Комбинированное и раздельное производство электрической и тепловой энергии

Котельное оборудование.

3.3.1.1. Проверка наличия режимных карт, их своевременного обновления и соответствия нормативным характеристикам. Контроль по каждому котлу ведения режимов в соответствии с режимными картами.

3.3.1.2. Проведение режимно-наладочных испытаний (не реже 1 раза в 3 года).

3.3.1.3. Контроль за присосами воздуха в топочную камеру и газоходы.

3.3.1.4. Использование кислородомеров для контроля за режимом горения топлива и расчета коэффициента избытка воздуха в топках котлов.

3.3.1.5. Оценка работоспособности систем авторегулирования в пусковых режимах котлов и качества работ регуляторов.

3.3.1.6. Проведение регулярных (не реже 1 раза в месяц) анализов состава продуктов сгорания.

3.3.1.7. Организация контроля за параметрами пара и мазута, подаваемых на котлы (температурой и давлением) для форсунок.

3.3.1.8. Проверка состояния расходомерных устройств и их соответствия требованиям правил Госстандарта России (топливо, пар, горячая вода и др.).

3.3.1.9. Проверка баланса по расходу газа между расходомерами коммерческого учета и расходомерами поагрегатного учета газа на котлах.

3.3.1.10. Оценка технического состояния узлов и элементов каждого котла:

изоляции и обмуровки оборудования и трубопроводов пара и горячей воды, а также арматуры (проверка документов по паспортизации изоляции);

калориферов для подогрева воздуха, поступающего в ВЗП паровых котлов;

вспомогательных механизмов котлов: дымососов, дутьевых вентиляторов, мельниц и т.д. (анализ характеристик их работы, загрузки в соответствии с характеристиками, проверка использования вторых скоростей для дымососов и вентиляторов);

пароперегревателя (количество отглушенных пакетов, наличие шлака, технические показатели);

экономайзера (технические показатели, целостность);

воздухонагреватели (чистота трубок, технико-экономические показатели работы); топки (состояние холодной воды и примыканий пылеугольных шахт, наличие открытых лючков-гляделок и люков, зашлакованность. режим горения факела и т.д.);

схем обдувки поверхностей нагрева; организация забора воздуха на котлы (горелки, форсунки, дутье).

3.3.1.11. Анализ загрузки котлов по сторонам топки, пароперегревателя в соответствии с режимными картами.

3.3.1.12. Контроль работоспособности автоматики на каждом котле (горения, впрыска, продувки и т.д.); оценка расходов пара на впрыск и продувку, сопоставление их с нормативными значениями.

3.3.1.13. Выявление причин неплановых пусков котлов, сопоставление фактических затрат топлива, тепла и электроэнергии на пуски с их нормативными значениями.

3.3.1.14. Выполнение инструментального обследования котлов с целью оценки их фактического состояния, сооружений, зданий, схем котельного цеха. При обследовании обратить внимание на:

фактические присосы;

избытки воздуха в топке при сжигании различных видов топлива;

значение CO в уходящих дымовых газах;

температуру уходящих газов;

температуру питательной воды на входе в барабан;

температуру питательной воды на входе в экономайзер, нагрев в нем питательной воды;

значение продувки котла;

состояние внутренних поверхностей нагрева (объем отложений по результатам анализа к
Анализ ведения водно-химического режима котлов, в том числе проверка загрязненности поверхностей нагрева: экономайзера, экранов, ВЗП. конвективных труб водогрейных котлов; оценка влияния загрязненности поверхностей на перерасход топлива.

3.3.1.16. Анализ проведения очисток котлов от внутренних отложений: обоснованности очисток, расхода топлива и электроэнергии на очистку котлов в сравнении с нормативным (сравнение по чистоте очисток и расходам, включая также расход на водоподготовку на нужды очисток, на обезвреживание откаточных растворов).

