Тема 5. Оптимизация структуры генерирующих мощностей (выбор типа и мощности источников) Раздел 5. 1. Электростанции и котельные на органическом топливе 5. 1. 1. Электростанции с паротурбинными установками ( блоками) на органическом топливе 5. 1. 2. Электростанции с парогазовыми установками 5. 1. 3. Совершенствование технологий подготовки и сжигания угля 5. 1. 4. Когенерация 1
Раздел 5. 1. Оптимизация структуры генерирующих мощностей (выбор типа и мощности источников). Электростанции и котельные на органическом топливе Для данного региона выбор способа (-ов) энергообеспечения осуществляется с учётом: - уровня и профиля экономики, - количества и плотности населения, - наличных энергоресурсов, - географо-климатических условий, - степени изношенности основных фондов в энергетическом секторе региона, - возможностей энергомашиностроительных предприятий России и доступности зарубежного оборудования, - мнения большинства населения (Пример с АЭС в Томской обл. ) Современный технологический уровень предоставляет большие возможност для выбора пути развития электроэнергетики : 1. По типу первичного энергоресурса: «топливная триада» – «вспомогательное» топливо – ядерное топливо – гидроэнергия – нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы 2. По мощности и типу генерирующих установок и схеме их подключения к потребителям: сетевая ( «большая» ) – автономная/распределённая ( «малая» )
При опоре на топливную энергетику выбор способа (-ов) энергообеспечения касается: 1) 2) Топлива: твёрдое – жидкое – газообразное Способа преобразования топлива в электроэнергию: прямое сжигание – сжигание с промежуточными преобразованиями топлива – химическое преобразование, 3) Типа энергоагрегата: ПСУ – ПГУ – ГТУ – ПГУ с комбинированным циклом – электрохимические преобразователи (топливные элементы) – ДВС и «Стирлинг» – ДУ – ДГУ – ГПУ 4) Способов наращивания мощности: реконструкция – новое строительство. Вследствие физического износа к 2020 г. закончится парковый ресурс 115 из 140 млн к. Вт действующих ТЭС
Стоимость технологий
ТЕХНОЛОГИИ НА ИСКОПАЕМОМ ТОПЛИВЕ
Динамика установленной мощности на российских электростанциях основных типов Уст. мощн. Всего: ГВт % ГЭС, ГАЭС, % ТЭЦ, % КЭС, % ТЭЦ+КЭС, % 2000 г. 2010 г. 2020 г. 205, 8 100 44, 4 21, 5 21, 3 10, 3 76, 1 37 64 31, 2 223 -243 100 48 -49 21, 5 -20, 2 30 -32 13, 4 -13, 2 80 -84 35, 9 -34, 6 65 -78 29, 1 -32, 1 246 -320 100 52 -54 21 -17 37 -51(55 -60) 15, 5 -16, 0(20 -25) 89 -108 36, 5 -34 67 -106 27 -33 68, 2 65 - 66, 7 63, 5 -67
Факторы, обеспечивающие востребованность топливной генерации - минеральных топливных ресурсов достаточно, по крайней мере, до конца ХXI в. , - КПД тепловых электростанций продолжает расти (от 10% в 1900 г. до >50% в 2020 г. ), (след. слайд), - топливная энергетика становится «дружелюбнее» (more friendly) к окружающей среде, - развитию альтернативных видов генерации (атомной, «большой» гидроэнергетики, нетрадиционной возобновляемой и др. ) препятствует ряд сложных проблем.
