Тэц недостатки и достоинства: Тепловые, атомные, гидравлические электрические станции, газотурбинные и парогазовые силовые установки, распределение электрических нагрузок

Posted on by alexxlab

Содержание

ТЭЦ-26

ТЭЦ-26 является одной из самых крупных тепловых электростанций Москвы, расположенной в ее Южном административном округе (район Бирюлево Западное). Предприятие является филиалом региональной генерирующей компании ОАО «Мосэнерго».

Электростанция обеспечивает тепловой энергией свыше 2 млн. человек, проживающих и работающих на территории районов: Чертаново, Ясенево, Коломенское, Бирюлево и Марьино.

В настоящее время электрическая мощность электростанции равна 1,84 ГВт, а тепловая мощность – 4,212 тыс. Гкал/ч. Вырабатываемая теплоэлектроцентралью мощность выдается в энергосистему Москвы через ОРУ напряжением 220 и 500 кВ.

Котловые агрегаты ТЭЦ могут работать как на природном газе, так и на мазуте.

Основное оборудование электростанции включает в себя 7 энергетических котлов (2хТГМ-96Б, 3хТГМП-314П, 2хТГМП-344А), 11 водогрейных котлов (9хПТВМ-180-150, 2хКВГМ-180), 8 турбоагрегатов (2хПТ-80/100-130/13, 5хТ-250/300-240, 1xGT26 Alstom) и 9 генераторов (2хТВФ-120-2, 5хТВВ-320-2 ЛЭО и 2xTopair Alstom).

История строительства теплоэлектроцентрали № 26 города Москвы берет свое начало в 1970-80-ых годах, когда в столице наблюдался бурный рост промышленности и интенсивное строительство жилых массивов, в результате которых возникла потребность в дополнительной выработке тепло- и электроэнергии.

Пуск первого водогрейного котла ПТВМ-180 ТЭЦ был произведен 30-го марта 1979-го года. Станция строилась в 2 очереди: 1-ая была введена в промышленную эксплуатацию в период с 1979-го по 1985-ый годы, а 2-ая – с 1986-го по 1998-ый годы.

Проектной мощности ТЭЦ-26 Москвы достигла в октябре 1998-го года. В 2009-ом году на станции были произведены работы по реконструкции турбины ПТ-80/100-130/13 энергоблока № 1, после чего установленную мощность электростанции стала равна 1.42 ГВт.

В 2011-ом году был принят в эксплуатацию новый энергетический блок на основе парогазовой технологии (ПГУ-420). Электрическая мощность блока № 8 равна 420 МВт, тепловая – 265 Гкал/ч, а КПД в конденсационном режиме – 59%. После пуска этого блока, который осуществлялся французским концерном «Alstom», суммарная мощность теплоэлектроцентрали достигла современного значения.

Энергетики предлагают изменить Водный кодекс, отменив запрет на проектирование прямоточных систем охлаждения при проектировании ТЭС и АЭС

/ 4

12 декабря Комитет Государственной Думы по энергетике под председательством Павла Завального Завальный
Павел Николаевич Депутат Государственной Думы избран по избирательному округу № 222 (Ханты-Мансийский – Ханты-Мансийский автономный округ — Югра) провел «круглый стол» на тему: «О возможности применения прямоточных систем водоснабжения, используемых в целях охлаждения при проектировании ТЭС и АЭС».

В обсуждении приняли участие представители Министерства энергетики, Министерства природных ресурсов и экологии, Министерства строительства и ЖКХ, Ростехнадзора России, энергетических компаний.

В ходе заседания отмечалось, что энергетическая отрасль России является крупнейшим водопользователем в стране, при этом около 40% действующих тепловых электростанций (ТЭС) имеют прямоточную систему охлаждения.

Применение прямоточной системы охлаждения, по убеждению энергетиков, позволяет снизить безвозвратные потери воды, предотвратить увеличенный сброс загрязняющих веществ, уменьшить негативное воздействие на окружающую среду. Кроме того, повышается энергетическая и экономическая эффективность работы ТЭС за счет меньшей стоимости гидротехнических сооружений, снижения расхода топлива на выработку электроэнергии и повышения КПД оборудования.

Несмотря на преимущества использования прямоточной системы водоснабжения для охлаждения, в соответствии со статьей 60 Водного кодекса России проектирование прямоточных систем технического водоснабжения не допускается. Причиной появления данного запрета стало ртутное загрязнение Братского и Усть-Илимского водохранилищ Братским ЦБК, горнообогатительным комбинатом и предприятиями химической промышленности.

Среди отрицательных последствий запрета для отрасли на проектирование прямоточных систем технического водоснабжения представители энергокомпаний перечисляли снижение экономичности работы и даже уровня экологической безопасности строящихся электростанций, рост инвестиционных затрат на строительство новых энергетических объектов, риски снижения конкурентоспособности разрабатываемых в соответствии с российским законодательством проектов строительства АЭС для стран, где такого запрета нет.