3.3.1.17. Анализ консервации котлов: обоснованности технологии, фактических затрат топлива и электроэнергии на консервацию и расконсервацию, на обезвреживание растворов-консервантов.

3.3.1.18. Анализ энергетических потерь на продувку котлов (в пересчете на условное топливо): обоснованности значения непрерывной продувки, частоты и длительности периодических продувок, энергетических потерь непосредственно на продувки, энергетических потерь на подготовку воды, замещающей продувочную воду; учет продувок (по расходомерам и по данным химического контроля).

3.3.1.19. Сопоставление фактических показателей работы котлов и результатов их инструментального обследования с их нормативными значениями и на основе анализа состояния узлов и элементов котлов определение конкретных причин отклонений показателей от нормативных характеристик:

температуры уходящих газов за последней поверхностью нагрева (дымососом);

коэффициента избытка воздуха в режимном сечении;

присосов воздуха в топку и конвективную шахту;

потерь тепла с механической и химической неполнотой сгорания;

расходов электроэнергии на механизмы собственных нужд (дутьевые вентиляторы, дымососы, мельницы, питательные насосы);

расходов тепла на собственные нужды (отопление и вентиляцию, мазутное хозяйство, размораживающее устройство, калориферы, обдувку поверхностей нагрева, потери с продувкой, водоподготовительную установку).

Теоретической базой процесса энергосбережения является эксергетический метод анализа действующих или проектируемых технологических систем. Составленный на основе первого и второго законов термодинамики, он позволяет выполнить как относительную (эксергетический КПД), так и абсолютную оценку степени термодинамического совершенства системы. При анализе учитывают затраченную эксергию и получаемый при этом эксергетический КПД. Задача состоит в том, чтобы подведенная эксергия в анализируемую систему была минимальной и реализовывалась с максимально возможным эксергетическим КПД. Сформулированные на этой основе термодинамические требования могут быть положены в основу модернизации существующей или синтеза принципиально новой технологической схемы производства с низкими затратами энергии.

В качестве абсолютной меры степени термодинамического совершенства технологической системы принята величина подвода энергии от внешнего источника. При таком подходе по умолчанию принимается, что все выходящие из системы тепловые потоки отводятся в окружающую среду, т.е. не участвуют в процессе теплопередачи и не могут совершать полезную работу. В качестве относительной меры термодинамического совершенства здесь выступают тепловые и термические КПД.

Уравнение (1.2), полученное по методу энергетических балансов, с одной стороны, дает для простых конденсационных установок хорошую увязку всех входящих КПД, однако количественный анализ этих КПД показывает ложную картину распределения перерасхода топлива, вызванного тепловыми процессами в элементах оборудования. Так, например, потери теплоты в котельной установке составляют всего 10 – 15 %, а в конденсаторе достигают 60 %. В действительности относительный перерасход топлива, 12 вызванный процессами в котельной установке и конденсаторе, составляет величины 60-80 % и 5-7 %, соответственно.

Общим недостатком рассмотренных КПД (все ранее терм и эл) является невозможность оценки степени термодинамического совершенства рассматриваемой энерготехнологической системы. Составленные на основе закона сохранения энергии, они лишь определяют степень совершенства теплоизоляции и в некоторых случаях отвод энергии и вещества в окружающую среду. При использовании составляющих энергетического баланса качественное различие входящих в него величин не учитывается, поскольку с позиций первого закона термодинамики все формы энергии равноценны

ТУРБИНЕ ----- В качестве меры термодинамического совершенства процесса в выпарных батареях используется величина удельного расхода пара, которая определяет подвод энергии от внешнего источника на выпаривание, отнесенный к количеству выпаренной воды или к единице выпускаемой продукции.

Можно привести целый ряд других примеров применения различных удельных показателей для оценки энергетической эффективности тех или иных процессов или установок. Общим недостатком такого способа оценки термодинамического совершенства технологической системы является большое количество показателей и их неуниверсальность.