КПД, % 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Год
5. 1. 1. Электростанции с паросиловыми установками 1 (блоками) на органическом топливе. 2 Повышение эффективности и экологической безопасности паро- силовых. установок (ПСУ): 3 • увеличение единичной мощности ПСУ до 400 -1100 МВт. • перевод ПСУ на критические и ультра - суперкритические параметры пара (Р=24 -30 МПа, Т=580 -610 град. С), • применение холодной циркуляционной воды с глубоким вакуумом. Результаты: - достигнут КПД=45 -48%, - снижение выбросов на десятки %, - к 2015 г. запланировано повысить Р до 37, 5 МПа, Т – до 700 град. С, КПД – до 53 -54%. • применение передовых технологий сжигания и конверсии угля: • совершенствование топок с традиционным факельным сжиганием топлива: • а) измельчение угля не до 90 -100 мкм, а до 5 -40 мкм, • б) «подсветка» - использование вместо воздуха горючего газа (природного, ШМ, ПНГ или даже водорода), • сжигание и газификация угля в шлаковом расплаве (Integrated gasification combined cycle - IGCC-технология), • сжигание угля в кипящем слое и циркулирующем кипящем слое.
5. 1. 2. Электростанции с парогазовыми установками (ПГУ) ПГУ = паросиловая + газотурбинная установка (ГТУ). В ГТУ турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить природный газ, продукты нефтепереработки (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из неё все ещё имеют высокую температуру. С выхода из ГТУ продукты сгорания попадают в ПСУ, в котелутилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 0 С позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атм. ) Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.
Преимущества и недостатки ПГУ • ПГУ позволяют достичь электрического КПД более 60 %. (У работающих отдельно ПСУ КПД обычно находится в пределах 3345 %, у ГТУ — в диапазоне 28 -42 % • Низкая стоимость единицы установленной мощности • ПГУ потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с ПСУ (Последние потребляют около 120 л воды на 1 к. Вт. ч электроэнергии). • Короткие сроки возведения (9 -12 мес. ) • Компактность ПГУ позволяет сооружать их непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на доставку топлива и передачу электроэнергии. • Меньшие техногенные воздействия на ОС. • Низкая единичная мощность (160 -972, 1 МВт на 1 блок), (современные ТЭС имеют ПСУ мощностью до 1200 МВт, АЭС — 1200 -1600 МВт). • Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива. • Большая акустическая нагрузка на персонал.
ПГУ в России • 2 ПГУ мощностью по 450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ и 1 ПГУ мощностью 450 МВт на Южной ТЭЦ в Санкт-Петербурге • 2 ПГУ мощностью по 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2 • 2 ПГУ мощностью по 220 МВт на Тюменская ТЭЦ-1 • 2 ПГУ мощностью 450 МВт на ТЭЦ-27 и 1 ПГУ на ТЭЦ-21 в Москве • 1 ПГУ мощностью 325 МВт на Ивановской ГРЭС • 3 энергоблока на Сочинской ТЭС. Два энергоблока мощностью 39 МВт каждый (1 -я очередь строительства). Один энергоблок 80 МВт (2 -я очередь строительства) • 2 энергоблока мощностью по 121 МВт на ТЭС Международная (г. Москва, Ситиэнерго) • 1 ПГУ мощностью 400 МВт на Шатурской ГРЭС • 1 ПГУ мощностью 420 МВт на Краснодарская ТЭЦ • 1 ПГУ мощностью 230 МВт на Челябинской ТЭЦ-3 • 1 ПГУ мощностью 410 МВт на Среднеуральской ГРЭС • 1 ПГУ мощностью 410 МВт на Невинномысской ГРЭС • 1 ПГУ мощностью 220 МВт на ТЭЦ-12 На сегодня в России в эксплуатации находятся несколько десятков ПГУ, на различных стадиях проектирования или строительства несколько установок.
