebiteľom paliva, a preto sú veľmi rozšírené. Čím väčší je IES, tým ďalej môže prenášať elektrickú energiu, t.j. So zvyšujúcim sa výkonom sa zvyšuje vplyv palivového a energetického faktora.
Ako organické palivo pre tepelné elektrárne sa používajú plynné, kvapalné a tuhé palivá. Zameranie na palivové základne sa vyskytuje v prítomnosti lacných a neprepraviteľných zdrojov palív (hnedé uhlie z Kansk-Achinskej panvy) alebo v prípade elektrární využívajúcich rašelinu, bridlicu a vykurovací olej (takéto CPP sú zvyčajne spojené s centrami na rafináciu ropy ). Väčšina tepelných elektrární v Rusku, najmä v európskej časti, spotrebováva zemný plyn ako hlavné palivo a vykurovací olej ako záložné palivo, ktoré používa kvôli vysokej cene len v extrémnych prípadoch; Takéto tepelné elektrárne sa nazývajú elektrárne na plynový olej. V mnohých regiónoch, hlavne v ázijskej časti Ruska, je hlavným palivom energetické uhlie – nízkokalorické uhlie alebo vysokokalorický uhoľný odpad (antracitové uhlie – AS). Keďže sa takéto uhlie pred spaľovaním melú v špeciálnych mlynoch do prašného stavu, nazývajú sa takéto tepelné elektrárne práškové uhlie.
3. Podľa typu tepelných elektrární používaných v tepelných elektrárňach na premenu tepelnej energie na mechanickú energiu otáčania rotorov turbínových jednotiek sa rozlišujú parné turbíny, plynové turbíny a elektrárne s kombinovaným cyklom.
Základom elektrární s parnou turbínou sú parné turbínové jednotky (STU), ktoré využívajú na premenu tepelnej energie na mechanickú energiu najzložitejší, najvýkonnejší a mimoriadne pokrokový energetický stroj - parnú turbínu. PTU je hlavným prvkom tepelných elektrární, kogenerácií a jadrových elektrární.
Tepelné elektrárne s plynovou turbínou (GTPP) sú vybavené jednotkami plynových turbín (GTU) na plynné alebo v extrémnych prípadoch kvapalné (nafta) palivo. Pretože teplota plynov za zariadením s plynovou turbínou je pomerne vysoká, môžu sa použiť na dodávku tepelnej energie externým spotrebiteľom. Takéto elektrárne sa nazývajú GTU-CHP. V súčasnosti je v Rusku jedna elektráreň s plynovou turbínou (GRES-3 pomenovaná podľa Klassona, Elektrogorsk, Moskovská oblasť) s výkonom 600 MW a jedna kogeneračná elektráreň s plynovou turbínou (v meste Elektrostal, Moskovská oblasť).
Tepelné elektrárne s kombinovaným cyklom sú vybavené jednotkami plynových turbín s kombinovaným cyklom (CCGT), ktoré sú kombináciou jednotiek plynovej turbíny a jednotiek parnej turbíny, čo umožňuje vysokú účinnosť. Zariadenia CCGT-CHP môžu byť navrhnuté ako kondenzačné zariadenia (CCP-CHP) a s dodávkou tepelnej energie (CCP-CHP). V Rusku je v prevádzke iba jeden CCGT-CHP (PGU-450T) s výkonom 450 MW. Štátna okresná elektráreň Nevinnomyssk prevádzkuje energetický blok PGU-170 s výkonom 170 MW a v Južnej tepelnej elektrárni Petrohradu je energetický blok PGU-300 s výkonom 300 MW.
4. Tepelné elektrárne sa podľa technologickej schémy parovodov delia na blokové tepelné elektrárne a tepelné elektrárne s priečnymi prepojeniami.
Modulárne tepelné elektrárne pozostávajú zo samostatných, spravidla rovnakého typu, elektrární – energetických jednotiek. V pohonnej jednotke každý kotol dodáva paru len do svojej turbíny, z ktorej sa po kondenzácii vracia len do svojho kotla. Všetky výkonné štátne okresné elektrárne a tepelné elektrárne, ktoré majú takzvané medziprehrievanie pary, sú postavené podľa blokovej schémy. Prevádzka kotlov a turbín na tepelných elektrárňach s priečnym prepojením je zabezpečená inak: všetky kotly tepelnej elektrárne dodávajú paru do jedného spoločného parovodu (kolektora) a sú z neho napájané všetky parné turbíny tepelnej elektrárne. Podľa tejto schémy sú vybudované CES bez medziprehrievania a takmer všetky kogeneračné jednotky s podkritickými počiatočnými parametrami pary.