Эксергетический метод анализа

При анализе термодинамических систем необходимо учитывать, наряду с первым, второй закон термодинамики. Метод термодинамического анализа, учитывающий при анализе технологических систем как первый, так и второй закон термодинамики, называется эксергетическим. Этот метод термодинамического анализа основан на введении понятия термодинамических потенциалов. Обоснованно выбранные термодинамические потенциалы позволяют определить работоспособность потоков вещества и энергии в любой точке рассматриваемой системы.

Большое значение при этом методе анализа приобретает окружающая технические системы среда. Следует отметить, что все реальные технические процессы происходят в условиях взаимодействия с окружающей средой. Окружающая среда характеризуется тем, что ее параметры не зависят от параметров рассматриваемой системы и в большинстве задач могут считаться постоянными. Примерами такой среды могут быть атмосфера, морская вода, космическое пространство.

С этой точки зрения, во всех энергетических превращениях, обеспечивающих работу технических систем, может использоваться энергия двух видов: - энергия, полностью превратимая в любой другой вид энергии, независимо от параметров окружающей среды – «организованная» форма энергии. Это, например, механическая, электрическая или химическая энергия; - энергия, которая не может быть полностью превращена в другой вид энергии; ее превратимость определяется как собственными параметрами, так и параметрами окружающей среды – «неорганизованная» форма энергии. Например, энергия, передаваемая в виде теплового потока, энергия излучения и т.д.

Эксергия системы в данном состоянии измеряется количеством механической или другой полностью превратимой энергии, которая может быть получена от системы в результате ее обратимого перехода из данного состояния в состояние равновесия с окружающей средой. Та часть энергии системы, которая не может быть превращена в организованную энергию, получила название анергии

Таким образом, при определении эксергии объектом рассмотрения являются, прежде всего, сама система, затем окружающая среда и, наконец, внешние объекты в окружающей среде, которые могут служить источниками или приемниками энергии. Эксергия, как и энергия системы, в каждом данном состоянии имеет фиксированное значение

Закон термодинамики

2 ЗАКОН ТЕРМОДИНАМИКИ

ТЕПЛОВАЯ МАШИНА 2 РОДА-----ЦИКЛИЧЕСКИ РАБОТАЮЩАЯ МАШИНА ----

3 ЗАКОН ТЕРМОДИНАМИКИ

Третий закон термодинамики формулируется следующим образом: « Приращение энтропии при абсолютном нуле температуры стремится к конечному пределу, не зависящему от того, в каком равновесном состоянии находится система ».

или

где х — любой термодинамический параметр системы (давление, объём и др.).

х существует несколько. Но смысл их всех одинаков: « энтропия любого тела при температуре абсолютного нуля также равна нулю ».

Считается, что если термодинамическая система переходит из одного состояния в другое при температуре, близкой к абсолютному нулю, то энтропия не изменяется.

Чтобы охладить термодинамическую систему до абсолютного нуля, нужно отводить теплоту и уменьшать температуру системы. Теплота отводится в результате изотермического процесса, а температура уменьшается адиабатически. Следовательно, эти процессы нужно чередовать. Но если отводится теплота, то изменяется энтропия. Согласно теореме Нернста, изменения энтропии при Т → 0 не происходит. Поэтому абсолютного нуля достичь невозможно. К нему можно только приблизиться.

5. Основные источники энергетических потерь при эксплуатации турбинного оборудования ТЭС.

удельного расхода тепла брутто на турбину (турбинную установку) на выработку электроэнергии;

параметров свежего пара и пара после промперегрева;

температуры питательной воды по ступеням системы регенеративного подогрева;

вакуума в конденсаторе основной или приводной турбины;

давления пара в контрольных ступенях турбины;

КПД брутто котла (котельной установки);

коэффициента избытка воздуха (содержания кислорода) в режимном сечении;

присосов воздуха в топочную камеру, конвективную шахту, газоходы котлов;

температуры уходящих газов за последней поверхностью нагрева конвективной шахты (дымососом);