По мнению экспертов, назрел вопрос внесения поправок в Водный кодекс, которые подготовило Минэнерго России, в части отмены запрета на проектирование прямоточных систем охлаждения для энергетической отрасли.

Эксперты-экологи, напротив, выступали против повсеместного внедрения прямоточных систем, говорили о проблемах с водозаборами на Ангаре, на Дону и Волге, понижении уровня воды в озере Байкал и других водоемах, о негативном экологическом воздействии на рыб в водоемах и превышении объема зеленых водорослей при поступлении более теплой воды. Предлагали энергетикам заняться модернизацией страны, а не лоббированием интересов отрасли.

Экологи и энергетики согласились с аргументами Павла Завального Завальный
Павел Николаевич Депутат Государственной Думы избран по избирательному округу № 222 (Ханты-Мансийский – Ханты-Мансийский автономный округ — Югра) , что «запрет должен быть на экологически вредные выбросы, а не на технологии, которые должны учитывать здравый смысл при размещении объектов энергетики».

Экологи настаивали, что только при открытии данных отчетов Росатома с грифом «для служебного пользования» по экологическому воздействию АЭС, они готовы будут обсуждать изменение Водного кодекса, предлагали энергетикам изменить энергосервисные контракты по аналогии с внедренными ими системами ДПМ, говорили, что безудержное использование воды приведет к недостатку водных ресурсов, настаивали на сохранении воды как стратегически важного ресурса.

Чем отличаются блочные и неблочные (с поперечными связями) тепловые схемы ТЭС? Каковы их достоинства и недостатки? Как выбирается структура тепловой схемы электростанции?

⇐ ПредыдущаяСтр 12 из 14Следующая ⇒

 

По своей структуре тепловые схемы ТЭС могут быть двух типов:

— блочными, когда все основное и вспомогательное оборудование каждой турбоустановки ТЭС не имеет технологических связей с другими турбоустановками, т.е. каждая турбина имеет снабжение паром только от своих котлов; если за турбиной закреплен единственный котел, то такой энергоблок называется моноблоком, если два котла, то дубль-блоком;

— неблочными, что означает совместное снабжение паром группы турбин от группы общих котлов через общую магистраль пара; линии питательной воды этих котлов тоже соединяются; неблочную схему также называют схемой с поперечными связями.

Основные достоинства блочной схемы:

— блочные ТЭС дешевле неблочных, так как уменьшается количество трубопроводов и арматуры;

— облегчается управление энергоблоком и его автоматизация; работа блока не влияет на соседние блоки;

— ТЭС с блочной схемой удобнее расширять, прежде всего турбоустановками более высоких параметров.

Главным достоинством электростанции с неблочной схемой является то, что требования к ней по надежности меньше, причем здесь может иметься «скрытый» резерв пара.

Одним из наиболее важных обстоятельств, которые учитываются при выборе структуры тепловой схемы, является наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара. Схемы с промперегревом должны быть блочными, так как неблочная схема в этом случае была бы слишком усложнена.

Следовательно, на ГРЭС с начальным давлением пара 130 атм, а также на ГРЭС и ТЭЦ со сверхкритическими параметрами (240 атм) должна применяться только блочная схема.

Для ТЭЦ с давлением острого пара не более 130 атм характерны неблочные схемы, но в зависимости от состава и назначения оборудования возможно сочетание на одной ТЭЦ обеих тепловых схем одновременно.

На АЭС используются только блочные схемы — как из-за наличия промперегрева пара, так и по соображениям безопасности реакторной установки.

 

Ответы.

№9

Промежуточный перегрев пара осуществляется с целью предотвращения недопустимой конечной влажности пара и повышения внутреннего относительного КПД тех отсеков турбины, которые расположены после промперегрева. На ГРЭС (т.е. на КЭС с циклом перегретого пара) возможны два способа промперегрева — газовый в газоходах котла и паровой острым паром. На АЭС используется только паровой промперегрев начальным паром (возможен также вариант с использованием для промперегрева и начального пара, и пара из первого отбора турбины). Турбины ТЭЦ не имеют промперегрева, за исключением:

— агрегатов сверхкритического давления Т-250-240, где промперегрев необходим для уменьшения конечной влажности пара;

— турбин Т-180/210-130, выполненных на базе К-200-130; здесь основной целью промперегрева является увеличение КПД и мощности турбоустановки.

Одноступенчатый промперегрев дает увеличение термического КПД цикла Ренкина примерно на 4,5-7%. Вторая ступень промперегрева обеспечивает дополнительное повышение этого КПД еще на 1,5-2,5%, и ее появление может быть оправданным только при использовании на ТЭС дорогостоящего топлива или большой установленной мощности электростанции и высокой загрузке электрогенерирующего оборудования

 

Оптимальное значение давления промперегрева Pппопт определяется в результате технико-экономического анализа и при одноступенчатом промперегреве может составлять 15-20% от P

о, при двухступенчатом – 25-30% для первой ступени и 6-9% от Pо для второй.

