Системы генерирования электрической энергии с использованием возобновляемых энергоресурсов

СИСТЕМЫ ГЕНЕРИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

    Виталий Кузнецов 3 лет назад Просмотров:

1 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» С.Г. ОБУХОВ СИСТЕМЫ ГЕНЕРИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ Учебное пособие Издательство Томского политехнического университета 2008

2 ББК УДК 620.9(075.8): О О Обухов С.Г. Системы генерирования электрической энергии с использованием возобновляемых энергоресурсов: учебное пособие / С.Г.Обухов. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, с. Современный энергетический кризис все более сдерживает поступательное развитие общества. Мировая энергетика, ориентированная главным образом на ископаемые виды топлива, приводит к стремительному сокращению запасов нефти, угля, газа и постоянному росту цен на основные энергоносители. Традиционная энергетика оказывает неблагоприятное воздействие на природу, вызывая изменение климата, появление мутаций, новых болезней. Развитие эффективных, экологически чистых технологий производства электрической энергии является приоритетным направлением развития современной энергетики, которое будет способствовать преодолению энергетического кризиса и улучшению экологической обстановки на планете. В учебном пособии рассмотрены основные технологические процессы производства электрической энергии с использованием традиционных, перспективных и альтернативных энергоносителей. Основное внимание уделено рассмотрению вопросов повышения эффективности преобразования энергии, и построению систем генерирования электроэнергии на базе установок, использующих возобновляемые энергетические ресурсы. Пособие предназначено для студентов электроэнергетических и электротехнических специальностей. ББК УДК 620.9(075.8): Рекомендовано к печати Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Рецензенты Директор Некоммерческого Партнерства «Региональный центр управления энергосбережением» Томской области М.И.Яворский Доктор технических наук, профессор, ведущий специалист РЦР, г. Томск В.В. Литвак Томский политехнический университет, 2008 Оформление. Издательство Томского политехнического университета, 2008 С.Г.Обухов,

3 ВВЕДЕНИЕ Энергетика является базовой отраслью промышленности любого государства. Именно состояние энергетической отрасли во многом определяет экономическое развитие страны, социально-бытовой уровень жизни населения. За последние 200 лет потребление энергии на душу населения возросло почти в 5 раз, при этом средняя продолжительность жизни населения планеты увеличилась более чем в два раза, значительно улучшились условия труда и социально-бытовая сфера жизни человека. В то же время энергетика является одним из главных источников неблагоприятного воздействия на окружающую среду и человека. Значительная часть современной энергетики обеспечивается потреблением энергии, освобождающейся при сжигании органического ископаемого топлива (нефти, угля и газа). Это приводит к потреблению кислорода и выбросу в атмосферу токсичных газов, твердых веществ и накоплению диоксида углерода (СО 2 ), который обладает способностью удерживать отраженное Землей солнечное излучение и приводит к парниковому эффекту. Приоритетное направление развития энергетики очевидно создание новых эффективных, экологически чистых технологий получения тепловой и электрической энергии, способных полностью удовлетворить возрастающие потребности человечества в источниках энергии. Среди различных видов энергии, используемых человеком, особое место занимает наиболее универсальный из ее видов электрическая энергия. Достоинства электроэнергии общеизвестны: это экологически чистый вид энергии; ее можно передавать на большие расстояния потоками с высокой концентрацией; легко делить и с высокой эффективностью преобразовывать в другие виды энергии: тепловую, механическую, световую, химическую. Для получения электрической энергии необходимы энергетические ресурсы, которые могут быть возобновляемые и невозобновляемые. К возобновляемым ресурсам относят те, которые полностью восстанавливаются в пределах жизни одного поколения (вода, ветер, древесина и т. д.). К невозобновляемым ресурсам относят ранее накопленные в природе, но в новых геологических условиях практически не образующиеся уголь, нефть, газ. Любой технологический процесс получения электрической энергии подразумевает однократное или многократное преобразование

4 различных видов энергии. При этом энергия, непосредственно извлекаемая в природе (энергия топлива, воды, ветра, и т.д.), называется первичной. Энергия, получаемая человеком после преобразования первичной энергии на электростанциях, называется вторичной (электрическая энергия, энергия пара, горячей воды и т.д.). В названиях электростанций обычно отражено какой вид первичной энергии в какую вторичную преобразуется, например: тепловая электрическая станция (ТЭС) преобразует энергию тепла в электричество; гидроэлектростанция (ГЭС) преобразует энергию движения воды в электроэнергию; ветроэлектростанция (ВЭС) преобразует энергию ветра в электрическую энергию. Для сравнительной характеристики технологических процессов производства электрической энергии используют такие показатели, как коэффициент полезного использования энергии, удельная стоимость 1 квт установленной мощности электростанции, себестоимость вырабатываемой электроэнергии и т.п. В учебном пособии рассмотрены основные технологические процессы получения электрической энергии. Проведен сравнительный анализ их технико-экономической эффективности, отмечены основные достоинства и недостатки. Особое внимание уделено технологиям, использующим возобновляемые энергетические ресурсы. Россия обладает огромными запасами возобновляемых энергетических ресурсов, однако их практическое использование не получило пока должного распространения. Развитие технологий возобновляемой энергетики обеспечивает значительную экономию дорогого органического топлива, улучшает экологическую обстановку в регионах, способствует развитию экономики и повышению уровня жизни населения. 1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭНЕРГЕТИКИ 1.1. Физические величины и единицы измерения в энергетике При изучении процессов энергопреобразования приходится иметь дело с различными физическими величинами. Единицы измерения. физических величин при этом могут быть различными, зачастую отличающиеся от Международной системы единиц (СИ). В связи с этим необходимо знать основные соотношения между единицами измерения основных физических величин, используемых в энергетике. 4

