Харитонов Енергетика

котла нагревается и превращается в пар при высоком давлении. Этот пар направляется в паровую турбину, приводя ее во вращение за счет расширения в пространстве между турбинными лопатками, затем попадает в конденсатор, где поддерживается низкое давление (в 20 раз ниже атмосферного) и температура, близкая к температуре окружающей среды. Там пар конденсируется, превращаясь в воду приблизительно комнатной температуры. Из конденсатора вода с помощью циркуляционного насоса вновь поступает в котел, и цикл преобразования энергии повторяется.

Именно расширение пара в турбине обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Турбина устроена так, что ее ротор связан с ротором электрогенератора, в обмотках статора которого генерируется электрическая энергия – конечный продукт ТЭС. Электроэнергия, вырабатываемая ТЭС, отпускается под высоким напряжением 110 – 750 кВ для уменьшения потерь в линиях электропередачи. Часть тепловой энергии топлива и производимой электроэнергии отбирается на собственные нужды ТЭС (в сумме до 4 – 6 % первичной энергии).

Для работы конденсатора, который обеспечивает низкое давление пара за турбиной и заставляет пар конденсироваться, требуется большое количество холодной воды. Охлаждающая конденсатор вода – это третий (после топлива и воздуха) вид «природного сырья», необходимый для работы ТЭС. Поэтому ТЭС строят вблизи природных источников воды (рек, озер, морей) либо создают искусственные источники (пруд-охладитель, воздушные башенные охладители – градирни и др.). С охлаждающей водой уносится в окружающую среду более половины тепла, образующегося при сгорании топлива в котле. Эти потери вносят (согласно законам термодинамики) основное ограничение на величину КПД ТЭС. В итоге на ТЭС в электроэнергию преобразовывается не более 40 – 42 % энергии топлива.

Наряду с КПД в практике ТЭС используют еще один важный технико-экономический показатель – удельный расход условного топлива b, измеряемый обычно в г/(кВт·ч), где г – грамм условного топлива [2.12]. Если, например, на ТЭС сожгли М = 100 т угля с теплотой сгорания q = 3500ккал/кг (в два раза меньше теплоты сгорания условного топлива qУ = 7000 ккал/кг = 29,3 МДж/кг), т.е. использовали Q = 50 ТУТ = 1465 ГДж, и произвели в сеть

Е = 160 000 кВт·ч электроэнергии, то удельный расход условного топлива составит

b = Q/E = 50·106 /160 000 = 312 г/(кВт·ч).

Как видно, величина b обратно пропорциональна КПД (нетто) ТЭС η = E/Q. С учетом единиц измерения удельного расхода имеем b = 123/η. Так, удельному расходу 351 г/(кВт·ч) соответствует КПД

η = 0,35 (35 %).

Для нормальной работы ТЭС, кроме сырья (топливо, воздух, охлаждающая вода) требуется масса других материалов (масло для турбин, химические реагенты для очистки воды, ремонтные материалы и др.), а также большое количество обслуживающего персонала. Ориентировочно можно считать, что на 1 МВт установленной мощности требуется 1 человек, т.е. персонал мощной ТЭС составляет несколько тысяч человек.

На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), в отличие от конденсацион-

ных ТЭС, не весь образовавшийся в котле пар поступает после турбины в конденсатор. Часть тепла отработавшего в турбине пара используется для нужд промышленности, отопления жилья, горячего водоснабжения, кондиционирования и т.п. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением. Размещение ТЭЦ преимущественно в крупных городах повышает требования к мероприятиям по охране окружающей среды. Поэтому для уменьшения выбросов в атмосферу, где это возможно, используют газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

Газотурбинные установки (ГТУ). В отличие от паровых газовые турбины в качестве рабочего тела используют не воду, а газ, образующийся в процессе сгорания топлива (обычно природного газа и дизельного топлива). Для обеспечения высокого давления газа перед турбиной (обычно до 20 атмосфер) воздух в камеру сгорания поступает через воздушный компрессор, который приводится в движение газовой турбиной. При сжигании топлива образуются газообразные продукты сгорания высокой температуры. К ним подмешивается холодный воздух, чтобы температура на входе в турбину была приемлемой для ее материалов (менее 1400 оС). Отработавшие в турбине газы при температуре менее 400 – 600 оС