 

Оптимальное давление промперегрева на ТЭЦ выше, чем на КЭС. Для теплофикационного потока пара это очевидно, поскольку он расширяется не до конечного давления, а положительное влияние промперегрева на термический КПД цикла Ренкина возрастает с увеличением Pпп (рис. 14). Следовательно, и для всего потока пара оптимальное значение Pпп для теплофикационной турбоустановки выше, чем для конденсационной.

 

Турбоустановки имеющие промперегрев: К-300-240, К-500-240, К-800-240, К-1000-240, К-1200-240, Т-250-240, и Т-180/210-130. ( для увелечение кпд К-200-130, но не у всех). Остальные не имеют промперегрева: Т-100-130, ПТ-60-130, ПТ-80-130, Т-175-130, Р-40, Р-50, Р-100.

 


Читайте также:

Как ТЭЦ ТГК-16 повышают уровень конкурентоспособности — Реальное время

Фото: АО «ТГК-16»

Энергостратегия-2035, принятая в этом году, предусматривает, какие технологические прорывы должны произойти во всех сегментах ТЭК, чтобы энергетическая отрасль была конкурентоспособна на мировой арене. Документ делает акцент на эффективность, надежность, доступность и качество энергоресурсов. В приоритете модернизация теплоэлектростанций с использованием энергоэффективных технологий, позволяющих экономить топливо и повысить выработку электроэнергии. Подробнее о технологиях, позволяющих станциям повысить свою конкурентоспособность на оптовом рынке электроэнергии и мощности России, в материале «Реального времени».

Средний показатель удельного расхода топлива КТЭЦ-3 на 28,8% меньше, чем по России

Для повышения энергоэффективности энергетического комплекса в январе прошлого года правительство РФ одобрило программу модернизации теплоэлектростанций, затронувшей почти 40 ГВт мощности. Один из показателей энергоэффективности — удельный расход условного топлива электростанций. Он определяет, сколько топлива теплоэлектроцентраль потребляет для отпуска одного киловатт-часа электроэнергии. Именно по нему можно сказать, конкурентоспособна ли станция на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ). Поэтому энергокомпании заинтересованы в снижении этого показателя.

Положительную динамику в области энергоэффективности демонстрирует генерация Татарстана. По данным Минпромторга РТ, удельный расход условного топлива в республике в 2019 году снизился на 9% к уровню 2018 года. Наиболее эффективно сработали несколько ТЭЦ.

Один из лучших показателей удельного расхода условного топлива у Казанской ТЭЦ-3 компании «ТГК-16». Здесь к вопросам модернизации и эффективности мощностей подходят со всей ответственностью.

Специалисты ТГК-16 провели анализ динамики удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии по станции и в целом по энергетике РФ

В 2013 году в ТГК-16 стартовала комплексная программа модернизации ТЭЦ-3 — самой крупной станции Казани. Специалисты компании провели анализ динамики удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии по станции и в целом по энергетике РФ. По расчетам ТГК-16, при текущей динамике снижения удельных расходов топлива в энергетике России, КТЭЦ-3 могла стать неконкурентоспособной уже к 2016 году. И это несмотря на то, что у станции по сравнению с другими казанскими ТЭЦ оставался достаточно приличный объем отпуска тепла потребителям в комбинированном цикле.

Модернизация должна была обеспечить конкурентоспособность электростанции на оптовом рынке электроэнергии и одновременно не допустить неприемлемого для потребителей увеличения тарифов на тепло.

Результаты модернизации КТЭЦ-3 показали правильность и своевременность принятых решений — средний расход по станции в 2019 году составил 218,1 г/кВт·ч. В то время как средний показатель удельного расхода топлива по стране находится на уровне 306,2 г/кВт·ч.

По сравнению со средним показателем удельного расхода топлива в энергетике РФ разница составляет 28,8% в пользу КТЭЦ-3. За 9 месяцев 2020 года средний условный расход топлива по КТЭЦ-3 также показывает положительную динамику к снижению. Такие показатели эффективности использования топлива обеспечат конкурентоспособность электростанции на рынке электроэнергии как минимум на ближайшие 20 лет.

Снизить энергодефицит

Модернизация тепловой схемы Казанской ТЭЦ-3 началась с замены устаревшей паровой турбины на приключенную с внедрением двух турбин малой мощности для привода питательных насосов в целях снижения потребления электроэнергии на собственные нужды станции. В результате снизился расход электроэнергии на собственные нужды, станция получила дополнительную выработку электроэнергии, загрузка турбины была оптимизирована. На станции создалось стабильное и плавное регулирование давления питательной воды, повысилась надежность производственного процесса, а казанцы были обеспечены дополнительным резервом мощности горячей воды.

