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 – ekologický a ekonomický. "Kyslík. ŽIVOT" sa bližšie pozreli na najväčšie uhoľné tepelné elektrárne v Rusku, ktoré sa nikto nechystá zatvárať.
Zavrieť o desať rokov
Climate Analytics naďalej trvá na tom, že na dosiahnutie cieľov Parížskej dohody o zmene klímy budú musieť krajiny EÚ zatvoriť takmer všetky existujúce tepelné elektrárne spaľujúce uhlie. Energetický sektor v Európe potrebuje úplnú dekarbonizáciu, keďže významná 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 na zníženie emisií skleníkových plynov a takéto opatrenia prinesú 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. Geograficky sú rozmiestnené, samozrejme, nie rovnomerne. Celkovo však čierne uhlie a lignit (lignit) 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.
„Ďalšie využitie uhlia na výrobu elektriny nie je zlučiteľné s realizáciou cieľa výrazného zníženia emisií skleníkových plynov. Preto musí EÚ vypracovať stratégiu na postupné vyraďovanie uhlia rýchlejšie, ako sa to deje v súčasnosti,“ uzatvára Climate Analytics. V opačnom prípade sa celkové emisie v celej EÚ do roku 2050 zvýšia o 85 %. Modelovanie Climate Analytics ukázalo, že 25 % v súčasnosti prevádzkovaných uhoľných elektrární by malo 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 „zásadnou otázkou je, 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 správnym tempom. Ale z pohľadu politikov, majiteľov podnikov a iných zainteresovaných strán je vypracovanie takýchto kritérií rozhodujúcim momentom pri rozhodovaní.“
Climate Analytics navrhuje dve možné stratégie na úplné eliminovanie používania uhlia pri výrobe elektriny. Prvým je najskôr zatvoriť tie tepelné elektrárne, ktoré vedú z hľadiska emisií skleníkových plynov. Druhou stratégiou je zatvorenie staníc, ktoré sú z obchodného hľadiska najmenej hodnotné. Ku každej stratégii bola nakreslená 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 druhom - tiež Poľsko a Dánsko.
Neexistuje jednota
Climate Analytics tiež zaznamenal roky uzavretia všetkých 300 staníc v súlade s dvoma stratégiami. Je zrejmé, že tieto roky sa výrazne líšia od prevádzkových podmienok týchto staníc v bežnom režime (tzv. BAU - businnes as always). Napríklad najväčšia európska stanica Belchatov v Poľsku (s kapacitou viac ako 4,9 GW) môže fungovať minimálne do roku 2055; pričom sa navrhuje, aby bola uzavretá do roku 2027 – rovnaké obdobie podľa akéhokoľvek scenára.
Vo všeobecnosti je to 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 energetika je z 80 % závislá od uhlia, s takýmto vývojom udalostí pravdepodobne nebude spokojné (pripomeňme, že táto krajina sa dokonca chystá na súde napadnúť klimatické záväzky, ktoré jej ukladá EÚ). Ďalších päť staníc z Top 20 je v Spojenom kráľovstve; osem - v Nemecku. Aj v prvej dvadsiatke na zatváranie - dve tepelné elektrárne v Taliansku.
Zároveň by už v roku 2017 mal byť zatvorený anglický Fiddler's Ferry (kapacita 2 GW) a zvyšok britských tepelných elektrární, ako uviedla vláda tejto krajiny, do roku 2025. Teda len v tejto krajine proces môže byť relatívne bezbolestný. V Nemecku sa môže všetko natiahnuť až do roku 2030, implementácia oboch stratégií sa bude líšiť v závislosti od špecifík krajiny (sú tu uhoľné regióny.) V Českej republike a Bulharsku bude výroba uhlia obmedziť do roku 2020 – predovšetkým z dôvodu značného objemu emisií.
Uhlie by mala nahradiť obnoviteľná energia. Znižovanie nákladov na výrobu solárnej a veternej energie je podľa Climate Analytics dôležitým trendom, ktorý treba podporovať a rozvíjať. Vďaka OZE je možné transformovať energetický sektor, a to aj vytváraním nových pracovných miest (nielen v samotnom priemysle, ale aj vo výrobe zariadení). Ktoré okrem iného bude môcť obsadiť personál uvoľnený z uhoľnej energetiky.
Climate Analytics však uznáva, že pokiaľ ide o uhlie, v Európe neexistuje jednota. Zatiaľ čo niektoré krajiny výrazne znížili produkciu a oznámili úplné odmietnutie tohto typu paliva v najbližších 10-15 rokoch (medzi nimi napríklad Spojené kráľovstvo, Fínsko a Francúzsko), iné buď budujú alebo plánujú výstavbu nových uhoľných spálené elektrárne (Poľsko a Grécko). „Ekologickým otázkam sa v Európe venuje veľká pozornosť, ale sotva 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, ruší sa značný počet pracovných miest v rôznych odvetviach, čo určite zvýši napätie v spoločnosti. Zatvorenie uhoľných elektrární sa dotkne aj rozpočtov, keďže nebude existovať významná skupina daňovníkov a výrazne sa zníži prevádzková výkonnosť tých spoločností, ktoré im predtým dodávali tovary a služby. Ak je možné nejaké riešenie, môže to spočívať v dlhodobom odmietaní výroby uhlia a zároveň pokračovať v práci na zlepšovaní technológií s cieľom znížiť emisie zo spaľovania uhlia, zlepšiť environmentálnu situáciu v uhoľných elektrárňach, “hovorí. Dmitrij Baranov, vedúci expert spoločnosti Finam Management Company.
Top 20 uhoľných tepelných 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 fungujú iba dve stanice na uhlie - Reftinskaya a Ryazanskaya; Tepelný energetický priemysel v Rusku je v podstate plyn. „Rusko má jednu z najlepších štruktúr palivovej bilancie na svete. Na výrobu energie využívame len 15 % uhlia. Celosvetový priemer je 30-35%. V Číne - 72%, v USA a Nemecku - 40%. Úloha znížiť podiel neuhlíkových zdrojov na 30 % sa aktívne rieši aj v Európe. V Rusku je tento program v skutočnosti už realizovaný,“ povedal šéf Ministerstva energetiky Ruskej federácie Alexander Novák, ktorý vystúpil koncom februára na panelovej relácii „Zelená ekonomika ako vektor rozvoja“ na Ruskom investičnom fóre 2017 v Soči.
Podiel jadrovej energie na celkovej energetickej bilancii krajiny je 16-17%, vodná výroba - 18%, plyn tvorí asi 40%. Podľa Inštitútu pre energetický výskum Ruskej akadémie vied je uhlie pri výrobe elektriny už dlho aktívne vytláčané plynom a atómom, najrýchlejšie v európskej časti Ruska. Najväčšie uhoľné tepelné elektrárne sa však nachádzajú v centre a na Urale. Ale ak sa pozriete na obraz v energetickom sektore v kontexte regiónov, a nie jednotlivých staníc, potom bude obraz iný: najviac „uhoľných“ regiónov je na Sibíri a Ďaleký východ. Štruktúra územnej energetickej bilancie závisí od úrovne splyňovania: vysoká je v európskej časti Ruska a nízka vo východnej Sibíri a mimo nej. Uhlie ako palivo sa spravidla používa v mestských tepelných elektrárňach, ktoré vyrábajú nielen elektrinu, ale aj teplo. Preto je výroba vo veľkých mestách (ako Krasnojarsk) úplne založená na uhoľnom palive. Vo všeobecnosti podiel tepelných staníc v samotnom IPS Sibíri v súčasnosti predstavuje 60 % výroby elektriny – ide o cca 25 GW „uhoľných“ kapacít.
Čo sa týka OZE, teraz podiel takýchto zdrojov na energetickej bilancii Ruskej federácie predstavuje symbolických 0,2 %. „Plánujeme dosiahnuť 3 % – až 6 000 MW prostredníctvom rôznych podporných mechanizmov,“ predpovedal Novak. Spoločnosť Rosseti dáva optimistickejšie prognózy: do roku 2030 sa môže inštalovaný výkon obnoviteľných zdrojov energie v Rusku zvýšiť o 10 GW. Globálna reštrukturalizácia energetickej bilancie sa však u nás neočakáva. „Podľa predpovedí bude do roku 2050 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 mala rozvíjať obnoviteľná energia, aby pokryla všetok dopyt,“ dokazuje Alexander Novak životaschopnosť tradičnej energetiky.
„Rozhodne nehovoríme o „vzdaní sa uhlia“ v Rusku, najmä preto, že podľa energetickej stratégie do roku 2035 sa plánuje zvýšiť podiel uhlia na energetickej bilancii krajiny,“ pripomína. Dmitrij Baranov z UK "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, zlepšovanie vedecko-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 - 3800 MW.
Inštalovaná tepelná kapacita - 350 Gcal / h.
Zabezpečuje napájanie priemyselných oblastí regiónov Sverdlovsk, Tyumen, Perm a Čeľabinsk.
