Анализ эффективности производства тепловой и электрической энергии на различных источниках

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра «Энергетические системы и комплексы»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

Анализ эффективности производства тепловой и электрической энергии на различных источниках

Иркутск 2016

1. Анализ технологий производства тепловой и электрической энергии

Известный ещё в средние века принцип совместной выработки тепловой и механической энергии сегодня с выгодой может быть использован для получения тепла и электричества.

Никакой вид энергоресурсов не обходится так дорого, как их недостаток. Проблемы, связанные с экономичностью, техническим освоением, а также способами использования разных источников энергии, как обычно были и будут значимы в деятельности человечества. А понимание методики и принципов производства, а также потребления энергии сегодня является неотъемлемой частью при ведении успешного управления предприятием и бизнесом. Сегодня в различных отраслях промышленности, где для получения основного продукта используются теплотехнологические процессы со сжиганием природного газа, затраты на энергоносители можно существенно сократить путём внедрения когенерационных технологий. Суть их в совместной (комбинированной) выработке электроэнергии, теплоты и/или холода. Реализуются такие процессы (своего рода «два в одном») путём надстройки существующих теплогенераторов (котлов, печей, сушилок) тепловым двигателем, вращающим электрогенератор.

Главной особенностью большинства известных когенерационных схем (включая теплофикацию) является то, что в их основе, как и сто лет назад, лежит выработка электрической энергии. При этом теплота является вспомогательным продуктом, и её производство улучшает экономические показатели установки. Такая организация схемы приводит к весьма важному обстоятельству, ограничивающему применение когенерации: полной зависимости самой возможности осуществления когенерационной установки от наличия потребителя теплоты в зоне расположения электростанции. Кроме того, максимальный коэффициент использования теплоты топлива в этих схемах не превышает 0,750,8, вследствие чего при отнесении выигрыша от когенерации на основной продукт (электроэнергию) выработанная теплота может оказаться неконкурентоспособной с теплотой, генерируемой в котельных централизованного теплоснабжения.

А что произойдёт, если в технологической схеме процессы генерации энергии поменять местами? Ответом на этот вопрос стал способ организации когенерационных схем, разработанный Институтом технической теплофизики НАН Украины совместно с запорожским ОАО «Рассвет». Новизна предлагаемого подхода заключается в построении когенерации на основе теплотехнологических процессов, не нуждающихся в улучшении. Например, в системе коммунального теплоснабжения коэффициент полезного действия водогрейного котла достигает 9092%. Поэтому идея состоит в том, чтобы, не нарушая экономическую эффективность производства основного продукта (теплоты), снизить за счёт когенерации себестоимость производства вспомогательного продукта (электроэнергии), что условно эквивалентно увеличению КПД электрогенерирующей установки, входящей в состав когенерационной. Эффект экономии топлива в когенерационной установке, по сравнению с раздельной выработкой того же количества теплоты и электроэнергии, достигается за счёт замещения части топлива, сжигавшегося в котле, теплотой выхлопных газов двигателя. Выхлопные газы газотурбинной установки, содержащие 15% кислорода, играют роль окислителя топлива, регулированием расхода которого, как и прежде, обеспечивают необходимую тепловую мощность котла. Ясно, что минимальную тепловую мощность он будет иметь при чисто утилизационном режиме работы, когда топливо в его топке не сжигается.

Принципиально возможно надстраивать энергетическими тепловыми двигателями теплогенераторы, работающие на различных видах топлива, однако для экономически выгодной эксплуатации когенерационной установки лучше всего зарекомендовали себя приводные двигатели, работающие на газе. Когенерационные установки для теплотехнологических процессов в промышленности не имеют стандартных решений по тепловой схеме и типу применяемого энергетического двигателя. Поэтому, учитывая разнообразные условия и требования к количеству и качеству энергии, которая будет вырабатываться на установке, каждый технологический процесс требует разработки индивидуальной концепции, включающей оптимизацию тепловой схемы и тщательное согласование рабочих параметров всех её компонентов. На предприятиях, имеющих большое количество сбросного тепла, когенерационные установки строятся на базе энергетических паровых турбин (противодавленческих или конденсационных). Огромный потенциал сбросной теплоты имеют также компрессорные станции магистральных газопроводов.