5 Энергию можно рассматривать как меру способности производить работу. Поэтому единицы измерения энергии и работы одни и те же. Наиболее часто используются следующие единицы: в системе СИ — джоуль (Дж). 1 Дж — это работа силы в 1 Н (ньютон) при перемещении точки ее приложения на 1 м, то есть 1 Дж = 1 Н м; калория (кал), 1 кал = 4,1868 Дж; ватт-секунда (Вт с) — работа, которая производится в течение 1 с при мощности в 1 Вт, 1Вт с = 1Вт 1с = 1 Дж; киловатт-час (квт ч), 1 квт ч = 1000 Вт 3600 с = Вт с = Дж. Основные единицы измерения энергии представлены в табл.1.1. Таблица перевода единиц измерения энергии бнэ Дж Квад ккал мттэ (6600 МДж) Таблица 1.1 Мтнэ м 3 газа твг Дж = Квад = ккал = Мттэ = бнэ ( МДж) = Мтнэ = м газа = твг = Примечания: Дж = Джоуль; Квад = Квадраллион БТЕ (Британская Тепловая Единица); ккал = килограм калория; бнэ = барелль нефтяного эквивалента; мтнэ = метрическая тонна нефтяного эквивалента; мттэ = метрическая тонна топливного эквивалента; м 3 газа = кубический метр природного газа; твг = тероватт/год 5

6 Для обозначения десятичных кратных единиц энергии используются следующие приставки: кдж (килоджоуль) = 1000 Дж =10 3 Дж МДж (мегаджоуль) = 1000 кдж =10 6 Дж ГДж (гигаджоуль) = 1000 МДж =10 9 Дж ТДж (тераджоуль) = 1000 ГДж =10 12 Дж ПДж (петаджоуль) = 1000 ТДж =10 15 Дж ЭДж (эксаджоуль) =1000 ПДж =10 18 Дж Для сопоставления различных видов топлива в энергетике часто используют такую единицу измерения, как тонна условного топлива (т.у.т.), равную по своей энергетической ценности тонне угля. За рубежом в качестве эквивалента используется тонна нефти. Энергетическая ценность 1 тонны условного топлива составляет: 1 топливный тонно-эквивалент по нефти (тнэ) = 41,8 ГДж 1 топливный тонно-эквивалент по углю (туэ) = 0,7 тнэ = 29,3 ГДж Давление в системе СИ измеряются в паскалях (1 Па = 1 Н/м 2 ). Паскаль это очень малая величина, поэтому чаще используют кратные величины: килопаскаль (кпа) и мегапаскаль (МПа). Иногда используют бары, что примерно соответствует атмосферному давлению: 1 бар = 10 5 Па = 100 кпа Эксплуатационный персонал электрических станций для измерения давления часто пользуется техническими атмосферами (ат), или физическими атмосферами (атм). Основные соотношения между единицами измерения давления приведены в табл.1.2 Таблица 1.2 Таблица перевода единиц измерения давления Соотношения между единицами давления Единицы Па бар ат мм рт. ст. атм 1Па , , , бар , ,987 1ат 9, , ,968 1 мм рт. ст. 133,3 1, , , атм 1,013 1, , В настоящее время в мире существует несколько температурных шкал и единиц измерения температуры. В Северной Америке используется шкала Фаренгейта. Наиболее распространенна в Европе 6

7 шкала Цельсия, где нулевая температура температура замерзания воды при атмосферном давлении, а температура кипения воды при атмосферном давлении принята за 100 градусов Цельсия ( С). Для термодинамических расчетов очень удобна абсолютная шкала или шкала Кельвина. За ноль в этой шкале принята температура абсолютного нуля, при этой температуре прекращается всякое тепловое движение в веществе. Численно один градус шкалы Кельвина равен одному градусу шкалы Цельсия — 1 С = 1 К, а температуры в Кельвинах Т и градусах Цельсия t связаны соотношением: Т = t + 273, Основные законы термодинамики. :Термодинамика наука о закономерностях превращения энергии. В термодинамике широко используется понятие термодинамической системы. Термодинамической системой называется совокупность материальных тел, взаимодействующих, как между собой, так и с окружающей средой. Все тела находящиеся за пределами границ рассматриваемой системы называются окружающей средой. Поскольку одно и то же тело, одно и то же вещество при разных условиях может находиться в разных состояниях, (пример: лед вода пар, одно вещество при разной температуре) вводятся, для удобства, характеристики состояния вещества так называемые параметры состояния. Состояние тела можно охарактеризовать занимаемым объемом, давлением и температурой. В термодинамике рассматриваются равновесные состояния тел, температура которых в занимаемом объеме, а также давление, приложенное ко всей поверхности тела, одинаковы. Соотношение между этими параметрами для любого вещества определяется уравнением состояния: F(P, V, T) = 0, (1.1) где P давление; V объем, занимаемый телом; Т температура. Для идеального газа (или приближенно для любого достаточно разряженного газа) уравнение состояния может быть записано в виде: где R газовая постоянная. PV = RT, (1.2) 7

8 Среди возможных изменений состояния тел в термодинамике особое значение имеют изотермические (процесс при неизменной температуре) и адиабатические (отсутствует обмен тепла между телом и окружающей средой) процессы. Одними из первых энергетических установок, предназначенных для выработки электрической энергии, были тепловые машины. Принцип действия тепловых машин базируется на основных законах термодинамики, объясняющих физические принципы превращения энергии теплоты в механическую работу. Закономерности преобразования энергии в тепловой машине рассмотрим на примере простейшей модели энергетической установки (рис.1.1). Она включает в себя испаритель, расширитель и конденсатор. Рабочим телом энергетической установки является вода. ПЭ 1 В 2 А А 3 С ОЭ Рис.1.1. Схема простейшей энергетической установки: 1 — испаритель; 2 — расширитель; 3 — конденсатор; ПЭ — подводимая энергия; А- совершаемая работа; ОЭ — отводимая энергия Подводимая к системе энергия расходуется на испарение рабочего тела в элементе 1. В точке В рабочим телом является пар с высокой температурой и высоким давлением. Затем рабочее тело расширяется, вызывая вращение турбины 2, которая приводит во вращение турбогенератор, вырабатывающий электроэнергию. В точке С рабочее тело пар, но с низкой температурой и низким давлением. В конденсаторе 3 рабочее тело вновь переводится в жидкое состояние и приобретает исходную температуру и давление. Энергия, которую необходимо вывести при этом из системы, обычно отбирается охлаждающей водой. Рабочее тело после выполнения цикла А-В-С возвращается в точку А без каких-либо изменений. Если в системе не произошло никаких изменений, то согласно закону сохранения энергии, количество подводимой к системе энергии (Е ПЭ ) будет равно.сумме отводимой от нее энергии (Е ОЭ ) и совершенной системой работой (А): 8