Elektráreň sa začala stavať v roku 1963, v roku 1970 bol spustený prvý agregát, v roku 1980 posledný.
Ryazanskaya GRES (OGK-2)
Piate v top 10 najväčších tepelných elektrární v Rusku. Beží na uhlí (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) - 3 130 MW.
Inštalovaný tepelný výkon - 180 Gcal/hod.
Výstavba začala v roku 1968. Prvá energetická jednotka bola uvedená do prevádzky v roku 1973, posledná - 31. decembra 1981.
Novocherkasskaya GRES (OGK-2)
Nachádza sa v mikrodistriktu Donskoy v Novočerkassku (Rostovská oblasť), 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 kaly.
Inštalovaný elektrický výkon - 2229 MW.
Inštalovaný tepelný výkon - 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).
Jazdí na uhlie a zemný plyn.
Inštalovaný elektrický výkon - 1910 MW.
Inštalovaná tepelná kapacita - 458 Gcal / h.
Do prevádzky bola uvedená v roku 1922 podľa plánu GOELRO. V 60. rokoch prebehla na stanici rozsiahla modernizácia.
Elektrárne na práškové uhlie č. 1 a č. 2 majú byť vyradené z prevádzky v roku 2019. Do roku 2020 čaká rovnaký osud ďalšie štyri pohonné jednotky na palivo-plyn. V prevádzke zostane len najmodernejší blok č.3 s výkonom 300 MW.
Primorskaya GRES (RAO ES východu)
Nachádza sa v Luchegorsku (Územie Prímorského).
Najvýkonnejšia tepelná elektráreň na Ďalekom východe. Pracuje na rohu uhoľnej bane Luchegorsk. Poskytuje väčšinu spotreby energie Primorye.
Inštalovaný elektrický výkon - 1467 MW.
Inštalovaná tepelná kapacita - 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). Výhodná poloha v priemyselnom trojuholníku Jekaterinburg - Čeľabinsk - Magnitogorsk.Inštalovaný elektrický výkon - 1 400 MW.
Inštalovaná tepelná kapacita - 515 Gcal/hod.
Spustenie prvej etapy stanice sa uskutočnilo v roku 1960. Zariadenie druhej etapy (pre 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 jamy Okino-Klyuchevskoye a ložiska Gusinoozyorskoye.
Inštalovaný elektrický výkon - 1160 MW.
Inštalovaná tepelná kapacita - 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.
stránky IA. Tepelná elektráreň (tepelná elektráreň) - elektráreň, ktorá vyrába elektrickú energiu premenou 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) | stupňový transformátor |
| 5 | Elektrický generátor (3-fázový) | Elektrický generátor; Elektrický strojový generátor |
| 6 | nízkotlaková parná turbína | Nízkotlaková parná turbína |
| 7 | čerpadlo na kondenzát | Čerpadlo kondenzátu |
| 8 | povrchový kondenzátor | Povrchový kondenzátor |
| 9 | Stredotlaková parná turbína | Stredotlaková parná turbína |
| 10 | parný regulačný ventil | Ventil na reguláciu pary |
| 11 | vysokotlaková parná turbína | Vysokotlaková parná turbína |
| 12 | Odvzdušňovač | Odvzdušňovač |
| 13 | Ohrievač napájacej vody | Ohrievač napájacej vody |
| 14 | Dopravník na uhlie | dopravník na uhlie |
| 15 | Násypka na uhlie | uhoľný bunker |
| 16 | Uhoľný drvič | mlyn na uhlie; Mlyn na mletie uhlia |
| 17 | Kotolový bubon | Kotolový bubon |
| 18 | spodný zásobník popola | škvarový bunker |
| 19 | prehrievač | Prehrievač; Parný prehrievač |
| 20 | Ventilátor s núteným ťahom (prievanom). | Ventilátor; ťahový ventilátor |
| 21 | Ohrievač | Stredný prehrievač |
| 22 | Nasávanie spaľovacieho vzduchu | Primárny prívod vzduchu; Nasávanie vzduchu v peci |
| 23 | Ekonomizér | Ekonomizér |
| 24 | predhrievač vzduchu | Predhrievač |
| 25 | Precipitátor | Lapač popola |
| 26 | Ventilátor s indukovaným ťahom (ťahom). | odsávač dymu; Výfukový ventilátor |
| 27 | komína spalín | 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) vháňaným ventilátorom (20).
Zmes horúceho vzduchu a paliva násilne, pod vysokým tlakom, vstupuje do kotla, kde sa rýchlo zapáli.
Voda vstupuje kolmo 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 vo veku bubna do závesného ohrievača (19), kde sa jej tlak a teplota rýchlo zvýšia na 200 barov a 570 °C, čo je dosť na to, aby steny trubice žiarili matne červenou farbou.
Para potom vstupuje do vysokotlakovej turbíny (11), prvej z troch v procese výroby energie.
Regulačný ventil prívodu pary (10) zabezpečuje ručné ovládanie turbíny aj automatické riadenie podľa zadaných parametrov.
Para je odvádzaná z vysokotlakovej turbíny s poklesom tlaku aj teploty, potom sa vracia na ohrev do medziprehrievača (21) kotla.
Tepelné elektrárne sú hlavným typom elektrární v Rusku, podiel nimi vyrobenej elektriny je v 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 fosílne palivá spaľujú v kotloch na TPP.
Ako palivo sa používa uhlie, rašelina, zemný plyn, vykurovací olej, ropná bridlica.
1. Kotolno-turbínové elektrárne
1.1. Kondenzačné elektrárne (CES, historicky nazývané GRES - štátna regionálna elektráreň)
1.2. Kogeneračné elektrárne (kogeneračné elektrárne, tepelné elektrárne)
2. Elektrárne s plynovou turbínou
3. Elektrárne založené na zariadeniach 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.
Ako sa v krajine stavalo stále viac staníc, rástla závislosť od uhlia. Od prvej svetovej vojny približne polovica ročnej produkcie elektriny v USA pochádzala z tepelných elektrární spaľujúcich uhlie. V roku 1986 bol celkový inštalovaný výkon takýchto elektrární 289 000 MW a spotrebovali 75 % z celkového (900 miliónov ton) uhlia vyťaženého v krajine. Vzhľadom na existujúcu neistotu týkajúcu sa vyhliadok rozvoja jadrovej energetiky a rastu produkcie ropy a zemného plynu možno predpokladať, že do konca storočia budú tepelné elektrárne spaľujúce uhlie vyrábať až 70 % všetkej elektrickej energie. generované 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 vplyvov, najmä kyslé dažde. Od konca 60. rokov minulého storočia atraktivita uhoľných tepelných elektrární prudko klesla v dôsledku sprísňovania požiadaviek na znečisťovanie životného prostredia plynnými a tuhými emisiami vo forme popola a škvary. Náklady na riešenie týchto environmentálnych problémov spolu s rastúcimi nákladmi na výstavbu komplexných zariadení, akými sú tepelné elektrárne, znížili ich vyhliadky na rozvoj z čisto ekonomického hľadiska.
Ak sa však zmení technologická základňa tepelných elektrární spaľujúcich uhlie, môže sa oživiť ich niekdajšia atraktivita. Niektoré z týchto zmien majú evolučný charakter a sú zamerané najmä na zvýšenie kapacity existujúcich zariadení. Zároveň sa vyvíjajú úplne nové procesy na bezodpadové spaľovanie uhlia, teda s minimálnym poškodzovaním životného prostredia. Zavedením nových technologických procesov sa má zabezpečiť, aby budúce uhoľné tepelné elektrárne mohli byť efektívne kontrolované z hľadiska stupňa znečistenia životného prostredia nimi, mali flexibilitu z hľadiska možnosti využitia rôznych druhov uhlia a nevyžadovali dlhú výstavbu. obdobia.
Aby sme pochopili význam pokroku v technológii spaľovania uhlia, stručne zvážte prevádzku klasickej tepelnej elektrárne spaľujúcej uhlie. Uhlie sa spaľuje v peci parného kotla, čo je obrovská komora s rúrkami vo vnútri, v ktorej sa voda mení na paru. Pred zavedením do pece sa uhlie rozdrví na prach, čím sa dosiahne takmer rovnaká účinnosť spaľovania ako pri spaľovaní horľavých plynov. Veľký parný kotol spotrebuje v priemere 500 ton práškového uhlia za hodinu a vyrobí 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 opätovné ohriatie a potom poháňa jednu alebo dve nízkotlakové turbíny a až potom sa kondenzuje ochladzovaním; kondenzát sa vracia do cyklu kotla.
Vybavenie tepelných elektrární zahŕňa podávače paliva, kotly, turbíny, generátory, ale aj sofistikované systémy chladenia, čistenia spalín a odstraňovania popola. Všetky tieto hlavné a pomocné systémy sú navrhnuté tak, aby fungovali s vysokou spoľahlivosťou 40 a viac rokov pri záťaži, ktorá sa môže meniť od 20 % inštalovanej kapacity elektrárne po maximum. Kapitálové náklady na vybavenie typickej tepelnej elektrárne s výkonom 1 000 MW 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 elektriny znížila osemnásobne. V súlade s tým došlo k zníženiu nákladov na 1 kW inštalovaného výkonu tepelných elektrární: ak v roku 1920 to bolo 350 $ (v cenách roku 1967), potom v roku 1967 klesli na 130 $. v rovnakom období od 25 centov do 2 centov za 1 kW čaj.