содержания горючих веществ в шлаке и уносе;

затрат электроэнергии на механизмы собственных нужд:

- циркуляционные, конденсатные насосы турбин;
- питательные насосы котлов;

- дутьевые вентиляторы, дымососы;

- системы пылеприготовления;

затрат тепла на собственные нужды:

- мазутное хозяйство (слив, хранение, подогрев перед сжиганием);

- размораживающее устройство;

- калориферную установку;

- водоподготовителъную установку;

- отопление и вентиляцию производственных зданий и сооружени

На 4-5 и 6-7-9

6. Основные источники энергетических потерь при эксплуатации основного оборудования объектов «малой» энергетики.

Это, прежде всего, связано с уменьшением запа- сов органического топлива и, соответственно, резким увеличением его стоимости, что при- водит к нарушению и перебоям снабжения отдельных регионов и потребителей топли- вом, тепловой и электрической энергией. Од- ним из реальных направлений решения сло- жившейся проблемы является развитие ма- лой энергетики. Большим потенциалом здесь обладает процесс совместной выработки электрической и тепловой энергии – когене- рация, которая, помимо всего прочего, созда- ет возможность для развития всей экономики страны [1]. Реконструкция и перевод действующих котельных в мини-ТЭЦ (электрической мощ- ностью до 50 МВт), расположенных в непо- средственной близости от конечного потре- бителя, дает возможность вырабатывать электрическую и тепловую энергию, как на собственные нужды станции, так и получать дополнительную прибыль от ее реализации в энергосистему. Тем более, что на современном этапе развития турбиностроения в качестве рабо- чих тел в замкнутом цикле возможно приме- нение, как водяного пара, так и жидкостей, имеющих низкие температуры кипения, реа- лизуя органический цикл Ренкина (ОRС) [2]. ПРЕИМУЩЕСТВА КОГЕНЕРАЦИИ. Мини-ТЭЦ может использоваться в ка- честве основного или резервного источника электроэнергии для объектов коммунального хозяйства и очистных сооружений, предпри- ятий промышленности и сельского хозяйства,

Когенерация - высокоэффективное использование первичного источника энергии - газа для получения двух форм полезной энергии - тепловой и электрической. Главное преимущество этой технологии перед обычными технологическими процессами, применяемыми на теплоэлектростанциях, состоит в том, что преобразование энергии происходит с большей эффективностью. Иными словами, система когенерации позволяет использовать то тепло, которое обычно просто теряется. При этом снижается потребность в покупной энергии на величину вырабатываемых тепловой и электрической энергии, что способствует уменьшению производственных расходов.

Нет----потерь энергетических---так как малое произвдство—малые ТЭЦ—а мощность вырабатывается та же

7. Влияние режимов работы основного и вспомогательного оборудования на эффективность работы теплоэнергетических установок.

Подготовительный этап

На этапе подготовки к энергоаудиту происходит

ознакомление со структурой энергоресурсов и затрат,
стоящими перед компанией проблемами и задачами,
составляется техническое задание,
график работ,
программа энергоаудита,
заключается договор.

В конце этого этапа составляется программа проведения будущего энергоаудита, которая согласовывается с руководством.

Учитываются пожелания о приоритетности проведения обязательного энергоаудита на определенных участках или объектах.

Сбор документов и данных

Документальный энергоаудит проводится с целью понять, нужно ли предприятию более детальное энергетическое обследование.

Этот уровень подразумевает исключительно анализ существующей на предприятии документации, а также общее знакомство с компанией:

определяется доля затрат на энергопользование в общей структуре расходов и выявляется динамика изменения этой доли,
происходит сбор исходных данных,
анализ договоров на энергоснабжение,
анализ тарифов и цен,
технические характеристики оборудования,
существующая схема энергосбережения и учета энергоресурсов,
проектные показатели энергоэффективности оборудования.

