Тэц турбина: Паровые турбины

Содержание

как горячий пар превращается в электричество / Блог компании Toshiba / Хабр

Учёные до сих пор бьются над поиском самых эффективных способов по выработке тока — прогресс устремился от гальванических элементов к первым динамо-машинам, паровым, атомным, а теперь солнечным, ветряным и водородным электростанциям. В наше время самым массовым и удобным способом получения электричества остаётся генератор, приводимый в действие паровой турбиной.

Паровые турбины были изобретены задолго до того, как человек понял природу электричества. В этом посте мы упрощённо расскажем об устройстве и работе паровой турбины, а заодно вспомним, как древнегреческий учёный опередил своё время на пятнадцать веков, как произошёл переворот в деле турбиностроения и почему Toshiba считает, что тридцатиметровую турбину надо изготавливать с точностью до 0,005 мм.

Как устроена паровая турбина

Принцип работы паровой турбины относительно прост, а её внутреннее устройство принципиально не менялось уже больше века. Чтобы понять принцип работы турбины, рассмотрим, как работает теплоэлектростанция — место, где ископаемое топливо (газ, уголь, мазут) превращается в электричество.

Сама по себе паровая турбина не работает, для функционирования ей нужен пар. Поэтому электростанция начинается с котла, в котором горит топливо, отдавая жар трубам с дистиллированной водой, пронизывающим котел. В этих тонких трубах вода превращается в пар.

Понятная схема работы ТЭЦ, вырабатывающей и электричество, и тепло для отопления домов. Источник: Мосэнерго


Турбина представляет собой вал (ротор) с радиально расположенными лопатками, словно у большого вентилятора. За каждым таким диском установлен статор — похожий диск с лопатками другой формы, который закреплён не на валу, а на корпусе самой турбины и потому остающийся неподвижным (отсюда и название — статор).

Пару из одного вращающегося диска с лопатками и статора называют ступенью. В одной паровой турбине десятки ступеней — пропустив пар всего через одну ступень тяжёлый вал турбины с массой от 3 до 150 тонн не раскрутить, поэтому ступени последовательно группируются, чтобы извлечь максимум потенциальной энергии пара.

На вход в турбину подаётся пар с очень высокой температурой и под большим давлением. По давлению пара различают турбины низкого (до 1,2 МПа), среднего (до 5 МПа), высокого (до 15 МПа), сверхвысокого (15—22,5 МПа) и сверхкритического (свыше 22,5 МПа) давления. Для сравнения, давление внутри бутылки шампанского составляет порядка 0,63 МПа, в автомобильной шине легковушки — 0,2 МПа.

Чем выше давление, тем выше температура кипения воды, а значит, температура пара. На вход турбины подается пар, перегретый до 550-560 °C! Зачем так много? По мере прохождения сквозь турбину пар расширяется, чтобы сохранять скорость потока, и теряет температуру, поэтому нужно иметь запас. Почему бы не перегреть пар выше? До недавних пор это считалось чрезвычайно сложным и бессмысленным —нагрузка на турбину и котел становилась критической.

Паровые турбины для электростанций традиционно имеют несколько цилиндров с лопатками, в которые подается пар высокого, среднего и низкого давления. Сперва пар проходит через цилиндр высокого давления, раскручивает турбину, а заодно меняет свои параметры на выходе (снижается давление и температура), после чего уходит в цилиндр среднего давления, а оттуда — низкого. Дело в том, что ступени для пара с разными параметрами имеют разные размеры и форму лопаток, чтобы эффективней извлекать энергию пара.

Но есть проблема — при падении температуры до точки насыщения пар начинает насыщаться, а это уменьшает КПД турбины. Для предотвращения этого на электростанциях после цилиндра высокого и перед попаданием в цилиндр низкого давления пар вновь подогревают в котле. Этот процесс называется промежуточным перегревом (промперегрев).

Цилиндров среднего и низкого давления в одной турбине может быть несколько. Пар на них может подаваться как с края цилиндра, проходя все лопатки последовательно, так и по центру, расходясь к краям, что выравнивает нагрузку на вал.

Вращающийся вал турбины соединён с электрогенератором. Чтобы электричество в сети имело необходимую частоту, валы генератора и турбины должны вращаться со строго определённой скоростью — в России ток в сети имеет частоту 50 Гц, а турбины работают на 1500 или 3000 об/мин.

Упрощённо говоря, чем выше потребление электроэнергии, производимой электростанцией, тем сильнее генератор сопротивляется вращению, поэтому на турбину приходится подавать бо́льший поток пара. Регуляторы частоты вращения турбин мгновенно реагируют на изменения нагрузки и управляют потоком пара, чтобы турбина сохраняла постоянные обороты. Если в сети произойдет падение нагрузки, а регулятор не уменьшит объём подаваемого пара, турбина стремительно нарастит обороты и разрушится — в случае такой аварии лопатки легко пробивают корпус турбины, крышу ТЭС и разлетаются на расстояние в несколько километров.

Как появились паровые турбины

Примерно в XVIII веке до нашей эры человечество уже укротило энергию стихии, превратив её в механическую энергию для совершения полезной работы — то были вавилонские ветряные мельницы. К II веку до н. э. в Римской империи появились водяные мельницы, чьи колёса приводились в движение нескончаемым потоком воды рек и ручьёв. И уже в I веке н. э. человек укротил потенциальную энергию водяного пара, с его помощью приведя в движение рукотворную систему.

Эолипил Герона Александрийского — первая и единственная на следующие 15 веков реактивная паровая турбина. Источник: American Mechanical Dictionary / Wikimedia


Греческий математик и механик Герон Александрийский описал причудливый механизм эолипил, представляющий собой закреплённый на оси шар с исходящими из него под углом трубками. Подававшийся в шар из кипящего котла водяной пар с силой выходил из трубок, заставляя шар вращаться. Придуманная Героном машина в те времена казалась бесполезной игрушкой, но на самом деле античный учёный сконструировал первую паровую реактивную турбину, оценить потенциал которой удалось только через пятнадцать веков. Современная реплика эолипила развивает скорость до 1500 оборотов в минуту.

В XVI веке забытое изобретение Герона частично повторил сирийский астроном Такиюддин аш-Шами, только вместо шара в движение приводилось колесо, на которое пар дул прямо из котла. В 1629 году схожую идею предложил итальянский архитектор Джованни Бранка: струя пара вращала лопастное колесо, которое можно было приспособить для механизации лесопилки.

Активная паровая турбина Бранка совершала хоть какую-то полезную работу — «автоматизировала» две ступки.


Несмотря на описание несколькими изобретателями машин, преобразующих энергию пара в работу, до полезной реализации было еще далеко — технологии того времени не позволяли создать паровую турбину с практически применимой мощностью.

Турбинная революция

Шведский изобретатель Густаф Лаваль много лет вынашивал идею создания некоего двигателя, который смог бы вращать ось с огромной скоростью — это требовалось для функционирования сепаратора молока Лаваля. Пока сепаратор работал от «ручного привода»: система с зубчатой передачей превращала 40 оборотов в минуту на рукоятке в 7000 оборотов в сепараторе. В 1883 году Лавалю удалось адаптировать эолипил Герона, снабдив-таки молочный сепаратор двигателем. Идея была хорошая, но вибрации, жуткая дороговизна и неэкономичность паровой турбины заставили изобретателя вернуться к расчетам.

Турбинное колесо Лаваля появилось в 1889 году, но его конструкция дошла до наших дней почти в неизменном виде.

Спустя годы мучительных испытаний Лаваль смог создать активную паровую турбину с одним диском. На диск с лопатками из четырех труб с соплами под давлением подавался пар. Расширяясь и ускоряясь в соплах, пар ударял в лопатки диска и тем самым приводил диск в движение. Впоследствии изобретатель выпустил первые коммерчески доступные турбины с мощностью 3,6 кВт, соединял турбины с динамо-машинами для выработки электричества, а также запатентовал множество новшеств в конструкции турбин, включая такую их неотъемлемую в наше время часть, как конденсатор пара. Несмотря на тяжёлый старт, позже дела у Густафа Лаваля пошли хорошо: оставив свою прошлую компанию по производству сепараторов, он основал акционерное общество и приступил к наращиванию мощности агрегатов.

Параллельно с Лавалем свои исследования в области паровых турбин вёл англичанин cэр Чарлз Парсонс, который смог переосмыслить и удачно дополнить идеи Лаваля. Если первый использовал в своей турбине один диск с лопатками, то Парсонс запатентовал многоступенчатую турбину с несколькими последовательно расположенными дисками, а чуть позже добавил в конструкцию статоры для выравнивания потока.

Турбина Парсонса имела три последовательных цилиндра для пара высокого, среднего и низкого давления с разной геометрией лопаток. Если Лаваль опирался на активные турбины, то Парсонс создал реактивные группы.

В 1889 году Парсонс продал несколько сотен своих турбин для электрификации городов, а еще пять лет спустя было построено опытное судно «Турбиния», развивавшее недостижимую для паровых машин прежде скорость 63 км/ч. К началу XX века паровые турбины стали одним из главных двигателей стремительной электрификации планеты.