Od 60. rokov 20. storočia však tempo pokroku začalo klesať. Tento trend sa zrejme vysvetľuje skutočnosťou, 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 20. storočia tieto technické faktory zhoršovali nové ekonomické a organizačné dôvody. Výrazne vzrástli najmä kapitálové výdavky, spomalil sa rast dopytu po elektrickej energii, sprísnili sa požiadavky na ochranu životného prostredia pred škodlivými emisiami a predĺžil sa časový rámec na realizáciu projektov výstavby elektrární. V dôsledku toho výrazne vzrástli náklady na výrobu elektriny z uhlia, ktoré dlhé roky klesali. Skutočne, 1 kW elektriny vyrobenej v nových tepelných elektrárňach teraz stojí viac ako v roku 1920 (v porovnateľných cenách).
Cenu tepelných elektrární spaľujúcich uhlie v posledných 20 rokoch najviac ovplyvnili zvýšené požiadavky na odstraňovanie plynných,
tekutý a pevný odpad. Systémy čistenia plynu a odstraňovania popola moderných tepelných elektrární dnes predstavujú 40 % kapitálových nákladov a 35 % prevádzkových nákladov. Z technického a ekonomického hľadiska je najvýznamnejším prvkom systému kontroly emisií zariadenie na odsírenie spalín, často označované ako systém mokrého čistenia. Mokrý zberač prachu (práčka) zadržiava oxidy síry, ktoré sú hlavnou škodlivinou vznikajúcou 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 vyzrážajú sa z roztoku vo forme inertného siričitanu alebo síranu vápenatého (sadry). Sadra sa dá ľahko odstrániť alebo ak je dostatočne čistá, môže sa predávať ako Stavebný Materiál. V zložitejších a drahších systémoch práčky sa sadrový kal môže premeniť na kyselinu sírovú alebo elementárnu síru, cennejšie chemikálie. 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 v nových závodoch sú zvyčajne 150 – 200 USD na 1 kW inštalovaného výkonu. Inštalácia čističiek v existujúcich zariadeniach, pôvodne navrhnutých bez mokrého čistenia, stojí o 10 – 40 % viac ako v nových zariadeniach. Prevádzkové náklady práčok plynu sú pomerne vysoké, či už sú inštalované v starých alebo nových zariadeniach. Čističky vytvárajú obrovské množstvo sadrového kalu, ktorý sa musí uchovávať v usadzovacích nádržiach alebo skládkovať, čo vytvára nový environmentálny problém. Napríklad tepelná elektráreň s výkonom 1000 MW, pracujúca na 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 sú často náchylné na upchávanie a koróziu. Tieto faktory zvyšujú prevádzkové náklady a znižujú celkovú spoľahlivosť systému. Napokon, v systémoch práčky sa 3 až 8 % energie vygenerovanej stanicou minie na pohon čerpadiel a odsávačov dymu a na ohrev spalín po čistení plynov, čo je potrebné na zabránenie kondenzácii a korózii v komínoch.
Široké využitie práčok v americkom energetickom priemysle nebolo jednoduché ani lacné. Prvé inštalácie čističiek boli oveľa menej spoľahlivé ako ostatné zariadenia stanice, takže komponenty systémov čističiek boli navrhnuté s veľkou mierou bezpečnosti a spoľahlivosti. Niektoré ťažkosti spojené s inštaláciou a prevádzkou práčok plynu možno vysvetliť skutočnosťou, že priemyselná aplikácia technológie práčok sa začala predčasne. Až teraz, po 25 rokoch skúseností, dosiahla spoľahlivosť systémov čističiek prijateľnú úroveň.
Náklady na tepelné elektrárne spaľujúce uhlie vzrástli nielen kvôli povinným systémom kontroly emisií, ale aj preto, že náklady na samotnú 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 sa „efekt z rozsahu“, teda prínos z výstavby veľkých elektrární, bola negovaná výrazným zvýšením stavebných nákladov . Tento rast cien čiastočne odráža vysoké náklady na financovanie dlhodobých kapitálových projektov.
Vplyv oneskorenia projektu je možné vidieť na príklade japonských energetických spoločností. Japonské firmy sú zvyčajne agilnejšie 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 trvá elektráreň s rovnakou kapacitou zvyčajne 50-60 mesiacov. Pri tak dlhých časoch realizácie projektu sú náklady na nový závod vo výstavbe (a teda aj náklady na zmrazený kapitál) porovnateľné s fixným kapitálom mnohých energetických spoločností v USA.
Energetické spoločnosti preto hľadajú spôsoby, ako znížiť náklady na výstavbu nových elektrární, najmä pomocou modulárnych elektrární. menší výkon, ktorý možno rýchlo prepraviť a nainštalovať do existujúcej stanice, aby uspokojil rastúci dopyt. Takéto zariadenia môžu byť uvedené do prevádzky v kratšom čase, a preto sa rýchlejšie splácajú, 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/kW, aj keď sa pri menších inštaláciách strácajú úspory z rozsahu.
Ako alternatívu k budovaniu nových zariadení na výrobu energie energetické spoločnosti tiež praktizovali modernizáciu existujúcich starých elektrární, aby zlepšili ich výkon a predĺžili ich životnosť. Táto stratégia si samozrejme vyžaduje menšie kapitálové výdavky ako výstavba nových závodov. 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 získavajú čoraz väčší podiel v energetickom sektore krajiny. V roku 1970 bolo iba 20 výrobných zariadení v USA starších ako 30 rokov. Do konca storočia bude priemerný vek tepelných elektrární spaľujúcich uhlie 30 rokov.
Energetické spoločnosti tiež hľadajú spôsoby, ako znížiť prevádzkové náklady na staniciach. Aby sa predišlo stratám energie, je potrebné zabezpečiť včasné varovanie pred zhoršením výkonu najdôležitejších oblastí zariadenia. Nepretržité monitorovanie stavu blokov a systémov sa preto stáva dôležitou súčasťou operačnej služby. Takéto nepretržité monitorovanie prirodzených procesov opotrebovania, korózie a erózie umožňuje operátorom elektrární včas konať a predchádzať havarijným poruchám elektrární. Význam takýchto opatrení možno správne posúdiť, ak sa napríklad vezme do úvahy, že nútený odstávka uhoľnej elektrárne s výkonom 1 000 MW by mohla energetickú spoločnosť stáť 1 milión USD denne, najmä preto, že nevygenerovanú energiu je potrebné kompenzovať dodávkou energie z drahšie zdroje.
Nárast merných nákladov na prepravu a spracovanie uhlia a na odpopolnenie urobil z kvality uhlia (určeného obsahom vlhkosti, síry a iných minerálov) dôležitý faktor, ktorý určuje výkon a ekonomiku tepelných elektrární. Hoci uhlie nízkej kvality môže stáť menej ako uhlie vysokej kvality, výroba rovnakého množstva elektriny stojí oveľa viac. Náklady na prepravu väčšieho množstva uhlia nízkej kvality môžu prevážiť výhodu jeho nižšej ceny. Okrem toho uhlie nízkej kvality zvyčajne vytvára viac odpadu ako uhlie vysokej kvality, a preto sú potrebné vyššie náklady na odstraňovanie popola. Napokon, zloženie uhlia nízkej kvality podlieha veľkým výkyvom, čo sťažuje „vyladenie“ palivového systému elektrárne na prevádzku s čo najvyššou účinnosťou; v tomto prípade musí byť systém nastavený tak, aby mohol fungovať s najhoršou očakávanou kvalitou uhlia.
V existujúcich elektrárňach je možné kvalitu uhlia zlepšiť, alebo aspoň stabilizovať, odstránením určitých nečistôt, ako sú sírne minerály, pred spaľovaním. V čistiarňach sa mleté „špinavé“ uhlie oddeľuje od nečistôt mnohými spôsobmi, pričom sa využívajú rozdiely v špecifickej hmotnosti alebo iných fyzikálnych vlastnostiach uhlia a nečistôt.