5. Na základe úrovne počiatočného tlaku sa rozlišujú tepelné elektrárne podkritického tlaku a nadkritického tlaku (SCP).
Kritický tlak je 22,1 MPa (225,6 at). V ruskom teplárenskom a energetickom priemysle sú počiatočné parametre štandardizované: tepelné elektrárne a elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny sú postavené pre podkritický tlak 8,8 a 12,8 MPa (90 a 130 atm) a pre SKD - 23,5 MPa (240 atm) . TPP s nadkritickými parametrami sa z technických dôvodov vykonávajú s medziprehrievaním a podľa blokovej schémy. Tepelné elektrárne alebo elektrárne na kombinovanú výrobu elektriny a tepla sa často stavajú v niekoľkých etapách – v radoch, ktorých parametre sa s uvedením každej novej fázy do prevádzky zlepšujú.
Uvažujme typickú kondenzačnú tepelnú elektráreň na organické palivo (obr. 3.1).
Ryža. 3.1. Tepelná bilancia plyn-olej a
práškové uhlie (čísla v zátvorkách) tepelná elektráreň
Palivo sa dodáva do kotla a na jeho spaľovanie sa tu privádza okysličovadlo - vzduch obsahujúci kyslík. Vzduch sa odoberá z atmosféry. Na úplné spálenie 1 kg paliva je v závislosti od zloženia a spaľovacieho tepla potrebných 10 – 15 kg vzduchu, a preto je vzduch aj prirodzenou „surovinou“ na výrobu elektrickej energie, ktorá sa dodáva do spaľovacieho zariadenia. zóny je potrebné mať výkonné vysokovýkonné kompresory. V dôsledku chemickej spaľovacej reakcie, pri ktorej sa uhlík C paliva mení na oxidy CO 2 a CO, vodík H 2 na vodnú paru H 2 O, síra S na oxidy SO 2 a SO 3 atď. vznikajú produkty – zmes rôznych plynov s vysokou teplotou. Práve tepelná energia produktov spaľovania palív je zdrojom elektriny vyrábanej tepelnými elektrárňami.
Ďalej sa vo vnútri kotla prenáša teplo zo spalín do vody pohybujúcej sa vo vnútri potrubia. Žiaľ, nie všetku tepelnú energiu uvoľnenú v dôsledku spaľovania paliva je možné z technických a ekonomických dôvodov preniesť do vody. Splodiny spaľovania paliva (splodiny) ochladené na teplotu 130–160 °C opúšťajú tepelnú elektráreň komínom. Podiel tepla odvádzaného spalinami je v závislosti od druhu použitého paliva, prevádzkového režimu a kvality prevádzky 5–15 %.
Časť tepelnej energie, ktorá zostáva vo vnútri kotla a prenáša sa do vody, zabezpečuje tvorbu pary s vysokými počiatočnými parametrami. Táto para sa posiela do parnej turbíny. Na výstupe z turbíny sa pomocou zariadenia nazývaného kondenzátor udržiava hlboké vákuum: tlak za parnou turbínou je 3–8 kPa (pripomeňme, že atmosférický tlak je na úrovni 100 kPa). Preto para, ktorá vstupuje do turbíny s vysokým tlakom, sa pohybuje do kondenzátora, kde je tlak nízky, a expanduje. Práve expanzia pary zabezpečuje premenu jej potenciálnej energie na mechanickú prácu. Parná turbína je navrhnutá tak, že expanzná energia pary sa premieňa na rotáciu jej rotora. Rotor turbíny je spojený s rotorom elektrického generátora, v statorových vinutiach ktorého vzniká elektrická energia, ktorá predstavuje koncovú užitočný produkt(produkt) fungovania tepelných elektrární.
Kondenzátor, ktorý nielenže zabezpečuje nízky tlak za turbínou, ale tiež spôsobuje kondenzáciu pary (premenu na vodu), vyžaduje na prevádzku veľké množstvo studenej vody. Ide o tretí typ „suroviny“ dodávanej do tepelných elektrární a pre prevádzku tepelných elektrární nie je o nič menej dôležitý ako palivo. Preto sa tepelné elektrárne budujú buď v blízkosti existujúcich prírodných zdrojov vody (rieka, more), alebo sa budujú zdroje umelé (chladiace jazierko, vzduchové chladiace veže a pod.).