выводятся в атмосферу. Работа турбины тратится на привод компрессора и привод электрогенератора, причем около половины этой работы тратится на компрессор, поскольку воздух для сжатия требует много энергии. Поэтому, а также из-за высокой температуры уходящих газов КПД ГТУ сравнительно невысок – около 35 –

38 % [2.12], [2.13].

Для ГТУ не требуется охлаждающая вода, как в конденсационной ТЭС. Малое давление рабочей среды (до 20 атм), по сравнению с давлением пара на входе в паровую турбину (240 атм и выше), обусловливает малую толщину стенок корпуса, которые быстро прогреваются. Именно это делает ГТУ очень маневренной, т.е. способной к быстрым пускам и остановкам. Запуск ГТУ осуществляется с помощью пускового двигателя и длится всего 1 – 2 мин [2.12], [2.13]. В связи с высокой маневренностью и дороговизной используемого топлива ГТУ применяют, в основном, для покрытия пиковых и полупиковых нагрузок.

Парогазовые установки (ПГУ). Для повышения экономичности ТЭС разработаны технологические схемы с двумя типами турбин – паровой и газовой и с двумя электрогенераторами. Один приводится во вращение газовой турбиной, другой – паровой. Известны два типа ПГУ. В первом типе (утилизационном) топливо сжигается в газотурбинной установке, затем прошедший через газовую турбину горячий газ используется для нагрева воды в котле-утилизаторе (парогенераторе) по стандартной схеме паротурбинного цикла. Во втором типе ПГУ топливо сжигается в котле (топке парогенератора), пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора поступают в газовую турбину. В обоих типах ПГУ мощность газовой турбины обычно вдвое превышает мощность паровой турбины. Часто парогазовые ТЭС называют

ТЭС с комбинированным циклом.

ПГУ являются одним из наиболее эффективных промышленных способов производства электроэнергии. Оценим КПД ПГУ ηПГУ утилизационного типа, зная КПД газотурбинной установки ηГТУ =

=34 % и КПД паротурбинной установки ηпту = 30 %. Если в камере сгорания ГТУ получена тепловая мощность Q, то электрическая мощность ГТУ равна WГТУ = ηГТУQ. Количество теплоты QУ =

=Q – WГТУ поступает в котел-утилизатор, характеризуемый КПД ηУ = 75 %. Эта величина показывает, что тепловая мощность, рас-

ходуемая на нагрев воды паротурбинной установки, равна QПТУ = ηУQУ, остальная часть тепла (1 – ηУ)QУ уходит из утилизатора в дымовую трубу. Электрогенератор паротурбинной установки вырабатывает электрическую мощность WПТУ = ηПТУQПТУ =

= ηПТУ ηУ QУ = ηПТУ ηУ (1 – ηГТУ) Q. Отношение суммарной электрической мощности парогазовой ТЭС W = WГТУ + WПТУ к тепловой

мощности камеры сгорания Q и есть искомый КПД утилизационной ПГУ:

Аналогично можно получить важное соотношение между мощностями газотурбинной и паротурбинной частями ПГУ:

Формула (2.4) показывает, что даже при умеренных величинах КПД газотурбинной (34 %) и паротурбинной (30 %) частей КПД парогазовой ТЭС оказывается весьма высоким – ηПГУ = 49 %, что превышает КПД лучших конденсационных ТЭС (40–42%). При этих параметрах из формулы (2.5) следует, что мощность ГТУ должна быть примерно вдвое выше, чем мощность паровой турбины. Формула (2.4) позволяет также объяснить, почему ПГУ стали строиться лишь в последние 25 лет. Строительство ПГУ стало экономически оправданным после создания высокоэкономичных (высокие ηГТУ) высокотемпературных и мощных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов, что необходимо для генерирования пара высоких термодинамических параметров для паротурбинной установки (высокие ηУ и ηПТУ) [2.12], [2.13].

Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с обычной ТЭС являются высокая экономичность, достигаемая за счет: 1) высокого КПД (около 60 %), 2) меньших капитальных затрат на строительство, 3) меньшей потребности в охлаждающей воде (примерно втрое), 4) меньших вредных выбросов и 5) высокой маневренности.

Строительство ПГУ является преобладающей тенденцией в современной теплоэнергетике. Во многих странах газовые ТЭС с комбинированным циклом электрической мощностью 900 МВт с

КПД около 60 % стали основным видом вновь вводимых генерирующих мощностей. Продолжительность строительства установок последних образцов не превышает 26 – 30 мес. Основную долю капитальных затрат составляют затраты на паровые и газовые турбины, оборудование котла-утилизатора и конденсаторов, а также плата за присоединение к электрическим и газораспределительным сетям. Затраты на проектирование и монтажные работы составляют 8 – 10 % от полных капиталовложений. Затраты на демонтаж ТЭС зачастую в расчётах не учитываются, так как предполагается, что после 25 лет эксплуатации генерирующие установки будут иметь остаточную стоимость и могут использоваться для покрытия пиковой нагрузки и в качестве резервной мощности. В этом случае капитальные затраты на строительство ТЭС на газе с комбинированным циклом составляют около 600 евро на 1 кВт установленной мощности. Доля капитальной составляющей стоимости электроэнергии не превышает 17 %, а доля топливной составляющей представляет примерно 2/3 всех издержек производства. В ближайшие годы ожидаемая стоимость электроэнергии на таких ТЭС составит 30 – 45 евро/МВт·ч в базовом режиме нагрузки.

Экологические проблемы углеводородной энергетики. В состав добываемого органического топлива входит много различных примесей, включающих водород, серу, азот, тяжелые металлы и радиоактивные элементы. Относительное содержание примесей в топливе характеризуют зольностью. Особенно велика зольность у твердого топлива: у бурых углей она достигает 15 – 35 %, у каменных углей (кузнецких) – до 18 %, у экибастузских – до 55 %, у слан-

цев – до 60 % [2.4], [2.6], [2.12].

Содержание ряда металлов в угле и золе, образующейся после его сжигания, так велико, что возникает вопрос о комплексной добыче их из золы (шлаков) ТЭС. В углях многих месторождений содержится аномально много урана и тория. Фоновая концентрации урана обычно составляет 1 – 2 г на тонну угля. В ряде шахт Польши (Верхнесилезский бассейн), Франции (Роншан), США (Южная Дакота, Колорадское плато) содержится до 5 – 9 г урана на тонну угля, а в золе концентрация урана может достигать 50 – 120 г/т. То есть при сжигании такого угля на единицу выработанной энергии в шлак перейдет в 20 раз больше урана, чем его сжигается в ядерном реакторе той же мощности [2.5], [2.11].

Впороде ряда месторождений нефти и газа встречаются огромные концентрации радия и радона с радиоактивностью около 1000 микрорентген в час (природный фон 5 – 15 мкР/ч).

Тем не менее, ТЭС на угле являются основным способом производства электроэнергии в мире, хотя в последние годы интерес к ним снижался из-за высоких требований к снижению вредных выбросов. Отношение к ТЭС на угле зависит от колебания цен на природный газ и изменения политики сокращения выбросов в атмосферу.

Внастоящее время высокими технико-экономическими показателями характеризуются угольные ТЭС двух типов: 1) пылеуголь-

ные ТЭС со сверхкритическими параметрами теплоносителя, ос-

нащенные мощными установками по очистке дымовых газов, и

2)ТЭС со сжиганием угля в псевдоожиженном циркулирующем слое. Рассматривается также применение технологии газификации угля с интегрированным комбинированным циклом (парогазовым), привлекательным с точки зрения КПД и выбросов парниковых газов. Пока эта технология слишком дорога для того, чтобы выйти на рынок в ближайшем будущем.