9 Е = Е + А (1.3) ПЭ В зависимости от характера процесса, те или иные члены в (1.3) могут обращаться в нуль. Это уравнение представляет аналитическое выражение первого закона термодинамики, который характеризует закон сохранения энергии для системы, которая обменивается с внешней средой энергией в форме теплоты и работы. Согласно первому принципу термодинамики для получения работы без изменения энергии системы к системе необходимо подводить тепло. Для изменения агрегатного состояния рабочего тела, например, его испарения или конденсации, нужно подвести или отвести определенное количество энергии. Таким образом, рабочее тело обладает свойством запасать энергию. Изменение внутреннего состояния рабочего тела можно характеризовать количеством запасенной им энергии (Е ЗЭ ). Количество подведенной (отведенной) к телу теплоты можно определить по выражению: ОЭ Q = C T = ЕЗЭ + А Δ, (1.4) где С теплоемкость тела; Т — изменение температуры тела. В прошлом столетии Гибсс ввел в практику тепловых расчетов новую функцию энтальпию. Энтальпия это сумма внутренней энергии тела и произведения давления на объем: I = U + P V, Дж (1.5) где: I энтальпия; U внутренняя энергия; P давление; V объем. Удельная энтальпия i это отношение энтальпии тела к его массе. Удельная энтальпия это параметр состояния. Значение удельной энтальпии пара и воды при определенном давлении и температуре можно найти в справочниках. Пользуясь этими данными, можно определить количество теплоты участвующее в процессе или работу процесса. Теплота Q не является функцией состояния, так как количество теплоты выделившейся или поглотившейся в процессе зависит от самого процесса. Функцией состояния является энтропия, которая обозначается индексом S: ds = dq/t, Дж/К, (1.6) где ds дифференциал энтропии; dq дифференциал теплоты; Т абсолютная температура; 9

Каждый электрик должен знать:  Какой выбрать драйвер для светодиодов CREE XM-L2 U2

10 Удельная энтропия отношение энтропии тела к его массе. Удельная энтропия s является справочной величиной. Удельная энтропия — функция состояния вещества, принимающая для каждого его состояния определенное значение: s = f (Р, V, Т), Дж/(кг K) (1.7) Удельную энтропию можно применять совместно с одним из основных параметров для графического изображения процессов. Если изобразить на плоскости процесс изменения энтропии и температуры некого вещества, то мы получим графическое представление термодинамического процесса в Т-S координатах, рис.1.2. T 1 T 1 2 T S 1 S 2 Рис T-S диаграмма цикла Карно Особенностью Т-S координат является то, что площадь под линией процесса соответствует количеству энергии отданной или полученной рабочим телом. На диаграмме, изображенной на рис.1.2, представлен некий замкнутый цикл. Система последовательно переходит из точки 1 в 2 затем 3, 4 и снова в 1. Из графика видно, что процессы 1=>2 и 3=>4 являются изотермическими (происходят при Т = const). Процессы 2=>3 и 4=>1 являются адиабатными, поскольку в них не происходит изменение энтропии (ds = 0, следовательно, dq = 0 или Q = const). В процессе 2=>3 происходит охлаждение рабочего тела за счет совершения им работы, а в процессе 4=>1 происходит нагрев рабочего тела, за счет совершения работы над телом. Количество тепла, подведенного к системе: Q 1 = T 1 (S 2 — S 1 ). (1.8) S 10

11 Количество подведенного тепла соответствует площади прямоугольника 1-2-S 2 -S 1-1. Количество тепла, отдаваемое системой: Q 2 = T 2 (S 2 — S 1 ). (1.9) Количество отведенного тепла соответствует площади прямоугольника 4-3-S 2 -S 1-4 (прямоугольник серого цвета). Работу цикла можно определить через разность подведенной и отведенной теплоты: А = Q 1 — Q 2. (1.10) На рисунке величина работы в цикле соответствует заштрихованному прямоугольнику КПД цикла: η t ( 2 1) ( 2 1) ( ) Q Q T S S T S S T T Q T1 S2 S1 T = = = 1 (1.11) Главной особенностью данного цикла является то, что при данном перепаде температур у любого другого цикла КПД будет меньше. Диаграмма Т-S дает наглядное доказательство этого утверждения. Любой другой цикл в диапазоне температур Т 1 Т 2, на диаграмме будет иметь соотношение площадей меньшее чем соотношение площадей прямоугольников. В связи с площадями на диаграмме возникло выражение «степень заполнения цикла» насколько площади работы цикла близки к площадям прямоугольников Вопрос о максимально допустимом КПД преобразования теплоты в работу был впервые исследован в начале XIX века французским инженером С. Карно. Значение η t =100% может, быть достигнуто лишь при условии T 2 = 0, однако, абсолютный нуль температуры недостижим. В реальных условиях температура Т 2 равна температуре окружающей среды, и для повышения термического КПД тепловой машины необходимо увеличивать начальные значения температуры Т 1 рабочего тела. На современных паровых турбинах ТЭС используется пар с температурой до 540 С и давлением МПа, при этом обеспечивается значение термического КДП на уровне 60 %. Дальнейшее увеличение термического КПД ограничивается прочностью материалов, используемых в турбостроении. На любых энергетических установках с пароводяным циклом, 11