Запуск энергоблока мощностью 405,6 МВт повысил надежное энергоснабжение как промышленных предприятий, так и населения Казани

Ввод в эксплуатацию в 2017 году энергоблока ГТУ на Казанской ТЭЦ-3 стал знаковым энергосберегающим решением и завершающим этапом модернизации станции. Запуск энергоблока мощностью 405,6 МВт повысил надежное энергоснабжение как промышленных предприятий, так и населения Казани. Особенно это относилось к потребителям первой категории надежности электроснабжения — промышленным предприятиям, таким как ПАО «Казаньоргсинтез».

Кроме того, эксплуатация ГТУ сняла имеющийся в Казани энергодефицит. Установка увеличила выработку электрической энергии как минимум в два раза на базе текущего теплопотребления. Она не только сохраняет, но и увеличивает выработку тепла, сохраняя при этом приемлемые тарифы на теплоэнергию для промышленных потребителей и населения. Также установка снизила удельные расходы топлива на выработку электрической энергии станцией. В качестве бонуса компания получила позитивный экологический эффект: турбина снизила валовые и удельные выбросы в атмосферу.

Установка находится под постоянным сопровождением инженерного центра General Electric, работающего в круглосуточном режиме

Турбина GE 9HA.01 обладает большой эксплуатационной гибкостью, которая достигается передовыми цифровыми системами управления. Установку можно быстро запустить и перейти на частичную нагрузку, сохранив высокие показатели эффективности.

— Значительную роль при выборе такого типа газовой турбины сыграл ее высокий КПД, достигнутый особой конструкцией. Кроме того, 9HA.01 отличается низким уровнем выбросов вредных окислов азота. Специалисты ТГК-16 вложили много сил в строительство ГТУ. Отрадно, что установка находится под постоянным сопровождением инженерного центра General Electric, работающего в круглосуточном режиме. И даже во время закрытия границ весной этого года зарубежные партнеры смогли в рамках сервисного договора принять участие в инспекции газовой турбины, — отметил генеральный директор АО «ТГК-16» Эдуард Галеев.

Комплексный подход

Технологические и экологические проблемы на станциях ТГК-16 решают комплексно. Энергетики совместно с нефтехимиками реализовали комплексную программу по повышению надежности электроснабжения Нижнекамского промышленного узла, обеспечившую безаварийную работу опасных производств, что позволяет предотвращать аварийные и залповые выбросы загрязняющих веществ. На Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-1) реконструировали схему подачи топливного газа на котлы станции от комплекса глубокой переработки тяжелых остатков (КГПТО) АО «ТАИФ-НК».

Сжигание топливного газа КГПТО на энергетических котлах Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-1) позволило полезно использовать газ нефтеперерабатывающей компании в технологическом цикле станции. Таким образом уменьшился сброс горючих газов на факельные установки КГПТО, что сократило негативное влияние промышленности на окружающую среду в Нижнекамском районе, а рентабельность нефтепереработки повысилась.

Защита водных ресурсов от загрязнения

Работа ТЭЦ также связана с использованием водных ресурсов. В различных теплообменных устройствах для конденсации отработавшего пара и в других процессах применяют огромное количество воды. Чтобы сократить негативное воздействие на водную среду, на Казанской ТЭЦ-3 запустили в работу очистные сооружения ливнево-талового и промышленного стоков. Новая система очистки позволяет эффективно очищать сточные воды предприятия от взвешенных веществ и нефтепродуктов.

— Во время интенсивного технологического развития недопустимо ухудшение качества воды. Поэтому снижение техногенного воздействия на окружающую среду, сохранение водных ресурсов выходят на первый план для социально ответственных компаний, а для ТГК-16 это является одним из приоритетных направлений, — сказал генеральный директор АО «ТГК-16» Эдуард Галеев.

На электростанции используется химически подготовленная вода. Она применяется для восполнения объемов питательной воды, используемой для производства пара в энергетических котлах. Вода для подпитки тепловой сети в системе теплоснабжения также проходит химическую обработку. В 2018 году в одном из химических цехов Нижнекамской ТЭЦ-1 установили высокоскоростные осветлители, а также элементы цепочки обессоливания.

Комбинированный метод очистки позволил готовить воду при минимуме производственных площадей, что особенно актуально в условиях действующего производства

Процессы дозирования химических реагентов осветлителей и механических фильтров автоматизировали. С внедрением этого проекта станция получила возможность выработки дополнительно 400 т/ч химобессоленной воды высокого качества на всех этапах.

Таким образом, увеличилась надежность работы всей водоподготовительной установки. ТГК-16 первая в энергетике Татарстана в технологической схеме использовала компактные высокоскоростные осветители конструкции ВТИ производства АО «НПК Медиана Фильтр».