Сейчас «Турбиния» выставляется в музее в Ньюкасле. Обратите внимание на количество винтов. Источник: TWAMWIR / Wikimedia

Турбины Toshiba — путь длиной в век

Стремительное развитие

электрифицированных железных дорог

и текстильной промышленности в Японии заставило государство ответить на возросшее электропотребление строительством новых электростанций. Вместе с тем начались работы по проектированию и производству японских паровых турбин, первые из которых были поставлены на нужды страны уже в 1920-х годах. К делу подключилась и Toshiba (в те годы: Tokyo Denki и Shibaura Seisaku-sho).

Первая турбина Toshiba была выпущена в 1927 году, она имела скромную мощность в 23 кВт. Уже через два года все производимые в Японии паровые турбины выходили из фабрик Toshiba, были запущены агрегаты с общей мощностью 7500 кВт. Кстати, и для первой японской геотермальной станции, открытой в 1966 году, паровые турбины также поставляла Toshiba. К 1997 году все турбины Toshiba имели суммарную мощность 100000 МВт, а к 2017 поставки настолько возросли, что эквивалентная мощность составила 200000 МВт.

Такой спрос обусловлен точностью изготовления. Ротор с массой до 150 тонн вращается со скоростью 3600 оборотов в минуту, любой дисбаланс приведёт к вибрациям и аварии. Ротор балансируется с точностью до 1 грамма, а геометрические отклонения не должны превышать 0,01 мм от целевых значений. Оборудование с ЧПУ помогает снизить отклонения при производстве турбины до 0,005 мм — именно такая разница с целевыми параметрами среди сотрудников Toshiba считается хорошим тоном, хотя допустимая безопасная погрешность на порядок больше. Также каждая турбина обязательно проходит стресс-тест при повышенных оборотах — для агрегатов на 3600 оборотов тест предусматривает разгон до 4320 оборотов.

Удачное фото для понимания размеров ступеней низкого давления паровой турбины. Перед вами коллектив лучших мастеров завода Toshiba Keihin Product Operations. Источник: Toshiba

Эффективность паровых турбин

Паровые турбины хороши тем, что при увеличении их размеров значительно растёт вырабатываемая мощность и КПД. Экономически гораздо выгодней установить один или несколько агрегатов на крупную ТЭС, от которой по магистральным сетям распределять электричество на большие расстояния, чем строить местные ТЭС с малыми турбинами, мощностью от сотен киловатт до нескольких мегаватт. Дело в том, что при уменьшении габаритов и мощности в разы растёт стоимость турбины в пересчёте на киловатт, а КПД падает вдвое-втрое.

Электрический КПД конденсационных турбин с промперегревом колеблется на уровне 35-40%. КПД современных ТЭС может достигать 45%.

Если сравнить эти показатели с результатами из таблицы, окажется, что паровая турбина — это один из лучших способов для покрытия больших потребностей в электричестве. Дизели — это «домашняя» история, ветряки — затратная и маломощная, ГЭС — очень затратная и привязанная к местности, а водородные топливные элементы, про которые мы уже писали — новый и, скорее, мобильный способ выработки электроэнергии.

Интересные факты

Самая мощная

паровая турбина: такой титул могут по праву носить сразу два изделия — немецкая Siemens SST5-9000 и турбина производства ARABELLE, принадлежащей американской General Electric. Обе конденсационных турбины выдают до 1900 МВт мощности. Реализовать такой потенциал можно только на АЭС.

Рекордная турбина Siemens SST5-9000 с мощностью 1900 МВт. Рекорд, но спрос на такие мощности очень мал, поэтому Toshiba специализируется на агрегатах с вдвое меньшей мощностью. Источник: Siemens

Самая маленькая паровая турбина была создана в России всего пару лет назад инженерами Уральского федерального университета — ПТМ-30 всего полметра в диаметре, она имеет мощность 30 кВт. Малютку можно использовать для локальной выработки электроэнергии при помощи утилизации избыточного пара, остающегося от других процессов, чтобы извлекать из него экономическую выгоду, а не спускать в атмосферу.

Российская ПТМ-30 — самая маленькая в мире паровая турбина для выработки электричества. Источник: УрФУ

Самым неудачным применением паровой турбины стоит считать паротурбовозы — паровозы, в которых пар из котла поступает в турбину, а затем локомотив движется на электродвигателях или за счет механической передачи. Теоретически паровая турбина обеспечивала в разы больший КПД, чем обычный паровоз. На деле оказалось, что свои преимущества, как то высокая скорость и надежность, паротурбовоз проявляет только на скоростях выше 60 км/ч. При меньшей скорости движения турбина потребляет чересчур много пара и топлива. США и европейские страны экспериментировали с паровыми турбинами на локомотивах, но ужасная надежность и сомнительная эффективность сократили жизнь паротурбовозов как класса до 10-20 лет.

Угольный паротурбовоз C&O 500 ломался почти каждую поездку, из-за чего уже спустя год после выпуска был отправлен на металлолом. Источник: Wikimedia

Паровая турбина

Паровая турбина — вид двигателя, в котором энергия пара преобразуется в механическую работу.
Паровая турбина состоит из двух основных частей — ротор с лопатками (подвижная часть турбины) и статор с соплами (неподвижная часть).

В паровой турбине потенциальная энергия сжатого или нагретого пара (обычно водяного) преобразуется в кинетическую, которая в свою очередь преобразуется в механическую через вращение вала турбины — пар, вырабатываемей паровым котельным аппаратом, поступает (через специальные направляющие) на лопатки турбины, закрепленные по окружности ротора, и приводит к его вращению.

Турбины бывают:

  • Конденсационные – предназначены для преобразования максимально возможной части тепла пара в механическую энергию. Бывают стационарными и транспортными.
  • Теплофикационные — предназначены для получения электрической и тепловой энергии.
  • Специального назначения — работают на уходящем тепле от предприятий различного вида (пар, выхлопы и т.д.).

Паровые турбины, как и поршневые двигатели, используются в качестве приводов для различных устройств:

  • Стационарные паровые турбины обычно используют как привода турбогенераторов – устанавливаются на одном валу с генераторами. В качестве конечного продукта системы рассматривается, главным образом, электроэнергия. Тепловая энергия используется лишь в небольшой части. Паровые турбины для электростанций имеют назначенный ресурс в 270 тыс. ч. с капитальным ремонтом в период около 4 лет.
  • Теплофикационные паровые турбины предназначены для одновременного получения как электрической, так и тепловой энергии (по аналогии с когенерационными электростанциями, базирующимися на газопоршневых двигателях). Такие системы называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной, зависит от фактической нагрузки производства или его потребности в паре. Поэтому ТЭЦ обычно работает параллельно с электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.
  • Транспортные паровые турбины применяются как главные и дополнительные двигатели на кораблях и судах. В отличие от большинства стационарных турбин, транспортные паровые турбины работают с переменной частотой вращения, зависящей от требуемой скорости судна.
Основные отличия турбины от поршневого двигателя.

Паровые турбины и поршневые двигатели имеют ряд существенных отличий, связанных с конструкционными особенностями. Эти отличия существенно влияют на выбор того или иного принципа работы приводного двигателя в разных системах:

  • Электрический КПД в электростанциях. Наивысший электрический КПД – до 34% у турбины и 42% и более у газопоршневого двигателя – достигается при работе со 100%-ной нагрузкой. При снижении нагрузки до 50 % электрический КПД газовой турбины снижается почти в 2 раза (50%). Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки приведет к снижению КПД всего на 4-5%.
  • Номинальный выход мощности, и поршневого двигателя, и турбины зависит от высоты площадки над уровнем моря и температуры окружающего воздуха. При повышении температуры от –30 °С до +30 °С электрический КПД у турбины снижается на 15–20 %. В отличие от турбины, поршневой двигатель практически не меняет электрический КПД в данном интервале температур.
  • Количество пусков: турбину, из-за резких изменений термических напряжений, возникающих в наиболее ответственных узлах и деталях горячего тракта при пусках агрегата из холодного состояния, предпочтительнее использовать для покрытия базовой нагрузки, не предусматривающей остановы и пуски, так как каждый пуск ведет к снижению назначенного ресурса.
  • Поршневой двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не отражается на его моторесурсе. Поэтому поршневой двигатель лучше приспособлен для покрытия пиковых нагрузок.
  • Ресурс до капитального ремонта у турбины  — порядка 30 000 рабочих часов (около 4 лет), у поршневого двигателя этот показатель равен 60 000 рабочих часов (около 8 лет).
  • Стоимость капитального ремонта турбины с учётом затрат на запчасти и материалы несколько выше, чем ремонт поршневой установки — он требует значительно меньше финансовых и людских ресурсов.
  • Капитальный ремонт может проводиться только на специально подготовленном стенде (обычно – на заводе производителе), в отличие от газопоршневого двигателя, который может ремонтироваться на месте.
  • Эксплуатационные затраты на ТЭЦ с поршневыми машинами ниже, чем на ТЭЦ с турбинами. Резкие скачки на графике ГТД — капитальные ремонты двигателя. У эксплуатационных затрат ГПД таких скачков нет.
  • Строительство ТЭЦ на базе поршневых двигателей электрической мощностью до 15 МВт, как правило, ниже чем на базе турбин. Это связано с более сложной монтажной и технологической частью, требующей применение пара.