K hlavným stratám tepla v tepelných elektrárňach dochádza v dôsledku prenosu kondenzačného tepla do chladiacej vody, ktorá ho následne uvoľňuje životné prostredie. Viac ako 50 % tepla dodávaného do tepelnej elektrárne s palivom sa stráca s teplom chladiacej vody. Výsledkom je navyše tepelné znečistenie prostredia.
Časť tepelnej energie paliva sa spotrebuje vo vnútri tepelnej elektrárne buď vo forme tepla (napríklad na ohrev vykurovacieho oleja dodávaného do tepelnej elektrárne v hustej forme v železničných cisternách), alebo vo forme elektriny ( napríklad na pohon elektromotorov čerpadiel na rôzne účely). Táto časť strát sa nazýva vlastné potreby.
Pre normálnu prevádzku tepelných elektrární je okrem „surovín“ (palivo, chladiaca voda, vzduch) potrebné množstvo ďalších materiálov: olej na prevádzku mazacích systémov, reguláciu a ochranu turbín, činidlá (živice) na čistenie pracovnej kvapaliny, početné opravné materiály.
Napokon výkonné tepelné elektrárne obsluhuje veľké množstvo personálu, ktorý zabezpečuje nepretržitú prevádzku, Údržba zariadenia, rozbor technicko-ekonomických ukazovateľov, zásobovanie, riadenie a pod. Orientačne môžeme predpokladať, že na 1 MW inštalovaného výkonu je potrebná 1 osoba, a teda počet zamestnancov výkonnej tepelnej elektrárne je niekoľko tisíc ľudí. Každá elektráreň s kondenzačnou parnou turbínou obsahuje štyri požadované prvky:
· energetický kotol alebo jednoducho kotol, do ktorého sa privádza napájacia voda pod vysokým tlakom, palivo a atmosférický vzduch na spaľovanie. Spaľovací proces prebieha v peci kotla – chemická energia paliva sa premieňa na tepelnú a sálavú energiu. Napájacia voda prúdi cez potrubný systém umiestnený vo vnútri kotla. Horiace palivo je výkonným zdrojom tepla, ktoré sa prenáša do napájacej vody. Ten sa zahreje na bod varu a odparí sa. Vzniknutá para v tom istom kotli sa prehreje nad bod varu. Táto para s teplotou 540°C a tlakom 13–24 MPa sa privádza do parnej turbíny jedným alebo viacerými potrubiami;
· turbínová jednotka pozostávajúca z parnej turbíny, elektrického generátora a budiča. Parná turbína, v ktorej para expanduje na veľmi nízky tlak (asi 20-krát menší ako je atmosférický tlak), premieňa potenciálnu energiu stlačenej a ohriatej pary na kinetickú energiu otáčania rotora turbíny. Turbína poháňa elektrický generátor, ktorý premieňa kinetickú energiu otáčania rotora generátora na elektrický prúd. Elektrický generátor pozostáva zo statora, v ktorého elektrických vinutiach sa generuje prúd, a rotora, ktorý je rotačným elektromagnetom napájaným budičom;
· kondenzátor slúži na kondenzáciu pary prichádzajúcej z turbíny a vytvorenie hlbokého podtlaku. To umožňuje veľmi výrazne znížiť spotrebu energie na následné stlačenie výslednej vody a zároveň zvýšiť účinnosť pary, t.j. získať viac energie z pary generovanej kotlom;
· napájacie čerpadlo na dodávanie napájacej vody do kotla a vytváranie vysokého tlaku pred turbínou.
V PTU teda nad pracovnou tekutinou prebieha nepretržitý cyklus premeny chemickej energie spáleného paliva na elektrickú energiu.
Okrem uvedených prvkov skutočná odborná škola navyše obsahuje veľké čísločerpadlá, výmenníky tepla a ďalšie zariadenia potrebné na zvýšenie jeho účinnosti. Technologický proces výroba elektriny v plynových tepelných elektrárňach je znázornená na obr. 3.2.