Napriek tomuto úsiliu o zlepšenie výkonu existujúcich tepelných elektrární spaľujúcich uhlie bude potrebné do konca storočia v USA nainštalovať ďalších 150 000 MW výrobnej kapacity, ak dopyt po elektrine porastie očakávaným tempom 2,3 % za rok. rok. Aby energetické spoločnosti zostali konkurencieschopné s uhlím na neustále sa rozširujúcom trhu s energiou, budú musieť prijať inovatívne nové spôsoby spaľovania uhlia, ktoré sú efektívnejšie ako tradičné v troch kľúčových oblastiach: menšie znečistenie, kratšie časy výstavby elektrární a lepšie elektrárne. výkon a výkon..
 |
 |
| FLUIDIZOVANÉ SPAĽOVANIE UHLIA znižuje potrebu pomocných zariadení na úpravu emisií z elektrární. Fluidizovaná vrstva zmesi uhlia a vápenca vzniká v kotli prúdom vzduchu, v ktorom sa miešajú pevné častice a sú v suspenzii, t.j. správajú sa ako vo vriacej kvapaline. Turbulentné miešanie zaisťuje úplné spálenie uhlia; kým častice vápenca reagujú s oxidmi síry a zachytávajú asi 90 % týchto oxidov. Keďže vykurovacie špirály kotla sa priamo dotýkajú fluidného lôžka paliva, je výroba pary efektívnejšia ako v konvenčných parných kotloch na práškové uhlie. Okrem toho je teplota spaľovania uhlia vo fluidnej vrstve nižšia, čo zabraňuje taveniu kotlovej trosky a znižuje tvorbu oxidov dusíka. |
Splyňovanie uhlia sa môže vykonávať zahrievaním zmesi uhlia a vody v kyslíkovej atmosfére. Produktom procesu je plyn pozostávajúci hlavne z oxidu uhoľnatého a vodíka. Po ochladení, odtuhnutí a odsírení plynu je možné ho použiť ako palivo pre plynové turbíny a následne 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 desiatka 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 prebieha v peci s parným kotlom, ktorý je konštruovaný tak, že drvené uhlie zmiešané s časticami vápenca je udržiavané nad roštom pece v zavesenom („pseudoskvapalnenom“) stave silným stúpavým prúdom vzduchu. Suspendované častice sa správajú v podstate rovnako ako vo vriacej kvapaline, t.j. 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 odovzdáva tepelným vedením, ktoré je oveľa efektívnejšie ako sálavé a konvekčné teplo. prenos v bežnom parnom kotli.
Uhoľný kotol s fluidným lôžkom má väčšiu plochu teplosmennej rúrky ako bežný kotol na práškové uhlie, čo znižuje teplotu pece a tým znižuje tvorbu oxidov dusíka. (Zatiaľ čo v bežnom kotle môže byť teplota nad 1650 °C, v kotli s fluidným lôžkom je to v rozmedzí 780-870 °C.) Navyše vápenec zmiešaný s uhlím viaže 90 percent alebo viac síry uvoľnenej z uhlia. pri spaľovaní, keďže nižšia prevádzková teplota podporuje reakciu medzi sírou a vápencom za vzniku siričitanu alebo síranu vápenatého. Ekologicky škodlivé látky vznikajúce pri spaľovaní uhlia sa tak neutralizujú v mieste vzniku, teda v peci.
Okrem toho je fluidný kotol vďaka svojej konštrukcii a princípu činnosti menej citlivý na kolísanie kvality uhlia. V peci bežného kotla na práškové uhlie vzniká obrovské množstvo roztavenej trosky, ktorá často upcháva teplovýmenné plochy a tým znižuje účinnosť a spoľahlivosť kotla. Vo fluidnom kotli horí uhlie pri teplote pod teplotou topenia trosky, a preto ani nevzniká problém zanášania výhrevných plôch troskou. Tieto kotly môžu fungovať aj na menej kvalitné uhlie, čo môže v niektorých prípadoch výrazne znížiť prevádzkové náklady.
Spôsob spaľovania vo fluidnom lôžku sa jednoducho realizuje v kotloch modulárnej konštrukcie s malým parným výkonom. Podľa niektorých odhadov môže byť investícia do tepelnej elektrárne s kompaktnými fluidnými kotlami o 10 – 20 % nižšia ako do klasickej tepelnej elektrárne s rovnakým výkonom. Úspory sa dosahujú skrátením času výstavby. Okrem toho možno výkon takejto rastliny ľahko zvýšiť so zvýšením elektrického zaťaženia, čo je dôležité pre prípady, keď jej rast v budúcnosti nie je vopred známy. Zjednodušuje sa aj problém plánovania, pretože takéto kompaktné zariadenia je možné rýchlo nainštalovať, akonáhle vznikne potreba zvýšiť výrobu energie.
Kotly s fluidným lôžkom môžu byť tiež zabudované do existujúcich elektrární, keď je potrebné rýchlo zvýšiť výrobu energie. Napríklad energetická spoločnosť Northern States Power prerobila jeden z kotlov na práškové uhlie na stanici v ks. Minnesota vo fluidnom kotle. Úprava bola vykonaná za účelom zvýšenia kapacity elektrárne o 40 %, zníženia požiadaviek na kvalitu paliva (kotol môže pracovať aj na lokálny odpad), dôkladnejšieho čistenia emisií a predĺženia životnosti elektrárne až na 40 rokov.
Za posledných 15 rokov sa technológia používaná v tepelných elektrárňach vybavených výlučne fluidnými kotlami rozšírila z malých pilotných a polopriemyselných zariadení na veľké „demonštračné“ prevádzky. Takúto stanicu 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 kotlami. Ak budú tieto dva projekty úspešné, ako aj projekt Northern States Power, spoločného podniku súkromného sektora s celkovým kapitálom približne 400 miliónov USD, ekonomické riziko spojené s používaním fluidných kotlov v energetickom priemysle sa výrazne zníži.
Iným spôsobom, ktorý však už existoval vo viacerých jednoduchá forma Už v polovici 19. storočia sa uhlie splyňovalo na „čisto horiaci“ plyn. Takýto plyn je vhodný na svietenie a kúrenie a v Spojených štátoch bol široko používaný až do druhej svetovej vojny, kým ho nevytlačil zemný plyn.
Spočiatku prilákalo splyňovanie uhlia pozornosť energetických spoločností, ktoré dúfali, že touto metódou získajú palivo, ktoré horí bez odpadu, a tým sa zbavia čistenia práčky. Teraz sa ukázalo, že splyňovanie uhlia má dôležitejšiu výhodu: horúce produkty spaľovania generátorového plynu možno priamo použiť na pohon plynových turbín. Na druhej strane, odpadové teplo produktov spaľovania za plynovou turbínou sa môže využiť na získanie pary na pohon parnej turbíny. Toto kombinované využitie plynových a parných turbín, nazývané kombinovaný cyklus, je teraz jedným z najefektívnejších spôsobov výroby elektrickej energie.
Plyn získaný zo splyňovania 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. Elektráreň s kombinovaným cyklom navyše spotrebuje podstatne menej vody, keďže 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 z prevádzky elektrárne Cool Water v južnej Kalifornii Edison. Táto stanica s výkonom cca 100 MW bola uvedená do prevádzky v máji 1984. Môže pracovať s rôznymi druhmi uhlia. Emisie zo závodu sa čistotou nelíšia od emisií zo susedného závodu na zemný plyn. Obsah oxidov síry v spalinách je udržiavaný výrazne pod regulačnými úrovňami pomocou pomocného systému regenerácie síry, ktorý odstraňuje takmer všetku síru obsiahnutú v privádzanom palive a produkuje čistú síru na priemyselné využitie. Tvorbe oxidov dusíka sa predchádza pridaním vody do plynu pred spaľovaním, čím sa zníži teplota spaľovania plynu. A čo viac, nespálené uhlie zostávajúce v splyňovači sa roztaví na inertný sklovitý materiál, ktorý po ochladení spĺňa kalifornské požiadavky na pevný odpad.
Okrem vyššej účinnosti a nižšieho znečistenia životného prostredia majú zariadenia s kombinovaným cyklom ďalšiu výhodu: môžu byť postavené v niekoľkých fázach, takže inštalovaný výkon sa zvyšuje v blokoch. Táto flexibilita výstavby znižuje riziko nadmerných alebo nedostatočných investícií spojených s neistotou rastu dopytu po elektrickej energii. Napríklad prvý stupeň inštalovanej kapacity môže bežať na plynových turbínach a namiesto uhlia ako palivo používať ropu alebo zemný plyn, 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 dopyt po elektrine opäť vzrastie, môže byť v závode vybudované zariadenie na splyňovanie uhlia.
Úloha tepelných elektrární spaľujúcich uhlie je kľúčovou témou, keď rozprávame sa o zachovaní prírodných zdrojov, ochrane životného prostredia a spôsoboch hospodárskeho rozvoja. Tieto aspekty daného problému nemusia byť 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 Kongres USA v súčasnosti zvažuje vytvorenie národnej všeobecnej iniciatívy na demonštráciu a aplikáciu „čistých“ procesov spaľovania uhlia. Cieľom tejto iniciatívy, ktorá bude spájať súkromný kapitál s federálnymi investíciami, je komercializácia nových procesov spaľovania uhlia v 90. rokoch, vrátane kotlov s fluidným lôžkom a generátorov plynu. Avšak ani pri rozšírenom využívaní nových procesov spaľovania uhlia v blízkej budúcnosti nie je možné uspokojiť rastúci dopyt po elektrickej energii bez celého radu koordinovaných opatrení na šetrenie elektriny, reguláciu jej spotreby a zvýšenie produktivity existujúcich tepelných elektrární pracujúcich na tradičné princípy. Neustále na programe sú ekonomické a problémy životného prostredia pravdepodobne povedú 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, pričom zohľadnia potreby miestnej ekonomiky. Okrem fluidných kotlov a zariadení na splyňovanie uhlia budú tieto zariadenia vybavené elektronickou technickou diagnostikou a automatizovanými riadiacimi systémami a navyše bude užitočné využiť väčšinu vedľajších produktov spaľovania uhlia.