Для мощностей свыше 15 МВт электрической мощности, строительство ТЭЦ, как правило более целесообразно на базе турбин, так как габаритные размеры и стоимость поршневых электростанций  высокой единичной мощности превышают экономический эффект от их использования в сравнении с турбинами

Выборгской ТЭЦ – 60 лет!

30 декабря 2014 года исполняется 60 лет со дня пуска в эксплуатацию Выборгской ТЭЦ ОАО «ТГК-1».

История электростанции неразрывно связана с развитием отечественного энергомашиностроения. Выборгская ТЭЦ строилась как котельная при Ленинградском металлическом заводе. Она должна была обеспечивать потребность завода в электроэнергии и паре для испытания стендов паровых турбин. 

В 1954 году завершилась работа по строительству пускового комплекса ТЭЦ, а для укрепления кадров с других электростанций города на ТЭЦ перевели руководителей цехов и ведущих специалистов. И вот он, долгожданный пуск: в ночь на 30 декабря 1954 года котел ТП-170 № 1 и турбоагрегат ВТ-25-4 № 1 приняли промышленную нагрузку. А 21 июня 1956 года был введен в эксплуатацию котел ТП-170 № 2.

Через четыре года значимость ТЭЦ возросла. Маленькая станция при Ленинградском металлическом заводе получает новый статус: теперь она обслуживает Выборгский, Калининский и частично Красногвардейский районы. 1 октября 1958 года станция была передана в систему «Ленэнерго» с присвоением названия ТЭЦ-17. Ленинградское отделение «Теплоэлектропроекта» разработало проект расширения станции с установкой турбоагрегатов мощностью 100 МВт.Так началась новая история станции.

В 1959–1960 годах были введены в эксплуатацию котел БКЗ-170-100 № 3 и турбоагрегат ВТ-25-1 № 2. В это же время на станции начали работать большой и модельный стенды Ленинградского металлического завода для проведения работ по моделированию и испытанию новых типов паровых турбин ЛМЗ. Весомый вклад внесла станция, приняв непосредственное участие в испытаниях при сдаче новых типов турбин, изготовленных ЛМЗ: ВК-50, ВК-100, СВР-150, К-100, К-300, К-800, К-1200.

Дальнейший рост энергопотребления вызвал необходимость строить вторую очередь ТЭЦ в составе трех котлов БКЗ-320-140, двух турбоагрегатов Т-100-130, пяти пиковых водогрейных котлов ПТВМ-100, ОРУ-110 кВ и других объектов. С 1968 по 1973 годы все это оборудование было введено в эксплуатацию. Станция достигла мощности 255 МВт.

Как и 60 лет назад, Выборгская ТЭЦ добросовестно и бесперебойно дает тепло и свет в дома, школы, детские сады, на заводы и в офисы. За надежной работой оборудования стоят, как и прежде, профессионалы своего дела — энергетики станции. От станции осуществляется электро-, паро- и теплоснабжение таких крупных промышленных предприятий как ЛМЗ, ЛОМО, заводы «Арсенал», «Пролетарий», Станкостроительный и др. ТЭЦ обеспечивает пароснабжение стендов «Силовых машин», на которых производятся экспериментальные испытания вновь разрабатываемых конструкций лопаточных аппаратов, а также приемосдаточные испытания изготовленных заводом турбин. 

Предприятие «СГК» — Красноярская ТЭЦ-1

О предприятии

Красноярская ТЭЦ-1 — одна из крупнейших станций Сибирской генерирующей компании по установленной тепловой мощности, составляющей 1677 Гкал/час. Установленная электрическая мощность станции – 485,9 МВт.





ТЭЦ-1 дает тепло и горячую воду более 400 тысячам жителей правого и левого берега Красноярска и пригородного поселка Березовка, обеспечивает тепловой энергией такие крупные промышленные предприятия, как АО «КЖБМК», АО «Гамбит», АО «Красноярский завод синтетического каучука», ОАО «Красноярский завод цветных металлов», АО «Красмаш».




Оборудование станции составляют 4 котлоагрегата паропроизводительностью 230 тонн/час каждый, 9 котлоагрегатов паропроизводительностью 220 тонн/час, 4 котлоагрегата паропроизводительностью 270 тонн/час, 4 турбины мощностью 25 МВт каждая, 2 турбины мощностью 60 МВт, 1 турбина мощностью 64,9 МВт, 1 турбина мощностью 87 МВт и 2 турбины мощностью 57 МВт.




Электростанция может работать как в теплофикационном режиме, так и в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии.


Историческая справка








Строительство Красноярской ТЭЦ-1 велось в годы Великой Отечественной войны — круглосуточно и без выходных. Первую теплоэлектроцентраль Красноярска возводил эвакуированный персонал энергетических предприятий со всего Советского Союза. Основное оборудование было привезено со второй Ленинградской электростанции. Вручную и при помощи лебедок многотонная турбина была поднята на высоту семиэтажного дома. Монтаж велся на улице: торцевых стен и перекрытий станции на тот момент еще не было. Ситуация осложнялась нехваткой кадров. Среди тех, кто строил ТЭЦ, были обычные красноярцы.



16 мая 1943 года состоялся пуск в эксплуатацию первого турбогенератора Красноярской ТЭЦ-1. Эта дата считается Днем рождения красноярской энергосистемы. 296 работников электростанции были награждены медалью «За доблестный труд в Великой Отечественной войне 1941—1945 гг.».




В 1959 году Красноярская ТЭЦ-1 начала снабжать электроэнергией железную дорогу на участке Мариинск-Красноярск-Тайшет. В конце 60-х годов на станции заработала программа автоматизации и механизации производства.




В 70-е годы первая красноярская теплоцентраль была экспериментальной площадкой для теплоэнергетики всей страны. На ней велись испытания оборудования для ТЭЦ перед тем, как начать его серийное производство.



Значимые награды коллектива




7 сотрудников Красноярской ТЭЦ-1 награждены Орденом Ленина; двое — Орденом Октябрьской Революции; 19 человек — Орденом Трудового Красного Знамени; 16 — Орденом «Знак почета».
К Ордену Трудовой Славы III степени представлены 11 человек.
Медаль « За трудовую доблесть» получили 20 человек; медаль « За трудовое отличие» — 36.
6 работников предприятия имеют звание «Почетный работник ТЭК»; 59 человек отмечены знаком «Почетный энергетик»; одному из специалистов присвоено звание «Почетный энергетик».
13 человек отмечены Знаком «Заслуженный работник Минтопэнерго РФ»; 10 человек — Знаком «Заслуженный работник РАО ЕЭС России».
Почетной грамотой Министерства промышленности и энергетики РФ награждены 4 человека; Почетной грамотой РАО ЕЭС России — 18 человек; Благодарностью Министерства энергетики — 2 человека.

Уральская турбина позволила увеличить мощность одной из крупнейших ТЭЦ в Казахстане — Новости Урала

ЕКАТЕРИНБУРГ, 22 сентября. /ТАСС/. Турбина, которая была изготовлена на Уральском турбинном заводе (УТЗ), позволила увеличить мощность одной из крупнейших казахстанских ТЭЦ, расположенной в городе Петропавловск. Поставка турбин выполняется в соответствии с меморандумом о сотрудничестве, который был заключен между УТЗ и Центрально-Азиатской энергетической компанией в 2012 году. Об этом сообщил во вторник ТАСС представитель пресс-службы уральского завода, не уточнив сумму инвестиций.

«На Петропавловскую ТЭЦ-2, которая считается одной из самых больших и мощных в Казахстане, наше предприятие поставило турбину К-63-90, которая позволила увеличить мощность электростанции на 21 МВт. Теперь мощность ТЭЦ составляет 455 МВт. Благодаря этому будут обеспечены растущие потребности региона в тепло- и электроэнергии», — сказали в пресс-службе предприятия.

Там отметили, что новая турбина установлена взамен демонтированного турбоагрегата, который работал на ТЭЦ с 1961 года. «Турбина К-63-90 относится к семейству паровых турбин, которые выполнены в одноцилиндровом варианте и имеют компактные решения, что позволяет устанавливать агрегаты большей мощности в существующие ячейки с максимальным сохранением фундаментов», — отметил собеседник агентства.

«Введение в эксплуатацию нового турбоагрегата повысит надежность и экономичность работы станции, уменьшит износ генерирующего оборудования на 14%. Будет снижен удельный расход топлива на выпуск единицы продукции, что позволит сэкономить до 37 тысяч тонн угля в год»,- приводит пресс-служба слова Леонида Ларичева, гендиректора предприятия «Севказэнерго» (в его собственности находится Петропавловская ТЭЦ).

Это уже вторая по счету турбина производства УТЗ, введенная на Петропавловской ТЭЦ-2 с 2013 года. В декабре 2013 года на станции был введен в эксплуатацию турбоагрегат, в перспективе планируется ввести в эксплуатацию еще одну турбину.

Петропавловская ТЭЦ-2 — одна из наиболее мощных тепловых электростанций Казахстана. Электроэнергия, вырабатываемая станцией, используется не только потребителями Северо-Казахстанской области, но и поступает также в единую энергетическую систему Северного Казахстана и Урала. Значительная часть электроэнергии идет в Кокчетавскую (Казахстан) и Омскую области, предприятиям Урала. Тепловой энергией ТЭЦ-2 снабжает промышленные предприятия и коммунально-бытовые объекты Петропавловска.