Электроэнергия производится на тепловых паротурбинных электростанциях, а также дизельных, гидроэлектростанциях, атомных электростанциях. Наибольшую электрическую мощность можно получить на конденсационной паротурбинной электростанции (КЭС), состоящей из парового котла с пароперегревателем, вырабатывающих нагретый пар нужного давления и температуры, парового турбогенератора (блок паровой турбины и электрогенератора, сидящего на валу турбины), конденсатора, в котором отработанный в турбине пар конденсируется, а конденсат насосом подаётся в котел. Такова упрощённая схема работы КЭС. Для получения максимально возможной мощности пар на входе в турбину должен иметь максимально возможное давление и температуру, а на выходе минимальное давление. В современных КЭС пар на входе в конденсатор имеет давление 0,04 ат, температуру около 28C, а теплосодержание очень высокое, около 575 ккал/кг. Для конденсации пара надо пропустить через трубы конденсатора воду в количестве не менее 55 кг на 1 кг пара с температурой её как можно ниже 20C. Выходящая из конденсатора вода имеет температуру не более 25C. Как правило, тепло этой воды не может быть использовано. Потеря тепла с охлаждающей водой огромна: до 60% тепла топлива, сожжённого в котле, бесполезно теряется с водой; ещё 10% тепла топлива теряется в самом котле. В результате коэффициент использования топлива на КЭС самого современного типа и при высоких параметрах пара не превышает 40%.

Не нужно забывать, что КЭС вырабатывает только электроэнергию. Народное хозяйство (промышленность, коммунальное хозяйство, жилые, общественные здания и т. п.) потребляют в не меньшем количестве и тепловую энергию. При раздельном производстве тепловой и электроэнергии одновременно с КЭС сооружаются котельные с паровыми или водогрейными котлами; коэффициент использования топлива в котельных значительно выше.

Необходимо подчеркнуть, что при производстве электроэнергии используются дымовые газы высокого потенциала (с температурой 10001200C на выходе из топки). Теплоэнергия требуется в виде перегретой воды с температурой 130-150C (на входе в тепловой пункт). Невыгодно строить специальные котельные для нагрева воды до 150C в тех случаях, когда на электростанциях установлены паровые турбины, в которых предусмотрен отбор пара низкого давления в количестве, необходимом для подогрева воды до этой температуры в системе теплофикации. Подобные теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) за многие десятки лет эксплуатации доказали преимущества комбинированного производства электро- и теплоэнергии, главным из которых является значительная экономия топлива, прямо пропорциональная числу потребителей тепла. Естественно, чем квалифицированнее топливо и чем выше его экономическая (народнохозяйственная) ценность, тем более предпочтительны ТЭЦ с комбинированным производством тепла и электроэнергии.

Тем не менее в крупных и средних городах РФ с 196070-гг. было построено множество районных и групповых котельных. Все авторы книг и статей по электроснабжению городов, последних 5060 лет, писали о значительных преимуществах ТЭЦ, подразумевая, что необходимо принимать подобные решения, на основании технико-экономических расчётов. Но в те далёкие годы закладывали в расчёты безбожно низкую цену природного газа (считалось, что природный газ самое дешёвое топливо и не надо его экономить). В результате произошло обесценивание многого полезного, высоко оцененного мировой теплоэнергетикой из того, что было наработано теоретиками и практиками теплофикации в СССР.

С учётом высочайшего качества природного газа как топлива и сырья для переработки, с точки зрения народного хозяйства и, в первую очередь, охраны окружающей среды его следует считать самым высокоценным топливом. Следует также учесть, что большое количество добываемого природного газа экспортируется за рубеж РФ. Поэтому в любые расчёты, связанные с использованием природного газа, имеет смысл закладывать его экспортную цену для стран Западной Европы.

Другое дело, что в отдельных случаях решения о строительстве котельной мощностью до 100200 Гкал/ч можно оправдать, пожалуй, только в одном когда строительство жилых домов значительно опережает энергетические возможности электроснабжения от ТЭЦ и существующих теплосетей. Но и в этих случаях хотя бы для частичного снижения ущерба народному хозяйству следует вместо водогрейных котлов устанавливать паровые котлы и паровые турбогенераторы с противодавлением, вырабатывающие электроэнергию по тепловому графику. Подобные ТЭЦ дороже котельных, но они экономичны благодаря выработке электроэнергии и, безусловно, заслуживают широкого применения. Альтернативой сооружению постоянной котельной являются транспортабельные котельные для временного теплоснабжения микрорайона, действующие до сооружения ТЭЦ и тепловых сетей. Могут быть использованы также и передвижные дизельные и газотурбинные ТЭЦ.