Príležitosti 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 energetickú a environmentálnu politiku, ktorá by vytvorila potrebné stimuly pre elektroenergetiku. Je potrebné dbať na to, aby sa nové procesy spaľovania uhlia vyvíjali a implementovali racionálne v spolupráci s energetickými spoločnosťami, a nie tak, ako to bolo v prípade zavádzania čistenia pracieho plynu. Toto všetko je možné dosiahnuť minimalizáciou nákladov a rizík prostredníctvom dobre premysleného návrhu, testovania a zlepšovania malých pilotných experimentálnych zariadení, po ktorých nasleduje rozsiahla priemyselná implementácia vyvinutých systémov.
Elektrická energia sa vyrába v elektrárňach využívaním energie ukrytej v rôznych prírodných zdrojoch. Ako je možné vidieť z tabuľky. 1.2 k tomu dochádza najmä v tepelných (TPP) a jadrových elektrárňach (JE) pracujúcich podľa tepelného cyklu.
Typy tepelných elektrární
Podľa druhu vyrábanej a dodávanej energie sa tepelné elektrárne delia na dva hlavné typy: kondenzačné elektrárne (CPP), určené len na výrobu elektriny, a kogenerácia, čiže elektrárne na kombinovanú výrobu tepla a elektriny (KVET). V blízkosti miest jeho výroby sú postavené kondenzačné elektrárne na fosílne palivá a tepelné elektrárne sú umiestnené v blízkosti spotrebiteľov tepla - priemyselných podnikov a obytných oblastí. CHPP tiež fungujú na fosílne palivá, ale na rozdiel od CPP vyrábajú elektrickú aj tepelnú energiu vo forme horúcej vody a pary na priemyselné a vykurovacie účely. Medzi hlavné palivá týchto elektrární patria: tuhé - uhlie, antracit, poloantracit, hnedé uhlie, rašelina, bridlica; kvapalné – vykurovacie oleje a plynné – prírodné, koksové, vysokopecné a pod. plynu.
Tabuľka 1.2. Výroba elektriny vo svete
|
Index |
2010 (predpoveď) |
||
|
Podiel elektrární na celkovom výkone, % JE TPP na plyn TPP na vykurovací olej |
|||
|
Výroba elektriny podľa regiónov, % západná Európa Východná Európa Ázia a Austrália Amerika Blízky východ a Afrika |
|||
|
Inštalovaný výkon elektrární vo svete (celkom), GW Vrátane % JE TPP na plyn TPP na vykurovací olej Tepelné elektrárne na uhlie a iné palivá VE a elektrárňach na iné obnoviteľné druhy paliva |
|||
|
Výroba elektriny (celkom), miliardy kWh |
Jadrové elektrárne sú prevažne kondenzačného typu využívajúce energiu jadrového paliva.
Podľa typu tepelnej elektrárne na pohon elektrického generátora sa elektrárne delia na parnú turbínu (STU), plynovú turbínu (GTP), kombinovanú (CCGT) a elektrárne so spaľovacími motormi (DPP).
V závislosti od dĺžky prac TPP počas celého roka podľa pokrytia kriviek energetickej záťaže, charakterizovaných počtom hodín využívania inštalovaného výkonu τ pri st , je zvykom klasifikovať elektrárne na: základné (τ pri st > 6000 h/rok); pološpičkový (τ pri st = 2000 - 5000 h/rok); vrchol (τ pri sv< 2000 ч/год).
Základné elektrárne sa nazývajú tie, ktoré prenášajú maximálne možné stále zaťaženie počas väčšiny roka. Vo svetovom energetickom priemysle sa jadrové elektrárne, vysoko ekonomické CPP, ako aj tepelné elektrárne používajú ako základné pri práci podľa tepelného plánu. Špičkové zaťaženie pokrývajú vodné elektrárne, prečerpávacie elektrárne, plynové turbíny, ktoré majú manévrovateľnosť a mobilitu, t.j. rýchly štart a stop. Špičkové elektrárne sa zapínajú v hodinách, kedy je potrebné pokryť špičkovú časť denného harmonogramu elektrického zaťaženia. Pološpičkové elektrárne s poklesom celkového elektrického zaťaženia sú buď prevedené na znížený výkon, alebo sú uvedené do pohotovostného režimu.
Podľa technologickej štruktúry sa tepelné elektrárne delia na blokové a neblokové. Pri blokovej schéme nemá hlavné a pomocné zariadenie zariadenia parnej turbíny technologické prepojenie so zariadením iného zariadenia 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 spoločnej linky a odtiaľ je distribuovaná do jednotlivých turbín.
V kondenzačných elektrárňach, ktoré sú súčasťou veľkých energetických systémov, sa používajú iba blokové systémy s dohrievaním pary. Používajú sa neblokové okruhy s parným a vodným zosieťovaním 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 TPP (pozri obr. 1.1) odráža postupnosť takejto transformácie niektorých druhov energie na iné a využitie pracovnej tekutiny (voda, para) v cykle tepelnej elektrárne. Palivo (v tomto prípade uhlie) spaľuje v kotli, ohrieva vodu a mení ju na paru. Para sa privádza do turbín, ktoré premieňajú tepelnú energiu pary na mechanickú energiu a poháňajú generátory na výrobu elektriny (pozri časť 4.1).
Moderná tepelná elektráreň je komplexný podnik, vrátane veľké množstvo rôzne vybavenie. Zloženie zariadenia elektrárne závisí od zvolenej tepelnej schémy, 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, výkonu, napätia a prúdu atď. Druh a množstvo hlavného zariadenia tepelnej elektrárne zodpovedá danému výkonu a zamýšľanému režimu jej prevádzky. K dispozícii sú aj pomocné zariadenia, ktoré slúžia na zásobovanie odberateľov teplom a využívanie turbínovej pary na ohrev napájacej vody kotla a uspokojovanie vlastných potrieb elektrárne. Patria sem zariadenia pre systémy zásobovania palivami, odvzdušňovacie zariadenie, kondenzačné zariadenie, tepláreň (pre KVET), systémy zásobovania technickou vodou, zásobovanie olejom, regeneračný ohrev napájacej vody, chemická úprava vody, rozvod a prenos elektriny (pozri časť 4).
Všetky parné turbíny využívajú regeneračný ohrev napájacej vody, čo výrazne zvyšuje tepelnú a celkovú účinnosť elektrárne, keďže v schémach s regeneratívnym ohrevom prúdy pary odvádzané z turbíny do regeneračných ohrievačov fungujú bez strát v zdroji chladu (kondenzátor). . Zároveň pri rovnakom elektrickom výkone turbogenerátora klesá prietok pary v kondenzátore a v dôsledku toho aj účinnosť počet inštalácií rastie.
Typ použitého parného kotla (pozri časť 2) závisí od typu paliva používaného v elektrárni. Na najbežnejšie palivá (fosílne uhlie, plyn, vykurovací olej, frestorf) sa používajú kotly s usporiadaním do tvaru U, T a vežového tvaru a spaľovacou komorou určenou na konkrétny druh paliva. Na palivá s taviteľným popolom sa používajú kotly s odstraňovaním tekutého popola. Zároveň je dosiahnuté vysoké (až 90%) zachytávanie popola v peci a znižuje sa abrazívne opotrebenie výhrevných plôch. Z rovnakých dôvodov sa pre palivá s vysokým obsahom popola, ako je ropná bridlica a odpad z prípravy uhlia, používajú parné kotly so štvorťahovým usporiadaním. V tepelných elektrárňach sa spravidla používajú bubnové alebo prietokové kotly.
Turbíny a elektrické generátory sú konzistentné na výkonovej stupnici. Každá turbína zodpovedá určitému typu 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.
CHPP využívajú turbíny (pozri pododdiel 4.2) s protitlakom (typ P), s kondenzáciou a odberom výrobnej pary (typ P), s kondenzáciou a jedným alebo dvoma odbermi tepla (typ T), ako aj s kondenzačnou, priemyselnou a tepelnou parou. (typ PT). Turbíny typu PT môžu mať aj jeden alebo dva odbery tepla. 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 pri prevažujúcej priemyselnej záťaži turbíny typu PR a R s priemyselným odberom a protitlakom.