12 использующих в качестве конечного поглотителя тепла окружающие пространство, зимой КПД выше за счет снижения температуры окружающей среды T 2. В соответствии с первым законом термодинамики для получения КПД энергетической установки равным 100 %, необходимо всю подводимую к системе энергию превратить в работу. Однако, осуществить это практически возможно только в разомкнутом термодинамическом процессе. Например, при изотермическом расширении газа совершается работа. Однако процесс расширения не может продолжаться бесконечно долго, а идет лишь до момента пока давление газа не станет равным атмосферному. Непрерывное преобразование теплоты в работу можно осуществить только в круговом процессе, или цикле. Механическую работу всегда можно превратить в теплоту (например, с помощью трения), но для обратного превращения имеются ограничения. Иначе можно было бы превращать в работу теплоту, взятую от других тел, т.е. создать вечный двигатель. Второй закон термодинамики исключает возможность создания вечного двигателя. Имеется несколько различных, но эквивалентных формулировок этого закона. 1. Постулат Клаузиуса. Процесс, при котором не происходит других изменений, кроме передачи теплоты от горячего тела к холодному, является необратимым, т.е. теплота не может перейти от холодного тела к горячему без каких-либо других изменений в системе. 2. Постулат Кельвина. Процесс, при котором работа переходит в теплоту без каких-либо других изменений в системе, является необратимым, т.е. невозможно превратить в работу всю теплоту, взятую от источника с однородной температурой, не производя других изменений в системе. 3. Формулировка Томсона. Не вся теплота, полученная от теплоотдатчиков, может перейти в работу, а только часть ее Постулат Кельвина не допускает возможности превращения в работу теплоты, полученной от источника с однородной температурой. Для такого превращения нужно иметь, по меньшей мере, два источника с различными температурами T 1 и T 2. В тепловых машинах превращение теплоты в работу происходит только при наличии разности температур между источниками теплоты и теплоприемниками. Теоретическим циклом современной паросиловой установки является цикл Ренкина, рис

13 Пароводяная смесь, образовавшаяся в результате передачи тепловой энергии воде, поступает в сепаратор, где происходит разделение пара и воды. Пар направляется в паровую турбину, где расширяясь адиабатно, совершает работу. Из турбины отработавший пар направляется в конденсатор. Там происходит отдача теплоты охлаждающей воде, проходящей через конденсатор. Вследствие этого пар полностью конденсируется. Полученный конденсат непрерывно засасывается насосом из конденсатора, сжимается и направляется вновь в сепаратор. Конденсатор играет двоякую роль в установке: Во-первых, он имеет паровое и водяное пространство, разделенные поверхностью, через которую происходит теплообмен между отработавшим паром и охлаждающей водой. Поэтому конденсат пара может быть использован в качестве идеальной воды, не содержащей растворенных солей. Вовторых, в конденсаторе вследствие резкого уменьшения удельного объема пара при его превращении в капельножидкое состояние наступает вакуум, который будучи поддерживаемым в течение всего времени работы установки, позволяет пару расширяться в турбине еще на одну атмосферу (Р к около 0,04-0,06 бар) и совершать за счет этого дополнительную работу. P 1 = const T 1 T 5 1 P 2 = const 4 T Рис T-S диаграмма цикла Ренкина Изображенная на Т-S диаграмме воды выпуклая линия является разделительной: при энтропии и температуре, соответствующим точкам, лежащим на диаграмме выше этой линии существует только пар, ниже пароводяная смесь. Влажный пар в конденсаторе полностью конденсируется по изобаре Р 2 = const (линия 2-3). Затем вода сжимается насосом от давления P 2 до давления P 1, этот адиабатный процесс изображен в T-S S 13

14 диаграмме вертикальным отрезком 3-4. Длина отрезка 3-4 в T-S диаграмме весьма мала, так как в области жидкости, изобары (линии постоянного давления) в T-S диаграмме проходят очень близко друг от друга. Благодаря этому при изоэнтропном (при постоянной энтропии) сжатии воды, температура воды возрастает менее чем на 2-3 С, и можно с хорошей степенью приближения считать, что в области жидкости изобары воды практически совпадают с левой пограничной кривой. Малая величина отрезка адиабаты 3-4 свидетельствует о малой работе, затрачиваемой насосом на сжатие воды. Малая величина работы сжатия по сравнению с величиной работы, производимой водяным паром в процессе расширения 1-2, является важным преимуществом цикла Ренкина. Из насоса вода под давлением P 2 поступает в водогрейный котел, где к ней в изобарно (процесс 4-5, P 1 = const) подводится тепло. Вначале вода нагревается до кипения (участок 4-5) а затем, по достижении температуры кипения, происходит процесс парообразования (участок 5-1 изобары, P 1 = const). Далее пароводяная смесь поступает в сепаратор, где происходит разделение воды и пара. Насыщенный пар, из сепаратора поступает в турбину. Процесс расширения в турбине изображается адиабатой 1-2. Этот процесс относится к классическому циклу Ренкина. В реальной установке процесс расширения пара в турбине несколько отличается от классического. Отработанный влажный пар поступает в конденсатор, и цикл замыкается. С точки зрения термического КПД. цикл Ренкина представляется менее выгодным, чем цикл Карно, поскольку степень заполнения цикла (равно как и средняя температура подвода тепла) для цикла Ренкина оказывается меньше, чем в случае цикла Карно. Однако с учетом реальных условий осуществления экономичность цикла Ренкина выше экономичности соответствующего цикла Карно на влажном паре. Для того чтобы увеличить термический КПД цикла Ренкина часто применяют так называемый перегрев пара в специальном элементе установки пароперегревателе, где пар нагревается до температуры, превышающей температуру насыщения при данном давлении P 1. В этом случае средняя температура подвода тепла увеличивается по сравнению с температурой подвода тепла в цикле без перегрева и, следовательно, термический КПД цикла возрастает. Цикл Ренкина с перегревом пара является основным циклом теплосиловых установок, применяемых в современной теплоэнергетике. 14