Комбинированный метод очистки позволил готовить воду при минимуме производственных площадей, что особенно актуально в условиях действующего производства. Комбинированные технологии с применением мембранных методов очистки воды в водоподготовительных установках увеличили производство химически обессоленной воды на 200 т/ч. В результате станция получила экологический и экономический эффект: снизились объемы сбросов с большой концентрацией загрязняющих веществ и затраты на выработку обессоленной воды.

Новые проекты модернизации

Чтобы продолжить обновление мощностей, ТГК-16 участвует в масштабной программе модернизации ТЭЦ — конкурсном отборе проектов модернизации тепловой генерации (КОМмод). В 2019 году ТГК-16 получила право на модернизацию 265 МВт мощности генерирующего оборудования Нижнекамской ТЭЦ-1, то есть в объеме 3,1 процента от рыночной квоты на модернизированную мощность в рамках КОМмод на 2025 год.

Также в дополнение к обновлению паросиловых установок Нижнекамской ТЭЦ-1 ТГК-16 проведет модернизацию паровой турбины Казанской ТЭЦ-3 (50 МВт).

Энергетики не собираются останавливаться на достигнутом. В начале декабря стало известно, что проект ТГК-16 прошел предварительный отбор в рамках КОМмод на 2026 год. Заявка компании стала единственной из Татарстана в числе отобранных проектов.

Согласно предварительным результатам, энергетики получили право модернизации 100 МВт с заменой турбины и ее вспомогательного оборудования на Нижнекамской ТЭЦ-1. Это наибольшая квота среди согласованных заявок по первой ценовой зоне.

В течение месяца «Системный оператор ЕЭС» будет проверять достоверность указанных участниками технических параметров проектов, после чего правительство РФ утвердит окончательный перечень проектов КОМмод-2026.

Партнерский материал

Екатерина Харитонова, фото Рината Назметдинова

ПромышленностьЭнергетика Татарстан

Газовые двигатели MWM / Газмоторсервис

Расположенная в г. Маннхайм компания, с конца 2013 г. именуемая Caterpillar Energy Solutions GmbH, более 140 лет занимается разработкой и оптимизацией известного под маркой MWM оборудования (мини ТЭЦ или газопоршневые электростанции), работающего на природном газе и специальных газах, что привело к следующим инновациям:

  • Газопоршневые двигатели MWM обладают высокими механическими (а  следовательно и электрическими) КПД, что приводит к низкому удельному расходу природного газа на КВтч произведенной электроэнергии.
  • Газопоршневые двигатели MWM обладают высокой удельной электрической мощностью на единицу веса, что сокращает затраты на строительство здания.
  • Высокие ресурсные показатели — например для агрегата MWM TCG2032: периодичность ТО — через 4000 рч, капитальный ремонт — через 80000 рч.
  • Для работы всех газовых двигателей MWM достаточно низкого давления газа — 20−200 мбар, что исключает необходимость в газокомпрессорном оборудовании.
  • Применение технологии сжигания обедненной смеси значительно сокращает содержание вредных веществ в выхлопе.
  • Устойчивая работа без ограничений в диапазоне 50−100% мощности с постоянным низким содержанием вредных веществ в выхлопе.
  • Высокая степень унификации (одинаковые головки блока цилиндров, свечи зажигания, датчики и т.д.) позволяет устанавливать рядом агрегаты разной мощности при едином складе запчастей.
  • Газопоршневые мини ТЭС MWM комплектуются высококачественным вспомогательным оборудованием (сделано в Европе), что повышает надежность в  целом.
  • Все агрегаты MWM могут быть поставлены в контейнерном или модульном исполнении, что дает надежность, мобильность, быстроту ввода в  эксплуатацию.
  • Система управления TEM EVO, а также вспомогательное электротехническое оборудование дают возможность работы как в автономном режиме, так и  параллельно с внешней сетью, в режиме прямой и обратной синхронизации, с  нулевыми перетоками электроэнергии в сеть.
  • Гарантийный срок на агрегаты MWM составляет 24 месяца с даты ввода в эксплуатацию или 30 месяцев с даты поставки каждого агрегата, в зависимости от того какой период наступает первым.

Преимущества работы с ООО «Газмоторсервис»

  • Изначально являясь компанией, специализирующейся на  сервисном обслуживании газопоршневых и дизельных агрегатов, наши клиенты могут быть уверены, что мы обеспечим качественное и своевременное сервисное обслуживание реализуемых нами проектов на базе газопоршневых агрегатов с минимальным временем реакции.
  • Опыт наших сотрудников и наличие заводской и проектной документации по  более чем 50−ти проектам на базе газопоршневых агрегатов в РФ позволяет нам предотвратить ошибки в проектировании и монтаже, стоимость которых на этих этапах очень высока.
  • Являясь независимой компанией, мы совершенно четко представляем преимущества и недостатки каждого мотора, которые являются основой энергоблока. Мы предлагаем не просто газопоршневые агрегаты, мы предлагаем решения на базе газопоршневых агрегатов, позволяющие нашим клиентам стабильно получать электроэнергию и тепло по себестоимости.
  • Сервисные специалисты ООО «Газмоторсервис» прошли соответствующее обучение на заводе-изготовителе в Мангейме и правомочны осуществлять сервисное обслуживание агрегатов MWM.
  • Комплексное решение: ООО «Газмоторсервис» решает весь комплекс задач, связанных с поставкой и дальнейшим сопровождением агрегатов MWM, работающего на различных типах газа. Мы предлагаем нашим заказчикам не только современное генерирующее оборудование от ведущего производителя, но и весь спектр услуг по выбору, монтажу и техническому обслуживанию газопоршневых установок.

