Дипломная работа: Органическое топливо

Паротурбинные установки большой мощности требуют умеренных начальных капиталовложений, небольшое количество обслуживающего персонала (1 чел. на 2 - 5 МВт) и могут использовать, если это выгодно, низкокачественное топливо с высокой влажностью и зольностью.

Рисунок 2 - Принципиальная схема конденсационной электростанции (КЭС).: 1 - котлоагрегат; 2 - паропровод; 3 - паровая турбина; 4 - промежуточный пароперегреватель; 5 - турбоэлектрогенератор; 6 - конденсатор; 7 - насосы; 8 - регенеративные подогреватели; 9 - деаэратор; 10 - водоподготовительная установка.

Все это обеспечивает паротурбинным установкам преобладающую роль в мощной стационарной энергетике.

Паротурбинные электростанции разделяются на два основных класса: конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ).

Принципиальная схема конденсационной и электрической станции (КЭС) - установки, вырабатывающей только электроэнергию, показана на рисунке 2.

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) вырабатывает не только электроэнергию, но и низкопотенциальное тепло в виде пара низкого давления или горячей воды. Пар обычно используется для заводских технологических целей, а горячая вода - для отопления и бытовых потребностей. Принципиальная схема ТЭЦ приведена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Принципиальная схема теплоэлектроцентрали (ТЭЦ): 1 - котлоагрегат; 2 - паропровод; 3 - паровая турбина; 4 - турбоэлектрогенератор; 5 - конденсатор; 6 - насосы; 7 - регенеративные подогреватели; 8 - деаэратор; 9 - водоподготовительная установка; 10 - отбор пара на производство; 11 - сетевая вода; 12 - подогреватель сетевой воды.

Схема ТЭЦ отличается от схемы КЭС наличием отборов пара из турбины не только для подогрева питательной воды, но и для отпуска пара потребителю и для подогрева циркулирующей по отопительным (теплофикационным) сетям города воды (так называемой сетевой воды). Конденсат подогревателей сетевой воды возвращается в котлоагрегат, но конденсат пара, отданного на производство, частично не возвращается. Поэтому на ТЭЦ водоподготовительная установка должна иметь производительность, достаточную для покрытия всех потерь конденсата (до 30 - 50% и более от расхода пара).

При отпуске тепла от электростанций с газовыми турбинами (рис.4) требуются газоводяные подогреватели, а при отпуске его от электростанций с двигателями внутреннего сгорания - котлы-утилизаторы, использующие тепло охлаждающей воды рубашек и выхлопных газов от двигателей. Аналогичные котлы-утилизаторы иногда обогреваются отходящими газами печей при их достаточно высокой температуре. Такое использование теплоносителя, обычно газов, уже полезно отдавших часть своего тепла в зоне высоких или средних температур, для последующего получения теплоносителя низких температур может дать существенную экономию топлива, а потому оно нередко применяется в тепловом хозяйстве промышленных предприятий.

Рисунок 4 - Схема газотурбинной установки: 1 - насос; 2 - компрессор; 3 - камера сгорания; 4 - турбина; 5 - электрогенератор.

Однако использование этих, как их называют - вторичных тепловых ресурсов играет подсобную роль, обеспечивая экономию топлива при их использовании совместно с основными источниками теплоснабжения - котельными или ТЭЦ. Аналогично этому сравнительно небольшая электрическая мощность электростанций с газовыми турбинами или двигателями внутреннего сгорания ограничивает возможности их использования в качестве основных источников теплоснабжения для крупных систем. Более перспективны так называемые парогазовые ТЭЦ, на которых установлены газовые и паровые турбины, работающие в общем цикле (рис.5).

Рисунок 5 - Принципиальная схема парогазовой установки ПГУ-200-130: 1 - компрессор; 2 - газовая турбина; 3, 15 - электрогенераторы; 4 - экономайзер первой ступени; 5 - экономайзер второй ступени; 6 - экономайзер третьей ступени; 7, 12 - подогреватели низкого давления; 8 - питательный насос; 9 - подогреватель высокого давления; 10 - парогенератор; 11 - деаэратор; 13 - насос; 14 - конденсатор; 16 - паровая турбина.

По прогнозу, опубликованному World Coal Institute, при сегодняшних темпах добычи ископаемого топлива доказанных мировых запасов нефти хватит всего на 45 лет, природного газа - на 65 лет, угля - более чем на 200 лет. Для России характерно примерно такое же соотношение. Поэтому основную долю в структуре энергетических мощностей России на ближайшую перспективу будут составлять угольные тепловые электрические станции (ТЭС), дающие наибольшее количество вредных выбросов.

Известно, что на каждую 1000 МВт • ч произведенной электрической энергии на традиционных ТЭС вредные выбросы составляют: SO2 - 31,8 т; NOX - 3,0 т; СО2 - 870 т. При этом в отвал идет 73 т золы и шлака, сбрасывается (6 - 8) • 106 МДж теплоты и потребляется 633 т атмосферного кислорода.