15 1.3. Энергетические показатели электростанций Основным показателем энергетической эффективности электростанции является коэффициент полезного действия (КПД) по отпуску электрической энергии, который называется абсолютным коэффициентом полезного действия электростанции. КПД электростанции по отпуску электрической энергии называется КПД нетто и определяется по выражению: W W н от η =, (1.12) c п где W от, W п количество энергии отпущенной потребителю и энергия первичного энергоносителя соответственно, кдж или квт ч. При анализе общей энергетической эффективности электростанции часто используют КПД брутто, который определяет эффективность выработки электроэнергии: η W W + W W W б э от сн c п п = =, (1.13) где W э, W сн общая выработка и расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, кдж или квт ч. КПД брутто и нетто связаны между собой следующим соотношением: где w сн W W сн э н б ( ) η c η c 1 w сн =, (1.14) = доля расхода энергии на собственные нужды. Общий КПД электростанции складывается из КПД ее основных технологических элементов. Например, для конденсационной тепловой электростанции общий КПД можно найти из выражения: η η = c η ту η к η, (1.15) тр где КПД турбоустановки, учитывающий потери тепла в ту конденсаторе, электрические потери в турбогенераторе и механические потери в турбине; η КПД парового котла; к η КПД теплового тр потока, учитывающего потери теплоты в трубопроводах при движении пара от котла к турбине. 15

Каждый электрик должен знать:  Прокладка кабеля для освещения в моечном отделении бани

16 Для электростанций, использующих в качестве первичного энергоносителя органическое топливо, при определении КПД обычно используют количество энергии (теплоты), заключенное в топливе: η = W = W, (1.16) н от от c Qс В Qсг где Q с количество энергии (теплоты), содержащееся в исходном топливе, кдж; В общий расход топлива, кг; Q сг низшая теплота сгорания топлива. кдж/кг. Важным показателем экономической эффективности тепловых электростанций является удельный расход топлива на выработку 1 кдж или 1 квт ч энергии (в кг/кдж или кг/квт ч): В у В = (1.17) W от С учетом выражения (1.16) удельный расход топлива можно представить в виде: В у В = = W η 1 Q от c сг кг/кдж или В у В = = W η 3600 Q от c сг кг/квт ч (1.18) Для сопоставимости энергетической эффективности электростанций, использующих различные виды топлива, принято определять удельный расход условного топлива с теплотой сгорания кдж/кг. В этом случае удельный расход условного топлива будет равен: В = = = В у W η η от c c кг/квт ч (1.19) В настоящее время на лучших тепловых электростанциях конденсационного типа величина удельного расхода условного топлива составляет г/квт ч Режимы работы энергосистем Характерной чертой современной энергетики является объединение отдельных электростанций и территориальных энергосистем в крупные энергетические образования. Стремление к 16

17 объединению энергетических систем обусловлено большими преимуществами по сравнению с отдельными электростанциями. Максимум суммарной нагрузки крупной энергосистемы всегда меньше суммы максимумов нагрузки отдельных потребителей, так как эти максимумы не совпадают во времени. Для энергетических систем, охватывающих обширные географические территории, несовпадение максимумов нагрузки связано с расположением потребителей в различных часовых поясах. При создании объединенных энергосистем можно уменьшить суммарную установленную и резервную мощность электростанций, повысить надежность электроснабжения потребителей, увеличить единичную мощность основного энергетического оборудования (с возрастанием мощностей силовых агрегатов повышаются их техникоэкономические показатели, и соответственно, снижается себестоимость вырабатываемой электроэнергии). При объединении различных типов электрических станций можно более эффективно и экономично управлять режимами работы энергетической системы. Особенностью электроэнергетических систем является необходимость согласования в любой период времени процессов производства и потребления электрической энергии электростанции должны вырабатывать столько электроэнергии, сколько ее требуется в данный момент потребителю. Электрическая нагрузка потребителей изменяется в течение суток и во времени года, поэтому оборудование электростанций должно обеспечивать возможность оперативного изменения режима ее работы. При этом в режиме максимальных нагрузок должны включаться дополнительные генераторы, а в режиме минимальных нагрузок некоторые генераторы выводятся из работы. Однако, основное силовое оборудование тепловых электростанций эксплуатируется при высоких давлениях и температурах и для его вывода на рабочий режим требуется довольно длительное время от 3 до 10 часов. Гораздо большей маневренностью обладают газотурбинные и гидравлические электростанции, которые целесообразно использовать для покрытия пиков электрических нагрузок. Объединение в энергосистеме электростанций различных типов позволяет повысить экономичность выработки электроэнергии. На рис.1.4 показано примерное распределение выработки электроэнергии электростанциями различных типов в суточном графике нагрузок крупного энергетического объединения [13]. Из суточного графика нагрузок видно, что основную часть нагрузки потребителя покрывают тепловые конденсационные 17

18 электростанции и теплоэлектроцентрали. При этом доля ТЭЦ в покрытии графика нагрузки определяется ее тепловым режимом. Для покрытия наибольших (пиковых) электрических нагрузок используются гидростанции и гидроаккумулирующие электростанции, которые могут быть не обеспечены необходимым запасом воды для постоянной работы на максимальную мощность. Для покрытия пиковой нагрузки также могут быть использованы электростанции с газовыми турбинами, время вывода которых на рабочий режим составляет несколько минут. Р, МВт Пиковые ГЭС ГЭС КЭС ТЭЦ Т, час. Рис.1.4. Суточные графики нагрузок энергосистемы и электрических станций При работе в составе энергосистем наибольшую эффективность обеспечивают электростанции, использующие возобновляемые энергетические ресурсы. Так как многие виды возобновляемой энергии, такие как энергия солнца, ветра, течений, волн, имеют крайне непостоянный временной характер, при их использовании в составе автономных энергоустановок, вырабатываемая электростанциями энергия должна быть согласована с нагрузкой потребителя. При работе на мощную электрическую сеть такие установки могут вырабатывать максимально возможное количество электроэнергии, определяемое параметрами первичного энергоносителя