  • Поставка запчастей, масла и антифриза: Компания «Газмоторсервис» обеспечивает поставку полного перечня запасных частей и расходных материалов для газопоршневых двигателей и когенерационных установок MWM и DEUTZ Power Systems.


Получить консультацию по предлагаемым нами услугам, оборудованию, а также наличие на складе или наши возможности по поставке запасных частей на заказ Вы можете обратившись к нам по телефону +7 (495) 669−32−90, электронной почте [email protected] или с помощью формы обратной связи.

Малые и микросистемы комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Контактные данные авторов

Серия публикаций Woodhead по энергетике

Предисловие

Часть I. Введение в малые и микросистемы комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Глава 1: Обзор малых и микросистем комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Резюме:

1.1 Введение в когенерацию – краткая история

1.2 Типы технологий и потенциальные области применения

1.3 Повышение энергоэффективности

1.4 Экономические выгоды и сокращение выбросов

1.5 Подключение к сети

1.6 Барьеры для комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

1.7 Будущие тенденции

Глава 2. Технико-экономическая оценка энергосистемы (ТЭЦ)

Резюме:

2.1 Введение

2.2 Экономика комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

2.3 Техноэкономические аспекты производства электроэнергии на месте

2.4 Специальная методология моделирования

2.5 Практический пример: микрокомбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

2.6 Будущие тенденции

2.7 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Глава 3: Термодинамика, анализ производительности и численное моделирование малых и микрокомбинированных электростанций теплоэлектростанции (ТЭЦ)

Реферат:

3.1 Введение

3.2 Типы комбинированных теплоэлектростанций (ТЭЦ)

3.3 Термодинамика когенерации

3.4 Анализ эффективности когенерационных циклов

3.5 Теория теплообменников

3.6 Рабочий пример

3.7 Численное моделирование комбинированного цикла производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

3.8 Анализ расчетной модели комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) система

3.9 Практический пример: производительность системы малой комбинированной теплоэлектростанции (ТЭЦ), работающей на биогазе, на очистных сооружениях

3.10 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Глава 4: Интеграция малых и микро комбинированных теплоэлектростанций (ТЭЦ ) систем в распределенные энергетические системы

Реферат:

4.1 Распределенные энергоресурсы (РЭР)

4.2 Стоимость распределенной генерации

4.3 Условия прибыльной децентрализованной генерации

4.4 Оценка «полной ценности» подключения к сети

4.5 Рекомендации операторам системы распределения (DSO) и регулирующим органам

4.6 Благодарность

Глава 5: Топливо из биомассы для малых и микросистем комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ): ресурсы, преобразование и применение

Резюме:

5.1 Введение

5.2 Характеристика твердого топлива из биомассы

5.3 Технологии преобразования биомассы

5.4 Текущее развитие малых и микромасштабных технологий комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) на биомассе

5.5 Выводы

Системы и технологии малых и микрокомбинированных теплоэлектростанций (ТЭЦ)

Глава 6: Системы внутреннего сгорания и поршневые двигатели для малых и микрокомбинированных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ)

Abstract:

6.1 Введение

6.2 Типы, свойства и конструкция двигателя

6.3 Рабочие характеристики и производительность двигателя

6.4 Установка и практические аспекты

6.5 Серийно доступные агрегаты

6.6 Выводы

Глава 7: Микротурбина (ТЭЦ) приложения

Резюме:

7.1 Введение

7.2 Цикличность

7.3 Типы и свойства компонентов микротурбин

7.4 Эксплуатация

7.5 Производители и области применения

7.6 Будущие тенденции

7.7 Источники дополнительной информации и рекомендаций

8.2 Определение двигателя Стирлинга

8.3 Почему двигатели Стирлинга подходят для микрокомбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

8.4 Цикл Стирлинга

8.5 Типы двигателей Стирлинга

8.6 Разработка двигателей Стирлинга для приложений микрокомбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

8.7 Проектирование микрокомбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) и системная интеграция

8.8 Применение и будущие тенденции

8.9 Источники дальнейшего информация и консультации

Глава 9: Системы регенерации отработанного тепла/отработанного топлива на основе органического цикла Ренкина (ORC) для малой комбинированной выработки тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Резюме:

9.1 Введение

9.2 Принцип процесса с органическим циклом Ренкина (ORC)