Отчет по энергоаудиту

В ходе данного этапа

производится документирование результатов энергетического обследования,
проводятся расчеты,
обобщаются выводы на основе полученных данных,
составляется отчет по энергетическому обследованию.

Программа энергосбережения

На этом этапе разрабатывается программа энергосбережения с указанием последовательности реализации мероприятий, сроками окупаемости мероприятий по энергосбережению.

Энергетический паспорт

Итогом все работы по энергетическому обследованию является энергетический паспорт. На этом этапе энергоаудитор

составляет энергопаспорт,
проводит экспертизу энергетического паспорта в СРО,
регистрирует энергопаспорт в СРО и Минэнерго.

С этой целью в процессе работы:

изучается потребление энергоресурсов,
оценивается потенциал энергосбережения,
ведется поиск «слабых мест» с нерациональным потреблением энергоресурсов,
разрабатываются рекомендации по энергосбережению (с разбивкой по затратности) на последующие 5 лет.

Обязательный энергоаудит нужен чтобы:

Выявить оптимальные пути экономии энергоресурсов.
Определить приоритетные и быстро окупаемые энергосберегающие мероприятия и разработать программу по энергосбережению.
Сократить потребление энергоресурсов и, как итог, сократить затраты организации.
Улучшить производительность организации.
Улучшить микроклимат и поднять уровень комфорта пребывания в помещениях.
Для того, чтобы выполнить требования №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности».
Для того, чтобы государство оставило вас в покое.
Для того, чтобы не получить штраф (здесь можно узнать про штрафы, если ваша организация не провела обязательное энергетическое обследование).

9. Основные источники общестанционных энергетических потерь ТЭС.

При эксплуатации традиционных (тур- бинных) электростанций в связи с технологи- ческими особенностями процесса генерации энергии большое количество выработанного тепла сбрасывается в атмосферу через кон- денсаторы пара, градирни и т. п. Большая часть этого тепла может быть утилизирована и использована для удовлетворения тепло- вых потребностей, что повышает эффектив- ность обычных электростанций с 30–50 % до 80–90 % в системах когенерации.

***********сетевая вода----вода а не пар

Системы теплоснабжения

В качестве теплоносителя для отопления применяют воду и очень редко пар, так как вода дает возможность переноса теплоты на большие расстояния с небольшим понижением температуры, обусловленным только тепловыми потерями в окружающую среду, что позволяет поддерживать меньшее давление в отборе турбины для обеспечения требуемой температуры теплоносителя у потребителя. Кроме того, водяные отопительные системы имеют более низкую металлоемкость, требуют меньших капитальных затрат и эксплуатационных расходов, в них проще организовать централизованное регулирование отпуска теплоты.

Трубопроводы, по которым нагретая сетевая вода поступает к потребителю, называются подающими, а вода в подающих трубопроводах - прямой сетевой водой. Трубопроводы, возвращающие охлажденную воду на ТЭЦ, называются обратными, а вода соответственно—обратной сетевой водой.

Водяные системы по способу горячего водоснабжения подразделяются на закрытые (замкнутые) иоткрытые (разомкнутые). В закрытых системах сетевая вода используется только как теплоноситель и из сети не отбирается. Горячая вода для потребителей поступает из сети питьевого водопровода и нагревается в водо-водяных подогревателях сетевой водой.

В открытых системах сетевая вода частично или полностью разбирается абонентами для горячего водоснабжения. При непосредственном водоразборе к бытовым потребителям отводится смесь воды из подающей и обратной сетевых магистралей, так что потери ее в теплосети резко возрастают― от 1― 2 %, которые имеют место в закрытых системах, до 20― 40 % расхода сетевой воды.

К недостаткам открытых систем относится необходимость устройства на ТЭЦ мощной водоподготовки подпиточной воды для ее умягчения, деаэрации и удаления шлама. Остаточная карбонатная жесткость подпиточной воды не должна превышать 0, 7 мг-экв/кг, а содержание кислорода—50 мкг/кг [38]. Несмотря на это, открытая система энергетически выгоднее, так как потери воды в системе восполняются холодной водой, для подогрева которой на ТЭЦ можно эффективно использовать теплофикационные отборы пара пониженного давления или отведенную теплоту конденсаторов турбин.