19 1.5. Вопросы для самопроверки 1. В каких единицах измеряются мощность, энергия, давление, температура? 2. Какими основными параметрами характеризуется состояние вещества? 3. Какие процессы называются изотермическими и адиабатическими? 4. Как формулируется первый закон термодинамики? 5. Что такое энтальпия, энтропия, удельная энтальпия, удельная энтропия? 6. Что понимается под циклом Карно, как определяется КПД цикла? 7. Как формулируется второй закон термодинамики? 8. Какова последовательность процессов в цикле Ренкина? 9. Что понимается под энергетическими показателями электростанций? 10. Каким соотношением связаны между собой КПД нетто и брутто? 11. Какая необходимость объединения в энергосистемы электростанций различных типов и особенности их работы? 2. ТРАДИЦИОННЫЕ СПОСОБЫ ПОЛУЧЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Основу традиционной энергетики составляют тепловые электрические станции (ТЭС), использующие энергию органического топлива и ядерного горючего, и гидроэлектростанции (ГЭС). Единичная мощность электростанций, как правило, велика (сотни МВт установленной мощности) и они объединены в крупные энергосистемы. На больших электростанциях вырабатывается более 90 % всей потребляемой электроэнергии, и они составляют основу комплекса централизованного электроснабжения потребителей. Характерной чертой традиционной энергетики является отработанные, проверенные временем технологии (практический опыт использования тепловых электростанций составляет около 100 лет). В традиционной энергетике в мировом масштабе в 2000 г. преобладала теплоэнергетика: на базе нефти вырабатывалось 39 % электроэнергии, угля 27 %, газа 24 %. На АЭС вырабатывалось 7 %, а на ГЭС всего 3 %. Однако при этом надо иметь в виду существенные региональные отличия, вызванные в первую очередь наличием соответствующих ресурсов. Например, энергетика таких стран, как 19

20 Польша, ЮАР, практически целиком основана на использовании угля, а Нидерландов газа. Очень велика доля теплоэнергетики в Китае, Австралии, Мексике. В ряде стран преобладают ГЭС. В Норвегии и Бразилии вся выработка электроэнергии происходит на ГЭС. Можно привести список из нескольких десятков стран, где доля выработки ГЭС превышает 70 %. По доле АЭС в выработке электроэнергии первенствует Франция (около 80 %). Преобладает она в Бельгии, республике Корея и некоторых других странах [1]. Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения России на 31 декабря 2006 года составила 210,8 млн. квт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. квт (68 % суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций 44,9 млн. квт (21 %), атомных электростанций 23,5 млн. квт (11 %). Специфической особенностью электроэнергетики России является наличие огромных территорий, относящихся к так называемым зонам децентрализованного электроснабжения. Подавляющая часть этих территорий расположена в районах Западной, Восточной Сибири и Крайнего Севера, и характеризуется крайне низкой плотностью населения и электрической нагрузки. На этих территориях постоянно проживают по разным оценкам от 10 до 20 млн. человек. Подключение потребителей к системе централизованного электроснабжения в этих условиях или практически невозможно, или экономически нецелесообразно. Электроснабжение потребителей в зонах децентрализованного электроснабжения в настоящее время осуществляется в основном от дизельных и бензиновых электростанций, общей установленной мощностью 17 млн. квт. Суровые климатические условия, отсутствие дорог и инфраструктуры приводят к тому, что стоимость доставки топлива часто превышает цену самого топлива. Характерным примером подобных районов является Томская область, на территории которой находятся в эксплуатации более 120 дизельных электростанций, суммарной установленной мощностью квт. В зависимости от места расположения станции и условий ее работы стоимость выработанной электроэнергии колеблется от 5,0 до 20,0 рублей за квт ч. 20

21 2.1. Конденсационные электрические станции Свое название конденсационные электрические станции (КЭС) получили от основного технологического элемента паровой турбины конденсационного типа. Для КЭС, вырабатывающих в основном электрическую энергию, часто используют другое название ГРЭС (государственная районная электрическая станция). Тепловые конденсационные электрические станции являются самыми массовыми в России источниками электрической энергии. Оборудование КЭС может быть приспособлено для сжигания твердого, жидкого или газообразного топлива. Как правило, один вид топлива для КЭС является основным, а другой резервным. Большинство КЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива мазут, такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом КЭС является энергетический уголь низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля. Поскольку перед сжиганием уголь размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными. В соответствии с начальными параметрами пара различают КЭС с докритическим и сверхкритическим давлением пара. Для турбоагрегатов мощностью до 200 МВт применяют докритическое давление пара (около 13 МПа), а при мощности более 250 МВт сверхкритическое давление пара (около 24 МПа). Технологическая схема простейшей конденсационной электростанции показана на рис.2.1. В паровой котел К подается органическое топливо, подогретый воздух и питательная вода. Подача воздуха осуществляется дутьевым вентилятором, а питательной воды питательным насосом ПН, который создает высокое давление перед турбиной.. В результате химической реакции сгорания топлива образуются продукты сгорания смесь различных газов высокой температуры. Внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущейся внутри труб. При этом происходит образование пара с высокими начальными параметрами. Пар из котла при давлении до 30 МПа и температуре до 650 С подается в паровую турбину Т, где, проходя через ряд ступеней, он совершает механическую работу вращает турбину и жестко связанный с ней ротор генератора Г. 21

22 пар топливо воздух ПК ПЕ Т Г

вода К вода ЦН в водоем ПН КН Рис.2.1. Технологическая схема простейшей конденсационной электростанции ПК паровой котел; ПЕ пароперегреватель; Т турбина; Г электрический генератор; К конденсатор; КН конденсатный насос; ПН питательный насос Отработанный пар из турбины поступает в конденсатор К, в котором поддерживается глубокий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3 8 кпа. Поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору, где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Благодаря пропуску через конденсатор значительного количества холодной (15-25 C) циркуляционной воды, отработанный пар конденсируется (превращается в воду). Источником холодной воды ТЭС могут служить естественные водоемы (река, озеро и т.п.) или специальные искусственные установки воздушные башенные охладители (градирни), откуда охлаждающая вода подается в конденсатор циркуляционными насосами ЦН. Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных основных элемента: паровой котел, турбоагрегат, состоящий из паровой турбины и электрического генератора; конденсатор и питательный насос. Кроме того, реальная КЭС содержит вспомогательное оборудование большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, обеспечивающих ее работу с высокой эффективностью. К вспомогательному оборудованию относят системы пылеприготовления, золоулавливания и золоудаления, склады твердого топлива, систему 22