Решая задачи энергоснабжения города, района, посёлка следует, безусловно, ориентироваться на комбинированный метод энергоснабжения, предусматривающий сооружение ТЭЦ. Отход от подобного решения должен быть обязательно серьёзно аргументирован. В противном случае Россия рискует превратиться из экспортёра топлива в импортёра. Так что принятого на вооружение 70 лет назад комбинированного производства на ТЭЦ надо придерживаться ещё жёстче, чем раньше.

При наличии стабильных и значительных тепловых нагрузок и возможности получения электроэнергии из электросети в достаточном количестве наиболее эффективно сооружение ТЭЦ с противодавленческими турбинами: при минимальных капвложениях достигается максимальная экономия топлива. Срок окупаемости строительства подобных ТЭЦ по сравнению с другими вариантами комбинированного и раздельного производства энергии, как правило, самый короткий.

Основная задача ТЭЦ производить энергию наиболее экономически выгодным путём. Поэтому комбинированное производство тепла и электроэнергии должно быть дешевле альтернативных способов. Доходность различных вариантов производства должна быть предварительно оценена для полного периода эксплуатации электростанции. ТЭЦ обычно требует бомльших инвестиций, чем обычные технологии производства энергии, но она потребляет меньше топлива.

В результате ТЭЦ более дёшевы в эксплуатации, чем электростанции схожей мощности. Тепло, производимое ТЭЦ, может использоваться как для централизованного теплоснабжения жилых районов, так и для промышленных нужд. Передача тепла на большие расстояния является дорогостоящей. Поэтому лучше строить ТЭЦ близко к населённым пунктам и промышленным объектам, где тепловая энергия будет использоваться.

ТЭЦ максимально используют энергию сгорающего топлива, производя электричество и тепло с минимальными потерями. Их КПД достигает 8090%, в то время как у КЭС он не превышает 3540%.

ТЭЦ имеют высокий уровень отказоустойчивости, позволяя не прерывать процесс производства энергии. В то же время они высоко автоматизированы, тем самым минимизируя число требуемого персонала и сокращая затраты на эксплуатацию и обслуживание. Производство электричества и тепла могут быть легко приведены в соответствие с уровнем потребления.

В комбинированном производстве тепловой и электрической энергии может использоваться широкий спектр видов топлива, включая низкокалорийное и влажное, например индустриальные отходы и биотопливо. Оптимальная комбинация различных видов топлива определяется для каждой ТЭЦ в отдельности, в зависимости от местной ситуации с топливом. Обычно используются следующие виды топлива: природный газ, уголь, промышленные газы, торф и другие виды возобновляемых ресурсов (например, отходы деловой древесины, муниципальные отходы и древесная щепа). Мазут используется в небольших количествах, обычно в качестве подсветки для других топлив.

Традиционно использование биотоплива при когенерации связано с технологическими процессами лесной промышленности. По многим причинам ТЭЦ идеально подходит для использования биотоплива. Поскольку их теплотворная способность низка, а транспортировка дорогостояща, они имеют тенденцию быть местными видами топлива.

Высокая эффективность и низкий уровень выбросов в процессе когенерации самый приемлемый, с точки зрения окружающей среды, способ производства энергии. Современные ТЭЦ используют эффективные методы сжигания топлива, чтобы снизить выбросы окислов азота.

Все преимущества использования ТЭЦ, с точки зрения воздействия на окружающую среду, были осознаны в течение нескольких последних лет. Несмотря на это, экономическая сторона дела играет решающую роль при принятии решения о постройке того или иного типа источника энергии. Поэтому стоимость энергии, произведённой в процессе когенерации, должна быть конкурентоспособной по сравнению с другими источниками энергии.

В соответствии с решением Правительства, для бесперебойного и безопасного энергоснабжения, необходимо обеспечить производство энергии, основываясь на нескольких видах топлива, поставляемого из различных источников. Целью является создание в будущем гибкой, децентрализованной и сбалансированной энергетической системы. Со своей стороны, Правительство продолжает обеспечить всё условия для создания подобной системы, и фокусируется на энергии, произведённой на возобновляемых энергетических ресурсах и биотопливе.