Преимуществами закрытых систем горячего водоснабжения являются стабильное качество горячей воды, одинаковое с водопроводной водой, простота эксплуатации и контроля благодаря постоянству расхода сетевой воды. К недостаткам закрытых систем относятся усложнение оборудования из-за наличия водо-водяного теплообменника, выпадение накипи в подогревателях вследствие карбонатной жесткости водопроводной воды, коррозия местных систем и теплообменников из-за отсутствия деаэрации водопроводной воды. Выбор закрытой или открытой системы в значительной мере определяется качеством исходной сырой воды, которое, в свою очередь, определяется местными условиями. По технико-экономическим показателям и начальным затратам современные двухтрубные закрытые и открытые системы практически равноценны.

В течение всего отопительного сезона потребителям направляется сетевая вода с постоянным расходом, а ее температура меняется в зависимости от температуры наружного воздуха. Расчетная температура наружного воздуха для каждого населенного пункта определяется как средняя температура наиболее холодных пятидневок, взятых по одной из восьми наиболее холодных зим за последние 50 лет [6, 7]. Расчетный отпуск теплоты от ТЭЦ на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение должен соответствовать нормативным требованиям к системам теплоснабжения при расчетной температуре наружного воздуха.

Повышение температуры прямой сетевой воды при сохранении температуры обратной сетевой воды понижает ее расход, что влечет за собой уменьшение диаметра трубопроводов, сокращение металлоемкости и удешевление теплотрассы. Вместе с тем возрастание температуры прямой сетевой воды требует повышения давления пара в отборах на сетевые подогреватели, что снижает тепловую экономичность электростанции. В настоящее время расчетная температура прямой сетевой воды при централизованном теплоснабжении принята равной 150 ^оС, а на ГРЭС и ТЭЦ небольшой мощности, обслуживающих расположенных в непосредственной близости к ним потребителей, эта температура составляет 130 ^оС. С развитием систем дальнего теплоснабжения возможно повышение расчетной температуры прямой сетевой воды до 170― 180 ^оС.

С повышением температуры наружного воздуха температура прямой сетевой воды понижается и в пределе достигает 70 ^оС в закрытых системах и 60 ^оС—в открытых. Круглогодичные потребители должны получать в течение всего года воду с температурой, нормативное значение которой составляет 50― 75 ^оС.

10. Термотрансформаторы. Типы, возможные режимы работы.

H-s - диаграмме.

ВЫШЕ!!!!!!!!!!

15. Назначение и составные элементы детандер-генераторного агрегата

16. Детандер-генераторные агрегаты. Принципиальные схемы. Процессы

17. . Многоступенчатый подогрев газа в детандер-генераторных агрегатах.

18. Основные методические положения оценки эффективности применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭС.

19. Источники энергии для подогрева газа в детандер-генераторном агрегате на ТЭС. Преимущества и недостатки.

20. Бестопливная схема ДГА.

21. Технология когенерации. Типы когенерационных теплоэнергетических систем.

Нет----потерь энергетических---так как малое произвдство—малые ТЭЦ—а мощность вырабатывается та же

Расход тепла при раздельной установке больше чем при комбинированной и когерентной и экономичность больше такой

При комбинированном принципе источником выработки тепловой и электрической энергии является теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), где часть общего расхода пара, предварительно выработав электроэнергию в турбоустановках ТЭЦ, служит затем для выработки тепловой энергии. Отпускаемая с ТЭЦ тепловая энергия централизованно подается тепловым потребителям. Централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки тепловой и электрической энергии называетсятеплофикацией.