Изменения технологической структуры производства электроэнергии на тепловых станциях России. (Один из прогнозов)
Эффективность работы российских тепловых электростанций в сравнении с зарубежными аналогами Россия Передовые страны Среднее Передовые Среднее значение образцы значение КПД ТЭС на газе, % 38, 5 ПГУ, % 51– 52 КПД ТЭС на угле, % 34 Передовые образцы 40 44– 45 51– 52 54– 55 58 38– 44 37– 40 45– 47
. я ды 40 ан 41 ер л 36 ни я 35 38 ид 37 Да 36 39 Н Ко М ре И я, Р Ф сп ра ан нц ия ия Бе , Г ль ер ги ма я, ни П я ор ту га ли я Ав Ка ст на ри да я , Я по ни я А, Ш ия , И ля нд и ла Зе Гр ец ия ра л 34 ин Ф , С ая Н ов а, ьщ ол П я 33 ан ия ит бр а, ик ек с ст 31 Ав Че хи ия 32 ко я, М я, ци Ро сс 30 Ве ли ур ци АР , Т Ю ве 10 Ш й 27 та 20 Ки ия ия ил аз Бр нд И КПД, % 50 40 30 43 42 0
. Ш И М Р ан а Бр да аз ил ия Н М ов ек ая си ка Ге Зе рм ла ан нд ия ия , Г С Да ре Ш ни ци А, я, Ав я Ф ст ра ри нц я ия Я , Н по ни ид я ер И сп ла ан нд ия Фи нл ы , К ян ор ди ея я , И та ли Бе я ль ги я Ту Лю рц ия кс ем бу рк , К ия нд ар ия , И йц ве Ш ьш ол ия 20 П Ро сс 30 а ве Ав ция ст ра ли я Ки та й я, хи Че КПД, % 60 50 40 50 51 52 53 45 46 47 48 49 42 43 44 37 39 40 41 33 34 35 10 0
Удельный расход топлива (г у. т. /к. Вт. ч) в России и Западной Европе
Динамика снижения средневзвешенного удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии ТЭС 1– только для обеспечения прироста потребления, вариант 2 – для обеспечения потребности в компенсации выводимых из эксплуатации ТЭС.
5. 2. 3. Совершенствование технологий подготовки и сжигания угля Реализованная и прогнозируемая эволюция технологии угледобывающего и энергогенерирующего производства Период и состояние Этапы развития угледобывающих и энергогенерирующих систем 1950— 2000 гг. Широкое пром. paспpoстранение Прямое сжигание угля на пылеугольных электростанциях. Паротурбинные электрогенераторы с выбросами SO, NO, и СО 2. Общий КПД = 0, 3 -0. 35 (I-е поколение) 2000— 2025 гг. Демонстрационные полупромышленные углеэнергетические комплексы Интегрированные углеэнергетические комплексы, внутрицикловая газификация угля с генерированием электроэнергии на парогазотурбинных установках комбинированного цикла с использованием в качестве топлива генераторного газа; минимальные выбросы SO, и No„. Общий КПД = 0, 4 -0, 55 (II-е поколение) 2025— 2050 гг. Демонстрационные полупромышленные углеэнергетические комплексы Интегрированные углеэнергетические комплексы, подземная газификация угля, извлечение угольного метана с генерированием электроэнергии на парогазотурбинных установках комбинированного цикла с минимальными выбросами SO, и NO, . Общий КПД = 0. 45 -0. 6 (III-е поколение) Интегрированные углеэнергетические предприятия на водородном топливе. 2050— 2100 гг. Демонстрационные проекты отдельных углеэнергетических Безлюдная, бесшахтная эксплуатация углеметановых месторождений, получение водорода из генераторного газа и угольного метана, водородные парогазотурбинные установки двойного пароводородного цикла с нулевыми выбросами парниковых газов в атмосферу. Общий КПД = 0. 6 -0. 7 (IV-е
Подготовка и использование угля в угольной энергетике
Перспективы угольной энергетики 1. Приоритетное развитие угольной энергетики в России на ближайшее будущее (следуя общемировым тенденциям) с обязательным использованием современных высокоэффективных и экологически чистых технологий сжигания. 2. Радикальный рост объема фундаментальных и прикладных исследований по угольной тематике, включая: - углубленное изучение свойств твердых топлив; - разработку новых видов топлив с улучшенными эксплуатационными, энергетическими и экологическими характеристиками; - изучение процессов горения (в т. ч. беспламенного), пиролиза и газификации с учетом каталитических явлений и механоактивации, а также с использованием различных методов управления; - разработку новых методов комплексной диагностики с высоким пространственным и временным разрешением; - развитие надежных методов численного моделирования топочных процессов с адаптацией к инженерным потребностям.