Правительство и в будущем продолжит поддерживать комбинированный цикл производства тепла и электричества. Должное внимание следует уделить техническому и экономическому аспектам. Высокий статус процесса когенерации определён тем, что общая эффективность источников энергии является важным фактором в области выделенных квот на вредные выбросы. Инвестируя в постоянное развитие технологии, возможно во всеоружии подойти к моменту в будущем, когда обязательства по снижению выбросов парниковых газов станут очень жёсткими. Кроме технологии, развитие сосредотачивается на всей цепочке эксплуатации, доставки и торговли. Возобновляемые источники энергии и энергоэффективность остаются важными секторами. Постоянные и интенсивные инвестиции послужат разработке и внедрению в жизнь экономичных решений для процесса когенерации, промышленного производства энергии, малой энергетики и эффективного использования энергии.

2. Практическая часть. Расчёт коэффициента полезного действия и удельного расхода условного топлива для котельной на органическом топливе, конденсационных электростанций и теплоэлектроцентралей

электроэнергия топливо котельная

Таблица 1 Годовые показатели работы отдельных источников

тепловой и электрической энергии Российской Федерации

Котельная на органическом топливе

Коэффициент полезного действия

где

расход условного топлива на производство тепловой энергии, кг у.т.;

- удельная теплота сгорания топлива, кДж/кг (= 29 308 кДж/кг);

- выработка тепловой энергии, кВт;

кот коэффициент полезного действия котельной.

Удельный расход топлива

где удельный расход условного топлива, кг/Гкал.

Для котельной ОАО «Иркутскэнерго» = 716 330 Гкал, = 119 269 103 кг у.т., поэтому

Конденсационная электростанция

Коэффициент полезного действия

где

Nэ - выработка электрической энергии, кВт ч;

КЭС коэффициент полезного действия КЭС.

Удельный расход топлива

Для Березовской ГРЭС = 9 048 788 МВт ч, = 2 922 544 т у.т., поэтому

Теплоэлектроцентраль

Коэффициент полезного действия

Удельный расход топлива на производство электрической энергии

Удельный расход топлива на производство тепловой энергии

Для Ново-Иркутской ТЭЦ = 2 662 069 МВт ч, = 575 891 т у.т., = 4 595 740 Гкал, = 633 347 т у.т., поэтому

Расчёт суммарных топливных затрат на производство заданного количества тепловой и электрической энергии при раздельной выработке (котельная + КЭС) и комбинированной (ТЭЦ)

Таблица 2 Суммарные топливные затраты на производство

тепловой и электрической энергии

Bкот + КЭС = 166,5 3 495 740 + 322,98 8 048 787 = 3 181 637 935,26 кг у.т.

BТЭЦ = 125,31 3 495 740 + 237,92 8 048 787 = 2 353 018 582,44 кг у.т.

BТЭЦ < Bкот + КЭС

По итогам расчётов более эффективным оказалось комбинированное производство заданного количества тепловой и электрической энергии (ТЭЦ), поскольку суммарные топливные затраты в этом случае заметно ниже, чем при раздельной выработке (котельная + КЭС).

Список использованных источников

Аметистов Е. В., Бурман А. П., Строев В. А. Основы современной энергетики. М.: Издательский дом МЭИ, 2008.  300 с.

Буров В. Д. и др. Тепловые электрические станции.  М.: «Издательский дом МЭИ», 2007.  466 стр.

Зах Р. Г. Котельные установки. М.: Энергия, 1968. 352 с.

Каменецкий Б. Я. Расчёт теплообмена в топках котлов при слоевом сжигании топлива. // Теплоэнергетика, 2008, № 5. С. 7577.

Макарова Г. И. Химическая технология твёрдых горючих ископаемых. М.: Просвещение, 1986. 242 с.

Рокотян С. С., Шапиро И. М. Справочник по проектированию энергетических систем.  М.: Энергоатомиздат, 1985. 250 с.

Рыжкин В. Я., Гиршфельд В. Я. Тепловые электрические станции.  М.: Энергоатомиздат, 1987.  328 с.

Салихов А. А. Актуальные проблемы современной теплоэнергетики.  М.: КОНЦ ЕЭС, 2010.  456 с.

Размещено на Allbest.ru