В России и странах СНГ на данный момент примерно половина установленной мощности теплофикационных турбин приходится на турбины УТЗ. Всего завод поставил отечественным и зарубежным заказчикам 573 приводных, утилизационных и энергетических газовых турбин общей мощностью 5 тыс. МВт.

Акционерное общество «Красноярская ТЭЦ-1» / КонсультантПлюс

Акционерное общество «Красноярская ТЭЦ-1»

Красноярская ТЭЦ-1 (ТГ-10)

комплексная замена котлоагрегата на угольном топливе, станционный номер К-15, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час без изменения паропроизводительности

сопутствующее

замена трубопроводов острого пара, промперегрева, питательной воды технологического соединения «котел-турбина» для противодавленческой паровой турбины, станционный номер ТГ-10, установленной мощностью 87 МВт

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-7, барабанного типа паропроизводительностью 230 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-8, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-9, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-10, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-11, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-12, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-13, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-14, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-15, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

вывод из эксплуатации

Красноярская ТЭЦ-1 (ТГ-15, ТГ-16)

комплексная замена котлоагрегата на угольном топливе, станционный номер К-16, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час без изменения паропроизводительности

комплексная замена теплофикационной паровой турбины, станционный номер ТГ-8, установленной мощностью 60 МВт на теплофикационные паровые турбины, станционные номера ТГ-15 и ТГ-16, установленной мощностью по 35 МВт каждая

сопутствующее

замена регенеративных подогревателей для теплофикационных паровых турбин, станционные номера ТГ-15 и ТГ-16

комплексная замена генератора номинальной активной мощностью 60 МВт для теплофикационной паровой турбины, станционный номер ТГ-8, установленной мощностью 60 МВт на генераторы номинальной активной мощностью по 35 МВт каждый для теплофикационных паровых турбин, станционные номера ТГ-15 и ТГ-16, установленной мощностью по 35 МВт каждая

замена трубопроводов острого пара, промперегрева, питательной воды технологического соединения «котел-турбина» для теплофикационных паровых турбин, станционные номера ТГ-15 и ТГ-16

замена дымовой трубы высотой 100 м на дымовую трубу высотой 275 м

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-6, барабанного типа паропроизводительностью 230 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-16, барабанного типа паропроизводительностью 220 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-18, барабанного типа паропроизводительностью 270 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-19, барабанного типа паропроизводительностью 270 тонн/час

замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры для котлоагрегата, станционный номер К-20, барабанного типа паропроизводительностью 270 тонн/час

вывод из эксплуатации

теплофикационная паровая турбина, станционный номер ТГ-8, установленной мощностью 60 МВт

Затонская ТЭЦ


Завершение строительства электростанции на базе двух парогазовых энергоблоков суммарной мощностью 440 МВт


(Республика Башкортостан).


Заказчик: ООО «Башкирская генерирующая компания»


Ввод в эксплуатацию электростанции позволил существенно улучшить энергообеспечение столицы Башкирии, а также обеспечить теплом и энергией строящиеся микрорайоны города.


Основное оборудование

  • две газотурбинных установки ГТЭ-160, производитель ПАО «Силовые машины»;
  • две паровые турбины Т-60/73, производитель АО «Калужский турбинный завод»;
  • два котла – утилизатора Е-220, производитель АО «ЭМАльянс».


Электростанция введена в эксплуатацию в 2018 году.


Технико-экономические и экологические показатели












Установленная электрическая мощность

440 МВт

Среднегодовой коэффициент использования топлива

84%

Годовая выработка электрической энергии

3500 млн. кВт ч

Годовая выработка тепловой энергии

 640 тыс. Гкал

Годовой расход природного газа

803 млн. м3 /год

УРУТ на отпуск электроэнергии

233 г.у.т./кВт ч

УРУТ на отпуск тепла

155 кг.у.т./Гкал

Концентрация оксидов азота (в пересчете на NO2) в уходящих газах ПГУ

Не более 50 мг/м3

Максимальные приземные концентрации диоксида азота в атмосферном воздухе на границе жилых зон с учетом фоновых концентраций

Не более 0,196 ПДК

Уровень шума на границе существующей жилой застройки

В соответствии с СН 2.2.4/2.1.8.562-96

Основы комбинированного производства тепла и электроэнергии

Комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), также известное как когенерация, составляет:

Параллельное производство электроэнергии или механической энергии и полезной тепловой энергии (нагрев и / или охлаждение) из одного источника энергии.

Тип распределенной генерации , которая, в отличие от генерации на центральной станции, расположена в точке потребления или рядом с ней.

Набор технологий , которые могут использовать различные виды топлива для выработки электроэнергии или мощности в точке использования, позволяя восстанавливать тепло, которое обычно теряется в процессе выработки электроэнергии, для обеспечения необходимого нагрева и / или охлаждения.

Технологию

CHP можно развернуть быстро, экономично и с небольшими географическими ограничениями. ТЭЦ может использовать различные виды топлива, как ископаемые, так и возобновляемые. Он использовался в течение многих лет, в основном в промышленных, крупных коммерческих и институциональных приложениях. Возможно, ТЭЦ не получила широкого признания за пределами промышленных, коммерческих, институциональных и коммунальных кругов, но она незаметно обеспечивала высокоэффективную электроэнергию и технологическое тепло некоторым из наиболее важных отраслей промышленности, крупнейшим работодателям, городским центрам и университетским городкам в Соединенных Штатах.Разумно ожидать, что приложения ТЭЦ будут работать с КПД 65-75%, что является значительным улучшением по сравнению со средним показателем по стране примерно на 50% для этих услуг, когда они предоставляются отдельно.

Программа развертывания ТЭЦ

Программа развертывания когенерации Advanced Manufacturing Office предоставляет заинтересованным сторонам ресурсы, необходимые для определения рыночных возможностей когенерации и поддержки внедрения систем когенерации в промышленных, федеральных, коммерческих, институциональных и других приложениях.

Программа НИОКР для ТЭЦ

По мере того, как энергетические системы развиваются и декарбонизация становится глобальным приоритетом, возникает необходимость в разработке новых технологий когенерации для решения возникающих проблем.Основное внимание в текущей программе НИОКР в области ТЭЦ уделяется разработке гибких систем ТЭЦ, которые могут предоставлять услуги поддержки современной электрической сети, чтобы поддерживать ее стабильность и безопасность. Портфель НИОКР также направлен на разработку более эффективных турбин для ТЭЦ, систем ТЭЦ с высоким соотношением мощности к теплу, а также инструментов и средств анализа для ТЭЦ в микросетях и районных энергосистемах.

Комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ) с газовой турбиной OP16

Комбинированное тепло и электроэнергия

Когенерация (ТЭЦ)

Когенерация, также известная как комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), используется во многих отраслях промышленного / коммерческого рыночного сектора.Модель когенерации используется для максимизации общей эффективности установки при одновременном обеспечении существенной экономии затрат по сравнению с традиционным методом импорта электроэнергии и установки газовой установки для технологических целей.

Что такое когенерация?

В ТЭЦ электричество вырабатывается газовой турбиной, а тепло утилизируется системой утилизации отработанного тепла (WHR), расположенной после выхлопа газовой турбины. Рекуперированное тепло затем используется для производственных процессов, что позволяет максимально увеличить потребление газа.

Комбинированное производство тепла и электроэнергии, также известное как когенерация, — это одновременное использование электроэнергии и тепла на одной электростанции. Выхлопные газы, выходящие из газовой турбины, все еще содержат большое количество энергии. В газотурбинных электростанциях простого цикла этот выхлоп отводится в атмосферу через выхлопную трубу. Однако в когенерационных установках выхлопные газы используются для выработки тепла. В результате когенерация дает больше полезной энергии от того же топлива, что дает более высокий общий КПД.Это также снижает удельные выбросы CO2. Топливом, используемым в проектах когенерации, чаще всего является природный газ.

Преимущества когенерации

Когенерация дает множество преимуществ в промышленности. Когенерация имеет потенциал для экономии значительного количества энергии, что снижает затраты и выбросы CO2 на предприятиях. Это беспроигрышная ситуация для производителей, которым в процессе производства требуется электричество и тепло.

Снижение выбросов CO2

Установка когенерационной системы позволяет клиенту снизить выбросы CO2, что означает, что их технологический процесс является более экологически чистым, что часто позволяет им воспользоваться снижением налогов.

Снижение производственных затрат завода

Когенерация или комбинированное производство тепла и электроэнергии позволяет сократить потребление энергии, газа и электроэнергии по сравнению с традиционным решением.

Окупаемость инвестиций менее 3 лет

Внедрение системы когенерации в существующий процесс с использованием оборудования OPRA часто позволяет клиенту достичь быстрой окупаемости с дополнительными вариантами финансирования проекта, доступными при необходимости.