Проектируемые в последние годы в России ТЭС с серо - и азотоочисткой позволят снизить выбросы оксидов серы на 95%, оксидов азота - на 80%. Однако, использование дополнительного газоочистного оборудования увеличивает на 30 - 50% капитальные вложения на сооружение ТЭС, а затраты энергии на собственные нужды - с 5 - 7 до 12 - 15%. К тому же резко возрастают расходы воды, площади земель, отчуждаемых под ТЭС, дополнительные эксплуатационные затраты на дорогостоящие реагенты, катализаторы и пр. Все это вместе приводит к существенному увеличению сроков окупаемости капитальных вложений на сооружение новых ТЭС. К тому же используемые методы очистки не исключают полностью вредных выбросов ТЭС и ведут даже к некоторому увеличению количества сбросного тепла и выбросов СО2.

Стоимость установленного киловатта на вновь проектируемых пылеугольных ТЭС, с учетом использования природоохранных технологий и ограничения мощности для уменьшения воздействия на окружающую среду, резко возросла. Так, если стоимость установленного киловатта на Березовской ГРЭС-1 мощностью 6400 МВт, проект которой был выполнен в 1989 г., составляла 345 долл. США, то стоимость установленного киловатта на проектируемой в настоящее время новой Ростовской ГРЭС мощностью 1280 МВт с котлами ЦКС превышает 1000 долл. США. Для станций же мощностью 120 МВт на отвальной породе (также с котлами ЦКС) стоимость установленного киловатта в настоящее время достигает 2000 долл. США.

Наиболее крупным, проверенным на практике и имеющим минимальный срок окупаемости является проект установки электрогенерирующих комплексов с противодавленческими турбинами вместо дроссельно-регулирующих устройств. Энергоблоки единичной мощностью от 0,5 до 25 МВт могут устанавливаться на предприятиях РАО "ЕЭС России", в нефтяной и газовой отраслях, металлургии и пищевой промышленности, в жилищно-коммунальном хозяйстве. Производителями энергетического оборудования для этой технологии являются российские конверсионные предприятия: ОАО "Калужский турбинный завод", ОАО "Пролетарский завод", ОАО "Электросила", ОАО "Привод", ОАО "Сафоновский машиностроительный завод", электротехнические и металлургические заводы. Общий потенциал использования подобной технологии, по оценке, составляет 15-17 млн кВт. Стоимость 1 кВт установленной мощности уменьшается с 450 долл. США для энергокомплекса мощностью 0,5 МВт до 250 долл. для энергокомплексов мощностью более 6 МВт. Количество топлива для выработки 1 кВт-ч составляет 140-150 г у. т., срок окупаемости проекта для отдельной установки находится в пределах 1-2 лет. Ежегодный выпуск энергооборудования в России может быть доведен до 400-500 МВт в год.

Аналогичной по экономическим показателям является технология производства электроэнергии с установкой в качестве привода электрогенератора газовой турбины перед имеющимся паровым или водогрейным котлом. В этом случае котлы будут работать с использованием тепла продуктов сгорания, выходящих из газовых турбин. Однако в настоящее время в нашей стране отсутствует серийное производство стационарных высокоэффективных газовых турбин для привода генератора. Несмотря на то что на территории России создаются или уже созданы совместные предприятия с западными фирмами АВВ, "Сименс", "Дженерал электрик", трудно ожидать быстрого развития этого направления в течение ближайших лет, так как для этого потребуются опытно-промышленные испытания этой технологии.

В другом крупном проекте внедрения бестопливных технологий в РАО "Газпром" предусмотрена установка блочных электрогенерирующих комплексов единичной мощностью 6-7 МВт с конденсационными турбинами на газокомпрессорных станциях магистральных трубопроводов. В качестве тепла предлагается использовать энергию отработавших в газовой турбине компрессора продуктов сгорания с температурой более 350 °С. Общий потенциал энергосбережений на компрессорных станциях ориентировочно составляет 4-5 млн кВт. Экономия топлива достигнет 8 млн т у. т. в год. Стоимость 1 кВт установленной мощности - 700 долл. США, срок окупаемости проекта для РАО "Газпром" - 2 года. Для широкого внедрения технологии необходимо завершить изготовление опытного образца и провести испытания на ГКС "Чаплыгин" ГП "Мострансгаз".

Прошли первые опытно-промышленные испытания энергосберегающей технологии производства электроэнергии с использованием в качестве привода электрогенератора двух газорасширительных турбин мощностью по 5 МВт, созданных АО "Криокор" и работающих на перепаде давления природного газа. Общий потенциал перепада давлений, по оценке ЭНИНа, составляет 3000 МВт. В то же время следует заметить, что за последние 5 лет не введено дополнительно ни одного энергоблока такого типа. Ожидать существенного изменения темпа внедрения этой технологии при отсутствии конкретных организационных мероприятий не следует.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15