V súčasnosti sa na KVET najviac využívajú zariadenia s elektrickým výkonom 100 a 50 MW, pracujúce pri počiatočných parametroch 12,7 MPa, 540–560 °C. Pre CHPP vo veľkých mestách boli vytvorené zariadenia s elektrickým výkonom 175–185 MW a 250 MW (s turbínou T-250-240). Bloky 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 vyrobenej elektrickej energie v danom čase musí plne zodpovedať spotrebovanej energii. Hlavná časť elektrární pracuje paralelne v integrovanej energetickej sústave, pokrývajúcej celkovú elektrickú záťaž sústavy a KVET súčasne pokrýva tepelné zaťaženie jej areálu. Existujú miestne elektrárne navrhnuté tak, aby slúžili tejto oblasti a nie sú napojené na všeobecný energetický systém.
Grafické znázornenie závislosti spotreby energie v čase je tzv harmonogram elektrického zaťaženia. Denné rozvrhy elektrického zaťaženia (obr. 1.5) sa líšia v závislosti od ročného obdobia, dňa v týždni a sú zvyčajne charakterizované minimálnym zaťažením v noci a maximálnym zaťažením v špičkách (vrcholová časť grafu). Spolu s dennými harmonogramami majú veľký význam ročné harmonogramy elektrickej záťaže (obr. 1.6), ktoré sú zostavené podľa denných harmonogramov.
Grafy elektrického zaťaženia sa využívajú pri plánovaní elektrických záťaží elektrární a sústav, rozdeľovaní záťaží medzi jednotlivé elektrárne a bloky, pri výpočtoch pre voľbu zloženia pracovných a pohotovostných zariadení, určovaní potrebného inštalovaného výkonu a potrebnej rezervy, počtu resp. jednotkový výkon jednotiek, pri vypracovaní plánov opráv zariadení a stanovení rezervy na opravy a pod.
Pri prevádzke pri plnom zaťažení sa zariadenie elektrárne vyvíja menovité resp najdlhší výkon (kapacitu), ktorý je hlavnou pasovou charakteristikou jednotky. Pri tomto maximálnom výkone (produktivite) 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 prevádzkového režimu elektrárne. Pre elektrárne so základným zaťažením je počet hodín využívania inštalovaného výkonu 6000 – 7500 h/rok a pre elektrárne pracujúce v režime špičkového zaťaženia menej ako 2000 – 3000 h/rok.
Zaťaženie, pri ktorom jednotka pracuje s najväčšou účinnosťou, sa nazýva ekonomické zaťaženie. Menovité trvalé zaťaženie sa môže rovnať ekonomickému. Niekedy je možná krátkodobá prevádzka zariadení so záťažou o 10-20% vyššou ako je nominálna záťaž s nižšou účinnosťou. 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.
Volajú sa prevádzkové režimy so stálym zaťažením, ktoré sa však líšia od vypočítaných, alebo s nestálym zaťažením nestacionárne alebo variabilné režimy. Pri variabilných režimoch zostávajú niektoré parametre nezmenené a majú nominálne hodnoty, zatiaľ čo iné sa menia v rámci určitých povolených limitov. Takže pri čiastočnom zaťažení bloku môže zostať tlak a teplota pary pred turbínou nominálna, pričom vákuum v kondenzátore a parametre pary v extrakciách sa budú meniť úmerne k zaťaženiu. Možné sú aj nestacionárne režimy, kedy sa menia všetky hlavné parametre. Takéto režimy sa vyskytujú napríklad pri spúšťaní a zastavovaní zariadenia, tlmení a nárazovom zaťažení turbogenerátora, pri prevádzke na posuvných parametroch 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. Na priemyselné účely sa zvyčajne vyžaduje tlak pary od 0,15 do 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. Pre vykurovanie, vetranie a domáce potreby dodáva kogeneračná jednotka zvyčajne teplú vodu s teplotou 70 až 180°C.
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 zásobovania teplou vodou obytnej oblasti sú na obrázkoch 1.7 a 1.8.
Efektívnosť prevádzky TPP charakterizujú rôzne technicko-ekonomické ukazovatele, z ktorých niektoré hodnotia dokonalosť tepelných procesov (účinnosť, spotreba tepla a paliva), iné charakterizujú podmienky, v ktorých TPP funguje. Napríklad na obr. 1.9 (a, b) sú uvedené približné tepelné bilancie KVET a IES.
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 TPP 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 VE) vyrábať energiu bez sezónnych výkyvov výkonu;
- oblasť odcudzenia a stiahnutia pôdy z ekonomického obehu na výstavbu a prevádzku tepelných elektrární je spravidla oveľa menšia, ako je potrebné pre jadrové elektrárne a vodné elektrárne;
- Tepelné elektrárne sa stavajú oveľa rýchlejšie ako vodné elektrárne či jadrové elektrárne a ich jednotkové náklady na jednotku inštalovaného výkonu sú v porovnaní s jadrovými elektrárňami nižšie.
- Zároveň majú TPP veľké nevýhody:
- prevádzka tepelných elektrární si zvyčajne vyžaduje oveľa viac personálu ako v prípade vodných elektrární, čo je spojené s obsluhou veľmi rozsiahleho palivového cyklu;
- prevádzka TPP závisí od dodávok palivových zdrojov (uhlie, vykurovací olej, plyn, rašelina, ropná bridlica);
- variabilita prevádzkových režimov tepelných elektrární znižuje účinnosť, zvyšuje spotrebu paliva a vedie k zvýšenému opotrebovaniu zariadení;
- existujúce tepelné elektrárne sa vyznačujú relatívne nízkou účinnosťou. (hlavne do 40 %);
- Tepelné elektrárne majú priamy a nepriaznivý vplyv na životné prostredie a nie sú ekologicky „čistými“ zdrojmi elektrickej energie.
- Najväčšie škody na ekológii okolitých regiónov spôsobujú uhoľné elektrárne, najmä uhlie s vysokým obsahom popola. Spomedzi TPP sú „najčistejšie“ stanice, 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 dlhodobá globálna zmena klímy), ktorá absorbuje veľké množstvo kyslíka. Okrem toho sa už zistilo, že nadmerné radiačné pozadie okolo uhoľných tepelných elektrární je vo svete v priemere 100-krát vyššie ako v blízkosti jadrovej elektrárne s rovnakou kapacitou (uhlie takmer vždy obsahuje urán, tórium a rádioaktívny izotop uhlíka ako stopové nečistoty). ). Zabehnuté technológie výstavby, vybavenia a prevádzky tepelných elektrární, ako aj nižšie náklady na ich výstavbu však vedú k tomu, že veľkú časť svetovej výroby elektriny tvoria tepelné elektrárne. Z tohto dôvodu sa na celom svete venuje veľká pozornosť zlepšovaniu technológií TPP a znižovaniu ich negatívneho vplyvu na životné prostredie (pozri časť 6).
Hlavným typom elektrární v Rusku sú tepelné (TPP). 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 ťaží palivo. TPP využívajúce vysokokalorické, prepravovateľné palivo sú orientované na spotrebiteľa.
Tepelné elektrárne využívajú rozsiahle zdroje paliva, sú relatívne voľne použiteľné a sú schopné vyrábať elektrinu bez sezónnych výkyvov. Ich výstavba sa vykonáva rýchlo a je spojená s nižšími nákladmi na prácu a materiál. TPP má však značné nevýhody. Využívajú neobnoviteľné zdroje, majú nízku účinnosť (30 – 35 %) a mimoriadne negatívne ovplyvňujú stav životného prostredia. TPP na celom svete ročne vypúšťajú do atmosféry 200 – 250 miliónov ton popola a asi 60 miliónov ton oxidu siričitého 6 a absorbujú aj obrovské množstvo kyslíka. Zistilo sa, že uhlie v mikrodávkach takmer vždy obsahuje U238, Th232 a rádioaktívny izotop uhlíka. Väčšina TPP 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 zariadenia na uhlie, bridlicu a vykurovací olej, kladenie plynovodov poškodzuje prírodu (najmä v severných regiónoch).
Tepelná elektráreň je súbor zariadení a zariadení, ktoré premieňajú energiu paliva na elektrickú a (všeobecne) 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 okresných spotrebiteľov (priemyselné podniky, doprava, obyvateľstvo atď.). Okresné kondenzačné elektrárne, ktoré vyrábajú najmä elektrickú energiu, si často zachovávajú svoj historický názov – GRES (štátne okresné elektrárne). Okresné elektrárne, ktoré vyrábajú elektrinu a teplo (vo forme pary alebo horúcej vody), sa nazývajú kombinované teplárne (KVET). KVET sú zariadenia na kombinovanú výrobu elektriny a tepla. Ich účinnosť dosahuje 70% oproti 30-35% pri IES. Kogeneračné zariadenia sú viazané na spotrebiteľov, pretože polomer prestupu tepla (para, horúca voda) je 15-20 km. Maximálna kapacita CHPP je menšia ako kapacita IES.
Štátne okresné elektrárne a krajské tepelné elektrárne majú spravidla výkon nad 1 milión kW.