Продолжение 3. Ускоренное развитие технологий глубокой переработки угля. 4. Разработка и практическая реализация технологий утилизации твердых бытовых и производственных горючих отходов, в особенности, угольных шламов, с одновременной выработкой тепловой и электрической энергии. 5. Применение нетрадиционных подходов в угольной энергетике, включая микроуголь, каталитические и плазменные технологии, ВУТ, нанотехнологии, топливные элементы, СВЧ-технологии и др. 6. Организационное и финансовое обеспечение развития угольной тематики: - центры угольных технологий - федеральная программа по чистой угольной энергетике - технологические платформы - лоты в рамках действующих ФЦП - инновационные программы госкорпораций - повышение роли Кем. НЦ и КНЦ СО РАН в исследованиях и разработках по угольной тематике
Интегрированная углегазификационная установка комбинированного цикла (IGCC - Integrated Gasification Combined Cycle) 1 — углегазификатор; 2 — сероудалитель; 3 — газоочистка; 4 — газовая турбина; 5 — генератор газовой турбины; 6 — теплообменник; 7 — паровая турбина; 8 — генератор паровой турбины; 9 — сухая азотоочистка; 10 — бункер-пылесборник; 11 — дымовая труба; 12 — электроэнергия потребителю; 13 — уголь на газификацию.
Схема прямого преобразования энергии угля в электроэнергию (комбинация прямого химического преобразования с ПГУ комбинированного цикла): 1 — реактор газификатор / газогенератор; 2 — теплообменники; 3 — химическая газоочистка; 4 — химический элемент-батарея (топливный преобразователь) (Fuel Cell); 5 — электроинвертор (преобразователь постоянного тока в переменный); 6 — газовая турбина; 7 — генераторы; 8 — паровая турбина; 9 — сухая азотоочистка; 10 — механическое пылеудаление (бункер для сбора пыли); 11— дымовая труба
Внешний вид ПГУ
5. 1. 4. Когенерация Сравнительный пример применения когенерации Раздельное производство электроэнергии и тепла Когенерация
Различные варианты использования топлива
Рост когенерации в странах ЕС
Другие способы повышения эффективности использования топлива 1. Одновременное производство на энерготехнологических комплексах не только электроэнергии и тепла, но и синтетического жидкого топлива и других полезных продуктов. В их основе преимущественно лежат методы глубокой переработки угля основанные, главным образом, на пиролизе и газификации. 2. Применение тригенерации – преобразовывания в холод части тепловой энергии, потребности в которой могут быть минимальными в летний период. 3. Использование нескольких видов топлива ( многотопливный подход Multifuel concept) для получения электрической и тепловой энергии. В результате резко повышаются эффективность, экономичность, управляемость, маневренность, а также проявляются другие достоинства. Уже эксплуатируются энергоблоки, в котлах которых могут сжигаться природный газ, мазут, древесные пеллеты и солома. Разработан целый ряд других перспективных энерготехнологических схем, куда встроены одновременно несколько устройств разного типа, таких как тепловые насосы, двигатели Стирлинга, топливные элементы, разнообразные химические реакторы. 4. Оптимизация загрузки основного оборудования по теплу и электроэнергии, опираясь на критерии минимизации затрат на сжигаемое топливо, с параллельным формированием (выбором) состава работающего оборудования на уровне электростанции ( в режиме реального времени.
Скачать презентацию Тема 5 Оптимизация структуры генерирующих мощностей выбор типа
5.1.-24.01.12.ppt