Hlavnými prvkami uvažovanej elektrárne (obr. 3.2) sú kotolňa, ktorá vyrába paru vysokých parametrov; turbína alebo jednotka parnej turbíny, ktorá premieňa teplo pary na mechanickú energiu otáčania rotora turbíny, a elektrické zariadenia (elektrický generátor, transformátor atď.), ktoré zabezpečujú výrobu elektriny.
Hlavným prvkom inštalácie kotla je kotol. Plyn na prevádzku kotla je privádzaný z rozvodnej stanice plynu napojenej na hlavný plynovod (na obrázku nie je znázornený) do distribučného bodu plynu (HDP) 1. Tu je jeho tlak znížený na niekoľko atmosfér a je privádzaný do horákov. 2 umiestnené v spodnej časti kotla (takéto horáky sa nazývajú ohniská).
Ryža. 3.2. Technologický proces výroby elektriny v plynových tepelných elektrárňach
Samotný kotol je konštrukcie v tvare U s plynovými potrubiami obdĺžnikového prierezu. Jeho ľavá časť sa nazýva ohnisko. Vnútro ohniska je voľné a horí v ňom palivo, v tomto prípade plyn. Na tento účel špeciálne dúchadlo 28 nepretržite dodáva horúci vzduch do horákov, ohrievaný v ohrievači vzduchu 25. Na obr. Na obrázku 3.2 je znázornený takzvaný rotačný ohrievač vzduchu, ktorého akumulačný obal je v prvej polovici otáčky ohrievaný výfukovými plynmi a v druhej polovici otáčky ohrieva vzduch prichádzajúci z atmosféry. Na zvýšenie teploty vzduchu sa využíva recirkulácia: časť spalín opúšťajúcich kotol využíva špeciálny recirkulačný ventilátor 29 dodávaný do hlavného vzduchu a zmiešaný s ním. Horúci vzduch sa zmiešava s plynom a cez horáky kotla sa privádza do jeho ohniska - komory, v ktorej horí palivo. Pri horení vzniká pochodeň, ktorá je silným zdrojom žiarivej energie. Pri horení paliva sa teda jeho chemická energia premieňa na tepelnú a žiarivú energiu horáka.
Steny pece sú lemované sitami 19 - potrubiami, do ktorých je napájacia voda privádzaná z ekonomizéra 24. Na schéme je znázornený takzvaný priamoprúdový kotol, v sitách ktorého sa napája voda, prechádzajúca potrubným systémom kotla iba raz. , sa zahrieva a odparuje, pričom sa mení na suchú nasýtenú paru. Široko používané sú bubnové kotly, v ktorých sitoch opakovane cirkuluje napájacia voda a v bubne sa oddeľuje para od kotlovej vody.
Priestor za ohniskom kotla je pomerne husto vyplnený rúrkami, v ktorých sa pohybuje para alebo voda. Z vonkajšej strany sú tieto rúry obmývané horúcimi spalinami, ktoré sa pri pohybe ku komínu 26 postupne ochladzujú.
Suchá nasýtená para vstupuje do hlavného prehrievača, ktorý pozostáva zo stropu 20, sita 21 a konvekčných 22 prvkov. V hlavnom prehrievači sa zvyšuje jeho teplota a tým aj potenciálna energia. Para s vysokými parametrami získaná na výstupe z konvekčného prehrievača opúšťa kotol a parným potrubím vstupuje do parnej turbíny.
Výkonná parná turbína sa zvyčajne skladá z niekoľkých samostatných turbín - valcov.
Do prvého valca - vysokotlakového valca (HPC) je privádzaná para priamo z kotla, a preto má vysoké parametre (pre SKD turbíny - 23,5 MPa, 540 °C, t.j. 240 at/540 °C). Na výstupe z HPC je tlak pary 3–3,5 MPa (30–35 at) a teplota 300–340 °C. Ak by para pokračovala v expanzii v turbíne nad tieto parametre až na tlak v kondenzátore, zvlhla by natoľko, že dlhodobá prevádzka turbíny by bola znemožnená erozívnym opotrebovaním jej častí v poslednom valci. Preto sa z HPC relatívne studená para vracia späť do kotla v takzvanom medziprehrievači 23. V ňom para opäť prichádza pod vplyvom horúcich plynov kotla, jej teplota stúpne na počiatočnú (540 st. °C). Výsledná para sa posiela do stredotlakového valca (MPC) 16. Po expanzii v MPC na tlak 0,2–0,3 MPa (2–3 at) para vstupuje do jedného alebo viacerých rovnakých nízkotlakových valcov (LPC) 15.