Priemyselné elektrárne sú elektrárne, ktoré dodávajú teplo a elektrinu konkrétnym priemyselným podnikom alebo ich komplexu, napríklad závodu na výrobu chemických produktov. Priemyselné elektrárne sú súčasťou priemyselných podnikov, ktorým slúžia. Ich kapacita je daná potrebami priemyselných podnikov na teplo a elektrinu a je spravidla výrazne nižšia ako v okresných tepelných elektrárňach. Priemyselné elektrárne často fungujú na spoločnej elektrickej sieti, ale nie sú podriadené manažérovi energetického systému. Nižšie sú uvedené len regionálne elektrárne.
2. Podľa druhu použitého paliva sa tepelné elektrárne delia na elektrárne na organické palivo a jadrové palivo.
Tepelné elektrárne fungujúce na fosílne palivá sú tzv kondenzačné elektrárne (CPP). Jadrové palivo využívajú jadrové elektrárne (JE). V tomto zmysle sa bude tento pojem používať aj ďalej, hoci CHPP, JE, Elektrárne s plynovou turbínou (GTPP) a Elektrárne s kombinovaným cyklom (CCPP) sú tiež tepelné elektrárne fungujúce na princípe premeny tepelnej energie na elektrickú. energie.
Primárnu úlohu medzi tepelnými zariadeniami zohrávajú kondenzačné elektrárne (CPP). Priťahujú zdroje aj spotrebiteľov 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 fosílne palivá pre tepelné elektrárne sa používajú plynné, kvapalné a tuhé palivá. Orientácia na palivové základne sa vyskytuje v prítomnosti zdrojov lacného a neprepraviteľného paliva (lignitové uhlie Kansk-Achinskej panvy) alebo v prípade elektrární využívajúcich rašelinu, bridlicu a vykurovací olej (takéto IES sa zvyčajne spájajú s rafináciou ropy centrá). Väčšina TPP v Rusku, najmä v európskej časti, spotrebúva zemný plyn ako hlavné palivo a vykurovací olej ako rezervné palivo, pričom tento olej sa používa iba v extrémnych prípadoch kvôli jeho vysokým nákladom; takéto tepelné elektrárne sa nazývajú olejové. V mnohých regiónoch, hlavne v ázijskej časti Ruska, je hlavným palivom energetické uhlie – nízkokalorické uhlie alebo vysokokalorický uhoľný odpad (antracitový kal – ASh). Pretože sa takéto uhlie pred spálením melú v špeciálnych mlynoch na prášok, 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 parných turbínových elektrární sú parné turbínové elektrárne (STP), ktoré využívajú na premenu tepelnej energie na mechanickú energiu najkomplexnejší, najvýkonnejší a mimoriadne pokrokový energetický stroj - parnú turbínu. PTU je hlavným prvkom tepelných elektrární, tepelných elektrární a jadrových elektrární.
Tepelné elektrárne s plynovou turbínou (GTPP) sú vybavené agregátmi s plynovou turbínou (GTU) pracujúcimi na plynné alebo v extrémnych prípadoch kvapalné (nafta) palivo. Pretože teplota plynov za plynovou turbínou je pomerne vysoká, môžu byť použité na dodávku tepelnej energie externému spotrebiteľovi. Takéto elektrárne sa nazývajú GTU-CHP. V súčasnosti pôsobí v Rusku jeden GTPP (GRES-3 pomenovaný podľa Klassona, Elektrogorsk, Moskovský región) s kapacitou 600 MW a jeden GTU-CHPP (v Elektrostal, Moskovský región).
Tepelné elektrárne s kombinovaným cyklom sú vybavené zariadeniami s kombinovaným cyklom (CCGT), ktoré sú kombináciou GTU a PTU, čo umožňuje vysokú účinnosť. CCGT-TPP môžu byť kondenzačné (CCGT-CES) a s tepelným výkonom (CCGT-CHP). V Rusku je v prevádzke iba jeden CCGT-CHP (CCGT-450T) s výkonom 450 MW. Nevinnomysskaya GRES prevádzkuje pohonnú jednotku CCGT-170 s výkonom 170 MW a pohonnú jednotku CCGT-300 s výkonom 300 MW prevádzkuje v JE Yuzhnaya v Petrohrade.
4. Podľa technologickej schémy parovodov sa TPP delia na blokové TPP a TPP s priečnymi prepojeniami.
Blokové TPP pozostávajú zo samostatných, spravidla rovnakého typu elektrární - energetických jednotiek. V energobloku každý kotol dodáva paru len pre vlastnú turbínu, z ktorej sa po kondenzácii vracia len do vlastného kotla. Podľa blokovej schémy sú postavené všetky výkonné štátne okresné elektrárne a tepelné elektrárne, ktoré majú takzvané medziprehrievanie pary. Prevádzka kotlov a turbín na TPP s priečnymi väzbami je zabezpečená inak: všetky kotly TPP dodávajú paru do jedného spoločného parovodu (kolektora) a sú z neho napájané všetky parné turbíny TPP. Podľa tejto schémy sa CPP stavajú bez prechodného prehrievania a takmer všetky CHPP sú postavené pre podkritické počiatočné parametre pary.
5. Podľa úrovne počiatočného tlaku sa rozlišujú TPP podkritického tlaku a superkritického tlaku (SKP).
Kritický tlak je 22,1 MPa (225,6 atm). V ruskom tepelnom priemysle sú počiatočné parametre štandardizované: tepelné elektrárne a tepelné elektrárne sú postavené pre podkritický tlak 8,8 a 12,8 MPa (90 a 130 atm) a pre SKD - 23,5 MPa (240 atm). TPP pre nadkritické parametre sa z technických dôvodov vykonávajú s opätovným ohrevom a podľa blokovej schémy. Často sa tepelné elektrárne alebo tepelné elektrárne budujú vo viacerých etapách – etapách, ktorých parametre sa zavedením každej novej etapy zlepšujú.
Uvažujme typickú kondenzačnú tepelnú elektráreň pracujúcu na organickom palive (obr. 3.1).
Ryža. 3.1. Tepelná bilancia ropy a plynu
práškové uhlie (čísla v zátvorkách) TPP
Do kotla sa privádza palivo a na jeho spaľovanie sa sem privádza aj 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 elektriny, na jej dodávku do spaľovacej 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 spaľovania paliva - zmes rôznych plynov vysokej teploty. Je to tepelná energia produktov spaľovania paliva, ktorá je zdrojom elektriny vyrobenej v TPP.
Ďalej vo vnútri kotla sa teplo prenáša 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 odchádzajú z TPP komínom. Časť tepla odvádzaného spalinami je v závislosti od druhu použitého paliva, spôsobu prevádzky a kvality prevádzky 5–15 %.
Časť tepelnej energie, ktorá zostáva vo vnútri kotla a je odovzdaná vode, 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 vstúpila 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 v nej premieňa na rotáciu jej rotora. Rotor turbíny je spojený s rotorom generátora, v ktorého statorových vinutiach vzniká elektrická energia, ktorá je koncovým užitočný produkt(tovar) fungovanie TPP.
Kondenzátor, ktorý nielen udržiava tlak za turbínou, ale tiež spôsobuje kondenzáciu pary (premenu na vodu), vyžaduje na svoju činnosť veľké množstvo studenej vody. Ide o tretí typ „suroviny“ dodávanej do TPP a pre prevádzku TPP je nemenej 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 tepelným stratám v TPP dochádza v dôsledku prenosu kondenzačného tepla do chladiacej vody, ktorá ho následne odovzdáva do okolia. Teplom chladiacej vody sa stráca viac ako 50 % tepla dodávaného do TPP palivom. Navyše v dôsledku toho dochádza k tepelnému znečisteniu prostredia.
Časť tepelnej energie paliva sa spotrebuje vo vnútri JE buď vo forme tepla (napríklad na ohrev vykurovacieho oleja dodávaného do CHPP v hustej forme v železničných cisternách) alebo vo forme elektriny (napríklad na pohon elektromotory čerpadiel na rôzne účely). Táto časť strát sa nazýva vlastné potreby.
Pre normálnu prevádzku tepelnej elektrárne je okrem „surovín“ (palivo, chladiaca voda, vzduch) potrebné množstvo ďalších materiálov: olej na prevádzku mazacích systémov, regulácia a ochrana turbín, činidlá ( živice) na čistenie pracovnej tekutiny, množstvo opravných materiálov.