Газовая турбина OP16

Когенерация с приводом от газовой турбины OP16 — очень эффективное решение, и инвестиционные затраты могут быть окупаемы всего за три года.Технология когенерации на основе газовых турбин вырабатывает электроэнергию для электростанции, а отработанный горячий газ можно использовать для производства пара или горячего воздуха. Выхлопные газы газовой турбины имеют доступную высококачественную тепловую энергию, которая обычно превышает 450 ° C. Благодаря такой высокой температуре его энергию можно использовать по-разному.
Один OP16 может производить около 1,8 МВт (условия @ISO) электроэнергии вместе с 8,9 кг / сек горячих выхлопных газов при 573 ° C, которые затем могут быть рекуперированы для таких применений, как прямая сушка, пар, горячая вода и термомасло или абсорбционное охлаждение. .В дополнение к этому, выхлопные газы содержат около 15% кислорода, что позволяет использовать дополнительный воздуховод для дальнейшего увеличения выработки пара.

OP16 Примеры применения ТЭЦ

OP16 в приложениях когенерации предоставляет чистый, гибкий и эффективный метод для промышленных / коммерческих клиентов, позволяющий максимально сократить эксплуатационные расходы и сосредоточиться на росте основного бизнеса. Коммерческое применение когенерации включает централизованное теплоснабжение городов, отелей и больниц.Промышленные применения включают предприятия по производству строительных материалов, химикатов, продуктов питания, бумаги, текстиля и керамических изделий. Тот факт, что промышленные применения обычно требуют непрерывной подачи тепла и электроэнергии, часто делает инвестиции в когенерационные установки очень привлекательными

Прямая сушка

OPRA разрабатывает, производит, продает и обслуживает газотурбинный генератор OP16. OP16 — это промышленная одновальная газовая турбина с постоянным числом оборотов и радиальным расположением. Генератор поставляется в полностью укомплектованном стандартном 20-футовом контейнере.Он принимает топливо и воздух на входе и подает электроэнергию и горячие выхлопные газы на выходе. Один OP16 может производить около 1,8 МВт (условия @ISO) электроэнергии вместе с 8,9 кг / сек горячих выхлопных газов при 573 ° C, которые можно использовать для прямой сушки, пара (6,5 т / ч пара без дополнительного сжигания в воздуховоде), горячего Вода, термомасло или абсорбционное охлаждение. В дополнение к этому, выхлопные газы содержат около 15% кислорода, что позволяет использовать дополнительный воздуховод для дальнейшего увеличения выработки пара.

Пар

Газовая турбина OP16 может использоваться в когенерационных установках для производства пара, рекуперация тепла играет очень важную роль в осуществимости установки. Газовые турбины OP16 позволяют производить около 6,2 тонны насыщенного пара в час или 12 тонн в час с использованием дополнительного сжигания, что возможно благодаря 15% содержания кислорода.

Почему газовая турбина OP16 идеально подходит для ТЭЦ

Газовая турбина OP16 компании OPRA

идеально подходит для проектов когенерации, поскольку она обеспечивает высокое соотношение тепла и мощности, что приводит к чистым выхлопным газам и высоким температурам выхлопных газов, которые могут использоваться в качестве независимого источника тепла и энергии на месте.

Преимущества газовой турбины OP16

Использование газовой турбины OP16 дает несколько преимуществ:

Высокая температура выхлопных газов

Инновационная конструкция турбины OPRA позволяет генерировать высокие температуры выхлопных газов, идеально подходящие для нужд промышленного и коммерческого секторов рынка.

Отношение тепла к мощности 3: 1

Высокое соотношение тепла к мощности 3: 1, вырабатываемое турбиной OP16, делает ее подходящим решением для когенерации и теплоэнергетики.

Чистый выхлопной газ

Благодаря своей прочной и усовершенствованной конструкции с подшипниками, расположенными в холодной части турбины, турбина OP16 генерирует чистый гарантированно безмасляный выхлопной газ.

Автономный источник тепла и электроэнергии на объекте

Передовые технологии и инновационный дизайн оборудования OPRA обеспечивают надежность энергоснабжения и гарантированную доступность. Оптимизированные LTSA, долгосрочные соглашения об обслуживании, помогают заказчику обеспечить долгую и здоровую жизнь своему оборудованию..

ТЭЦ — обзор

3.4.1 ТЭЦ

ТЭЦ, вырабатывающие тепло и электроэнергию, обычно основаны на цикле Ренкина с перегревом пара. Пар из котла при постоянном давлении перегревается до более высокой температуры, чем точка насыщения. Пример технологической схемы этого процесса представлен на рисунке 3.6 (Sipilä et al., 2005). Если в процессе производится только энергия с помощью конденсационной паровой турбины, теплообменник паровой турбины использует охлаждающую воду для конденсации пара в воду.Расширение пара в паровой турбине ограничено влажностью пара после турбины. Отборная турбина используется, если пар необходим для промышленного процесса. Отборный пар снижает мощность ТЭЦ, но общий КПД остается высоким.

Температура на выходе ЦО (120–150 ° C) выше, чем соответствующая температура конденсированной воды. Это определяет температуру и соответствующее давление пара от турбины. Таким образом, этот процесс часто называют процессом «противодавления».Более высокая температура и давление в турбине с противодавлением снижает выработку энергии, как показано на Рисунке 3.7, где сравниваются энтальпия в зависимости от энтропии (график ч , с ) процессов конденсации и противодавления. «А» относится к перегретому пару; «B» — пар от турбины противодавления; «C» — пар после конденсационной паровой турбины; «D» — вода после конденсатора в процессе конденсации; «E» — процесс противодавления; «F» — исходная вода при температуре насыщения; и «G» — насыщенный пар после испарителя.В «D» и «E» отмечены две точки, когда также учитывается повышение давления в насосе. B ‘и C’ — соответствующие значения изоэнтропического пара после турбины.

Рисунок 3.7. Водяной пар h , s — сравнение схем парового процесса Ренкина с перегревом пара для конденсационной электростанции (ACDFG) и для ТЭЦ с противодавлением (ABEFG). B ‘и C’ — соответствующие значения изоэнтропического пара после турбины.

Взято из Sipilä et al.(2005).

Уменьшение механической работы паровой турбины при выработке как ЦТ, так и электроэнергии равно разнице между АВ и АС. С учетом потерь в турбине η t и КПД генератора η gen выходы поколений равны

(3.1) Pc = ηtcηgenAC

(3.2) Pchp = ηtchpηgenAB

КПД и необходимое топливо обоих типов равны

(3.3) ηc = Pc / Qfuel⇒Qfuel, c = Pc / ηc

(3.4) ηchp = Pchp + Qchp / Qfuel, chp⇒Qfuel, chp = Pchp + Qchp / ηchp

Отношение мощности к теплу ТЭЦ составляет

(3,5) r = Pchp / Qchp = ηtchpηgenAB − ηexQex −

ownuse / BE

где Q ex [ F = f ( m , p , T )] — количество тепла отводимого пара турбины для промышленного процесса, а η ex КПД от входа в турбину до этой точки.

Если мы дадим цену на топливо и разделим затраты на P chp и Q chp на основе «метода распределения выгод», обе части (тепло и электричество) участвуют в преимуществах ТЭЦ по сравнению с отдельными производствами.Таким образом, мы можем рассчитать производственную стоимость ТЭЦ-тепла и ТЭЦ-электроэнергии и инвестиционные затраты и сравнить их с соответствующими затратами на разделенную электроэнергию в конденсированной электростанции и тепловой котельной / паровой установке.

В качестве примера на Рисунке 3.8 представлена ​​ТЭЦ и мощностью 15 МВт. ТЭЦ с котлом с кипящим слоем (BFB) имеет мощность топлива 48 МВт, электрическую мощность 14,7 МВт и мощность ЦТ 30 МВт. Годовая наработка составляет около 5000 часов, годовая выработка электроэнергии 60–70 ГВтч e , а выработка ЦТ составляет 150–185 ГВтч дирхамов .Промышленная эксплуатация станции началась в октябре 2002 года. Технологическая схема Ийсалмиской ТЭЦ представлена ​​на Рисунке 3.8.

Рисунок 3.8. ТЭЦ мощностью 15 МВт и /30 МВт ТЭЦ . G = генератор.

Взято из Alakangas et al. (2004).

Завод использует фрезерный торф (70–100%), древесное топливо, напр. древесная щепа, опилки и кора (0–27%) и рекуперированное топливо (REF) (0–3%) в качестве топлива. Легкое жидкое топливо используется в качестве пускового и резервного топлива. Доля древесного топлива может быть увеличена до 70% без каких-либо модификаций в будущем, если это позволит его наличие.

Топливо сжигается в котле BFB. Расход свежего пара составляет 17,5 кг / с, температура пара 515 ° C и давление 93 бар. Паровая турбина представляет собой одноступенчатую двухступенчатую модель с двухпоточным хвостовиком ЦО, где поток пара распределяется по отдельным проточным секциям турбины, так что пар равномерно распределяется между обоими теплообменниками при более высоких температурах выхлопной воды ЦО, а также при частичные нагрузки. Это означает, что дополнительная когенерационная мощность, достигаемая за счет двухступенчатого предварительного нагрева воды ЦО, не теряется зимой.Дополнительная мощность на 1 МВт лучше доступна зимой по сравнению с традиционной конструкцией. Такая конструкция обеспечивает соотношение мощности к теплу 0,49, что значительно выше, чем обычно для этого класса.