9.3 Типичные источники тепла и рабочие диапазоны для систем с органическим циклом Ренкина (ORC)

9.4 Преимущества и недостатки процесса с органическим циклом Ренкина (ORC) по сравнению с системы на водной основе

9.5 Выбор рабочей жидкости для систем с органическим циклом Ренкина (ORC)

9.6 Альтернативы технологическим системам

9.7 Предыстория и краткое изложение коммерческой разработки и эксплуатации

9.8 Эффективность и типичные затраты для существующих установок с органическим циклом Ренкина (ORC)

Глава 10. Системы топливных элементов для малых и микро комбинированных установок по производству тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Резюме:

10.1 Введение

10.2 Основы работы, типы и свойства топливных элементов

10.3 Системы топливных элементов

10.4 Условия эксплуатации и производительность

10.5 Коммерческое развитие и будущие тенденции

10.6 Источники дополнительной информации и рекомендаций

применение тепловой и электрической энергии (ТЭЦ)

Abstract:

11.1 ВВЕДЕНИЕ

11.2 Введение в мелкомасштабное тригенерацию

11.3 Типы систем охлаждения и их применения

11.4 Открытые сорбционные циклы: осушитель осушителя

11.5 Закрытые циклы сорбции: поглощение и адсорбционные тепловые насосы

11.6 Peam Ejector Cycle

11.7 Показатели эффективности и результативности отдельных компонентов

11.8 Показатели производительности и эффективности в масштабе всей системы

11.9 Преимущества и ограничения охлаждения с активацией тепла

11.10 Будущие тенденции

11.11 Источники дополнительной информации и рекомендаций

11.14 Приложение 1: Номенклатура и сокращения

11.15 Приложение 2: Примечания к терминологии

Глава 12. Аккумулирование энергии для малых и микрокомбинированных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ3)

Abstract:

12.1 Введение

12.2 Типы систем накопления энергии (ES)

12.3 Применение накопителей электроэнергии

12.4 Применение для систем комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

12.5 Применение сетевых услуг и связь с комбинированным производством тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

12.6 Электрические транспортные средства

12.7 Крупномасштабное и мелкомасштабное хранение – концептуальное планирование

12.8 Разработка и применение аккумулирования тепла

12.9 Будущие тенденции

12.10 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Часть III: Применение малых и микросистем комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Глава 13: Системы комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) для жилых и малых коммерческих зданий

Аннотация:

13.1 Введение

13.2 Основные вопросы и требования к энергии

13.3 Типы систем для жилых и малых коммерческих зданий

13.4 Бытовые применения микрокомбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

13.5 Малые коммерческие здания и другие потенциальные применения

13.6 Преимущества и ограничения

13.7 Будущие тенденции

13.8 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Глава 14: Аспекты централизованного и коммунального теплоснабжения систем комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

Резюме:

14.1 Введение

14.2 С чего начать

14.3 Источники тепла

14.4 Вопросы прокладки трубопроводов и рекомендации по проектированию

14.5 Система управления и потребители

14.8 Будущие тенденции

14.9 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Глава 15: Малые комбинированные теплоэлектростанции (ТЭЦ) для коммерческих зданий и учреждений

Резюме:

15.1 Введение

15.2 Основные вопросы и требования к энергии

15.3 Использование малой теплоэлектростанции (ТЭЦ) в коммерческих зданиях и учреждениях

15.4 Технология малой комбинированной выработки тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

15.5 Применение малой комбинированной технологии производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) в зданиях

15.6 Анализ производительности и оптимизация

15.7 Достоинства и недостатки маломасштабного комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ)

15.8 Будущие тенденции

15.9 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Глава 16: Малые и микрокомбинированные теплоэлектростанции (ТЭЦ) для пищевой промышленности и производства напитков

Резюме:

16.1 Введение

16.2 Пищевая промышленность и энергетика требования – примеры для конкретных предприятий пищевой промышленности и производства напитков

16.3 Интеграция тепловой и электрической энергии на предприятиях пищевой промышленности

16.4 Типы малых и микрокомбинированных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), подходящих для пищевой промышленности

16.5 Установленные технологии комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) для пищевой промышленности

16.6 Высокоэффективные технологии на теоретическом и демонстрационном этапах

16.7 Интеграция возобновляемых источников энергии и отходов с энергетическими потребностями пищевой промышленности

16.8 Потенциальные области применения

16.9 Будущие тенденции

16.10 Источники дополнительной информации и рекомендаций

Глава 17: Малые и микрокомбинированные теплоэлектростанции (ТЭЦ) на основе биомассы: применение и статус в Соединенном Королевстве

Резюме:

17.1 Энергетическая политика и цели Великобритании

17.2 Возобновляемые источники энергии и комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ) в Великобритании

17.3 Технические проблемы для маломасштабных систем комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) на биомассе