Napokon výkonné tepelné elektrárne obsluhuje veľké množstvo personálu, ktorý zabezpečuje aktuálnu prevádzku, Údržba zariadení, rozbor technicko-ekonomických ukazovateľov, zásobovanie, hospodárenie a pod. Orientačne môžeme predpokladať, že na 1 MW inštalovaného výkonu je potrebná 1 osoba, a teda počet zamestnancov výkonnej TPP je niekoľko tisíc ľudí. Každá elektráreň s kondenzačnou parnou turbínou obsahuje štyri povinné prvky:
energetický kotol alebo jednoducho kotol, do ktorého sa privádza napájacia voda pod vysokým tlakom, palivo a atmosférický vzduch na spaľovanie. Proces spaľovania 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 odovzdáva napájacej vode. Ten sa zahreje na bod varu a odparí sa. Výsledná para v tom istom kotli sa prehrieva nad bod varu. Táto para o teplote 540°C a tlaku 13–24 MPa sa privádza jedným alebo viacerými potrubiami do parnej turbíny;
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 vysokú teplotu na kinetickú energiu rotácie rotora turbíny. Turbína poháňa elektrický generátor, ktorý premieňa kinetickú energiu otáčania rotora generátora na elektrický prúd. Elektrický generátor pozostáva zo statora, v elektrických vinutiach ktorého sa generuje prúd, a rotora, ktorým je rotačný elektromagnet, ktorý je napájaný budičom;
Kondenzátor slúži na kondenzáciu pary prichádzajúcej z turbíny a vytvorenie hlbokého podtlaku. To umožňuje 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 nad pracovnou kvapalinou teda prebieha nepretržitý cyklus premeny chemickej energie spaľovaného paliva na elektrickú energiu.
Okrem uvedených prvkov skutočný PTU navyše obsahuje veľké množstvo čerpadiel, výmenníkov tepla a ďalších zariadení potrebných na zvýšenie jeho účinnosti. Technologický proces výroba elektriny v plynovej tepelnej elektrárni je znázornená na obr. 3.2.
Hlavnými prvkami uvažovanej elektrárne (obr. 3.2) sú kotolňa, ktorá vyrába paru vysokých parametrov; turbína alebo zariadenie parnej turbíny, ktoré premieňa teplo pary na mechanickú energiu otáčania rotora turbínovej jednotky, a elektrické zariadenia (elektrický generátor, transformátor atď.), ktoré zabezpečujú výrobu elektriny.
Hlavným prvkom kotolne je kotol. Plyn pre prevádzku kotla je privádzaný z rozvodnej stanice plynu napojenej na hlavný plynovod (na obrázku nie je znázornený) do distribučného bodu plynu (GRP) 1. Tu je jeho tlak znížený na niekoľko atmosfér a je privádzaný k horákom 2 umiestnené v spodnej časti kotla (takéto horáky sa nazývajú spodné horáky).
Ryža. 3.2. Technologický postup výroby elektriny v plynovej tepelnej elektrárni
Samotný kotol je konštrukcia v tvare U s obdĺžnikovými plynovými potrubiami. Ľavá strana sa nazýva ohnisko. Vnútro pece je voľné a prebieha v ňom spaľovanie paliva, v tomto prípade plynu. Na tento účel je k horákom nepretržite privádzaný horúci vzduch pomocou špeciálneho ventilátora 28, ohrievaného v ohrievači vzduchu 25. Na obr. 3.2 je znázornený takzvaný rotačný ohrievač vzduchu, ktorého akumulačný obal je v prvej polovici otáčky ohrievaný odvádzanými spalinami a v druhej polovici otáčky ohrieva vzduch prichádzajúci z atmosféry. Na zvýšenie teploty vzduchu sa používa recirkulácia: časť spalín opúšťajúcich kotol, so špeciálnym recirkulačným ventilátorom 29 sa privádza do hlavného vzduchu a zmiešava sa s ním. Horúci vzduch sa zmiešava s plynom a privádza sa cez horáky kotla do jeho pece – komory, v ktorej sa spaľuje palivo. Pri horení vzniká fakľa, ktorá je silným zdrojom žiarivej energie. Pri spaľovaní paliva sa teda jeho chemická energia premieňa na tepelnú a sálavú energiu horáka.
Steny pece sú lemované sitami 19 - potrubiami, do ktorých je privádzaná napájacia voda z ekonomizéra 24. Na schéme je znázornený takzvaný prietokový kotol, v ktorého sitách je napájacia voda, prechádzajúca potrubným systémom kotla. len raz sa zahreje a vyparí, pričom sa zmení na suchú nasýtenú paru. Široko používané sú bubnové kotly, v ktorých sitoch opakovane cirkuluje napájacia voda a para sa oddeľuje od kotlovej vody v bubne.
Priestor za kotlom je pomerne husto vyplnený rúrkami, vo vnútri ktorých sa pohybuje para alebo voda. Vonku sú tieto rúry obmývané horúcimi spalinami, ktoré sa pri prechode do komína 26 postupne ochladzujú.
Suchá nasýtená para vstupuje do hlavného prehrievača, ktorý pozostáva zo stropu 20, sita 21 a konvekčných 22 prvkov. V hlavnom prehrievači stúpa jeho teplota a následne aj potenciálna energia. Para vysokých parametrov získaná na výstupe z konvekčného prehrievača opúšťa kotol a vstupuje parovodom do parnej turbíny.
Výkonná parná turbína sa zvyčajne skladá z niekoľkých, akoby samostatných turbín - valcov.
Do prvého valca - vysokotlakového valca (HPC) 17 je privádzaná para priamo z kotla, a preto má vysoké parametre (pre SKD turbíny - 23,5 MPa, 540 ° С, t.j. 240 at/540 °С). Na výstupe z HPC je tlak pary 3–3,5 MPa (30–35 atm) a teplota 300–340 °C. Ak by para pokračovala v expanzii v turbíne ďalej od týchto parametrov až po tlak v kondenzátore, potom by sa natoľko namočila, 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 do takzvaného medziprehrievača 23. V ňom para opäť padá vplyvom horúcich plynov kotla, jej teplota stúpne na pôvodnú teplotu (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 atm) 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 ktorého statorových vinutiach sa generuje elektrický prúd. Transformátor zvyšuje svoje napätie, aby sa znížili straty vo vedení, časť vytvorenej energie odovzdá na napájanie vlastných potrieb TE a zvyšok elektriny uvoľní do elektrizačnej sústavy.
Kotol aj turbína môžu pracovať len pri veľmi vysoká kvalita napájacia voda a para, čo umožňuje len zanedbateľné nečistoty iných látok. Navyše spotreba pary je enormná (napr. vo výkonovej jednotke 1200 MW sa za 1 sekundu odparí viac ako 1 tona vody, prejde turbínou a skondenzuje). Preto je normálna prevádzka pohonnej jednotky možná iba pri vytváraní uzavretého cyklu cirkulácie pracovnej tekutiny vysokej čistoty.
Para opúšťajúca turbínu LPC vstupuje do kondenzátora 12 - výmenníka tepla, cez ktorého rúrky nepretržite prúdi chladiaca voda, dodávaná 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 m s výstupným priemerom 40–70 m, ktorá vytvára vlastný ťah vzduchu vstupujúceho zospodu cez štíty vedenia vzduchu.
Vo vnútri chladiacej veže vo výške 10–20 m je inštalované zavlažovacie (sprinklerové) zariadenie. Vzduch pohybujúci sa nahor spôsobuje, že sa niektoré kvapôčky (asi 1,5-2%) odparia, čím sa voda prichádzajúca z kondenzátora a zohriata v ňom ochladzuje. Ochladená voda sa zhromažďuje dole v bazéne, prúdi do predkomory 10 a odtiaľ je privádzaná obehovým čerpadlom 9 do kondenzátora 12 (obr. 3.2).
| Ryža. 3.3. Chladiaca veža s prirodzeným ťahom |
| Ryža. 3.4. Vzhľad chladiaca veža |
Spolu s obehovou 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 prstencového priestoru kondenzátora kondenzuje a steká dole; Vzniknutý kondenzát je privádzaný čerpadlom 6 kondenzátu cez skupinu nízkotlakových regeneračných ohrievačov (LPH) 3 do odvzdušňovača 8. V LPH teplota kondenzátu stúpa v dôsledku kondenzačného tepla pary odoberanej z turbína. Tým sa znižuje spotreba paliva v kotle a zvyšuje sa účinnosť elektrárne. V odvzdušňovači 8 prebieha odvzdušňovanie - odstraňovanie v ňom rozpustených plynov z kondenzátu, ktoré narúšajú činnosť kotla. Nádrž odvzdušňovača je zároveň nádobou na napájaciu vodu kotla.
Z odvzdušňovača je napájacia voda dodávaná napájacím čerpadlom 7, poháňaným elektromotorom alebo špeciálnou parnou turbínou, do skupiny vysokotlakových ohrievačov (HPH).
Regeneračný ohrev kondenzátu v HDPE a HPH je hlavným a veľmi výnosným spôsobom zvýšenia účinnosti TPP. Para, ktorá expandovala v turbíne od vstupu do extrakčného potrubia, vytvorila určitý výkon a po vstupe do regeneračného ohrievača odovzdala svoje kondenzačné teplo do napájacej vody (a nie do chladiacej!), čím sa zvýšila. teplotu a tým šetrí spotrebu paliva v kotle. Teplota napájacej vody kotla za HPH, t.j. pred vstupom do kotla je to v závislosti od počiatočných parametrov 240–280°C. Tým je uzavretý technologický paro-vodný cyklus premeny chemickej energie paliva na mechanickú energiu otáčania rotora turbínovej jednotky.