Каждый электрик должен знать:  Подключение духовки, холодильника и варочной к одному выводу

23 технического водоснабжения, тягодутьевые установки и т.д. Основные потери тепла на КЭС возникают при передаче теплоты конденсации охлаждающей воде, которая затем рассеивается в окружающую среду. С теплом охлаждающей воды теряется % тепла, поступающего на ТЭС с топливом. Потери тепла в котельном агрегате в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эксплуатации, составляют от 5 до 15 %. Это часть теплоты, которая уносится дымовыми газами и выбрасывается через дымовую трубу в атмосферу. Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде тепла (например, на разогрев мазута), либо в виде электроэнергии (привод электродвигателей насосов различного назначения). Эту часть потерь называют собственными нуждами. Они составляют от 2 до 6 %. Экономичность работы КЭС оценивают по удельному расходу топлива на выработку энергии и КПД. Коэффициент полезного действия КЭС относительно невелик %. Удельный расход топлива на лучших КЭС в настоящее время составляет г/(квт ч). Технологический процесс производства электроэнергии на КЭС определяет особенности подобных станций: их территориальное размещение может быть относительно свободным, но по возможности ближе к месторождениям топлива; на ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли; удельная стоимость 1 квт установленной мощности, сроки строительства, площади отчуждения хозяйственных земель ТЭС значительно меньше, чем для АЭС и ГЭС; имеют большую установленную мощность и большую часть выработанной электроэнергии отдают в сети повышенных напряжений ( кв); они низкоманевренны и для их вывода на рабочий режим необходимо 3-10 ч; большинство КЭС работают по свободному графику выработки электроэнергии (т.е. неограниченному технологическому режиму); 23

24 2.2. Теплоэлектроцентрали К теплоэлектроцентралям (ТЭЦ) относят тепловые электрические станции, на которых производится совместная выработка тепловой и электрической энергии. На ТЭЦ применяют специальные турбины с промежуточным отбором пара. В таких турбинах, после того как часть энергии пара израсходуется на приведение в движение турбины и параметры его понизятся, производится отбор некоторой доли пара для потребителей. Оставшаяся доля пара далее обычным порядком используется в турбине и затем поступает в конденсатор. Отобранный из системы пар имеет относительно невысокую температуру и давление (низкопотенциальное тепло) и его можно использовать в качестве теплоносителя для отопления и горячего водоснабжения населения, а также для производственных нужд многих отраслей промышленности. Структурная схема простейшей ТЭЦ представлена на рис.2.2. Коммунально-бытовые потребители получают тепло от сетевых подогревателей (бойлеров) СП, в которых вода нагревается до температуры С, и с помощью сетевых насосов СН подается в тепловую сеть. пар топливо воздух ПК ПЕ Т Г

вода СП вода К ПН КН СН Рис.2.2. Технологическая схема простейшей теплоэлектроцентрали ПК паровой котел; ПЕ пароперегреватель; Т турбина; Г электрический генератор; К конденсатор; КН конденсатный насос; ПН питательный насос; СП сетевой подогреватель; СН сетевой насос 24

25 Показателем тепловой экономичности ТЭЦ служат КПД по выработке электроэнергии η и теплоты η : э с η = W Q э с от э с т с т с Q Q η =, (2.1) э т где Q, с Q количество энергии (теплоты), содержащееся в исходном с топливе, затраченным на выработку электрической и тепловой энергии, соответственно, кдж; Общее количество энергии топлива, необходимого для функционирования ТЭЦ определяется из выражения: э т с с с В сг Q Q Q Q от т с = + =, (2.2) где В общий расход топлива на ТЭЦ, кг; Q сг низшая теплота сгорания топлива. кдж/кг. Величина КПД по выработке тепловой энергии в теплоэлектроцентралях очень высока и составляет %. что Q т с 1 Примем для приближенной оценки η от Q т c. Тогда можно считать, и выражение (2.1) можно преобразовать к виду: η = с W от Q Q c от (2.3) Из выражения (2.3) следует, что если ТЭЦ не производит тепловую энергию, то ее КПД соответствует КПД обычной конденсационной ТЭС. С увеличением количества тепловой энергии, вырабатываемой ТЭЦ (при неизменном количестве исходного топлива) КПД преобразования энергии станции будет увеличиваться, в реальных условиях до 80 %. Таким образом, комбинированная выработка тепла и электрической энергии (теплофикация) обеспечивает экономию органического топлива. Физическая причина экономии топлива очевидна: теплота конденсации пара, покидающего паровую турбину, отдается не охлаждающей воде конденсатора, а тепловому потребителю. Важно отметить, что величина η в выражении (2.3) с характеризует не КПД преобразования электрической энергии, а общий 25