17.4 Капитальные затраты на комбинированное маломасштабное производство биомассы теплоэлектростанции (ТЭЦ)

17.5 Выводы

Глава 18: Малые и микрокомбинированные теплоэлектростанции (ТЭЦ) на основе тепловых двигателей для бытового применения: моделирование развертывания микро-ТЭЦ

Аннотация:

18.1 Введение

18.2 Первичные двигатели, используемые в микро- и малых теплоэлектроцентралях (ТЭЦ)

18.3 Разработка продукции на рынке микро- и малых теплоэлектроцентралей (ТЭЦ)

18.4 Обзор метода оценки экономических и экологические выгоды от внедрения технологии микрокомбинированного производства тепла и электроэнергии (MCHP) в зданиях

18,5 Моделирование потребности в тепле

18,6 Потребность в электроэнергии

18,7 Картирование производительности

18.8 Экономический и экологический анализ

Послесловие

Алфавитный указатель

Модернизация газовой турбины с регенератором тепла – численный анализ преимуществ и недостатков – STUME Journals

  • 1 Инженерный факультет Университета Риеки, Хорватия

Аннотация

В статье представлен анализ промышленной газовой турбины и ее модернизация с регенератором тепла.На основе данных о работе газовой турбины теплоэлектростанции (базовый процесс) исследованы преимущества и недостатки внедрения теплового регенератора в газотурбинный процесс. Эффективность регенератора варьировалась от 75% до 95%. Регенератор тепла обеспечивает снижение расхода топлива ГТУ до 0,621 кг/с при одновременном повышении КПД процесса ГТУ до 10,52%. Основными недостатками внедрения теплового регенератора являются снижение совокупной и полезной мощности турбины, а также уменьшение совокупного количества тепла, выделяемого в процессе.

Ключевые слова

Ссылки

  1. Ибрагим Т.К., Басрави Ф., Авад О.И., Абдулла А.Н., Наджафи Г., Мамат Р., Хагос Ф.Ю.: Тепловые характеристики газотурбинной электростанции на основе эксергетического анализа, Прикладная теплотехника 115, п. 977-985, 2017. (doi:10.1016/j.applthermaleng.2017.01.032)
  2. Чайбахш А., Амирхани С.: Имитационная модель переходного режима газовых турбин большой мощности, Прикладная теплотехника 132, с.115-127, 2018. (doi:10.1016/j.applthermaleng.2017.12.077)
  3. Котович, Й., Бженчек, М.: Анализ повышения эффективности современной электростанции комбинированного цикла: тематические исследования, Энергетика 153, с. 90-99, 2018. (doi:10.1016/j.energy.2018.04.030)
  4. Йору, Ю., Каракоц, Т. Х., Хепбасли, А.: Динамический энергетический и эксергетический анализ промышленной когенерационной системы, Международный журнал энергетических исследований 34, с. 345–356, 2010. (doi:10.1002/er.1561)
  5. Амери, М., Мохаммадзаде, М.: Термодинамическая, термоэкономическая и оценка жизненного цикла новой интегрированной солнечной электростанции с комбинированным циклом (ISCC), Технологии и оценки устойчивой энергетики 27, с. 192–205, 2018. (doi:10.1016/j.seta.2018.04.011)
  6. Дабван, Ю. Н., Мокхаймер, Э. М. А.: Оптимальная интеграция линейного отражателя Френеля с газотурбинной когенерационной электростанцией, Преобразование энергии и управление 148, с. 830–843, 2017 г.(doi:10.1016/j.enconman.2017.06.057)
  7. Канг, К., Девил, Р., Дегрев, Дж., Байенс, Дж., Чжан, Х.: Энергетический анализ солнечной электростанции комбинированного цикла с суспензией частиц, Преобразование энергии и управление 163, с. 292 303, 2018 г. (doi:10.1016/j.enconman.2018.02.067)
  8. Адибхатла, С., Каушик, С. К.: Энергетический, эксергический и экономический (3E) анализ интегрированной солнечной электростанции комбинированного цикла с прямым производством пара, Технологии и оценки устойчивой энергетики 20, с.88–97, 2017. (doi:10.1016/j.seta.2017.01.002)
  9. Ценгель Ю., Болес М.: Термодинамика и инженерный подход, Восьмое издание, McGraw-Hill Education, 2015.
  10. Моран М., Шапиро Х., Боэттнер, Д. Д., Бейли, М. Б.: Основы инженерной термодинамики, седьмое издание, John Wiley and Sons, Inc., 2011.
  11. Балли, О., Арас, Х., Хепбасли, А.: Эксергетическая оценка эффективности системы комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) в Турции, Международный журнал энергетических исследований 31, с.849–866, 2007 г. (doi: 10.1002 / er.1270)
  12. Бек, Д.С., Уилсон, Д.Г.: Регенераторы газовых турбин, первое издание, Chapman & Hall, International Thomson Publishing, 1996.

Полный текст статьи