Para pri expanzii v turbíne otáča svoj rotor, spojený s rotorom elektrického generátora 14, v statorových vinutiach, v ktorých sa generuje elektrický prúd. Transformátor zvyšuje svoje napätie, aby sa znížili straty v elektrických vedeniach, časť vytvorenej energie odovzdá na napájanie vlastných potrieb tepelnej elektrárne a zvyšok elektriny uvoľní do elektrizačnej sústavy.
Kotol aj turbína môžu pracovať len pri veľmi vysoká kvalita napájacia voda a para, umožňujúce len nepatrné prímesi iných látok. Navyše spotreba pary je enormná (napr. v elektrárni 1200 MW sa vyparí viac ako 1 tona vody, prejde turbínou a skondenzuje za 1 sekundu). Preto je normálna prevádzka pohonnej jednotky možná len vytvorením uzavretého cyklu obehu pracovnej tekutiny vysokej čistoty.
Para opúšťajúca turbínu LPC vstupuje do kondenzátora 12 - výmenníka tepla, cez ktorého rúrky nepretržite prúdi privádzaná chladiaca voda. obehové čerpadlo 9 z rieky, nádrže alebo špeciálneho chladiaceho zariadenia (chladiaca veža).
Chladiaca veža je železobetónová dutá výfuková veža (obr. 3.3) vysoká až 150 ma výstupný priemer 40–70 m, ktorá vytvára gravitáciu pre vzduch vstupujúci zdola cez panely na vedenie vzduchu.
Vo vnútri chladiacej veže vo výške 10–20 m je inštalované zavlažovacie (sprinklerové) zariadenie. Vzduch pohybujúci sa nahor spôsobuje, že sa niektoré kvapôčky (približne 1,5 – 2 %) odparia, čím sa ochladzuje voda prichádzajúca z kondenzátora a zohriata v ňom. Ochladená voda sa zhromažďuje dole v bazéne, prúdi do prednej komory 10 a odtiaľ je privádzaná do kondenzátora 12 obehovým čerpadlom 9 (obr. 3.2).
| Ryža. 3.3. Návrh chladiacej veže s prirodzeným ťahom |
| Ryža. 3.4. Vzhľad vežová chladiaca veža |
Spolu s cirkulačnou vodou sa využíva priamoprúdový prívod vody, pri ktorom chladiaca voda vstupuje do kondenzátora z rieky a odvádza sa do neho po prúde. Para prichádzajúca z turbíny do medzikružia kondenzátora kondenzuje a steká dole; Vzniknutý kondenzát je privádzaný čerpadlom kondenzátu 6 cez skupinu nízkotlakových regeneračných ohrievačov (LPH) 3 do odvzdušňovača 8. V LPH sa teplota kondenzátu zvyšuje v dôsledku kondenzačného tepla pary odoberanej z turbína. To umožňuje znížiť spotrebu paliva v kotle a zvýšiť účinnosť elektrárne. V odvzdušňovači 8 dochádza k odvzdušňovaniu – k odstráneniu v ňom rozpustených plynov, ktoré narúšajú činnosť kotla. Nádrž odvzdušňovača je zároveň nádobou na napájaciu vodu kotla.
Z odvzdušňovača je napájacia voda privádzaná do skupiny vysokotlakových ohrievačov (HPH) napájacím čerpadlom 7 poháňaným elektromotorom alebo špeciálnou parnou turbínou.
Regeneračný ohrev kondenzátu v HDPE a HDPE je hlavným a veľmi výnosným spôsobom zvýšenia účinnosti tepelných elektrární. Para, ktorá expandovala v turbíne od vstupu do extrakčného potrubia, vytvorila určitý výkon a po vstupe do regeneračného ohrievača odovzdala svoje kondenzačné teplo napájacej vode (a nie chladiacej vode!), čím sa zvýšila jej teplota a tým úspora spotreby paliva v kotle. Teplota napájacej vody kotla za HPH, t.j. pred vstupom do kotla je 240–280°C, v závislosti od počiatočných parametrov. Tým sa uzatvára technologický paro-vodný cyklus premeny chemickej energie paliva na mechanickú energiu otáčania rotora turbíny.