Вкачестве перспективной пылеугольной ТЭС, вводимой в ближайшие годы, рассматривается генерирующая установка электрической мощностью 2×900 МВт со сверхкритическими параметрами пара: давление – 30 МПа (около 300 атмосфер), температура – 650 ºС. Расчётные значения КПД 46 – 47 %. Срок службы пылеугольных ТЭС принят 35 лет. С вводом квот на выбросы парниковых газов в атмосферу эксплуатация ТЭС на угле в базовом режиме или в режимах, близких к базовому, может оказаться нерентабельной, и они станут работать в основном в пиковых нагрузках, что резко ухудшает их экономические показатели. Прямые затраты на строительство энергоблока пылеугольной ТЭС оцениваются в 1100 евро/кВт при сроках строительства 36 мес. Суммарные капитальные затраты составляют около 1200 – 1400 евро за 1 кВт установленной мощности. Составляющие – капитальная, топливная, эксплуатационная – в структуре издержек производства на пылеугольных ТЭС близки по величине. Базовая стоимость электроэнергии на пылеугольных ТЭС составляет 29 – 43 евро/МВт·ч.

ТЭС со сжиганием угля в псевдоожиженном слое. Технология сжигания угля в псевдоожиженном слое была разработана для

снижения выбросов SO2 и NOx в атмосферу [2.12]. Эту технологию называют еще «сжигание в циркулирующем кипящем слое», поскольку процесс горения напоминает кипение жидкостей. Дробленый уголь (размер частиц от 2 до 25 мм) подается сверху на решетку топки котла. Снизу сквозь решетку подается горячий воздух для горения угля. Горение начинается вблизи решетки, и горячие продукты горения вместе с воздухом поднимаются вверх сквозь толщу угля. При достаточно высокой скорости подачи воздуха под действием подъемной силы частицы угля оказываются во взвешенном состоянии и интенсивно перемешиваются как жидкость при кипении. Толщина горящего слоя угля при этом возрастает.

Для снижения вредных выбросов в атмосферу угольнотопливная смесь подаётся в горящий аэрозольный слой со взвешенными частичками известняка. Сера, выделяемая при сгорании угля, реагирует с известью и образует частички гипса, которые собираются и удаляются. Более длительное по сравнению с обычными топками пребывание частичек угля в зоне горения позволяет проводить процесс горения при более низких температурах – на уровне 820 – 900 оС (а не при 2000 оС, как при обычном факельном горении угля). При этих температурах образуется значительно меньше оксидов азота.

Прямые затраты на сооружение ТЭС с горением в псевдоожиженном слое при мощности блоков около 600 МВт оцениваются в 1000 евро/кВт. Некоторое снижение удельных капитальных затрат по сравнению с пылеугольными ТЭС (1100 евро/кВт) объясняется отсутствием дорогостоящих устройств очистки дымовых газов. Горение в слое позволяет сжигать в нём подручные горючие материалы (пек, остатки от перегонки нефти, биомасса, бытовые отходы). Снижение затрат на топливо при этом может уменьшить базовую стоимость электроэнергии до 10 %.

2.3. Солнечная энергия

Свойства солнечного излучения. Солнце является мощным ис-

точником электромагнитного излучения. Электромагнитное излучение – это распространяющиеся со скоростью света с = 3·108 м/с волны колебаний электрического и магнитного полей. Длина вол-

ны λ и частота колебаний (число колебаний в секунду) ν связаны соотношениями

где τ = 1/ ν – период колебаний. То есть за время τ волна проходит путь λ = сτ, равный длине волны.

В силу квантово-механического «дуализма» поток электромагнитной энергии можно рассматривать и как поток частиц, не имеющих массы покоя, – фотонов, энергия которых Еф связана с частотой и длиной волны излучения выражениями: Еф = h ν = hc/λ, где h = 6,63·10-34 Дж·с – постоянная Планка.