Частицы удаляются с помощью электрофильтра. Выбросы частиц будут 25 мг / МДж, выбросы SO 2 140 мг / МДж, NO x выбросы 150 мг NO 2 / МДж и CO 2 выбросы 80–113 г / МДж, в зависимости от топливная смесь.

Котел Forssa BFB ТЭЦ работает на древесной биомассе. Он был открыт в 1996 году. Основное топливо (54%) — опилки и кора деревообрабатывающей промышленности, а также древесная щепа (34%). Также используются древесные строительные отходы и другие древесные материалы, а также топливо REF (4%) с соседних очистных сооружений. Общее использование твердого топлива составляет около 720 ТДж (200 ГВтч) при годовой работе 7500 часов.

Пример ТЭЦ мощностью 17 МВт и представлен на Рисунке 3.9.Мощность составляет 17,2 МВт e и мощность ЦТ 48 МВт dh , при мощности котла 66 МВт th и расходе топлива 71,7 МВт th . Общий КПД составляет 92%, а электрический КПД — 24%. Котел кипящего слоя, высотой 20 м и площадью поперечного сечения 25 м 2 . Топливо воспламеняется и горит при попадании в раскаленный слой псевдоожиженного песка. Дополнительный воздух подается над псевдоожиженным слоем. Температура горения составляет 800–850 ° C, что дает низкие выбросы закиси азота.При использовании древесины выбросы диоксида серы отсутствуют. Поток свежего пара 22,8 кг / с при температуре 510 ° C и давлении 62 бар подается на паровую турбину с противодавлением. Турбина оборудована двумя вытяжками: одна для питания резервуара с водой, а другая — для второго теплообменника ЦТ. От турбины пар конденсируется в первом теплообменнике ЦТ.

Рисунок 3.9. Forssa 17,2 МВт e /48 МВт dh ТЭЦ на биоэнергетике в Финляндии.

Взято из Alakangas et al.(2004).

Alholmens Kraft 240 МВт e ТЭЦ в Пиетарсаари, Финляндия, была запущена в 2001 году и является одной из крупнейших ТЭЦ с котлом на биотопливе с циркулирующим псевдоожиженным слоем (ЦКС) в мире. Схема ТЭЦ представлена ​​на рисунке 3.10. ТЭЦ производит дополнительную электроэнергию для ЦТ в город Пиетарсаари и перерабатывает пар для целлюлозно-бумажного комбината UPM-Kymmene. Основное топливо котла: древесина (40%), торф (45%) и уголь (15%). Общая годовая потребность в топливе составляет 12 600 ТДж (3500 ГВт-ч).Установка предназначена для гибкого использования топлива от 100% биомассы до 100% угля.

Рисунок 3.10. Котельная на биотопливе Пиетарсаари CFB ТЭЦ мощностью 240 МВт и /100 МВт пар /60 МВт dh .

Взято из Alakangas et al. (2004).

ТЭЦ вырабатывает 240 МВт электроэнергии, 100 МВт технологического пара и 60 МВт горячего водоснабжения. Котел производит пар мощностью 550 МВт тыс. при потреблении топлива 580 МВт. Температура пара составляет 545/545 ° C (перегретый / промежуточный перегретый) при давлении 165/40 бар и расходе пара 194/179 кг / с.

4.3 Газовые турбины — Общие сведенияCHP.com

Основными загрязнителями от газовых турбин являются оксиды азота (NOx), оксид углерода (CO) и летучие органические соединения (ЛОС). Другие загрязнители, такие как оксиды серы (SOx) и твердые частицы (PM), в первую очередь зависят от используемого топлива. Содержание серы в топливе определяет выбросы соединений серы, в первую очередь SO2. Газовые турбины, работающие на десульфизированном природном газе или дистиллятном масле, выбрасывают относительно незначительные уровни SOx.Как правило, выбросы SOx выше при сжигании тяжелой нефти в турбине. Таким образом, контроль SOx — это вопрос закупки топлива, а не вопрос технологии газовых турбин. Твердые частицы являются незначительно значительным загрязнителем для газовых турбин, работающих на жидком топливе. Зола и металлические добавки в топливе могут способствовать образованию твердых частиц в выхлопных газах.

Важно отметить, что рабочая нагрузка газовой турбины оказывает значительное влияние на уровни выбросов основных загрязнителей NOx, CO и ЛОС.Газовые турбины обычно работают при высоких нагрузках. Следовательно, газовые турбины предназначены для достижения максимального КПД и оптимальных условий сгорания при высоких нагрузках. Одновременный контроль всех загрязняющих веществ при всех условиях нагрузки затруднен. При более высоких нагрузках возникают более высокие выбросы NOx из-за пиковых температур пламени. При более низких нагрузках происходит более низкая тепловая эффективность и более частое неполное сгорание, что приводит к более высоким выбросам CO и ЛОС. См. Предыдущее обсуждение образования NOx в (раздел 4.2.3).

В последнее десятилетие в центре внимания усовершенствований по контролю выбросов NOx в турбинах и сгоранию было снижение температуры горячих точек пламени с использованием бедных топливно-воздушных смесей и предварительно смешанного сгорания. Бедное сжигание снижает соотношение топливо / воздух в зонах, где происходит образование NOx, так что пиковая температура пламени меньше, чем стехиометрическая адиабатическая температура пламени, тем самым подавляя термическое образование NOx.

Сгорание с предварительно приготовленной обедненной смесью (DLN / DLE) предусматривает предварительное смешивание газообразного топлива и сжатого воздуха таким образом, чтобы не было локальных зон высоких температур или «горячих точек», где могли бы образоваться высокие уровни NOx.Для сжигания обедненной смеси с предварительно приготовленной смесью требуются специально разработанные смесительные камеры и зоны впуска смеси, чтобы избежать обратного пламени. Оптимизированное применение сгорания DLN требует комплексного подхода к конструкции камеры сгорания и турбины. Камера сгорания DLN становится неотъемлемой частью конструкции турбины, и для каждого применения турбины необходимо разрабатывать особые конструкции камеры сгорания. В то время как уровни NOx до 9 ppm были достигнуты при сжигании обедненной смеси с предварительным смешиванием, немногие турбины, оборудованные DLN, достигли уровня практической работы при этом уровне выбросов, необходимом для коммерциализации — способности поддерживать 9 ppm в широком рабочем диапазоне от полной мощности до минимальной. нагрузка.Одна из проблем заключается в том, что пилотное пламя, которое представляет собой небольшое диффузионное пламя и источник NOx, обычно используется для непрерывного внутреннего воспламенения и стабильности в камерах сгорания DLN и затрудняет поддержание полного чистого снижения NOx
во всем диапазоне изменения диапазона.

Шум также может быть проблемой в камерах сгорания с предварительно приготовленной смесью, поскольку акустические волны образуются из-за нестабильности горения при воспламенении предварительно смешанного топлива и воздуха. Этот шум также проявляется в виде волн давления, которые могут повредить стенки камеры сгорания и ускорить необходимость замены камеры сгорания, тем самым увеличивая затраты на техническое обслуживание и снижая доступность установки.

Все ведущие производители газовых турбин используют камеры сгорания DLN по крайней мере в части своих производственных линий. При использовании этой технологии производители турбин обычно гарантируют выбросы NOx от 15 до 42 частей на миллион. Выбросы NOx при сжигании дистиллятного масла обычно гарантируются на уровне 42 ppm с DLN и / или в сочетании с впрыском воды. Некоторые модели (в основном модели мощностью более 40 МВт) имеют камеры сгорания, способные работать на 9 ppm (на природном газе) в пределах ожидаемого рабочего диапазона.

Разработка готовых к выпуску моделей турбин, оборудованных DLN, является дорогостоящим мероприятием из-за эксплуатационных трудностей, связанных с поддержанием надежной работы газовых турбин в широком диапазоне мощностей.Следовательно, сроки применения DLN к нескольким производственным линиям турбин зависят от рыночных приоритетов и ограничений ресурсов. Производители газовых турбин изначально разрабатывают камеры сгорания DLN для моделей газовых турбин, для которых они ожидают наибольшие рыночные возможности. Со временем и накоплением опыта технология распространяется на дополнительные модели газовых турбин.

В настоящее время основным методом контроля выбросов NOx после сжигания является селективное каталитическое восстановление (SCR). Аммиак впрыскивается в дымовой газ и реагирует с NOx в присутствии катализатора с образованием N2 и h3O.Система SCR расположена в выхлопном тракте, обычно внутри HRSG, где температура выхлопных газов соответствует рабочей температуре катализатора. Рабочая температура обычных систем SCR составляет от 400 до 800 ° F. Стоимость обычных систем SCR со временем значительно снизилась — инновации в катализаторах стали основной движущей силой, что привело к сокращению объема и стоимости катализатора на 20% без изменения рабочих характеристик. .

Низкотемпературный SCR, работающий в диапазоне температур от 300 до 400 ° F, был коммерциализирован в 1995 году и в настоящее время используется примерно на двадцати газовых турбинах.Низкотемпературный SCR идеален для модификаций, когда он может быть расположен после HRSG, избегая потенциально дорогостоящей модернизации HRSG для размещения катализатора в более горячей зоне HRSG.