26 КПД ТЭЦ, который существенно выше, чем у конденсационных электростанций за счет более эффективных технологий получения тепловой энергии в сравнении с электрической. При определении экономии от теплофикации часто используют так называемый «физический» метод», по которому вся экономия топлива относится на электроэнергию. При таком подходе расход условного топлива на 1 квт ч на ТЭЦ составляет г, а на КЭС г/квт ч. Это не результат более экономичной работы ТЭЦ, а только способ распределения выгоды от теплофикации. Особенности работы ТЭЦ следующие: электростанции должны располагаться рядом с потребителями тепла; работают по частично вынужденному графику выработки электроэнергии, так как график зависит от теплового потребления; основную часть выработанной электроэнергии выдают потребителям ближайшего района (на генераторном или повышенном напряжении); низкоманевренны (так же, как и КЭС) Атомные электрические станции Атомные электрические станции (АЭС) являются ТЭС, которые в качестве первичного энергоносителя вместо органического топлива используют ядерное горючее. Ядерное горючее представляет собой смесь изотопов урана 238 U и 235 U, которую получают из природного урана после переработки на обогатительном заводе (повышают процент делящегося изотопа 235 U). Обогащенный уран помещают в специальные герметичные металлические стержни, длиной до 4 м. В этих стержнях и происходит управляемая ядерная реакция, которая сопровождаемая выделением большого количества тепла. Поэтому стержни с ядерным топливом называют тепловыделяющими элементами (ТВЭЛ). ТВЭЛы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук, которые удобно помещать и извлекать из активной зоны реактора. После постепенного расщепления 235 U и уменьшения его концентрации, ТВС извлекают из реактора, и заменяют на новые. Использованные ТВС отправляют для дальнейшей переработки. Так как, энергия, заключенная в топливе, используется на АЭС не полностью, невозможно оценить ее эффективность по величине 26

27 удельного расхода условного топлива. КПД АЭС определяют по величине преобразованной тепловой энергии, выделившейся в активной зоне реактора: где Q W от η =, (2.4) с Qреак W от выработанная за выбранный период электроэнергия, квт ч; реак тепло, выделившееся в реакторе за этот период, кдж. Параметры энергоблоков АЭС существенно ниже (меньше температура и давление пара), чем у ТЭС, и их КПД составляет %. Тем не менее, себестоимость вырабатываемой электроэнергии на АЭС, как правило, существенно ниже, чем на обычных тепловых станциях. Объясняется это тем, что энергия заключенная в ядерном горючем, в миллионы раз больше, чем энергетический ресурс органического топлива, а соответственно, расходы на его доставку во много раз меньше, в сравнении с затратами на перевозку угля или нефтепродуктов. Паротурбинная установка (ПТУ) АЭС не имеет принципиальных отличий от ПТУ тепловых станций. Она также содержит паровую турбину, конденсатор, питательный насос и т.д. Так же, как и ТЭС, АЭС потребляет огромное количество воды для охлаждения конденсаторов. Однако, в отличие от ТЭС, АЭС не использует воздух для окисления топлива, соответственно, отсутствуют вредные выбросы золы, оксидов серы, азота, углерода, характерные для тепловых станций. Ядерный реактор АЭС представляет собой сложное технологическое сооружение, которое состоит из корпуса, активной зоны с отражателем; содержит системы охлаждения, управления, регулирования и контроля, биологическую защиту, специальную приточно-вытяжную систему вентиляции, обеспечивающую радиационную безопасность. Капитальные затраты на сооружение АЭС, как правило, превышают затраты на строительство ТЭС, но существенно ниже затрат на ГЭС. Существующие в мире 440 АЭС дают 15 16% мирового производства электроэнергии. При этом доля атомной электроэнергетики в мировом энергобалансе составляет только 4%. В России 31 энергоблок АЭС мощностью 23,2 ГВт (11,5%) производит 150 млрд. квт ч электроэнергии в год, что соответствует 16 17% от общего энергопотребления [7]. 27

28 Основной проблемой, сдерживающей развитие АЭС, являются тяжелые последствия возможных аварий и проблема утилизации радиоактивных отходов. После известной Чернобыльской аварии были приняты серьезные меры по повышению безопасности атомных электростанций. Современные АЭС комплектуются сложнейшими системами безопасности с многократными запасами и резервированием, практически исключающими масштабные аварии, связанные с выбросом радиоактивных отходов. Особенности АЭС следующие: независимость месторасположения от источников топлива; экологическая чистота при работе в штатных режимах в сравнении с ТЭС; необходимость ликвидации станций после выработки ресурса, что требует дополнительных капиталовложений; низкоманевренны (так же, как и ТЭС) Газотурбинные установки. Энергетические установки, в которых тепловая энергия газов преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора турбины, называют газотурбинными установками (ГТУ). ГТУ состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако может использоваться и природный газ. Принципиальная схема простейшей ГТУ показана на рис Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора, в котором сжимается до давления 1,3-1,7 МПа (13-17 ат), и подается в камеру сгорания. В камере сгорания воздух смешивается с топливом и воспламеняется, образуя продукты сгорания высокой температуры ( С). Из камеры сгорания рабочие газы поступают в газовую турбину, в которой расширяются практически до атмосферного давления. При этом тепловая энергия рабочих газов преобразуется в механическую энергию вращения турбины. Отработанные газы выбрасываются в атмосферу либо непосредственно через дымовую трубу, либо через теплообменник, использующий теплоту уходящих газов. 28

29 воздух топливо Камера сгорания отработанные газы сжатый воздух рабочие газы

Воздушный компрессор Газовая турбина Генератор Рис.2.3. Принципиальная схема простейшей газотурбинной установки На одном валу с газовой турбиной расположен электрический генератор и воздушный компрессор. Мощность, развиваемая турбиной, делится примерно поровну, около 50 % мощности тратится на привод компрессора, оставшаяся часть на привод электрогенератора. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при ее маркировке. Представленная на рис.2.3 установка, является ГТУ простого термодинамического цикла, в которой обеспечиваются последовательные процессы сжатия, нагрева и расширения рабочего тела. Она содержит один компрессор, одну камеру сгорания и одну турбину. Большее практическое распространение получили более сложные схемы ГТУ, которые содержат несколько компрессоров, камер сгорания и турбин, и работают по схеме сложного цикла с несколькими ступенями сжатия и расширения рабочего тела. За счет усложнения технологических схем ГТУ обеспечивается повышение их энергетической эффективности. Термический КПД ГТУ можно определить из выражения: η Т Т Т 1 2 =, (2.5) т 1 где Т 1, Т 2 температура рабочего тела (газа) на входе и выходе из турбины, соответственно, С. Приближенно, температуру газов за турбиной можно найти по простому соотношению: 29

Добавить комментарий