Солнце, как и любое нагретое тело, излучает волны с разной длиной волны. Распределение энергии по длинам волн называют спектром излучения. Спектр солнечного излучения имеет «колоколообразную» форму и совпадает со спектром так называемого чер- ного тела, имеющего температуру Т ≈ 6000 К (точнее 5785 К) (рис. 2.7).

Согласно формуле М. Планка, полученной на основе представлений квантовой механики, спектр излучения черного тела, т.е. плотность потока энергии через единицу площади в единицу времени (на единицу интервала длин волн), Вт/м2м, определяется выражением

где k = 1,38·10–23 Дж/К – постоянная Больцмана (эта постоянная «переводит» градусы в энергетические единицы измерения температуры).

Длина волны λm, соответствующая максимуму спектра излучения черного тела, зависит от его температуры Т. Величину λm и ее зависимость от Т можно определить, если продифференцировать Wλ по λ и приравнять производную нулю. В итоге получим

Эта зависимость называется законом смещения Вина. Согласно этому закону с ростом температуры тела максимум энергии излу-

чения смещается в область коротких длин волн (или высоких частот). Для Солнца при Т = 5785 К получаем λm = 2,88/5785 = = 0,5 мкм – это середина видимого диапазона волн (0,4 – 0,8 мкм). То есть, человечество в процессе эволюции адаптировалось к Солнцу так, что глаз видит лучше всего в диапазоне длин волн из окрестности максимума энергии солнечного излучения.

Суммарная энергия излучения по всем длинам волн (с единицы поверхности Солнца как черного тела) зависит только от температуры тела:

λ=0

Это выражение известно как закон излучения Стефана- Больцмана. По этому закону мощность излучения черного тела возрастает пропорционально четвертой степени абсолютной температуры тела. Величина σ = 5,67·10-8 Вт/(м2 К4) – постоянная Стефана – Больцмана. Она определяется выражением

Мощность излучения с квадратного метра поверхности Солнца составляет

q = 5,67·10-8·(5785)4 = 7,3·107 Вт/м2 = 73 МВт/м2.

Радиус Солнца R ≈ 7·108 м (в 109 раз больше земного радиуса), а площадь поверхности Солнца S = 4πR 2 ≈ 6·1018 м2 , следовательно полная мощность солнечного излучения равна

W = q S = 7,3·107· 6·1018 = 4,4·1026 Вт.

Ничтожная часть этой энергии, расточаемой Солнцем во всех направлениях, попадает на планеты солнечной системы. На долю

Земли приходится лишь 1/2200 000 000 = 0,45.10-9 ее часть. Если ее расценивать на деньги по весьма низкой цене – 2 цента за киловаттчас (половина стоимости электроэнергии в СССР до 1985 г. и в США), то окажется, что за каждую секунду Земля получает энергии от Солнца на миллиард долларов.

Оценим плотность потока солнечной энергии qЗ (Вт/м2) в окрестности Земли (рис. 2.8). Из закона сохранения энергии следует: q 4π R 2 = qЗ 4π R2, где R – радиус орбиты Земли вокруг Солнца (R = 1,5·1011 м = 150 млн км). Отсюда находим:

Таблица 2.4

Средняя плотность потока солнечного излучения (Вт/м2) в окрестности планет Солнечной системы

Как видно, плотность теплового потока от Солнца вблизи Земли составляет почти полтора киловатта на квадратный метр (табл. 2.4). Приблизительно 28 % этой энергии отражается атмосферой и возвращается в космическое пространство, около 25 % поглощается и превращается в тепло в атмосфере. До поверхности Земли в районе экватора сквозь атмосферу доходит около половины. Среднесуточная плотность потока солнечной энергии не превышает 250 Вт/м2.

Из последней формулы (2.11) следует также, что по мере удаления от Солнца (с ростом R) плотность потока энергии убывает обратно пропорционально квадрату расстояния от Солнца (см. табл. 2.4). По этой причине использование солнечных батарей (см.