Высокотемпературные установки SCR, работающие в диапазоне температур от 800 до 1100 ° F, за последние годы значительно расширились. Высокая рабочая температура позволяет размещать катализатор непосредственно после выпускного фланца турбины. Высокотемпературный SCR также используется в газовых турбинах с пиковыми нагрузками и в газовых турбинах простого цикла с базовой нагрузкой, где нет HRSG.

SCR снижает от 80 до 90% NOx в выхлопе газовой турбины, в зависимости от степени однородности химических условий в выхлопе. При последовательном использовании с впрыском воды / пара или сгоранием по технологии DLN, SCR может приводить к низким уровням NOx, измеряемым однозначными числами (от 2 до 5 частей на миллион).

Системы SCR

дороги и значительно влияют на экономическую осуществимость небольших проектов газовых турбин. Для проекта мощностью 5 МВт затраты на производство электроэнергии увеличиваются примерно на полцента за кВтч.Кроме того, SCR требует хранения на месте опасного химического вещества аммиака. Наконец, аммиак может «проскочить» через процесс, не вступив в реакцию, что усугубляет проблемы со здоровьем окружающей среды.

Микротурбины для коммерческого и промышленного применения

Газовые турбины бывают разных размеров. В то время как большие турбины внутреннего сгорания, кажется, получают большую часть внимания, а компании Siemens, GE и Mitsubishi Hitachi Power Systems производят больше всего шума, несколько более мелких компаний нашли ниши на рынке микротурбин.Их инновационные разработки особенно интересны в коммерческом и промышленном сегментах.

Когда многие люди думают о микротурбинах, они часто представляют себе небольшие агрегаты, производящие всего 30 кВт мощности. Хотя такие блоки являются новинкой, отрасль сильно изменилась за последнее десятилетие, и в наши дни общая мощность многоблочных блоков может достигать 30 МВт.

Консалтинговая фирма ICF Inc. ведет базу данных по установкам комбинированного производства тепла и электроэнергии (ТЭЦ) для США.С. Министерство энергетики. Он считается наиболее полным источником информации об установках ТЭЦ в стране. ICF недавно сообщила, что микротурбины захватили 25% рынка ТЭЦ США ​​в диапазоне от 100 кВт до 5 МВт в период с 2013 по 2017 год. Это установило новый рекорд.

Согласно базе данных, общая установленная мощность систем ТЭЦ менее 5 МВт составила 2631,4 МВт на конец 2017 года. ICF прогнозирует, что годовая мощность установленных ТЭЦ в США вырастет с 561 МВт в 2017 году до 1400 МВт в 2026 году.Ожидается, что рост будет происходить за счет небольших коммерческих приложений, которые обычно совместимы с микротурбинными технологиями.

«Учитывая рекордно низкие цены на газ и их стабильность в обозримом будущем, разработка проектов когенерации представляет собой привлекательную возможность с множеством потоков доходов — пар продается хостам для промышленных процессов, а электроэнергия продается в сеть», — Сирадж Тадж, директор и владелец консультантов ST Power Services, сообщил POWER .«Коммерческие и промышленные потребители оценивают экономическую целесообразность скрытой когенерации, чтобы снизить эксплуатационные расходы, повысить надежность, достичь целей в области энергоэффективности и уменьшить свой углеродный след», — добавил он.

Энергетика промышленных процессов

Почти десять лет назад POWER сообщал о развитии микротурбинных систем (см. «Развитие микротурбинных технологий» в ноябрьском выпуске 2010 года). Capstone Turbine Corp., которая утверждает, что является ведущим разработчиком и производителем микротурбинных систем выработки электроэнергии, уже тогда продавала единичные блоки мощностью до 1 МВт.Сегодня все блоки Capstone могут быть подключены параллельно мощностью до 30 МВт.

Чтобы понять, где эти пакеты могут быть полезны, рассмотрим Felsineo La Mortadella. Компания представляет собой итальянский кухонный комбайн, который производит термообработанные свиные колбасы мелкого помола. Это было показано в тематическом исследовании, опубликованном на веб-сайте Capstone.

Felsineo искала возможность модернизировать систему выработки электроэнергии на своем основном производственном предприятии в Болонье. Требовалось устройство, способное справиться с увеличением производства насыщенного пара для производства колбас.

Компания решила установить микротурбину Capstone C1000, работающую на природном газе (рис. 1), а также газовый компрессор и парогенератор дожигания. Проект Felsineo был первой микротурбиной Capstone, в которой использовался пар после сжигания пара, который успешно удовлетворял как электрические, так и тепловые потребности объекта. Согласно тематическому исследованию, общая эффективность производственного предприятия повысилась на 30%, экономя Felsineo около 300 000 евро в год.

1.Capstone Turbine Corp. предлагает линейку микротурбин, начиная от модели C30 мощностью 30 кВт (разрез показан здесь) и заканчивая установкой C1000S мощностью 1 МВт. Предоставлено: Capstone Turbine Corp.

«Новая линейка продуктов Capstone Signature Series делает значительный прогресс на рынке ТЭЦ, который специально ориентирован на рост вертикали рынка энергоэффективности и продолжение диверсификации бизнеса Capstone», — Джим Кроуз, исполнительный вице-президент Capstone по продажам. и маркетинг, говорится в недавнем пресс-релизе о росте рынка ТЭЦ.

Самая эффективная малая газовая турбина в мире

Aurelia Turbines — относительный новичок на рынке — компания была основана в 2013 году, но ее технология разрабатывалась десятилетиями. Главный офис и производственные мощности компании расположены в Лаппеенранте, Финляндия. Расположение важно, потому что Аурелия работала в сотрудничестве с Технологическим университетом Лаппеенранты над разработкой своей новой газовой турбины.

По словам генерального директора Aurelia Матти Малкамяки, Лаппеенранта «немного похожа на Кремниевую долину для высокоскоростных технологий.В эксклюзивном интервью для POWER Малкамяки сказал, что он специально основал компанию в Лаппеенранте из-за «ноу-хау», существовавшего в этом районе. «На начальных этапах работы над турбиной работали пять разных профессоров из университета и их соответствующие исследовательские группы, всего более 30 человек. Без них этот продукт никогда бы не увидел свет », — сказал он.

В газовой турбине Aurelia используется процесс, который компания называет IRG2 (генератор с промежуточным охлаждением и рекуперацией на двух золотниках).Хотя многоступенчатые турбины и турбины с рекуперацией и промежуточным охлаждением существуют и в других формах, турбина Aurelia A400 является первой в своем роде, в которой все эти функции используются в одном и том же агрегате (рис. 2).

2. На этой схеме показан процесс IRG2 (генератор с промежуточным охлаждением и рекуперацией на двух золотниках). Основные компоненты конструкции Aurelia включают компрессоры низкого (LP) и высокого (HP) давления, турбины и генераторы. Предоставлено Aurelia Turbines

Вознаграждение — повышение эффективности.Aurelia утверждает, что у нее самые эффективные небольшие газовые турбины в мире по электрическому КПД.

«Мы здесь не творим чудес», — пояснил Малкамяки. «Самая большая разница для нас по сравнению с другими газовыми турбинами аналогичного размера заключается просто в том, что у нас два вала. У нас есть вал низкого давления и у нас есть вал высокого давления. Это означает, что у нас есть два генератора. Оба они без редукторов, так что это высокоскоростные валы. И у нас есть компрессор низкого давления, после которого у нас есть промежуточный охладитель, и это делает остальную часть процесса преобразования намного более эффективной, поскольку тогда воздух становится более плотным и более холодным.Затем у нас есть рекуператор — так что это турбина с рекуперацией — но у нас немного более высокий перепад давлений в камере сгорания, чем у всех других турбин аналогичного размера. Это дает нам небольшую выгоду ».

В то время как конструкция Capstone хорошо подходит для ТЭЦ, где тепло выхлопных газов может использоваться для повышения общей эффективности, Aurelia нацелена на приложения, в которых электричество является движущей силой решения об установке турбины. Турбину Aurelia можно по-прежнему использовать в когенерационных установках, но в зависимости от конкретных требований площадки также может потребоваться канальная горелка.

«Мы больше конкурируем с газовыми двигателями», — сказал Малкамяки. В этой области Aurelia предлагает большую гибкость в использовании топлива и более низкие выбросы. «У нас гораздо больше возможностей для различных видов топлива. Мы можем использовать очень бедный биогаз, который не подходит для двигателей. Именно здесь мы видим свою первую рыночную нишу ».

Еще одна уникальная особенность турбины Aurelia — активные магнитные подшипники. Подшипники не требуют масла, что исключает возможность утечек и сокращает объем технического обслуживания.Дизайн не новый. Компания Sulzer, которая также представлена ​​в Лаппеенранте, использует аналогичные подшипники в некотором своем оборудовании, например, в высокоскоростных турбокомпрессорах для очистных сооружений и некоторых других. Успех в этих областях применения вселил в Aurelia уверенность в том, что система подшипников используется в конструкции турбины.

«В этом бизнесе главное — надежность и демонстрация того, что вы заслуживаете доверия», — сказал Малкамяки. Аурелия пытается сделать все возможное, чтобы «вести разговор», — добавил он.