Для совместной выработки тепловой и электрической энергии на ТЭЦ установлены теплофикационные паровые турбины, имеющие ряд особенностей по сравнению с турбоагрегатами конденсационных электростанций в конструкции, тепловой схеме и условиях эксплуатации. Основным отличием теплофикационных турбин является наличие регулируемых отборов пара в промежуточных точках процесса расширения пара в турбине или в конце этого процесса. Тепловые схемы простейших ТЭЦ представлены на рис. 4.

Комбинированное производство тепловой и электрической энергии более экономично, так как обеспечивает уменьшение общего расхода топлива на выработку электроэнергии и теплоты [39]!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!

Теплота рабочего тела (водяного пара), имеющая высокий потенциал, сначала используется для выработки электрической энергии в турбогенераторах, а затем теплота отработавшего рабочего тела, имеющая более низкий потенциал, используется для централизованного теплоснабжения. При таком комбинированном использовании удельный расход теплоты на выработку электрической энергии получается значительно меньше, чем при раздельном получении электрической энергии и теплоты, когда теплота рабочего тела, отработавшего в турбине, отводится в окружающую среду.

Когенерация

Когенерация - комбинированная выработка электроэнергии и теплоты в электрогенераторных установках с ДВС. Понятие когенерации используется в настоящее время, чаще всего, по отношению к теплоэлектростанциям небольшой мощности (до десятков мегаватт), работающим на локальные сети.

Название «когенерация» произошло от слов «комбинированная генерация», то есть это процесс, при котором одновременно вырабатывается электроэнергия и тепло. Дело в том, что во время работы электрогенератор выделяет огромное количество тепла, которое в обычных установках просто отводится за ненадобностью и никак не используется. Идея же когенерационных установок заключается в минимизации потерь вырабатываемой энергии: тепло, которое вырабатывает генератор, используется в них для обогрева помещений.

Основной отличительной чертой каждой когенерационной установки является тип силового агрегата, который используется в работе. В настоящее время наиболее распространены два основных типа установок: газотурбинные и газопоршневые электростанции. Выбор того или иного типа зависит, как правило, от множества факторов, таких как требования заказчика, размещение установки, технические возможности по созданию системы теплозабора и так далее.

. Паровые турбины

Паровые турбины используются в качестве основных двигателей промышленных когенерационных систем в течение многих лет. Пар, образующийся в паровом котле, расширяясь, под высоким давлением проходит через лопатки турбины. Турбина вращается и производит механическую энергию, используемую генератором для производства электричества.

Электрическая мощность системы зависит от того, насколько велик перепад давления пара на входе и выходе турбины. КПД паровой турбины в части генерации электроэнергии самый низкий из всех рассматриваемых технологий (от 7 до 20 %), но в составе когенерационных систем суммарная эффективность может достигать 80 % в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Из этого следует, что паровые турбины находят применение в местах, где потребность в тепловой энергии намного выше, чем в электрической. Предлагаемые на рынке системы, как правило, рассчитаны на производство от 500 кВт и более электроэнергии.

Для эффективной работы пар в турбину должен подаваться под высокими давлением и температурой (42 кг/см2 при 400 °С или 63 кг/см2 при 480 °С). Такие условия предъявляют повышенные требования к котельному оборудованию, что приводит к росту капитальных расходов и стоимости сопровождения. Преимуществом технологии является возможность использования в котле самого широкого спектра топлив, включая твердые. Однако использование тяжелых нефтяных фракций и твердого топлива снижает экологические показатели системы, которые определяются составом отходящих из котла продуктов горения. Паровые турбины бывают двух типов: с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного) и конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного). Применение дополнительного (внешнего по отношению к турбине) конденсора в последних позволяет увеличить электрическую эффективность, но практически сводит к нулю последующее использование отходящего тепла.

3. Газовые турбины

Благодаря повсеместному переходу в 90-е годы на использование природного газа в качестве основного топлива для электроэнергетики, газовые турбины заняли существенный сегмент рынка. Несмотря на то, что максимальна

12 3 4 5 Следующая ⇒