Дополнительные решения для когенерации

Британская компания Centrax — еще один поставщик небольших газовых турбин. В октябре 2017 года он также сдал в эксплуатацию проект в Болонье, Италия. На этом объекте используются две генераторные установки CX501-KB5 DLE, каждая из которых вырабатывает до 3,9 МВт электроэнергии, подключенные к промышленным котлам, которые способны обеспечить отопление примерно 8000 домохозяйств в городе. Оба агрегата оснащены газовыми турбинами Siemens 501-K.

Hera, многофункциональная компания, которой принадлежит объект, инвестировала более 17 миллионов евро в проект, расположенный на территории завода, работающего с 1990-х годов.По заявлению компании, модернизация стимулировалась повышением энергоэффективности и экологической устойчивости. Часть старой электростанции была снесена в мае 2015 года, и электростанция начала питать сеть централизованного теплоснабжения менее чем за 18 месяцев.

«Генераторы 501-KB5 DLE хорошо подходят для этого проекта, предоставляя Hera компактное, но мощное решение, обеспечивающее отличную гибкость, когда и когда требуются тепло и энергия», — Крис Дюмон, исполнительный менеджер по продажам и маркетингу Centrax, Об этом говорится в сообщении для прессы об открытии завода.«Благодаря новой технологии Hera может управлять объектами из удаленного центра, что позволяет минимизировать потребности в персонале на месте».

OPRA Turbines, голландская группа компаний Dalian Energas, предлагает еще один небольшой газотурбинный агрегат. Его газовая турбина OP16 имеет радиальную конструкцию. Он считается уникальным, поскольку его передовые системы сжигания позволяют работать с широким спектром жидкого и газообразного топлива. Умеренный перепад давлений OP16 позволяет работать при низком давлении топливного газа, и он может быть оборудован камерами сгорания с низким уровнем выбросов или камерами сгорания топлива с низким Btu.По заявлению компании, ее уникальная технология сжигания может превратить грязный топливный газ, который в противном случае был бы сожжен, сброшен или просто потрачен впустую, в «зеленую энергию и чистый выхлопной газ».

Один из примеров решения OPRA в действии можно найти на предприятии по производству гипсокартона Siniat в Нидерландах. Технологический процесс Siniat требовал непрерывной подачи 5,8 МВт и 1,8 МВт. Изучив варианты, компания решила использовать газовую турбину OP16 в автономном режиме. Выхлопные газы, выходящие из турбины при температуре 575 ° C, направляются непосредственно в сушилки и декарбонизаторы.В результате общий электрический и тепловой КПД установки превышает 85%. Выхлопные газы содержат 15% O 2 , что позволяет легко применять дожигание на входе в сушилку, если требуется дополнительная тепловая мощность. Кроме того, установка была установлена ​​всего за две недели в том же месте, что и старая, ранее существовавшая радиальная газовая турбина. ■

Аарон Ларсон — исполнительный редактор POWER.

CHP Cheat Sheet — Gas Engines & Gas Turbines

Техническое моделирование теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) было моей первой областью профессиональной специализации.

В ENGIE я разработал технические модели для поддержки новых проектов. Я также разработал модели для оптимизации работы существующих электростанций, например, схему централизованного теплоснабжения Олимпийского парка в Лондоне.

ТЭЦ максимизирует рекуперацию тепла и электроэнергии из топлива . Эти технологии являются зрелыми и принесут выгоду от выбросов углерода в большинстве электрических сетей.

Этот пост призван дать кратких практических подробностей о двух наиболее распространенных формах газовых ТЭЦ.Вместе газовый двигатель и газовая турбина составляют около 90% установленной мощности ТЭЦ в Великобритании.

Таблица 1 — ТЭЦ в Великобритании от Министерства энергетики и изменения климата

Этот пост посвящен техническим фактам, важным для проектирования и эксплуатации газовых турбин и газовых двигателей.

общий для газовых двигателей и газовых турбин

  • Оба имеют общий КПД (электрический + тепловой) примерно 80% HHV
  • Оба работают с максимальным электрическим КПД при полной нагрузке
  • При работе с частичной нагрузкой общий КПД остается около 80% HHV — снижению электрического КПД противодействует повышение теплового КПД

газовые двигатели

Рисунок 1 — Схема простого газового двигателя

основные практические преимущества

  • Высокий электрический КПД (30-38% HHV)
  • Недорогие эксплуатационные расходы
  • Дешевая капитальная стоимость

Основные практические недостатки

  • Половина извлекаемого тепла вырабатывается низкого качества (<100 ° C)
  • Обычно экономичен только при мощности менее 5 МВт

Газовый двигатель вырабатывает примерно такое же количество электроэнергии и тепла — i.е. соотношение тепла к мощности составляет примерно 1: 1.

Рекуперируемое тепло, выделяемое в газовом двигателе, делится примерно на половину высокого качества (> 500 ° C) и половину низкого качества (<100 ° C).

Газовые двигатели обычно экономичны до 5-6 МВт. Газовые турбины большего размера становятся конкурентоспособными.

ТЭЦ с газовым двигателем имеет низкие эксплуатационные расходы ( 0,6–1,2 л / кВт ч при 8000 часов в год, ) и капитальные ( 500–1 500–1 500 / кВт ч, общий проект ).

Половина выделяемого тепла низкого качества означает, что требуется низкокачественный радиатор.

Для многих промышленных процессов требуется только высокотемпературное тепло (обычно используется пар). Без низкопотенциального радиатора для низкопотенциального тепла пострадает экономика газового двигателя.

Типичные низкокачественные радиаторы включают отопление помещений, подогрев питательной воды котла на объектах с низкой скоростью возврата конденсата и низкотемпературный технологический обогрев. Это делает централизованное теплоснабжение и больницы хорошими приложениями ТЭЦ с газовым двигателем.

газовые турбины

Рисунок 2 — простая схема газовой турбины

основные практические преимущества

  • Все вырабатываемое тепло высокого качества
  • Дополнительное сжигание можно использовать для выработки большего количества тепла с высокой эффективностью
  • Возможность комбинирования с паровыми турбинами для выработки большей мощности

Основные практические недостатки

  • Более низкий электрический КПД
  • Комплексные системы контроля выбросов
  • Обычно ограничивается мощностью более 5 МВт

Газовая турбина работает с более низким электрическим КПД (25-35% HHV), чем газовый двигатель.

Газовая турбина вырабатывает примерно вдвое больше тепла, чем мощность, то есть отношение тепла к мощности составляет около 2: 1.

В отличие от газового двигателя, все тепло, выделяемое газовой турбиной, является высококачественным (> 500 C). Это делает газовые турбины идеальными для промышленных предприятий, которым для работы необходим высокотемпературный пар.

Это также позволяет использовать газовые турбины в режиме комбинированного цикла (пар вырабатывается из выхлопных газов и используется для привода паровой турбины). В выхлопные газы можно впустить больше газа, чтобы еще больше увеличить выработку пара (это называется дополнительным сжиганием).

Это может быть ключевым преимуществом газовых турбин, поскольку предельный КПД дополнительного сжигания выше, чем выработка тепла в кожухотрубном или водотрубном котле.

Спасибо за чтение!

Когенерация / комбинированное производство тепла и электроэнергии

Комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), также известное как когенерация, — это одновременное производство электроэнергии и тепла из одного источника топлива, такого как природный газ, биомасса, биогаз, уголь, отходящее тепло или нефть.

ТЭЦ — это не отдельная технология, а интегрированная энергетическая система, которую можно модифицировать в зависимости от потребностей конечного потребителя энергии.

Две наиболее распространенные конфигурации систем когенерации:

Газовая турбина

Системы ТЭЦ с газовой турбиной или поршневым двигателем вырабатывают электроэнергию путем сжигания топлива (природного газа или биогаза) для выработки электроэнергии, а затем используют блок рекуперации тепла для улавливания тепла из выхлопного потока системы сгорания. Это тепло преобразуется в полезную тепловую энергию, обычно в виде пара или горячей воды.Газовые турбины / двигатели идеально подходят для крупных промышленных или коммерческих ТЭЦ, требующих большого количества электроэнергии и тепла.

Паровой котел с паровой турбиной

Паровые турбины обычно вырабатывают электроэнергию как побочный продукт производства тепла (пара), в отличие от систем ТЭЦ с газовыми турбинами и поршневыми двигателями, где тепло является побочным продуктом выработки электроэнергии. Системы ТЭЦ на базе паровых турбин обычно используются в промышленных процессах, где твердое топливо (биомасса или уголь) или отходы легко доступны в качестве топлива для котельной установки.

Преимущества ТЭЦ

ТЭЦ играет важную роль в удовлетворении энергетических потребностей Соединенных Штатов, а также в снижении воздействия производства электроэнергии на окружающую среду, в том числе:

Повышение эффективности

ТЭЦ требует меньше топлива для выработки заданной мощности и позволяет избежать потерь при передаче и распределении, которые возникают, когда электричество проходит по линиям электропередач.

Преимущества надежности

ТЭЦ

может быть спроектирована для обеспечения объекта электроэнергией и тепловой энергией высокого качества независимо от того, что может произойти в энергосистеме, уменьшая влияние отключений и улучшая качество электроэнергии для чувствительного оборудования.

Экологические преимущества

Поскольку для производства каждой единицы выработанной энергии сжигается меньше топлива, ТЭЦ снижает загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов.

Оставьте комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *